авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

«ООО «Нефтегазгеофизика» МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по применению аппаратуры волнового акустического каротажа АВАК-11 ...»

-- [ Страница 2 ] --

5.3.1.7. Вращение данных дипольных зондов (получение ВК быстрой и медленной волн) Этот пункт меню «Режим» выполняется, если имеются первичные данные кросс-диполей и проведена обработка данных диполей «ХХ» и «YY». В этой процедуре производится преобразование исходных массивов данных дипольных зондов в массивы быстрой (WFG-WFH) и медленной (WFI-WFJ) поперечных волн, которые распространяются по направлениям азимутальной анизотропии пород. Одновременно вычисляется угол между направлениями поляризации диполя «Х» и быстрой волны (MROT). Обработка сформированных волновых картин производится по тем же алгоритмам, что и диполей «ХХ» и «YY».

МИ 41-17-1404- Рисунок 12а – Сбой в измерении параметров продольной волны из-за неидентичности форм пакета волны в каналах зонда «Баритон»

Рисунок12б – Устранение сбоя в измерении параметров продольной волны зондом «Баритон» (рисунок 12а) в кавернозном участке ствола скважины путём замены способа обработки. Обработка/пакет заменена на обработка/фаза.

МИ 41-17-1404- Рисунок 13 – Схема компенсации параметров головной продольной волны монопольных зондов «Тенор» и «Баритон»

5.3.1.8. Вычисление расчётных параметров Коэффициенты Пуассона (NU) и пористости kп (PALP) рассчитываются непосредственно в программе обработки при выборе соответствующего пункта раздела «Режим».

Коэффициент Пуассона вычисляется в интервалах, где определены интервальные времена продольной и поперечной волн. Его значения служат также критерием достоверности вычисления интервальных времён, т. к.

реальный диапазон изменения для монопольных измерений находится в пределах 0,1-0,4:

t s t p (2) 2 t s t p МИ 41-17-1404- Рисунок 14 – Компенсация искажений в измерениях интервального времени продольной волны (зонд «Тенор») на границах пластов и на границе каверны DTP1 – интервальное время распространения продольной волны по данным трёхэлементного зонда, DTCO – интервальное время распространения продольной волны, компенсированное за скважинные условия Для вычислений коэффициента пористости kп (PALP) предлагаются два наиболее часто используемых в практике ГИС уравнения: среднего времени (3) [12] и Реймера (4) [13]:

t p t ск kп (3) t ж t ск tск t tск ж tск tск kп 1 0,5 t ж t p, (4) t ж где tск – интервальное время скелета породы;

МИ 41-17-1404- tж – интервальное время порового флюида.

Второе уравнение даёт более точные оценки коэффициента пористости в слабо консолидированных породах.

Модули объемного сжатия К и сдвига G, коэффициент сдвиговой анизотропии aсд (ANI) и значение интервального времени поперечной волны (DTSC) по интервальному времени волны Стоунли tst рассчитываются в калькуляторе LogPWin. Расчётные формулы занесены в список записей калькулятора, причём параметры обозначены мнемониками одного из зондов, поэтому перед проведением расчётов с использованием параметров других зондов или усреднённых по нескольким зондам необходимо исправить мнемоники параметров, входящих в формулы. С целью сокращения количества исправлений мнемоник модуль объёмного сжатия рассчитывается по значениям модуля сдвига и коэффициента Пуассона:

G, (5) t s tsб tsм t s где, tsб – интервальное время быстрой поперечной волны (DTS8);

tsм – интервальное время медленной поперечной волны (DTS9).

2G 1 K 31 2, (6) t sм t sб a сд 2 (7) t sм t sб t st t 2 t ж ж t sрас (8) ж где tж – интервальное время волны в промывочной жидкости, ж – плотность промывочной жидкости.

5.3.1.9. Усреднение параметров Эта процедура выполняется для каждого отдельного параметра в разделе «Редактирование» меню, открывающимся правой клавишей манипулятора «мышь» на заголовке параметра. Усреднение (фильтрацию) также можно произвести в разделе «Сервис» одновременно для нескольких параметров МИ 41-17-1404- одним из рекурсивных фильтров. Рекомендуется усреднение производить линейным трёхточечным фильтром. Коэффициенты затухания могут усредняться пятиточечным фильтром.

5.3.1.10. Контроль качества измерений Применённый в программе способ определения кинематических параметров по корреляции переходов через нуль идентичных фаз сигналов позволяет получать весьма точные измерения интервальных времён, если корреляция выполнена правильно. Основными критериями качества обработки являются:

- совпадение временных параметров (времён прихода) ТТ с фазами ФКД соответствующих каналов. Допускаются «перескоки» на соседние фазы, но не более чем на одну, причём синхронно на обеих волновых картинах зонда.

- совпадение основного и повторного замера с погрешностью ±5 %;

- интервальные времена продольной и поперечной волн, измеренные монопольными зондами 20 и 8 кГц, не должны отличаться более чем на 10 % в изотропных породах (песчаниках, известняках);

- интервальное время поперечной волны дипольных зондов в изотропных породах совпадает с интервальным временем монопольных зондов с точностью до погрешности измерений. В анизотропных породах (аргиллиты, глины, трещиноватые известняки и песчаники) различие между интервальными временами поперечных волн монопольных и дипольных зондов, а также двух дипольных зондов между собой служит индикатором анизотропии. Обычно это различие не более 15 %. Следует помнить, что монопольными зондами интервальные времена измеряются только до значения 500 мкс/м;

- коэффициент Пуассона, вычисленный по данным монопольных зондов, не должен превышать значения 0,37;

с использованием параметров дипольного зонда – 0,44;

минимально возможное значение в осадочных породах – 0,08.



- интервальное время волны Стоунли в открытом стволе всегда больше интервального времени скважинной жидкости (550-650 мкс/м) и больше, чем у поперечной волны.

5.3.2. Проведение обработки данных (обсаженная скважина) Обработка данных АВАК-11, зарегистрированных в обсаженной скважине, имеет две отличительных особенности, по сравнению со случаем открытого ствола. Во-первых, данные зонда «Тенор» используются исключительно для оценки качества цементирования по технологии трёхэлементного зонда [14] - [15]. Во-вторых, данные зонда «Баритон» могут быть подвергнуты вейвлет-фильтрации с целью уменьшения амплитуды сигнала волны по обсадной колонне в волновой картине этого зонда.

Параметры волн, распространяющихся по породе, определяются так же, как и в открытом стволе. Интервальное время и коэффициент затухания продольной волны определяются по данным зонда «Баритон»;

, поперечной волны – дипольных зондов, волны Стоунли – зонда «Бас». Параметры распространения МИ 41-17-1404- волны Стоунли определяются акустическими свойствами границы раздела «промывочная жидкость – обсадная труба», а не породы.

5.3.2.1. Выбор программы обработки Программа выбирается в директории «Закрытый ствол – Акустический каротаж – Обработка данных АВАК11», рисунок 15.

Рисунок 15 – Вид меню выбора программы обработки данных АВАК-11 в обсаженной скважине 5.3.2.2. Обработка данных зонда «Баритон»

В общем случае обработка данных зонда «Баритон» производится по технологии, описанной в разделе 5.2.1. Однако если данные получены в скважине с низким качеством цементирования, волновые картины следует профильтровать вейвлет-фильтром, выбрав фильтр из открывающегося списка (рисунок 16).

Рисунок 16 – Вид открывающегося списка фильтров программы обработки данных АВАК-11 (закрытый ствол) Вейвлет-фильтрация заключается в автоматическом подборе волнового пакета, близкого по форме к волне по обсадной колонне, и вычитании этого пакета из общей волновой картины зонда. Подбор начинается с минимального времени вступления Р-волны, которое в этой процедуре задаётся в сплывающем окне и автоматически заносится в таблицу технических параметров. Начало вейвлет-фильтрации устанавливается в середине полупериода, предшествующего полупериоду с максимальной амплитудой волны по колонне.

Чтобы визуально оценить эффективность вейвлет-фильтрации, следует на планшете отобразить ФКД исходных (WF3 и WF4) и фильтрованных (WFF3 и МИ 41-17-1404- WFF4) данных. Вейвлет-фильтрация проводится на ВК с мнемониками WFF3 и WFF4, а исходные волновые картины заменяются фильтрованными вейвлет фильтром картинами;

поэтому обработку данных зонда «Баритон» с применением вейвлет-фильтрации надо выполнять на копии LIS-файла. В этом случае действия для вейвлет-фильтрции следующие:

- сделать копию LIS-файла;

- визуализировать ВК зонда «Баритон»;

- профильтровать ВК;

- определить время начала вейвлет-фильтрации, записать это время в строке «Минимальное время прихода Р-волны» таблицы параметров обработки или запомнить;

- выбрать в меню фильтров «вейвлет-фильтр»;

- войти в меню «Режим», выбрать пункт «Фильтрация ВК» и занести значение начала вейвлет-фильтрации при появлении всплывающего окна или подтвердить показанное значение.

В массив исходных волновых картин запишутся данные, преобразованные вейвлет-фильтром, т.е. WF3 и WF4 будут представлять данные, отфильтрованные с применением вейвлет-фильтра.

Эффективность применения вейвлет-фильтра для подавления волны по колонне в волновых картинах зонда «Баритон» показана на рисунке 17.

Дальнейшие процедуры не отличаются от обработки данных в открытом стволе.

а) б) Рисунок 17 – Результат вейвлет-фильтрации данных зонда «Баритон». а – исходные данные, б – данные после фильтрации. В результате фильтрации пакет волны по колонне вычтен из волновой картины.

МИ 41-17-1404- 5.3.2.3. Обработка данных зонда «Тенор»

Программа обработки данных запускается из раздела: «Режим Обработка данных Тенора в режиме АКЦ». Вид окна программы показан на рисунке 18.

Установка фиксированных временных окон производится на волновых картинах каналов WF1, WF2 курсорами на левой и правой границах окон. Окно достаточно установить только на WF1, на второй ВК окно установится автоматически. Фиксированные окна настраиваются таким образом, чтобы начало окна находилось левее второго экстремума фильтрованной волновой картины и ширина окна примерно равнялась видимому полупериоду колебаний волны по колонне.

Дальнейшие процедуры вычислений выбираются из дополнительного меню (рисунок 19) и включают в себя:

- поиск максимального значения волны по колонне;

- расчёт затухания;

- оценку качества цементирования;

- редактирование колонки цементирования;

- формирование таблицы заключения.

Процедуры вычислений – стандартные для обработки методом АКЦ данных трёхэлементных зондов.

Рисунок 18 – Вид окна программы обработки данных зонда «Тенор» в режиме АКЦ с установленными фиксированными окнами на волновых картинах МИ 41-17-1404- Рисунок 19 – Вид меню обработки данных зонда «Тенор» в режиме АКЦ 5.3.2.3.1. Поиск максимального значения амплитуды волны по колонне Максимальное значение амплитуды волны по колонне – это величина, на которую нормируются текущие значения амплитуд, измеряемые в фиксированных окнах. Эта константа находится из уравнения: BATL = SAK1, BATL=BATT*LT1, где LT1 - длина короткого зонда «Тенор». Процедура поиска максимального значения включает в себя вычисления максимальных значений в выделенных интервалах, усреднение вычислений и занесение полученного значения в таблицу технических параметров обработки на стр. (рисунок 20). Чтобы избежать большой ошибки в величине максимальной амплитуды, интервалы следует выделять между муфтами и значения ВАТТ в них должно находиться в пределах 10-20 дБ/м.

5.3.2.3.2. Расчет затухания При выполнении этого пункта меню рассчитываются параметры волны по колонне. Поскольку в зависимости от марки цемента и акустических свойств вмещающих пород затухание по колонне достигает значения вплоть до 40 дБ/м, что выходит за рамки динамического диапазона аппаратуры, в программе принята подстановка: ВАТТ=SAK1/LT1, если SAK1 больше 26 дБ/м и |BATT – SAK1/LT1|10. Такая подстановка повышает достоверность дальнейших оценок, т.к. позволяет избежать ошибочных заключений в участках плотного контакта цементного камня с колонной и, соответственно, малых значений амплитуд волны по колонне. После расчёта затухания следует выполнить устранение единичных сбоев и усреднение значений вычисленных параметров ВАТТ и DTP, последовательно выбрав в окне «Сервис» соответствующие строки: «Устранение единичных сбоев» и «Фильтрация данных»





(рекомендуется применять линейный пятиточечный фильтр).

МИ 41-17-1404- Рисунок 20 – Вид таблицы технических параметров для режима обработки данных зонда «Тенор» (обсаженная скважина) 5.3.2.3.3. Оценка качества цементирования Перед выполнением оценки качества цементирования во всплывающем меню вводятся значения коэффициента затухания при отсутствии контакта и при плотном контакте цементного камня с колонной. Оценка качества цементирования производится по значениям индекса цементирования BI.

Индекс цементирования это параметр, показывающий относительное изменение коэффициента затухания волны по колонне, рассчитываемый по формуле:

BATT ALN BI ALX 1 ALN1, (9) где ALN1 и ALX1 – константы, задаваемые в таблице технических параметров (рисунок 20).

МИ 41-17-1404- По значению индекса цементирования выделяются три степени контакта:

отсутствие контакта BI0,1;

частичный контакт 0,1BI 0,8;

плотный контакт BI0,8. Степень контакта обозначается параметром QCBL. Для визуализации параметра QCBL представляется в виде литологической колонки. Закраска интервалов колонки формируется в соответствии со следующими кодами:

QCBL=0 – отсутствие контакта, QCBL=4 – плотный контакт, QCBL=6 – частичный контакт.

5.3.2.2.4. Редактирование колонки качества цементирования Индекс цементирования на муфтовых соединениях имеет завышенные значения, поэтому формализованные оценки качества цементирования следует скорректировать. В процедуре «Редактирование колонки качества цементирования» производится исключение из колонки интервалов длиной менее двух метров, появление которых чаще всего вызвано повышенным затуханием волны по колонне на муфтовых соединениях. Каждый из исключаемых интервалов относится по характеру контакта к нижележащему интервалу.

5.3.2.2.5. Формирование таблицы заключения При выполнении этого пункта меню колонка цементирования QCBL переводится в таблицу заключения. Эта таблица содержит шапку и три колонки: в одну записывается интервал, в другую характер контакта, а в третью длина интервала с данным контактом. Таблица записывается в отдельный файл с расширением «.rtf» (может корректироваться в Microsoft Word™) или с расширением «.xls» (может корректироваться в Microsoft Excel™).

5.3.2.2.6. Контроль качества измерений Критерием достоверности, измерения коэффициента затухания волны по колонне является примерное (±2 погрешности измерений – 6 дБ/м) равенство числовых значений ВАТL и SAK1 (за исключением интервалов муфтовых соединений). Большие различия между ВАТL и SAK1 могут быть обусловлены ошибкой в определении максимального значения амплитуды, нарушением центровки прибора в скважине или разгазированием скважинной жидкости.

6. Применение параметров волн для решения геолого-технических задач По сравнению с традиционным акустическим каротажем метод волнового АК позволяет измерить и рассчитать параметры, знание которых открывает дополнительные возможности при решении геолого-технических задач.

Прежде всего, определённые с относительно высокой точностью динамические модули упругости горных пород являются исходными МИ 41-17-1404- параметрами при решении технологических задач бурения и эксплуатации нефтегазовых скважин: оценке параметров проходки, расчёте депрессии, расчёте параметров гидроразрыва пласта и т.п.

В совокупности, параметры распространения продольной и поперечной волн в некоторых случаях могут использоваться при оценке характера насыщения пласта [16], [17].

Измерение параметров продольной волны на двух частотах – поперечной – двумя скрещенными дипольными зондами и волны Стоунли в низкочастотном диапазоне позволяет осуществить оценку акустической анизотропии прискважинной зоны на глубину в несколько десятков сантиметров и классифицировать причины её появления. Акустическая анизотропия вызвана литологической анизотропией, текстурой и напряжённым состоянием пород, поэтому является важным параметром при решении задач определения трещиноватости, естественной и вызванной напряжениями вокруг скважины [18] - [21].

В виду многообразия вариантов использования параметров всех волн, остановимся на применении некоторых: расчётного значения интервального времени поперечной волны DTSC и коэффициента сдвиговой акустической анизотропии ANI при решении геолого-технических задач. Также попытаемся оценить возможности динамических параметров волн и особенно волны Стоунли при оценке фильтрационных свойств горных пород.

6.1. Определение радиальной анизотропии Горные породы вблизи стенки скважины всегда подвержены изменениям упругих свойств, в сравнении с их упругими свойствами в естественном залегании. Основными причинами таких изменений являются статические напряжения, обусловленные горным давлением и тектоническими напряжениями, а также разрушение породы под действием бурильного инструмента и проникновением фильтрата промывочной жидкости в поровое пространство породы. Первый из перечисленных факторов обуславливает азимутальные изменения упругих свойств пород (азимутальную акустическую анизотропию), два других – радиальную анизотропию.

Наибольший вклад в формирование радиальной акустической анизотропии обычно вносит фильтрация промывочной жидкости, которая дополнительно создаёт на стенке скважины глинистую корку. Наиболее чувствительными параметрами к радиальной анизотропии пород являются параметры распространения поверхностных волн, т. е. в волновом АК - волны Стоунли. Для оценки величины радиальной анизотропии в программе введён расчётный параметр DTSC. Этот параметр в мировой практике используется уже несколько десятилетий. До появления дипольных зондов он применялся для оценки интервального времени поперечной волны в низкоскоростных разрезах [22]. Имея возможность получить независимое измерение DTS и DTSC, легко оценить акустическую анизотропию [23]. Принимая во внимание глубину проникновения колебаний волны Стоунли и поперечной волны от дипольного излучателя, а также форму колебаний среды в этих волнах, можно МИ 41-17-1404- понять, что в изотропной среде значения DTS и DTSC равны с точностью до погрешности измерения. В радиально анизотропной среде (обычно это поровые коллекторы) будет выполняться неравенство:

DTSC DTS В кавернозном стволе скважины часто наблюдается уменьшение интервального времени волны Стоунли, обусловленное частотной дисперсией этой волны, поэтому имеет место обратное неравенство:

DTSC DTS В качестве примера на рисунке 21 показано выделение в разрезе скважины интервалов поровых терригенных коллекторов (закрашены жёлтыми полосами через весь планшет и отмечены в колонке с кривыми DTS и DTSC синей закраской). Обращаем внимание на наличие тонких проницаемых, по акустическим данным, прослоев между выделенными интервалами (отмечены голубым цветом). Для подтверждения вывода на этом же рисунке показаны кривые других геофизических методов: кавернометрии CALI – колонка 2, гамма каротажа GR и потенциалов собственной поляризации SP – колонка 3, интервального времени продольной волны DTP2 и объёмной плотности породы RHOB – колонка 4.

Следует также отметить, что в силу высокой чувствительности метода к радиальной акустической анизотропии, он часто используется для выделения низкопоровых карбонатных коллекторов.

6.2. Определение азимутальной анизотропии Как уже было сказано, азимутальная акустическая анизотропия может быть обусловлена упругими напряжениями и собственной анизотропией породы.

Чаще всего напряжения вызваны горным давлением и, соответственно, связанная с этим анизотропия наблюдается в наклонных скважинах. В вертикальных скважинах наличие азимутальной анизотропии обычно связано с субвертикальной трещиноватостью. Естественно, заключение о природе акустической анизотропии будет тем точнее, чем точнее будет модель среды.

На рисунке 22 приведён пример выделения интервала трещиноватых пород на основании высокого значения коэффициента акустической анизотропии ANI – 0,12. Данные других методов ГИС (кавернометрии CALI, естественного гамма излучения GR, удельного сопротивления LL3) и интервальное время продольной волны DTP1 не противоречат данному заключению, но и не могут его подтвердить, т. к. ни один из методов не обладает чувствительностью к трещинам.

6.3. Определение места гидроразрыва Задача определения места гидроразрыва чаще всего решается в обсаженных скважинах путём сопоставления измеренных значений параметров волн до и после проведения работ по гидроразрыву пород.

В общем случае эта задача достаточно сложная для метода волнового АК, поскольку из-за малости эффекта необходимо выполнить высокоточные измерения в условиях экранирования горных пород обсадной колонной. Успех МИ 41-17-1404- решения во многом зависит от состояния обсадки. Если колонна закреплена портлант-цементом и имеет плотный контакт с цементным кольцом, то задача значительно упрощается. В случаях крепления колонны гель-цементом или плохого качества цементирования измерение параметров продольной волны затруднительно. Кроме того, при плохом качестве цементирования большой объём пропанта закачивается в затрубное пространство, отрывая колонну от цемента, дополнительно осложняя интерпретацию результатов измерения параметров волн.

Рисунок 21 – Выделение порового терригенного коллектора по признаку наличия радиальной акустической анизотропии В породах, подвергшихся гидроразрыву, главным образом изменяются сдвиговые характеристики, т.е. наибольший эффект наблюдается в параметрах распространения поперечной волны и коэффициента азимутальной анизотропии. Из-за малой глубинности параметры волны Стоунли не столь МИ 41-17-1404- чувствительны к появлению трещин в горных породах. Поскольку в технологии проведения гидроразрыва заменяется жидкость, заполняющая скважину, то истолкование поведения параметров поверхностной волны Стоунли осложнено.

Рисунок 22 – Выделение интервала трещиноватых пород по значениям акустической анизотропии ANI На рисунках 23 и 24 приведены примеры определения мест гидроразрыва в карбонатных породах, обсаженных стальной колонной. В первой колонке показаны кавернограмма DS (пунктиром DNOM обозначен номинальный диаметр скважины) и кривая естественной гамма-активности пород GK. Во второй колонке глубин отмечены интервалы перфорации обсадной колонны. В третьей колонке приведены интервальные времена продольной волны (DTP) и поперечной волны по двум дипольным зондам (DTS4, DTS5). В четвёртой – коэффициент анизотропии (ANI) и в пятой – коэффициент затухания волны Стоунли (AST). Мнемоники параметров волн, содержащие в конце букву D, относятся к измерениям до гидроразрыва.

Рисунок 23 представляет пример фиксации гидроразрыва в кровле коллектора, залегающего в интервале глубин верхнего участка перфорации.

Наибольший эффект наблюдается в изменении интервальных времён МИ 41-17-1404- поперечной волны и коэффициента анизотропии, измеренных до и после гидроразрыва. Учитывая небольшую протяжённость аномалии параметров волн, можно сделать заключение о том, что гидроразрыв произошёл по напластованию на границе коллектора и покрышки.

На рисунке 24 показан пример гораздо большего изменения упругих свойств пород после гидроразрыва. Как и в первом случае, в месте гидроразрыва произошло значительное увеличение коэффициента анизотропии.

Вместе с тем на 10-20 мкс/м увеличилось интервальное время продольной волны, что указывает на образование интенсивной трещиноватости пород.

Кроме того, на двенадцать метров вверх от места закачки пропанта, протянулась вертикальная трещина, явившаяся причиной увеличения коэффициента анизотропии.

Увеличение коэффициента затухания волны Стоунли в обоих случаях хотя и совпадает с интервалами повышенной анизотропии, но не обязательно связано с растрескиванием пород. Причиной увеличения коэффициента затухания волны Стоунли может быть и разрушение цементного камня, поэтому параметр AST является индикатором произошедших изменений в прискважинной зоне, но не является доказательством проникновения пропанта в горные породы. Во втором примере уменьшение коэффициента затухания волны Стоунли выше места закачки пропанта обусловлено обжатием колонны пропантом.

6.4. Использование динамических параметров волн Как уже отмечалось выше, исключая чисто технические причины, значение фактора затухания определяется двумя механизмами: поглощением энергии волны и её упругим рассеянием на акустических неоднородностях.

Рисунок 23 – Определение места закачки пропанта и гидроразрыва пласта.

Гидроразрыв пласта произошёл по напластованию, в кровле коллектора МИ 41-17-1404- Рисунок 24 – Определение места закачки пропанта и гидроразрыва пласта.

Гидроразрыв пласта образован системой хаотично расположенных трещин в прискважинной зоне и вертикальными трещинами в дальней зоне Первый механизм определяется структурой горной породы, т.е. связан с коэффициентом пористости, глинистостью и характером насыщения, второй – контролируется текстурой породы (наличием контрастных включений).

Соответственно при преобладании вязко-инерционного поглощения упругих волн порода представляет собой гранулярную, песчано-глинистую среду, а упругое рассеяние чаще всего имеет место в карбонатных и эффузивных породах. Разделить эффекты от различных факторов чаще всего не удаётся, поэтому динамические параметры в открытом стволе обычно используются лишь при оценке узкого круга объектов, например, трещиноватых пород на предмет наличия трещиноватости.

6.4.1. Динамические параметры волны Стоунли и проницаемость пород В некоторых публикациях [24-25], затухание волны Стоунли связывается с гидропроводностью стенки скважины. Это предположение породило большие надежды на простое решение задачи определения проницаемости пород в естественном залегании. Однако даже теоретические оценки дают весьма незначительный эффект проницаемости в сравнении с эффектом от упругости стенки скважины. Более того, в проницаемых породах на стенке скважины образуется непроницаемая глинистая корка, влияние которой на поверхностную волну не поддаётся теоретическим оценкам. В то же время экспериментальные исследования и измерения в реальных скважинах не дают однозначного ответа на вопрос о природе увеличенного затухания волны Стоунли в коллекторах. На рисунке 25 приведен пример сопоставления МИ 41-17-1404- параметра затухания волны Стоунли QSTB (четвёртая колонка) с параметрами известного интервала терригенного разреза. В этой же колонке показана ведущая частота волны Стоунли FST, имеющая значение 2,3 кГц. Во второй колонке приведены кривые собственной поляризации SP и естественной гамма активности GR пород, в данном случае являющиеся индикаторами коллекторов, насыщение которых известно. Корреляция интервальных времен продольной (DTP) и Стоунли (DTST) волн (третья колонка) указывает на высокую достоверность измерений параметров волны Стоунли. Это же подтверждается сопоставлением расчётного DTSC и измеренного DTS значений интервального времени поперечной волны (пятая колонка). По критерию DTSCDTS чётко выделяются все пласты-коллекторы. Коллекторами являются глинистые песчаники, переслаивающиеся с глинами и тонкими прослоями алевролитов с карбонатным цементом. В то же время параметр затухания QSTB не имеет ярко выраженной корреляции с разрезом.

Распределение коэффициента проницаемости по значениям QSTB для группы коллекторов, показанных на рисунке 25, приводится на рисунке 26.

Распределение показывает отсутствие зависимости между двумя параметрами.

Подобных примеров, не подтверждающих возможности динамических параметров волны Стоунли при определении проницаемости коллекторов, гораздо больше, чем тех, которые могли бы иметь противоположную интерпретацию. Таким образом, можно констатировать, что явная зависимость динамических параметров волны Стоунли от проницаемости пород не установлена. В то же время, интервальное время волны Стоунли однозначно определяется упругими свойствами пород в прискважинной зоне и поэтому является индикатором радиальной акустической анизотропии, которая чаще всего имеет место в коллекторах.

Особый интерес представляет решение задачи определения трещиноватости, т.к. трещины имеют решающее значение на фильтрационные способности горных пород. Естественные трещины в карбонатных породах составляют тысячные доли объёма, поэтому если они не раскрыты за счёт снятия горного давления при вскрытии скважиной и проникновения промывочной жидкости, не приходится ожидать их большого эффекта на параметры распространения волн. Наличие литологической неоднородности в виде прослоев карбонатов разного состава (доломитов и известняков) и глинистых пород значительно затрудняет интерпретацию результатов измерений, т.к. может привносить гораздо больший вклад в измеренные значения, чем трещины и каверны. Из-за наличия смешанных эффектов часто даже выделение интервалов кавернозно-трещиноватых пород неоднозначно. На рисунке 27 представлен интервал преимущественно карбонатных пород, представленных в основном доломитами. Вынос керна при бурении этого интервала составил практически сто процентов, что позволило однозначно увязать каротажные данные с литологической колонкой. Приняв в качестве опорных пластов: чистые массивные доломиты (глубина 1268-1280 м) и аргиллиты (1321,8-1329,7 м) и исключив из рассмотрения участок кавернозного ствола скважины (1280-1282 м), можно сделать следующие выводы:

МИ 41-17-1404- Рисунок 25 – Пример отсутствия корреляции параметра затухания волны Стоунли с коллекторскими свойствами песчано-глинистого разреза Рисунок 26 – Распределение коэффициента проницаемости Кпр по параметру затухания волны Стоунли QSTB для коллекторов интервала, показанного на рисунке 25. Кпр определён по данным ЯМК МИ 41-17-1404- 1. Присутствие каверновой пористости не сказывается на значениях модулей упругости G, K и параметрах затухания волн (колонки 6 и 4 на рисунке 27). Наличие трещин приводит к уменьшению значений модулей упругости и незначительному увеличению параметров затухания продольной (QPT) и поперечной (QS) волн. В виду того, что скважина вертикальная, а расположение трещин хаотичное, коэффициент азимутальной анизотропии имеет небольшое значение во всём интервале (0,03-0,07).

2. Наибольший эффект на параметры распространения волн и, соответственно, модули упругости пород оказывает их литологический состав.

Присутствие глинистых материалов, что фиксируется по кривой ГК, в полтора раза уменьшает значения модулей G и K, увеличивает (NU) и параметры затухания продольной и поперечной волн.

3. Параметры затухания продольной и поперечной волн подвержены влиянию дополнительных факторов, не связанных с литологическим составом пород. Это является причиной их недостаточно тесной корреляции с другими каротажными параметрами.

4. Литологический состав пород в высокоскоростном разрезе практически не сказывается на значении коэффициента затухания волны Стоунли. За исключением участков кавернозного ствола скважины значение SAST близко к нулю.

5. Как и в примере с терригенным разрезом, наиболее надёжным признаком наличия коллектора является выполнение неравенства DTSC DTS.

Рисунок 27. Влияние кавернозности и трещиноватости карбонатных пород на акустические характеристики МИ 41-17-1404- Заключение Данное методическое руководство составлено на основе опыта эксплуатации аппаратуры и, по нашему мнению, при внимательном отношении к изложенным в нём рекомендациям может облегчить работу операторов и обработчиков первичных материалов. Эти рекомендации не являются всеобъемлющими, но принципиально важны на начальной стадии освоения метода волнового акустического каротажа. Нашей целью было объяснить потребителю основные идеи, заложенные разработчиками при создании данного измерительного комплекса, показать, как пользоваться аппаратурой и какую пользу можно извлечь из получаемой информации при качественном выполнении измерений. Опыт применения данной аппаратуры в конкретных геолого-технических условиях в сочетании с неуклонным повышением уровня знаний в теории и методологии метода может открыть новые перспективы для совершенствования скважинных приборов, программных средств и методик оценки геологических объектов. Мы будем признательны любым конструктивным замечаниям и предложениям по методическому руководству и приложим максимум усилий к их реализации.

МИ 41-17-1404- Список литературы 1. H.-L.Liu, D.L.Johnson. Effect of an elastic membrane on tube waves in permeable formation. JASA,V.104, №6, pp. 3322-3329, 1997.

2. X.Tang and C.H.Cheng. Fast inversion of formation permeability from Stoneley wave logs using a simplified Biot-Rosenbaum model. Geophysics V61, №3, 1996.

3. K.W.Winkler, H.-L.Liu, D.L.Johnson. Permeability and borehole Stoneley waves: Comparison between experiment and theory. Geophysics V.54, №1, pp. 66 75, 1989.

4. A.N. Norris. Stoneley-wave attenuation and dispersion in permeable formations. Geophysics V.54, №3, pp.330-341, 1989.

5. J.E. White. Acoustic logging tool having opposed transducers. US Patent # 3593255. 1971.

6. J. Zemanek, F.A. Angona, D.M. Williams, and R.L. Calgwell. Continuous shear wave logging. Trans. SPWLA 25-th Annual Logging Symp., paper U., 1984.

7. Прибор волнового акустического каротажа АВАК-11. Руководство по эксплуатации (техническое описание, инструкция по эксплуатации, методика калибровки). ООО «Нефтегазгеофизика». Тверь. 2005 г.

8. LogPWin - пакет программ предварительной обработки. ООО «Нефтегазгеофизика». Тверь. 2003 г.

9. Chen Pan. Spectral ringing suppression and optimal windowing for attenuation and Q measurements. Geophysics V.63, №2, pp. 632-636, 1998.

10. D.Goldberg and B.Zinszner. P-wave attenuation measurements from laboratory resonance and sonic waveform data. Geophysics V.54, №1, pp. 76-81, 1989.

11. D. Goldberg, T.K.Kan and S.P.Castangna. Attenuation measurements from sonic log waveforms. Trans. SPWLA 29-th annual logging symposium, paper NN., 1984.

12. M.R.J. Wyllie, A.R. Gregory, L.W. Gardner. Elastic wave velocities in heterogeneous and porous media. Geophysics V.21, №1, pp. 41-70, 1956.

13. L.L. Raymer, E.R. Hunt and J.S. Gardner. An improved sonic transit time to porosity transform. Trans. SPWLA 25-th annual logging symposium. 1980.

14. Технология исследований и интерпретации данных, получаемых аппаратурой ЦМГА-2 и УЗБА-21 в различных геолого-технических условиях обсаженных скважин. РД 39-4-1204-84. Миннефтепром СССР. 1986.

15. Cement Evaluation Guidelines. Western Atlas International, Inc. Houston.

1990.

16. G. Mavko and D. Jinba. The relation between seismic P- and S-wave velocity dispersion in saturated rocks. Geophysics V.59, №1, pp.87 - 92, 1994.

17. T. Klimentos. Attenuation of P- and S-waves as a method of distinguishing gas and condensate from oil and water. Geophysics V.60, №2, pp.447-458, 1995.

18. Pei-Cheng Xu and Jorge O. Parra. Effects of vertical fluid-filled fractures on full waveform dipole sonic logs. Geophysics V.68, №2, pp. 487-496, 2003.

МИ 41-17-1404- 19. P.N.J. Rasolofosaon and B.E. Zinszner. Comparison between permeability anisotropy and elasticity anisotropy of reservoir rocks. Geophysics V.67, №1, pp.

230-240, 2002.

20. S.A. Shapiro, A.Kaselow. Porosity and elastic anisotropy of rocks under tectonic stress and pore pressure changes. Geophysics V.70, №5, pp.27-38, 2005.

21. S. Kostek and B.K. Sinha. Stress-induced azimuthal anisotropy in borehole flexural waves. Geophysics V.61, №6, pp. 1899-1907, 22. J.L. Stevens and S.M. Day. Shear velocity logging in slow formation using the Stoneley-wave. Geophysics V.51, pp. 137-147, 1986.

23. X. Tang. Determining formation shear-wave transverse isotropy from borehole Stoneley-wave measurements. Geophysics V.68, №1, pp. 118-126, 2003.

24. J.H. Rosenbaum. Synthetic microseismograms: logging in porous formations. Geophysics V.39, №1, pp. 14-32, 1974.

25. X.M. Tang, C.H. Cheng, and M.N. Toksoz. Dynamic permeability and borehole Stoneley waves: A simplified Biot-Rosenbaum model. JASA,V.90, №3, pp.

1632-1646, 1991.

26. S. Crampin. Evaluation of anisotropy by shear-wave splitting. Geophysics V.50, №1, pp. 142-152, 1985.

27. R.M. Alford. Shear data in the presence of azimuthal anisotropy: Presented at the 56th Annual SEG Meeting, 1986.

МИ 41-17-1404- Приложение Список регистрируемых данных (волновых картин) и измеренных параметров в открытом стволе Таблица № Мнемо Название п/п ника 1. WF1 Волновая картина по каналу 1, И1П1 (зонд «Тенор») 2. WF2 Волновая картина по каналу 2, И1П2 (зонд «Тенор») 3. WF3 Волновая картина по каналу 3, И2П1 (зонд «Баритон») 4. WF4 Волновая картина по каналу 4, И2П2 (зонд «Баритон») 5. WF5 Волновая картина по каналу 5, И3П1 (зонд «Бас») 6. WF6 Волновая картина по каналу 6, И3П2 (зонд «Бас») 7. WF7 Волновая картина по каналу 7, И4П1Х (диполь «Х») 8. WF8 Волновая картина по каналу 8, И4П2Х (диполь «Х») 9. WF9 Волновая картина по каналу 9, И5П1Y (диполь «Y») 10. WFA Волновая картина по каналу 10, И5П2Y (диполь «Y») 11. WFB Волновая картина по каналу 11, И4П1Y (диполь «ХY1») 12. WFC Волновая картина по каналу 12, И4П2У (диполь «ХY2») 13. WFD Волновая картина по каналу 13, И5П1Х (диполь «YХ1») 14. WFE Волновая картина по каналу 14, И5П2Х (диполь «YХ2») 15. WFG Волновая картина быстрой волны (первый канал) 16. WFH Волновая картина быстрой волны (второй канал) 17. WFI Волновая картина медленной волны (первый канал) 18. WFJ Волновая картина медленной волны (второй канал) 19. WFF1 Фильтрованная волновая картина по каналу 1 (зонд «Тенор») 20. WFF2 Фильтрованная волновая картина по каналу 2 (зонд «Тенор») 21. WFF3 Фильтрованная волновая картина по каналу 3 (зонд «Баритон») 22. WFF4 Фильтрованная волновая картина по каналу 4 (зонд «Баритон») 23. WFF5 Фильтрованная волновая картина по каналу 5 (зонд «Бас») 24. WFF6 Фильтрованная волновая картина по каналу 6 (зонд «Бас») 25. WFF7 Фильтрованная волновая картина по каналу 7 (диполь «Х») 26. WFF8 Фильтрованная волновая картина по каналу 8 (диполь «Х») 27. WFF9 Фильтрованная волновая картина по каналу 9 (диполь «У») 28. WFFA Фильтрованная волновая картина по каналу 10 (диполь «У») 29. ТТ11 Время прихода Р-волны по каналу 1, мкс (зонд «Тенор») 30. ТТ12 Время прихода Р-волны по каналу 2, мкс (зонд «Тенор») 31. DTP1 Интервальное время Р-волны, мкс/м (зонд «Тенор») 32. DTS1 Интервальное время S-волны, мкс/м (зонд «Тенор») 33. SA11 Значение амплитуды по каналу 1, усл. един. (зонд «Тенор») 34. CAT1 Коэффициент затухания продольной волны, дБ/м (зонд «Тенор») 35. SAT1 Коэффициент затухания поперечной волны, дБ/м (зонд «Тенор») МИ 41-17-1404- № Мнемо Название п/п ника 36. ТТ21 Время прихода Р-волны по каналу 1, мкс (зонд «Баритон») 37. ТТ22 Время прихода Р-волны по каналу 2, мкс (зонд «Баритон») 38. DTP2 Интервальное время Р-волны, мкс/м (зонд «Баритон») 39. DTS2 Интервальное время S-волны, мкс/м (зонд «Баритон») 40. SA21 Значение амплитуды по каналу 1, усл. един. (зонд «Баритон») 41. CAT2 Коэффициент затухания продольной волны, дБ/м (зонд «Баритон») 42. SAT2 Коэффициент затухания поперечной волны, дБ/м (зонд «Баритон») 43. ТТ31 Время прихода волны Стоунли по каналу 1, мкс (зонд «Бас») 44. ТТ32 Время прихода волны Стоунли по каналу 2, мкс (зонд «Бас») 45. DTST Интервальное время волны Стоунли, мкс/м (зонд «Бас») 46. SA31 Значение амплитуды по каналу1, усл. един. (зонд «Бас») 47. SA32 Значение амплитуды по каналу2, усл. един. (зонд «Бас») 48. SAST Коэффициент затухания волны Стоунли, дБ/м (зонд «Бас») 49. ТТ41 Время прихода S-волны по каналу 1, мкс (диполь «Х») 50. ТТ42 Время прихода S-волны по каналу 2, диполь Х, мкс (диполь «Х») 51. DTS4 Интервальное время S-волны, диполь Х, мкс/м (диполь «Х») 52. SA41 Значение амплитуды по каналу 1, диполь Х, у.е. (диполь «Х») 53. SA42 Значение амплитуды по каналу 2, диполь Х, у.е. (диполь «Х») 54. SAT4 Коэффициент затухания S-волны, диполь Х, дБ/м (диполь «Х») 55. ТТ51 Время прихода S-волны по каналу 1, мкс (диполь «Y») 56. ТТ52 Время прихода S-волны по каналу 2, мкс (диполь «Y») 57. DTS5 Интервальное время S-волны, мкс/м (диполь «Y») 58. SA51 Значение амплитуды по каналу 1, усл. един. (диполь «Y») 59. SA52 Значение амплитуды по каналу 2, усл. един. (диполь «Y») 60. SAT5 Коэффициент затухания S-волны, дБ/м (диполь «Y») 61. DTS8 Интервальное время быстрой S-волны 62. SAT8 Коэффициент затухания быстрой S-волны 63. DTS9 Интервальное время медленной S-волны 64. SAT9 Коэффициент затухания медленной S-волны 65. PALP Коэффициент пористости по данным АК, % 66. NU Коэффициент Пуассона, безразмерная величина 67. K Модуль объемного сжатия, Па 68. G Модуль сдвига, Па 69. ANI Коэффициент азимутальной анизотропии 70. DTC2 Резерв 71. ROTA Угол между плоскостью поляризации диполя «Х» и вертикальной плоскостью, град.

72. MROT Угол между направлением поляризации быстрой волны и диполя «Х», град.

73. ANGA Угол между направлением поляризации быстрой волны и вертикальной плоскостью в секторе (0-180)°, по часовой стрелке, вид сверху МИ 41-17-1404- № Мнемо Название п/п ника 74. DTTC Компенсированное значение интервального времени продольной волны, мкс/м (зонд «Тенор») 75. CATC Компенсированное значение коэффициента затухания продольной волны, дБ/м (зонд «Тенор») 76. DTBC Компенсированное значение интервального времени продольной волны, мкс/м (зонд «Баритон») 77. CABC Компенсированное значение коэффициента затухания продольной волны, дБ/м (зонд «Баритон») МИ 41-17-1404- Приложение Список регистрируемых данных (волновых картин) и измеренных параметров в обсаженной скважине Таблица № Мнемо Название п/п ника 1. WF1 Волновая картина по каналу 1, И1П1 (зонд «Тенор») 2. WF2 Волновая картина по каналу 2, И1П2 (зонд «Тенор») 3. WF3 Волновая картина по каналу 3, И2П1 (зонд «Баритон») 4. WF4 Волновая картина по каналу 4, И2П2 (зонд «Баритон») 5. WF5 Волновая картина по каналу 5, И3П1 (зонд «Бас») 6. WF6 Волновая картина по каналу 6, И3П2 (зонд «Бас») 7. WF7 Волновая картина по каналу 7, И4П1 (диполь «Х») 8. WF8 Волновая картина по каналу 8, И4П2 (диполь «Х») 9. WF9 Волновая картина по каналу 9, И5П1 (диполь «Y») 10. WFA Волновая картина по каналу 10, И5П2 (диполь «Y») 11. WFF1 Фильтрованная волновая картина по каналу 1, (зонд «Тенор») 12. WFF2 Фильтрованная волновая картина по каналу 2, (зонд «Тенор») 13. WFF3 Фильтрованная волновая картина по каналу 3, (зонд «Баритон») 14. WFF4 Фильтрованная волновая картина по каналу 4, (зонд «Баритон») 15. WFF5 Фильтрованная волновая картина по каналу 5, (зонд «Бас») 16. WFF6 Фильтрованная волновая картина по каналу 6, (зонд «Бас») 17. WFF7 Фильтрованная волновая картина по каналу 7, (диполь «Х») 18. WFF8 Фильтрованная волновая картина по каналу 8, (диполь «Х») 19. WFF9 Фильтрованная волновая картина по каналу 9, (диполь «Y») 20. WFFA Фильтрованная волновая картина по каналу 10, (диполь «Y») 21. ТТ11 Время прихода Р-волны в плавающем окне по каналу 1, мкс (зонд «Тенор») 22. ТТ12 Время прихода Р-волны в плавающем окне по каналу 2, мкс (зонд «Тенор») 23. DTP Интервальное время в плавающем окне, мкс/м (зонд «Тенор») 24. SA1 Амплитуда экстремума волны по колонне в фиксированном окне по 1 каналу, усл. един. (зонд «Тенор») 25. SAS1 Амплитуда экстремума P-волны в плавающем окне по каналу 1, тенор, усл. един. (зонд «Тенор») 26. BATT Коэффициент затухания волны по колонне, дБ/м (зонд «Тенор») 27. BATL Параметр для контроля качества измерений, дБ 28. CAT1 Коэффициент затухания Р-волны, дБ/м (зонд «Тенор») 29. ТТ21 Время прихода Р-волны по каналу 1, мкс (зонд «Баритон») 30. ТТ22 Время прихода Р-волны по каналу 2, мкс (зонд «Баритон») 31. DTP2 Интервальное время Р-волны, мкс/м (зонд «Баритон») 32. DTS2 Интервальное время S-волны, мкс/м (зонд «Баритон») МИ 41-17-1404- № Мнемо Название п/п ника 33. SA21 Значение амплитуды по каналу1, усл. един. (зонд «Баритон») 34. CAT2 Коэффициент затухания продольной волны, дБ/м (зонд «Баритон») 35. SAT2 Коэффициент затухания поперечной волны, дБ/м (зонд «Баритон») 36. ТТ31 Время прихода волны Стоунли по каналу 1, мкс (зонд «Бас») 37. ТТ32 Время прихода волны Стоунли по каналу 2, мкс (зонд «Бас») 38. DTST Интервальное время волны Стоунли, мкс/м (зонд «Бас») 39. SA31 Значение амплитуды по каналу1, усл. един. (зонд «Бас») 40. SA32 Значение амплитуды по каналу2, усл. един. (зонд «Бас») 41. SAST Коэффициент затухания волны Стоунли, дБ/м (зонд «Бас») 42. ТТ41 Время прихода S-волны по каналу 1, мкс (диполь «Х») 43. ТТ42 Время прихода S-волны по каналу 2, мкс (диполь «Х») 44. DTS4 Интервальное время S-волны, мкс/м (диполь «Х») 45. SA41 Значение амплитуды по каналу 1, усл. един. (диполь «Х») 46. SA42 Значение амплитуды по каналу 2, у.е. (диполь «Х») 47. SAT4 Коэффициент затухания S-волны, дБ/м (диполь «Х») 48. ТТ51 Время прихода S-волны по каналу 1, мкс (диполь «Y») 49. ТТ52 Время прихода S-волны по каналу 2, мкс (диполь «Y») 50. DTS5 Интервальное время S-волны, мкс/м (диполь «Y») 51. SA51 Значение амплитуды по каналу 1, усл. един. (диполь «Y») 52. SA52 Значение амплитуды по каналу 2, усл. един. (диполь «Y») 53. SAT5 Коэффициент затухания S-волны, дБ/м (диполь «Y») 54. PALP Коэффициент пористости по данным АК, % 55. NU Коэффициент Пуассона, отн. един.

56. K Модуль объемного сжатия, Па 57. G Модуль сдвига, Па 58. SAK1 Ослабление экстремума волны по колонне в фиксированном окне по 1 каналу, дБ 59. SAK2 Ослабление экстремума волны по колонне в фиксированном окне по 2 каналу, дБ 60. QCBL Код оценки качества цемента 61. BI Индекс цементирования, отн. един.

62. ROTA Угол между плоскостью поляризации диполя «Х» и вертикальной плоскостью, град.

63. DTBC Компенсированное значение интервального времени продольной волны, мкс/м (зонд «Баритон») 64. CABC Компенсированное значение коэффициента затухания продольной волны, дБ/м (зонд «Баритон»)

Pages:     | 1 ||
 

Похожие работы:


 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.