2. Методика проведення вимірювань акустичного каротажу

Свердловинний прилад опускають на задану глибину та, підключивши пульти до каротажного осцилографа, проводять регулювання вимірювальних каналів і встановлення масштабу запису кривих часу та амплітуд.

Переводять схему калібрування в позицію стандарт сигналу та встановлюють необхідний стандарт-сигнал. Схема калібрування забезпечує отримання наступних стандарт-сигналів: 50, 100, 250 мкс/м для T; 200, 600, 900 мкс для T₁ і 250, 700, 1150 мкс для T₂. Масштаб запису T для карбонатного розрізу беруть рівним 10 мкс/м/см, а для піщано-глинистого розрізу – 20 мкс/м/см.

Після встановлення масштабу записують нульові значення та стандарт-сигнали часових.

Переводять пульт в режим вимірювання, регулюють чутливість амплітудного дискримінатора так, щоб схема вимірювання T₁ і T₂ не реагувала на шуми і в той же час відмічала моменти першого вступу поздовжньої хвилі приблизно на половині першої амплітуди. Дане регулювання проводять спостерігаючи на екрані осцилографа за хвильовою і картинкою з мітками моментів спрацьовування схеми вимірювання часу.

Для налагодження каналів вимірювання амплітуд на реєстратор подають калібровані сигнали, які відповідають їх нульовому та одному із стандартних значень. Масштаб запису A₁ і A₂ вибирають у межах 0.5-2 В/см. Для запису коефіцієнта затухання  використовують масштаб 2 або 4 (дБ/м)/см. Калібровані сигнали реєструють.

Вимірювання проводиться при підйомі свердловинного приладу зі швидкістю не більше 1200 м/год. У процесі вимірювання за допомогою осцилографа контролюють розміщення міток спрацьовування схеми відліку часів на хвильових картинках і при необхідності його коректують регулюванням чутливості дискримінатора амплітуд.

У кінці діаграми для контролю стабільності апаратури реєструють калібровані сигнали часів і амплітудних параметрів.

Результати акустичного каротажу в комплексі з іншими геофізичними методами дозволяють розв’язувати наступні задачі пошуково-розвідувальної та промислової геології:

літологічне розчленування та кореляція розрізів свердловин;

стратиграфічна прив’язка відкладів;

виділення пластів-колекторів;

визначення характеру насичення пластів;

визначення коефіцієнта пористості;

визначення розміщення газорідинного та водонафтового контактів;

контроль за якістю цементування обсадної колони.

3.3.3 Інтерпретація діаграм акустичного каротажу.

Інтерпретацію даних АК можна подати в такій послідовності:

а) Оцінка якості діаграм. Діаграми ΔТ_п придатні для інтерпретації при умові, що:

– криві Т₁ і Т₂ двохелементних зондів в загальних рисах повторюють одна одну;

– значення ΔТ_п=Т₂-Т₁ в еталонних середовищах відповідають характерним для них значенням (табл. 3.1);

Таблиця 3.1 – Характерні покази ΔТ_п в опорних середовищах

Середовище	ΔТп, мкс/м	Примітка
Каверни великого діаметру	580 – 600	Макс. покази
Щільні вапняки (Кп < 1 %)	155 – 160	Макс. покази
Щільні доломіти (Кп < 1 %)	140 – 145	Мін. покази
Незацементована обсадна колона	185	Мін. покази

– повторні криві Т₁ і Т₂ відрізняються від первісних не більше ніж на 1.5 %, а криві ΔТ_п – не більше ніж на 3 %.

Криві Т₁, Т₂, ΔТ, які не задовольняють жодної умови, є спотвореними і інтерпретації не підлягають. Найбільш важливі недоліки кривої ΔТ_п – наявність помилкових аномалій (“викидів”), що іноді виходять за межі інтервалу ΔТ_п.min-ΔT_п.max.

б) Визначення границь пластів. Крива інтервального часу реєструється в лінійному масштабі так, що величина ΔΤ_п зростає зліва направо. Крива затухання α реєструється в лінійному або логарифмічному масштабі. Таким чином, породи з високою пористістю і підвищеним поглинанням енергії хвиль відзначаються на фоні порід, що вміщують пласт, максимумами на кривих ΔΤ_п і α. Аномалії зазначених параметрів симетричні відносно середини пласта. Його границі при будь-якому співвідношенні розміру зонда L і товщини пласта h знаходять по точках, які зміщені на відстань S/2 від початку аномалії до середини пласта.

в) Зняття характерних значень ΔТ_п Зняття значень ΔТ_п в межах аномалії проводять для ділянок розрізу, які відмічаються номінальним діаметром d_н або d_c<d_н на кавернограмі; пласти де d_c>d_н не інтерпретуються. Оскільки до уваги не приймаються пласти товщиною h<L, вплив вміщуючих порід на ΔТ_п не враховують. Вплив швидкості підйому υ зонда і сталої τ інтегруючої комірки на ΔТ_п нехтується при υ<1000 м/год, τ<0.5 с.

Таблиця 3.2 – Значення ΔТ_ск у породах з різним мінеральним складом

Порода	ΔТск, мкс/м	V, м/с
Пісковик, добрезцементований	170	5900
Пісковик ущільнений, слабозцементований	182	5500
Вапняк	155	6400
Доломіт	142	7050
Ангідрит	164	6100
Гіпс	171	5850
Кухонна сіль	217-230	4350-4600
Кварц	164	6100
Польовий шпат	170	5900
Слюда	178	5620
Кальцит	155	6450

На глибинах більше 2000 м глинисті колектори характеризуються значеннями ΔТ_прівними або меншими, ніж навпроти чистих неглинистих колекторів з пористістю більшою відносно перших. Але при значному збільшенні глинистості (К_гл>0,3-0.4) великі питомі значення ΔТ_гл компенсуються зменшенням пористості. Значення ΔТ_п зрівнюється, а тоді збільшується, відносно чистих пісковиків.