1. Новые методы ГИС:
БК-С, НИТП,
САС, ВАК-Д,
СГК, С/О-каротаж, СИНГК-Cl,
МАК-СК, СГДТ-С, ЭМДСТ-С

2. 2
Решаемые задачи
В соответствии с Протоколом совещания по рассмотрению результатов эксплуатационного бурения за 2009
год и графиков бурения новых скважин на месторождениях Группы «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2010-2013 г.г. от
04.03.2010 г. (п.8) проведение дополнительного комплекса ГИС в 30% фонда новых скважин, ООО «ПИТЦ
«Геофизика» в июле - декабре 2010 г. были проведены, наряду со стандартным комплексом ГИС, следующие
дополнительные исследования:
- волновой акустический каротаж дипольный (ВАК-Д) аппаратурой АВАК-11;
- скважинное акустическое сканирование (САС) аппаратурой САС-90;
- боковой каротаж сканирующий (БКС) аппаратурой БКС-73;
- спектральный гамма каротаж (СГК) аппаратурой СГК-73;
- индукционная пластово-трещинная наклонометрия (ИПТН) аппаратурой НИПТ-1.
В дополнительный комплекс исследований в колонне, наряду со стандартным методом ИННК , входили
спектральные методы радиоактивного каротажа ( С/О, СИНГК-Сl) .
Каждый из методов решал свою определенную задачу, дополняющую стандартный комплекс ГИС.
Ниже приводятся решаемые задачи и характеристики аппаратуры, применяемой
для дополнительных исследований скважин.

3. 3
Решаемые задачи
Таблица 1. Дополнительные методы и решаемые задачи.
Радиальная глубинность 0.5м.
Вертикальная разрешенность 0.1м
Пластовая наклонометрия.
Возможность выделения электропроводящих, а следовательно
флюидопроницаемых субвертикальных и вертикальных трещин, в
том числе не пересекающих ствол скважины.
Индукционная пластово-
трещинная наклонометрия
ИПТН
Радиальная глубина исследований
0.3-1.1 м, вертикальное
разрешение 0.02-0.05м
Пластовая наклонометрия.
Оценка характера насыщения пластов.
Боковое каротажное
сканирование
БКС
Методы Задачи Примечание
Волновой акустический
каротаж дипольный
ВАК-Д
Определение физико-механических свойств (ФМС) пород.
Определение акустической анизотропии пород (KAZ), связанной с
кавернозностью и трещиноватостью.
Оценка проницаемости пород.
Промывочная жидкость не должна
содержать: шлам , пузырьков,
нерастворимых примесей
(мелкодисперсные утяжелители).
Скважинное акустическое
сканирование
САС
Пластовая наклонометрия.
Визуальное наблюдение стенки скважины (трещины, каверны,
глинистые прослои, вертикальные и спиральные желоба).
Вертикальная разрешенность
0.003м. Ограничение по углу
наклона скважины: аппаратура
САС-90 до 18°;
Импульсный нейтронный
каротаж в модификации
С/О-каротажа
Изучение элементного состава горных пород и оценки характера
насыщения пластов по содержанию углерода и кислорода
Хлорный каротаж СИНГК-Сl Изучение элементного состава горных пород и оценки характера
насыщения пластов по содержанию хлора
Спектрометрический гамма
каротаж
СГК
Корреляция литологических изменений, определения/ уточнения
минерального состава глин по Th, U, K.
Выделения интервалов трещин и промытых зон по РГХА (U).

4. Рис. 2. Прибор АЭСБ-73 и результаты определения
углов наклона и азимутов падения пластов.
Электрод N1
Электрод В1
Электрод M1
Центральный фокусированный
электрод Ао (Ао1 – Ао16)
Экранный электрод Аэ
Экранный электрод Аэ
Электрод M2
Электрод N2
Электрод B2
45
00
Ø73
3

5. 5
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод бокового каротажа сканирующего (БКС)
БКС позволяет решать следующие задачи:
- определение структурного наклона пересеченных скважиной пластов;
-оценка азимутальной анизотропии электрических свойств разреза, которая может быть
следствием трещиноватости, косой слоистости пород, наклона пластов, анизотропии
проницаемости и сложной структуры коллекторов.
-определение кажущегося удельного электрического сопротивления пластов и оценка
характера насыщения коллекторов.
Регистрируемые и расчетные параметры (аппаратура БКС-73)
(в конструкцию прибора входит блок инклинометрических датчиков, для привязки показаний зонда к пространственным
координатам; прибор одновременно может работать как в режиме БК, так и в режиме измерения переходных процессов, что
позволяет оценивать характер насыщения пластов)
I1-I16 – измерение токов 16 азимутальных сегментов центрального фокусированного электрода и расчет
азимутально-направленных значений кажущегося удельного электрического сопротивления УЭС горных
пород (радиальная глубинностью 0.5 м и вертикальная разрешающая способность 0.05м) и, в дальнейшем,
расчет кажущихся углов наклона и азимутов падения пластов и трещин. Истинные значения углов и
азимутов вычисляются с учетом данных инклинометрии скважины;
КAZУЭС(коэффициент анизотропии) = в/а, где а и в полуоси эллипса которые вычисляются из уравнений:
xi=ri *cos ϕi, yi=ri *sin ϕi, где i=1,16-измерения БКС, ϕ-угол электрода, х=а * cos ϕ, y=в * sin ϕ -
уравнение эллипса. Значения KAZуэс более 1.3 позволяют судить о наличии зон вертикальных и
субвертикальных трещин в разрезе.
(Центральный фокусированный электрод А0 разбит на 16 отдельных электродов, позволяющих фокусировать токи по 16
радиальным направлениям с градацией 360/16 градусов. Угол ϕ 1-го электрода - 0°, 2-го – 22.5°, 3-го – 45° и т.д. По этим углам
откладываются измеренные значения сопротивлений. В случае анизотропии получаем эллипс с полуосями а и b).
Ii, Ip (режим переходных процессов) – измерение тока в импульсе Ii, продолжительностью 400мкс и
тока в паузе Ip через разные интервалы времени 100, 200 и 300мкс. По этим данным рассчитывается
параметр TITP (TITP=Ii/Ip), по которому дополнительно можно оценить характер насыщения пластов.
электроды:
- В1 В2, N1, N2, M1, М2
- Аэ_экранные
- А0_центральный фокусированный,
электрод, разделенный на
16 сегментов (А01-А016)

6. 6
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод БКС, детализированный
Наклонограмма
Коэффициент анизотропии пород,
значения KAZ (KANI)(УЭС) > 1.3
позволяют судить о наличии в
разрезе вертикальных и
субвертикальных трещин.

7. 7
Результаты исследований
Скважина 201 Моховской пл. Сводный планшет по Т1 (С1t)
Дополнительные
исследования: ВАК-Д, БКС
По данным ГИС интервал
турнейских отложений Т1
1784.8-1816.0м
(Кп=7.3-16.7%)
представлен в основном
пористыми известняками.
По данным ВАК-Д и
БКС известняки со
слабовыраженной
анизотропией пород.
Коэффициенты анизотропии
имеют низкие значения
KAZ(ак)=0.05-0.07,
KAZ(БКС)=1.1.
По данным ФМС (ВАК-Д):
- Кр (коэф.Пуассона),
выделяются редкие
интервалы с трещинами, где
Kp>0.33;
- Е (Модуль Юнга),
снижение показаний связано
с пористостью пород;
-BETA (коэф. объемной
сжимаемости), наблюдается
увеличение показаний в
интервалах пористых пород.ГраницыпластовпоБКС
По данным БКС
основное направление
залегания пластов на
юго-восток φ ~ 135°
с углами наклона
α 5-10°.

8. 8
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод индукционной пластово-трещинной наклонометрии (ИПТН)
Метод ИПТН позволяет решать следующие задачи:
- определение углов наклона и азимутов падения наклонных и субвертикальных
трещин в горных породах;
- определения углов наклона и азимутов падения пластов .
Достоинства и преимущества метода:
- Определение элементов залегания пластов, трещин и других плоскостей
анизотропии горных пород как в вертикальных, так и в наклонно-горизонтальных
скважинах;
- возможность выделения субвертикальных и вертикальных трещин, в т.ч. не
пересекающих ствол скважины, и определения координат их пространственной
ориентации в околоскважинном пространстве диаметром до 1 м.
Регистрируемые и расчетные параметры (аппаратура НИПТ-1):
А – среднее значение разности кажущихся продольной σг и поперечной σв удельных
электропроводимостей (УЭП) пород за один оборот вращающегося индукционного зонда.
Повышенным значения параметра А соответствуют более проницаемые пласты, а
отрицательным значениям соответствуют вертикальные и субвертикальные трещины;
С и В – мгновенные значения основного информационного сигнала, векторно ориентированные с
помощью синхронно вращающегося феррозонда (азимутомера), соответственно на Север и
Восток;
Расчетные параметры - кажущиеся углы наклона α (0÷90°, погрешность ±5°) и азимуты падения
φ (0÷360°, погрешность ±5°) пластов и трещин. Истинные значения углов и азимутов
вычисляются с учетом данных инклинометрии скважины.

9. 9
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод индукционной пластово-трещинной
наклонометрии (ИПТН)
Оригинальная конструкция прибора НИПТ-1 обеспечивает одновременные
измерения информационного индукционного сигнала и азимутального
сигналов.
В отличие от стандартного ИК, где магнитные оси излучающей и приемной
катушек сориентированы параллельно оси индукционного зонда – оси скважины, в
ИПТН (см.Рис.1) магнитная ось (вектор магнитного момента) приемной
катушки 1 направлена под углом 8° к оси зонда, а излучающей 2 перпендикулярно
приемной катушке, но под углом 82° к оси зонда. Компенсационные катушки 3,4
со встречными магнитными моментами компенсируют влияние на приемную
катушку прямого (осевого)поля от излучающей катушки Поэтому в приемной
катушке индуктируется ЭДС только вторичного магнитного поля,
пропорциональная разности между горизонтальной и вертикальной
проводимостями пород (УЭП), величина которой обусловлена углом наклона
пластов и трещин.
На корпусе наклонометрического зонда между приемной и излучающей
катушками установлен феррозонд 5, состоящий из обмотки и сердечника и
выполняющий функцию датчика азимута.
На основе основного информационного сигнала (ОИС) индукционного зонда
и сигнала феррозонда (см.Рис.2) программным обеспечением определяются
значения параметров А (анизотропная составляющая ОИС), В (мгновенное
значение ОИС в восточном направлении относительно среднего за период
значения), С (мгновенное значение ОИС в северном направлении). Направление
вектора ВС, образованного значениями В и С по сдвигу фаз tо = f(φ) между
сигналом индукционного зонда и сигналом феррозонда, определяет азимут
падения пластов φ, а отношение модуля этого вектора к значению А определяет
кажущийся угол наклона пластов и трещин.

10. Результаты исследований
Скважина 466 Этышской площади
Данные по скважине: 16.04.2010г. Забой – 1651.5.0м, Дскв.-0.216м, категория – добывающая нефть, отложения С1 (1473.0-
1651.5м), С1t (кровля-1544.6м). Буровой раствор: ББР-СКП-МГ, плотность=1.15кг/см3, вязкость=48с, У.Э.С.БКЗ = 0.05Омм.
Угол наклона скважины в интервале исследования 16-18°.
По данным ИПТН в интервале турнейских отложений (Т1-Т2-Т3, 1544.6-1647.3м) наблюдается:
T1 (1544.6-1579.0м)
- среднее значение угла α наклона (падения) пластов равно 10.50 с преобладающим западным
направлением (азимутом φ), равным 249.60;
- средний угол падения наклонных трещин равен 43.50 со средним азимутом 116.20;
- средний угол падения субвертикальн6ых трещин равен 64.00, со средним азимутом 97.00;
T2 (1579.0-1610.4м)
- среднее значение угла α наклона (падения) пластов в диапазоне 9.8-13.90 с преобладающим западным
направлением (азимутом φ), равным 268.1-2900;
- средний угол падения наклонных трещин в диапазоне 43.1-45.30 со средним азимутом 108.1, 294.70;
- в интервале 1600.0-1610.4м выделяются субвертикальные трещины со средним углом падения
равным 79.90 и средним азимутом 245.30;
T3 (1610.4-1650.0м)
- среднее значение угла α наклона (падения) пластов равно 12.50 с преобладающим западным
направлением (азимутом φ), равным 258.50;
- средний угол падения наклонных трещин равен 43.30 со средним азимутом 117.50;
- средний угол падения субвертикальн6ых трещин равен 70.50, со средним азимутом 116.50.
Наклонные и субвертикальные трещины отображаются на видеограмме ИПТН некоррелируемыми с пластами синусоидами темно - коричневого
цвета с разным размахом амплитуд. Наиболее проницаемые пласты на видеограмме отображаются светло – желтыми тонами.
Наклонограмма

11. 11
Результаты исследований
Скважина 3080 Москудьинской площади
По данным ИПТН в интервале башкирских отложений С2b 1192.0-1235.0м наблюдается:
- в интервале 1195.2-1201.0м, отражающем только структурное падение пластов в кровле башкирского
яруса, среднее значение углов наклона равно 3.5° со средним азимутом их падения 274.8°;
наклонных и субвертикальных трещин не наблюдается.
- в интервале 1201.2-1228.0м наклонных и субвертикальных трещин не наблюдается.
Примечание: наиболее проницаемые пласты на видеограмме ИПТН отображаются светло –
желтыми тонами.
Распределение углов падения и азимутов пластов
C2b
(1195.2-1201.0м )
C2b
(1201.0-1235.1.1м)

12. 12
Результаты исследований
Скважина 3080 Москудьинской пл. Сводный планшет по С2b
По данным БКС и ИПТН
основное направление
залегания пластов С2b на
запад φ ~ 270° с углами
наклона α ~ 3-5°.
Дополнительные исследования:
БКС, ИПТН
По данным ГИС интервал
башкирских отложений С2b
1192.0-1237.0м (Кп=7.7-15.8%)
представлен известняками с
разным типом коллекторов.
По данным БКС со
слабовыраженной
анизотропией пород.
Коэффициент анизотропии по
данным БКС с низкими
значениями KAZ(БКС)=1.1-1.2
По данным ИПТН в С2b
наклонных и
субвертикальных трещин
не наблюдается (см.
Видеограмму по параметру А).
По данным ФМС (АК):
- Кр (коэф.Пуассона),
выделяются редкие интервалы с
трещинами, где Kp>0.33;
- Е (Модуль Юнга), снижение
показаний связано с пористостью
пород;
-BETA (коэф. объемной
сжимаемости) увеличение
показаний наблюдается в
интервалах пористых пород.
Примечание: по АК (прибор МАК-2)
определяются только ФМС пород, без
определения коэффициента
анизотропии, который определяется
методом ВАК-Д (прибор АВАК-11).
ПараметрыВиС
применяютсядля
расчетакажущихся
αиφ
Данные по скважине: 01-02.12.2010г. Забой –1237.0м, Дскв.-0.143м, категория – добывающая, отложения С2b (1192.0-
1237.0м). Буровой раствор: ББР-СКП, плотность=1.18кг/см3, вязкость=47с, У.Э.С.БКЗ = 0.095 Омм. Угол наклона скважины –
45-46°.

13. 13
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод скважинного акустического сканирования (САС)
это высокочастотный (f=500 кГц) акустический каротаж разрезов открытых и
обсаженных скважин, позволяющий решать следующие задачи:
1) в необсаженных скважинах:
- определение углов наклона и азимутов падения пластов и трещин с
привязкой к северному меридиану, используя встроенные феррозонды;
- определение слоистости и трещиноватости горных пород, выявление
кавернозных и трещинно-кавернозных зон, тонкослоистых пропластков, спиральных
и вертикальных желобов;
- определения профиля сечения скважины.
2) в обсаженных скважинах:
- определение местоположения и количество перфорационных отверстий в трубах
обсадных колонн;
- обнаружение различного рода нарушений и дефектов в трубах эксплуатационных
колонн.
Регистрируемые и расчетные параметры (аппаратура САС-90):
А – амплитудный параметр. Амплитуда ультразвуковой волны, отраженной от
стенки скважины, по которой визуально, посредством программного обеспечения,
определяются трещины (минимальные регистрируемые значения трещин в открытом
стволе 3 мм), глинистые прослои, каверны, желоба и т.д. Затем, с помощью программного
обеспечения, рассчитываются углы наклона и азимуты падения пластов и трещин с
учетом данных инклинометрии скважины;
Т – временной параметр. Время пробега ультразвуковой волны, отраженной от
стенки скважины, по которому рассчитываются профили ствола скважины (от 2 до 72
секторов).

14. 14
Результаты исследований
Скважина 470 Этышской площади
Скважинный акустический сканер САС
Пласты Т1 в интервалах 1473.0-1484, 1504.0-1510.0м, угол наклона скважины
в интервале 43° (исследования аппаратурой САС-90 проводятся в
скважинах с углом наклона до 18°).
По данным САС:
-построена амплитудная развертка стенки скважины САС(А), по которой
определены глинистые прослои, трещины, спиральные желоба;
-построены профили скважины в усл.ед.

15. 15
Результаты исследований
Скважина 2141 Москудьинской площади
Скважинный акустический сканер САС
Пласты С2b в интервале 1236.0-1245.0м, угол наклона скважины в интервале 44°
(исследования аппаратурой САС-90 проводятся в скважинах с углом наклона до 18°).
По данным САС:
- построена амплитудная развертка стенки скважины САС(А), по которой визуально
определены трещины и глинистые прослои (возможно, трещины выполненные глинистым
материалом), спиральные желоба, кавернозная составляющая в пористых пластах;
- построены профили скважины в усл.ед.

16. 16
Результаты исследований
Скважина 470 Этышской пл. Сводный планшет по Т1 (С1t)
По данным ИПТН основное
направление залегания пластов Т1
на юг φ ~ 169° с углами наклона
α 4 - 7°.
Дополнительные исследования:
ВАК-Д, ИПТН, САС, СГК
По данным ГИС интервал
турнейских отложений Т1
1473.0-1513.6м (Кп=8.2-16.7%)
представлен известняками с
разным типом коллекторов.
По данным ВАК-Д и ИПТН
со слабовыраженной
анизотропией пород.
Коэффициент анизотропии по
данным ВАК-Д с низкими
значениями KAZ(ак)=0.03-0.11.
По данным ИПТН наклоные и
субвертикальные трещины в Т1
отсутствуют.
По данным ФМС (ВАК-Д):
- Кр (коэф.Пуассона), выделяются
редкие интервалы с трещинами,
где Kp>0.33;
- Е (Модуль Юнга), снижение
показаний связано с пористостью
пород;
-BETA (коэф. объемной
сжимаемости) увеличение
показаний наблюдается в
интервалах пористых пород.
По данным САС(А) визуально
определены глинистые прослои,
одиночные наклонные трещины.
По данным СГК (К, U,Th)
известняки с низким содержанием
глинистости, значения < 2 ppm.

17. 17
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод волнового акустического каротажа дипольного (ВАК-Д)
Регистрируемые и расчетные параметры (аппаратура АВАК-11):
1. TP, АP, TS, АS – времена пробега и амплитуды продольной и поперечной волн
на частотах 20кГц (зонд «Тенор») и 8кГц (зонд «Баритон»), по которым рассчитываются:
- интервальные времена пробега DTP и затухания AlphaP продольной волны;
- интервальные времена пробега DTS и затухания AlphaS поперечной волны.
Определение физико-механических свойств (ФМС) пород по данным DTP
и DTS.
2. TSt, АSt – времена пробега и амплитуды волны Стоунли на частоте 2.5кГц (зонд
«БАС»), по которым рассчитываются:
- интервальное время пробега DTSt и затухания AlphaSt.
Оценка проницаемости пород.
3. TSХ, АSХ, TSY, АSY – времена пробега и амплитуды поперечной волны
дипольных зондов Х и Y на частоте 4кГц (зонды «Диполь Х» и «Диполь Y»), по которым
рассчитываются:
- интервальные времена DTS и затухания AlphaS дипольных зондов X и Y (DTS-X, DTS-
Y).
Оценка анизотропии пород по данным интервальных времен поперечной
волны дипольных зондов X и Y (расчет коэффициента анизотропии
пород KAZ по DTS-X и DTS-Y).

18. 18
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод волнового акустического каротажа дипольного (ВАК-Д)
ВАК-Д это многочастотный акустический каротаж разрезов открытых и обсаженных
скважин, позволяющий решать следующие задачи:
1. Определение физико-механических свойств пород (ФМС) по скорости распространения
продольных Vp (1/Dtp) и поперечных Vs (1/Dts) волн в комплексе с плотностным методом ГГКп
позволяет рассчитывать коэффициенты Пуассона, бокового распора, объемной сжимаемости и
модули Юнга, сдвига, объемный модуль:
а) коэффициент Пуассона Кр [Kp=(0.5Dx2-2)/Dx2-1), где Dx=Dts/Dtp] представляет собой коэффициент
пропорциональности между продольными и поперечными деформациями. В твердых породах он
изменяется от 0.1 до 0.4. Чем больше значение коэффициента Пуассона, тем больше порода может
деформироваться. По разным литературным источникам значения Кр указываются разные.
г) коэффициент объемной сжимаемости BETA [BETA=3(1-Kp)(Dtp)2/δ(1+Kp), где δ-плотность породы]
представляет собой коэффициент пропорциональности между создаваемым давлением и
относительным изменением объема породы. Коэффициент объемной сжимаемости BETA оценивает
возможность деформации пород, чем выше этот коэффициент, тем больше порода может
деформироваться. Породы, имеющие поры, трещины и другие неоднородности структуры имеют
повышенные показания BETA, по сравнению с плотными породами.
в) модуль Юнга Е [E=2δ(1/(Dts)2(1+Kp), где δ-плотность породы] это модуль продольной упругости,
который характеризует способность тел сопротивляться деформациям растяжения или сжатия. По
разным литературным источникам значения Е разные. Установлено, что чем меньше размер
кристаллов в горных породах, тем большее значение модуля Юнга они имеют. Как правило, значения
модуля Юнга уменьшаются с увеличением пористости пород и в породах с явно выраженной
слоистостью.
ФМС
(коэффициенты и
модули)
Песчаники Песчаники
плотные
Песчаники
слабосцементи
рованные
Известняки Известняки
плотные
Известняки
трещиноватые
Доломиты
Kp (коэф. Пуассона) 0.07-0.29 0.15-0.25 0.22-0.30 0.15-0.32 0.25-0.33 0.30-0.35 0.25-0.27
(0.16-0.27)
BETA (коэф. объемной
сжимаемости), 104МПа-1
0.21-2.5 0.18-0.9 0.16-0.3
Е (модуль Юнга), GПа 6-70 30-72 6-20 25-75
(17-81)
7-15 30-80
(49-93)

19. 19
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод волнового акустического каротажа дипольного (ВАК-Д)
2. Оценка проницаемых интервалов по скорости распространения DTSt и затуханию AlphaSt
волны Стоунли осуществляется на качественном уровне. Высокая проницаемость пород увеличивает
время и затухание волны Стоунли, но формул расчета проницаемости по параметрам волны Стоунли
пока не существует.
3. Оценка акустической анизотропии пород осуществляется по данным дипольных зондов
DTS_X и DTS_Y, зарегистрированных в 2-х перпендикулярных направлениях, вдоль оси Х и Y. Разница
между интервальным временем быстрой и медленной поперечных волн позволяет проводить
количественную оценку анизотропии интервального времени. Расчет коэффициента анизотропии
проводится по формуле (KAZ)KANI = 1 - min("DTSX","DTSY“) / max("DTSX","DTSY“).
Примечание: В обсаженных скважинах путем сравнительных измерений параметров ФМС, волны Стоунли,
коэффициента анизотропии KAZ, до и после гидроразрыва пласта (ГРП), определяются интервалы ГРП.

20. 20
Стандартные методы выделения
трещинно-кавернозных зон
В ООО «ПИТЦ «Геофизика» для выделения трещинно-кавернозных зон в низкопористых карбонатных
(НПК) коллекторах разработан оптимальный комплекс акустических методов: акустический каротаж по
приточным зонам (АКПЗ), глубинное акустическое зондирование (ГАКЗ) и акустическое сканирование (САС).
В основе методики АКПЗ лежит зависимость регистрируемой полной энергии полного волнового пакета от
влияния неоднородности пород (продольные трещины и кавернозность). Если измеренная энергия оказывается
меньше энергии опорного пласта (плотный известняк без трещин и кавернозности, отличающийся максимальными
значениями энергии и минимумом времени пробега продольной волны), то в пласте присутствуют вторичные пустоты,
т.е. он может быть коллектором сложного типа. В методе АКПЗ породы изучаются АК-волнами,
распространяющимися вдоль оси скважины, поэтому вертикальные (в данном случае имеются в виду параллельные
оси скважины) и близкие к вертикальным, трещины практически не фиксируются. Основным
интерпретационным параметром является коэффициент приточности Ке. Сложный коллектор является 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 (Методика интерпретации полной энергии упругих волн по Будыко Л.В.).
Методом ГАКЗ, в отличие от метода АКПЗ, зондируется пространство перпендикулярно оси скважины. Это
позволяет оценивать радиальную неоднородность пород, связанную как с продольной, так и с присутствием
вертикальной и субвертикальной множественной трещиноватости. Основным интерпретационным параметром
является коэффициент радиальной неоднородности пород Кg. Критерии выделения сложнопостроенных и
трещинных зон по данным параметра Kg аналогичны критериям выделения приточных зон.
Комплекс методов АКПЗ и ГАКЗ позволяет уточнять тип коллекторов, но для успешности разработки НПК-
коллекторов необходимо знание не только их строения, но и их ориентации (положение добывающих и
нагнетательных скважин, направление промытых зон), а это успешно решается методами пластовой
наклонометрии БКС, ИПТН и САС. Недостатком метода САС является то, что исследования можно проводить в
скважинах с углом наклона, не превышающим 18 градусов.
Для выделения сложнопостроенных зон, в частности вертикальных и субвертикальных трещин, на качественном
уровне применяются также показания бокового каротажа. Резкие снижения значений БК в интервалах
нефтенасыщенных пластов указывают на присутствие трещин в породах.

21. 21
Анализ результатов исследований
Анализируя материалы по скважинам турнейского (Моховское и Этышское месторождения) и башкирского ярусов
(Москудьинское месторождение), кратко остановимся на геофизических параметрах разрезов, исследованных скважин. По данным
стандартного комплекса ГИС пласты-коллекторы представлены карбонатными отложениями порового типа от 6% и смешанного
типа от 2% и более с коэффициентом глинистости от 0 до 5%.
Нефтенасыщенная часть пластов-коллекторов турнейских отложений представлена поровым и смешанным типом
коллекторов с коэффициентами пористости Кп от 8.3 до 14.8% и коэффициентами глинистости Кгл=0.1-1.3% (взяты
средневзвешенные параметры С1t по заключениям ГИС).
Нефтенасыщенная часть пластов-коллекторов башкирских отложений представлена поровым и смешанным типом
коллекторов с коэффициентами пористости Кп от 8.8 до 14.9% и коэффициентами глинистости Кгл=0.1-0.6% (взяты
средневзвешенные параметры C2b по заключениям ГИС).
Дополнительный комплекс методов ВАК-Д, БКС, ИПТН, САС показал:
1. Нефте и водонасыщенные отложения башкирского яруса в исследованных скважинах 2105, 3095, 2141 и 3080
Москудьинского месторождения со слабовыраженной анизотропией пород. Значения коэффициентов анизотропии пород
KAZак (ВАК-Д) = 0.05-0.07 и KAZуэс (БКС) =1.1-1.2.
В скважине 3080 проведенный комплекс электрических методов БКС и НИПТ, показал хорошую сходимость этих
методов по значениям, как пластовых наклономеров, по определению углов падения пластов и их азимутов (основное
направление залегания пластов на запад ~270°, угол наклона пластов до 5°). Наклонных и субвертикальных трещин по
данным БКС и НИПТ в скважине 3080 не обнаружено.
В скважине 2141 по данным электрического метода ИПТН отражается одиночная субвертикальная трещина северо-
восточного направления 20.3° (направление залегания пластов С2b северо-восточное 37.6°) с углом наклона равным 63°. По
данным САС визуально в интервале исследования башкирских отложений наблюдаются наклонные трещины, возможно, тонкие
глинистые прослои (САС позволяет только визуально наблюдать трещины и прослои раскрытостью от 0.003м, не разделяя их по
проницаемости).

22. 22
Анализ результатов исследований
2. Нефте и водонасыщеннные отложения турнейского яруса скважины 201 Моховской площади со слаборазвитой
анизотропией пород. По данным акустических и электрических методов значения коэффициентов анизотропии пород KAZак
(ВАК-Д) = 0.05-0.1 и KAZуэс (БКС) = 1.1. По данным БКС основное направление залегания пластов на юго - восток.
3. Нефте и водонасыщеннные отложения турнейского яруса скважин 423, 465, 466, 470 Этышского месторождения:
- в скважине 423 по данным БКС основное залегание пластов С1t на юго-восток с углами наклона не превышающими
10°. По данным акустического и электрического методов коэффициенты анизотропии пород KAZак (ВАК-Д)=0.05-0.08 и KAZуэс
(БКС)=1.05, что говорит о слабовыраженной анизотропия пород;
- В скважине 465 по данным акустического метода ВАК-Д коэффициент анизотропии пород KAZак (ВАК-Д)=0.02-0.07, что
говорит о слабовыраженной анизотропия пород;
- в скважине 466 по данным ИПТН в отложениях Т1-Т2-Т3 выделяются наклонные и субвертикальные трещины с
разным направлением залегания, от юго-восточного направления до северо-западного (преобладающее направление залегания
пластов – западное);
- в скважине 470 по данным электрического метода ИПТН основное залегание пластов южное ~ 190°. В отложениях Т1
трещины отсутствуют. В водонасыщенных отложениях Т2 и Т3 выделяются редкие наклонные и субвертикальные трещины с
направлением залегания от юго-восточного до южного. По данным акустического метода ВАК-Д значения коэффициента
анизотропии в интервале турнейских отложений KAZак=0.03-0.11, что говорит о разной степени выраженности анизотропии
пород.
На следующих слайдах представлены сводные планшеты по скважинам 201 Моховской площади, 470 Этышской площади,
3080 Москудьинской площади и планшет с данными ИПТН. На планшетах представлен дополнительный комплекс методов по
выделению трещинно-кавернозных зон, определению структурного наклона пересеченных скважиной пластов и трещин.
На слайдах 24-53 представлены отдельные планшеты по методам ВАК-Д, БКС, ИПТН и СГК по всем исследованным
скважинам.
В приложениях 1-2 представлены геолого-геофизические разрезы по Этышской и Москудьинской площадям.

23. 23
Результаты исследований
Скважина 470 Этышской пл. Сводный планшет по Т3 (С1t)
По данным ИПТН основное
направление залегания пластов Т3
на юг φ ~ 160° с углами наклона
α ~ 4-7°.
Дополнительные исследования:
ВАК-Д, ИПТН, САС, СГК
По данным ГИС интервал
турнейских отложений Т3
1578.0-1614.0м (Кп=7.6-14.4%)
представлен известняками с
разным типом коллекторов.
По данным ВАК-Д и ИПТН
со слабовыраженной
анизотропией пород.
Коэффициент анизотропии по
данным ВАК-Д с низкими
значениями KAZ(ак)=0.03-0.11.
По данным ИПТН в Т3
наблюдаются редкие
наклонные (α~42°, φ~174°) и
субвертикальные (α~78°,
φ~128°) трещины .
По данным ФМС (ВАК-Д):
- Кр (коэф.Пуассона), выделяется
одиночный интервал 1581.8-
1582.2м с трещинами, где
Kp>0.33;
- Е (Модуль Юнга), снижение
показаний связано с пористостью
пород;
-BETA (коэф. объемной
сжимаемости) увеличение
показаний наблюдается в
интервалах пористых пород.
По данным САС(А) визуально
определены глинистые прослои,
одиночные наклонные трещины.
По данным СГК (К, U,Th)
известняки с низким содержанием
глинистости, значения < 2 ppm.
Данные по скважине: 02.10.2010г. Забой – 1615м, Дскв.-0.216м, категория – добывающая нефть, отложения С1t
(1473.0 – 1614.0м). Буровой раствор: ББР-СКП-МГ, плотность=1.19кг/см3, вязкость=60с, У.Э.С.БКЗ = 0.095 Омм. Угол
наклона скважины в интервале исследования 38-44°.

24. 24
Решаемые задачи и вычисляемые параметры
Метод спектрометрического гамма-каротажа (СГК)
предназначен для проведения исследований в открытых и обсаженных скважинах
для корреляции разрезов, детального литологического расчленения,
стратиграфических исследований, определения/уточнения минерального состава
пород по данным (Th, U, K);
- для определения/уточнения фильтрационно-емкостных свойств (Th);
- для контроля обводнения (РГХА, U);
- для разделения глинистых разностей и неглинистых, характеризующихся
повышенным интегральным гамма – каротажем, определение ураносодержащих
пород (U).
Регистрируемые расчетные параметры (аппаратура СГК-73):
Регистрация гамма излучения естественно-радиоактивных элементов в скважине и
анализ его энергетического спектра, определение массового содержания
радиоактивных элементов (Th – торий, U – уран, K – калий)

25. Спектрометрический гамма-каротаж
¢ Спектры калия, тория и урана
К – 1.46 МэВ
U – 1.76 МэВ Th – 2.62 МэВ

26. Спектрометрический гамма-каротаж
Пример диаграммы суммарного спектра

27. Спектрометрический гамма-каротаж
Определения типа глин по данным СГК (в открытом стволе и обсаженной скважине)

28. Спектрометрический гамма-каротаж
Выбор опорных пластов и корреляция разреза

29. Спектрометрический гамма-каротаж

30. Спектрометрический гамма-каротаж
Выделение обводненных интервалов

31. Нейтронный каротаж
Основные определения
• Длина пробега нейтрона L (м) – включает длину замедления и
длину диффузии. Средняя длина замедления нейтронов
определяется способностью ядер рассеивать нейтроны и равна
расстоянию, на котором энергия нейтронов уменьшается от
быстрой до тепловой. Длина диффузии определяется
способностью горной породы поглощать тепловые нейтроны и
пропорциональна времени жизни тепловых нейтронов.
• Время жизни тепловых нейтронов t (мкс) – время жизни нейтрона,
замедленного до тепловых скоростей, до захвата его ядром.
• Сечение поглощения тепловых нейтронов S (м2) – эффективная
площадь поперечного сечения атомного ядра, попав в которое
нейтрон захватывается ядром.

32. Нейтронный каротаж
Основные определения
• Определяющим фактором при замедлении (рассеянии)
нейтронов является содержание в окружающей среде
водорода, а при захвате тепловых нейтронов – содержание
хлора.
• Чем выше водородосодержание породы, тем ниже показания
НК. Плотные непроницаемые пласты отмечаются наиболее
высокими показаниями.
• По водородосодержанию нефтяные и водоносные пласты
практически не различаются. В основу разделения
водоносных и нефтеносных пластов положено существенное
различие по содержанию хлора.
• Хлор является одним из радиационно-активных химических
элементов, обладающих аномальными свойствами по
поглощению тепловых нейтронов и гамма-излучению
радиационного захвата (ГИРЗ) тепловых нейтронов.
• Для подавляющего большинства осадочных горных пород,
слагающих разрезы нефтегазовых скважин, хлор в скелете
породы отсутствует и содержится только в пластовых водах.

33. Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж
Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по
тепловым нейтронам применяют в
обсаженных скважинах для:
• выявления водо- и нефтегазонасыщенных
пластов;
• определения положений ВНК на
месторождениях нефти с минерализованными
(более 20 г/л) пластовыми водами, ГНК и ГВК;
• оценки пористости пород;
• оценки начальной, текущей и остаточной
нефтенасыщенности;
• контроля за процессом испытания и освоения
скважин.

34. Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж

35. Спектрометрический нейтронный
гамма-каротаж по хлору

36. Спектрометрический нейтронный
гамма-каротаж по хлору
СНГК-Cl (хлорный каротаж) и двухзондовая модификация метода
2ННК-т позволяет получить дополнительную геологическую
информацию по следующим направлениям:
• литологическое расчленение разреза с оценкой изменений
прискважинной зоны пласта, вызванных длительной
эксплуатацией;
• определение коэффициента пористости по методу 2ННК-т;
• определение водонасыщенной пористости по содержанию хлора в
минерализованных пластовых водах;
• определение коэффициента нефтенасыщенности Кн при
известном значении пористости Кп;
• выделение газоносных пластов;
• определение текущей насыщенности пластов-коллекторов;
• определение положений ВНК, ГВК, ГНК.

37. Спектрометрический нейтронный
гамма-каротаж по хлору
Спектральные распределения нейтронного гамма-излучения
радиационного захвата в некоторых средах

38. ИННК+СНГК-Cl (совместная интерпретация)

39. Комплекс методов:
ИННК+С/О-каротаж

40. Комплекс методов:
С/О-каротаж +
СГК + ИННК

41. Комплекс методов: С/О-
каротаж + СГК +СИНГК-Cl

42. 42
1. ВАК-Д. По волновому акустическому каротажу дипольному определены физико-механические
свойства пород (коэф.Пуассона Кр, Модуль Юнга Е, коэффициент сжимаемости BETA) по данным
монопольных зондов и коэффициент анизотропии пород KAZ по дипольным зондам. Оценка наличия в
пластах кавернозной и трещинной составляющей, позволила уточнить тип пластов-коллекторов. В дальнейшем,
при эксплуатации скважин и проведении различных технологических операций, например ГРП, первичные
данные ФМС позволят решать инженерные задачи уже в обсаженной скважине.
2. БКС, ИПТН, САС. Комплекс методов электрической (БКС и ИПТН) и акустической пластовой
наклонометрии позволил оценить азимутальную анизотропию пород и углов падения пластов в разрезах.
Методы БКС и ИПТН являясь разноглубинными, позволяют более точно определять структурное падение
пластов и отличать более открытые и потенциально продуктивные трещины от техногенных. Метод БКС
позволяет более детально выделять границы пластов и определять техногенные трещины, а метод ИПТН
отличает естественные потенциально продуктивные трещины, в том числе не пересеченные скважиной. Метод
САС из всех методов является наиболее лучшим в плане вертикального разрешения (от 0.003м). Хотя в
исследуемых скважинах, из-за угла наклона скважин более 18°, САС сработал некорректно как пластовый
наклономер, зато более детально можно было оценить разрезы (трещины, слоистость, желоба).
Примечание: «Техногенные трещины, образовавшиеся после бурения, часто группируются в системы и имеют одинаковое
направление. Они могут изменять направление когда открытые разломы или открытые естественные трещины пересекают
ствол скважины. Естественные трещины, образующиеся во время различных тектонических фаз на протяжении длительных
периодов геологического времени, как правило, представляют собой более рассеянное распределение как по величине угла падения,
так и по азимуту» (Schlumberger, Анализ трещиноватости карбонатов).
3. СГК. Метод спектрального гамма каротажа (данные K, U, Th) позволил определить, что в турнейских и
башкирских отложениях Моховского, Этышского и Москудьинского месторождений известняки с низким
содержанием глинистости (Th<2ррm). В башкирских отложениях Москудьинского месторождения отмечается
доломитизация (Th >2 ррm и U~2 ррm). В дальнейшем, первичные данные этого метода позволят решать
геологические и технические задачи уже в обсаженной скважине в процессе эксплуатации.
Выводы

43. 43
РЕКОМЕНДАЦИИ
Оптимальным на сегодняшний день, для выделение трещинных и кавернозных
интервалов, может быть следующий комплекс методов:
Волновой акустический каротаж дипольный ВАК-Д (аппаратура АВАК-11):
- физико-механические свойства пород (ФМС),
- коэффициент анизотропии пород (KAZ по диполям X иY)
Боковой каротаж сканирующий БКС (аппаратура БКС-73):
- структурный наклон пересеченных скважиной пластов;
- коэффициент анизотропии пород (KAZуэс)
Индукционная пластово-трещинная наклонометрия ИПТН (аппаратура НИПТ-1):
- углы наклона и азимуты падения вертикальных и субвертикальных трещин, в том числе не
пересеченных скважиной
Спектральный гамма каротаж СГК (аппаратура СГК-73 и др.):
- детальное литологического расчленение, определение/уточнение минерального состава пород по данным
Th, U, K.
Скважинное акустическое сканирование САС (аппаратура САС-90 при углах наклона скважины до 18°,
аппаратура САС-60 при углах наклона скважины до 28°):
- углы наклона и азимуты падения пластов и трещин,
-визуальное наблюдение пластов, трещин, каверн, вертикальных и спиральных желобов.
Работы комплексом методов ВАК-Д, САС, БКС, ИПТН и СГК следует продолжать и дальше, включая для
исследования скважины, наряду с пористым типом коллекторов, обязательно скважины с низкопористым типом
коллекторов и последующим их освоением, если они выделены по данному комплексу, в эксплуатационной колонне.
Провести исследования комплексом БКС, ИПТН и СГК в скважинах с бурением боковых стволов, а также провести
исследования полным комплекс методов ВАК-Д, БКС, ИПТН, СГК и САС в скважинах, где будет проводиться отбор
керна.

44. ИННК+СНГК-Cl+СГК
(совместная интерпретация)
В результате анализа исследований, проведенных комплексом
методов ИННК, СНГК-Cl, СГК, можно сделать следующие
выводы:
• Комплексирование радиоактивных методов ИННК и СНГК-Сl
повышает точность интерпретации при оценке определения
остаточной нефтенасыщенности пластов-коллекторов, особенно
в случаях низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод.
• Спектральный радиоактивный метод СГК является важным
дополнением к стандартному комплексу: показания
спектрального гамма-метода позволяют разделить породы по
глинистости и битуминозности – содержание тория (Th)
определяет наличие глинистой фракции; содержание урана (U)
характеризует присутствие битуминозных пород и зон вторичной
наведенной радиоактивности (промытых зон, РГХА).

45. • Определение оптимального
комплекса ГИС при решении задач
ревизии эксплуатационных колонн

46. Модуль сканирующего гамма-гамма
дефектомера-толщиномера СГДТ-100
Основные технические характеристики
Диапазоны измерения:
плотности вещества в заколонном пространстве, кг/м3 - 1000-2000
толщины стенки труб обсадной колонны, мм – 5-12
установочного угла, градусы – 5 – 360
Пределы допустимых основных абсолютных
погрешностей при измерении:
плотности вещества в заколонном пространстве, кг/м3 - +-150
толщины стенки труб обсадной колонны, мм - +- 0.5
установочного угла, градусы - +-15
Габаритные размеры модуля:
Длина, мм - 3640
Диаметр, мм - 100
Масса модуля, кг - 120
Диапазон рабочих температур, гр.С - 5-120
Допустимое гидростатическое давление, МПа - 80
Точки записи:
ГК – 0.8; МЗ – 1.98;
БЗ1(нечетные) – 1.76; БЗ2(четные) – 2.59

49. Контроль качества цементирования методами АКЦ и АКЦ-С
при разных режимах исследования скважины
(фон - давление 100атм - понижение уровня до 400м)

50. Контроль качества цементирования методами АКЦ и АКЦ-С при разных режимах исследования
скважины (фон- давление 100атм)

51. Результаты комплексного исследования методами АКЦ-С и АВАК-11.
Пример определения качества цементирования за второй колонной
Скв. 78 Шершневской площади.

52. Контроль качества цементирования методами АКЦ и АКЦ-С
в высокоскоростном и низкоскоростном разрезах
при проведении гидроразрыва пласта

53. Определение технического состояния эксплуатационной колонны
в интервале детальных исследований аппаратурой ЭМДС-С
Скважина 2360 Павловской площади

54. Определение технического состояния колонны до и после гидромеханической
щелевой перфорации аппаратурой САТ и ЭМДСТ-С
Скважина 133 Падунской площади