Промысловая документация 8 страница

Пробоотборники разделяются: 1) по принципу заполнения камеры прибора жидкостью; 2) по принципу управления работой клапанов.

По первому принципу пробоотборники подразделяются на приборы со сквозной (проточной) камерой и приборы, набирающие нефть в камеру без предварительного протока через нее. При использовании проточного пробоотборника затрудняется отбор парафинистой нефти вследствие опасности закупорки отверстий пробоотборника. По второму принципу выделяются автоматические, управляемые с помощью реле, и управляемые с помощью устройств, требующих технического воздействия с поверхности.

В лаборатории отобранные глубинные пробы исследуют на установках типа АСМ-300 для анализа проб пластовых нефтей. Нефть из глубинного прибора в установку АСМ-300 переводят с помощью блока перевода без нарушения естественных условий. Пробу в установке перемешивают. Установка позволяет определять давление насыщения нефти газом, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, температуру начала кристаллизации парафина, исследовать процессы разга-зирования нефти при разных температурах.

Глубинный пикнометр предназначен для оперативного измере­ния прямым методом плотностей нефти и воды. Принцип его действия состоит в том, что пробу пластовой жидкости забирают на заданной глубине скважины в специальную пикнометрическую

-312-

капсулу известного объема, которую после извлечения прибора из скважины взвешивают на рычажных весах. При этом отпадает необходимость в лабораторной имитации пластовых условий.

Глубинный вискозиметр предназначен для измерения динами­ческой вязкости пластовых нефти и воды непосредственно в условиях НГДУ.

Глубинный экспансиметр предназначен для оперативного измерения в условиях НГДУ коэффициента объемной упругости (коэффициента сжимаемости) пластовой нефти и воды. Действие его основано на принципе сообщающихся сосудов, согласно которому изменение давления в одном сосуде вызывает соответствующее изменение давления в смежном сосуде.

Глубинный сатуриметер предназначен для оперативного измерения величины давления насыщения непосредственно в скважинных условиях. Он выполнен в виде-трубы, объединяющей пробозаборную камеру и регистрирующий манометр. На заданной глубине в пробозаборную камеру поступает проба нефти и герметично отсекается в ней. Специальное устройство производит расширение нефти в пробозаборной камере, а регистрирующий манометр фиксирует соответствующее давление.

Контроль изменения свойств воды в процессе разработки. Контроль изменения свойств воды в процессе разработки осуществляется путем отбора проб глубинными пробоотборниками или на устье скважины с последующим их анализом. Анализы вод производят как в стационарных, так и в полевых гидрохимических лабораториях. В качестве полевой лаборатории наиболее широко применяется лаборатория АА. Резникова.

При исследовании вод в первую очередь определяют ионы С1-¹, НСОз-, SU4²-, Са²-*". Mg²'¹-. Na-*-. а также плотность и рН воды.

Для изучения изменения газовой фазы пластовой воды (СО^, H2S и др.) пробы необходимо отбирать глубинными пробо­отборниками и исследовать в стационарной лаборатории.

Сравнение ряда анализов пластовой воды на различные даты позволяет охарактеризовать происходящие в пласте процессы и предпринять меры для предотвращения нежелательных явлений, таких, как выпадение гипса в призабойной зоне скважины.

Контроль изменения свойств газа в процессе разработки. Для определения состава газа пробы его, отобранные глубинными пробоотборниками непосредственно в скважине или из газосепаратора на устье скважины, анализируют в лабораторных условиях. Для покомпонентного анализа газа, не содержащего конденсат, используют газовые хроматографы. Хроматография заключается в разделении сложных смесей газов на инди-

-313-

видуальные компоненты при их движении вдоль слоя сорбента. Сорбент, находящийся в хроматографической колонке, разделяет сложную анализируемую газовую смесь на временную последовательность бинарных смесей газаносителя с одним из анализируемых компонентов (метаном, этаном, пропаном, бутаном, пентаном, гексаном). После прохождения бинарных смесей через газоанализатор получают хроматограмму -последовательность пик, каждая из которых характеризует содержание определенного компонента в анализируемой смеси в %. Время хроматографического анализа одной пробы газовой смеси на современных хроматографах около 6 мин.

При разработке газоконденсатных месторождений кроме контроля динамики состава газа необходимо проводить контроль за газоконденсатной характеристикой (ГКХ). При контроле за ГКХ пробы газа отбирают с помощью передвижных стационарных установок и затем исследуют на установке УГК-3, основной частью которой является бомба pVT. После исследования пробы газа на установке УГК-3 на различных режимах строят кривую содержания C5⁺выcш. в добываемом

газе, т.е. кривую содержания газового конденсата q (в см /м или

з г/м) в зависимости от пластового давления р(.

Контроль за составом газа при разработке газоконденсатных месторождений нужно проводить дважды - после сепарации газа на нефтепромысле и отделения нестабильного конденсата (на заводе при дальнейшем снижении давления).

13.1.2. Геологопромысловые исследования скважин, эксплуатирующих многопластовые объекты

Если скважина эксплуатирует объект, состоящий из одного пласта, то вся информация, получаемая в целом по скважине (дебит, обводненность, газовый фактор, давление и др.), относится именно к этому пласту и характеризует только его работу. Следовательно, эта информация может оказаться достаточной для осуществления контроля за работой однопластового объекта.

Положение существенно меняется, если в объект разработки объединены несколько в той или иной степени изолированных друг от друга пластов и прослоев. Как правило, в этих условиях из-за различия коллекторских свойств самостоятельных пластов и

-314-

прослоев, разрабатываемых общим фильтром, воздействие на каждый из них через нагнетательные скважины бывает различ­ным. В наиболее проницаемые пласты будет поступать основная часть закачиваемой воды и соответственно в них поднимается пластовое давление. В часть малопроницаемых прослоев вода вообще не поступит, и динамическое давление в них снизится до уровня забойного. В результате этого в добывающих скважинах разные пласты и прослои будут работать по-разному, причем часть из них вообще не будет отдавать нефть. Отсюда следует, что по информации, получаемой из скважины о работе объекта в целом, невозможно судить о работе каждого пласта в отдельности, если они эксплуатируются общим фильтром.

В настоящее время для определения работы пластов много­пластового объекта разработан целый ряд приборов и методов ис­следования. Причем для получения надежных результатов часто комплексируют замеры разными приборами. В добывающих сква­жинах обычно применяют методы механической и термокондук-тивнрй дебитометрии, термометрии, плотнометрии, влагометрии, резистивиметрии. В нагнетательных скважинах используют ме­ханическую и термокондуктивную расходометрию, термометрию, закачку меченых веществ. Кроме этих прямых методов судить о работе пластов многопластового эксплуатационного объекта позволяют данные фотоколориметрии нефти, гидродинамических исследований по взаимодействию скважин, геологопромыслового анализа, детальной корреляции разрезов скважин и т.п.

Методы механической и термокондуктивной потокометрии. Метод механической потокометрии основан на фиксации скорости потока по стволу скважины с помощью перемещаемого на кабеле прибора с датчиком турбинного (вертушка) или реже поплавкового и другого типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сечение ствола скважины в месте установки прибора. Перемещая прибор по стволу скважины и замеряя скорость вращения вертушки, устанавливают количество жидкости, проходящей через его сечение на разных глубинах и, следовательно, определяют приток (расход) из каждого перфорированного пласта или интервала.

Данные замеров представляют в виде интегральных кривых, показывающих изменение по глубине ствола скважины суммарного измеренного дебита (расхода), или в виде дифференциальных профилей притока (расхода), показывающих дебит (приемистость) каждого из пластов или интервалов разреза.

В настоящее время применяют в основном приборы дистан­ционного действия, обеспечивающие передачу и регистрацию показаний на поверхности.

-315-

Рис.81. Типовые диаграммы термокондуктивного дебитомера против интервала притока:

1 - значительный приток нефти с водой в гидрофобную среду; II - значительный приток нефти, ВНР ниже интервала притока, III - слабый приток нефти с водой, ВНР над интервалом притока, IV -слабый приток нефти в гидрофильную среду, ВНР над интервалом притока

Применение гидродинамических дебитометров имеет ряд ограничений, главные из них - низкая чувствительность к потоку в диапазоне малых и средних скоростей (даже в пакерном варианте) и большое влияние на показания механических примесей в потоке, которые засоряют узел чувствительного элемента.

От этих недостатков в значительной мере свободны термокондук-тивные дебитометры СТД. Чувствительность беспакерного термокон­дуктивного дебитометра в некоторых случаях может быть выше чувствительности пакерных дебитометров с механическими датчиками.

В зависимости от составов притекающего из скважины флюида и флюида в стволе скважины диаграмма термокондуктивного дебитомера, регистрируемая против отдающего пласта, имеет различные конфигурации (рис.81).

На показания СТД оказывает влияние загрязнение датчика нефтепродуктами (нефть+парафин в скважинах со слабыми пото­ками флюидов). Основной элемент СТД - датчик-резистор, нагре­ваемый током до температуры, превышающей температуру среды. Датчик включен в мостовую схему, при помощи которой наблю­дается изменение его сопротивления при постоянной величине подводимого электрического тока. По величине этого измерения можно судить о температуре датчика и скорости потока, а, следо­вательно, и о дебите пласта. К настоящему времени разработана конструкция термокондуктивного дебитомера диаметром 36 мм. Для исследования фонтанных и нагнетательных скважин широко применяется комплексация глубинных приборов.

Применение гамма-плотностномера совместно с ДГД и СТД позволяет изучить отдачу и производительность отдельных интер­валов и характер отдачи. Оценка характера отдачи необходима

-316-

при исследовании скважины с высокой обводненностью продук­ции. При благоприятных геологических условиях (наличие глинистого раздела) обводненный пласт может быть изолирован при капитальном ремонте и тем самым снижен процент обводненности продукции в данной скважине.

При использовании материалов потокометрии необходимо четко представлять, что они не всегда достаточно полно отражают работу пластов. Это связано с тем, что, строго говоря, все разновидности механической и термокондуктивной потокометрии фиксируют работу фильтра (перфорационных отверстий), а не самого пласта.

Этими методами наиболее уверенно выделяются работающие и неработающие пласты многопластового объекта, отделенные друг от друга непроницаемыми разделами при непременном условии надежной их изоляции друг от друга в заколонном пространстве. Только в этих условиях можно отождествлять работу фильтра и пластов (рис.82,а).

При некачественном цементировании и наличии заколонной циркуляции работа пластов не соответствует работе фильтра и данные потокометрии могут привести к ошибочным заключениям.

Перед проведением измерений при помощи глубинных дистанционных приборов необходимо тщательно ознакомиться со всеми геологопромысловыми материалами по эксплуатационному журналу. Скважина должна быть подготовлена согласно правилам техники безопасности. Глубину спуска в скважину измеряют одним из следующих способов: по механическому счетчику глубины; по магнитным меткам; визуально по контрольным меткам; с привязкой по диаграммам гамма-каротажа или локатора муфт.

Для облегчения прохождения прибора и предупреждения его подброса встречными потоками в лифте его опускают при закрытой скважине. В результате остановки скважины режим ее работы нарушается. После спуска прибора на заданную глубину необходимо время для восстановления режима работы скважины. Оно определяется параметрами пласта. Время спуска прибора на забой скважины обычно не превышает 30-40 мин, а время восстановления режима - не менее 1-1,5 ч. Для большей достоверности исследований прибор 3 раза останавливают на одних и тех же глубинах, принимая за истинные средние значения.

Нагнетательные скважины исследуют в процессе закачки или излива жидкости, а в некоторых случаях за один спуск прибора -при закачке и изливе.

Расходомер сначала устанавливают выше интервалов перфорации. Скважину подключают к водоводу и выдерживают в течение времени, необходимого для установления рабочего

-317-

Рис.82. Примеры выделения работающей мощности пластов:

а - Д1 в скв.206 Серафимовского месторождения; б и в - Д1 Александровской площади Туймазинского месторождения соответственно в скв.750 и 1104

режима, о чем судят по стабилизации скорости вращения турбинки. Замеры делают через каждые 10 мин. Режим скважины следует считать установившимся, если последние три замера различаются не более чем на 2-3 %.

Частоту вращения турбинки в данной точке принимают со­ответствующей суммарному расходу, который определяют по рас­ходомеру кустовой насосной станции. В зависимости от мощности пластов замеры следует проводить через равные интервалы - 20, 40 или 50 см. Такие же интервалы желательно соблюдать и при переходе через участки пласта, не вскрытые перфорацией. По прохождении всей мощности пластов в наиболее характерных участках необходимо делать контрольные замеры.

Термометрия. В комплексе с ДГД, СТД и гамма-плотностномером^роводится также термометрия (рис.82,6).

-318-

Рис.83. Термограмма нагне­тательной скважины. Пласты: 1 - принимающий во­ду, 2 - не принимающий воду

Термические исследования скважин - одно из важнейших средств изучения гидродинамического состояния продуктивных пластов.

Большое значение имеют термические исследования в действующих добывающих и нагнетательных (рис.83) скважинах. В соответствии с задачами, решаемыми при термических исследованиях скважин, глубинные термометры по назначению можно разделить на две основные группы: абсолютные, предназначенные для измерений установившихся значений температур, и дифференциальные, основное назначение которых состоит в регистрации температурных аномалий на фоне больших абсолютных значений температур в скважине. При решении специальных задач, например, при выявлении интервала обводнения в перфорированном нефтяном пласте, хорошие результаты могут быть получены с помощью потенциал-термометра, дающего информацию как об относительных перепадах температуры, так и об изменении величины абсолютной температуры при условии, что чувствительность таких термометров будет достаточно высокой.

Физико-химические методы выявления работающих пластов. Выявление работающих пластов с помощью физико-химических методов основано на различных химических составах нефти и пластовой воды даже в близко расположенных пластах. Нефть, являясь смесью углеводородов различного состава, обладает различными физическими свойствами. Химический состав нефти, ее вязкость оказывают значительное влияние на коэффициент светопоглощения Кцц, что позволило И.Ф.Глумову и А-Ф.Гильманшину предложить способ контроля за перемещением

-319-

нефти. Величина Кцц значительно изменяется не только по

различным пластам, но и в пределах одного пласта может изменяться в 2,5-5 раз в зависимости от положения скважины на структуре и от расстояния до контакта нефть-вода.

Для массовых определений Кщ пробы нефти отбирают из пробоотборных краников манифольда скважин в чистый стаканчик в объеме 10-15 см. Пробирку с нефтью плотно закрывают и заворачивают в плотную бумагу. В лаборатории К^

определяют не более чем через 7 сут после отбора из-за возможного испарения легких фракций и частичного окисления нефти.

Для определения Кцц нефти используют фотоэлектро-

колориметры типа ФЭК (ФЭК-1, ФЭК-М, ФЭК-Н-57, ФЭК-56).

Для определения наличия притока нефти из того или иного пласта многопластового месторождения и его относительной величины необходимо знать эталонную величину А^д для каждого

пласта.

Величины притоков

<?1=(^сп- ^cnV(-^cn-^cn); 'й=1-<?1; Q\=Qq\; Ql=Qq2-

где К'щ, К^, Куц - коэффициенты светопоглощения нефти соответственно из первого, второго пластов и добываемой смеси;

q\,q-i - отношения дебитов первого и второго пластов к дебиту

скважины; Qi, 62 • Q ~ абсолютные дебиты первого, второго

пластов и скважины.

Определение гидродинамической связи между пластами. Для определения гидродинамической связи между пластами используют следующие методы.

1. Методы, основанные на анализе добываемой нефти и воды из скважины, учитывающие различия их свойств по отдельным пластам. При наличии гидродинамической связи между пластами из исследуемой скважины добывают смесь флюидов, насыщающих различные пласты, и их свойства отличаются от свойств эталонных проб. При этом может использоваться эффект изменения К^ц смеси по сравнению с эталонными образцами по

пласту, эффект изменения в смеси нефтей концентрации редких элементов - кобальта или ванадия, определяемой нейтронно-акти-вационным, рентгено-радиометрическим, атомно-абсорбционным способами.

-320-

2. Методы, основанные на закачке в один из пластов (наличие гидродинамической связи между которыми не выяснено) радиоактивных изотопов или жидкостей с добавкой индикаторов с последующим анализом проб нефти или воды из контрольной скважины.

3. Применение собственно гидродинамических методов. Можно использовать метод гидропрослушивания, при котором, изменяя режим работы скважин на одном из пластов, улавливают импульс от этого изменения в наблюдательных скважинах другого пласта.

13.1.3. Контроль за перемещением ВНК и ГНК

При решении таких геологопромысловых задач, как регулирование продвижения контуров нефтегазоносности, оценка текущих коэффициентов нефтеотдачи, заводненного объема и др., необходимо знание текущего положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов (ТВНК, ТГНК, ТГВК).

В настоящее время разработаны методические. основы определения ВНК, ГВК и положения заводненных пластов практически для любых геолого-физических условий продуктивных пластов. К их числу относят как прямые методы, такие как контроль по данным обводнения скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические, так и косвенные, основанные на систематизации и комплексном обобщении различной геологопромысловой информации.

Контроль по данным обводнения скважин предусматривает определение границ внедрения воды в залежь на основании систематического наблюдения за динамикой обводнения добывающих скважин. Этот метод наиболее простой и не требует применения специальных приборов.

Появление воды, вытесняющей нефть, в ранее безводных скважинах, может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована только верхняя нефтененасыщенная часть пласта, начало ее обводнения обычно связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность текущего ВНК достигает нижних отверстий.

Однако следует учитывать, что в случае монолитного пласта из-за разрушения глинистой корки в заколонном пространстве в скважине может появиться вода, когда текущий ВНК еще находится ниже перфорационных отверстий на 2-3 м.

Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважин предложены различные формулы и эмпирические

21 Каналин

зависимости. Однако точность количественных определений положения текущего ВНК этим способом обычно крайне низка. Поэтому показатели обводненности скважин пригодны лишь для качественных суждений - если обводненность низкая - текущий ВНК находится в нижней части интервала перфорации, а если высокая - то в его верхней части. В высокопроницаемых однородных пластах, когда вертикальная проницаемость близка к горизонтальной, появление воды в скважине может быть связано с образованием конуса подошвенной воды.

Появление пластовой воды в скважине, расположенной во внутреннем контуре нефтеносности залежи, указывает на то, что текущий внутренний контур в районе этой скважины переместился. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через разные скважины, можно фиксировать его положение на разные даты и определять скорость перемещения на различных участках залежи. Переход скважины на работу чистой водой (полное обводнение) указывает на прохождение через эту точку залежи текущего внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключают при обводненности 96-98 %.

Метод контроля по данным об обводненности скважины полезно комплексировать с гидрохимическими методами, основанными на наблюдениях за изменением химического состава воды, добываемой вместе с нефтью. Особенно это важно; если на залежи происходит подъем ВНК и контуры нефтеносности продвигаются одновременно с перемещением фронта закачиваемой воды.

Данные о начале обводнения скважины закачиваемой водой (обычно отличающейся по химическому составу от пластовой) дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. Однако при этом нельзя судить о том, по какой части мощности пласта закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая её часть на эту дату осталась нефтенасыщенной.

Эффективность контроля заводнения пластов по данным об­воднения скважин существенно зависит от соотношения вязкостей нефти и вытесняющей воды. Чем меньше это соотношение, тем теснее связь между обводненностью скважин и соотношением за­водненной и нефтенасыщенной частей пласта в интервале перфо­рации. При соотношении вязкостей более 1,5-2 такая связь уже полностью отсутствует и даже при весьма высокой обводнености скважин в пределах интервала перфорации и ниже него могут оставаться участки пласта с высокой нефтенасыщенностью.

-322-

Применяя метод контроля по обводнению скважин, всегда надо иметь в виду, что появление воды может быть связано не только с технологическими причинами - заводнением пластов, но и с техническими - некачественное цементирование, негерметичность колонны и др. Поэтому для анализа следует привлекать только те данные по обводнености, которые получены по технически исправным скважинам, в которых исключена заколонная циркуляция.

Использование данных об обводнении скважин для контроля заводнения многопластовых объектов значительно менее эффективно, чем для однопластового объекта. Ими можно пользоваться лишь в том случае, если точно известно, в какой из пластов многопластового объекта внедрилась вода. Если же в скважине воду дают два или большее количество пластов, информация об обводнении скважин для целей контроля практически непригодна. Поэтому в многопластовых объектах система контроля заводнения пластов основывается на других методах.

13.1.4. Комплексирование различных методов для выделения заводненных пластов

Особо сложная задача - выделение перфорированных заводняемых пластов в действующей скважине, эксплуатирующей многопластовый объект. В этом случае требуется комплексирование различных методов (табл.14), основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. Вначале с помощью глубинного дебитометра выделяют работающие в скважине пласты. Затем определяют состав жидкости против работающих интервалов, для чего используют замеры диэлектрических влагомеров, гамма-плотномеров или резистивиметров. Наиболее надежное выделение интервалов поступления воды таким способом обеспечивается, если дебит скважины достаточно высок (более 120 м^сут) и в колонне не происходит гравитационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода из скважины полностью не выносится, часть ее скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа резко снижается.

21*

-323-

Таблица 14

Методы определения ВНК и заводненных пластов при различных геолого-физических и технических условиях

Назначение скважины, сте­пень перфо­рации пласта	Особенности конструкции обсадной колонны	Минерализация пластовой и обводняющей пласт воды, г/л	Рекомендуемые методы исследования
основные	дополни­тельные
(D S S 3 ю а	Пласт перфори­рован на полную мощность	Обычная	>40	ДГД, СТД, ГК	ГГП
<25	ДГД, СТД, ГК	ГГП
Пластмассовые обсадные трубы	Любая возможная	И К, НГК, ИННКт	ГГП
ОМПТ	Тоже	экэс	НА по 0
Пласт перфори­рован частично	Обычная	>40	НГК, ИННКт	НА по Май С1
<25	-	НА по 0
Пластмассовые обсадные трубы	Любая возможная	ик	НА по 0
ОМПТ	Тоже	экэс	НА по 0
0} л I л § о. 1-	Пласт не перфори­рован	Обычная	>40	НГК, ИННКт, ингк	НА по Май С1
<25	-	НА по 0
Пластмассовые обсадные трубы	Любая возможная	ик	НА по 0
ОМПТ	То же	БКЗ, ИННКт	НА по 0
Oi л I о i О	Открытый забой		>40	Полный комплекс ис­следований для сква­жин, выходящих из бурения
	<25	Тоже

Примечание. ОМПТ - обсадные металлопластмассовые трубы; ЭКЭС - электро­каротаж в эксплуатационной скважине с помощью контактных зондов и обсадных металлопластмассовых трубах; НА по О - наведенная активность по кислороду.

-324-

скважины, перекрывающую и обеспечивающих воз-скважине высокоинформа- сопротивлений с получением

При небольшом дебите скважины хорошие результаты при выделении обводняющихся интервалов может дать метод наведенной активности кислорода, при котором фиксируется движущаяся по стволу скважины вода. Включение в комплекс для выделения пластов, заводняемых закачиваемой водой, термометрии основано на том, что обычно в пласт нагнетается холодная вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе добывающей скважины интервалы с пониженной температурой, выделяют пласты, промытые закачиваемой водой. Но поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, с помощью термометрии можно уверенно выделять только те заводненные пласты, через которые прошел значительный объем нагнетаемой воды.

Основным недостатком контроля за заводнением пластов по данным радиометрии является невозможность количественной оценки остаточной нефтенасыщенности.

Электрические методы обладают значительно большей глубинностью исследования, чем радиоактивные. При обводнении пласта опресненными водами нижний предел' мине­рализации, при котором отмечены случаи однозначной интерпретации данных электрокаротажа, составляет 5 г/л против 25-40 г/л для радиоактивного каротажа. При радиоактивных методах исследования наибольшая геологопромысловая эффективность наблюдается при временных замерах. Временные замеры при помощи электрокаротажа в одной и той же скважине дают значительно большую информацию.

Предложено несколько типов обсадных колонн, не препятствующих проведению электрокаротажа в обсаженной скважине, однако в настоящее время наиболее разра­ботана и внедрена технология изготовления ОМПТ обсадных электронепроводящих металлопластмассовых труб с равномерно распределенными в них электрическими контактами (конструкция Уфимского нефтяного института), составляющих часть обсадной. колонны эксплуатационный объект, можность проведения в тивных измерений по методу более надежной, чем другими применяемыми методами, количественной оценки изменения насыщенности пластов во времени.

Дата добавления: 2014-12-27