Методы изучения трещин и пор горных пород на основе данных акустического каротажа

УДК 55G.834

Методы изучения трещин и пор горных пород на основе данных акустического каротажа

Л.Д. Гик

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Новосибирск, 630090, Россия

Трещины имеют определяющее значение в проницаемости горных пород-коллекторов. В реальных условиях раскрытие вертикальных трещин превышает раскрытие горизонтальных и проницаемость коллекторов в условиях горизонтальных скважин выше, чем в условиях вертикальных. Для продольных волн, в отличие от поперечных, декремент затухания сильно зависит от направления луча. Показано, что механизмом затухания звуковых волн в пористых средах является рассеивание на «мягких» микронеоднородных включениях. Для пород-коллекторов с коэффициентом пористости Крог ~ 0.1—0.2 декремент затухания в десятки раз превышает величину декремента других механизмов.

Ключевые слова: затухание, трещины, проницаемость

Investigation of cracks and pores in the rock using sonic log data

L.D. Gik

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, Novosibirsk, 630090, Russia

Cracks are of crucial importance for the permeability of reservoir rocks. Under real conditions vertical crack opening exceeds horizontal crack opening and the reservoir permeability is higher for horizontal boreholes than for vertical ones. The attenuation decrement for P-waves, in contrast to S-waves, depends strongly on the wavepath direction. Acoustic waves in porous media are demonstrated to attenuate according to the mechanism of scattering by «soft» microheterogeneous inclusions. Reservoir rocks with the porosity factor Kpor - G.1-G.2 are characterized by the attenuation decrement several ten times higher than that induced by other mechanisms.

Keywords: attenuation, cracks, permeability

1. Введение

Трещины и поры горных пород во многом определяют содержание углеводородов нефтегазовых месторождений. Однако измерение пористости и проницаемости пород-коллекторов является трудной задачей для геофизических методов. В решении проблемы проницаемости в настоящее время наметился существенный прогресс в связи с изобретением метода, основанного на мониторинге проникновения бурового раствора в околоскважинное пространство [1, 2]. Эффективность применения этого метода зависит от полноты информации о геометрии и степени раскрытия трещин горных

пород, играющих роль каналов в процессе протекания флюида. Естественно, что главный интерес при этом представляют те трещины, которые ориентированы в направлении, ортогональном оси скважины. Изучению трещин горных пород посвящена обширная геологогеофизическая литература (см., например, обзоры в [3, 4]). Однако, к сожалению, работ, посвященных методике изучения направления поверхности трещин и степени их раскрытия, опубликовано очень мало. Поэтому при решении данной проблемы можно воспользоваться только самыми общими положениями геологии и механики: 1) трещины на стадии возникновения под дейст-

© Гик Л.Д., 2668

вием тектонических процессов имеют сложную форму и чаще всего произвольную пространственную ориентацию поверхности; 2) при дальнейшей эволюции горных пород характеристики раскрытия трещин приобретают зависимость от их направления относительно сжимающего давления (обычно вертикального). Ввиду того что вертикальное сжатие сильнее горизонтального, происходит большее «схлопывание» горизонтальных трещин, что ведет к их преобладанию над вертикальными. Поэтому, с точки зрения более высокой нефтеотдачи, горизонтальные скважины имеют преимущество над вертикальными, поскольку окружающие их трещины оказываются ортогональными оси скважины.

2. Эксперимент физического моделирования по изучению влияния на поле сейсмических волн структур, обладающих направленными трещинами

Наглядное представление о возможностях акустических методов по выявлению геологических структур, рассеченных системой параллельных трещин, дает эксперимент физического моделирования, выполненный на листовых моделях [5], в котором вмещающая среда имитировалась тонким листом алюминия, а трещины — рассечками в этом листе.

В процессе эксперимента база зондирования поворачивалась относительно нормали к направлению трещин по кругу — начиная от угла ф = -п/2 (совпадающего с направлением трещин) до угла ф = п/2 (до противоположного направления трещин). Волновые поля продольных и поперечных волн показаны на рис. 1. Первая слева трасса соответствует эталону — «сплошному» объекту, в котором трещины отсутствуют. Сравнение с эталоном позволяет наглядно увидеть влияние трещин, а именно: уменьшение скорости — по запаздыванию сигнала и увеличение затухания — по уменьшению амплитуды и увеличению видимого периода (снижению частотной полосы) зондирующего импульса.

Рис. 1. Сейсмограммы просвечивания модели, содержащей взаимно параллельные трещины, для продольных

Влияние трещин на физику распространения продольных волн является вполне ожидаемым: при направлении луча ортогонально поверхности трещин скорость становится минимальной, а затухание максимальным. Что же касается влияния трещин на физику распространения поперечных волн, то здесь результат эксперимента оказывается неожиданным. Действительно, изменение направления зондирования по отношению к направлению трещин практически не влияет ни на скорость распространения, ни на затухание зондирующей волны. Поэтому информацию о наличии в зондируемой среде направленных трещин фактически несут только продольные волны.

3. Изучение трещин и пор зондируемой среды стандартными зондами акустического каротажа

Типичная для производственной практики конструкция зонда акустического каротажа содержит магнито-стрикционный источник и расположенные на некотором удалении от него два геофона (пьезоэлектрических приемника звуковых сигналов). Расстояние между источником и ближним геофоном чаще всего выбирается в пределах Ь1 = 1-2 м. Расстояние между ближним и дальним геофонами — Ь2 = 0.4 м.

В производственных условиях акустические параметры зондируемой среды обычно определяются на пространственном интервале базы Ь2. Скорость звука, как правило, измеряется простейшим путем: как отношение базы Ь2 к интервалу времени распространения волны t2 - V = Ь2/^2 - ^). Декремент затухания —

по уменьшению амплитуды волны, реже по увеличению видимого периода. Поскольку используемая в зондах база наблюдения Ь2 имеет сравнительно малую длину, что делается для того, чтобы повысить пространственное разрешение при изучении тонкослоистой геоакусти-ческой среды, то этот факт ограничивает точность измерения как скорости распространения волны V, так и декремента затухания Q_1.

Нами была предпринята попытка разработки методики измерения с повышенной точностью как сейсмической скорости, так и декремента затухания зондируемой геоакустической среды, основанная на использовании информации о полной длине траектории волны (от источника до дальнего сейсмоприемника Ь = Ь1 + Ь2 ), сущность которой заключается в анализе изменения сигнала дальнего сейсмоприемника при перемещении зонда в скважине.

Был также успешно опробован другой путь реализации максимальной длины зонда, не требующий его конструктивных изменений. Этот путь основан на использовании изменения спектральных соотношений (а зна-

чит, и формы) широкополосного зондирующего сигнала, имеющих место в поглощающей и рассеивающей средах. Действительно, большее ослабление высокочастотных компонент спектра, по сравнению с низкочастотными компонентами, приводит к снижению центральной частоты спектра /с. Следствием этого становится удлинение «видимого» (кажущегося) периода импульсного зондирующего сигнала Т = 1//с. Использование этого эффекта, приводит к следующей формуле:

Q-1~

Здесь А/ — ширина частотной полосы зондирующего сигнала; АТЬ у — приращение «видимого» периода, имеющее место при распространении волны на временном интервале ЬЬ. Относительная величина частотного спектра сигнала представляет собой чувствительность данного метода.

4. Метод изучения трещиноватости зондируемой геоакустической среды на основе анализа информации об измеренных скоростных параметрах

Среди возможных физических критериев, которые могут быть использованы для получения информации

о существовании направленных трещин в горных породах, достаточно очевидным является аномальное значение коэффициента Пуассона -Кр0;88. Действительно, в пластинчатой среде, которая фактически является механическим эквивалентом сплошного твердого тела, рассеченного системой параллельных трещин, величина -Кр0;88 в направлении, ортогональном поверхности трещин, должна быть минимальной, а в направлении поверхности трещин — максимальной. В методе акустического каротажа коэффициент Пуассона можно определить по данным измерения отношения скоростей звука поперечной У и продольной Ур волн [8]: ^Ро;88 = = (1 -2(У8/Ур)2)/(2(1 -(^/Рр)2)). Поскольку минимум величины ^Ро;88 имеет место при максимуме отношения У5/Ур , то именно определение отношения У5/Ур по данным каротажного анализа скоростей сейсмических волн несет информацию о коэффициенте Пуассона.

К сожалению, величина ^Ро;88 зависит не только от наличия трещин, но и от вещественного состава зондируемой среды. Действительно, если средняя величина коэффициента Пуассона горных пород составляет ^Ро;88 ~ 0.33 (что соответствует отношению У*/Ур = = 0.5), то в вязких «водоподобных» горных породах типа глин величина коэффициента Пуассона заметно выше, а в хрупких «пробкоподобных» горных породах типа известняков и песчаников — наоборот, ниже. Поэтому диапазон изменения коэффициента Пуассона, обуслов-

ленный изменением вещественного состава зондируемой среды, является помехой при изучении трещин по методу анализа коэффициента Пуассона. Величина этого диапазона оказывается достаточно значительной. Так, например, для нефтеносной скважины Юр-69 диапазон изменения величины ^Ро;88 вдоль глубины скважины составляет приблизительно 20 %, в то время как влияние трещин на величину ^Ро;88 оказывается значительно меньшим. Поэтому при анализе наличия трещин корректно принимать во внимание не абсолютное значение величины ^Ро;88, а либо его отклонение от среднего значения для данного типа горной породы, либо его зависимость от направления зондирования. Если ни то, ни другое осуществить не удается, то приходится пользоваться другими методами изучения трещин

и, в первую очередь, методом анализа декремента затухания зондирующих волн.

5. Метод изучения трещиноватости зондируемой геоакустической среды на основе анализа информации об измеренных параметрах затухания

Исследование влияния микронеоднородных включений на характеристики геоакустической среды, проведенное средствами физического моделирования, показало, что из параметров скорости и добротности большей чувствительностью к влиянию микронеоднородных включений обладает параметр добротности. Так, в случае изучения коэффициента пористости [5] было установлено, что при использовании в качестве выходной измеряемой величины декремента затухания чувствительность по отношению к изменению коэффициента пористости оказывается в Q (добротность) раз выше, чем по отношению к изменению одного из скоростных параметров. При работе в высокодобротных горных породах, к числу которых относится и большинство пород-коллекторов, это означает очень существенное преимущество «метода затухания» — на один-два порядка.

Качественная сторона проявления влияния направленных трещин на затухание сейсмических волн видна на сейсмограммах (рис. 1). Увеличение декремента приводит к падению амплитуды и возрастанию видимого периода (уменьшению верхней границы частотного диапазона) зондирующего сигнала для продольных волн. Как видно, минимальное затухание имеет место при зондировании среды вдоль трещин (ф ^ 0). При ф > 0 возрастает величина декремента, достигающего своего максимума при ф ^ п/ 2, т.е. при направлении зондирующего луча, ортогональном направлению трещин, а значит, и ортогональном оси скважины.

6. Способ определения параметров затухания горных пород по величине отношения амплитуд продольной и поперечной волн

В Институте нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН был предложен технологичный и устойчивый к ошибкам измерения способ обработки данных акустического каротажа, основанный на использовании отношения амплитуд продольной и поперечной волн зондирующего сигнала ир/Щ [6]. К сожалению, авторы не дают физического объяснения работы предложенного ими метода. По нашему мнению, зависимость отношения ир/и5 следует искать в различии декрементов затуханий продольной и поперечной волн. Поскольку измерение амплитуд волн зондирующего сигнала является простой и технологичной процедурой, то логично применить данный способ и для оценки трещиноватости зондируемых горных пород. Рассмотрим этот вопрос.

Воспользуемся выражениями для амплитуд зондирующего сигнала акустического каротажа в следующем виде:

ир

и8(0) = Щр(0) Кр-8,

1 /

и8(Ь) = ида^-е-1!/^).

Здесь ир(0), и8(0), ир(Ь), и5(Ь) — амплитуды продольной и поперечной волн на удалениях L = 0 и L соответственно; б- и б- — декременты затухания продольной и поперечной волн; Ар и А — длины продольной и поперечной волн; Кр-5 и Кй — коэффициент преобразования продольной волны в поперечную и коэффициент расхождения. На основании (2) и (3) получаем:

Щр

Представляя приближенно экспоненциальную функцию в виде степенного ряда, получаем:

Щр(Ь)/и8(Ь) ~ (1/ Кр-8)(-бр-1^Ар + б-1 ьД8). (5) При наличии трещин, имеющих направление, ортогональное направлению зондирующей волны, декремент затухания продольной волны превышает декремент поперечной волны: б-1 > б-1. Кроме того, длина поперечной волны обычно вдвое больше длины продольной волны. Поэтому в рассматриваемом нами случае с приемлемым приближением можно положить

Щр

Таким образом, отношение ир(Ь)/и5(Ь) оказывается пропорциональным декременту затухания продольных волн и, следовательно, может быть использовано в качестве меры трещиноватости. Заметим, что амплитуда зондирующего сигнала — это параметр, удобный для измерения, минимально подверженный погрешностям и сбоям.

Волновые поля, приведенные на рис. 1, относятся к структурам, рассеченным газонаполненными трещинами. Однако путем простых логических рассуждений их можно распространить и на структуры, в которых наполнителем трещин является жидкость (нефть или вода). Действительно, примем во внимание, что замещение газа жидкостью очень слабо влияет на волновые поля поперечных волн, поскольку волновой импеданс внутритрещинной среды Z = рУ при этом останется близким к нулю, поскольку скорость поперечных волн У у жидкости так же является нулевой, как и у газа. В противоположность этому для продольных волн акустический волновой импеданс внутритрещинной среды Z при замещении газа жидкостью заметно возрастает, что существенно уменьшает аномальные эффекты как для скорости, так и для затухания.

7. Механизм затухания сейсмических волн в пористых горных породах на принципе рассеивания — переизлучения сейсмических волн инерционными силами, возникающими на микронеоднородных включениях пониженной плотности

Из двух возможных аномальных эффектов горных пород — сейсмической скорости и затухания — разведочная геофизика чаще использует сейсмическую скорость. Параметру затухания пока уделяется значительно меньшее внимание. В Институте нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН с использованием средств ультразвукового сейсмического моделирования ранее была выполнена серия экспериментальных работ, показавших, что декремент затухания обладает значительно более высокой чувствительностью к параметру пористости, чем параметр сейсмической скорости. Однако связать результаты этих экспериментов с результатами теоретического анализа в то время не удалось. Дело в том, что в классических работах по акустике центральное место занимают труды по изучению закономерностей распространения волн в газах (акустика помещений) и жидкостях (гидроакустика). В обобщающих трудах, например энциклопедической монографии [7], обзор достигнутых результатов, касающихся изучения закономерностей затухания звуковых волн, ограничивается объектами, представляющими собой жидкую вмещающую среду и микронеоднородные включения очень малых размеров. Приведенные в этой работе конечные выводы не могут быть использованы при анализе распространения волн в горных породах. Так, например, широко известный из популярной акустики вывод о прозрачности малоразмерных препятствий для зондирующих звуковых волн может только вводить в заблуждение геофизиков.

В новейших геофизических работах, выполненных Л.А. Молотковым, А.В. Бакулиным, Дж. Хадсоном и др.

[8-11], теоретический анализ проводился с использованием значительных упрощений и приближений, качественно изменяющих реальную физику распространения звуковых волн в горных породах. Так, например Дж. Хадсон, для того чтобы реализовать приближенное решение уравнения движения обтекающей жидкости, микронеоднородные включения рассматривает в виде эллипсоидов вращения, что является недопустимым упрощением для большинства объектов, представляющих интерес для практической нефтегазовой геофизики (см. также обзор, выполненный в [12]).

Эксперименты физического моделирования показали, что механизм вязкого трения играет второстепенную роль при затухании сейсмических волн в высокопористых горных породах. Это подтверждается таким фактом: замещение внутри трещин и пор маловязкой воды нефтью, обладающей большой вязкостью, мало влияет на затухание, а замещение любой жидкости газом, обладающим очень малой вязкостью, приводит даже к увеличению, а не уменьшению затухания.

Анализ экспериментальных фактов приводит к выводу, что главной причиной значительного затухания сейсмических волн в пористых и трещиноватых горных породах является эффект их рассеивания. Это происходит по причине возникновения силового поля на «мягких» (относительно вмещающей среды) микронеодно-родных включениях, хаотически расположенных внутри нефтегазового коллектора.

Чтобы показать это, рассмотрим волновое поле, возникающее при зондировании пористой геоакустической среды плоской гармонической звуковой волной, имеющей колебательную скорость и вт(2л/). Такой волне соответствует ускорение и' = 2п/и и давление р = и рУ0 (см., например, [7]). Здесь У0 и р0 — сейсмическая скорость и плотность среды. Зависимость давления от колебательной скорости именуется акустическим законом Ома.

Некоторый г-й элемент рассматриваемой среды, имеющий объем У и соответственно массу т1 = р,У,, в результате воздействия ускорения и' действует на вмещающую среду с силой Fi = т1и". Согласно условию хаотичного распределения в среде микронеодно-родных включений, а значит, и вторичных силовых источников последние являются независимыми. Каждый силовой источник излучает колебательное смещение щ = Fi| (4пр^) [13], что физически означает отбор энергии от исходной зондирующей волны, а значит, и возникновение затухания, величину декремента которого можно оценить так.

Уменьшение амплитуды волны d(u/^/)) на малом пространственном интервале d^ определяется как следствие перепада давления d(p(d^)) на основании акустического закона Ома и при величине волнового сопротивления р У0 оказывается равным

<1

Величина перепада давления d(p(d^)) является результатом действия суммы элементарных источников сил Fi на пространственном интервале d/:

а(р (а/)) = 15 X Ы (5 ’ё/ } Fi =

= 1/5[2п/и КроГ5й/

Здесь Ы^, d/) — количество элементарных силовых источников Fi в объеме пространства распространения волны Sd/; Крог — коэффициент пористости; р0 - рг- — разность между плотностью вмещающей горной породы р0 и плотностью внутрипорового флюида рг-.

Далее, переходя от малого пространственного интервала d/ к интервалу конечной протяженности L, получаем:

и (Ь) = и (0)[1+а( р(й/ ))/(р(,У0)]ь/ а/.

Учитывая, что для малых аргументов функции х имеет место ехрх ~ 1 + х и, следовательно, (1 + х)Ы ~ Ых, а также принимая во внимание соотношение / /и = 1/ А (где А — длина волны), получаем:

и (ь) = нт(1+а/)Ь// = ё/^0

= и

В акустике традиционным выражением эффекта затухания звуковой волны является соотношение

и '(Ь)/и '(0) = ехр[-б_1 Ь/А],

где б-1 — декремент затухания. Сопоставление данного соотношения с (9) показывает их соответствие при значении декремента, равном

а

Таким образом, декремент затухания пористых горных пород равен произведению коэффициента пористости на разностную относительную величину плотности внутрипорового флюида. Обратим внимание на тот факт, что ни размеры, ни тем более форма микронеодно-родных включений не оказывают влияния на величину декремента. Влияющим фактором является только совокупный объем микронеоднородных включений, представляющий собой пористость зондируемой геоакусти-ческой среды.

У реальных горных пород относительная величина плотности внутрипорового флюида изменяется в сравнительно узких пределах — от рг- ~ 0 (газ) до р0 ~ ~ 1 г/см3 (вода). Поэтому максимальное относительное изменение (р0 -рг-)/р0 в величине затухания б_1 составляет не более 30 %. Это обстоятельство затрудняет диагностику вещественного состава внутрипорового флюида по параметру б_1. Здесь электромагнитные методы имеют преимущество перед акустическими. Что же касается возможности диагностики коэффициента пористости, то, как это следует из соотношения (10),

эффект затухания является очень удобным фактором для его определения.

Мы выше не учитывали ту величину затухания, которая имеет место в «сплошной» (лишенной пор) геоакус-тической среде, полагая, что б_1 (Крог ^ 0) ^ 0. В нефтегазовой геофизике такое допущение является близким к истине, поскольку декремент затухания консолидированных горных пород обычно не превышает нескольких сотых б_1(Крог~0) < 0.05. Следует также учесть, что имеется возможность ввести поправку на затухание волн в сплошной среде, используя статистическую взаимосвязь между декрементом и сейсмической скоростью горных пород. Последняя может быть аппроксимирована эмпирическим соотношением, например [14] б_1(Крог = 0)~ Кб/У, где V — скорость звука, а Кб — эмпирический коэффициент. Поскольку величина сейсмической скорости V обычно бывает хорошо известна, то можно учесть исходную величину декремента б_1(Крог = 0), что и позволяет уточнить ту часть декремента, которая вносится пористостью среды в суммарную его величину б-: бр-о1г = б-1 - б_1 (Крог = 0).

С целью изучения закономерностей, определяющих влияние пористости горных пород на затухание сейсмических волн, нами ранее [5] была проведена серия лабораторных экспериментов средствами физического (ультразвукового) моделирования. С этой целью разработана группа физических моделей, содержащих микронеодно-родные включения (поры), заполненные либо газом, либо жидкостью (нефтью или водой). Эксперименты проводились как с двумерными (листовыми), так и трехмерными (объемными) моделями. Двумерные модели строились на основе тонкого листового алюминия. Такие модели являлись эквивалентом двумерной (цилиндрической) вмещающей среды. Микронеоднородные газонаполненные включения имитировались просечками в теле листа.

Основной тип трехмерных (объемных) моделей строился по принципу смеси пенопластовых гранул и эпоксидной смолы. Такие модели соответствуют горным породам, содержащим газонаполненные поры. При размере пенопластовых гранул порядка 1-4 мм и длине волны зондирующего сигнала 5-50 мм достигается условие малости размеров микронеоднородных включений по отношению к длине волны зондирующего сигнала, всегда имеющее место в натурных условиях сейсмического зондирования. Коэффициент пористости такой среды равен объему пенопластовых гранул по отношению к объему эпоксидной смолы.

Модели изготавливались в виде прямоугольных блоков, имеющих размеры 250x250x28 мм3. Пенопластовые включения представляли собой гранулы размером порядка 1х1х1.5 мм3. Были изготовлены четыре блока, в которых коэффициенты пористости равны

Таблица 1

К Крог 0 0.08 0.16 0.23

бЛеог = 2пКрог 0 0.5 1.0 1.45

Uwateг/Щрог 1.03 2.18 4.75 3.9

/„ Гц 140 187 140 140

Ат, мм 14.3 14.35 19 19.5

бехр = Ау /Ь 1п(^а1ег/ирог) 0.015 0.4 1.08 0.94

Крог = 0.8, 16 и 23 %. Эксперименты проводились на продольных волнах. Каждый блок помещался в водную среду, в которой и осуществлялось его просвечивание ультразвуковой волной. Центральная частота зондирующего импульса выбиралась в пределах /~ 130-300 кГц. При этом длина волны в эпоксидной смоле составляла величину А = У// = 5.7-13 мм. Полученные результаты измерения сведены в табл. 1.

Эксперимент показывает качественное соответствие величин декремента затухания, полученных экспериментально и аналитически.

8. Выводы

В геологических структурах вертикальное давление преобладает над горизонтальным. Поэтому раскрытие вертикальных трещин превышает раскрытие горизонтальных и проницаемость коллекторов для горизонтальных скважин оказывается выше, чем для вертикальных.

Наиболее высокой чувствительностью по отношению к фактору наличия трещин обладает критерий затухания волн. Для продольных волн декремент затухания обладает сильной зависимостью от направления луча по отношению к плоскости трещин. Изменение декремента происходит от минимума, имеющего место при направлении распространения, близком к направлению поверхности трещин, до максимума, имеющего место при ортогональном направлении. Для поперечных волн декремент затухания практически не зависит от направления распространения волны.

Технологичным способом измерения декремента затухания продольных волн, а значит и изучения трещин в методе акустического каротажа является способ, основанный на измерении и интерпретации отношения амплитуд продольной и поперечной волн зондирующего сигнала.

В настоящей работе сделана попытка объяснить причину высокого затухания сейсмических волн в пористой среде на основе механизма, связанного с возникновением силового поля на «мягких» микронеоднородных включениях. При этом приращение декремента затухания выражается произведением коэффициента пористости на относительную величину плотности внутрипо-рового флюида.

Для высокопористых нефтегазовых пород-коллекторов декремент затухания, обусловленный данным меха-

низмом, в десятки раз превышает величину декремента, обусловленного иными механизмами.

Декремент затухания при данном механизме не зависит от формы миронеоднородных включений, а также от частоты и амплитуды зондирующего сигнала.

Литература

1. Кашеваров А.А., Ельцов И.Н., Эпов М.И. Гидродинамическая модель формирования зоны проникновения при бурении скважин // ПМТФ. - Т. 44. - № 6. - С. 148-157.

2. Ельцов И.Н., Кашеваров А.А., Решетова Г.В., Чеверда В.А. Прояв-

ление неоднородностей зоны проникновения в геофизических полях вдоль ствола скважины // Геофизика. - 2004. - № 6. - С. 17-21.

3. СмеховЕ.М., Дорофеева ТВ. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. - Л.: Недра, 1987. - 180 с.

4. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., КожевниковД.А. Роль петро-

физики в выявлении и изучении залежей нефти и газа // НТВ «Каротажник». - Тверь: ГЕРС, 1999. - Вып. 61. - С. 15-30.

5. Гик Л.Д. Физическое моделирование распространения сейсмичес-

ких волн в пористых и трещиноватых средах // Геология и геофизика. - 1997. - Т. 38. - № 4. - С. 804-815.

6. Кокшаров В.З., Нефедкин Ю.А., Базелев, Суздальницкий Ф.М. Перспективы использования частотного акустического зондирования (ЧАЗ) для выделения газонасыщенных интервалов и

изучения сложнопостроенных коллекторов месторождений // Сб. тезисов докладов Всеросс. конф. «Геологическое строение, нефте-газоносность и перспективы освоения нефтяных и газовыгс месторождений Нижнего Приангарья», Красноярск, 17-19 сентября 1996.- С. 86.

7. Исакович М.А. Общая акустика. - М.: Наука, 1973. - 496 с.

8. Lynn H.B., Campagna D., Simon K.M., Beckham WE. Relationship of P-wave seismic attributes, azimuthal anisotropy, commercial gas pay in 3-D P-wave multiazimuth data, Rulison field, Piceance Basin, Colorado // Geophysics. - 1999. - V. 64. - P. 1293-1311.

9. Hudson J.A. Wave speeds and attenuation of elastic waves in material containing cracks // Geophys. J. Int. - 1981. - V. 64. - P. 133-150.

10. Бакулин А.В., МолотковЛ.А. Эффективные сейсмические модели трещиноватых и пористыгх сред. - СПб.: Изд-во С.-Петерб. ун-та, 1998. - 141 с.

11. Bakulin A., Grechka V, Tsvankin I. Esimation of fracture parameters from reflection seismic data. Part I: HTI model due to a single fracture set // Geophysics. - 2000. - V. 65. - P. 1788-1802.

12. Чичинина Т.И., Сабинин В.И., Ронкийо-Харийо Х., Оболенце-ва И.Р. Метод QVOA для поиска трещиноватых коллекторов // Геология и геофизика. - 2006. - Т. 47. - № 2. - С. 259-277.

13. Пузырев Н.Н., Тригубов А.В., Бродов Л.Ю. и др. Сейсмическая разведка методом поперечных и обменных волн. - М.: Недра, 1985.- 278 с.

14. Сейсморазведка: Справочник геофизика / Под ред. И.И. Гурвича, В.П. Номоконова. - М.: Недра, 1981. - 464 с.

Поступила в редакцию 29.10.2007 г.

Сведения об авторе

Гик Леонид Давидович, д.т.н., профессор, ведущий научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, GickLD@ipgg.nsc.ru