Способ продавливания в пласты фильтрата промывочной жидкости

Используется при исследовании в необсаженной скважине.

Комплекс каротажа включает в себя БК, БМК, ИК, БКЗ.

Методом воздействия на пласт является продавливание в пласты фильтрата промывочной жидкости, которое обеспечивается путем её утяжеления или созданием дополнительного давления на устье скважины.

В результате такого воздействия происходит увеличение размеров ЗП и повышение в неё коэффициента водонасыщенности.

По данным повторного электрокаротажа в нефтегазонасыщенных пластах фиксируется снижение удельного сопротивление в зоне проникновения при условии, что .

Освоение интервалов продавливания раствора после крепления скважин обычно очень длительное, что препятствует широкому использованию этого способа.

Благоприятными для применения способа условия при исследованиях пластов с гранулярной и кавернозной пористостью, а также трещиноватых с нефтегазонасыщенной мощностью пластов больше 0,5 м и отсутствии зоны кольматации,

1.16.4.4Способ освоения скважины и создание депрессий. Проводится как в обсаженных, так и необсаженных скважинах с устойчивыми стенками (например, в карбонатном разрезе).

Комплекс каротажа включает методы НГК, ИННК, термометрия, влагометрия, расходометрия. В необсаженных скважинах добавляется комплекс БК, БМК, ИК, БКЗ (обычные зонды), ГГК-П, ННК, ЯМК.

Воздействие на пласт производится путём освоения скважины гидродинамическими исследованиями при максимально возможных депрессиях (≥5 МПа).

Глушение скважины производится индикаторным раствором (высокое содержание хлора, радона, бора и т. п.) с вязкостью, большей, чем у нефти. Метод заключается в создании депрессии на пласты и их освоение с постепенным увеличением перепада давлений до предельно допустимых. Депрессия обеспечивает получение коэффициента водонасыщения зоны проникновения, меньшим чем критическое в пластах составляющих hэф.

По данным повторного ННК в этих пластах фиксируется уменьшение гамма-излучения и хлоросодержания. По данным повторного НГК фиксируется изменение водородного индекса в прискважинной части газонасыщенных пластов из-за снижения плотности газа.

В нефтенасыщенных пластах при снижении давления до значений ниже давления насыщения по НГК, замерам термометрами и плотностномерами фиксируется выделение газа. Поступление пластового флюида в скважину и определение его типа контролируется также данными влагомера, термометра, дебитомера.

Пласты, в которых происходит увеличение водородного индекса (по данным ЯМК) относятся к hэф при разработке нефтяной залежи в режиме растворенного газа, а при разработке газовой залежи — в режиме истощения.

Условия, благоприятные для применения способа - это хорошее качество цементирования; наличие большого газового фактора в нефтенасыщенных пластах, газонасыщенный разрез.