2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 10

От генератора электрические импульсы напряжением 400 В с частотой следования 50 Гц и длительностью 3 10–5 с подавали в течение 30 мкс на электроды излучающего пьезопреобразователя, который был выполнен в виде параллелепипеда из керамики ЦТС-19 высотой 300 и шириной 8,5 мм. Ведущая частота в спектре излучаемого импульса – 21 кГц. Температуру на стенке электронагревателя поддерживали постоянной. Для этого мощность нагревателя изменяли от 150 до 175 Вт. Было проведено пять серий экспериментов при различных интенсивностях акустического поля.

Âпредварительной серии опытов изучалось температурное поле только

при акустическом воздействии для максимальной интенсивности. Заметного повышения температуры в пределах погрешности потенциометра – 0,5 °С не обнаружили. Это означает, что акустическое поле в пределах таких интенсивностей не влияет на показания термопар. При следующих опытах измеряли температурное поле при нагреве пласта электронагревателем без акустического воздействия.

Âпоследующих опытах изучалось температурное поле пласта при одновременном тепловом и акустическом воздействии с различной акустической интенсивностью.

Âэкспериментах непрерывно фиксировали мощность нагревателя и температуру в различных точках модели. Каждый эксперимент продолжался до наступления квазистационарного температурного режима.

Эффективную теплопроводность сред определяли по распределению температурного поля, создаваемого в средах нагревателем. Методика определения эффективной теплопроводности заключалась в проведении математического эксперимента на БЭСМ-6.

Система дифференциальных уравнений, описывающая условия эксперимента, имеет вид

ñï

∂Ò

=

∂

λï ∂T

,

(10.2)

∂τ

∂r

r

∂r

(rc < r < ∞),

<

<

h

0

z

;

2

ñ

∂θ

=

∂

λ ∂T

,

(10.3)

∂τ

∂r r

∂r

(rc

< r < ∞),

0 < z < h2 .

ãäå ñï è ñ — теплоемкости пласта и окружающих пород; λï и λ — теплопроводности пласта и окружающих пород; rñ – радиус скважины.

Начальные и граничные условия были следующими:

0 < z <	h	, T = T		;
			ï
2

819

τ = 0; Ò = θ = Ò 0 ; z =

h

;

2

r = ∞; Ò = θ = Ò

;

z =

h

;

∂T

= 0;

0

2

∂z

∂T

∂T

h

z = ∞; θ = Ò 0 ; λï

= λ

= z =

.

∂z

∂z

2

Коэффициент теплопроводности при акустическом воздействии определяли в виде функции от интенсивности акустического поля Jàê:

λ

àê

= λ

0

+ ÀJ

àê

(r ) ïðè

J

àê

(r) ≥ 300 Âò/ì2

для глины, J

àê

(r ) ≥ 840

Âò/ì2

для песка;

λ

àê

= λ

0

ïðè 0 ≤ J

àê

(r) < 300

Âò/ì2 äëÿ

глины, 0 ≤ J

àê

(r) < 840

Âò/ì2

для песка.

Интенсивность акустического поля определялась формулой

(

c )

Jàê (r) =

J0

exp −α

r − r

,

(10.4)

(r rc )0,5

ãäå J0 — интенсивность акустического поля на стенке скважины; α — коэффициент затухания акустических колебаний.

Эффективную теплопроводность сред без акустического воздействия λ0 определяли методом регулярного режима первого рода. Для пласта эффективная теплопроводность оказалась равной 1,28 Вт/м °С, а для окружающих пород – 0,589 Вт/м °С.

Методом конечных разностей на ЭВМ проводили расчет приведенной системы при различных константах À с использованием одномерной прогонки. Для увеличения точности расчетной схемы шаг по радиусу выбирали таким образом, чтобы узлы попадали в границы разрыва коэффициента теплопроводности. Расчетное поле температуры сравнивали с экспериментальным и определяли коэффициент À и эффективную теплопроводность сред в акустическом поле. С увеличением интенсивности акустического поля эффективная теплопроводность насыщенного песка возрастала в 5,5 раз, бентонитовой глины – в 3 раза. Аналогичные результаты были получены при проведении промысловых экспериментов.

Исследования влияния характера насыщающей среды и возможностей сфокусированного прогрева коллектора проводились на модели пласта, которая представляла собой вертикально установленный цилиндр диаметром 420, высотой 730 мм, заполненный песком. По всей длине цилиндра проходил электри- ческий нагреватель, вмонтированный в кварцевую трубку с гирляндой (2– 3 шт.) цилиндрических акустических излучателей типа ЦТС, вплотную надетой на нагреватель.

Модель изолировалась от окружающей среды двумя слоями звукопоглощающей резины, чтобы исключить искажающее влияние отраженных акустиче- ских волн. Измерения велись шестью термопарами, заключенными в медные карманы и расположенными на разных расстояниях и глубинах. Термопары подключались к автоматическому потенциометру МК-5.

Источником высокочастотного акустического поля служил либо импульсный генератор, либо серийный генератор непрерывных колебаний УЗГ-3–0,4.

820

Амплитуды и частоты акустических сигналов измерялись осциллографом типа C1-19. Моделирующей средой служил промытый песок (фракция 0,2–0,4 мм). Средняя пористость модели составляла 34 %.

Для выяснения влияния характера среды, насыщающей пласт, опыты проводились при полном насыщении водой, трансформаторным маслом и воздухом при различных интенсивностях акустического поля. В пределах каждого опыта температура на стенке нагревателя поддерживалась постоянной и равной 130– 160 °С. Опыты длились 1,5—2 ч до наступления квазистационарного режима.

Эксперименты проводились в два этапа:

при нагревании пласта без акустического воздействия измеряли температуру в различных точках;

аналогично измеряли температуру во времени при одновременном тепловом и акустическом воздействии.

Предварительно для каждой из насыщенных сред контролировали возможность повышения температуры за счет диссипации акустической энергии при трехчасовом акустическом излучении без прогрева. В пределах точности измерений отклонений в показаниях температуры не наблюдали.

Для каждого типа насыщающей среды было проведено несколько серий

опытов. Результаты обрабатывались в безразмерных единицах: температуры

Ò* = (Ò – Ò0)/(Òï – Ò0), радиуса r* = r/rñ и времени F0 = ατ/ τ20 . Наибольшее увеличение прироста температуры наблюдалось у водонасыщенного песка из-за

значительной упругости такой среды. Несколько меньший прирост температуры наблюдался у нефтенасыщенного песка. Это объясняется тем, что нефть обладает гораздо большими, чем вода, вязкостью и коэффициентом затухания акустических колебаний. Минимальные температурные приращения наблюдались в воздухонасыщенном песке.

Полученные результаты согласуются с экспериментами по прямому определению эффективной теплопроводности указанных сред. С увеличением интенсивности наблюдалось нелинейное увеличение прироста температуры.

Возможность сфокусированного термоакустического воздействия показана на рис. 10.11. В процессе этих экспериментов положение акустического излуча- теля изменяли по пласту так, чтобы градиенты температурного и акустического

Рис. 10.11. Изменения температуры T при различных положениях теплового и акустического источников:

1 — акустический и тепловой источники совмещены; 2 — акусти- ческий и тепловой источники находятся на некотором удалении друг от друга; 3 — акустический источник

отсутствует

821

полей направлялись под различными углами друг к другу. Создание сфокусированного теплового поля в пласте не вызывает особых трудностей.

Ко времени проведения вышеизложенных экспериментов механизм акустического воздействия на теплопередачу в насыщенной пористой среде был изучен недостаточно.

Для интерпретации полученных результатов рассмотрим теплопередачу при акустическом воздействии в среде с очень малой проницаемостью. Увели- чение коэффициента эффективной теплопроводности объясняется тем, что акустическое поле активизирует теплопередачу через насыщающую среду, приводя в колебательное движение жидкость внутри закрытых пор. Продолжительность выравнивания температур между фазами в коллекторах, видимо, находится в пределах 10–1–10–3 с. В акустическом поле за этот период элементарный объем жидкости внутри закрытой поры совершает от 3 до 2000 колебаний. Эффективная теплопроводность в акустическом поле в средах с малой проницаемостью растет, видимо, из-за уменьшения продолжительности выравнивания температур между фазами внутри закрытых пор.

В проницаемых средах увеличение коэффициента теплопроводности в акустическом поле может быть объяснено тем, что наряду с колебательным движением жидкости внутри закрытых пор формируется гидродинамический поток насыщающей среды в поровых каналах. При этом образуется градиент давления, создаваемый акустическим полем, который принято называть «звуковым ветром». Очевидно, что увеличение температуры в фиксированной точке возможно только при динамическом воздействии теплового и акустического полей и зависит от угла между направлениями потоков тепла и акустического ветра.

Существенное влияние на формирование гидродинамического потока оказывают интенсивность, частота, коэффициент затухания акустического поля, проницаемость, пористость, конфигурация пор скелета, а также свойства насыщающей жидкости. Формирование гидродинамического потока наглядно иллюстрируют проведенные эксперименты по распределению температуры при фильтрации теплоносителя в акустическом поле. Такие исследования проводились на установке, представлявшей собой вертикально установленный винипластовый цилиндр с внутренним диаметром 143 мм, внешним диаметром 160 мм и высотой 300 мм. У нижнего торца цилиндра находилась камера из органиче- ского стекла, в которой поддерживали постоянную температуру. В середине камеры проходил змеевик, по которому горячая вода поступала от насоса сна- чала во вторую, меньшую по размеру камеру, а потом через фильтрационное сито в пласт. Фильтрационное сито использовали для создания равномерного по всей площади цилиндра потока воды в пласт. На выходе из пласта размещали выточенную из органического стекла крышку, на которой имелась трубка для стока жидкости.

Помимо этого установка была снабжена автоматическим потенциометром типа ЭПП-0,7 для замера температуры и мерным баком с водой для насыщения модели пласта под напором. Для акустического воздействия использовался акустический источник типа ЦТС-19, установленный на расстоянии 10 мм от входа в пласт, и генератор непрерывных синусоидальных колебаний. Акустическое поле контролировали помещенным в пласт пьезокерамическим элементом, подсоединенным к осциллографу типа С1-19А.

Интенсивность акустического воздействия составляла более 0,25 Вт/см2 вблизи источника. В качестве моделирующей среды использовался кварцевый песок со средней окатанностью зерен (фракция 0,2–0,3 мм), а также смесь пес-

822

Рис. 10.12. Влияние акустического поля различной интенсивности (1–4) на температуру горячей воды (на выходе из модели)

ка с галькой диаметром 10—20 мм. Эксперименты проводили для каждой из скоростей фильтрации в два этапа, в процессе которых:

измеряли температуру в разных точках пласта в условиях фильтрации че- рез пласт горячей воды в течение 3 ч;

измеряли температуру в условиях одновременной фильтрации горячей воды и акустического воздействия в течение 3 ч.

Температуру закачиваемой воды на входе поддерживали постоянной и равной 60 °С. Через каждый час для определения средней скорости фильтрации измеряли общее количество профильтровавшейся через пласт воды. Результаты обрабатывали в безразмерных значениях температуры T , времени F0 = ατ/ τ20 и расстояния r .

Как видно из рис. 10.12, в условиях акустического воздействия происходит перераспределение температурного профиля по пласту. Температура вблизи выхода из пласта увеличивается в 1,6–1,8 раза, и характер ее распределения приближается к линейному. С увеличением интенсивности акустического поля относительный прирост температуры возрастает. Полученные результаты свидетельствуют о принципиальной возможности использования термоакустиче- ского воздействия для конвективного прогрева призабойной зоны.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Промысловые исследования термоакустического воздействия на пласт проводили на месторождении, которое приурочено к крупной антиклинальной структуре широтного простирания; складка асимметричная, свод ее смещен к востоку, размер складки 40 40 км. Всего выделяется шесть продуктивных горизонтов общей мощностью 350–400 м на глубине 1200–1500 м.

Каждый горизонт содержит ряд продуктивных пластов и пропластков (от 1 до 13), различающихся по толщине (0,8–35 м). Мощность глинистых прослоев, разделяющих горизонты, колеблется от 1 до 20 м.

Коллектор средне- и крепко сцементирован неоднородным по типу и составу цементом, основу которого представляют каолинитовые глины. В редких случаях встречается глинисто-карбонатный или кальцитовый цемент. Пористость довольно высокая и составляет 20–26 %. С увеличением глинистости пористость снижается до 14 %. Проницаемости коллекторов (по данным исследований скважин на приток и по кернам) близки и колеблются от 0,19 до 0,34 мкм2.

Нефть малосернистая с большим количеством асфальтосмолистых веществ

823

и парафина (до 24–28 %). По горизонтам нефти мало отличаются друг от друга. Вязкость в пластовых условиях варьирует от 3,4 до 4,2 мПа с, пластовые температуры – 56–63 °С, температура насыщения нефти парафином – 62±3 °С. В процессе разработки продуктивность скважин сильно снижается из-за выпадения в призабойных зонах парафина и асфальтосмолистых веществ.

Для промысловых испытаний был изготовлен действующий макет скважинной установки.

Эксперименты проводили на трех газлифтных скважинах. Скважины находились вдали от нагнетательного ряда и не реагировали на нагнетание воды; вскрытая толщина продуктивного пласта не превышала 20 м. Эксперименты на скв. 568 проводились таким образом, чтобы получились данные об изменении эффективной теплопроводности окружающего коллектора в акустическом поле. Для этого в скважине методом искусственного теплового поля сначала определялась теплопроводность пласта без акустического воздействия. Затем после совместного теплового и акустического воздействия по специально разработанной методике оценивалось изменение эффективной теплопроводности пласта в акустическом поле.

По указанной методике необходимо получить разность температур в точке с максимальной интенсивностью акустического поля при обычном прогреве ∆T1 и совместном тепловом и акустическом воздействии ∆T2 на один и тот же момент времени. Изменение эффективной теплопроводности оценивается из аналитического решения задачи распределения температуры в пласте от

нагревателя,		длина			которого					равна
мощности пласта.
Åñëè	обозначить						соотношение
эффективных			теплопроводностей
через η, т.е. λ2/λ1 =					F0 2 /F0 1 ,					òî ïî-
лученная	èç	указанного решения
зависимость будет иметь вид
	η −	∆Ò1			∆Ò1
		∆Ò 2	=		∆Ò 2				.
		η
	ln			ln r r		c	F0	1

Термограмма, полученная через сутки после начала воздействий на скважине, показана на рис. 10.13; из нее видно, что разность температур в точках максимальной интенсивности акустического поля достигала 40 °С. Причем при обычном прогревании избыточная температура

Рис. 10.13. Распределение температуры в

скв. 568 при обычном (1) и термоакустиче- ском (2) прогреве

824

∆Ò1 = 100 °С, а при термоакустическом воздействии ∆Ò2 = 60 °С. Следовательно, соотношение ∆Ò1/∆Ò2 = 1,67. Измеренная до воздействия теплопроводность пласта в этих точках оказалась равной 4,65 Вт/(м К). Теплоемкость пласта определяли расчетным путем: ñï = 768 Âò/(ì Ê).

Длина l греющей части столба скважинной жидкости, как видно из рис. 10.13, составляла 10 м.

Исходя из этих данных определяли параметр Фурье при прогреве:

	F	=	λ1τ	=	4 24		=14,5 10−4.
			cïl 2		660 100
	0 1
	Используя значения ∆Ò1, ∆Ò2 è				F0 1	при заданных r è rc по формуле (10.5)

получим η = λ2/λ1 ≈ 20. Таким образом, теплопроводность окружающих пород в акустическом поле увеличивалась почти в 20 раз.

Другая газлифтная скв. 238 вскрывала пласт на глубине 1399 м. Перед испытанием скважина эксплуатировалась с дебитом 22–23 т/сут. В процессе предшествовавшей эксплуатации коэффициент продуктивности изменился в 2– 3 раза по сравнению с начальным.

Сначала в скважине проводилась только тепловая обработка в течение 5 сут. Температура к концу прогрева в зоне установки нагревателя достигала 150 °С (∆Ò2 = 90 °С). В пласт ввели 7,8 МДж теплоты. После окончания прогрева дебит скважины почти удвоился и составлял 40 т/сут. Замеренный коэффициент продуктивности также удвоился. Эксплуатацию скважины после обычного прогревания продолжали в течение 10 сут, а затем в течение 5 сут осуществляли термоакустическое воздействие. Мощность нагревателя составляла 18 кВт, а акустического излучателя – 2 кВт. К концу обработки температура в указанной выше зоне составляла 110 °С (∆Ò2 = 50 °С). Предварительно измеренная эффективная теплопроводность коллектора без воздействия λ1 оказалась

равной					2,21		Âò/(ì Ê).	Исходя из этих результатов было найдено, что
F			=	1, 9 5 24			= 34,5 10−4	è η ≈ 5.
	0	1
			660		100

В течение последующих двух недель после обработки дебит скважины постепенно возрос до 70–80 т/сут, а затем в течение месяца постепенно снизился до 60 т/сут и стабилизировался. Дополнительная добыча в результате термоакустического воздействия составила более 4 тыс. т нефти. При обычном прогревании расчетная добыча за этот же период составила бы 2 тыс. т.

Газлифтная скв. 1498, в которой проводился опыт, вскрывала пласт 14-го горизонта на глубине 1500 м. К началу 1975 г. дебит скважины уменьшился до 70 т/сут, а затем упал до 1–2 т/сут.

Программа промыслового эксперимента на этой скважине ограничивалась термоакустическим воздействием.

Обработку проводили в течение 5 сут. Тепловая мощность нагревателя составляла 21 кВт, а акустического излучателя — 2 кВт. К концу обработки температура в зоне установки нагревателя составляла 97 °С. В процессе воздействия измеряли температуру по стволу скважины, в том числе при кратковременном отключении акустического поля. Отмечено, что отключение акустического источника приводило к увеличению температуры жидкости в скважине. Последующее включение акустического поля приводило к снижению температуры в скважине до первоначального значения.

Такие операции в процессе обработки проводили многократно, и все они

825

имели тенденцию к увеличению температуры при отключении акустического поля и к ее снижению после включения. Изменение температуры скважинной жидкости объясняли ростом теплопроводности пласта в акустическом поле.

После термоакустической обработки скважина вступила в эксплуатацию с дебитом 100 т/сут. Затем дебит снизился сначала до 70 т/сут, а затем до 30 т/сут. В отдельные дни дебит увеличивался до 80 т/сут, что давало основание для предположений о неполном освоении скважины после обработки. В результате термоакустического воздействия на скважине дополнительно полу- чено более 2 тыс. т нефти.

10.4. КРИТЕРИИ ВЫЯВЛЕНИЯ ЗОН ПОВЫШЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПОРОД С ПОМОЩЬЮ ШИРОКОПОЛОСНОГО АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

Выявление в разрезах скважин горных пород, обладающих повышенной трещиноватостью, имеет важнейшее значение для решения многих задач разведочной и промысловой геофизики, инженерно-геологических изысканий, а также строительства глубоких скважин. При поисках и разведке нефтяных и газовых залежей трещинные коллекторы являются одним из наиболее сложных и малоизученных объектов. В рудных скважинах трещинные пласты нередко бывают приурочены к рудоконтролирующим зонам и могут служить одним из поисковых критериев при выделении последних. Сильно трещиноватые горные породы представляют собой потенциально опасные зоны при проходке глубоких скважин и шахт, так как к ним приурочены зоны повышенного поглощения бурового раствора и интервалы прихвата бурового инструмента.

Опыт геофизических исследований показал, что наиболее перспективным методом выявления таких зон является акустический каротаж. Это связано, в первую очередь, с тем, что акустическое поле весьма чувствительно к изменению сплошности и геометрии пустотного пространства среды. Ранее зоны повышенной трещиноватости горных пород в разрезах скважин идентифицировались с помощью АК, осуществляемого серийной аппаратурой СПАК-2М, в комплексе с данными других методов скважинной геофизики. Так, коллектор является трещинным, если против него зарегистрировано повышенное затухание продольных волн, а значения пористости, найденные по АК и одному из радиоактивных методов – НГК или ГГК, совпадают. При этом наличие других факторов, также обусловливающих повышенное затухание продольных волн (глинистые и высокопористые газонасыщенные пласты, мелкое переслаивание), устанавливают по комплексу ГК, ПС, НГК, КС, микрозонды.

К недостаткам такой методики, кроме неоднозначности определения пористости по АК и НГК в случаях загипсованности и доломитизации карбонатного разреза, а также сильного затухания упругих волн, не позволяющего полу- чить истинное значение пористости по АК, следует отнести слабую чувствительность продольных волн к трещинам малой раскрытости (микротрещины), а также к трещинам, параллельным оси скважины.

В последнее время проведена серия теоретических расчетов и эксперимен-

826

тальных исследований, направленных на установление количественных связей между параметрами упругих волн и характеристиками трещиноватости горных пород. Изучались скорости распространения p0p1p0- è p0s1p0-волн в трещинной среде в зависимости от раскрытости трещин, густоты, типа их заполнителя и ориентировки по отношению к падающей волне. На рис. 10.14 приведена обобщенная схема изменения акустических параметров для карбонатного разреза, представленного чередованием пластов с различными типами порового пространства. Кроме вычисленных акустических параметров в схеме приведены также типичные звуковые образы пород в виде волновых картин и фазокорреляционных диаграмм.

Анализ результатов расчетов и экспериментов, а также материалов, приведенных на рис. 10.14 показывает:

наиболее чувствительными к трещиноватости являются динамические параметры (амплитуда, энергия, коэффициент затухания) поперечной волны;

трещиноватая среда вызывает изменение формы и спектра прошедшего акустического сигнала, что делает перспективным акустическую спектроскопию;

Рис. 10.14. Обобщенная схема изменения акустических параметров в разрезе, представленном чередованием пластов с различными типами порового пространства:

1, 2, 3 – соответственно скорости продольной и поперечной волны и их отношение; 4, 5, 6 — амплитуды продольной и поперечной волны и их отношение; 7, 8 — коэффициенты затухания продольной и поперечной волны; 9 — отношение коэффициентов затухания продольной и поперечной волны; 10 — амплитуда трубной волны (волны Лэмба – Стоунли); 11 — фазокорреляционная диаграмма; 12 — волновая картина

827

скорости p- è s-волн в трещинной среде в основном зависят от общей пористости и незначительно зависят от геометрических факторов;

динамические параметры продольной волны являются чувствительными только при больших раскрытостях (> 0,1 мм) трещин;

существенное влияние на динамические параметры p- è s-волн оказывает тип порозаполнителя; так, коэффициенты затухания волн минимальны в случае заполнения трещин кальцитом и глиной и максимальны в случае заполнения нефтью и газом;

наибольшее влияние на характеристику p0p1p0-волн оказывает горизонтальная трещиноватость и минимальное — вертикальная;

наличие единичной трещины или их системы приводит к образованию многократно отраженных монотипных и обменных волн. Годографы этих волн в общем случае пересекаются с годографами головных волн; это обстоятельство приводит к нарушению осей синфазностей основных волн;

весьма чувствительными к зонам повышенной трещиноватости (в связи с их высокой проницаемостью) должны быть также динамические параметры трубных волн Лэмба – Стоунли; механизм распространения этих волн в скважине близок к гидравлическому удару в трубе с ответвлениями; минимумы амплитуд и энергий этих волн должны соответствовать наиболее трещиноватым и проницаемым участкам.

С появлением широкополосной аппаратуры ЗВУК-2 (АКН-1), обеспечи- вающей надежную регистрацию продольных, поперечных и других типов волн, появилась возможность проверки сделанных ранее выводов, применительно к условиям скважин. С этой целью были проведены специальные исследования на ряде месторождений стран СНГ, где развиты трещинные породы. Ниже рассмотрим конкретные примеры возможности выявления зон повышенной трещиноватости с помощью широкополосного АК.

На рис. 10.15 показан пример выявления зон трещиноватостей в приповерхностной части карбонатного разреза на глубинах до 400 м. Тонкослоистые породы в этом разрезе находятся в условиях вечной мерзлоты и после их растепления. Из этого рисунка видно, что наиболее активная зона растепления находится на глубинах до 200 м. Эта зона отображается на фазокорреляционных диаграммах (ФКД) в виде участков с обрывками осей синфазности, из которых выходят годографы интенсивных отраженных волн Ãîòð. В нижней части разреза трещинные зоны также выявляются на ФКД по появлению боковых отраженных и обменных волн, минимумов амплитуд поперечных волн и даже по понижению скорости p- è s-волн. Используя значения скоростей упругих волн рассчитаны деформационно-упругие модули пород и величина горизонтального напряжения σã. При сравнении значений E, G, , σã в интервалах 200–250 м, 250—255 м видно, что упруго-деформационные модули также весьма чувствительны к изменению трещиноватости среды.

На рис. 10.16 представлены записи, полученные различными геофизиче- скими методами в карбонатном разрезе одной из скважин ДнепровскоДонецкой впадины на участке с трещинными газонасыщенными коллекторами (интервалы глубин 3405–3420 и 3460–3490 м). Нетрудно видеть, что по другим геофизическим методам, в том числе и по акустическому каротажу (с регистрацией параметров только продольных волн), выполненному как с аппаратурой СПАК-2, так и АКН-1, трещинные коллекторы в указанных интервалах не выделяются. В некоторых случаях (например, на глубинах 3405–3420 м) напротив трещинных зон вместо уменьшения амплитуд продольных волн отмечается некоторое их увеличение, что, по-видимому, связано с более высокими диффе-

828