УДК 550.832.4/550.832.75:550.822.2
И. Н. Кучернюк, А. А. Шипилов, Н. М. Ахметшин
АО НПП «ВНИИГИС»
Приведены технические характеристики аппаратуры АСПУ-48-МЦП, позволяющей осуществлять непрерывную запись и определение ориентации сейсмоприемников при мониторинге гидроразрыва пласта (ГРП), а также новой модификации аппаратуры индукционной наклонометрии с цифровой обработкой сигналов НИПТ-1Ц. Показана эффективность комплексирования скважинной сейсморазведки и индукционной наклонометрии для выделения межпластовых границ в скважине и определения их пространственного положения. Приведены примеры применения разработанной аппаратуры.
Один из старейших в АО НПП «ВНИИГИС» отдел скважинной сейсморазведки практически с начала cвоего возникновения занимается разработкой средств для регистрации сейсмических сигналов в скважинах. Для качественного приема сейсмических колебаний сейсмоприемник (геофон) должен плотно контактировать со средой. На первом этапе были разработаны скважинные приборы с использованием упругих рессор, затем – с управляемыми прижимными устройствами СППУ и АСПУ. Регистрация сейсмических сигналов с этих приборов осуществлялась с помощью существующих в тот период сейсмостанций для наземной сейсморазведки.
Развитие цифровых способов передачи сигналов и компьютеризация привели к созданию в начале 90-х годов на базе скважинных приборов АСПУ многоприборной аппаратуры АМЦ ВСП 3-48, сначала 16-разрядной, а затем и 32-разрядной модификации. Более подробные сведения об этапах создания и распространения этих приборов описаны в [1, 2].
Расширение геологических задач требует совершенствования технических средств геофизики. Так, потребность в непрерывной записи и определении ориентации сейсмоприемников при мониторинге гидроразрыва пласта привела к модернизации аппаратуры вертикального сейсмического профилирования (ВСП). В результате была создана аппаратура АСПУ-48-МЦП (рис. 1), имеющая следующие особенности:
– возможность применения высокоскоростной телеметрической линии связи (512 кбит/с) для осуществления прямой передачи сигналов, что ускоряет работы методами сейсморазведки и позволяет проводить сейсмический мониторинг в реальном времени, однако ограничивает максимальное количество одновременно используемых модулей;
– наличие энергонезависимой памяти большого объема в скважинных модулях, обеспечивающей непрерывную регистрацию сейсмических данных в течение не менее 24 часов, позволяет проводить сейсмический мониторинг с большим количеством скважинных модулей;
– наличие 24-разрядного дельта-сигма (Δ-σ) аналого-цифрового преобразователя, что расширяет динамический диапазон и улучшает характеристики преобразования сигнала;
– предусмотрена регистрация меток времени, получаемых от приемников GPS/ГЛОНАСС, для синхронизации записей сейсмического мониторинга в нескольких скважинах;
– использование современного интерфейса USB упрощает выбор компьютера;
– наличие акселерометров, обеспечивающих определение ориентации модулей в наклонных и горизонтальных скважинах, а также магнитометров, обеспечивающих определение ориентации в необсаженных скважинах, позволяющих в некоторых случаях отказаться от дополнительных операций по определению ориентации модулей при сейсмическом мониторинге;
– возможность аварийного управления прижимным устройством позволяет освободить скважинные модули при наиболее вероятных неисправностях аппаратуры и каротажного кабеля;
– многофункциональное технологическое программное обеспечение, функционирующее в ОС Windows любых версий начиная с XP, позволяющее проводить различные виды работ (ВСП, многопикетный режим непродольного ВСП, сейсмический мониторинг, микросейсмокаротаж (МСК) и др.), а также осуществлять глубокий контроль качества регистрируемых данных (выполнять режекторную и полосовую фильтрацию, вычисление спектров, различные виды суммирования накоплений).
Первые производственные работы с этой аппаратурой были проведены в Якутии в апреле 2017 г. Возбуждение упругих сейсмических волн проводилось во взрывных скважинах глубиной 5 м. Наблюдения проводились трехприборной сейсмической скважинной аппаратурой с шагом дискретизации 0,25 мс.
Контроль идентичности сейсморегистрирующих каналов скважинных модулей осуществлялся по записи собственных процессов сейсмоприемников (рис. 2).
Контроль качества регистрируемого сигнала проводился путем оперативной обработки данных с получением монтажей компонент волнового поля на экране компьютера (рис. 3).
На рис. 4 представлены волновые поля компонент Х, Y и Z, зарегистрированные в скважине.
Амплитудные спектры записи, рассчитанные по исходным полям ВСП во всем временном интервале регистрации, показывают, что на ближнем пункте взрыва ПВ1 граничная частота спектра доходит до 800 Гц, что свидетельствует о высокой детальности входных данных; на дальнем ПВ2 основная энергия полезного сигнала сосредоточена в основном в диапазоне 30–350 Гц (рис. 5, а, б).
Для получения возможности работы в сверхглубоких скважинах был начат процесс по изготовлению термобаростойких многомодульных скважинных приборов, поскольку задачей скважинной сейсморазведки является не только изучение волнового поля, но и выделение межпластовых границ в скважине и определение их пространственного положения. Поэтому возник интерес к возможности использования данных о пространственной ориентации пластов, определенных индукционной наклонометрией.
Метод индукционной пластово-трещинной наклонометрии (ИПТН) активно разрабатывался во ВНИИГИС начиная с 1974 г. и широко применялся на угольных месторождениях Донбасса, Кузбасса и Воркуты до 90-х годов. В 1996 г. по заданию Башгеолкома во ВНИИИС был разработан макет цифрового варианта индукционного наклономера ПНИП-1. В дальнейшем отсутствие финансирования и ликвидация угольного направления во ВНИИГИС привело к увольнению основных специалистов. Однако благодаря ЗАО НПФ «СейсмоСетСервис» и отделу скважинной сейсморазведки АО НПП «ВНИИГИС» в 2000 г. были изготовлены несколько экземпляров комбинированных аналого-цифровых индукционных наклономеров НИПТ-1. Первые возможности комплексирования методов скважинной сейсморазведки и индукционной наклонометрии были реализованы в скв. 68 Юрубченской площади Красноярского края [3] и в Таджикистане. Эта аппаратура использовалась во многих скважинах Оренбургской, Астраханской областей, Пермского края и в Казахстане с целью определения элементов залегания пластов и трещин (углов наклона и азимутов их падения).
Возможность определения структурно-тектонических особенностей нефтегазовых залежей, выявления в них трещинных коллекторов позволяет использовать данные ИПТН и для прогноза гидроразрыва пластов (ГРП).
Так, на одной из скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения по данным ИПТН были выявлены вертикальные и субвертикальные трещины (рис. 6). Известно, что ГРП пойдет преимущественно по естественным вертикальным и субвертикальным трещинам. Однако скважина оказалась обводненной подошвенными водами. Так как пласт уже трещиноват, то ГРП в нем не требуется.
В противном случае он полностью обводнится подошвенными водами. Таким образом, метод ИПТН может успешно использоваться для следующих видов работ:
– выделение вертикально- и субвертикально-трещинных коллекторов в разрезах скважин;
– прогноз наиболее вероятного направления тектонических нарушений;
– выбор пластов для гидроразрыва по естественным вертикальным и субвертикальным трещинам;
– проектирование оптимальной ориентации заложения наклонно-направленных и горизонтальных скважин;
– выявление в продуктивных пластах «языков» вертикального обводнения и подтягивания водонефтяного контакта (ВНК) и др.
В аппаратуре НИПТ-1 результаты измерений передаются по каротажному кабелю в цифровом виде, но все операции по преобразованию сигналов (фильтрация, формирование квадратурных составляющих, фазочувствительное детектирование, масштабирование и др.) в скважинном приборе производятся в аналоговой форме. В результате появляется чувствительность характеристик к температуре и ограничивается рабочий температурный диапазон.
Развитие элементной базы позволило в 2020 г. создать модификацию аппаратуры индукционной наклонометрии с цифровой обработкой сигналов НИПТ-1Ц. В этой модификации сигналы индукционного зонда оцифровываются непосредственно на радиочастоте и все дальнейшие преобразования выполняются в цифровом виде с помощью высокопроизводительного микроконтроллера. В результате значительно снизилась температурная зависимость параметров и удалось расширить рабочий температурный диапазон. Кроме того, упростилась настройка прибора.
Применение микроконтроллера также позволило измерять и передавать по каротажному кабелю значения диагностических параметров, таких как частоты и амплитуды сигналов генераторов, флаги ошибок, серийный номер прибора, причем с сохранением обратной совместимости с имеющимися наземными средствами регистрации и обработки. Удалось также реализовать цифровое автоматическое управление скоростью вращения электродвигателя привода зонда, что упростило работу оператора на скважине.
На рис. 7 приведены диаграммы кривой А индукционного наклономера, записанные приборами НИПТ-1 и НИПТ-1Ц в одном и том же интервале вблизи максимальной рабочей температуры аппаратуры НИПТ-1. На интервалах низкой электропроводности хорошо видно улучшение стабильности, что упрощает интерпретацию данных.
Аппаратура НИПТ-1Ц с 2021 г. уже активно используется в скважинах Астраханской области. Кроме того, выполняется перевод на новую модификацию всего парка аппаратуры НИПТ-1.
ЛИТЕРАТУРА
- Сафиуллин Г. Г., Ахметшин Н. М., Мухутдинов Р. Л. и др. Развитие и внедрение аппаратуры ВСП // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 7–8 (148–149). С. 217–227.
- Сафиуллин Г. Г., Ахметшин Н. М., Мамлеев Т. С. и др. Этапы развития аппаратуры и технологии скважинной сейсморазведки во ВНИИГИС // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2016. Вып. 7 (265). С. 52–69.
- Шехтман Г. А., Кузнецов В. М., Ефимов А. С. и др. Прогноз микро- и макроструктуры околоскважинного пространства в условиях юрубчано-тохомской зоны на основе комплексирования ВСП и пластовой наклонометрии // Технологии сейсморазведки. 2004. № 1. С. 14–18.
Рецензент Ph.D., магистр С. А. Черкашнев (Австралия)