6. Перфорация – процесс создания отверстий в обс.Колоннаях, цементном камне и пласте с помощью перфораторов.

Виды перфорации: пулевая, кумулятивная, гидропескоструная.

Торпедирование (перфоратор ТПК) применяют для перфорации обсадной колонны и одновременного разрушения призабойной части пласта с целью улучшения условий притока жидкости к скважине (для плотных пород с плохими кол-ми св-ми).

Торпедирование скважин приме­няется с целью: а) обрезания или отвинчивания бурильных труб при прихвате инструмента; б) вскрытия продуктивного горизонта; в) разрушения забоя скважины для улучшения условий притока жидкости; г) разрушения упущенных или оставленных в скважине металлических предметов с целью облегчения дальнейшей проходки скважины.

7. Влагометрия - для выделения интервалов поступления воды в скважину, принцип действия влагомеров основан на измерении диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси.

Верхний предел кол-ного определения влагосодержания ограничивается 50 %, если >50% то лишь качественно выделять водоотдающие интервалы.

Беспакерный влагомер - через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, (т.е. качественный уровень).

Пакерный влагомер - через датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает эффективность прибора.

Недостаток влагомеров: влияние св-в смеси, которые зависят от T,P, газонасыщения.

Плотнометрия - определение плотности жидкости в стволе действующих скважин ->решает задачу выделения интервалов поступления в скважину воды, нефти при любой минерализации пл.вод.

При высоких дебитах (120-160 м3/сут) – достоверные данные, при <120 влияние застойной воды -> искаженные рез-ты (завышенная обводненность).

8. БКЗ (комплект зондов разной длинны) – используется для наиболее точного определения рп по кажущемуся уд.сопр. (рк) т.к. рп явл. исходной величиной для определения коэф-та нефтегазонасыщенности и коллекторских св-в пластов.

Применение комплекта зондов различной длины позволяет:

-исключить влия­ние бурового раствора на величину кажущегося сопротивления

-изучить характер изменения сопротивления от стенок скважины в глубь пласта

-определить глубину проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и найти истинное сопротивление пласта.

Для исслед. нефт и газовых скв исп: А0,4М0,1N; А1,0М0,1N; А2,0М0,5N; А4,0М0,5N; A8,0M1,0N; +доп N0,5M4,0A

Палетки – служат для оценки величины истинного сопротивления. (Альпин, для пластов неограниченной мощности) рп/рс, L/dc.

9. Временные замеры РК (ГК, НКТ) – выявление газонасыщенных интервалов, определение положения газонефтяного и в комплексе с электрометрией водонефтяного контактов (обсаженный ствол).

10. РГТ – (Гидродинамическая расходометрия) Методы дебитометрии (РГТ, СТД) – снятие профиля притока, выделение работающих интервалов скважины, определение дебита жидкости по пластам, выявление мест негерметичности обсадной колонны, определение перетоков между пластами.

Измерения расходомерами используют для решения следующих задач:

-выделения интервалов притока или приемистости в действующих скважинах.

-Выявления перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки.

-Распределения общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами.

-Получения профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Если скв чисто нефтяная или водяная ->точное установление места притока в скв, если нет затрубной циркуляции или прорыва.

Если скв водонефтяная ->расходомеры не решают задачу по разделению водо- и нефтеотдающих интервалов.

Эффективность использования расходометрии при исследовании скважин зависят от ее технического состояния в интервале перфорации.

11. ПС (метод собственных потенциалов) –основан на измерении в скв. потенциалов самопроизвольной поляризации. Поля возникают из-за диффузно-адсорбционных и окислительно-восстановительных процессов (а так же при фильтрации).

ПС измеряется в [мВ]

Измерение естественных потенциалов сводится к замеру разности потенциалов между электродом М, перемещающимся вдоль ствола, и неподвижным электродом N, установленным на поверхности и имеющим постоянный потенциал. Значение потенциала электрода N неиз­вестно. Поэтому в отличие от большинства геофизических методов кривая СП не имеет нулевой линии. Условно за нулевую линию обычно принимают значение СП для наиболее чистых глин, проводя вертикальную прямую через участки кривой с максимальным значением СП (линия глин). За аномалию СП какого-либо пласта принимают максимальное отклонение кривой СП в средней части пласта от линии глин.

Область применения метода:

-выделение в разрезах коллекторов

-расчле­нение разрезов скважин

-выделение реперов; определение минерализации пластовых вод

-определение пористости песчаных коллекторов

12. Коэффициент пористости. Определение коллекторских свойств пластов по геофизическим данным обычно проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизиче­ских методов от рассматриваемого параметра, которые составляют для каж­дого района и каждого типа горных пород отдельно. Построение таких кри­вых возможно двумя способами: 1) по данным лабораторных исследований физических и коллекторских свойств пород, отобранных из параметриче­ских и разведочных скважин; 2) по результатам статистических сопоста­влений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних.

Определение коэффициента пористости ( ) Коэффициент пористости пород Ап принципиально возможно опреде­лять с помощью многих электрических и радиоактивных методов исследо­вания скважин. Однако эффективность таких определений в конкретных геологических условиях для разных методов неодинакова. Обычно в песчано-глинистом разрезе наилучшие результаты дают электрические, а в карбонат­ном — радиоактивные методы.

БЭЗ: по корреляционным кривым зависимости Рп=f(Кп), составленным для водоносных пород исследуемого района. Рп=рвл/рв -параметр пористости

Микрозондирование: по корреляционным кривым зависимости Рп=f(Кп), где Рп= рпп/(q*рф), рпп -уд.сопр. зоны проникновения, рф -уд.сопр.фильтрата раствора, q- поправочный коэф-т, учитывающий влияние сопротивления жидкости.

ПС: для терригенных пород, имеющих преимущественно глинистый цемент рассеянного типа. Основа определения Кп –корреляционная связь относительной амплитуды СП альфаПС и Кп. альфаПС=ΔU/ΔUmax.

Нейтронный каротаж: основано на оценке общего водосодержания пород с последующим учетом влияния различных геолого-технических факторов Iнк=f(Кп). Недостаток –сильное влияние глинистости и неточность калибровки аппаратуры.

АК: предусматривает учет влияния глинистости и глубины залегания пластов на величину Δt, за счет построения статистических зависимостей Δt=f(Кп). При этом обе величины измеряют на образцах керна. Из-за большого диапазона глубин –затрудняется создание единой базы для интерпретации данных.

13. Гидропескоструйная перфорация –обеспечивает большую глубину проникновения перфорационных каналов в пласт, с высокой проницаемостью, вокруг которых не возникает уплотнение породы и не происходит деформации цементного камня или колонны.

Рабочие жидкости подбирают с учетом физико-химических свойств пластов-коллекторов и насыщающих их флюидов. Кварцевый песок, добавляемый в жидкость, может применяться различных фракций (норм 0,5-0,8 мм). При этом плотность перфорации составляет 2-4 отверстия на один метр вскрываемой мощности.

14. Задача ГИС обсаженного ствола свк – контроль технического состояния и контроль за разработкой:

-измерения искривления скв

-определение диаметра

-контроль за качеством цементирования

-обнаружения мест притока в скв

-определение износа обсадных колонн и мест прихвата бурильного инструмента

-выделение работающих интервалов, профиль притока.

Термометрия – определение подошвы работающих мощностей пластов, выявление затрубной циркуляции и негерметичности обсадной колонны.

Методы дебитометрии (РГТ, СТД) – снятие профиля притока, выделение работающих интервалов скважины, определение дебита жидкости по пластам, выявление мест негерметичности обсадной колонны, определение перетоков между пластами.

Методы исследования состава жидкости – исследование состава жидкости в стволе скважины, выявление водо-газо-нефтяного раздела, интервалов разгазирования жидкости, жидкостных пробок, интервалов и источников обводнения в перфорированных пластах.

Шумометрия – выделение работающих интервалов пласта и фильтра скважины, выявление затрубной циркуляции и негерметичности обсадной колонны.

Барометрия – определение гидродинамических параметров пласта как на установившихся (ИД), так и на неустановившихся (КВД, КПД) режимах фильтрации. Расчет величины дебита газа, текущих значений пластового давления и коэффициента продуктивности скважины.

15. Кавернометрия – определение фактического диаметра (с помощью каверномера от 100 до 760 мм) и объема ствола скважин, коэффициент кавернозности, выделение коллекторов в разрезе. Аппаратура Э-2, Коса, СКП.

Знание фактического d скв способствует уточнению интерпретации данных, изучению профиля скв перед спуском обсадной колонны, определения необходимого кол-ва цемента для заливки скв и объема гравия при закладке гравийных фильтров.

16. Интерпретация материалов ГИС:

Материалы ГИС исп. для расчленения и корреляции разрезов, определения литологического состава и стратиграфической принадлежности пород, выделения и подсчета запасов полезных ископаемых, оценки технического состояния скв и контроля за испытаниями объектов.

По характеру и содержанию решаемых геологических задач интерпретация материалов ГИС делится на оперативную и сводную.

Оперативная (гл.цель выделение в разрезе коллекторов и их оценка): расчленение разреза скв; изучение насыщенности разреза; оценка емкостных св-в, хар-к пород и типа коллекторов в перспективных и продуктивных интервалах разреза; оценка эксплуатационных хар-ик продуктивных пластов.

Сводная: выполняется при подсчете запасов месторождений в соотв-вии с требованиями, суть закл. в подготовке обобщенного заключения, включающего оценку геометрических пар-ов и коллекторских св-в пластов и исходные данные для подсчета запасов нефти и газа и проектирования разработки месторождения.