Давление насыщения нефти газом - давление, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.

Закон Дарси – определяет расход однородной жидкости через пористую среду при ламинарном режиме потока следующей формулой:

г де: Q - расход жидкости, см³/сек; k - коэффициент проницаемости, дарси; F - площадь фильтрации пористой сре­ды, см²; p₁ – p₂ - разность давлений, созданных на концах испытуемого об­разца, ат; L - длина испытуемого об­разца породы, см; m - абсолютная вяз­кость жидкости, сантипуазы.

На основании закона Дарси опреде­ляют коэффициент проницаемости k - весьма существенную величину для характеристики физических свойств нефтеносных пород:

Дебит газа -количество газа в объемно или весовом выражении, выделяющееся из скважины или из какого – либо источника в единицу времени (в час, в сутки и т.д.).

Дебит скважины -количество продукции, которое получается из скважины в единицу времени. Нефть всегда имеет своим спутником нефтяной газ, выделяющийся из нефти при выходе ее на поверхность. Поэтому различают дебит нефти и дебит газа. В некоторых скважинах добывается нефть с водой, иногда в виде эмульсии. Для этих скважин различают дебит воды и дебит эмульсии в добавление к дебиту нефти и газа. В практике промыслов дебиты нефти, эмульсии и воды измеряются обычно в тоннах в сутки, а дебит газа в кубически! метрах в сутки. Иногда дебиты воды выражаются в процентном отношении ко всей жидкости, добываемой скважиной, т. е.

Дельта - устьевые и береговые наносные части реки, впадающей в океан, море, залив, лиман, лагуну, крупное древнее озеро. Д. сложены речными наносами (аллювий), прорезанными многими речными рукавами.

Забойное давление - давление на забое работающей (эксплуатируемой) скважины. З. д. замеряется непосредственно в работающей скважине глубинными манометрами.

Заводнение внутриконтурное - метод поддержания пластового давления путем закачки воды непосредственно в нефтяную залежь. Располагая нагнетательные скважины рядами, можно с помощью 3.в. «разрезать» нефтяную залежь, отличающуюся очень большими размерами, на отдельные участки самостоятельной разработки.

Заводнение площадное -метод поддержания пластового давления путем закачки воды через нагнетательные скважины, разбросанные по всей площади. Вода при движении по пласту от забоев нагнетательных скважин вытесняет нефть из пор и проталкивает ее по направлению к участкам пониженных давлений в пласте, т. е. к забоям эксплуатирующихся скважин.

Заводнение приконтурное -метод поддержания пластового давления путем закачки воды в приконтурную, нефтяную часть залежи. 3.п. применяется при ухудшении проницаемости в законтурной (водоносной) честя пласта или при плохой связи между водяной и нефтяной частями пласта.

Закон Генри - объем газа, растворенного в единице объема жидкости, прямо пропорционален давлению, если температура остается постоянной, а жидкость и газ не действуют друг на друга химически. Коэффициент пропорциональности, входящий в уравнение 3.Г., называется коэффициентом растворимости газа.

Закон Дальтона - в смеси газов, химически не реагирующих между собой, каждый компонент ведет себя независимо от других, т. е. он сохраняет все свои физические свойства независимо от того, сколько других газов находится в смеси с ним. Важнейшее следствие 3.Д,: 1)общее давление газовой смеси Р равно сумме парциальных давлений p_i всех водящих в нее газов: ; 2)парциальное давление отдельных компонентов в смеси равно произведению его мольной (объёмной) концентрации y_i на общее давление смеси:

;

3)при приведении объёмов отдельных газов к общему давлению парциальные объёмы их v_i в сумме дают общий объём V, соответствующий давлению Р: . При растворении газовых смей каждый газ растворяется независимо от других пропорционально своему парциальному давлению. Реальные газы значительно отклоняются от З.Д.

Индикаторная диаграмма –графическое изображение зависимости между дебитом скважины и перепадом давления. Строится по данным исследования скважин на притоке.

По форме индикаторной кривой судят о законе, по которому происходит фильтрация жидкостей и газа в скважину. Экстраполируя индикаторную кривую, находя потенциальный дебит скважины.

Карбонатность –общее содержание карбонатов в обломочных и глинисто – мергельных породах.

Карбонатные породы(карбонаты)– осадочные породы состоящие из углекислых солей извести, магнезии и закиси железа. Наиболее распространены известняки, доломиты и переходные между ними разности.

Карта – уменьшенное изображение всей земной поверхности или её частей в определённой картографической проекции на плоскости при помощи условных знаков. К. бывают топографические (с изображением рельефа), географические, геологические, геофизические, структурные, административные и др.

Карта изобар –карта, показывающая распределение пластового давления динамического в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ К.и. позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда К.и., построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию.

Карта изопахит –карта равных мощностей.

Карта песчанистости –карта, на которой изолиниями показаны степень и характер изменения песчанистости отложений того или иного стратиграфического или литологического комплекса пластов (в виде абсолютных значений суммарной мощности песчаников).Карты коэффициента песчанистости показывают степень песчанистости относительно общей мощности комплекса пластов (%).

Карта схождения (карта изохор) – карта, на которой нанесены изохоры, т. е. линии равных вертикальных расстояний между двумя согласно залегающими горизонтами: опорным и картируемым. К.с. отображает изменения величины стратиграфического интервала между двумя горизонтами: верхним – опорным и нижним – картируемым. К.с. применяется в тех случаях, когда имеется карта подземного рельефа какого – либо опорного горизонта и требуется определить рельеф нижележащего нефтеносного горизонта.

Коллектор (от лат.colleсtor - собирающий) – пористая или трещинная горная порода, содержащая в своих порах, кавернах и трещинах нефть, газ и сопровождающие их пластовую воду.

Контур газоносности –замкнутая граница распространения свободного газа в виде газовой шапки в данном пласте. Вниз от К.г. по падению пластов находится либо нефть, либо вода (в случае чисто газовой залежи). Положение К.г. в плане определяется проекцией линии пересечения газо-нефтяного или газо-водяного контакта с кровлей (внешний К.г.) или подошвой (внутренний К.г.) газосодержащего пласта.

Контур нефтеносности – граница расположения залежи нефти. Вниз от К.н. по падению пласта, обычно содержится вода. Положение К.н. на карте определяется проектными линиями водо-нефтяного контакта на пересечении с кровлей нефтеносного пласта (внутренний К.н) или с его подошвой (внешний К.н.), а также с линиями сбросов и надвигов.

Часть залежей нефти в пределах внутреннего К.н. наз. зоной сплошного нефтенасыщения пласта. Верхние слои воды, подстилающие нефтяную залежь в пологих структурах, наз. подошвенной водой.

Кора выветривания –слой выветрелых, разрушенных пород, покрывающих кристаллическое основание, на котором покоится вся осадочная толща. Все магматические породы (граниты, диориты, базальты и др.) подвержены выветриванию под влиянием колебаний физических условий и в результате растворяющего действия природных хим. реактивов. В зависимости от степени выветривания К.в. может быть представлена от крупного щебня до мягкой глины. Мощность К.в. весьма различна: от нескольких сантиметров до сотен метров.

Коэффициент вытеснения - отношение объёма нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области.

Корреляция (от лат. Correlation - соотношение) –сопоставление пластов, горизонтов, а также целых геологических разрезов по литологическому составу, петрографическим свойствам минералогическому составу и электрическим свойствам пород (по величине электрического сопротивления и по самопроизвольной поляризации ПС).

Коэффициент неоднородности пласта – отношение диаметра зёрен фракции песка, которая в сумме со всеми более мелкими фракциями составляет 60% по весу от всего песка, к диаметру зерен фракций составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% по весу от всего песка.

Для однородного по составу и размеру зёрен песка коэффициента неоднородности равен 1.

Коэффициент нефте-газонасыщенности (коэффициент нефтенасыщения) –отношение объёма пор, занятых нефтью и газом, к общему объёму пор породы. К.н.-г. всегда меньше единицы. К.н.-г. определяется обычно оп данным электрического каротажа.

Коэффициент нефтеотдачи –определяется отношением балансовых (извлекаемых) запасов нефти к начальным и показывают количество нефти, возможное к извлечению из недр при существующих методах эксплуатации.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлечённых запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам.

Коэффициент продуктивности скважины -отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит. К. п. с. показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессий давления на 1 атм.

Коэффициент пьезопроводности пласта - характеризует скорость распространения давления в упругой пористой среде. Его величина определяется формулой

где c - коэффициент пьезопроводности в см²/сек; k- коэффициент проницаемости в Дарси; m - вязкость жидкости в пластовых условиях в сантипуазах; m – коэффициент пористости породы в долях единицы; b_ж – коэффициент сжимаемости жидкости в 1/атм; b_п – коэффициент сжимаемости породы в 1/атм.

Коэффициент растворимости газа – характеризует способность различных газов растворяться в жидкости того или иного хим. состава при равных условиях температуры и давления. К.р.г. численно равен объёму газа (в м³), растворяющегося в 1м³ жидкости при давлении в 1 атм.

Коэффициент сжимаемости реального газа – показатель отношения объёмов реального и идеального газов при одних и тех же давлении и температуре; является поправочным коэффициентом при применении уравнения Клаперона для реальных газов.

Краевой угол (угол смачивания) – угол, образованный поверхностью раздела двух жидкостей с поверхностью твердого тела. Для гидрофильных тел К.у. меньше 90 °, а для гидрофобных больше 90 °. Угол смачивания имеет большое значение в процессе вытеснения нефти из горных пород водой.

Краевые (законтурные) воды нефтяных пластов –воды, окружающие нефть снизу, в погружающейся части нефтеносного пласта. Такая вода наз. нижней краевой водой.

Кривые производительности - позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита (начального или текущего) до конца «жизни» скважины. К. п. строится с помощью методов математической статистики на основе корреляции двух смежных дебитов скважины - предыдущего и последующего (обычно по месяцам). По корреляционным таблицам изучают темпы падения дебитов и составляют таблицы коэффициентов падения в зависимости от величины средних дебитов

Критическая температура -температура, выше которой газ не может быть превращён в жидкость ни при каком давлении. Выше К.т. вещество не может находиться в двухфазном состоянии и процессы конденсации и испарения становится невозможными. Давление, соответствующее критической точке, наз. критическим давлением, а объём – критическим объёмом. Применительно к нефтяным газам, состоящим из смеси углеводородов с различными критическими температурами и давлениями, пользуются псевдокритическими давлением и температурой, представляющими собой суммы произведений относительного содержания данного углеводорода в смеси (в долях единицы, если задано объемное содержание, или молях) и значений критических давлении и температур этих же углеводородом. Отношение давления (температуры), под которым находится смесь газов, к псевдокритическому давлению (температуре) наз. приведенным псевдокритическим давлением (температурой), зная которые можно найти значения коэффициентов сжимаемости реальных газов.

Критический объём газа – объем газа при критической температуре.

Критическое давление -давление, которое необходимо приложить и газу для сжижения его при критической температуре.

Кустовое бурение –бурение нескольких наклонных или вертикальных скважин с одним небольшой площадки или даже из одного устья. В первом случае можно пробуритьдо 10 и более скважин.

Конденсат – природная смесь в основном лёгких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворённом состоянии, и переходящих в жидкую фазу, при снижении давления, ниже давления конденсации.

Корреляция разрезов скважин— выделение характерных горизонтов и определение глубин их залегания в различных скважинах, производимое по каротажным кривым. Корреляция по каротажным кривым основана на том, что против некоторых пластов наблюдаются характерные особенности в. конфигурации каротажных кривых. Наиболее характерные участки кривых, облегчающие сопоставление разрезов выделяют как реперы. Корреляция обычно производится по кривым электрического, гамма - и нейтронного гамма- каротажа. Наличие каротажных кривых по всей скважне, детальность их и резкое различие в конфигурации против отдельных пластов приводят к тому, что корреляция является основным средством сопоставления разрезов. Однако корреляция по каротажным криввым должно обязательно контролироваться геологическими данными.

Коэффициент эффективной пористости - отношение объёма свободных не связанных между собой пор к объёму всего образца6 породы.

Литология –наука, изучающая горные породы, главным образом осадочные, их состав и физ.-хим. свойства, их происхождение и формы дальнейшего преобразования (диагенез, катагенез, метаморфизм, выветривание). Формально Л. – синоним петрологии (т.е.касается всех горных пород), но обычно термин Л. применяется специально к осадочным породам.

Массивная залежь –это залежь является верхняя поверхность, которой, ограничивают мощные выступы в основном карбонатных пород, представляющих собой единый резервуар. В кровле такая залежь ограничивается слабопроницаемыми породами, а в подошве водо-нефтяным или водо - газовым разделом, секущим массив независимо от характера напластования пород. По генезису и форме ловушек выделяют три подгруппы массивных залежей: 1) залежи в структурных выступах, 2) залежи в эрозионных выступах и 3) залежи в биогенных выступах (в рифах).

Меандры –излучены стареющей реки. Различают М.глубокие (постоянные) и блуждающие; для последних характерно непостоянство их положений в речном русле.

Методы подсчета промышленных запасов газа –для подсчета запасов свободного газа обычно используются объемный метод и метод по падению давления.

Объемный метод подсчета запасов свободного газа - основан на изучении геологических, физических и химических свойств коллекторов и пластовых флюидов. Большое значение имеют пластовые давление и температура, содержание отдельных компонентов газа (углеводородный состав, СО₂, Н₂S, N₂, Не). Расчет ведется по формуле

где V - извлекаемые запасы газа на дату подсчета, м³;

F - площадь в пределах продуктивного контура газоносности, м²;

h - мощность пористой части газоносного пласта, м;

т - коэффициент пористости;

р - среднее давление в залежи на дату подсчета, МПа;

р_к - среднее остаточное (конечное) давление в залежи после извлечения промышленных запасов, МПа;

a, a_к — поправки на отклонение углеводородных газов от закона Бойля - Мариотта соответственно для давлений ри р_к;

f - поправка на температуру для приведения объема к стандартным условиям;

b_г - коэффициент газонасыщенности;

h_г - коэффициент газоотдачи.

В условиях сложных (трещинных) коллекторов расчет ведется раздельно для матрицы и трещин (разные значения коэффициентов пористости, газонасыщенности и газоотдачи) по методике ВНИГРИ, 1969 г.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления - применяется для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменялся в процессе эксплуатации. Следовательно, в случае водонапорного режима указанный метод неприменим, хотя при небольшом подъеме ГВК ошибки определений получаются в пределах допустимых. Формула подсчета основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа при снижении давления на единицу во все время разработки газовой залежи:

где Q₁,Q₂ - количество газа в стандартных условиях, добытого на две разные даты;

р₁ и р₂ — абсолютные пластовые давления в залежи на те же даты (остальные обозначения см. выше).

Метод не требует знания площади, мощности, пористости, но пригоден только для единой залежи, не разделенной на блоки и гидродинамически изолированные поля.

Подсчет извлекаемых запасов растворенного в нефти газа по газовому фактору(подсчет газонасыщенности нефти) - проводится по формуле:

где Q₀, Q_извл, Q_неизвл - соответственно балансовые, извлекаемые и неизвлекаемые запасы нефти,м³;

b₀, b — объемный коэффициент пластовой нефти на начальную (при давлении р₀) и конечную (при остаточном, конечном, давлении p_к) даты разработки;

a_k - поправка на коэффициент сжимаемости газа при давлении р_к;

r₀ - первоначальный газовый фактор, м^а/м³;

f - поправка на температуру для приведения к стандартным условиям;

r_к - остаточное (конечное) количество газа, растворенного в нефти при давлении р_к, м³/м³.

Балансовые запасы газа определяются по газовому фактору, измеренному по пластовым пробам нефти.

Подсчет запасов конденсата в газоконденсатных месторождениях - проводится теми же методами, которые применяются для газовых залежей. Балансовые запасы стабильного конденсата определяются по данным о балансовых запасах газа в залежи:

где (Q_о—начальные балансовые запасы стабильного конденсата при стандартных условиях, м³; V₀-начальные балансовые запасы газа (включая конденсат) при стандартных условиях, м³; r_к - плотность стабильного конденсата, т/м³;q - ср. начальное содержание в газе стабильного конденсата, м³/м³ (газоконденсатный фактор).

Объем конденсата в пластовом газе в значительной степени зависит от его состава. Извлекаемые запасы конденсата определяются коэффициентом конденсатоотдачи, значение которого по опытным данным достигает 0,75, а при разработке с поддержанием пластового давления 0,95.

Подсчет запасов гелия - проводится на основании данных о запасах гелийсодержащих газов и их гелиенасыщенности:

V_Не=V₀h_He

где V_Не - запасы гелия, тыс. м³; V₀- запасы природного газа, тыс. м³; h_He - коэффициент гелиенасыщенности.

Наиболее точное определение содержания гелия возможно лишь путем отбора пластовых проб и их лабораторного анализа.

Методы подсчета промышленных запасов нефти -наибольшее распространение в практике получили объемный, статистический и метод материального, баланса.

Объемный метод -для подсчета запасов применяют формулу

где Q - извлекаемые запасы нефти,т; F - площадь нефтеносности, м²; h - нефтенасыщенная мощность пласта, м; m- коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород; b - коэффициент нефтенасыщенности; h - коэффициент нефтеотдачи; r - плотность нефти в стандартных условиях, т/м³; Q - пересчетный коэффициент усадки нефти. Входящие в формулу величины определяются по результатам бурения, испытания, каротажа скважин, лабораторных исследований образцов пород (керна), пластовых вод, нефти и газа. Коэффициент нефтеотдачи зависит не только от свойств коллекторов, нефти и энергетического режима пласта, но также от системы разработки, методов эксплуатации и т. п. Объемный метод может быть использован при любом режиме работы залежи и на любой стадии ее изученности. Для условий сложных (трещинных) коллекторов подсчет запасов ведется раздельно для матрицы и трещин при разных значениях коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и нефтеотдачи (по методике ВНИГРИ, 1969 г.).

Статистический метод - заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах. Построение этих кривых основано на обобщении статистического материала за предшествующее время и на экстраполяции полученных закономерностей на будущее до значений минимального предельно допустимого дебита. По кривым графическим либо расчетным путем определяют извлекаемые запасы залежи. Статистический метод применяется лишь для уточнения запасов на поздних стадиях разработки месторождений.

Метод материального баланса - основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления при разработке. Изменения физических параметров залежи измеряются в процессе разработки и используются при подсчете запасов нефти по уравнениям материального баланса. Для применения метода необходимо иметь детальную информацию о пластовых давлениях в разных частях залежи на дату подсчета (карту изобар). Уравнения материального баланса строятся на одном из двух положений: 1) о сохранении объема (массы) флюида - сумма объемов (или масс) добытых и оставшихся в залежи УВ постоянна; 2) о постоянстве объема пор, первоначально занятых УВ, - все изменения, происходящие в залежи при добыче, рассматриваются в пределах того объема пор, который был занят УВ до начала эксплуатации.

Для первого случая

для второго случая

где Q₀ - балансовый (начальный) запас нефти (об. ед.) при стандартных условиях; Q_н - накопленная добыча нефти (об. ед.) на дату составления уравнения баланса; r_p, r₀ - число объемов газа, растворенного в одном объеме нефти соответственно при ср. пластовом давлении р (на дату составления уравнения баланса) и при ср. начальном пластовом давлении р₀; 6₀ — объемный коэффициент пласто­вой нефти (однофазной) на начало разработки; b₁ - объемный коэффициент двухфазной пластовой смеси нефти и газа; V_P, V₀— объемный коэффициент пластового газа соответственно при давлении рна дату расчета и при давлении р₀; r_р —средний газовый фактор за период добычи Q_Н объемов нефти; d - отношение объема пласта, содержащего газ в газовой шапке (в пластовых условиях), к объему пласта, содержащего нефть с растворенным в ней газом (в пластовых условиях);. W - количество вошедшей в пласт воды (об. ед.) за период падения давления от ро ДО р; 12} — количество воды, добытой (об. ед.) за период падения давления от p_о до р; v - объем закачанного в пласт газа (в пластовых условиях), м³; W_i - объем закачанной в пласт воды, м³.

Методы увеличения притока жидкости из скважины - комплекс мероприятий, направленных на увеличение проницаемости пласта-коллектора в призабойной зоне скважины.

Кислотная обработка пласта (КОП) - закачка в призабойную зону карбонатных и терригенных с карбонатным цементом коллекторов растворов соляной кислоты (с добавками различных химических реагентов). Кислота, попадая в пласт, растворяет карбонатный скелет или цемент породы и увеличивает ее проницаемость. Эффективность метода зависит от глубины проникновения соляной кислоты в пласт и от ее концентрации. Для пластов с очень низкой проницаемостью при высоком содержании доломитов в пласт закачивают нагретую кислоту (термокислотная обработка). Эффект КОП непродолжителен. Метод противопоказан для пород с повышенным содержанием глинистого материала (глинистые частицы разбухают под действием кислоты), в этом случае в раствор соляной кислоты добавляют до 3% плавиковой кислоты, которая растворяет глинистые частицы.

Гидроразрыв пласта (ГРП) - закачка в пласт жидкости под давлением, иногда близким к геостатическому, в результате чего увеличиваются раскрытость и протяженность естественных трещин и возникают новые. Обычно закачивают жидкости разного состава и вязкости с песком, зерна которого расклинивают трещины. ГРП применяется для уплотненных терригенных и карбонатных пород (часто в комплексе с кислотной обработкой).

Обработка пласта ПАВ - закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), снижающих поверхностное натяжение на разделе нефть - вода и уменьшающих возможность образования стойких водо-нефтяных эмульсий.

Термический метод обработки пласта -тепловое воздействие на призабойную зону либо нагревателями (электрическими, водоциркуляционными), либо паром. В результате повышения температуры значительно снижается вязкость пластовых нефтей, уменьшается их поверхностное натяжение, растворяются твердые компоненты (парафины, смолы и др.).

Кроме того, для увеличения притока используются перфорация повторная и гидропескоструйная, торпедирование и т. д.

Методы возбуждения притока в скважину -приток жидкости (газа) в ствол скважины во всех случаях вызывается путем снижения в нем давления, что достигается: 1) заменой промывочной жидкости чистой (технической) водой, реже нефтью; 2) снижением уровня жидкости в стволе различными способами. Допустимое понижение уровня (давления) определяется техническим состоянием ствола скважины, устойчивостью вскрытых пород (их сцементированностью, трещиноватостью, пластичностью) и обычно не превышает 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого пласта. При отсутствии притока или при его незначительной величине проводят дополнительную промывку забоя водой, осуществляют кислотную обработку вскрытых пород, гидроразрыв, повторную перфорацию обсадной колонны или торпедирование.

Методы геофизические контроля технического состояния скважины -составляют значительную и важную часть исследований, проводимых в бурящихся и добывающих скважинах. К этим методам относятся: термометрия - измерение температуры по стволу скважины; инклинометрия - измерение зенитного угла и азимута наклона скважины; кавернометрия - измерение ср. диаметра скважины; профилеметрия - измерение размера и определение формы поперечного сечения скважины. Широко используются методы контроля качества цементирования скважины, которые позволяют определять высоту подъема цемента в затрубном пространстве и оценивать качество сцепления цемента с обсадной колонной и горными породами.

Применяются и др. методы, позволяющие контролировать состояние обсадной колонны, выявлять в ней дефекты и повреждения, определять местоположение соединительных муфт, оценивать качество перфорации, находить место прихвата бурильной колонны и т. п. В ряде случаев для контроля технического состояния скважины привлекаются методы каротажа, которые в благоприятных условиях дают возможность оценивать пластовые давления, выделять поглощающие или отдающие интервалы в разрезе скважины и т. д. В свою очередь результаты методов контроля используются при комплексной интерпретации каротажных материалов.

Методы геофизические опробования пластов -вызов притока пластового флюида с помощью специальных аппаратов, спускаемых в скважину на каротажном кабеле или бурильных трубах, с целью определения характера насыщения испытуемого интервала. Опробователи на кабеле снабжены управляемой с земной поверхности гидравлической системой, герметически прижимающей пробоотборник к стенке скважины, а также баллонами, в которые благодаря разнице давлений в аппарате и в пласте поступает флюид из прискважинной зоны пласта. Отобранная проба анализируется в лаборатории на компонентный химический состав, что позволяет сделать заключение о характере насыщения пласта.

Испытатели на трубах позволяют получать больше информации, так как они дают возможность создавать большую депрессию на пласт. Эти испытатели снабжены глубинными манометром и термометром. Испытатель устанавливается в выбранном интервале, который при помощи пакерующего устройства изолируется от верхней части разреза скважины (либо от верхней и нижней - при двухпакерной системе). Кроме определения характера насыщения испытатель позволяет оценивать пластовое давление, ср. эффективную проницаемость, дебит притока и т. п.

Методы изучения коллекторских свойств горных пород - предназначены для определения важнейших параметров пород-коллекторов. Выделяются три основных класса методов: лабораторные, гидродинамические и промыслово-геофизические. Важнейшие из них перечислены в табл. Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов. Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водо-нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки. Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости; чаще всего они используются па первых этапах поисков и разведки. Получаемые с их помощью данные должны носить массовый характер с последующей статистической обработкой результатов для получения усредненных значений по всему рассматриваемому участку разреза.

В отличие от лабораторных, гидродинамические методы автоматически усредняют исследуемые параметры по всей призабойной зоне скважины. Их использование требует дополнительных данных о мощности пласта, вязкости насыщающей пласт жидкости (метод пробных откачек) или пористости пород, а также о коэффициентах сжимаемости пор и насыщающей их жидкости (методы нестационарной фильтрации). Гидродинамические методы являются необходимым элементом исследования месторождений на этапах их разведки и составления проекта разработки. Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах пород имеют, как правило, относительный характер. Поэтому они служат в основном для сопоставления разрезов скважин и для определения границ изучаемых горизонтов.