Page 28 - 4290

а) розшаровуватись глинистими породами на ряд проникних
пропластків;
б) частково заміщуватись щільними породами у
покрівельній чи підошвенній частинах;

в) повністю заміщуватись щільними породами на локальних
ділянках.
За положенням відносно покладу розрізняють

неоднорідності:
а) крайові;
б) центральні;
в) площинні, що розташовані локально по всьому покладу.

Для кількісної оцінки неоднорідності розраховують
коефіцієнт, що характеризує витриманість пласта, його
розчленуватість, літологічну зв'язність і піщанистість. Основою

для розрахунку служать матеріали детальної кореляції, літолого-
фаціальні і зональні карти.
6 Розмиви і перерви в осадонакопиченні. У практиці

розробки нафтових покладів велике значення мають геофізичні
методи контролю і регулювання цього процесу, а саме:
1) вивчення розподілу рідини вздовж стовбура свердловини;

2) аналіз просування поточних контурів нафтоносності і
обводнення експлуатаційних об'єктів.
При цьому використовують розходоміри, дебітоміри,
резистовиміри, щільностоміри, вологоміри, термометри,

локатори муфт та ін.
Таким чином, за результатами непрямих геофізичних
методів можна отримати дуже широку інформацію про нафтові і

газові поклади.

Гідродинамічні методи дослідження свердловин

Методи гідродинамічних досліджень пластів дають змогу
вивчати набагато більшу у порівнянні з прямими і геофізичними

дослідженнями частину пласта. За даними М. Н. Кочетова об'єм
досліджуваної частини пласта за лабораторними аналізами
зразків керну коливається від 0,00004 до 0,00016 %, за

геофізичними даними - від 0,022 до 0,088 %, за гідродинамічними
– від 35,3 до 100 % .

25