24 Визначення затрубного руху води за даними термометрії

У ряді випадків місце припливу поди и свердловину і пласт що обводнює сверллреину, знаходяться на різних глибинах. Вода, перш ніж потрапити в свердловину рухається в за затрубному просторі і через;

ушкодження в колоні попадає в свердловину. у таких випадках вогнища обводнювання можна установити шляхом визначення затрубного руху води. З’ясування затрубного руху рідини може знадобитися у тому випадку, якщо маються підозри, що яка або свердловина обводнює пласт унаслідок циркуляції води за обсадними трубами.

Затрубиий рух рідний визначають задопомогою температурних вимірів за наступною методикою. Свердловину промивають звичайно холодною водою (створюється несталий температурний режим) так, шоб температура уздовж стовбура була постійною Сталість температури перевіряють контрольним виміром. Якщо затрубинй рух відбувається тільки в момент приплину, то викликають приплив відтартуванням. Після закінчення деякого часу (декількох годин) кілька разів замірять температуру. На температурних кривих відзначається збільшення температури а зв'язку з загальним прогрівом свердловини і появою ділянки з відносно постійною температурою, яким відзначається інтернат затрубного руху.

26 Суть спільного застосування резистивїмстра і термометра

У випадках, коли в свердловині мається приплив води і можливо затрубний рух рідини, визначають місце припливу води резистивнметром, а потім інтервал затрубної циркуляції — термометром. На практиці місце припливу води в свердловину воліють визначати за допомогою резистивїмстра, що дозволяє одержати більш точні дані. Для одержання більш повних зведень про характер приплину бажано робити виміри як резистевіметром, так і термометром.

31.Визначення коефіцієнта пористості колекторів за даними електричних методів

Коефіцієнт пористості гірських порід принципово можна визначити за допомогою різних електричних або радіоактивних методів дослідження розрізів нафтогазових свердловин. При вивченні піщано-глинистих порід-колекторів достовірні результати дають електричні методи, а при вивченні гранулярних карбонатних порід – радіоактивні методи. Визначення коефіцієнта пористості тріщинних порід проводиться по результатам комплексної інтерпретації електричних і радіоактивних методів дослідження свердловин. Визначення коефіцієнта пористості за даними опору незміненої частини пласта.

В найпростішому варіанті дану залежність можна представити у наступному вигляді:

,

Так званий параметр пористості, або як ще називають відносний опір для водоносних пластів визначають за формулою:

,

Питомий електричний опір водоносного пласта знаходиться за даними таких методів, як БКЗ, БК та ІК, а пластової води – за даними лабораторних аналізів, або даних методу ПС.

Визначення коефіцієнта пористості за даними опору промитої зони пласта

При використанні опору промитої зони пласта ρпз для чистого неглинистого водоносного колектора параметр пористості Рп визначається за формулою:

,

У глинистому колекторі параметр пористості рівний:

,

У чистому неглинистому нафтогазоносному колекторі параметр пористості рівний:

,

Величина Рнз визначається по формулі:

,

Параметр Рнз зони проникнення визначається за формулою (6.6) з використанням величини Кнз=0.3–0.4.

Опір суміші води із фільтратом промивної рідини ρфв, яка заповнює пори у зоні проникнення, залежить від залишку пластової води у зоні проникнення.

Для заглинизованого колектора у формулу (6.5) в знаменнику вводять параметр Пп:

. (6.7)

Визначення коефіцієнта пористості за даними опору зони проникнення пласта

При визначенні пористості за даними питомого опору зони проникнення ρзп, параметр пористості Рп розраховується за формулою для нафтогазонасиченого пласта-колектора:

. (6.8)

Для водоносного пласта-колектора:

. (6.9)

. (6.10)

Також величину ρф.в можна визначити за формулою:

. (6.11)