На правах рукописи Специальность 25.00.16 – Горнопромышленная и нефтегазопромысловая

На правах рукописи
ЖУЛАНОВ ИВАН НИКОЛАЕВИЧ
РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ АКУСТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Специальность 25.00.16 – Горнопромышленная и нефтегазопромысловая
геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр
Автореферат
диссертации на соискание учёной степени
доктора технических наук
Пермь - 2007
2
Работа выполнена в ЗАО ПИТЦ «Геофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика» и
в Горном институте УрО РАН
Научный консультант:
доктор геолого-минералогических наук,
профессор, заслуженный деятель науки РФ
Новоселицкий Владимир Маркович
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Кнеллер Леонид Ефимович
доктор технических наук, профессор
Силаев Валерий Аркадьевич
доктор технических наук, профессор
член-корреспондент РАН
Уткин Владимир Иванович
Ведущая организация:
Научно-производственная фирма (НПФ)
«Геофизика» (г. Уфа)
Защита состоится «____» __________ 2007 г. в _____ часов на заседании
диссертационного совета Д004.026.01 при Горном институте УрО РАН по адресу: 614007, г. Пермь ул. Сибирская, 78а
тел./факс (342) 216-75-02
С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Горного института УрО РАН.
Автореферат разослан «____» _____________ 2007 г.
Учёный секретарь
диссертационного совета,
к.г.-м.н., доцент
Б.А. Бачурин
3
Общая характеристика работы
Актуальность темы
Одно из важнейших направлений геофизических исследований скважин
(ГИС) – акустический каротаж (АК). В период становления и развития акустического каротажа во второй половине ХХ века существовала некоторая
недооценка его важности, например, в сравнении с сейсмическими исследованиями, имеющими ту же физическую основу. Сейсмическим исследованиям в
силу их глобальной значимости обеспечен государственный приоритет в развитии и оснащении средствами регистрации и обработки сейсмических сигналов. Скважинные же акустические исследования оказались в тени, хотя некоторые задачи, решаемые с помощью только продольных волн, например, такие как акустический контроль цементирования (АКЦ) нефтяных и газовых
скважин, представляют исключительную важность. Надлежащее их решение
является не только условием успешной добычи нефти и газа, но и условием
обеспечения экологической безопасности территорий разрабатываемых
нефтяных и газовых месторождений.
В 60-80 гг ХХ-го века в ряде районов страны (Афгано-Таджикская, Прикарпатская, Соликамская впадина, Восточное Предкавказье и т.д.) открыты
ряд месторождений нефти, приуроченных к низкопористым пластам. Их продуктивность определялась наличием сложнопостроенных коллекторов и развитых трещинных систем. Стандартный комплекс ГИС не эффективен для их
выявления. Перспективны для их выделения в 1-ю очередь акустические методы, обладающие в сравнении с методами ГИС более широким спектром
возможностей, например, скважинное телевидение, акустический широкополосный каротаж, глубинное акустическое зондирование и др.
На этапе развития и становления (60-80 гг. ХХ-го века) акустические исследования отличала ограниченность возможностей. Имевшиеся оборудование и технологии работ (исследования открытого ствола, контроль цементирования) позволяли регистрировать на фотоносители только параметры продольных волн. Дополнительно с помощью устройств типа регистратора
«Штиль» при выполнении научных и опытно-методических исследований
могли регистрироваться на фотоносители фазокорреляционные диаграммы и
волновые сигналы. Эти данные обрабатывались вручную с целью построения
параметров поперечных и гидравлических волн. Работы отличали низкая оперативность, недостаточные точность и качество получаемых данных. Тем не
менее, результаты регистрации и обработки волновых сигналов и фазокорреляционных диаграмм, полученные соискателем при опытно-методических работах по опробованию аппаратуры АКН-1 (1982-1984 гг.) на территории Соликамской впадины, указали на перспективность применения широкополосного каротажа для выявления сложнопостроенных коллекторов.
Разработанные в конце 80-х годов рядом научных институтов (ВНИИНПГ, г. Уфа; ВНИИЯГГ, г. Москва) и геофизических предприятий (например, ОАО «Тюменьпромгеофизика») аппаратурно-программные комплексы
регистрации и обработки волновых сигналов, построенные на устаревшей
4
элементной базе, не получили широкого распространения из-за ограниченности возможностей.
Таким образом, информационный потенциал акустических методов в целом по России на начало 90-х оставался нереализованным. Это создавало проблемы с качеством и уровнем решения научно-исследовательских и производственных задач и, соответственно, с развитием новых направлений акустических исследований в России, и в том числе, в Пермском крае.
Цель работы - создание и совершенствование высокоразрешающих
средств акустических исследований, реализация с их помощью возможностей существующих и разработанных акустических методов для изучения
свойств и строения околоскважинного пространства, контроля состояния обсаженных скважин и разработка на этой основе новых технических и технологических решений, способствующих научно-техническому прогрессу в промысловой геофизике.
Задачи исследований
1. Разработка высокоразрешающих средств акустических исследований
для изучения строения и свойств околоскважинного пространства и контроля
состояния обсаженных скважин.
2. Создание комплекса методов исследований низкопористых карбонатных разрезов для выделения коллекторов, изучения их строения и выявления
закономерностей развития трещиноватости пород.
3. Совершенствование методов определения состояния и свойств околоскважинного пространства для обеспечения надёжного контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации (ЩГПП).
4. Разработка новых методов и приемов оценки состояний пород и цементного камня за колоннами при различных конструкциях крепления ствола
скважин в интервалах нефте-газонасыщенных и водорастворимых (соли, гипсы и др.) пород.
Основные защищаемые положения
1. Комплекс акустических методов исследований, позволяющий посредством определения и сопоставления коэффициентов радиальной и осевой неоднородности околоскважинного пространства выделять низкопористые коллекторы и уточнять их строение.
2. Закономерности развития трещиноватости, на основе которых трещинные зоны выявляются уже только по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин.
3. Технология обработки полных волновых сигналов, регистрируемых в
интервалах щелевой гидропескоструйной перфорации, позволяющая методом
мониторинга определить местоположение щелевых резов и установить их
глубину.
4. Методы обработки результатов акустических исследований, посредством которых определяются состояние цемента за колоннами при различных
конструкциях крепления скважин и состояние водорастворимых пород (солей) за двумя колоннами.
5
Научная новизна
1. Показано, что характер затухания средних амплитуд волнового сигнала позволяет выделять кавернозно-трещинные и трещинные зоны и давать
оценку потенциальной продуктивности низкопористых нефтегазоносных
толщ.
2. Доказано, что если в низкопористой карбонатной толще безглинистых
пород при бурении скважины формируется зона интенсивных вертикальных
набуренных желобов, то всегда существуют две зоны субвертикальной и
наклонной макротрещиноватости, которые размещены соответственно над и
под зоной вертикальных набуренных желобов.
3. Установлено, что метод радиального зондирования позволяет построить кривую коэффициента радиальной неоднородности околоскважинного
пространства и выделить при комплексировании с акустическим каротажом
по приточным зонам интенсивную субвертикальную и вертикальную трещиноватость.
4. Впервые показано, что каждый прибор скважинного акустического каротажа имеет свой формфактор, учитывающий рабочую частоту, диаметры
прибора и скважины и позволяющий подбором прибора согласно его оптимальных значений существенно повысить качество регистрируемых в скважинах кинематических и динамических параметров.
5. Доказано, что сжатие волнового сигнала на входе аналого-цифрового
преобразователя посредством управления его амплитудой (уменьшение, увеличение) в N раз, позволяет расширить динамический диапазон регистрируемых волновых сигналов в 2 N раз при сохранении разрядности цифровых отсчётов амплитуд.
Практическая ценность и реализация работы
На основе каротажных регистраторов «Триас» разработаны и изготовлены регистраторы волновых сигналов (РВС) на магнитную ленту (1991-1993
гг.), позднее (1996 г.) модернизированных для регистрации цифровых массивов ВС непосредственно на персональный компьютер. Эти РВС использовались ОАО «Пермнефтегеофизика» (с 1991 по 2003 гг.) для решения широкого
круга научных и производственных задач. С 1996 по 2004 гг. на основе современных промышленных АЦП серии ЛА-2, ЛА-2ТМ разработаны и применялись ОАО «Пермнефтегеофизика» и ЗАО ПИТЦ «Геофизика» для решения
научно-исследовательских и опытно-производственных задач ряд всё более
совершенных регистраторов волновых сигналов и снимков САТ [1, 3, 25].
В период 1991-2000 гг. последовательно разработаны четыре версии программных средств обработки волновых сигналов и данных САТ: «Экспресс»,
«WSPS», «ГИС-Акустика» и «ГИС-АКЦ». «ГИС-АКЦ» используется по
настоящее время для решения как научных, так и производственных задач
акустических исследований [1, 11, 18, 23, 24].
Применением разработанных средств регистрации и обработки волновых
сигналов сокращены временные и экономические затраты на производственные работы, многократно повышено качество акустического каротажа.
Опробованы новые виды акустических исследований: волновая шумометрия,
6
глубинное дальнее (до 100 м, 1998 г.) и ближнее (до 3 м, 2003 г.) АК-зондирование околоскважинного пространства, межскважинные исследования
(2003, 2006 гг.), реверберационный каротаж (2005 г.) и т.д. [1].
В период с 1991-2004 гг. разработаны, отлажены и внедрены в ОАО
«Пермнефтегеофизика» и ЗАО ПИТЦ «Геофизика» технологии: 1) выделения
в низкопористых карбонатных разрезах продуктивных зон; 2) контроля состояния цементного кольца за колоннами при строительстве и эксплуатации
скважин; 3) контроля местоположения и глубины щелевой гидропескоструйной перфорации [1, 16, 18].
Апробация и реализация работы
Основные результаты исследований докладывались на Всероссийских
научно-технических конференциях и совещаниях: «Изучение рифогенных
структур геофизическими методами» (Пермь, 1981); «Применение геофизических методов при решении инженерно-геологических и экологических задач»
(Пермь, 1994); «Новые сейсмоакустические технологии исследования нефтегазовых скважин» (Тверь, 1997); «Пути реализации нефтегазового потенциала
ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2004), на Международных научно-практических
конференциях: «Перспективы развития геофизических методов в XXI веке»
(Пермь, 2004); «Передовые технологии строительства и ремонта скважин»
(Пермь, 2005).
За совершенствование аппаратуры САТ и за участие в разработке РД
«Методическое руководство по применению скважинного акустического телевизора и интерпретации получаемых данных» автор награжден медалью
ВДНХ (Москва, 1979).
Автор участвовал в разработке РД «Технология проведения исследований и интерпретации данных акустической цементометрии в кондукторах,
технических и эксплуатационных колоннах при двухколонных конструкциях
скважин», разработанных ВНИИНПГ (Уфа, 1988).
Результаты, полученные соискателем при применении акустического телевизора САТ-2, использованы при составлении РД «Методические рекомендации по использованию пластовой наклонометрии и скважинного акустического телевизора САТ-2 для выделения трещинных коллекторов и определения элементов залегания пластов» (1989 г.).
Выполнены опытно-методические работы по 14 темам. Результаты при
завершении каждой темы докладывались и обсуждались на Ученых советах
ВНИИ нефтепромысловой геофизики (ВНИИНПГ, г.Уфа, 1979-1991 гг.), на
научно-технических совещаниях ОАО «Пермнефтегеофизика» (1979-2002 гг.).
Отчеты по ОМР хранятся в Росгеолфонде (г. Москва), Уральском территориальном геологическом фонде (г. Екатеринбург) [1].
Разработанные с участием автора программы «ГИС-Акустика», «ГИСАКЦ» внедрены на геофизических предприятиях Западной Сибири (ОАО
«Нефтеюганскгеофизика», трест «Сургутнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ЗАО «Тюменьпромгеофизика и др.) и восточноевропейской
части России (ОАО «Пермнефтегеофизика», ООО ПИТЦ «Геофизика», ОАО
7
«Татнефтегеофизика», ОАО «Удмуртгеология», ООО «Оренбурггазгеофизика») и др. [1, 9, 27 ].
Публикации. По теме диссертации напечатана монография, опубликовано
29 печатных работ, в том числе 15 - в ведущих рецензируемых изданиях, входящих в перечень ВАК, получены три авторских свидетельства на программные продукты обработки волнового сигнала АК (№ 970037, № 980433, №
2000610746), один патент (№ 2174242).
Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения,
шести глав, заключения и списка литературы, включающего 249 наименований. Объем работы - 199 страниц, включая пять таблиц и 51 рисунок.
Исходные материалы и личный вклад автора. Диссертация отражает результаты исследований, полученные автором в ходе опытно-методических и
научно-исследовательских работ, выполненных в ОАО «Пермнефтегеофизика» (1979-2001 гг.) и ЗАО ПИТЦ «Геофизика» (2002-2006 гг.).
Разработка средств цифровой регистрации и программных средств обработки данных акустических методов, а также разработка новых методов и
технологий акустических исследований, теоретические и экспериментальные
исследования выполнялись под руководством и с непосредственным участием
автора. Представленные в диссертации данные получены при непосредственном участии автора в полевых и интерпретационных работах.
Автором совместно с программистами Б.И. Зониным, Е.В. Туляевым
С.В. Беловым и И.В. Ташкиновым последовательно разработаны четыре рабочих версии программных комплексов обработки волновых сигналов АК:
«Экспресс», «WSP», «ГИС-Акустика» и «ГИС-АКЦ» [1,17,18,19].
Работа выполнена благодаря консультациям и поддержке доктора геолого-минералогических наук В.М. Новоселицкого. Автор выражает ему искреннюю признательность.
Благодарность за конструктивные советы при обсуждении результатов
работ автор приносит доктору технических наук, профессору И.А. Санфирову.
Автор искренне признателен С.В. Матяшову за поддержку в развитии
традиционных и продвижении новых акустических методов исследований в
Пермском крае.
Автор благодарен кандидату геолого-минералогических наук В.К. Сидорову - за участие в оформлении результатов работ; П.Н. Гуляеву, Л.Л. Петуховой, М.А. Стариковой - за помощь в обработке и интерпретации полученных данных; Е.В. Савину, Ю.Б. Веснину, Е.Э. Камереру, Н.С. Веснину - за
участие в разработке регистраторов волновых сигналов АК трёх уровней, оригинальных скважинных акустических приборов и выполнение скважинных
исследований.
8
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Глава 1. ОСНОВНЫЕ ОБЪЕКТЫ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
АКУСТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Скважинные акустические методы возникли в 50-х годах как средство
решения относительно простых задач, таких как литологическое расчленение
разреза, параметризация данных сейсмических исследований, контроля наличия цемента за колонной. Позднее с помощью акустических методов решался уже более широкий круг задач акустических исследований скважин
(например, определение упругих свойств пород, выявление низкопористых
кавернозно-трещинных коллекторов, контроль цементирования обсадных колонн и др.). Появились специальные методы (акустическое телевидение, акустический широкополосный каротаж и т.д.), обозначилась специализация
направлений исследований.
Период 70-80 гг. XX века характеризовался открытием в ряде районов
страны (Восточное Предкавказье, Припятская впадина, Соликамская впадина,
и др.) месторождений нефти и газа, приуроченных к низкопористым отложениям с коллекторами сложного строения. Стандартный комплекс геофизических исследований скважин не способен выделять низкопористые кавернознотрещинные коллекторы. Работами Б.Н. Ивакина, Е.В. Каруса, П.В. Крауклиса, О.Л. Кузнецова (1978), И.П. Дзебаня (1981), Д.В. Белоконя, В.Ф. Козяра
(1985), Л.В. Будыко, В.Д. Щербакова (1991) показана возможность решения
этой задачи акустическими методами.
Максимальную эффективность добычи нефти и газа и экологическую
безопасность разрабатываемых месторождений обеспечивает надёжная гидродинамическая изоляция затрубья нефтегазовых скважин, что достигается в
первую очередь высоким качеством их цементирования. Работами П.А. Прямова (1978, 1988), Ю.А. Гуторова (1981,1984,1995), Б.И. Кирпиченко (1970,
1981, 1984) обоснована необходимость использования акустических методов
для контроля качества цементирования нефтегазовых скважин.
Таким образом, повышение эффективности акустических методов для
выявления низкопористых коллекторов и для контроля качества цементирования, их совершенствование и развитие являются важными задачами скважинных акустических исследований.
Для Пермского края изучение и совершенствование двух рассмотренных
направлений акустических исследований актуально по двум причинам: 1)
открытие ряда высокопродуктивных залежей нефти, приуроченных к низкопористым карбонатным отложениям со сложным строением коллекторов; 2)
расположение ряда нефтяных месторождений на территории Верхнекамского
месторождения калийных солей (ВКМКС).
При строительстве нефтяных скважин на ВКМКС применяется специальная двухколонная конструкция (техническая + эксплуатационная колонны)
крепления ствола в интервалах солей и специальные технологии цементирования колонн. Это требует совершенствования техники и методики акустического контроля цементирования при строительстве скважин и обеспечения
9
должного уровня акустического контроля состояния цементного кольца за
двумя колоннами в ходе их эксплуатации.
Таким образом, выделяются, по крайней мере, два принципиально различных по строению объекта акустических исследований:
1) вскрытые скважиной низкопористые карбонатные потенциально продуктивные отложения с трещинными или сложнопостроенными коллекторами, отличающиеся разрывностью, неоднородностью свойств карбонатных пород как в радиальном направлении, так и вдоль оси скважины по всей её
окружности;
2) обсаженные скважины (с одно- и двухколонными конструкциями
крепления пород и др.), отличающиеся радиальной неоднородностью и имеющие при одноколонной конструкции три плотные среды (стальную или
стеклопластиковую колонну, цементное кольцо, околоскважинную среду), а
при двухколонной - пять плотных сред.
Объекты отличаются по содержанию и свойствам, и объединяет их только одно – гетерогенность (неоднородность) изучаемых сред. Для изучения и
количественной оценки свойств этих объектов необходима разработка специальных акустических методов, приёмов и, в целом, современной технологии
исследований. Эта технология должна включать в себя цифровую регистрацию первичных данных (волновых сигналов, снимков САТ) и их обработку
современными, легко адаптируемыми к решению новых задач акустических
исследований, программными средствами.
Модель 1-го объекта, методы изучения, условия исследований
Объект – околоскважинная среда, низкопористые проницаемые за счёт трещиноватости и кавернозности карбонатные породы, отличающиеся разрывностью и неоднородностью свойств, как в радиальном направлении,
так и вдоль оси скважины (рис. 1.1).
Перспективны для изучения степени неоднородности околоскважинной среды два известных акустических метода: сква-жинный
акустический телевизор (САТ) и акустический
каротаж на преломленных волнах (АКпв). САТ
регистрирует на снимках кавернозность и
трещиноватость среза пород, вскрытых скважиной.
По АКпв регистрируются кинематические
и динамические параметры продольных, поперечных волн и гидроволн, полные энергии
волновых сигналов, и по их показаниям возможна в той или иной мере оценка степени
неоднородности околоскважинной среды, обусловленной трещиноватостью и кавернозно- Рис. 1.1. Модель 1-го объекта
10
тью пород. Применяемые типы аппаратуры: акустическая широкополосная –
приборы типа АКШ, АКВ и т.д. и приборы типа МАК-2, позволяющие регистрировать характеристики продольных, поперечных волн, гидроволн и полные энергии волновых сигналов.
Радиальная глубинность изучения околоскважинной среды ограничена
для акустических методов на преломленных волнах половиной длины зондирующей акустической волны (не более 0.7 м при частоте сигнала fраб=10
кГц; 0.5 м – при fраб=16-20 кГц), включая измерения характеристик среды по
полной энергии ВС.
Влияние скважинной среды на определяемые акустические параметры
(интервальные времена и затухания продольных, поперечных волн и гидроволн) нивелируется двухзондовой конструкцией зонда. Априори полагаем соосными прибор и скважину за счёт центрирования прибора на оси скважины.
Описание объекта 2-го рода (обсаженная скважина).
Методы и условия исследований
Объект представляет собой скважину с цементированной обсадной колонной и отличается радиальной неоднородностью акустических свойств. Содержит три среды - стальную (иногда стеклопластиковую) колонну, цементное кольцо и околоскважинную среду (породу) и имеет две границы между
средами: колонна – цемент и цемент – порода (рис. 1.2).
Промышленно применяются для контроля цементирования в ходе строительства
скважин и оценки состояния цемента за колонной при их эксплуатации приборы акустического контроля цементирования (АКЦ)
интегрального типа ряда МАК и другая аппаратура. Регистрируются кинематические и
динамические параметры продольных волн
по колонне и по породе.
По параметрам продольных волн по колонне (интервальные времена и затухания)
определяются:
1) на этапе цементирования – качество
цементирования обсадной колонны;
2) при эксплуатации скважин – состояние контакта цемент-колонна.
По параметрам волн по породе (интервальные времена) при сопоставлении с данными, полученными в открытом стволе, может оцениваться суммарное качество контактов колонна – цемент и цемент – порода. На регистрируемые параметры
волн по породе влияют:
1) степень концентричности всех сред;
2) физико-механические свойства цементного камня;
11
3) состояние контактов на границах: цемент-колонна и цемент-порода.
Априори полагаем соосными прибор и обсадную колонну за счёт жёсткого центрирования скважинного прибора. Соосность же колонны и стенки
скважины обеспечивается только в местах расположения центрирующих колонну фонарей. Даже при качественном цементировании физически возможно
только частичное соответствие определяемых динамических параметров (амплитуд, энергий) акустических сигналов, зарегистрированных в открытом и
обсаженном стволе. Совпадение кинематических параметров продольных
волн, регистрируемых в открытом и обсаженном стволе, достигается при
условии плотного контакта цемента с колонной и породой.
Влияние скважинной среды на определяемые акустические параметры
(интервальные времена и затухания продольных волн по колонне) нивелируется двухзондовой конструкцией зонда.
В рамках 2-ой модели возможны выявление и количественная оценка:
1) степени неоднородности объектов природного происхождения, описанных в 1-ой модели и представляющих собой трещинные и кавернозные породы;
2) глубины и объёмности объектов искусственного происхождения типа
щелевых резов, прорезанных в околоскважинной среде посредством гидропескоструйной перфорации.
Первые могут быть пропущенными продуктивными объектами, вторые выполняются специально для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов
или приемистости нагнетательных скважин.
Описание объектов 2-го рода в варианте двухколонной конструкции
и условия исследований
Объекты представляют собой интервалы нефтяной скважины с двухколонной конструкцией крепления ствола (на территории ВКМКС это интервалы солевых отложений). Благодаря конструкции крепления (эксплуатационная колонна + техническая колонна) отличаются радиальной неоднородностью акустических свойств. Интервал скважины с двумя зацементированными
колоннами, содержит пять сред: скважинный раствор, 1-ю стальную колонну,
1-е цементное кольцо, 2-ю стальную колонну, 2-е цементное кольцо и околоскважинную среду. Содержит четыре границы между средами: 1-я колонна –
цемент, цемент – 2-я колонна, 2-я колонна – цемент и цемент – порода.
По параметрам продольных волн по колонне (интервальные времена и затухания) определяются:
1) на этапе строительства скважины – качество цементирования технической и эксплуатационной колонн;
2) в ходе эксплуатации скважин – состояние контакта цемент-колонна с
эксплуатационной колонной.
О требованиях к осесимметричности объектов исследований
и скважинных приборов
Поскольку рассматриваемые объекты измерений (скважина, обсадные колонны) и инструменты измерений (скважинные приборы) – осесимметричны,
условиями корректности измерений являются: 1) соосность скважинного при-
12
бора и скважины (открытый ствол); 2) соосность скважинного прибора и 1-й
колонны (обсаженная скважина). Требования к величине допустимого предельного смещения (ДПС) осей объекта и инструмента измерений определяем
в 1/8 длины акустической волны в скважинном растворе. ДПС составляет при
частотах зондирования: 12 кГц (АКШ) – 1.5 см; 16 кГц (МАК-2) – 1.2 см; 30
кГц (АКТАШ) – 0.6 см. Соосность достигается жёстким центрированием приборов в скважине или в колонне и её уровень определяется конструкцией центраторов и прибора, наклоном скважины и степенью ответственности геофизика-оператора.
При исследованиях в обсаженных скважинах точность измерений акустических характеристик пород максимальна при: 1) соосности колонны и ствола
скважины (одноколонные конструкции); 2) соосности обеих колонн и ствола
скважины (двухколонная конструкция); 3) предельной прочности цемента и
плотных контактах цемента на всех границах.
Выбор направлений развития акустических исследований
Для выбора направлений исследований рассмотренных выше объектов
изучен уровень научно-исследовательских, опытно-методических и производственных работ в различных регионах страны.
Проблемы выделения низкопористых трещинных и трещинно-кавернозных коллекторов изучались в научных институтах (ВНИИЯГГ, г.Москва;
ВНИИГИС, г.Тверь; ВНИИНПГ, г.Уфа и др.). Разработан ряд видов широкополосной акустической аппаратуры на преломленных (дважды) волнах (АКН1, АКШ, АКВ и др.) и отражённых волнах (скважинный акустический телевизор).
Практическая эффективность этих видов аппаратуры изучалась на низкопористых объектах севера Пермской области. Испытан и применяется с 1979
года с высокой эффективностью на нефтяных месторождениях скважинный
акустический телевизор (САТ) [21-25]. Автором установлено, что с помощью
САТ успешно выявляются трещинные и сложно-построенные зоны и дифференцируется их строение. В период с 1982 по 1985 год под руководством и с
участием автора опробована широкополосная акустическая аппаратура АКН1 и получен эффект выделения проницаемых низкопористых зон по амплитудам волн Лэмба-Стоунли. С 1989 года для определения упругих свойств пород
успешно применялась аппаратура АКШ.
Из числа новых методов наибольший практический интерес для применения в Пермской области представлял метод выявления низкопористых проницаемых зон, основанный на регистрации и обработке полной энергии волнового сигнала (Л.В. Будыко, 1991 г.).
По результатам проведённых работ выбраны в качестве основных акустических методов выделения низкопористых коллекторов: 1) скважинный
акустический телевизор как средство выявления трещинных зон; 2) метод выделения проницаемых (сложнопостроенных) зон, реализуемый обработкой
полного волнового сигнала. Недостатки первого метода – нулевая глубинность, малая разрешающая способность по выделению трещин (раскрытие более 3 мм), недостатки второго – малая глубинность (до 0.5 м), невозможность
13
дифференциации выделенных зон по их строению (трещины, кавернозность) и
выделения субвертикальной и вертикальной трещиноватости.
Очевидно, перспективны и необходимы акустические методы, реализующие глубинность исследований до нескольких метров от оси скважины и позволяющие выделять в её окрестностях интенсивную субвертикальную и вертикальную макро- и микротрещиноватость. Именно благодаря присутствию
субвертикальной и вертикальной макро- и микротрещиноватости мощные
низкопористые толщи могут быть резервуарами нефти, газа.
Проблемы акустического контроля цементирования (АКЦ) нефтегазовых
скважин изучались рядом научных институтов (ВНИИКРнефть, г. Краснодар;
ВНИИГИС, г. Октябрьский; ВНИИНПГ, г. Уфа). Разработан ряд приборов
АКЦ однозондовых: АКЦ-1, АКЦ-4 и т.д. (70-е годы) и двухзондовых: АКЦНВ, СПАК-6, ЦМГА-2, МАК-1, МАК-2 (80-92 гг.).
В период с 1979 по 1991 гг. на территории ВКМКС под руководством автора проведены опытно-методические работы с однозондовой (АКЦ-4) и
двухзондовой аппаратурой АКЦ-НВ, СПАК-6, МАК-1, ЦМГА-2, МАК-2, в
том числе, при двухколонных конструкциях крепления скважин.
В результате проведенных работ внедрена в производственный комплекс
исследований в обсаженных скважинах на территории ВКМКС двухзондовая
аппаратура акустического контроля цементирования МАК-2, отвечающая
требованиям: а) количественной оценки качества цементирования; б) осесимметричности скважинного прибора и обсадной колонны.
Основная проблема акустических исследований (научных, опытно-методических и производственных) от момента их возникновения (50-е гг.) и до
начала 90-х гг. – отсутствие точного и высокоразрешающего инструмента
акустических исследований, т.е. средств цифровой регистрации и программ
обработки первичной информации (волновых сигналов, видеоизображений
стенки скважины).
Таким образом, основные направления работ можно сформулировать
следующим образом:
1) совершенствование акустических исследований посредством разработки, создания и внедрения средств цифровой регистрации и обработки первичной информации (волновых сигналов, видеоизображений);
2) разработка комплекса акустических методов для выделения и изучения строения низкопористых коллекторов, выявление закономерностей развития и размещения трещинных зон в низкопористых карбонатных разрезах,
определение глубины щелевых резов после щелевой гидропескоструйной
перфорации;
3) совершенствование акустического контроля качества цементирования
обсадных колонн при строительстве и эксплуатации нефтяных скважин.
14
Глава 2. РАЗРАБОТКА СОВРЕМЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ РЕГИСТРАЦИИ
И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ АКУСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
Анализ состояния акустических исследований второй половины 80-х годов показал, что, в отличие от сейсмических, в области скважинных акустических исследований в СССР нет промышленно производимых средств цифровой регистрации и обработки волновых сигналов. Опытные образцы регистраторов «АРАКС» (ВНИИНПГ, г.Уфа), «Пласт-5» (ВНИИЯГГ, г.Москва),
«Снеги» (г.Тюмень), «Курсор» (г.Нижневартовск) существовали в единичных
экземплярах, имели ограниченные возможности и были непригодны к широкому применению.
С середины 80-х годов в ОАО «Пермнефтегеофизика» работали компьютерные технологии на базе микроЭВМ ВТ-20 для обработки аналоговых кривых геофизических методов. В конце 80-х реализован следующий этап развития компьютерных технологий - созданы компьютизированные рабочие места
на базе персональных компьютеров РС-АТ. С их помощью разрабатывались
программы обработки данных геофизических исследований скважин (ГИС). В
том числе, в 1990 г. по техническому заданию соискателя начата разработка
средств обработки волновых сигналов акустического каротажа [3, 25].
Благодаря развитию цифровой техники и компьютерных технологий стало возможным создание цифровой технологии акустических исследований. Её
1-ая часть – цифровая регистрация волновых сигналов в полевых условиях, а
вторая, завершающая – обработка волновых сигналов на компьютизированных рабочих местах. Главное условие эффективности этой технологии – возможность оперативной адаптации средств регистрации и обработки под любые новые задачи и под любые виды акустических исследований.
Разработка средств цифрой регистрации волновых сигналов
Эффективность цифровой технологии акустических исследований определяется качеством регистрации первичных данных, позволяющим обеспечить при их обработке предельную точность определения широкого комплекса первичных данных – кинематических и динамических параметров акустических волн (продольных, поперечных, гидроволн, волн по колонне и по породе) и других параметров.
Обеспечить достаточные качество и точность, получаемых при обработке интерпретационных параметров (затуханий, интервальных времен) возможно при регистрации волновых сигналов в динамическом диапазоне 60 дБ с
шагом дискретизации 2 мкс. Временное окно должно гарантировать неискажённую регистрацию полного комплекса акустических волн, возбуждаемых в
скважине, например, аппаратурой типа МАК-2 (зонд И1.0П0.5П) и др. Минимальное время пробега продольных волн Tp для 1-го зонда, достижимое
только в высокоскоростных разрезах (DTp=150 мкс/м), составляет величину
не менее 200 мкс. При этом погрешность определений Tp для 1-го зонда не
превышает 1%. И в итоге погрешность определений времен пробега в любых
разрезах для обоих зондов не превышает 1.5%, а погрешность определений
интервальных времён продольных волн не превышает 2%. Соответственно,
15
погрешность определений интервальных времён остальных типов волн будет
существенно меньше.
Для оценки качества цементного камня за колоннами значим диапазон
изменений затуханий волн по колонне от 0 до 30 дб/м. Допустимый динамический диапазон регистрации амплитуд волновых сигналов по зондам – не
менее 60 дб. Этот критерий выбора амплитудного диапазона регистрации ВС
при АКЦ работоспособен при длине второго зонда скважинного прибора не
более 1.6м, иначе измерения затуханий волн по колонне при их значениях более 30 дБ/м становятся некорректны (см. гл.5).
Выбранные параметры регистрации обеспечили точное решение задач: а)
контроля цементирования скважин; б) определения параметров продольных и
поперечных волн, средних амплитуд и энергий волнового сигнала.
Разработка и совершенствование аппаратуры цифровой регистрации данных акустических исследований выполнены в три этапа:
1-й этап - разработка регистратора волновых сигналов (РВС) на основе
промышленного каротажного регистратора каротажных кривых «Триас».
Автором предложена и реализована схема регистрации массивов ВС дополнительно к массивам каротажных кривых. Блочная схема РВС представлена на рис. 2.1.
16
Массивы каротажных кривых считывались и обрабатывались как обычно
производственными службами, а массивы ВС – специальной группой анализа
качества и обработки ВС. Внедрение схемы параллельной регистрации массивов каротажных кривых и ВС позволило на большом количестве материалов
(около 300 скважин) с 1991 по 1995 гг. отладить современные технологии акустического контроля цементирования и исследований открытого ствола и
обучить производственные службы приёмам обработки данных [1, 3, 25].
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 преобразователь (8-разрядный 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 электронноцифровым 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 раза. 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 акустического 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 вол-
17
новых 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
18
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
19
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» (19982001 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 (ОАО «Нефтеюганскгеофизика», трест «Сургутнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика»,
ЗАО «Тюменьпромгеофизика», ПФ «Севергазгеофизика» и др.) и восточноевропейской части России (ОАО «Пермнефтегеофизика», ООО ПИТЦ «Геофизика», ОАО «Татнефте-геофизика», ОАО «Удмуртгеология», ООО «Оренбурггазгеофизика») 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.
20
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.
И.П. Дзебанем (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.
21
Таблица1
Относительный удельный вес пустот
Тип коллектора
1. Поровый
Межзерновые
поры
Большой
2. Поровотрещинный
3. Поровокавернознотрещинный
4. Поровокавернозный
5. Кавернознотрещинный
6. Трещинный
Большой
Большой
Большой
Незначительный
(<5%)
Весьма
незначительный
Трещины
Каверны
Весьма
незначительный
Средний,
большой
Средний,
большой
Весьма
незначительный
Весьма
незначительный
Средний,
большой
Весьма
незначительный
Средний,
большой
Большой
Средний,
большой
Средний,
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.
22
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.
Л.В. Будыко и Ю.Д. Щербаковым (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:
e   R
E  E изл  Z  n ,
(1)
R
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 сопротивле-
23
ние 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 (Б.М. Яворский, А.А. Детлаф, 1974), уравнение средней амплитуды при рассеянии сигнала в среде имеет вид:
Аизм=Аизл  е
 R
,
(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 = e R .
(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) 2 * ( 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-трещинного коллектора, продольная волна фиксирует в интервальном времени влияние именно межзерновой составляющей в его структуре.
24
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 № 261 и № 518 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.
25
Рис. 3.1. Результаты испытаний зон приточности
в скважинах № 261 и № 518 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.
26
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 75 0).
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
27
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 В.Н. Носовым [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 (1998-1999 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 работоспо-
28
собность 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.
В скважине № 1 Широковской площади исследования ГАКЗ проведены
в НПК-отложениях (Кпн<6%). Разрез осложнён ярко выраженными вертикальными желобами, характерными для турне-фаменских отложений большинства площадей севера Пермской области. В колонне испытаны интервалы
2096-2105 м и 2120-2129 м. Получены незначительные притоки нефти (1.7
т/сут) и газа (4.45 тыс. м3). По керновым данным породы в продуктивных интервалах микротрещиноватые, по ГИС – низкопористые, приток получен благодаря микротрещиноватости низкопористых пород.
Именно в пластах-коллекторах повышены показания коэффициента Кg,
но по данным АКПЗ продуктивные интервалы не выделяются, т.е. низкопористые, микротрещиноватые по керну пласты-коллекторы по значениям коэффициента приточности Ке не фиксируются. Это означает, что микротрещиноватость вертикальная (или близкая к вертикальной) и методом АКПЗ она не
может фиксироваться. Подтверждают это поведение показания БК – аномальные снижения сопротивлений в микротрещиноватых пластах.
Таким образом, по результатам опробования сделан следующий вывод:
применение методов АКПЗ и ГАКЗ позволяет оценить вклад открытой вертикальной и субвертикальной трещиноватости пород в строение сложного коллектора и выделить проницаемые за счёт множественной вертикальной и субвертикальной трещиноватости низкопористые пласты.
О закономерностях развития трещиноватости пород
Трещиноватость толщи турне-фаменских отложений выявлена по снимкам CAT в скважинах, пробуренных на Уньвинской, Юрчукской, Сибирской,
Дуринской, Логовской, Шершнёвской, Чусовской, Боровицкой, Колвинской,
Волимской и других площадях Соликамской депрессии. Она является следствием тектонических процессов, создающих разнонаправленные напряжения
в мощных толщах пород и вызывающих взаимные смещения частей этих
толщ. Такие смещения толщ пород происходят под воздействием горизонтальных (или почти горизонтальных) полей напряжений, имеющих региональный характер.
29
Изучение полей напряжений (в том числе вертикальных и горизонтальных) в земной коре проведено учёными разных стран, в том числе, в России (С.А. Батугин, 1988). В результате установлено, что:
- около 75% всех измерений дают неравные горизонтальные напряжения
и их отношение достигает порядка 5 ед. и более;
- свыше 75% всех измерений свидетельствуют о том, что горизонтальные напряжения больше вертикальных в 1.5-6 раз.
Из этих данных видно, сколь велики и неравны могут быть разнонаправленные горизонтальные напряжения в толщах пород. Отмечено, что при горизонтальных сжимающих напряжениях (ГСН) в горных породах происходит
разрушение типа скалывания и возникают трещины скалывания. При растягивающих напряжениях возникают трещины отрыва. Установлено, что угол
наклона трещин скалывания, образующихся при ГСН, около 75 градусов
(И.В. Баклашов, 1988). Снимками САТ низкопористых отложений ряда
скважин, пробуренных на территории Соликамской депрессии, подтверждается существование наклонных трещин такого рода.
Силы горизонтальных напряжений, под воздействием которых происходили взаимные сдвиги, деформации и разрушения массивов пород, частью сохраняют свое действие и проявляются при бурении скважин образованием
вертикальных набуренных желобов (ВНЖ). По данным американских исследователей (Джон Кокс У., 1988) ВНЖ – это вывалы пород в направлении, перпендикулярном вектору напряжений горных пород. Они представляют собой
эллипсовидные расширения ствола и образуются чаще всего при проходке
мощных низкопористых толщ [1, 2, 13, 14]. По данным наклономера НИД-1
(Губина А.И., 1991) и САТ-2 [2, 23] установлено, что в пределах территории
севера Пермской области желоба ориентированы с севера на юг.
Процесс разрушения развивается длительно и непрерывно, совместно с
пластическим и упругим деформированием пород. Пластическое деформирование приводит к разрушению структуры пород в плоскости взаимного
сдвига и скольжения толщ пород. Это проявляется в аномально высоких сопротивлениях пород, измеренных методом бокового каротажа в интервалах
деформированных низкопористых толщ, вскрытых при бурении глубоких
скважин.
Кроме образования на плоскостях сдвига зон перемятых и уплотнённых
пород в момент их взаимного смещения, выше и ниже этих зон формируются
множественные трещины определённого направления [1, 3, 11, 16, 34]. Эти
трещины действительно существуют и выявляются по снимкам САТ в участках, примыкающих к зонам ВНЖ – как правило, это трещины с наклоном от
50-60 градусов вплоть до вертикальных (см. рис. 3.2).
На основании изучения данных САТ, ГИС и результатов испытаний низкопористых карбонатных разрезов сделаны следующие основные выводы:
1) зоны повышенных напряжений (ПН) пород, проявляющие себя при
бурении скважины ВН-желобами и аномально высокими сопротивлениями
пород, являются зонами гидродинамической изоляции и раздела литологически однородной толщи;
30
2) к окрестностям зон повышенных напряжений, как правило, приурочена открытая трещиноватость пород;
3) между раздельными зонами повышенных напряжений неравномерно
размещаются зоны трещиноватости и макрокавернозности;
Именно трещинные системы такого рода играют первостепенную роль в
высокой производительности скважин и, в целом, в добычных возможностях
низкопористых залежей. Причём их размещение, как следует из приведённых
данных, подчиняется перечисленным выше закономерностям. Для их демонстрации на рис. 3.3. представлены результаты исследований САТ и данные
испытаний НПК-отложений по скважине № 79 площади Б-Пашня.
Рис. 3.3. Скважина № 79, пл. Б-Пашня.
Результаты исследований низкопористой толщи, ограниченной
зонами повышенных напряжений пород (2003 г.).
Данные обработаны программой ГИС-АКЦ.
Характеристика низкопористых турне-фаменских отложений в скважине
№ 79:
1) существуют две раздельные зоны ПН (см. наличие ВНЖ), окаймляющие продуктивную толщу (1987-2021 м), причём 1-я – находится в кровле
31
низкопористой турне-фаменской залежи (1985-1987 м), 2-я – проявляет себя в
толще зоной вертикальных желобов (2021-2040 м);
2) между этими зонами ПН в продуктивной толще пород существует ряд
неравномерно развитых зон макро- и микротрещиноватости, кавернозности
пород, в том числе, две из них (интервалы 1988-1991 м и 2019-2021 м) непосредственно прилегают к зонам повышенных напряжений.
Их кавернозность, трещиноватость установлена по керну и снимкам САТ,
проницаемость – определена по аномально низким сопротивлениям пород, а
продуктивность – подтверждается притоками нефти.
Перфорация произведена в интервалах: 1987-1991, 1993-1995, 1999-2002,
2005-2013, 2019-2021 м; при освоении получен приток безводной нефти в
объеме 40 т/сут. Часть объема приходится на интервал 2019-2021 м.
Закономерности подтверждены при разбуривании турне-фаменских отложений Шершнёвской (скв. 416, 418, 408, 105, 207), Колвинской (скв.131),
Волимской (скв.5 и др.), Енапаевской (скв.75,78,80 и др.) площадей (20022007 гг.). Анализом материалов ГИС по ряду других месторождений Соликамской депрессии (включая Гежское, Северное, Маговское, Чусовское, Уньвинское, Дуринское, Юрчукское, Озерное и др.) получено дополнительное
подтверждение выявленной закономерности.
Рис. 3.4. Кавернозность и трещины. Рис. 3.5. Фрагменты наклонных трещин.
Интервал 1989-1991 м
Интервал 2019-2021 м
32
Закономерности развития и размещения зон субвертикальной и наклонной макротрещиноватости в общем виде формулируются следующим образом:
Если в низкопористой толще пород при бурении скважины формируются
две (или несколько) разнесённых по глубине зон ВНЖ (зон ПН), то между соседними зонами ВНЖ неравномерно размещаются трещинные зоны и, в том
числе, существуют две зоны, окаймляющие толщу и размещенные: первая –
под верхней зоной, а вторая – над нижней зоной ВНЖ. Причём существуют
две зоны трещиноватости, прилегающие и сверху и снизу к каждой из зон повышенных напряжений.
Используя эти закономерности, посредством только анализа данных комплекса ГИС в низкопористых толщах можно вести доразведку месторождений и выявлять неосвоенные потенциально продуктивные горизонты. Такие
работы будут экономически оправданы, если промышленный приток дадут
всего 5-10% скважин изученных месторождений.
Таким образом, анализом результатов разработки нефтяных месторождений, данных ГИС и САТ выявлены закономерности развития и размещения
трещинных зон в низкопористых карбонатных толщах турне-фаменских отложений Соликамской депрессии.
Глава 4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА И ГЛУБИНЫ
ЩЕЛЕВОЙ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ
Щелевая гидропескоструйная перфорация (ЩГПП) – один из самых эффективных способов вскрытия пластов. В отличие от взрывных методов она
обладает щадящим действием и не разрушает цемента, не деформирует обсадную колонну. Кроме того, ЩГП-перфорация позволяет снизить напряжённое состояние в прискважинной зоне пласта.
Эффективность ЩГПП существенно выше обычной кумулятивной и прочих взрывных технологий. При её выполнении в скважине образуются четыре
глубоких щели, каждая высотой до 0,25 м, глубиной до 0,4 м, шириной – около 0,04 м [8. В итоге, продуктивный пласт оказывается связан со скважиной
по поверхности образованных полостей. Этим достигается значительное увеличение площади связи скважины со вскрытым пластом.
В 1999 году разработан комплекс контроля качества ЩГПП: скважинный
акустический телевизор (САТ), электромагнитная дефектоскопия (ЭМД) и
волновой акустический каротаж с регистрацией средних амплитуд волнового
сигнала.
Назначение САТ и ЭМД – контроль местоположения и количества резов.
Определение глубины полостей щелевой резки ведётся посредством мониторинга состояния и свойств пород в околоскважинном пространстве до и после
воздействия ЩГПП.
При применении этого комплекса разработчикам щелевых перфораторов
и технологии ЩГПП удалось существенно усовершенствовать как перфораторы, так и технологию резки. Это повысило качество вскрытия пластов и, соот-
33
ветственно, выросли объёмы получаемых при освоении скважин дебитов
нефти. Вскрытие пластов методом ЩГПП позволило в период с 1996 по 2000
гг. увеличить дебиты по скважинам в 5-50 раз [1, 8], с 2001 по 2002 гг. – в 2-80
раз [1, 15] и вовлечь в разработку недренируемые пласты.
На основе сопоставления данных акустического профилемера и регистрируемых до и после ЩГПП средних амплитуд ВС разработан способ оценки объёмности полостей резов ЩГПП и степени связи скважины с перфорированным пластом. На способ получен патент [20]. Преимущества способа – в
возможности использования для оценки качества щелевой перфорации приборов АК широкого применения. В качестве иллюстрации возможностей метода представлены результаты контроля качества ЩГПП в скважинах №№ 248,
331 Уньвинской площади [8]. Глубина щелей превысила 40 см. Глубина щелей и качество ЩГПП были оценены по сравнительным измерениям средних
амплитуд ВС до и после перфорации.
Выводы: разработан эффективный комплекс количественного контроля
качества щелевой гидропескоструйной перфорации, включающий в себя контроль её глубины посредством мониторинга состояния околоскважинной среды по сравнительным измерениям средних амплитуд полного волнового сигнала до и после перфорации. Его применение способствовало совершенствованию технологии ЩГПП и повышению дебитов скважин в 2-80 раз.
Глава 5. РАЗВИТИЕ СОВРЕМЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ АКЦ
Одно из важнейших и объёмных направлений геофизических исследований скважин – акустический контроль цементирования (АКЦ) обсадных колонн при строительстве скважин и контроль состояния цементного камня
(ЦК) за колоннами в ходе их эксплуатации. Аппаратурное и методическое
обеспечение АКЦ эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин разрабатывалось сотрудниками институтов ВНИИГИС (г.Октябрьский) и ВНИИНПГ
(г.Уфа) Прямовым П.А. (1978, 1979, 1986), Гуторовым Ю.А. (1960, 1981, 1989,
1994, 1995), Сулеймановым М..А. (1986, 1997) и др.
При строительстве скважин на территории Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС) применяются специальные конструкции крепления ствола скважин, в том числе, в интервалах:
1) надсолевых толщ – трёхколонные конструкции (кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны);
2) солевых отложений – двухколонные конструкции (техническая и эксплуатационная колонны);
3) подсолевых и продуктивных отложений – эксплуатационная колонна.
Соответственно, назначение их следующее:
1) кондуктора – исключение проникновения пресных вод в солевые толщи;
2) технической колонны – обеспечение надёжной изоляции солевых
толщ и их сохранности;
34
3) эксплуатационной колонны – исключение заколонных перетоков воды
как в подсолевые, так и в продуктивные толщи.
Поэтому при строительстве скважин на территории ВКМКС существует
особо важная задача обеспечения надежного контроля цементирования кондуктора, технических и эксплуатационных колонн как одноколонных конструкций.
При эксплуатации скважин на территории ВКМКС существуют задачи:
1) контроля состояния цемента как за 1-ой (эксплуатационной), так и за 2-ой
(технической) колоннами; 2) контроля состояния солевых толщ за двумя колоннами.
Соискателем, как самостоятельно, так и совместно с сотрудниками ВНИИНПГ (Маломожнов А.М., Перцев Г.М., Прямов П.А., 1988), выполнены
специальные исследования по акустическому контролю скважин с двухколонными конструкциями. Задача исследований – разработка руководящего документа «Технология проведения исследований и интерпретации данных акустической цементометрии в кондукторах, технических и эксплуатационных
колоннах при двухколонных конструкциях скважин» (Временные методические указания, ВНИИНПГ, г.Уфа, 1988).
С 1987 по 1998 гг. на территории Пермского края:
1) последовательно внедрены в комплекс исследований обсаженных
скважин всё более совершенные виды двухзондовой аппаратуры АКЦ
(ЦМГА-2, МАК-2 и МАК-3), отвечающие требованиям осесимметричности
скважинного прибора и исследуемой обсадной колонны, что повысило уровень контроля качества цементирования колонн [1].
2) разработаны приёмы контроля цементирования двухколонных конструкций для оценки состояния контакта цементного камня с 1-й и 2-й колоннами [1].
Важный этап развития и совершенствования акустического контроля цементирования на территории Пермского края – внедрение разработанных с
участием автора средств цифровой регистрации и обработки волновых сигналов (1990-2000 гг.). В результате операции определения параметров АКЦ при
производственных и научных исследованиях перенесены с полевых условий в
базовые. Тем самым обеспечена независимость оценок качества цементирования скважин от квалификации операторов полевой партии, многократно повышены их точность и качество, достигнута достаточная повторяемость заключений по АКЦ при обработке одних и тех же данных различными интерпретаторами [1, 9, 27].
Разработанная современная программа обработки волновых сигналов для
контроля цементирования «ГИС-АКЦ» успешно внедрена на большинстве
предприятий Западной Сибири и Восточно-Европейской части России, что
существенно повысило уровень контроля цементирования нефтяных и газовых скважин и позволило поднять качество их строительства и ремонта [1, 5,
9, 27].
В ходе специальных исследований автором установлена эффективность
спектрального анализа ВС для выявления второй свободной колонны через
35
1-ю свободную и определены критерии оценки состояния цементного камня
за второй колонной через первую зацементированную колонну [1].
Установлено, что динамический диапазон современных регистраторов
позволяет контролировать качество контакта на границе цемент-порода. Такая
информация принципиально важна в случаях, если необходима гарантия
надёжной изоляции водонасыщенных горизонтов надсолевой толщи от продуктивных пластов калийных солей и если существует возможность газовых
перетоков за техколонной (кондуктором) в газовых скважинах. Пример – выявление участков неудовлетворительного состояния контакта «цементпорода» за кондуктором скв.547 Сибирской пл. [1].
Одна из нетипичных задач АКЦ – контроль цементирования стеклопластиковых обсадных труб (СПОТ). Цель применения СПОТ – возможность
контроля за обводнением нефтяных и газовых месторождений с помощью
электрических и индукционных методов.
Проблема контроля цементирования СПОТ состоит в том, что волны по
свободной колонне (Vспот=3300 м/сек) всегда накладываются на продольные и
поперечные волны по породе.
Автором рассмотрено качество цементирования СПОТ в трех различных
ситуациях: 1) полное отсутствие цемента за колонной; 2) плотный контакт
цемента со стальной и пластиковой колонной; 3) контакт цемента и СПОТ на
уровне частичного в большей части СПОТ [1].
Первый пример – скв. 589 Сибирской площади. Отсутствие цемента за
колонной. На волновом сигнале наблюдаются волны по СПОТ и возможно
построение их характеристик: времен пробега (305 мкс/м) и затуханий (0-10
дб/м) волны по СПОТ.
Второй пример – скв. 582 Сибирской площади. Плотный контакт цемента
с колонной. По фазокорреляционным диаграммам продольных и поперечных
волн фиксируется разрез пород башкирских отложений, отсутствуют волны
по СПОТ, время пробега гидроволн в пределах 740+/-20 мкс/м.
При частичном контакте цемента и колонны (пример, скв. 589 Сибирской
пл.) фазовые линии гидроволн неустойчивы – в разрывах и искажениях. Эта
ситуация интерпретируется как частичный контакт цемента со СПОТ.
В 2001 году ОАО «Пермнефтегеофизика» выполнены опытные работы
по контролю цементирования 4-х газовых скважин крупнейшего газового месторождения Западной Сибири - Заполярное. Цель работ – контроль качества
цементирования газовых скважин по современной технологии. На компьютерном оборудовании ПФ «Севергазгеофизика» автором выполнена оперативная обработка данных АКЦ. По данным результатам в декабре 2001 года руководством Газпрома проведено специальное совещание, в соответствие с
решением которого с 2002 по 2004 гг. контроль цементирования строящихся
на Заполярном месторождении скважин выполнялся ОАО «Пермнефтегеофизика» [1].
В 2005 году соискателем предложен и впервые на территории ВКМКС
выполнен контроль состояния солевых толщ за двумя колоннами (скв. 201
Шершневской пл.). В 2006 г. исследованиями ряда скважин подтверждена
36
эффективность предложенного метода контроля целостности солевых толщ
за двумя колоннами [1].
Таким образом, посредством разработки и внедрения современных технологий регистрации и обработки волновых сигналов повышена объективность заключений о состоянии цементного камня за колоннами при строительстве и эксплуатации скважин на территории Пермского края и Западной
Сибири. Получено решение задач: а) акустического контроля цементирования
нестандартных обсадных колонн (кондукторов, двухколонных конструкций,
стеклопластиковых колонн); б) контроля состояния солевых толщ за двумя
колоннами.
Глава 6. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА
СКВАЖИННЫХ АКУСТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Любая современная технология акустических исследований скважин
опирается на самую важную её составляющую – скважинные приборы. Между тем, до сих пор не сформулированы требования к основным характеристикам скважинных акустических приборов (рабочей частоте зондирования, допустимому отклонению прибора от оси скважины) с учётом скважинных
условий. Основные приборные и скважинные факторы, которыми определяются стабильность, повторяемость, воспроизводимость акустических параметров, регистрируемых в открытом стволе и обсаженных скважинах – рабочая частота зондирования, диаметр акустических преобразователей, диаметр
исследуемой скважины и степень его флуктуаций, устойчивость прибора на
оси скважины.
Для оценки реальных возможностей скважинных приборов акустического
каротажа автором разработан способ определения их эксплутационных качеств с учётом приборных (частоты зондирования, диаметров излучателей и
приёмников) и скважинных (диаметра скважины) факторов и их подбора [1].
Условие качества акустического каротажа – осесимметричность прибора
и скважины. Это условие обеспечивается жёстким центрированием скважинных приборов по оси скважины. Требуемая степень жёсткости центрирования
для каждого конкретного прибора определяется частотой зондирования, диаметрами излучателей и приёмников прибора и диаметром скважины.
Рассмотрено влияние этих трех факторов на качество регистрируемых
параметров АК разными видами приборов.
Для оценки этого влияния введено понятие допустимого предельного
смещения (ДПС) прибора. ДПС взято равным 1/8 длины волны сигнала в
скважинной жидкости. ДПС=λ/8=200/fр, где fр – рабочая частота прибора в
герцах.
Для сравнительной оценки характеристик устойчивости любого АКприбора для исследований скважин конкретного диаметра введено понятие
формфактора Ff. Ff – параметр, учитывающий взаимосвязь ДПС, dскв и dср,
где, dср - полусумма диаметров излучателя и приёмника. Отношение Ff=(dскв
- dср)/ДПС – формфактор.
37
Ff - эксплуатационная характеристика скважинного прибора. Чем меньше
Ff прибора, тем меньше влияние колебаний прибора относительно оси скважины и изменений диаметра скважины на регистрируемые АК-параметры.
В открытом стволе (dскв = 215 мм) вычисленные значения Ff равны для
МАК-2НЧ (dср = 85 мм) – 10.0 ед., для СПАК-6 (dср = 55 мм) – 21.4 ед.
В колонне (dвнутр = 129 мм) значения Ff равны для МАК-2 НЧ – 3.58 ед.;
для АКШ-42 – 5.86 ед.; для МАК-2 ВЧ – 5.20 ед.; для МАК-42 – 12.6 ед.; для
АКТАШ (dср = 30мм) – 16.3 ед. Исходя из этих данных, лучший по устойчивости регистрируемых параметров – МАК-2НЧ.
Достаточная устойчивость регистрируемых в скважинах диаметром более
200 мм параметров АК для ряда существующих приборов АК достигается
при значениях Ff не более 10-11 единиц. Необходимая же устойчивость параметров АК, регистрируемых в открытых и обсаженных стволах скважин, достигается при значениях Ff не более 6 единиц [1].
Эти критерии служат для оценки применимости конкретного вида приборов в скважинах конкретного диаметра и их подбора для АК-исследований.
В открытом стволе даже при идеальном центрировании прибора зарегистрировать без искажений акустические параметры физически невозможно,
поскольку нет скважины без какой либо деформации ствола (вертикальные и
спиральные желоба, вывалы и каверны).
Для повышения точности определений интервальных времен и затуханий различных типов волн, регистрируемых аппаратурой АК, применяют 4-х
зондовые скважинные приборы (например, компенсированный зонд).
В 1988 году автором предложен способ повышения точности определений кинематических и динамических характеристик различных типов волн
при акустическом каротаже скважин.
Суть способа смещения состоит в том, что дополнительно к стандартно
вычисляемой паре измерительных параметров – интервальных времён пробега
dT и затуханий  (обозначим их dT1 и 1) вычисляется ещё одна пара тех же
параметров (обозначим их dT2 и 2). Перед расчётом dT2 и 2 производится предварительное смещение по глубине массивов данных T1 и A1 относительно массивов T2 и A2 на длину базы измерения и рассчитываются новые
значения кривых dТ2 и 2. Затем, как средние между значениями dТ1 и dТ2 и
1 и 2, определяются уточнённые значения интервальных времен dТ и затуханий , а также разностные параметры δdТ= (dТ1 - dТ2)/2 и δ= (1 - 2)/2.
Значения δdТ и δ – суть кривые погрешности определения стандартных параметров dТ1 и 1.
При применении способа смещения посредством корректировки измеряемых параметров за деформации ствола повышается точность измерений
обычной двухзондовой аппаратуры, оценивается дефектность ствола скважины, выявляются интервалы скважин со спиральными желобами, делается
оценка достоверности и качества первичных параметров (на искажения 1-ых
вступлений, влияние дефектов ствола) и т.д.
Составлены алгоритмы расчётов интервальных времён пробега и затуханий Р и S-волн при смещении зондов и абсолютных погрешностей опреде-
38
лений времён пробега и затуханий.
Приведены примеры практического применения способа в ряде скважин. Способ смещения позволяет учитывать и корректировать погрешности в
определениях интервальных времен и затуханий из-за изменений диаметра
скважины в кавернах и тем самым повышает точность измерений двухзондовой аппаратуры и расширяет ее возможности [1].
Таким образом, в ходе исследований разработаны алгоритмы и способы
повышения качества регистрации данных акустических исследований. Они
реализуются: а) применением скважинных приборов, удовлетворяющих условию оптимальных значений специального параметра – формфактора, учитывающего рабочую частоту, диаметры прибора и скважины; б) учётом влияния деформаций ствола на регистрируемые акустические параметры.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:
1. Разработанными высокоразрешающими средствами цифровой регистрации и обработки волновых сигналов стандартных и новых акустических
методов, данных акустического телевизора решены ряд научноисследователь-ских задач и получены новые результаты о строении низкопористых продуктивных толщ, реализованы высокоэффективные технологии
контроля состояния цементного камня и пород за колоннами.
2. Разработан и доведен до практического использования принципиально
новый акустический метод изучения строения околоскважинного пространства – глубинное акустическое зондирование, обладающий в сравнении с акустическим каротажом большим охватом околоскважинного пространства. Он
позволяет расчетом коэффициента радиальной неоднородности пород выявлять сложнопостроенные коллекторы и зоны интенсивной субвертикальной и
вертикальной трещиноватости.
3. Создан комплекс методов выделения низкопористых коллекторов:
акустический каротаж по приточным зонам (АКПЗ) с вычислением коэффициента приточности и глубинное акустическое зондирование (ГАКЗ) с вычислением коэффициента радиальной неоднородности пород в околоскважинном
пространстве. Применением комплекса АКПЗ, ГАКЗ и акустического телевизора в карбонатных разрезах с высокой надёжностью выделяются низкопористые коллекторы и возможна их дифференциация на сложнопостроенные, кавернозные и трещинные коллекторы.
4. Установлены по снимкам акустического телевизора и результатам целевых испытаний низкопористых карбонатных толщ закономерности размещения трещинных зон. С использованием выявленных закономерностей специальной обработкой данных стандартного комплекса методов геофизических
исследований скважин (профилеметрия, боковой и радиоактивный каротаж)
возможно выделять в низкопористых разрезах потенциально продуктивные
трещинные зоны и тем самым решать задачи доразведки и увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений.
39
5. Разработан и внедрён в производство комплекс контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации, который, наряду с определением местоположения резов методами САТ и электромагнитной дефектоскопии, позволяет проводить эффективный контроль глубины щелевой гидропескоструйной перфорации по отношениям средних амплитуд полного волнового сигнала до и после перфорации.
6. Созданными средствами регистрации, обработки и интерпретации данных акустического контроля состояния цементного кольца за обсадными колоннами повышена эффективность контроля герметичности затрубного пространства при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин на
ряде месторождений Пермского края и Западной Сибири и решены некоторые
исследовательские задачи контроля цементирования кондукторов, двухколонных конструкций, стеклопластиковых колонн.
7. Введён новый комплексный параметр – формфактор, учитывающий
рабочую частоту, диаметры преобразователей прибора и скважины. Выбор
для скважинных исследований акустических приборов с оптимальными значениями формфактора позволяет повысить качество акустических измерений.
Учёт влияния деформаций ствола на регистрируемые акустические параметры также повышает качество акустических исследований.
Список основных опубликованных работ по теме диссертации
Монография
1. Жуланов И.Н. Скважинные акустические исследования в гетерогенных средах. – Пермь: Пресстайм, 2006. – 144 с.
Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых журналах,
входящих в перечень ВАК (2001-2005)
2. Губина А.И., Жуланов И.Н., Гиниятов Г.З. Влияние желобообразных
нарушений стенок скважины на показания методов ГИС // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1997, вып. 36. – С. 39-43.
3. Жуланов И.Н., Семенцов А.А. Опыт применения цифровой регистрации и обработки волнового сигнала АК в ОАО «Пермнефтегеофизика» // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1998, вып. 50. – С.110-112.
4. Семенцов А.А., Жуланов И.Н., Белов С.В., Ташкинов И.В., Шумилов
А.В. Требования к современным системам обработки и интерпретации материалов волнового акустического каротажа // Каротажник. Научнотехнический вестник. – 1999, вып. 65. – С.40-43.
5. Семенцов А.А., Жуланов И.Н., Белов С.В., Ташкинов И.В., Шумилов
А.В. Развитие технологии обработки и интерпретации данных ВАК // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1998, вып. 51. – С.29-32.
6. Белов С.В., Жуланов И.Н., Семенцов А.А., Шумилов А.В. Опыт использования методики выделения приточных зон на месторождениях Пермской области // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1999, вып. 67. –
С.54 -57.
40
7. Жуланов И.Н., Матяшов С.В. Выделение сложных коллекторов на
площадях севера Пермской области // Геофизика 2000: спецвыпуск. – М.,
2000. – С.82-84.
8. Жуланов И.Н., Матяшов С.В. Оригинальный комплекс контроля щелевой перфорации // Геофизика 2000: спецвыпуск. – М., 2000. – С.138-139.
9. Белов С.В., Жуланов И.Н., Ташкинов И.В., Шумилов А.В. Программа «ГИС-АКЦ» - эффективное средство контроля качества цементирования
обсадных колонн скважин. // Каротажник. Научно-технический вестник. –
2002, вып. 93. – С. 90-94.
10. Жуланов И.Н., Князев А.Р., Матвеева В.П. Опыт изучения низкопористых карбонатных коллекторов по ВАК // Каротажник. Научно-технический
вестник. – 2002, вып. 107. – С. 95-103.
11. Жуланов И.Н., Матяшов С.В., Воеводкин В.Л. О некоторой закономерности размещения зон трещиноватости в карбонатных разрезах севера
Пермской области // Геофизический вестник. – 2004, № 5. – С. 6-9.
12. Жуланов И.Н., Матяшов С.В., Воеводкин В.Л. Комплекс акустических методов для выделения множественной вертикальной и субвертикальной
трещиноватости // Геофизический вестник. – 2004, № 6. – С. 7-10.
13. Жуланов И.Н., Губина А.И., Гуляев П.Н. О деформациях горных
горных пород и связанных с ними особенностях развития трещинных зон //
Геофизический вестник. – 2005, № 7. – С. 13-16.
14. Жуланов И.Н., Губина А.И., Гуляев П.Н. Деформации пород, их проявление в скважинах и влияние на показания методов ГИС // Геофизический
вестник. – 2005, № 8. – С. 9-11.
15. Жуланов И.Н., Крапивина Т.Н., Гуляев П.Н. Современная технология
контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. – 2005. – С. 38-42.
16. Жуланов И.Н., Матяшов С.В., Воеводкин В.Л. К вопросу о закономерности размещения трещиноватости // Геология нефти и газа. – 2006, № 1.
– С. 25-28.
Авторские свидетельства и патенты
17. А.с. 970037. Обработка волнового сигнала (WSP): Программа для
ЭВМ // Белов СВ., Ташкинов И.В., Жуланов И.Н. – РосАПО, 03.02.1997.
18. А.с. 980433. Система обработки волнового сигнала (ГИС-Акустика):
Программа для ЭВМ / Жуланов И.Н., Ташкинов И.В., Белов СВ., Шумилов
А.В. – РосАПО, 13.07.1998.
19. А.с. 2000610746. Определение качества цементирования скважин
(ГИС-АКЦ): Программы для ЭВМ / Шумилов А.В., Жуланов И.Н., Белов СВ.,
Ташкинов И.В. – РОСПАТЕНТ, 16.08.2000.
20. Патент 2174242. Акустический способ определения параметров объёмных полостей в околоскважинной пространстве перфорированной скважины / Матяшов С.В., Жуланов И.Н., Крысин Н.И., Опалев В.А.; Москва,
РОСПАТЕНТ, 27 сент. 2001 г.
41
Статьи, материалы конференций
21. Деревянко А.Г., Жуланов И.Н. и др. Выявление коллекторов сложного типа в верхне-девонских нефтегазонасыщенных рифовых массивах // Материалы 2-го семинара “Изучение рифогенных структур геофизическими методами”. – Пермь 1981. – С. 97-98.
22. Ишмухаметов А.У., Черенюк Н.П., Жуланов И.Н. Применение скважинного акустического телевизора для исследований обсадных колонн // Труды НПФ «Геофизика», вып. II. – Уфа, 1981. – С. 72-77.
23. Губина А.И., Жуланов И.Н., Гиниятов Г.З. Определение характера
строения порового пространства карбонатных коллекторов по данным наклонометрии и скважинного телевизора в разрезах Пермского Прикамья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. – Пермь: Пермский гос.
политехнический ин-т. – 1989. – С. 175-185.
24. Жуланов И.Н. Новые аспекты использования скважинного акустического телевизора // Материалы Всерос. науч.-техн. совещ. «Применение геофизических методов при решении геологических, инженерно-геологических и
экологических задач». – Пермь, 1994. – С. 34-38.
25. Жуланов И.Н., Семенцов А.А. Опыт применения цифровой регистрации и обработки волнового сигнала АК и использование скважинного
акустического телевизора в ОАО «Пермнефтегеофизика» // Материалы науч.практ. семинара «Новые сейсмоакустические технологии исследования нефтегазовых скважин». – Тверь: АО НПЦ «Тверьгеофизика», 1997. – С. 54-57.
26. Белов С.В., Жуланов И.Н., Семенцов А.А., Шумилов А.В. Опыт использования методики выделения приточных зон на месторождениях Пермской области // Материалы республ. науч.-практ. конф. «Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач
поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. – Октябрьский: ВНИИГИС, 1999. – С. 301-305.
27. Белов С.В., Жуланов И.Н., Ташкинов И.В., Шумилов А.В. «Программа ГИС-АКЦ» - эффективное средство контроля качества цементирования // Тезисы докл. науч. симпозиума «Новые технологии в геофизике». –
Уфа: НПФ «Геофизика»», 2001. – С. 86-88.
28. Носов В.Н., Жуланов И.Н. Изучение околоскважинного пространства
с помощью геовизора // Труды Нижегородской акустической сессии. – Нижний Новгород, 2002. – С.153-155.
29. Жуланов И.Н., Матяшов С.В., Воеводкин В.Л. Решение задачи выделения низкопористых карбонатных коллекторов на примере пл. Белая Пашня.
// Материалы Международной науч.-практ. конф. «Перспективы развития
геофизических методов в XXI веке». – Пермь, 2004. – С.65-70.
30. Жуланов И.Н., Балдин А.В., Новосёлов Н.И., Носов В.Н. Новый
геофизический метод выделения зон вертикальной и субвертикальной трещиноватости // Материалы Международной науч.-практ. конф. «Перспективы
развития геофизических методов в XXI веке». – Пермь, 2004. – С. 60-64.
31. Жуланов И.Н., Балдин А.В., Новосёлов Н.И., Носов В.Н. Полный
комплекс акустических методов для выделения и оценки строения коллекто-
42
ров в НПК-толще // Материалы науч.-практ. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск, 2004, т. 2. – С.75-78.
32. Жуланов И.Н., Балдин А.В., Новосёлов Н.И. Минимальный АКкомплекс для выделения сложных коллекторов в НПК-толще // Материалы
науч.-практ. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» –
Ханты-Мансийск, 2004, т. 2. – С.120-125.
33. Гуляев П.Н., Жуланов И.Н. Результаты опытно-промышленного
внедрения высокочастотного акустического дефектоскопа ВАД-М12 для
оценки качества цементирования и технического состояния обсадных колонн
на скважинах ООО «Лукойл-Пермнефть» // Материалы науч.-практ. конф.
«Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск,
2004, т.3. – С. 38-45.
34. Жуланов И.Н., Воеводкин В.Л., Гуляев П.Н. О закономерности размещения трещинных зон и возможности повышения нефтеотдачи действующих месторождений // Материалы науч.-практ. конф. «Передовые технологии
строительства и ремонта скважин. – СПб: Недра, 2005. – С. 285-287.