Способ проведения каротажных работ

011518 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение в целом относится к способам усовершенствованного каротажа с использованием нефтепромысловых скважинных приборов, более точно к динамическому регулированию скорости каротажа в зависимости от качества регистрируемых данных и оцениваемых толщ горных пород. Предпосылки создания изобретения С целью определения одного или нескольких геологических, петрофизических, геофизических и эксплуатационных свойств ("представляющих интерес параметров") нефтяных и газовых скважин часто проводятся исследования с использованием электронных измерительных приборов, которые доставляют в ствол скважины при помощи гибкого соединителя, такого как каротажный кабель, трос, талевый канат,буровая труба или гибкие трубы малого диаметра. Приборы, применимые для осуществления таких исследований, обычно называют приборами для оценки пластов. Для возбуждения пластов и флюида в скважине и измерения реакции толщ горных пород и флюидов, в названных приборах применяют электрическую, акустическую, ядерную и/или магнитную энергию. Результаты измерений, осуществляемых скважинными приборами, передают на поверхность. Во многих случаях для сбора нужных данных необходимо множество рейсов или спусков каротажного прибора. Кроме того, скорость каротажа обычно представляет собой заранее фиксированную величину. С целью сокращения времени, требующегося для каротажа с использованием кабеля (соответственно, времени строительства скважины), общепринятой практикой является спуск множества датчиков за один рейс. Компанией Baker Atlas Inc производятся высокоэффективные системы высшего качества FOCUS для каротажа в необсаженном стволе скважины. С целью создания каротажных приборов меньшей длины, с меньшим весом, более надежных, способных осуществлять оценку параметров пласта с такой же точностью, как и существующие в отрасли датчики высшего качества, но с гораздо большей скоростью, все скважинные приборы были модернизированы на основе передовой технологии изготовления скважинных датчиков. Скорости каротажа до двух раз превышают скорость обычных комбинированных строенных и счетверенных связок каротажных приборов. Могут быть достигнуты скорости порядка 3600 футов/ч (1080 м/мин). Каротажная система включает четыре стандартные основные измерения в необсаженном стволе скважины (измерения удельного сопротивления, плотности, нейтронометрию, акустические измерения) плюс вспомогательные функции. Разрешение и точность каротажа зависят от типа измерения и типа исследуемой толщи горных пород. Измерение может быть приспособлено к толще горных пород определенного типа. Например, в патенте US 5309098, выданном на имя Coates и др., описаны способ и устройство, в которых с целью значительного повышения качества сигнала и скорости каротажа применяется система регистрации эхосигналов с временным окном переменной длины. Чтобы оценить показатели релаксации образца, проводят предварительные испытания. Если испытания показывают, что образец представляет собой породу с медленной релаксацией, на измерения эхо-сигналов отводят полное время. Однако если испытания показывают, что образец представляет собой породу с быстрым затуханием, временное окно регистрации эхо-сигналов уменьшают. За счет этого повышается эффективность, поскольку путем выбора оптимальных единичных интервалов отбора проб в зависимости от исследуемой конкретной геологической структуры система способна доводить до максимума число осуществляемых измерений. Как правило, в известных из уровня техники способах каротаж осуществляется с равномерной скоростью. Фиксированная скорость используется на протяжении всего интервала исследований. Это противоречит логике, поскольку пластовые интервалы составляют лишь небольшую долю всего геологического профиля, и лишь в коллекторных интервалах необходимо получать результаты измерений с высокой точностью и высоким разрешением, тогда как в неколлекторных интервалах это обычно не требуется. В основу настоящего изобретения была положена задача удовлетворения потребности в способе и устройстве каротажа ствола скважины, в которых преодолены недостатки известного уровня техники. Такое решение должно быть предпочтительно рассчитано на разнообразные каротажные приборы. Настоящее изобретение отвечает данной потребности. Краткое изложение сущности изобретения В настоящем изобретении предложены способ и устройство проведения каротажных работ в стволе скважины, пробуренной в толще горных пород. На транспортирующем средстве, таком как кабель или талевый канал в ствол скважины доставляют связку датчиков оценки пласта (ОП). В процессе осуществления измерений при помощи упомянутых датчиков ОП транспортирующее средство перемещается со скоростью каротажа. Данные измерений, осуществляемых датчиками ОП, анализируют и по результатам анализа генерируют сигнал с целью изменения скорости каротажа. Датчики ОП выбирают из группы,включающей (i) датчик удельного сопротивления, (ii) датчик естественного гамма-излучения, (iii) датчик пористости, (iv) датчик плотности, (v) датчик ядерного магнитного резонанса и (vi) датчик акустических колебаний. Сигнал может означать как увеличение, так и снижение скорости каротажа. В зависимости от сигнала скорость каротажа увеличивают или снижают. Скорость каротажа увеличивают, если согласно достоверным показаниям всех датчиков ОП скорость каротажа может быть увеличена при условии сохранения приемлемого качества данных. Скорость-1 011518 каротажа снижают, если согласно достоверным показаниям одного или нескольких датчиков ОП качество данных при существующей скорости каротажа является неприемлемым. Обработку данных измерений может осуществлять скважинный процессор, наземный процессор или частично как скважинный процессор, так и наземный процессор. По результатам анализа могут быть приведены в действие дополнительные датчики из связки. С целью компенсации неустойчивого состояния кабеля или талевого каната после изменения скорости каротажа может осуществляться коррекция измерений. Термин "неустойчивое состояние" в контексте настоящего изобретения означает неравномерную скорость скважинного каротажного прибора, даже когда кабель поднимают на поверхность с равномерной скоростью. Краткое описание чертежей Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения далее оно подробно описано со ссылкой на предпочтительный вариант осуществления в сочетании с прилагаемыми чертежами, на которых показано: на фиг. 1 (уровень техники) - схематическая иллюстрация спускаемой на кабеле каротажной системы, включающей множество (группу) датчиков,на фиг. 2 (уровень техники) - вариант осуществления системы, в которой применяется радиально регулируемый модуль, применимый для каротажа,на фиг. 3 (уровень техники) - вид в разрезе одного из вариантов осуществления средства позиционирования, выполненного в соответствии с настоящим изобретением,на фиг. 4 (уровень техники) - схематическая вертикальная проекция радиально регулируемого модуля в необсаженной части ствола скважины,на фиг. 5 - схематическая иллюстрация шагов осуществления способа, предложенного в настоящем изобретении. Подробное описание изобретения Настоящее изобретение рассмотрено применительно к конкретным каротажным приборам, которые могут входить в связку из нескольких каротажных приборов для осуществления каротажа на кабеле. Подразумевается, что выбор конкретных рассматриваемых приборов не следует интерпретировать ограничительно и что предложенный в настоящем изобретении способ также применим в отношении других каротажных приборов. На фиг. 1 проиллюстрирована типичная конфигурация каротажной системы. Она представляет собой усовершенствование системы, известной из патента US 4953399, выданного на имя Fertl и др., правопреемником которого является правопреемник настоящего изобретения, и содержание которого в порядке ссылки включено в настоящую заявку. На фиг. 1 показан комплекс (набор) 10 каротажных приборов, находящихся в стволе 11 скважины, пробуренной в толще 13 горных пород, которая показана в вертикальном разрезе, и связанных с оборудованием на поверхности земли в соответствии с предложенными в настоящем изобретении способом и устройством для определения характеристик глинистых пластов. Комплекс 10 каротажных приборов может включать датчик 12 удельного сопротивления, датчик 14 естественного гамма-излучения и два датчика 16 пористости, таких как детектор 16 нейтронов и датчик 18 плотности. Данные и другие устройства, используемые в стволе скважины для каротажа, собирательно называют датчиками оценки пласта. Датчик 12 удельного сопротивления может представлять собой один из нескольких известных из уровня техники приборов различных типов для измерения электрического удельного сопротивления толщ горных пород, окружающих ствол скважины, при условии, что такое устройство обеспечивает относительно большую глубину исследования. Например, может использоваться прибор индукционного каротажа с высокой разрешающей способностью, такой как прибор, описанный в патенте US 5452761, выданном на имя Beard и др., правопреемником которого является правопреемник настоящего изобретения и содержание которого в порядке ссылки включено в настоящую заявку. Датчик 14 естественного гамма-излучения может относиться к типу датчиков, включающих сцинтилляционный детектор, имеющий сцинтилляционный кристалл, который с возможностью взаимодействия связан с фотоэлектронным умножителем, за счет чего при столкновении гамма-излучения с кристаллом генерируется последовательность электрических импульсов, амплитуда которых пропорциональна энергии падающего гамма-излучения. Детектор 16 нейтронов может представлять собой устройство одного из известных из уровня техники типов, в котором для определения пористости толщи горных пород используются характеристики реакции толщи горных пород на нейтронное излучение. Такое устройство реагирует преимущественно на способность толщи горных пород замедлять нейтроны. Датчик 18 плотности может представлять собой обычный зонд плотностного гамма-гамма каротажа, такой как описан в патенте US 3321625, выданном на имя Wahl, и который служит для определения объемной плотности толщи горных пород. В состав комплекса приборов может входить скважинный процессор, расположенный в подходящем месте. Комплекс 10 приборов доставляют в ствол 11 скважины на кабеле 20 с электрическими проводниками (не показаны) для обмена электрическими сигналами между комплексом 10 приборов и наземным электронным оборудованием, в целом обозначенным позицией 22, которое находится на поверхности земли. Каротажные устройства 12, 14, 16 и 18, входящие в комплекс 10, связаны с возможностью взаи-2 011518 модействия, за счет чего каждое устройство 12, 14, 16 и 18 может обмениваться электрическими сигналами с наземным электронным оборудованием 22. Кабель 20 закреплен на барабане 24 на поверхности земли известным из уровня техники способом. Чтобы переместить комплекс 10 приборов по стволу 11 скважины, кабель 20 наматывают на барабан 24 или разматывают с него также известным из уровня техники способом. Наземное электронное оборудование 22 может включать электронные схемы, необходимые для обеспечения работы устройств 12, 14, 16 и 18 комплекса 10 приборов и для обработки поступающих от них данных. Часть обработки может осуществляться внутри скважины. В частности, обработку, необходимую для принятия решений об увеличении (описано далее) или снижении скорости каротажа предпочтительно осуществляют внутри скважины. Если такая обработка осуществляется внутри скважины, команды увеличить или снизить скорость каротажа могут передаваться по линии телеметрической связи преимущественно в режиме реального времени. Это позволяет избегать возможных задержек, которые могли бы возникать при необходимости передачи на поверхность значительных объемов данных для обработки, необходимой для принятия решений об изменении скорости каротажа. Следует отметить, что при достаточно высоких скоростях обмена данными не имеет значения, где осуществляется принятие решения. Вместе с тем, при доступных в настоящее время скоростях передачи данных принятие решений предпочтительно осуществляется внутри скважины. Схема 26 управления имеет источники питания, необходимые для обеспечения работы избранных вариантов каротажных устройств комплекса 10 приборов, а также дополнительно включает электронные схемы, необходимые для обычной обработки и нормализации сигналов таких устройств 12, 14, 16 и 18 с целью получения в целом непрерывных записей, каротажных диаграмм или данных, относящихся к толщам горных пород, окружающих ствол 11 скважины. Затем перед последующей обработкой такие каротажные диаграммы могут быть сохранены в электронном виде в запоминающем устройстве 32 для данных. Процессор 28 обладает способностью, такой как описана в патенте US 4271356, выданном на имяGroeschel и др., разделять данные измерений излучения датчиков 14 естественного гамма-излучения, на отдельные энергетические зоны, которые сосредоточены вокруг энергетических пиков источников излучения избирательных элементов, предпочтительно, энергетических пиков калия, урана и тория. Описанная обработка данных датчика естественного гамма-излучения также может осуществляться скважинным процессором. Наземное электронное оборудование 22 может также включать оборудование, обеспечивающее машинную реализацию предложенного в настоящем изобретении способа. Процессор 28 может иметь различные конфигурации, но предпочтительно представляет собой соответствующий цифровой компьютер, запрограммированный на обработку данных каротажных устройств 12, 14, 16 и 18. Запоминающее устройство 30 и устройство 32 хранения данных относятся к устройствам соответствующего типа, с возможностью взаимодействия с сопряженным процессором 28 и/или схемами 26 управления. Для определения продольного перемещения комплекса 10 приборов по стволу 11 скважины предусмотрен регулятор 34 глубины, который передает процессору 28 сигнал, отображающий такое перемещение. Для изменения скорости каротажа используют сигналы увеличения или снижения скорости, которые могут поступать от скважинного процессора или наземного процессора, что описано далее. С этой целью изменяют скорость вращения барабана 24. При помощи блока 36 телеметрической аппаратуры может быть обеспечена дистанционная связь, например, по линии спутниковой связи. Для перемещения различных каротажных приборов за одну операцию спуска-подъема кабеля в настоящем изобретении может использоваться конфигурация, предложенная в патентной заявке США 10/780167, поданной Frost и др. 17 февраля 2004 г. В этой заявке признается тот факт, что различные каротажные приборы работают наилучшим образом при различных отклонениях от стенки ствола скважины. Обратимся к фиг. 2, на которой показана установка 101 для бурения с поверхности, расположенная над представляющей интерес подземной толщей горных пород. Установка 101 может представлять собой часть наземного или морского оборудования для строительства скважины/ведения добычи. Ствол скважины под установкой 101 включает обсаженный участок 42 и необсаженный участок 41. В некоторых случаях (например, в процессе бурения, закачивания, капитального ремонта и т.д.) осуществляют каротаж с целью сбора информации, касающейся толщи горных пород и ствола скважины. Как правило, для измерения одного или нескольких представляющих интерес параметров, касающихся ствола скважины и/или толщи 13 горных пород, в ствол скважины на кабеле 110 доставляют систему 100 приборов. Под используемым в настоящем описании термином "кабель" может пониматься и каротажный кабель, трос,а также талевый канат. Система 100 приборов может включать комплекс приборов, включающий один или несколько модулей 102 а,b, каждый из которых имеет прибор или множество приборов 104 а,b для осуществления одного или нескольких скважинных измерений. Термин "модуль" следует понимать как устройство, такое как зонд или переводник, вмещающее, заключающее в себе или служащее опорой для устройства, которое должно быть развернуто в стволе скважины. Несмотря на то, что показаны два расположенных вблизи друг друга модуля 102 а,b и два соответствующих прибора 104 а,b, подразумевается,что их число может быть большим или меньшим. В одном из вариантов осуществления прибор 104 а представляет собой датчик оценки пласта, слу-3 011518 жащий для измерения одного или нескольких представляющих интерес параметров, касающихся толщи горных пород или ствола скважины. Подразумевается, что термин "датчик оценки пласта" относится к измерительным устройствам, датчикам и другим подобным устройствам, которые осуществляют активный или пассивный сбор данных о различных параметрах пласта, датчикам направления, обеспечивающим информацию об ориентации приборов и направлении их движения, датчикам опробования пласта,обеспечивающим информацию о параметрах пластового флюида и оценивающим пластовые условия. Датчики оценки пласта могут включать датчики удельного сопротивления, служащие для определения удельного сопротивления горных пород, диэлектрической проницаемости и наличия или отсутствия углеводородов, датчики акустических колебаний, служащие для определения акустической пористости пласта и получения информации о границе пластов, радиоактивные датчики, служащие для определения плотности горной породы, пористости по данным радиоактивного каротажа и некоторых свойств горных пород, датчики ядерного магнитного резонанса, служащие для определения пористости и других петрофизических характеристик толщи горных пород. Датчики направления и положения предпочтительно включают сочетание одного или нескольких измерителей ускорения и одного или нескольких гироскопов или магнитометров. Измерители ускорения предпочтительно служат для измерений по трем осям. Датчики опробования пласта служат для сбора образцов пластового флюида и определения свойств пластового флюида, включающих физические свойства и химические свойства. По результатам замеров пластового давления получают информацию о параметрах пласта. Система 100 приборов может включать телеметрическое оборудование 150, местный или скважинный контроллер 152 и скважинный источник 154 питания. Телеметрическое оборудование 150 обеспечивает канал двусторонней связи для осуществления обмена сигналами данных между наземным процессором 112 и системой 100 приборов, а также для передачи сигналов управления от наземного процессора 112 системе 100 приборов. В качестве примера, а не с целью ограничения, первый модуль 102 а включает прибор 104 а, рассчитанный на измерение первого представляющего интерес параметра, а второй модуль 102b включает прибор 104b, рассчитанный на измерение второго представляющего интерес параметра, который является тем же параметром или отличается от первого представляющего интерес параметра. Для выполнения поставленных задач, возможно, необходимо, чтобы приборы 104 а и 104b находились в различных положениях. Положения могут быть выбраны относительно какого-либо объекта, такого как ствол скважины,стенка ствола скважины и/или других расположенных поблизости приборов. Термин "положение" применяется в отношении радиального положения, наклона и азимутальной ориентации. Исключительно для удобства при описании относительного радиального положения приборов 104 а,b в качестве оси координат используется продольная ось ствола скважины ("ось ствола скважины"). В качестве системы координат для описания движения или положения также могут использоваться другие объекты или точки. Кроме того, в некоторых случаях, задачи приборов 104 а,b в процессе работы в стволе скважины могут меняться. Вообще говоря, прибор 104 а может быть приспособлен для выполнения выбранной задачи, исходя из одного или нескольких выбранных факторов. Данные факторы могут без ограничения включать глубину, время, изменения параметров пласта и изменения задач других приборов. Каждый из модулей 102 а и 102b может иметь средства 140 а, 140b позиционирования, соответственно. Средство 140 позиционирования служит для поддержания модуля 102 в выбранном радиальном положении относительно исходного положения (например, оси ствола скважины). Устройство 140 позиционирования также корректирует радиальное положение модуля 102 после получения с поверхности сигнала команды и/или автоматически по типу системы управления с обратной связью. Данное выбранное радиальное положение сохраняют или корректируют независимо от радиального положения(-й) соседнего скважинного устройства (например, измерительных приборов, зонда, модуля, переводника и другого подобного оборудования). Модуль 102 а соединен с системой 100 приборов шарнирным элементом, таким как гибкое сочленение 156, которое обеспечивает степень изгиба или поворота, необходимую для обеспечения различий между радиальными положениями соседних модулей и/или другого оборудования (например, процессорного зонда или другого оборудования). В других вариантах осуществления одно или несколько средств позиционирования имеет фиксированные элементы позиционирования. Средство 140 позиционирования может иметь корпус 142 с множеством элементов 144 а,b,с позиционирования, расположенных на определенном расстоянии друг от друг по окружности корпуса 142. Элементы 144 а,b,с способны перемещаться независимо друг от друга между выдвинутым положением и втянутым положением. Выдвинутое положение может находиться на фиксированном расстоянии или регулируемом расстоянии. Применимые элементы 144 а,b,с позиционирования включают ребра, прокладки, кулачки, надувные баллоны или другие средства, способные входить в зацепление с поверхностью,такой как стенка ствола скважины или внутренняя поверхность обсадной трубы. В некоторых вариантах осуществления элементы 144 а,b, с позиционирования способны временно фиксировать или закреплять прибор в неподвижном положении относительно ствола скважины и/или давать возможность прибору перемещаться по стволу скважины. Для перемещения элементов 144 а,b,с используются узлы приводов 146 а,b,с в сборе. Примеры вари-4 011518 антов осуществления приводов 146 а,b,с включают электромеханическую систему (например, электродвигатель, соединенный с механической связью), систему с гидравлическим приводом (например, пневмоцилиндр, в который подается текучая среда под давлением) или другую применимую систему для перемещения элементов 144 а,b,с между выдвинутым и втянутым положениями. Приводы 146 а,b,с и элементы 144 а,b,с могут быть рассчитаны на создание постоянного или регулируемого усилия на стенки ствола скважины. В частности, в режиме позиционирования путем приведения в действие приводов 146 а,b,с можно обеспечить выбранную радиальную ориентацию или положение прибора. Однако усилие,прилагаемое к стенке ствола скважины, не настолько велико, чтобы предотвратить перемещение прибора по стволу скважины. В режиме фиксации в результате приведения в действие приводов 146a,b,c между элементами 144 а,b,с и стенкой ствола скважины может возникать сила трения, достаточная для предотвращения существенного относительного перемещения. В некоторых вариантах осуществления для удержания элементов 144 а,b,с позиционирования в заданном исходном положении может применяться смещающий элемент (не показан). В одном из примеров конфигурации смещающий элемент (не показан) удерживает элементы 144 а,b,с в выдвинутом положении, за счет чего обеспечивается установка модуля в центрированное положение. При данной конфигурации приведенный в действие привод преодолевает смещающее усилие смещающего элемента и перемещает один или несколько элементов позиционирования в заданное радиальное положение, за счет чего обеспечивается установка модуля в прижатое к стенке ствола скважины положение. В другом примере конфигурации смещающий элемент способен удерживать элементы позиционирования во втянутом положении внутри корпуса средства позиционирования. Можно увидеть, что за счет этого уменьшается профиль сечения модуля и, например, снижается вероятность того, что модуль окажется прихваченным в сужении в стволе скважины. Для снабжения энергией средства 140 позиционирования и приводов 146 а,b,с может применяться скважинный источник питания (например, батарейный источник питания или источник гидравлической энергии с замкнутым контуром) или наземный источник питания, поток энергии (например, электрической энергии или текучей среды под давлением) от которого поступает по соответствующему каналу,такому как шланг. Кроме того, несмотря на то, что показан один привод (например, привод 146 а), спаренный с одним элементом 144 позиционирования (например, элементом 144 а), в других вариантах осуществления для перемещения двух или более элементов позиционирования может использоваться один привод. Рассмотрим фиг. 4, на которой проиллюстрирован пример системы 200 приборов оценки пласта,расположенной на необсаженном участке 41. Система 200 приборов включает множество модулей или переводников для измерения представляющих интерес параметров. Примерный модуль 202 показан соединенным с верхним участком 204 приборов и нижним участком 206 приборов гибким элементом 156. В одном из примерных вариантов осуществления на модуль 202 опирается устройство 208 ядерномагнитного каротажа или акустического каротажа. Как указано в патенте US 6525535, выданном на имяReiderman и др., в зависимости от размера ствола скважины устройство ядерного магнитного резонанса может применяться в центрированном положении или прижатом к стенке ствола скважины. За счет приведения в действие элементов 140 а и 140b позиционирования прибор 208 акустического каротажа может быть установлен в положении, прижатом к стенке ствола необсаженной скважины 18 (т.е. в положении вне центра). Такое положение вне центра или смещенное в радиальном направлении положение преимущественно не зависит от радиальных положений скважинного устройства (например, измерительных устройств и датчиков) на протяжении и/или на верхнем/нижнем участке 204 и 206 связки приборов. Иными словами, верхний участок или участок 204 и 206 связки приборов может включать датчики оценки пласта и измерительные устройства, радиальное положение которых отличается от радиального положения модуля 202. Прибор ядерно-магнитного каротажа может использоваться в таком прижатом к стенке ствола скважины или радиально смещенном положении для сбора данных в стволах скважин большого диаметра. В стволе скважины малого диаметра прибор ядерно-магнитного каротажа может использоваться в положении по центру ствола скважины. Следует отметить, что такое перемещение может осуществляться за счет последовательного изменения расстояния, на которое происходит выдвижение/втягивание элементов позиционирования. Далее рассмотрим фиг. 5, на которой в целом проиллюстрирована последовательность шагов осуществления предложенного в настоящем изобретении способа. Система скважинных приборов работает с начальной скоростью 301 каротажа. Начальную скорость каротажа можно определить, исходя из ранее полученных сведений о предполагаемых толщах горных пород и флюидах. Измерения осуществляются при помощи множества датчиков оценки пласта (ОП). Для упрощения иллюстрации показаны лишь два датчика ОП, обозначенные позициями 303 и 305. В реальных условиях число датчиков ОП может быть больше двух. Как отмечено далее, сигналы, измеряемые датчиком 305, анализирует процессор, предпочтительно, скважинный процессор, который проверяет, достаточно ли высоко качество данных, чтобы на шаге 323 разрешить увеличение скорости каротажа. Обработку также может осуществлять наземный процессор или как наземный, так и скважинный процессор. Сигналы, измеряемые датчиком 303, аналогичным образом анализирует процессор, который проверяет, достаточно ли высоко качество данных,чтобы на шаге 333 разрешить увеличение скорости каротажа. Конкретный характер проверки данных-5 011518 описан далее применительно к датчикам отдельных типов. Подобным образом проверяют показания датчика 303, чтобы на шаге 333 определить, гарантировано ли увеличение скорости. Если на шаге 329 от всех датчиков поступает сигнал увеличения скорости, на шаге 321 передают сигнал увеличения скорости. На фиг. 5 не показана проверка достоверности всех сигналов увеличения скорости. Ниже рассмотрены возможные ситуации, в которых сигнал увеличения скорости может быть недостоверным. Также осуществляют проверку с целью определить, не требуется ли датчику 305 снижение скорости каротажа на шаге 327, и аналогичную проверку с целью определить, не требуется ли датчику 303 снижение скорости каротажа на шаге 335. Конкретный характер проверки на предмет необходимости снижения скорости каротажа описан далее. Если на шаге 337 по меньшей мере от одного из датчиков поступает сигнал снижения скорости, на шаге 331 скорость каротажа снижают. Следует дополнительно отметить, что последовательность, в которой оценивают необходимость снижения и увеличения скорости каротажа, показана на фиг. 5 лишь в качестве иллюстрации, и такая оценка может осуществляться в противоположном порядке. Одна из важных особенностей изобретения кратко изложена в ниже следующей форме: 1) если от всех датчиков поступает достоверный сигнал увеличения скорости, скорость каротажа увеличивают,2) если от одного или нескольких датчиков поступает достоверный сигнал снижения скорости, скорость каротажа снижают, и 3) если не происходит ни (1), ни (2), скорость каротажа оставляют без изменений. Решение об увеличении или снижении скорости каротажа может быть принято по результатам сравнительных измерений, осуществляемых в течение нескольких отрезков времени. У датчика естественного гамма-излучения обычная периодичность взятия проб составляет 10 мсек. При скорости каротажа 1200 футов/ч каждую секунду получают 100 проб, что соответствует расстоянию 4 дюйма. Если среднее значение и/или разброс измерений, скажем, за 1 секунду преимущественно равен среднему значению измерений за 2 секунды, это служит показателем того, что скорость каротажа может быть увеличена без ущерба для разрешающей способности или точности. В случае использования, например, прибора индукционного каротажа с высокой разрешающей способностью генераторные и приемные катушки рассчитаны на применение при различных глубинах исследования за счет работы на различных частотах и/или использования данных, получаемых при нескольких расстояниях между источником и приемником. Данные отличаются высокой степенью избыточности (резервирования). Путем сравнения средних значений за различные отрезки времени также возможно определить, можно ли увеличить скорость каротажа или наоборот, следует ли снизить скорость каротажа. При использовании радиоактивных датчиков, таких как устройства, применяемые для определения пористости по данным нейтронного каротажа или получения диаграмм плотностного гамма-гамма каротажа, интенсивность излучения подвержена статистическим колебаниям. Это происходит вследствие того, что излучение, испускаемое источником за короткие отрезки времени, может колебаться, и, к тому же, взаимодействие между источником излучения и центрами кристаллизации в толще горных пород также подчиняется статистическим закономерностям. С целью получения значащих данных пористости и/или плотности важно гарантировать, что фактическое число накопленных единиц излучения является минимальным для всех детекторов, используемых для осуществления измерений радиоактивного излучения. Еще одна особенность, которую следует отметить применительно к радиоактивным датчикам, состоит в том, что с целью учета отклонения детекторов от стенки ствола скважины применяют определенную поправку. Например, если pSS и pLS являются результатами измерений, осуществленных ближним к источнику датчиком (SS) и дальним от источника датчиком (LS), чтобы получить скорректированное значение плотности, делают поправку на плотность согласно следующему уравнению: Это называют поправкой на влияние глинистой корки на показания двухзондового плотностного каротажа. Возможно, что в условиях эрозии отдельные результаты измерений датчиков могут подвергаться описанным выше проверкам на интенсивность излучения и статистические колебания. Тем не менее, вследствие значительной эрозии скорректированные результаты измерения плотности все же могут являться недостоверными. Это служит примером требования к достоверности показателя (рассмотренного далее) увеличения или снижения скорости. В состав комплекса приборов также может входить датчик акустических колебаний. Его обычно используют по меньшей мере для измерений скоростей распространения продольных волн в толще горных пород. При измерении скоростей распространения продольных волн передатчик(-и) и приемники,которые включает датчик акустических колебаний, действуют в монопольном режиме. Энергия, которую генерирует передатчик, проходит через толщу горных пород в виде отраженной продольной волны, а по результатам измерений времени пробега группой приемников можно определить скорость распространения продольной волны. Мера когерентности принимаемого сигнала является показателем качества данных, и, если мера когерентности достаточно высока, скорость каротажа может быть без ущерба увеличе-6 011518 на. Следует отметить, что, если скорость распространения поперечной волны в толще горных пород превышает скорость распространения звука в буровом растворе, скорости распространения поперечных волн можно определять путем монопольного возбуждения. Датчик акустических колебаний также может работать в дипольном режиме, в котором происходит возбуждение поперечных волн в толще горных пород. В качестве показателя возможности увеличения скорости каротажа также может быть использована мера когерентности принимаемых сигналов. Следует отметить, что измерения акустических колебаний происходят на протяжении нескольких миллисекунд по сравнению с несколькими микросекундами при измерениях радиоактивного излучения и удельного сопротивления. Датчик акустических колебаний также может работать в так называемом режиме скрещенных диполей, в котором передатчик приводят в действие в первом дипольном режиме, а затем во втором дипольном режиме ортогональном первому дипольному режиму. Режим скрещенных диполей полезен для определения азимутальной анизотропии толщи горных пород, что является показателем возможных разрывов пласта. Должно быть ясно, что применительно к датчику акустических колебаний показатель увеличения или снижения скорости каротажа учитывает все требуемые режимы регистрации данных. При каротаже слоистых толщ горных пород (с трансверсальной изотропией как удельного сопротивления, так и акустических свойств) в комплекс приборов может быть включен многокомпонентный датчик удельного сопротивления. Комплекс работ с использованием такого датчика осуществляет компания Baker Hughes Incorporated под наименованием 3DEXSM, а применяемый с этой целью прибор описан в патенте US 6147496, выданном на имя Strack и др. При помощи такого устройства можно определять анизотропию удельного сопротивления толщи горных пород, которая является лучшим показателем фильтрационно-емкостных свойств, чем данные индукционного каротажа высокой разрешающей способности (отображающие лишь горизонтальное удельное сопротивление). Также может быть желательно, чтобы в анизотропных толщах горных пород датчик акустических колебаний работал в дипольном режиме. Разрешающая способность датчиков естественного гамма-излучения необязательно позволяет выявлять слоистые структуры на уровне, на котором может иметь место анизотропия удельного сопротивления или акустических колебаний. Следовательно, может быть желательным включить в состав комплекса приборов высокоразрешающий датчик удельного сопротивления, такой как прибор бокового микрокаротажа. Сигналы такого датчика могут использоваться для начала регистрации данных при помощи устройства 3DEX и/или для переключения датчика акустических колебаний на совместный монопольный/дипольный режим. Как известно специалистам в данной области техники, при ведении каротажных работах с использованием кабеля комплекс приборов обычно поднимают из ствола скважины. Это предпочтительнее,чем, когда комплекс каротажных приборов спускают в ствол скважины, поскольку в этом случае может происходить прихват комплекса приборов в стволе скважины, в результате чего глубина исследования,определенная на поверхности, может не соответствовать фактической глубине, на которой находятся приборы. В условиях изменения скорости каротажа, которое возможно при осуществлении настоящего изобретения, может возникать неустойчивое состояние комплекса приборов на конце кабеля из-за его эластичности. В патентах US 6154704 и US6256587, выданных на имя Jericevic и др., правопреемником которых является правопреемник настоящего изобретения и содержание которых в порядке ссылки включено в настоящую заявку, описаны способыкорректировки результатов измерений с поправкой на влияние неустойчивого состояния. Применительно к настоящему изобретению данную корректировку осуществляют после проведения каротажных работ на поверхности, используя записанные данные. В качестве альтернативы, коррекцию осуществляют в стволе скважины до принятия решения об увеличении или снижении скорости каротажа. Настоящее изобретение описано применительно к прибору, доставляемому в скважину на кабеле. Предложенный в настоящем изобретении способ в равной мере применим к прибору, доставляемому в скважину на талевом канате, с использованием скважинного процессора для подачи сигнала увеличения или снижения скорости каротажа. Талевый канат может необязательно доставляться внутри буровых труб. Результаты измерений датчика ОП хранятся в скважинном запоминающем устройстве для последующего извлечения. Хотя выше рассмотрены предпочтительные варианты осуществления изобретения, в него могут быть внесены очевидные для специалистов изменения. Предполагается, что любые такие изменения могут охватываться патентными притязаниями, изложенными в прилагаемой формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ проведения каротажных работ в стволе скважины в толще пород, в котором доставляют в ствол скважины группу датчиков оценки пласта (ОП),перемещают в скважине указанные датчики ОП со скоростью каротажа, осуществляя при этом посредством них измерения, и по результатам анализа качества данных измерений, осуществляемых каждым из датчиков ОП,-7 011518 осуществляют увеличение или снижение скорости каротажа при условии сохранения приемлемого качества данных. 2. Способ по п.1, в котором датчики ОП выбирают из группы, включающей датчик удельного сопротивления, датчик естественного гамма-излучения, датчик пористости, датчик плотности, датчик ядерного магнитного резонанса и датчик акустических колебаний. 3. Способ по п.1, в котором транспортирующее средство выбирают из средств, включающих талевый канат и каротажный кабель. 4. Способ по п.3, в котором дополнительно размещают один из группы датчиков на расстоянии от центра ствола скважины, отличном от расстояния, на котором находится другой из группы датчиков. 5. Способ по п.1, в котором анализ осуществляют при помощи одного из процессоров, включающих скважинный процессор и наземный процессор. 6. Способ по п.1, в котором один из датчиков ОП представляет собой высокоразрешающий датчик удельного сопротивления и при этом используют данные измерений, осуществляемых этим высокоразрешающим датчиком удельного сопротивления, для приведения в действие в дипольном режиме по меньшей мере одного из датчиков, включающих многокомпонентный датчик удельного сопротивления и датчик акустических колебаний. 7. Способ по п.1, в котором после увеличения скорости каротажа дополнительно корректируют данные измерений, осуществляемых по меньшей мере одним из датчиков ОП, для внесения поправки на неустойчивое состояние транспортирующего средства. 8. Устройство для проведения каротажных работ в стволе скважины в толще горных пород, содержащее группу датчиков оценки пласта (ОП),транспортирующее средство для перемещения указанной группы датчиков ОП со скоростью каротажа в процессе осуществления ими измерений,процессор, анализирующий данные измерений, осуществляемых каждым из датчиков ОП, и процессор, запрограммированный на увеличение или снижение скорости каротажа про результатам анализа качества данных измерений, осуществляемых каждым из датчиков ОП, при условии сохранения приемлемого качества данных. 9. Устройство по п.8, в котором по меньшей мере один из процессоров расположен внутри скважины. 10. Устройство по п.9, в котором по меньшей мере один процессор имеет память для хранения данных измерений. 11. Устройство по п.8, в котором датчики ОП выбраны из группы, включающей датчик удельного сопротивления, датчик естественного гамма-излучения, датчик пористости, датчик плотности, датчик ядерного магнитного резонанса и датчик акустических колебаний. 12. Устройство по п.8, в котором транспортирующее средство выбрано из средств, включающих талевый канат и каротажный кабель. 13. Устройство по п.12, дополнительно включающее средство позиционирования одного из группы датчиков на расстоянии от центра ствола скважины, отличном от расстояния, на котором находится другой из группы датчиков. 14. Устройство по п.8, в котором процессоры выбраны из группы, включающей скважинный процессор и наземный процессор. 15. Устройство по п.8, дополнительно включающее наматывающее средство, регулирующее скорость транспортирующего средства.