Получение фактических данных о выработке запасов по разрезу площади помогает уточнить геологическую модель пласта, подсчитать остаточные запасы нефти на участке и спланировать решение либо о бурении дополнительных добывающих скважин, либо о создании новых очагов заводнения или о направлении забуривания горизонтальных стволов из существующих скважин. Проведение дополнительных работ по детальной геологической разведке, безусловно, повысит эффективность реализации проекта разработки опытного участка и позволит увеличить конечную нефтеотдачу участка (месторождения).

В последнее время для проведения геологической разведки применяются новые геофизические методы, получившие название сейсмической и сейсмоакустической томографии 21 - 164 .

Они основаны на создании внешнего поля колебаний, регистрации параметров этого поля на поверхности земли или в скважинах и математической обработке параметров зарегистрированных сигналов, прошедших продуктивные горизонты. Главными параметрами этих сигналов являются скорость волны, коэффициент поглощения (ослабления) волны в горном массиве, время прохождения волны и ее траектория от генератора до приемника колебаний. Основные различия таких технологий состоит в способах формирования поля излучения (электромагнитное, сейсмическое, сейсмоакустическое и т.п.), типе генераторов и приемников, расположении канала "генератор - приемники" (земная поверхность - скважина, скважина - скважина) и алгоритмах обработки информации, частично или более полно учитывающей параметры зарегистрированных волн и дополнительную информацию.

Перечисленные разновидности такой технологии разведки недр имеют свое аппаратурное и программное наполнение, а их применение имеет свои перспективы и ограничения. Метод внутрипластовой томографии и его реализация в виде системы внутрипластовой томографии (СВТ), отличается от остальных тем, что наряду с обычной геофизической и промысловой информацией учитывает и экспериментальные зависимости между сейсмоакустическими, геологическими и напряженно-деформационными свойствами насыщенных горных пород. Эти зависимости положены в основу алгоритмов построения детальной геологической модели пласта.

На ниже приведенных рисунках отражены некоторые результаты - разрезы конкретных нефтяных объектов. На основе этих разрезов были уточнены геологические представления о пластах и их продуктивных зонах. Впоследствии, на данных месторождениях, были приняты такие технологические решения, которые позволили проектировать применение технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки залежей. Этот метод исследования межскважинного пространства особо актуален при неравномерной выработке запасов в карбонатных коллекторах, отличающихся высокой зональной и слоистой неоднородностью. СВТ, также, находит применение на стадии разведочных работ. Она позволит определить анизотропию фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по разрезу и площади. СВТ используют, также, на стадии ввода месторождения в пробную эксплуатацию или опытно-промышленную разработку, так как это позволяет, на стадии проектирования, оптимально выбрать систему и размещение по площади добывающих и нагнетательных скважин и решить вопрос выбора технологии воздействия на пласт.

Насколько полезны плоские и пространственные томограммы наш эксперт может судить сам. Несомненно, что отсутствие технологий оперативной, детальной оценки геологической ситуации, мониторинга состояния внутрипластовых процессов препятствует активному осуществлению методов и средств повышения нефтеотдачи и рациональной разработке "старых" месторождений. Интерпретация данных прозвучивания и построение томограмм геоакустических свойств горных пород продуктивных горизонтов и вмещающих пород и их совокупности в имеющейся системе "Гозор 1.50.2" не позволяет так оперативно проводить анализ на распространенных персональных компьютерах. Для этого нужны мощные, многопроцессорные системы.

Все операции, которые связаны с построением стволов (инклинометрия), построением на них томограмм - разрезов на их искривленных стволах, их визуальный анализ путем срав-нения с каротажными данными и сейсмическими профилями требует выполнения миллиар-дов операций. На это нужно время. Каждый раз, при проведении таких расчетов специалист вынужден ждать. Разработчику нефтяных месторождений или промысловому геологу нужны более эф-фективные средства для анализа строения интересующей его зоны, выбора и принятия тех-нологического решения. Для ускорения визуализации любого участка и любой зоны математической модели месторождения ИН УАН разрабатывается новый интерпретационный инструмент - "ГОЗОР 3Д". Первые построения, выполненные в новой системе "ГЕОЗОР 3Д", представлены на данных рисунках. Между верхним и нижним горизонтами располагается еще 8 тонких пла-стов. Это пласты: СII, СIII, СIV0, СIV, СV, СVI0, СVII, СVI.2. Они построены на основании каротажных диаграмм по каждой скважине. Все границы пересечения каждого пласта в каждой скважине вводятся в интерфейс этой системы. После этого, на основании этих данных, производится интер - экстраполяция кровель и подошв пластов. Проведение прозвучивания между выбранной совокупностью скважин, построение томограмм на стволах этих пар, дополняет представление о свойствах пород в этих разрезах (межскважинных сечениях). Эти данные являются основой для дальнейших построений разрезов, проходящих через любые координаты. Т.е. задавая координаты секущих плоскостей можно заранее, на основе ГИС и томографирования определить, с определенной точностью, свойства зоны будущих технологических воздействий.

Рис. 128. На рисунке - снимок интерфейса "Геозор3D". Вид "снизу" на интерактивную геомодель. На рисунке представлено такое сечение пластов ТТНК, которое совпадает с плоскостью прохождения ствола скважины 1918 от устья к забою. На разрезе красным цветом выделен ствол скважины 1918. Из рисунка следует, что нижняя часть ствола пересекает пласты ТТНК и её забой, или вернее - зумпф, на 5м находится ниже подошвы мощного пласта СТ1 . Для вовлечения этого пласта в активную разработку скважиною 1918 необходимо провести мероприятия по перемещению забоя, хотя бы на уровень, с абсолютной отметкой - 1331м или же несколько ниже. При правильной организации забоя производительность этой скважины должна быть высокой, так как обеспечено вскрытие этой скважиной всех продуктивных и нижележащих горизонтов.

Необходимо отметить, что для программы "ЦЕЛИК" нет уже необходимости проведения НИР и ОКР на систему СВТ. Технология СВТ была отработана за предыдущие 12 лет. Необходимо произвести всего лишь пусконаладочные работы по изготовлению базового варианта СВТ и затем с его помощью проводить цикл работ по детальной доразведке опытного участка. Из сказанного следует, что отсутствие данной технологии или использование для этих целей, других, традиционных 3 D сейсмических технологий оперативной, детальной оценки геологической ситуации, мониторинга состояния внутрипластовых процессов, препятствует активному ведению методов повышения нефтеотдачи и рациональной разработке выбранного участка "старого" месторождения.