
- •Задачи дисциплины.
- •История развития дисциплины.
- •Установление внк в необсаженных скважинах.
- •Определение внк в обсаженных скважинах методами радиометрии и акустическим методом.
- •Комплектование нгм и ннм-т для определения внк.
- •Использование временных замеров нейтронными методами для определения обводнившихся нтервалов.
- •Комплексирование иннм и нгм (или ннм-т) для определения обводнившихся интервалов.
- •Выделение обводнившихся пластов по данным иннм-кв.
- •Определение обводнившихся пластов в условиях закачки пресных вод.
- •Определение положения газоводяного контакта.
- •Определение положения газонефтяного контакта.
- •Комплексирование нейтронных методов и гамма-метода для определения положения гнк и гвк.
- •Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности в необсаженных скважинах методами сопротивления.
- •Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности по данным термометрии.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности нефтегазовых месторождений.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи нефтяных месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной газоотдачи газовых месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газоотдачи нефтегазовых месторождений.
- •Выделение интервалов притока и приемистости по данным механичесой дебитометрии (расходометрии).
- •Выделение интервалов притока и приемистости по данным термодебитометрии.
- •Выделение работающих пластов в газовых скважинах термометрией.
- •Определение продуктивности пластов.
- •Определение пластового и забойного давления.
- •Определение состава флюидов в скважине по данным резистивиметрии.
- •Определение состава флюида в скважине по данным влагометрии.
- •Определение состава флюида в скважине по данным гамма-плотностнометрии.
- •Контроль процессов солоянокислотной обработки.
- •Контроль тепловых методов воздействия на пласт.
- •Контроль метода внутрипластового горения.
- •Контроль гидравлического разрыва пласта.
- •Контроль акустического воздействия на нефтегазоносные пласты.
- •Определение качества цементирования обсадных колонн гамма-гамма-методом.
- •Определение каческтва цементирования обсадных колонн акустическим методом.
- •Выявление дефектов обсадных колонн и насосно-компрессорных труб.
- •Установление мест притоков и поглощений в скважинах.
- •Установление интервалов затрубной циркуляции.
- •Контроль установки глубинного оборудования, положения уровня жидкости парафиновых и солевых отложений.
- •Особенности проведения геофизических исследований в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.
- •Типовые комплексы методов геофизического контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.
- •Как устанавливается внк в необсаженных скважинах методом сопротивлений?
- •Как устанавливается внк в необсаженных скважинах методом пс?
- •Как устанавливается внк в обсаженных скважинах методом радиогеохимического эффекта?
- •Как устанавливается внк методом радиоактивных изотопов?
- •Как определяется коэффициент нефтенасыщения в необсаженных скважинах в случае вытеснения нефти опресненными водами?
- •Определение удельного электрического сопротивления смеси пластовой и нагнетаемой вод по способу м.Х. Хуснуллина.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным экранированных микрозондов.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным обычных микрозондов.
- •Определение коэффициента нефтенасыщения по данным иннм расчетным путем.
- •Определение коэффициента нефтенасыщенности по данным иннм графическим способом.
- •Как выглядят кривые механической дебитометрии и как по ним определяют дебит?
- •Как выглядят кривые термокондуктивной дебитометрии и как по ним определяют дебит?
- •Как определяют содержание воды в потоке по данным диэлектрического влагомера?
Выделение интервалов притока и приемистости по данным термодебитометрии.
В скв помещается спираль, нагретая постоянным стабилизированным током до tо tо окружающей среды (пород). Эта спираль (термосопротивление) явл-ся датчиком расходомера (дебитомера). Поток Ж или Г охлаждает спираль и тем самым изм-ся сопр-е этого плеча. Фиксируя изм-е сопр-я термодатчика, получают кривую термокондуктивной дебитометрии (расходометрии).
Преимущества приборов: обладают более высокой чувствительностью, чем механич дебитомеры (расходомеры); не вносят гидродинамич сопротивления в поток; имеют высокую проходимость в скв из-за отсутствия пакеров; не подвержены влиянию загрязняющих механич примесей; весьма надежны в работе.
Недостатки: показания зависят от состава смеси, поэтому рез-ты термоконд-ой дебитометрии пригодны для кол-венной интерпретации только при однофазном потоке (Г или Н).
Переход от разности температур ΔТ к расходу Q осущ-ся с помощью эталонной кривой ΔТ=f(Q), получаемой при градуировке неподвижной и подвижной кривой.
Рис. 52. Выделение работающих интервалов в обсаж скв по кривой термокондуктивного расходомера. Участки пласта: 1 – работающие, 2 – неработающие, 3 – профиль притока флюида, 4 – вода, 5 – нефть.
В случ однофазного потока на кривой термоконд-го расходомера нижняя граница интервала притока или приемистости флюида отмечается переходом от max значения ΔТ к меньшему, а верхняя — min ΔТ (рис. 52).
На термокондуктивной расходограмме наблюдается ряд хар-ных интервалов:
1) участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями ΔТэк, соответствующими суммарному дебиту (расходу) скважины;
2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти ΔТон и в воде ΔТов,в остановленной скв четко отм-ся раздел нефть—вода по резкому возрастанию приращений ΔТ при пересечении прибором контакта воды с нефтью;
3) участок установившегося потока в интервале работающих пластов с показаниями ΔТу;
4) участок в лифтовой колонне, отмечающийся снижением показаний ΔТлк за счет возрастания линейной скорости движения флюида.
При двухфазном потоке интерпретация терморасходограммы усложняется. В этом случ выделено 4 основных типа терморасходо-грамм при различных соотношениях величин расходов воды и нефти. Анализ профилей на каком-то этапе исслед-я сводится к их сопоставлению с ранее полученными профилями в этой скв и с профилями соседних добывающих и нагнетат скв.
При анализе повторных профилей расхода в ряде случаев можно выявить интервалы обводнения пласта. Динамика производительности обводняющегося пласта такова, что на начальной стадии обводнения приток снижается из-за уменьшения относительной проницаемости при двухфазном течении жидкостей, а затем возрастает. Если вязкость воды меньше вязкости нефти, то при неизменной депрессии приток из обводнившегося интервала становится выше, чем до обводнения.