акустический каротаж

Когда говорят про акустический каротаж, многие сразу думают про определение скоростей упругих волн — и всё. На деле это лишь верхушка. В полевых условиях, особенно в сложных коллекторах или при наличии трещиноватости, данные акустики могут вести себя капризно, и слепо доверять стандартным алгоритмам обработки — верный путь к ошибке в оценке пористости или литологии.

От теории к скважине: где начинаются проблемы

В учебниках красивые графики, идеальные синусоиды. На практике же первый враг — обсаженная колонна. Особенно если цементаж был неидеальным. Помню один случай на месторождении в Западной Сибири: кривые акустического каротажа показывали аномально низкие интервальные времена там, где по данным ГИС и керна ожидались глинистые прослои. Долго ломали голову, пока не сопоставили с температурным каротажем — оказалось, за колонной были каналы, а акустический сигнал частично 'бежал' по металлу, искажая картину.

Ещё один момент — настройка аппаратуры. Не та частота зонда, не та амплитуда возбуждения — и можно пропустить тонкие пласты. Мы как-то работали с оборудованием, которое изначально было настроено для стабильных карбонатов. А когда перешли на терригенные отложения с тонким переслаиванием, пришлось на ходу менять подход к фильтрации сигнала, чуть ли не вручную подбирая окна для выделения полезной волны.

И конечно, влияние бурового раствора. Насыщенный баритом раствор здорово гасит сигнал. Бывало, что первые пробные измерения после спуска инструмента были практически нечитаемыми. Приходилось ждать, пока фильтрат проникнет в пласт и условия стабилизируются, а это — простой бригады, давление со стороны заказчика. Тут важно было объяснить, что лучше потерять полдня, чем получить потом целый массив бесполезных данных.

Оборудование и его капризы: личный опыт

Работал с разными приборами — и с советскими 'Харитонами', и с современными цифровыми комплексами от западных вендоров. У каждого свой норов. Старые аналоговые системы, например, давали удивительно стабильный сигнал в простых условиях, но их калибровка была настоящим шаманством. Современные цифровые системы предоставляют кучу сырых данных (полные волновые картины), но это одновременно и плюс, и минус. Нужен очень опытный оператор на пункте обработки, который сможет выделить именно ту волну (P, S или Стоули), которая нужна для конкретной геологической задачи.

Кстати, о вендорах. В последние годы на рынке появились и китайские производители, предлагающие решения под конкретные задачи. Например, Ляонинская компания по развитию науки и техники, которая, как я слышал от коллег, глубоко культивирована в области разведки нефти. Их подход к созданию оборудования, ориентированного на вращательное бурение, интересен. Если их аппаратура для акустического каротажа так же учитывает реалии сложных условий бурения, как и их другие продукты, это могло бы быть практичным решением. Ведь они, судя по всему, работают не только для CNPC или Sinopec, но и адаптируют технологии для рынков, подобных российскому, где условия часто далеки от полигонных.

Одна из ключевых проблем, с которой сталкиваешься при выборе оборудования, — это его 'живучесть' на глубине при высоких температурах и давлениях. Не раз видел, как отказывали электронные компоненты, не рассчитанные на долгую работу в таких условиях. Поэтому сейчас при заказе или аренде комплекса я всегда в первую очередь смотрю не на список функций в брошюре, а на паспортные данные по температуре и давлению, и обязательно спрашиваю у других партий, которые уже бурили в похожих условиях, как вела себя эта 'железка'.

Интерпретация: где кроются подводные камни

Самая большая иллюзия — что современное ПО всё сделает само. Загрузил данные, нажал кнопку — получил красивый разрез акустических импедансов. На деле же алгоритмы, например, для выделения Vp/Vs (отношения скоростей продольной и поперечной волн), критически зависят от качества исходного разделения волн. Автоматика часто ошибается в зонах резкого изменения литологии. Приходится вручную, глядя на волновую картину, корректировать пики.

Использование соотношения Vp/Vs для прогноза литологии и насыщения — отдельная тема. Классические уравнения, вроде уравнений Вилли или Гасмана, работают хорошо для чистых песчаников и известняков. Но стоит появиться глинистой примеси, карбонатному цементу или, что хуже всего, наличию микротрещин — и модель летит в тартарары. Приходится строить локальные калибровочные зависимости по керну, если он, конечно, есть. А его часто нет именно в интересующих интервалах.

Один из самых полезных, но редко используемых на практике приёмов — анализ затухания сигнала (амплитуд). Часто на него не обращают внимания, гонясь за точностью определения времени пробега. А ведь аномально высокое затухание может быть индикатором трещиноватости или наличия газа. Помогло это однажды на одном месторождении в Волго-Уральском регионе: стандартные кривые пористости по акустике не показывали ничего особенного, а карта затухания четко выделила зону, которая при последующем испытании дала приток с неожиданно высоким дебитом.

Интеграция с другими методами: без этого никуда

Акустический каротаж в отрыве от других данных — почти бесполезен. Его сила раскрывается только в комплексе. Самый простой и обязательный тандем — с плотностным каротажем (ГГК-П). Совместная интерпретация позволяет отсечь влияние литологии и более точно оценить пористость. Но и тут есть нюанс: оба метода сильно страдают от наличия глины в породе. Поэтому без данных нейтронного каротажа или ГИС на естественном гамма-излучении можно прийти к ошибочным выводам.

Сейчас всё чаще говорят о комплексной интерпретации данных сейсморазведки и каротажа. Идея построения надежной глубинной модели путем привязки сейсмических атрибутов к петрофизическим параметрам, полученным по каротажу, — это, конечно, священный грааль. Но на практике это упирается в проблему масштаба. Данные каротажа — это сантиметры и дециметры, сейсмика — десятки метров. Прямая экстраполяция свойств с помощью, например, инверсии полного волнового акустического каротажа на сейсмические данные, требует очень плотной сети скважин и однородного разреза, что бывает редко.

Интересный опыт был при работе с резистивиметрией и микросканерами. Когда мы пытались коррелировать анизотропию акустических свойств (разницу в скорости при измерении в разных направлениях) с данными по микрорезистивным изображениям ствола скважины, получилось довольно точно картировать интервалы с развитой трещиноватостью и определить ее преимущественную ориентацию. Это потом здорово помогло при проектировании системы разработки и ГРП.

Взгляд в будущее и практические советы

Куда движется технология? Судя по всему, в сторону еще большей детализации волновой картины и развития многочастотных методов. Это позволит лучше разделять сигналы от самой породы и от флюида в порах. Также вижу тренд на миниатюризацию зондов и создание распределенных акустических систем, которые могут работать в режиме постоянного мониторинга, а не единовременного измерения.

Что бы я посоветовал молодым специалистам, которые только начинают работать с акустикой? Во-первых, никогда не ограничиваться готовым отчетом с кривыми. Запросите сырые данные, волновые формы. Попробуйте сами их обработать в разных программных средах, посмотрите, как меняется результат при разных настройках фильтров. Во-вторых, обязательно 'привязывайтесь' к керну. Даже если его мало, потратьте время, чтобы своими глазами увидеть, как выглядят породы, которым соответствуют те или иные акустические аномалии на диаграммах. Это формирует геологическое чутье, которое никакой искусственный интеллект пока не заменит.

И последнее. Не бойтесь сомневаться в данных. Если кривая акустического каротажа выглядит слишком идеально или, наоборот, дико аномально — ищите причину в технологии измерения, а не сразу в геологии. Проверьте журнал работ, условия в скважине в момент записи, состояние аппаратуры. Часто источник проблемы лежит именно там. А правильная интерпретация начинается с уверенности в качестве первичных данных. Вот, пожалуй, и всё, что хотелось высказать по этому поводу.