УДК 550.832.9

В. Н. Ры н д и н , А. П. Шороев, А. А. Шакиров

ОАО НПП *ВНИИГИС'

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ МЕТОДА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО КАРОТАЖА И ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТОВ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ

В хронологическом порядке рассмотрены все этапы отечественного геофи­ зического приборостроения по прямым методам ГИС: опробователи пластов (ОПК) и аппаратура гидродинамического каротажа на кабеле (ГДК). Начиная с 1959 г. и до последних дней история развития этого направления в СССР и РФ связана только с ВУФ ВНИИгеофизики и с ОАО НПП “ВНИИГИС” Разработаны десятки видов аппаратуры ГДК-ОПК для условий нефтяных, газовых, угольных и водоносных горизонтов. В общей сложности отработаны более 1000 скважин. Метод по соотношению цена-качество конкурирует с новыми разработками ведущих западных геофизических фирм.

Ключевые слова: опробователи пластов, приборы на кабеле, гидродинамичес­ кий каротаж, аппаратура АИПД-7-10, АГИП.

За почти 50-летнюю историю становления метода опробования пластов (ОПК), а затем гидродинамического каротажа (ГДК) аппа­ ратурой на каротажном кабеле единственным его разработчиком в

СССР, а теперь в России по сегодняшний день является ОАО НПП “ВНИИГИС”, бывший ВУФ ВНИИгеофизики.

Опробователь пластов на кабеле, близкий к современной аппара­ туре, впервые был предложен в 1937 г. Г. С. Морозовым, Г. Н. Строцким, К. И. Бондаренко. Однако начатая в г. Грозном разработка этого прибора была прервана с началом Великой Отечественной войны.

Разработка опробователей пластов на кабеле была возобновлена в 1956 г. в ГрозНИИ П. С. Варламовым, К. И. Лошкаревым, Г. Н. Строцким. В дальнейшем П. С. Варламовым были разработаны ма­ кеты опробователя пластов на кабеле, проведены экспериментальные исследования на стендах герметизирующих башмаков и других узлов опробователя. И. Н. Соколовым (ВНИИгеофизика) в 1957 г. предло­ жена и разрабатывалась конструкция опробователя пластов на базе сверлящего грунтоноса. В Азербайджанском филиале ВНИИгеофи­ зики Ю. Н. Тер-Григоряном и О. А. Тамазовым велась разработка опробователя, имеющего баллон, соединенный гибкой трубкой с

выстреливаемым в породу бойком. Прибор такого типа перспективен для рыхлых кавернообразующих пород.

Работы по созданию опробователей пластов на кабеле проводи­ лись в УкрНИГРИ Э. Б. Чекалюком и Я. Г. Мельничуком. Однако эти работы не привели к созданию промышленных образцов аппаратуры, обоснованию основных вопросов разработки и применения метода в условиях нашей страны.

За рубежом в эти же годы фирмой Шлюмберже был начат выпуск опробователей пластов на кабеле, которые стали широко применяться в практике геофизических работ в различных районах мира.

Такое положение дел не могло устраивать руководство отечест­ венной геофизики. В этой ситуации С. Г. Комаровым было принято решение открыть данное направление в ВУФ ВНИИгеофизики. Приказ о создании специализированной лаборатории был подписан 31 де­ кабря 1959 г. Можно только удивляться смелости и прозорливости С. Г. Комарова, сделавшего ставку на малоизвестных, но амбициозных молодых специалистов открывшегося 4 года назад института.

Большую организационную работу по подбору кадров в новую лабораторию опробования пластов на кабеле провел ее первый заведу­ ющий П. А. Бродский. Благодаря его усилиям, личной убежденности

вбудущих успехах, профессиональным знаниям, широте взглядов, коммуникабельности в течение нескольких лет ему удалось создать работоспособный коллектив единомышленников, сплоченных идеей разработки новой в СССР аппаратуры, не только не уступающей по своим параметрам, но и превосходящей зарубежные аналоги.

Различие геолого-технических условий разведочного бурения в

СССР и за рубежом определило иной принципиальный подход и само­ стоятельные пути разработки отечественной аппаратуры и методики опробования пластов приборами на кабеле. Принятые у нас режимы бурения, характер и свойства промывочных жидкостей обуславливают зачастую глубокое проникновение фильтрата промывочной жидкости

впоровое пространство пород.

Для обеспечения эффективного применения метода опробова­ ния пластов приборами на кабеле в этих сложных условиях были обоснованы и разработаны аппаратура и методика интерпретации данных для пластов с глубоким проникновением фильтрата. В ос­ нову их создания были положены способ опробования при больших депрессиях, приводящих к извлечению или дегазации остаточных

пластовых флюидов из опробуемой зоны, и методика определения характера насыщенности пластов nQ компонентному составу отоб­ ранных углеводородных газов.

Кроме того, учитывая многообразие геолого-технических условий применения опробователей в нашей стране, было целесообразно создание не одного универсального прибора, а типажа аппаратуры, каждая из которых наиболее полно отвечала бы конкретным условиям ее применения.

Конструкторская разработка типажа аппаратуры и исследование ряда ее элементов были выполнены П. А. Бродским, Л. Н. Тюменевым, П. Н. Куповых, М. Н. Бильковым и Р. В. Китмановым [2, 4, 7].

Последовательность освоения новой аппаратуры была определена ее типажом так, чтобы в серийном выпуске одновременно находились один тип аппаратуры для необсаженных скважин большого диаметра в обычной и термостойкой модификации, один тип аппаратуры для скважин малого диаметра и один тип аппаратуры для обсаженных скважин. В ходе реализации типажа был разработан и поставлен на заводское производство ряд конструкций опробователей пластов на кабеле.

Первыми отечественными промышленными образцами опробо­ вателей пластов на кабеле явились приборы ОПК-4-5 и ОПК-7-10 [6, 13, 15].

Приборы типа ОПК широко применялись в 1963-1968 гг. произ­ водственными предприятиями Волго-Уральской области и других районов страны. С их помощью был накоплен обширный материал для разработки методики применения опробователей и получен не­ обходимый опыт для создания более совершенной аппаратуры.

Исследования работы этих опробователей при высоких температу­ рах и давлениях (до 200 °С и 1000 атм) показали необходимость раз­ работки новой принципиальной схемы прибора для работ в скважинах глубиной 4000 м и более. Потребовалось снизить рабочие перепады давления и ударные нагрузки в гидравлической системе, исключить воздействия струй раствора на подвижные части, сократить число сигналов управления и ориентироваться на одножильный кабель.

В 1965 г. Уфимским заводом геофизического приборостроения были выпущены опытные образцы термостойких опробователей плас­ тов ОПТ-7-10, прошедшие приемочные испытания в Краснодарском крае и в Волгоградской области. Серийный выпуск приборов был

начат в 1967 г. Разработка этого прибора открыла возможность для применения метода в большинстве разведочных скважин. Простота обслуживания, надежность и хорошая работоспособность приборов ОПТ-7-10 в глубоких скважинах были доказаны в ходе выполнения значительного объема работ по опробованию в различных регионах страны и за рубежом на глубинах до 5000 м.

Опробователи серий ОПК, ОПТ обеспечивали решение лишь ка­ чественных задач опробования пластов - определение возможности получения притока и оценку характера насыщения путем изучения поднятых на поверхность проб. После разработки в ВУФ ВНИИгеофизики тензометрических преобразователей давления ДМ и ПДМТ появилась возможность обеспечить опробователи средством контроля гидродинамических процессов, происходящих при отборе пробы. Дистанционный контроль и регистрация процесса изменения давления

вемкости опробователя при заполнении ее пластовыми флюидами позволили оперативно оценивать характер и качество опробования и изучать гидродинамические характеристики пород-коллекторов, в том числе и такой важный параметр, как пластовое давление. Первый опробователь пластов ОПД-7-10 [3] с дистанционным преобразова­ телем давления ПДМТ был разработан на основе прибора ОПТ-7-10.

Процессы распространения возмущения в пласте и непосредс­ твенно притока при опробовании пластов изучались П. А. Бродским, В. А. Исякаевым, Л. Г. Петросяном, А. И. Фионовым и Г. Д. Лиховолом путем математического и электролитического моделирования, позволившего обосновать ряд упрощений, рассматривать приток к опробователю как квазистационарный и описывать его законами сферической фильтрации в полупространстве. С учетом этого, на основе ряда допущений А. И. Фионовым выведены теоретические уравнения изменения давления в емкости опробователя при притоке

внего жидкости и газа.

В1971—1972 гг. завершается разработка и подготавливается серий­

ный выпуск ряда новых приборов: многократного срабатывания ОПН- 7-10, опробователя для обсаженных скважин ОПО-5-6, опробователя для глубоких скважин малого диаметра ОПН-5-7, опробователя для гидрогеологических и структурно-поисковых скважин ОПГ-4-7 [5].

Впервые в мировой практике были созданы опробователи плас­ тов для скважин малого диаметра, в том числе приборы для мелких скважин с электромеханическим приводом.

Для обеспечения эффективного применения метода были разра­ ботаны методика применения опробователей пластов на кабеле в комплексе исследований скважин и методика анализа отобранных проб и интерпретации полученных данных, в том числе в условиях глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в пласты.

Внедрение опробователей пластов на кабеле было начато в 1963 г. трестом “Башнефтегеофизика” и затем развернулось в широких масштабах. Так, в 1967 г. доля объектов, опробованных приборами на кабеле, от общего числа испытанных в СССР объектов составила более 20%, что соответствовало уровню, достигнутому в передовых капиталистических странах [14].

Наряду с опробователями для нефтегазовых скважин проводились исследования и разрабатывались промышленные образцы опробова­ телей пластов для углеразведочных скважин. Прямое определение фильтрационных характеристик угольных пластов и вмещающих пород в условиях их естественного залегания крайне важно для расчета газо- и водопритоков в горные выработки и в дренирующие скважины, степени дегазации пласта и др.

В итоге, для углеразведочных скважин коллективом специалистов во главе с А. Ф. Кузнецовым в конце семидесятых годов прошлого века были разработаны опробователи пластов двух типов: с сектор­ ным герметизирующим элементом ОПУ-92, ОПУ-65 и интервальный с гидравлическими пакерами ОПУ-65-76, разработана методика их применения в различных геолого-технических условиях [10, 11].

Для метода опробования пластов приборами на кабеле характерны:

-высокая избирательность, возможность поточечного исследования;

-высокая чувствительность к наличию нефти и газа в породах, свя­ занная с глубокой депрессией, создаваемой в пласте, сохранением и анализом отбираемых газов;

-точная привязка результатов опробования к каротажным диаграм­ мам, что позволяет обоснованно выбирать точки опробования и тесно увязывать результаты опробования с данными других гео­ физических методов;

-оперативность и быстрота работ; на одну операцию, даже в глу­ боких скважинах, затрачивается 0,5-1,5 часа;

-отсутствие опасности открытого фонтанирования при опробовании, что особенно важно при исследовании газоносных пластов.

Ограничением применения метода опробования пластов прибора­ ми на кабеле являются наличие каверн против пласта, или развитая макротрещиноватость пород.

Врайонах с различными геолого-техническими условиями ха­ рактер решаемых опробователями задач различен, однако главной целью опробования остаются установление возможности получения притока и определение характера насыщенности пласта и отдельных его участков.

В1980 г. за разработку и внедрение опробователей пластов со­ трудники ВНИИГИС П. А. Бродский, А. И. Фионов, П. Н. Куповых,

В.Б. Тальнов, Р. В. Китманов, А. А. Молчанов, а также ряд произ­ водственников, занимавшихся внедрением метода, стали лауреатами Государственной премии СССР.

Различные типы аппаратуры опробования пластов неоднократно демонстрировались на ВДНХ СССР и неизменно завоевывали медали и почетные грамоты победителей.

Вначале восьмидесятых годов усилиями М. Н. Билькова, М. В. Зо­ това, В. Б. Тальнова, Р. В. Китманова, В. В. Киевского была предпринята попытка разработать опробователь пластов на кабеле для исследо­ вания гидрогеологических скважин с учетом последних достижений в этой области как у нас, в СССР, так и за рубежом. В результате была разработана комплексная аппаратура опробования пластов для гидрогеологических скважин КАОП-1. В данной аппаратуре была реализована технология опробования пластов приборами на кабеле, заключающаяся в обеспечении многократного вызова притока из пласта, контроле за качеством герметизации, расформировании зоны проникновения с целью отбора и выноса достоверной пробы пласто­ вого флюида и регистрацией процесса опробования преобразователем давления и индикатором электрического сопротивления жидкости [1].

Аппаратура КАОП-1 обеспечивала:

-многократный вызов притока из пласта;

-контроль качества герметизации;

-нарушение гидроизоляции стенки скважины перед отбором пробы;

-расформирование зоны проникновения перед отбором пробы;

-отбор и вынос на поверхность пробы пластового флюида в загер­ метизированном виде;

-контроль и регистрацию процессов перераспределения объемов пластового флюида в пласте и пробосборнике;

-расчет величин пластового давления, пьезометрического уровня и напора;

-оценку фильтрационных свойств водоносных горизонтов;

-определение минерализации подземных вод.

Дальнейшее развитие данного направления во ВНИИГИС было связано с разработкой аппаратуры и метода гидродинамического каротажа (ГДК). Впервые термин ГДК в практику ГИС ввел А. И. Фионов, который являлся идеологом данного метода [16].

Метод ГДК основан на многократном (за один рейс прибора в скважину) возбуждении в исследуемых участках пластов необсаженных скважин локальных гидродинамических полей с регулируемыми режимами притока и измерении характеристик этих полей.

Под руководством и при личном участии А. И. Фионова коллекти­ вом специалистов отдела опробования пластов и гидродинамических исследований скважин приборами на кабеле ВНИИГИС были ана­ литически изучены закономерности пространственно-временного изменения давления в пласте вокруг ограниченного по размерам стока, расположенного на стенке скважины, в процессе ламинарного и турбулентного притоков, а также получены уравнения изменения давления в емкости, позволяющие определять фильтрационные свойс­ тва пород и пластовое давление в различных геолого-технических условиях, рассчитывать характеристики аппаратуры и решать вопросы методики проведения исследований в скважинах.

Данные исследования позволили приступить к разработке аппара­ туры метода ГДК и методики обработки получаемых данных, самое деятельное участие в которой приняли А. И. Фионов, В. Г. Жувагин, В. Б. Тальнов, Н. А. Николаев, Р. В. Китманов, М. В. Зотов, А. Б. Благовещенский, А. В. Бубеев, Р. С. Хасаншин, В. А. Исякаев, Г. Д. Лиховол, Р. К. Садыков, В. В. Киевский, Л. А. Соломинов, М. Н. Бильков.

В 1975 г. выдержала межведомственные приемочные испытания и была рекомендована к серийному изготовлению аппаратура АИПД- 7-10. Она была рассчитана на применение в скважинах, гидростати­ ческое давление в которых и температура не превышают 30 МПа и 70 °С [8]. Затем была разработана аппаратура ГДК-1 с повышенными термобарическими характеристиками (60 МПа и 120 °С).

Скважинный прибор обоих типов аппаратуры состоит из сле­ дующих узлов: привод, прижимная система, клапанная система, герметизирующий элемент, преобразователь давления, пробоприем­

ник (возмущающая емкость), пробосборник (балластная емкость). В качестве пульта управления и измерения использовался серийно выпускаемый пульт опробователей пластов.

В скважинных приборах применялись два привода: электромеха­ нический (АИПД-7-10) и электрогидравлический (ГДК-1), в которых использовались двигатели постоянного тока. Привод обеспечивал работу прижимной системы и системы клапанов.

Прижимная система представляет собой систему рычагов, связан­ ную с приводом и обеспечивающую прижатие скважинного прибора герметизирующим элементом к стенке скважины.

Герметизирующий элемент представляет собой резиновую манжету, имеющую форму сектора с отверстием в центре - стоком (круглой или щелевой формы), через который осуществляется гидравлическая связь скважинного прибора с исследуемым пластом. Герметизирую­ щий элемент обеспечивает изоляцию исследуемого участка от ствола скважины.

Пробоприемником является баллон емкостью до 800 см3, снаб­ женный набором поршней. Пробоприемник служит для возбуждений в исследуемом пласте локальных гидродинамических полей путем обеспечения притока флюида из пласта в заданных объемах и при заданных величинах постоянных депрессий.

Пробосборником служит баллон емкостью до 20 л для сбора флюи­ да, отбираемого в пробоприемник после каждого цикла исследования.

Клапанная система включает несколько клапанов, обеспечивающих коммутацию каналов между отверстием стока, стволом скважины, преобразователем давления, пробоприемником и пробосборником.

Основные отличия аппаратуры АИПД-7-10 от аппаратуры ГДК-1 заключались в принципе действия и конструкции клапанных систем и пробоприемников.

За один спуск в скважину прибором АИПД-7-10 можно исследовать 20-25 точек разреза, а прибором ГДК-1 - 15 точек.

Всего было выпущено 190 комплектов аппаратуры АИПД-7-10 и ГДК-1, которые применялись в Татарстане, Башкортостане, Якутии, Узбекистане, Украине, Тюменской, Оренбургской, Астраханской и

Архангельской областях России.

В качестве примера успешного применения аппаратуры метода ОПК-ГДК на производстве можно привести Якутию, где в сложных геолого-технических и климатических условиях благодаря творчес­ кому подходу к делу специалистов Якутской отдельной лаборатории

проведение многоцикловых зондирований (МЦЗ) на точке иссле­ дования без нарушения ее герметизации. Это позволило на основе сопоставления диаграмм давления от цикла к циклу МЦЗ судить о характере насыщения пласта-коллектора.

Аппаратура АГИП рассчитана на применение в скважинах диа­ метром 149-280 мм при максимальной температуре 150 °С и мак­ симальном давлении 80 МПа. Число точек исследований за один спуск прибора в скважину в режиме ГДК зависит от фильтрационных свойств исследуемых пород и должно быть не менее 12 для пробосборника, состоящего из одного баллона [12]. Однако практика ра­ боты с аппаратурой АГИП в глубоких скважинах показала, что при давлениях в скважине, близких к 80 МПа, число точек исследований ГДК за один спуск сокращается до 3-5 и требуется подъем прибора на поверхность для замены резиновых уплотнительных колец на клапанах силового штока.

Общая компьютеризация регистрации и обработки данных гео­ физических исследований скважин, а также повышение требований к точности определения пластового давления по ГДК потребовали перевода измеряемых значений давления в цифровой код непосредс­ твенно в скважинном приборе. Исследования в данном направлении, разработка компьютеризированной аппаратуры метода ОПК-ГДК, программы регистрации и обработки диаграмм давления были про­ ведены В. Н. Рындиным, А. А. Шакировым, Р. М. Башаровой. Ком­ пьютеризированная аппаратура метода ОПК-ГДК получила название АГИП-К, так как механическая часть скважинного прибора почти полностью соответствует прибору АГИП [17]. Скважинный прибор аппаратуры АГИП дополнился модулем электроники и телеметрии, вместо преобразователей давления типа ПДМТ и ПДА-2, имеющих приведенную погрешность от 1,5 до 2,5%, были выбраны преобра­ зователи давления МД или Д (разработка ЗАО “Орлэкс”) с приве­ денной погрешностью 0,25%. Наземная часть аппаратуры АГИП-К представлена универсальным пультом управления ПО, который объединяет источник питания модуля электроники и телеметрии, блок сопряжения прибора с компьютером и самим компьютером “Ноутбук” с программой регистрации и обработки КОМАР. Аппа­ ратура АГИП-К рассчитана на применение в скважинах диаметром 149-280 мм, температурой 120 °С; рабочий диапазон давлений в скважине - 8,5-60 МПа.

Аппаратура АГИП-К сегодня является основной для проведения ОПК-ГДК в нефтегазовых скважинах и предназначена для решения следующих геологических задач:

-выявление или подтверждение наличия пластов-коллекторов в разрезах скважин;

-измерение пластового давления и построение профиля пластового давления по разрезу;

-определение проницаемости исследуемых участков и значений их продуктивности, построения профиля проницаемости и продук­ тивности по разрезу;

-установление однородности изучаемых объектов и границ между пропластками с различными фильтрационными свойствами;

-прогноз продуктивности пластов с учетом проницаемости, депрес­ сии на пласт и эффективной толщины коллектора;

-оценка характера насыщения коллекторов по пробам;

-уточнение положения межфлюидальных контактов по разрезу

(ГВК, ГНК, ВНК).

По соотношению цена-качество аппаратура АГИП-К превосходит лучшие зарубежные аналоги и с этих позиций является привлекатель­ ной на нашем отечественном геофизическом рынке. Об этом свиде­ тельствует последний положительный опыт работы с аппаратурой АГИП, полученный ПФ “Иркутскгефизика” ООО “Газпром ресурс” за период с 2011 по 2014 гг., где было исследовано 50 разведочных скважин и получены результаты не менее чем по 5 тысячам точек ГДК, отобрано не менее сотни проб углеводородов из пласта.

Оглядываясь назад, можно констатировать, что С. Г. Комаров был прав, доверив разработку такого нужного и сложного метода, как ГДК-ОПК, специалистам ВУФ ВНИИгеофизики.

ЛИТЕРАТУРА

1.Бильков М. Н., Зотов М. В. Опробователи пластов и пробоотборники на кабеле // Разведка и охрана недр. М.: Недра, 1983. № 1. С. 54-56.

2.Бродский П. А. Состояние разработки средств и методов опробования пластов приборами на кабеле для оценки характера пластов в необсаженных сква^инах: Материалы Всесоюзного семинара по испытанию разведочных скважин на нефть

игаз. ВНИИОЭНГ, 1966. С. 84-90.

3.Бродский П. А., Китманов Р. В., Щеглов Н. Н. Каротажный опробователь пластов с дистанционным датчиком давления ОПД-7-10 // Геофизическая ап­ паратура. Л.: Недра, 1970. № 43. С. 88-92.

ленные полным набором геофизических методов (Инкл., ГК, КС, БК, ИК, ГГК-П, ННК, НГК, ЯМК и др.), давно существуют и успешно применяются с конца прошлого века. Данный вид услуг при этом определяет основную выручку сервисных компаний, занятых в произ­ водстве работ по строительству и проводке скважин. Существенный объем работ по LWD на данный момент относится, прежде всего, к бурению горизонтальных участков скважин, которые являются средством доступа к разработке трудноизвлекаемых запасов углево­ дородов (УВ) и широко используются при разработке месторождений на шельфе. Горизонтальные технологии способствуют увеличению нефтеотдачи пласта, а следовательно, и дебита скважин за счет уве­ личения площади дренирования, и поэтому играют определяющую роль при строительстве скважин [3].

Компания ООО НПФ “ВНИИГИС - Забойные телеметрические комплексы” также активно развивается в направлении LWD. На базе электромагнитного канала связи телесистем ЗТК-42ЭМ, ЗТК-42КК, являющихся собственной разработкой предприятия [5], помимо ин­ клинометрии уже созданы и внедрены в производство работ модули гамма-каротажа, измеряющие естественную радиоактивность горных пород. В том числе разработана и успешно применяется уникальная технология - система измерений на долоте - НДМ (наддолотный модуль), включающая азимутальный двухканальный гамма-каротаж (ГК) и метод сопротивлений на долоте (КС) [6] (рис. 1). Метод ГК в комплексе телеметрии в общем случае используется для вскрытия кровли продуктивного пласта, а непосредственно в НДМ ГК ис­ пользуется уже в качестве инструмента геонавигации, поскольку все датчики имеют расстояние непромера всего 0,4 м от кромки долота. Это позволяет осуществлять оперативный контроль пространствен­ ного положения ствола скважины: изменяя проектную траекторию, вести скважину по коллектору, одновременно контролируя при этом глинистую покрышку (рис. 2).

Однако каротаж ГК определяет лишь степень глинистости пород. Ввиду высокой степени выработанности запасов, модель нефтена­ сыщенного пласта строится уже с высокой долей неопределенности параметров. Для эффективной проводки скважины по продуктивной части пласта в процессе бурения необходимо получать информацию об истинном сопротивлении пласта и его коллекторских свойствах (степени проницаемости и характере насыщения).

массива исходных данных НГК, ННК, которые в дальнейшем были использованы для совместной обработки и интерпретации комплекса методов радиоактивного каротажа и расчета величины коэффициента нейтронной пористости кп.

Основное преимущество разработанного МНК - возможность его использования в составе телесистемы ЗТК-42 КК, имеющей возможность извлечения в случае прихвата бурового инструмента. Такая технология работ подразумевает значительное снижение риска оставления источника на забое, предотвращая тем самым радиаци­ онную катастрофу.

Однако для определения ключевого для геологов параметра насы­ щения Р нпласта необходимо также к_входным данным о пористости иметь данные о сопротивлении пласта в соответствии с параметри­ ческим уравнением Дахнова-Арчи [2].

Индукционный каротаж (ИК) позволяет дифференцировать поро­ ды по сопротивлению в процессе бурения, а при комплексировании с нейтронными методами рассчитывать коэффициент нефтенасыщенности кн. Основное преимущество ИК по сравнению с другими видами электрического каротажа в том, что питающие и приемные устройства не требуют непосредственного контакта с буровым рас­ твором и стенкой скважины. Это позволяет применять его в сухих или с непроводящим буровым раствором скважинах, что особенно актуально сейчас, когда большой объем скважин бурится на инвер- тно-эмульсионных буровых растворах, имеющих высокое удельное сопротивление.

Разработанный модуль ИК имеет принципиальное отличие от классического метода индукционного каротажа, поскольку ток в катушках генерируется в импульсном режиме. В паузах между им­ пульсами тока регистрируется переходный процесс, убывающий с некоторой постоянной спада т. Регистрация сигнала е(0 происходит на 8 временных задержках. Таким образом, выходным массивом данных являются 8 кривых спада e(f), 4 из которых передаются в режиме реального времени.

Математическая модель зонда, представленная набором коакси­ альных цилиндров, и ее численные решения приведены и описаны в [4]. В основе теории - геометрические факторы элементарных осе­ симметричных колец, предложенные Г. Г. Доллем [1]. Для решения прямой задачи и численных оценок моделей цилиндрически-слоистых сред может также применяться теория электропроводящих пленок [8].

Принципиальная возможность реализации ИК в нестационарном режиме по методу переходных процессов позволила существенно уменьшить длину зондового устройства при неизменной глубинности и разрешающей способности модуля ИК. Такая задача актуальна при проведении каротажа непосредственно в процессе бурения боковых стволов и горизонтальных скважин, когда в зависимости от конс­ труктивных особенностей и радиуса кривизны скважины требуется компактное размещение модуля в бурильной колонне.

Модуль ИК прошел большое количество скважинных испытаний [4]. На рис. 5 представлены материалы, полученные в 2015 г. на Га-