R – электрическое сопротивление горной породы

1.Три основных источника информации о разрезе
скважин. Преимущества и недостатки каждого .
1. Керн (+прямой метод; -малый объем для исследования);2. Испытание пластов (+прямой метод; -небольшой интервал
изучения);3. ГИС (+ сплошная характеристика всего разреза; - косвенный метод).
2.Задачи ,решаемые геофизическими методами. 1. изучение геологического разреза скважины; 2. изучение технического
состояния скважины; 3. контроль разработки; 4. прострелочно-взрывные работы в скважине;
3. Перечислить пять геофизических методов изучения геологического разреза:
1. Электрические методы; 2. Радиоактивные методы; 3. Акустический каротаж; 4. Газовый каротаж (газометрия)5.
Термометрия.
4. Перечислить электрические методы. Что при этом измеряется?ЭК основан на измерении электрического поля,
самопроизвольно возникающего в скважине и ее окрестностях или создаваемого искусственно.
Электрический каротаж:ПС – первый метод каротажа (простейший и важнейший)При соприкосновении растворов различной
минерализации возникает электрическое поле.Причина – диффузия ионов из области высокой концентрации в область низкой
концентрации.Задачи, решаемые ПС:- литологическое расчленение разреза;- определение коэф. глинистости;- определение
пористости;- определение проницаемости
3 признака коллектора по ПС:1) отрицательная амплитуда ПС;2) ρМПЗ > ρМГЗ, т.к. МПЗ менее чувствителен к глинистой
корке;3) Dн > Dскв из-за наличия глинистой корки 1-2 см, образуемой засчет поглощения раствора
Стандартный каротаж: Анализ кривых КС показывает: зонды малой длины хорошо отмечают границы пластов, а показания
зондов большой длины более приближены к ρп пласта. Чтобы одним зондом решить двоякую задачу экспериментально
подбирают зонд оптимальной длины. Такой зонд называется стандартным, а измерения – стандартным каротажом.
Задачи, решаемые стандартным каротажом:- определение границ пластов;- определение литологии г.п.;- оценка характера
насыщения пластов;- выделение пластов-реперов (пласты, распределенные по месторождению или региону, выдержанные по
свойствам и толщине, имеющие характерные признаки [Для Западной Сибири -Туронские глины перед синоманом]).В
Западной Сибири разрез представлен терригенными породами малой толщины, поэтому применяются 2 стандартных зонда
A2M0,5N и A1M11N. Измерения проводятся со скоростью 2500 м/час по всему разрезу скважины в масштабе глубин 1:500. В
продуктивных интервалах 1:200.
БКЗ проводится с целью изучения истинного удельного электрического сопротивления пластов. Заключается в том, что разрез
скважины изучается набором однотипных зондов. Каждый зонд отличается от предыдущего в 2 раза большей длиной. По
каждому зонду определяют границы пластов, снимают значения ρк против пласта, строят зависимости ρк с длиной зонда.
Зависимости сравнивают с теоритическими кривыми и определяют ρп пласта, диаметр зоны проникновения фильтрата ПЖ и
сопротивление зоны проникновения ρзп . По ρп оценивают пористость и нефтенасыщенность пласта.
МК предназначено для исследования сопротивления около скважинного пространства.
БК определяет границы пласта (посередине спада кривой) и эффективное сопротивление ρф (как среднее значение против
пласта). Если скважина пробурена соленым буровым раствором, проведение методов КС невозможно, потому что соленый БР
имеет очень малое ρс . Электрический ток с токового электрода растекается по скважине, не попадая в г.п. Чтобы провести
измерения применяют экранированный зонд, который представляет собой токовый электрод (D=10 см, L=10 см), который
окружен сверху и снизу экранными электродами (D=10 см, L=1,5 м). Все 3 электрода питаются одним и тем же током, имеют
один и тот же потенциал. Поэтому поле центрального электрода в виде узкого пучка направляется вглубь пласта и исключается
растекание тока по скважине.
ИК –метод распространения высокочастотных электромагнитных полей по разрезу скважины. Позволяет проводить
исследования в скважинах, заполненных раствором на нефтяной основе. Проведение методов КС в таких скважинах
невозможно, потому что РНО (раствор на нефтяной основе) – диэлектрик. Высокочастотные поля хорошо распространяются в
диэлектрических средах. В индукционном методе высокочастотный ток частотой 80 кГц подается на генераторную катушку в
скважинном снаряде. Вокруг катушки образуется высокочастотное электромагнитное поле. Оно в г.п. создает вихревые токи.
Количество токов зависит от содержания токопроводящих элементов в г.п. (металлы, окислы металлов; пластовая вода с
содержанием различных солей; двойные электрические слои, слагающие прочносвязанную воду на границе г.п.). Вихревые
токи в общей массе создают вторичное электромагнитное поле, которое создает ЭДС самоиндукции в приемной катушке,
расположенной на некотором расстоянии от генераторной. Т.к. количество вихревых токов зависит от содержания
токопроводящих элементов в г.п., в методе регистрируется удельная электрическая проводимость г.п. (это способность г.п.
пропускать через себя электрический ток). Величина обратная – электропроводность [Сименс, mСименс]. Индукционный метод
решает те же задачи, что и стандартный каротаж только в скважинах, заполненных РНО.
5. Закон Ома; формула для удельного электрического сопротивления. Что является проводником эл. тока в осадочных
горных породах?
ρ – коэффициент, характеризующий способность вещества пропускать эл. ток, его называют
УЭС;
R – электрическое сопротивление горной породы;
l – длина образца породы;
S – площадь поперечного сечения образца породы.
Таким образом, УЭС горной породы – сопротивление горной породы проходящему через нее эл. току, отнесенное к
единице поперечного сечения и длины образца породы. При ЭК УЭС измеряют в [Ом*м].
Минералы из которых состоит скелет горных пород плохо проводят эл. ток поэтому минеральный скелет породы
можно считать непроводящим. Их поровое пространство может содержать воду, нефть и газ. Нефть и газ практически
не проводят эл. ток. Следовательно, электропроводность пород-коллекторов, независимо от характера их
насыщения, определяется электропроводностью пластовой воды, частично или полностью заполняющей поровое
пространство.
6. Что такое минерализация пластовых вод? От чего зависит УЭС (рв) пластовых вод?
Минерализация водных растворов может быть выражена:А) количеством граммов соли, содержащихся в единице
объема раствора(г/л);Б) содержанием в процентах по массе соли в растворе(%);В) количеством ионов в граммах на
единицу объема раствора(рН).
УЭС пластовых вод зависит от:1. Количества растворенных солей (минерализации);2. Химического состава;3.
Температуры. Обычно 70-90% от общего количества солей, содержащихся в ПВ и ПЖ на водной основе, составляет
хлористый натрий(NaCl). Минерализация ПВ в нашем районе 10-60 г/л.
7. Пористость и нефтегазонасыщенность пород – определение.
Формулы
Пористость – содержание пустот в твердом теле (общая, открытая, динамическая).Нефтегазонасыщенность содержание нефти или газа в породе-коллекторе.
;
;
;
;где, Кп – коэф. пористости;Кв, Кн – коэф.
водонасыщенности, нефтенасыщенности; Vп,Vв,Vн – объем пор, воды, нефти.
8.Каратажный зонд. Формула зонда. Зонд каротажный - система электродов, снаряд или прибор, опускаемый в
скважину на каротажном кабеле для производства измерений при геофизических исследованиях скважин.
Потенциал зонд - Расстояние между парными эл-нами больше, чем между
непарными(A0.5M8N), если наоборот – градиент зонд(M0.5N2A).Парные – включенные в одну и ту же сеть, а
электрод включаемый в одну цепь с удаленным от зонда(находящимся на поверхности) электродом, непарными. Если
парные выше непарных – кровельные зонды (обращенный), наоборот- подошвенные (последовательные). A,M,N –
электроды; 0,5,8,2 – расстояние между ними в метрах.
9.КС.Почему КС? КС – каротаж сопротивления, основанный на измерении кажущегося удельного сопротивления
горных пород. При исследовании скважин методом кажущегося сопротивления (КС) используется различие в удельных
электрических сопротивлениях горных пород. В однородной среде КУС равно УС. В неоднородной среде оно зависит
от многих величин: типа и размера зонда, расположения зонда относительно изучаемого пласта, удельного
сопротивления пласта и его мощности, удельного сопротивления вмещающих пород, удельного сопротивления части
пласта, прилегающей к скважине, диаметр скважины и удельного сопротивления заполняющей ее ПВ. Чем больше
неоднородность среды, тем больше кажущееся удельное сопротивление отличается от удельного сопротивления
изучаемого пласта.
10 и 11
12. МКЗ резистометрия ,Кавернометрия .
Под резистивиметрией понимается определение сопротивления бурового раствора или воды в скважине. Работы
проводят резистивиметром, который представляет собой зонд малых размеров, помещенный в трубку из изолятора.
При перемещении зонда по скважине внутри трубки свободно проходит жидкость, заполняющая скважину, а влияние
окружающих пород исключается стенками трубки.
В разрезе различной литологии фактический диаметр скважины не всегда является номинальным (из-за
несовершенства технологии бурения, различной прочности г.п., различных физико-химических процессов) и может
быть больше или меньше диаметра долота. Фактический диаметр скважины измеряется каверномером, который
представляет из себя четыре рычага, прижатых к стенке скважины. По отклонениям этих рычагов можно рассчитать
диаметр скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях, а также ее средний диаметр.
Кавернометрия обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (могут выделятся прослои толщиной до 0,20,3 м), ее показания против пласта в основном свободны от влияния вмещающих пород.
Кавернометрия обеспечивает выделение проницаемых пород по сужению диаметра ствола скважины, вследствие
образования глинистой корки, которая является результатом проникновения фильтрата промывочной жидкости в
проницаемые пласты.
Кавернометрия обеспечивает выделение размытых участков стволов скважин
(каверны), которые являются в большинстве случаев прямыми признаками пластичных глин (покрышек), а в ряде
случаев признаками порово-трещинных зон.
13. Метод ИК.
14. Радиоактивные методы. Физические основы методов ГК, НГК, НКТ, ГГК.
Радиоактивный каротаж (РК) — исследования, основанные на измерении параметров полей ионизирующих частиц
(нейтронов и гамма-квантов) с целью определения ядерно-физических свойств и элементного состава горных пород.
Методы РК подразделяются на методы регистрации естественных излучений горных пород (радиометрия естественных
излучений) и методы регистрации излучений, возникающих при облучении горных пород внешними источниками,
помещенными в скважинном приборе (радиометрия вторичных излучений).
Из первой группы методов в настоящее время используется метод естественной радиоактивности - гамма-каротаж —
ГК.
Методы радиометрии вторичного излучения разделяются на две подгруппы, основанные на облучении горных пород,
соответственно, гамма-квантами - гамма-гамма-каротаж — ГГК, и нейтронами - нейтронный каротаж — НК.
Особенностью РК является принципиальная возможность определения с их помощью концентраций отдельных
элементов в горных породах. Важным преимуществом большинства ядерных методов является также и то, что они
могут применяться как в не обсаженных, так и обсаженных скважинах с цементным камнем. На их показания
относительно слабо влияет и характер жидкости в стволе скважины (за исключением методов, направленных на
изучение состава этой жидкости).
Недостатками методов РК являются существенное влияние конструкции скважины на результаты измерений и
относительно малая глубинность исследования (около 10-40 см).
Физические основы методов:
1. Сущность гамма-каротажа(ГК) заключается в изучении естественной радиоактивности горных пород по стволу
скважины путем регистрации интенсивности гамма-излучения, возникающего при самопроизвольном распаде
радиоактивных элементов (в основном U, Th и K40). Скорость проведения измерений 200-400 м/час.
2. При нейтронном гамма-каротаже(НГК) в скважине изучают интенсивность радиационного (вторичного) гаммаизлучения, создаваемого при облучении горных пород нейтронами.
Для этого в скважинный снаряд на некотором удалении от счетчика гамма-излучения помещают источник нейтронов
(радиоактивный элемент-полоний в смеси с солью бериллия). Нейтроны, вылетев из источника рассеивают свою
энергию. Нейтроны становятся тепловыми, там где много водорода. Если присутствует хлор, то поглощаются ядрами
хлора. В результате ядерной реакции излучается много гамма-квантов, которые поступают на детектор гамма-квантов
скважинного прибора. Таким образом, против водонасыщенной части пласта интенсивность гамма-излучения будет
высокая, а против нефтенасыщенной части пласта – низкая, против плотных известняков – самая низкая. Т.к. показания
зависят от хлоросодержания, метод используется для определения ВНК и оценки нефтенасыщенности пластов.
3. Нейтрон-нейтронный каротажпо тепловым нейтронам(ННКТ) основан на облучении горных пород быстрыми
нейтронами от ампульного источника и регистрации нейтронов по разрезу скважины, которые в результате
взаимодействия с породообразующими элементами замедлились до тепловой энергии. Регистрируемая интенсивность
тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы. Наибольшая потеря
энергии нейтрона наблюдается при соударении с ядром, имеющего массу равную единице, т.е. с ядром водорода.
Таким образом по данным ННКТ можно определять водородосодержание горных пород, которое для пластовколлекторов напрямую связано с пористостью.В нефтенасыщенной части пласта показания выше, чем в
водонасыщенной, т.к. в воде много хлора, который поглащает нейтроны.
4. Гамма-гамма каротаж(ГГК) — метод исследования разрезов буровых скважин, основанный на измерении
рассеянного g-излучения, возникающего при облучении горных пород g-квантами средний энергии (до 1-2 МэВ).
При облучении горных пород g-квантами энергией свыше 0,2-0,3 МэВ интенсивность рассеянного g-излучения
определяется главным образом плотностью пород (плотностной гамма-гамма-каротаж), при энергии до 0,15 МэВ —
атомным номером элементов горных пород (селективный гамма-гамма-каротаж). При гамма-гамма-каротаже
радиоизотопный источник и счётчик (детектор) g-излучения помещают в скважинный снаряд на некотором
расстоянии друг от друга, счётчик при этом экранирован свинцово-железным фильтром так, чтобы на него попадало
только рассеянное излучение. Измеряется плотность г.п. с точностью до 0,01 г/см3.
15. Акустический каротаж
Акустический каротаж основан на возбуждении в жидкости, заполняющей скважину, импульса упругих колебаний и
регистрации волн, прошедших через горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких
точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АК осуществляется с помощью
электроакустических преобразователей. На акустических диаграммах высокими значениями скоростей
распространения упругих волн выделяются плотные породы - магматические, метаморфические, скальные,
осадочные. В рыхлых песках и песчаниках скорость тем ниже, чем больше пористость. Наибольшее затухание
(наименьшая амплитуда сигнала) наблюдается в породах, заполненных газом, меньше затухание в породах
нефтенасыщенных, еще меньше - у водонасыщенных.
Акустический метод применяется для расчленения разрезов скважин по плотности, пористости, коллекторным
свойствам, а также для выявления границ газ - нефть, нефть - вода и определения состава насыщающего породы
флюида. Кроме того, по данным этого метода можно судить о техническом состоянии скважин и, в частности, о
качестве цементации обсадных колонн.
16 17 18
19. Инклинометрия — это методика определения угла отклонения оси скважины (он образуется пересечением оси
скважины и абсолютной вертикали) и азимута ее искривления по отношению к устью. Для проведения данного рода
измерений необходимо использование специального прибора — инклинометра и дополнительного оборудования
каротажной станции.
Различают несколько типов инклинометров:
- электрические
- гироскопические
- инклинометр магнитометрический многоточечный (Инклинометр ИМММ 73 –120/60)
Использование электрических инклинометров целесообразно при обследовании необсаженных скважин. Основа
такого прибора — подвешенная в корпусе рамка, расположенная горизонтально по отвесу. По реохордам азимутов и
углов наклона сокользят стрелка буссоли и указатель наклона, расположенные на рамке. Стрелка буссоли и указатель
наклона поочередно подключаются к источнику тока и обеспечивают передачу напряжения с реохордов.
Гироскопические инклинометры применяют при исследовании скважин, обсаженных металлическими трубами.
Инклинометр такого типа работает, основываясь на свойстве гироскопа — сохранении оси вращения неизменной в
пространстве (маховик устройства вращается от электромотора). Один из двух гироскопов инклинометра служит для
измерения азимутов, другой — для измерения углов наклона. Угол наклона измеряется совмещением оси вращения
гороскопов и вектора направления скважины через составление специальных электрических схем.
Инклинометр магнитометрический многоточечный
Область применения – эксплуатационные бурящиеся необсаженные скважины на нефть и газ глубиной до 5000 м. для
измерения азимута и зенитного угла, а также обсаженные скважины с диаметром обсадных колонн 125 мм и более
только для измерения зенитного угла скважины.
20. Контроль качества цементирования заколонного пространства; (акустический метод; ГГКп).
После окончания бурения в скважину опускают обсадную колонну(ОК), а пространство между трубами и стенками
скважин цементируют. Целью этого является изоляция пластов друг от друга для исключения перетоков воды из
водоносных горизонтов в продуктивные пласты. Контроль цементирования включает две основные задачи:
определения высоты подъема цементного раствора за ОК и оценку качества изоляции наиболее важных интервалов
разреза. Для решения этих задач применяются термометрический, акустический и гамма-гамма(плотностной)
методы.
-Акустический метод контроля цементирования скважин основан на измерении затухания продольной упругой
волны, распространяющейся по ОК, цементному кольцу и породе от излучателя к приемнику;
- Метод гамма-гамма-цементометрии обсаженных скважин основан на измерении плотности среды в затрубном
пространстве непрерывно по периметру колонны либо по ее образующим через 60, 90 или 120°.
Локатор муфт(ЛМ) предназначен для прослеживания движения аппарата в скважине и точной установки его на
требуемой глубине путем определения местоположения муфтовых и замковых соединений, магнитных меток и
других магнитных аномалий в колонне труб. Локатор муфт состоит из скважинного прибора и наземной
регистрирующей аппаратуры. Скважинный прибор содержит индукционную катушку с железным сердечником и два
постоянных магнита, прижатых к его торцам одноименными полюсами. Магнитная система заключена в
герметичный кожух из немагнитной стали.
21. Исследование характера насыщения пластов в закрытом стволе скважины: Нефть – вода большой
минерализации; Вода – газ.
Для решения указанных задач применяются главным образом методы нейтронного каротажа – НГК, ННК-т, ИННК,
ИНГК.
Применение НК для расчленения водоносных и нефтеносных горизонтов основано на различном содержании в них Cl.
Поэтому исследования эффективны только в районах с высокой минерализацией ПВ – 100-250 г/л.
Разделение газоносных и нефтеносных (либо водоносных) интервалов основано на разном содержании водорода в газе
и жидкости. Содержание водорода в газе составляет 50-60% от содержания водорода в воде даже при давлении 3040Мпа.
Для выделения газоносных пластов в обсаженных скважинах применяются два способа. Если пласт однороден по
пористости в скважине проводят НГК стандартной аппаратурой с кадмиевой экранировкой детектора. На кривой
газоносная часть пласта выделяется более высокими значениями, чем нефтеносная или водоносная.
Если однородность пласта по пористости не подтверждена другими данными, используется способ повторных замеров.
С этой целью проводят первый замер НГК сразу после спуска и цементирования колонны, а второй – спустя некоторое
время, необходимое для расформирования зоны проникновения. Газоносная часть пласта выделяется на кривой
повышенными значениями, а водоносная или нефтеносная – такими же значениями как на первой кривой.
22. Выделение отдающих интервалов. Расходомеры: механический, термокондуктивный.
Для определения профиля притока жидкости из пласта в нефтедобывающих скважинах и профиля приемистости в
нагнетательных применяются специальные приборы – расходомеры, измеряющие скорость потока жидкости по
колонне. Измерения проводят только в действующих скважинах. Зная диаметр колонны и скорость потока, нетрудно
пересчитать эти данные в величину притока(дебита) или расхода жидкости при закачке ее в пласт. Имеются два типа
расходомеров – механические и термокондуктивные.
Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток
жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. По изменению сопротивления судят о скорости потока. Прибор
дает лишь качественную картину профиля притока.
Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов
измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости.
Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в
электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность.
По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет
судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной
мощности продуктивного пласта.
23. Исследование состава жидкости в колонне.
Состав флюидов в стволе скважины устанавливают с помощью резистивиметрии, влагометрии, плотностного гаммагамма-метода и кислородного метода.
Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины
нефть, газ, воду и их смеси. Различают смеси гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель или отдельных
слоев) и гидрофобные (вода в нефти содержится в виде капель). Вид диаграмм обусловливается типами флюидов и их
смесями в колонне. При контакте однородных флюидов (нефть, вода) или осадка с флюидами на кривых
резистивиметрии граница между средами с различной электрической проводимостью отмечается скачком, вид кривых
гладкий. Гидрофильные смеси фиксируются либо высокой электропроводимостью на диаграмме резистивиметрии
(кривая носит пилообразный характер с выбросами в сторону снижения проводимости — капельная нефть в воде), либо
резкими изменениями электропроводимости большой амплитуды (слоистая нефть в воде). Гидрофобная смесь (вода в
нефти) характеризуется низкой электропроводимостью, кривая резистивиметрии изрезана с незначительными редкими
увеличениями значений проводимости. Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или
наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана.
В случае существенного изменении температуры в интервале исследований (более 2°С) в показания индукционного
резистивиметра вносят температурную поправку, приводя тем самым значения электропроводимости к одной
температуре, например к забойной. В противном случае диаграмма резистивиметрии может быть интерпретирована
неверно.
Влагометрия (диэлькометрия) дает возможность определять состав и содержание флюидов в смеси по величине их
диэлектрической проницаемости. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды изменяется в зависимости от
минерализации от 50 до 80 отн.ед., а нефти от 2 до 4 отн. ед., появление воды. в нефти и газе существенно увеличивает
диэлектрическую проницаемость смеси.
Метод ГТМ-П в его селективной модификации позволяет устанавливать состав и содержание флюидов в стволе
скважины на основе изучения их плотности.
Разработаны два способа определения плотности жидкости: ГГП-П — по изменению интенсивности гаммаизлучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором
гамма-излучения, и ГГП-Р — по рассеянию γ-квантов окружающей прибор жидкостью.
Модификацию ГГП-П наиболее часто используют в практике, с ее помощью детально изучают плотность смеси
между источником и детектором, а методом ГГП-Р определяют среднюю плотность смеси по всему сечению
колонны.
По эталонировочным графикам плотностемеров измеренные интенсивности рассеянного гамма-излучения
переводят в величины плотности δсм . При известных значениях плотности нефти δн и воды δв в изучаемом
интервале ствола скважины определяют содержание нефти и воды в водонефтяной смеси. Данные о δн и δв можно
получить по результатам анализа проб воды и нефти, отобранных в процессе эксплуатации пласта.
На плотностеграмме переход от воды к нефти отмечается поначалу повышения интенсивности рассеянного гаммаизлучения.
Кислородный метод (кислородно-активационный нейтронный гамма-метод—КАНГМ) дает возможность оценивать
состав-флюидов в колонне и затрубном пространстве по результатам регистрации жесткого гамма-излучения
активированных ядер кислорода быстрыми нейтронами в изучаемых средах.
Водоносные участки в стволе скважины отмечаются повышенными значениями IКАНГМ по сравнению с
нефтегазовыми.
24. Выявление интервалов затрубной циркуляции жидкости
- метод термометрии;
- метод радиоактивных изотопов.
С целью выявления интервалов затрубной циркуляции жидкости применяются: термометрия, метод радиоактивных
изотопов и нейтронный активационный каротаж по кислороду.
Применение термометрии. Метод основан на следующем. Температура в скважине с установившемся тепловым
режимом увеличивается с глубиной. В обсаженных скважинах при отсутствии возмущений она повышается в
соответствии с геотермическим градиентом. Переток жидкости за колонной приводит к искажению кривой
геотермического градиента(геотермы), Если переток жидкости происходит из нижнего пласта в верхний, то весь
интервал циркуляции отмечается на термограмме повышенной температурой, соответствующей т-ре нижнего
пласта. Выше поглощающего пласта т-ра резко снижается до уровня, определяемого геотермой. При перетоке
жидкости из верхнего пласта в нижний т-ра в интервале циркуляции становится близкой к т-ре верхнего пласта и
восстанавливается до уровня геотермы ниже поглощающего горизонта.
Эти закономерности относятся к скважинам, простаивающим продолжительное время, в которых тепловой режим
установился, а переток происходит между неперфорированными пластами. В действующих скважинах геотерма
выше интервала перфорации искажена за счет движения жидкости с повышенной т-рой, соответствующей т-ре
отдающих пластов. На результатах термометрии часто сказывается эффект дросселирования(Эффект ДжоуляТомпсона). Таким образом дросселирование жидкости в пласте – источнике перетока приводит к положительному
приращению т-ры против этого пласта, а дросселирование по пласту газа к отрицательному приращению
Применение радиоактивных изотопов. В скважину продавливается несколько кубометров воды, в
которой предварительно растворяются соли радиоактивного изотопа какого либо эл-та. Необходимо применять
изотопы с возможно малым периодом полураспада(меньше 60-70 сут). Например изотопы циркония (Zr95), железа
(Fe59), натрия Na24.
Активированная вода проходит через ИП в проницаемые пласты, в частности, по каналам перетока
в источник обводнения. Регистрируя кривые ГК до и после закачки, а затем сравнивая их, можно выделить участки
проникновения активированной жидкости, в частности в пласт – источник обводнения. Однако. Если пластовое
давление в этом источнике велико, активированная жидкость может целиком уйти в поглощающий пласт и
интервал циркуляции не будет выявлен.