Разгерметизация пробоотборника на скважине производится с помощью портативной установки. Полученный газ подвергается хроматографическому анализу на содержание УВГ от метана до гексана
Разгерметизация пробоотборника на скважине производится с помощью портативной установки. Полученный газ подвергается хроматографическому анализу на содержание УВГ от метана до гексана.
Если в результате дегазации первой камеры пробоотборника установлено, что скважинная проба представляет собой нефть (либо смесь нефти (30% и более по объему) с водой), то пробу в последующих камерах пробоотборника необходимо доставить в лабораторию для проведения полного анализа.
Интерпретация данных газовой фазы пластового флюида позволяет сделать выводы о характере насыщения пласта (если нет прямых признаков нефти). При этом используются палетки РАГ, ГФК.
Метод основан на измерении температуры бурового раствора на входе и выходе скважин. Применяется для выделения в разрезе коллекторов и зон АВД.
Физическая сущность заключается в том, что различные типы пород, а также флюиды насыщающие их, имеют неодинаковую теплопроводность, вследствие чего при вскрытии скважиной коллектора или зоны АВПД, температура на выходе изменяется.
Дополнительные методы исследования
Температура измеряется непрерывно в функции времени или глубины на выходе и входе в скважину с помощью датчиков: в желобной системе – на выходе и в приемной емкости возле буровых насосов – на входе.
Через 1 м проходки рассчитываются величина дифференциальной температуры и величина градиента изменения температуры бурового раствора с глубиной.
В масштабе, принятом на сводной диаграмме геологических исследований, строятся графики изменения с глубиной температуры на выходе, дифференциальной температуры и градиента температуры.
Затем по точкам, соответствующим установившемуся тепловому режиму с учетом времени отстаивания, стоится график изменения температуры БР с глубиной. После этого в интервалах долблений проводят усредняющие линии и рассчитывают градиент изменения температуры на отдельных участках.
