вні (радіоактивний каротаж - гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронні каротажу),
- акустичні (акустичний каротаж),
- механічні (кавернометрія) і т. п.
Промислово-геофізичні дослідження дозволяють визначити пористість (поровим, Тріщини, кавернозну), проникність, нефтеводогазонасищенность, товщину пласта, позначки його покрівлі та підошви, літологію і глинистість порід, положення водонефтяного контакту (ВНК), газонафтового котакт (ГНК) і їх просування, інтервали обводнення, склад рідини в стовбурі свердловини і його зміна (Гамма-Плотнометри, діелькометричний влагометріі, Резистивіметрія та ін), швидкість руху та розподілення закачуваних в пласт агентів (метод радіоактивних ізотопів, індикаторні методи та ін), виявити працюючі інтервали пласта, встановити профілі притоку і поглинання (скважинная дебіт-і витратометрія, термометрія, фотоколориметрія, визначення вмісту ванадію і кобальту в нафти), визначити технічний стан свердловини (якість цементування, негерметичність обсадних труб, наявність міжпластових перетоків, товщина стінок труб, дефекти в них, місце розташування інтервалів перфорації, елементів обладнання, муфт і вибою свердловини, місце відкладення парафіну, осаду та ін.) Ці дослідження виконують геофізичні організації. До геофізичних досліджень відносять також свердловин дебіторасходометріческіе і термодинамічні дослідження.
Свердловинні дебіт-і расходометріческіе дослідження дозволяють виділити в загальній товщині пласта працюючі інтервали і встановити профілі припливу у видобувних та поглинання в нагнітальних свердловинах. Зазвичай ці дослідження доповнюються одночасним вимірюванням тиску, температури, вологовмісту потоку (частки води) і їх розподілу вздовж стовбура свердловини. Для дослідження на електричному кабелі в працюючу нагнетательную свердловину спускають свердловинний прилад - витратомір (у видобувну свердловину - дебітомір), датчик якого на поверхню подає електричний сигнал, відповідний витраті рідини.
Прилад переміщують у свердловині періодично з певним кроком (близько 1 м) від точки до точки. У кожній точці вимірюється сумарний витрата. За даними вимірювання будують діаграму інтенсивності (витрата- або дебітограмму) або переважно профіль поглинання (припливу) рідини, що дозволяє визначити працюючі інтервали, їх пайова участь у загальних витраті (дебіте) рідини, охоплення розробкою по товщині пласта (відношення працюючої товщини пласта до нефтенасищенной і перфорованої), ефективність проводяться в свердловині робіт по впливу на привибійну зону пласта. При наявності вимірювання забійного тиску можна визначити коефіцієнт продуктивності (Приемистости) кожного інтервалу або у випадку досліджень при декількох режимах роботи свердловини - побудувати для них індикаторні лінії. p> Термодинамічні дослідження свердловин дозволяють вивчати розподіл температури в тривало простоює (геотерма) і в працюючій (термограмма) свердловині, по яким можна визначати геотермічний градієнт, виявляти працюючі і обводнені інтервали пласта, здійснювати аналіз температурних процесів у пласті (при тепловій дії, закачуванні холодної води) і вироблення запасів нафти при заводнении, контролювати технічний стан свердловин і роботу підземного свердловинного обладнання. Розходилися-і термометрія свердловин дозволяють також визначити місця порушення герметичності колон, перетоки між пластами та ін
Гідродинамічні методи дослідження свердловин і пластів за даними про величини дебітів рідин і газу, про тисках на вибоях або про зміну цих показників, а також про пластової температурі в часі дозволяють визначати параметри пластів і свердловин. Визначення параметрів пластів за даними зазначених досліджень відноситься до так званих обернених задачах гідродинаміки, при вирішенні яких по вимірюваним величинам на свердловинах (дебіти, тиску, температура) встановлюються параметри пластів і свердловин (проникність, пористість, п'езопроводность пласта, недосконалість свердловин та ін.)
1.2 Технологія дослідження свердловин
Традиційні методи гідродинамічних досліджень, такі як методи відновлення тиску і сталих відборів в більшості випадків незастосовні для досліджень малодебітних свердловин, розкривають нізкопроніцаемие колектора Приобского родовища. Причиною цього є неможливість дотримання технологій досліджень зазначеними методами, зокрема, неможливість створення декількох плі хоча б одного стійкого режиму роботи видобувної свердловини.
Згідно технології центру В«ІнформпластВ» (ВНІІнефть) у Протягом досить тривалого проміжку часу (2-З діб і більше) виробляється спостереження за режимом роботи свердловини. У процесі роботи свердловини реєструється у часі зміна наступних параметрів: забійних тиску і температури, буферного і затрубного тисків на гирлі свердловини, а також дебіту свердловини на замірній установці на поверхні. Вимірювання на вибої свердловини виробляються дистанційними приладами, що дозволяє в процесі тимчас...
