Если в ограниченной области среды в течение некоторого короткого времени действует внешняя возбуждающая сила, то в результате в этой области среды возникает деформация, и будет наблюдаться перемещение частиц среды во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы, т. е. возникнет периодический процесс последовательного распространения деформации, который называется упругой волной. Этот процесс сопровождающиеся переносом энергии упругой деформации без переноса вещества. Деформацией называют перемещение отдельных частиц среды относительно друг друга под действием внешних сил. Обратимые деформации, исчезающие после снятия нагрузки, называют упругими, в противном случае – неупругими. Среду, в которой нет перехода механической энергии колебаний в тепловую, называют идеально упругой. Горные породы в естественном залегании практически являются (по крайней мере, для тех напряжений, которые возникают при акустическом каротаже) упругими телами.
Упругие деформации можно разделить на деформации растяжения (сжатия), вызывающие изменение объема (без изменения формы), и деформации сдвига, обусловливающие изменение формы (без изменения объема).
Поверхность, отделяющая в данный момент времени область среды, в которой волна уже вызвала колебания частиц, от области, где возмущения еще не наблюдаются, называется передним фронтом (или фронтом) волны. Линию, вдоль которой происходит распространение волны, в каждой своей точке образующую прямой угол с фронтом волны в соответствующий момент времени, называют лучом волны. В однородной изотропной безграничной твёрдой среде, обладающей уп-
ругостью объёма и формы, распространяются упругие волны двух типов: продольные Р и поперечные (сдвиговые) S. По форме фронта волны они могут быть плоскими, сферическими и цилиндрическими. Форма фронта определяется отношением размеров источника излучения к длине волны λ. Если размеры (линейные или радиальные) излучающей поверхности превышают длину волны во много раз, то волна плоская. Вдоль пути распространения поверхность фронта плоской волны не изменяется; амплитуды колебаний
и энергия волны в идеально упругой среде не изменяются; геометрический коэффициент расхождения равен нулю.
Фронт цилиндрической волны, сформированной источником, протяжённость которого много больше его диаметра, увеличивается с расстоянием пропорционально удалению r от источника; убывание амплитуд пропорционально r -1/2, убывание энергии – квадрату амплитуды. Размеры сферического излучателя много меньше длины волны; амплитуды волны убывают с удалением от источника пропорционально r –1, энергия – r –2. В приборах акустического каротажа размеры излучателей, по отношению к длине упругой волны в жидкости, находятся где-то в середине между цилиндрическим и сферическим. Принимается, что коэффициент убывания энергии находится в пределах от 3/2 до 2.Тип волны (продольная, поперечная и т.д.) определяется двумя характеристиками: траекторией колебаний частиц среды и скоростью v её распространения в данной среде, затронутых волновым процессом. Другие характеристики волны – частота f и частотный спектр колебаний, амплитуды А, энергия Е –весьма важны для её описания, особенно на фоне колебаний других волн, но не определяют физической сути волны
2. В жидкостях и твердых телах упругие колебания распространяются в виде продольной волны. Продольная волна несет с собой только деформации объема. Распространение продольной волны представляет собой процесс перемещения зон растяжения и сжатия по направлению распространения волны
(рис.1, а), при этом частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения. В продольной волне направления колебаний частиц параллельны направлению её распространения. Кроме того, в твердом теле образуется поперечная волна, которая связана с деформациями формы. Процесс распространения поперечной волны сводится к скольжению слоев среды относительно друг друга, при этом частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, перпендикулярном направлению распространения волны (рис.1, б). Жидкости не имеют формы, следовательно, невозможна ее деформация, т. е. поперечные волны, могут существовать только в твердых телах.
3. Одной из важных характеристик кинематики упругой волны является скорость ее распространения. Эта скорость зависит от упругих свойств среды и типа волны. Для характеристики свойств идеально упругих однородных и изотропных
сред обычно используется одна из следующих пар констант: модуль Юнга Е (модуль продольной упругости) и коэффициент Пуассона ν (коэффициент поперечного сжатия); модуль сдвига G (коэффициент Ламе) и модуль всестороннего(объемного) сжатия (растяжения) К. Наряду со скоростью распространения важной характеристикой волнового процесса является длина волны λ (м), представляющая собой пространственный период колебаний. Длина волны связана со скоростью v и частотой f колебаний f
λ = v. Длина волны определяет условия ее распространения. Например, продольные и поперечные волны распространяются в телах, геометрические размеры которых, по крайней мере, в 3 раза превышают длину волны. В
стержнях и трубах, диаметр которых меньше λ, продольные колебания распространяются в виде волны растяжения. Распространение упругих волн в горных породах сопровождается постепенным уменьшением их энергии вследствие физических процессов поглощения, рассеяния и геометрического расхождения. Поглощение вызвано эффектами внутреннего трения, теплопроводности и молекулярного поглощения среды и приводит к необратимому превращению энергии волны в другие виды
энергии. При рассеянии энергия переходит в энергию волн других типов, возникающих под действием падающей волны. При АК регистрируют не энергию волн, а их амплитуды А, связанные с энергией выражением: Е = 2π2σ2 f 2 A 2. Уменьшение амплитуды колебаний с увеличением расстояния от источника возбуждения до точки наблюдения для случая плоского фронта распространения упругой волны происходит по экспоненциальному закону:
A = A 0 exp( −α l), (9)
где A0, А – соответственно амплитуды колебаний вблизи источника возбуждения и точки наблюдения, ℓ – расстояние, пройденное волной, α – коэффициент поглощения (затухания) упругих волн. Коэффициент поглощения упругих волн
является показателем потери энергии волн в горных породах вследствие указанных выше физических процессов. )
Наиболее распространенная единица измерения коэффициента поглощения – децибел на метр (дБ/м).
В горных породах на частотах АК эффективное затухание продольной и поперечной волн вызвано в большей степени рассеянием, чем поглощением. Поэтому амплитуды и эффективное затухание используют для выделения в породах различных неоднородностей, в первую очередь трещин, каверн, границ пластов.
4. Рассмотрим распространение упругих волн через плоскую границу двух сред 1 и 2 с разными акустическими свойствами. Предположим, что в среде 1 распространяется продольная упругая волна (она может быть и поперечной). Когда упругая волна Р1 в среде 1, называемая падающей, достигает границы раздела, происходит ее отражение и преломление (рис.2). Засчет энергии падающей волны образуются вто-
ричные волны, которыми являются отраженные волны − продольная Р1Р1 и поперечная Р1S1 и проходящие волны − продольная Р1Р2 и поперечная Р1S2. В физике проходящие волны называются также преломленными. Вторичные волны, имеющие такой же тип, как и падающая волна (в нашем случае продольная)называются монотипными, а отличающиеся от типа падающей волны − обменными. При отражении и преломлении изменяется направление фронта и лучаволны (рис.2). Между направлениями падающей и проходящей волн существует следующее соотношение (закон преломления): 1 1 2 sin α v = sin β v, где α1 −угол падения (угол между лучом падающей волны и перпендикуляром к границе раздела); β (βР и βS на рис.2) – угол преломления (угол между лучом проходящей волны и перпендикуляром к границе раздела); v 1 и v 2 скорости распространения волн в средах 1 и 2. При v 2 > v 1 и некотором критическом угле падения αкр, удовлетворяющем
условию 1 2 = v v кр sin α, угол преломления β = 90° и луч проходящей волны скользит в среде 2 вдоль границы раздела. Такой случай преломления называется полным внутренним отражением. При акустическом каротаже наи-
больший интерес представляют волны, возникающие в результате полного внутреннего отражения.
6. Информативными волнами в пакете являются: головные продольная (Р1Р2Р1) и поперечная (P1S2P1), распространяющиеся в породах; поверхностная волна Стоунли (St), распространяющаяся вдоль границы скважинная жидкость – стенка скважины; в обсаженной скважине также волна Лэмба (волна по колонне), область существования которой представлена телом обсадной колонны. Часть волнового пакета, занимающая временной интервал от первого всту-
пления поперечной головной волны до последних колебаний волны Стоунли, наиболее изменчива. Типы волн, которые удаётся выделить в этом интервале, зависят от упругих свойств пород и скважинной жидкости, частот возбуждаемых ко-
лебаний и затуханий упругих волн в обеих средах. В классическом представлении за поперечной волной следуют малоамплитудные быстрозатухающие и наиболее высокочастотные колебания прямой продольной волны Р1, распространяющейся в скважинной жидкости (рис.5).Последующие колебания волны в жидкости прерываются наиболее интенсивными
в большей части разрезов, низкочастотными колебаниями волны Стоунли St.
7. При акустическом каротаже в скважину опускают глубинный прибор(зонд), соединенный с наземной аппаратурой каротажным кабелем. При подъеме (или спуске) зонда в скважине с заданной периодичностью возбуждают и принимают упругие колебания, которые после их преобразования в электрические сигналы и усиления передают на поверхность в наземную аппаратуру для записи информации. Аппаратура для акустических исследований скважин содержит следующие основные элементы: 1) излучатели, предназначенные для возбуждения колебаний в окружающей среде; 2) приемники, предназначенные для приема упругих волн; 3) акустические изоляторы, предназначенные для подавления энергии упругих волн, распространяющихся целиком или частично по
корпусу глубинного прибора; 4) электронные, электрические узлы и цепи, предназначенные для синхронизации, генерирования, усиления, регистрации поступающих из скважины электрических сигналов; 5) центраторы. При аку-
стических измерениях в скважине происходит трансформация электрической энергии в механическую и обратно, усиление поступающих электрических сигналов, передача их по кабелю и регистрация.
8. В современных типах аппаратуры АК упругие колебания, принятые приемником, усиливаются в скважинном приборе и передаются на поверхность в виде волновых картин. В наземной аппаратуре производится дополнительное усиление сигналов и их регистрация в цифровом виде. Форма вывода полного сигнала, регистрируемого при акустическом каротаже представляется или в виде фазокорреляционных диаграмм (ФКД) или в виде волновых картинок (ВК). Наиболее приемлемая для интерпретации форма записи модуляция ширины фазовых линий амплитудой сигнала (ФКД).
Фазокорреляционные диаграммы позволяет получить общее представление об изменении поля по разрезу скважины путем прослеживания видимых периодов сигнала и их смещений по оси времени. ФКД является достаточно помехоустойчивым видом записи, так как запись ведется с накоплением полезного сигнала на фоне помех.Фазокорреляционные диаграммы представляют собой упрощённое отображение зарегистрированных волновых пакетов. Их получают для каждого двухэлементного измерительного зонда фиксированием на временной оси t выбранных фаз колебаний (обычно максимумов) при каждом срабатывании излу-чателя и отображением положений этих фаз в функции глубины скважины на экране монитора или на твёрдой копии. Для передачи динамических характеристик (амплитуд) колебаний фазовые линии ФКД модулируют цве-
том либо толщиной фазовых линий в чернобелом варианте. ФКД содержат количественную информацию о кинематических характеристиках и частотах всех типов волн возникающих в скважине. Времена распространения, скорости, видимые периоды и частоты волн оценивают по ФКД с использованием тех же алгоритмов, что и для ВК; динамические
параметры по ФКД количественно можно оценить только при компьютерной обработке. При обработке материалов акустического каротажа ФКД служат для выделения основных типов волн и для прослеживания их по разрезу путем прочерчивания вступлений отдельных типов волн. 
9. Принципы выделения основных типов волн на ФКД
Выделение основных типов волн осуществляется на волновых картинах и ФКД с учетом кинематических (время поступления, интервальная скорость) и динамических (амплитуда, видимый период) характеристик. В необсаженной скважине (при правильном выборе длины зонда, мощности излучателя) первойприходит продольная волна и ее выделение трудностей не представляет. Вступление поперечной волны (если vж < vs) следует искать в интервале времени, в 1,7–2,2 раза большем времени вступления продольной волны. В разрезе с высокой скоростью (v > 4 км/с) поперечная волна характеризуется также значительно большей (в 5–10 раз) амплитудой, чем продольная волна, а видимый период S волны в 1,2–1,5 раза больше, чем Ρ волны. В разрезе с низкой скоростью амплитуда P волны снижается, а в трещинноватых породах становится еще мень-
ше (вплоть до полного исчезновения). На ФКД имеется дополнительный признак поперечных волн: разность времен прихода поперечных волн для двух пластов с различными свойствами выше, чем для продольных волн с большей скоростью, и поэтому скачок фазовых линий на границе пластов у поперечных волн, имеющих меньшую скорость, более крутой по сравнению с продольными волнами. Выделение на ФКД фазовых линий, принадлежащих волнам различных типов, производят на границах пластов с контрастными значениями скоростей
v Р, v S, v St (интервальных времен ΔtР, ΔtS, ΔtSt) Р, S, St и других волн. Разные значения приращений (ΔtР2-ΔtР1), (ΔtS2-ΔtS1), и т.д. обуславливают на ФКД для каждой волны только ей присущий наклон фазовых линий на границе двух пластов
(рис.8). На другой границе (верхней, нижней) эта процедура повторяется. Это позволяет однозначно идентифицировать волны разных типов на границах. Принадлежность фазовых линий опредёленным типам волн против однородных пластов достигается их прослеживанием на ФКД между верхней и нижней границами пластов.
10. Акустический каротаж применяется для: расчленения разрезов по значениям скорости vР изатухания αр продольной волны; определения литологии и коэффициентов kп пористости пород с межзерновыми порами, выделение гранулярных коллекторов по значениям kп; расчета пластовых скоростей для целей сейсморазведки; исследований обсаженных скважин с целью оценки качества цементирования обсадных колонн.
12. Квазистационарные тепловые поля в добывающих скважинах обусловлены конвективным теплопереносом (перенос тепла в жидкостях, газах илисыпучих средах потоками вещества)сопутствующим теплообменом между
жидкостью и породами, баротермическим эффектом, калориметрическимэффектом. Время работы скважины должно составлять более 10 часов. Квазистационарные тепловые поля формируются на фоне естественного распределе-
ния температуры и являются аддитивной добавкой к стационарному тепловому полю Земли. Конвективный перенос тепла обусловлен потоком жидкости в стволе скважины, в заколонном пространстве вне перфорированных интервалов и в пласте. Теплообмен потока жидкости с окружающим массивом горных
пород приводит к выравниванию их температур. Однако полного выравнивания температур никогда не происходит, так как конвективный теплоперенос гораздо мощнее теплообмена. Относительный вклад теплообмена возрастает с
уменьшением скорости потока. Фильтрация жидкости и газов в пористой среде, сопровождается эффектом дросселирования.
Нестационарные (переходные) температурные поля обусловлены теми же процессами, что и квазистационарные тепловые поля. Однако в условиях пуска, остановки или изменения режима работы скважины температурные поля изменяются настолько быстро, что даже в процессе одного замера происходят изменения температуры, значительно превышающие разрешающую способность термометра. «Временной эффект записи» термограмм заключается в появлении ложных аномалий температуры, обусловленных сильным изменениемтемпературы во времени в процессе одного замера. Быстрое изменение давления в скважине приводит к проявлению эффекта адиабатического расширения или сжатия.
Δ Т(t) =ηΔ p(t), (1.9) где η – интегральный (средний) адиабатический коэффициент. Значение η для воды примерно 0,0015 °С/ат, для нефтей на порядок выше – 0,014 °С/ат, т.е. при адиабатическом (быстром или в отсутствии теплообмена) падении давления на 10 ат вода охлаждается на 0,01 °С, нефть – на 0,14 °С. При повышении давления наблюдается разогрев флюидов.
13. Измерение температуры по стволу скважины производят в целях изучения: естественного теплового поля Земли; местных (локальных) тепловых полей, наблюдаемых в скважине в процессе бурения и эксплуатации; искусственных тепловых полей, вызванных наличием промывочной жидкости в скважине и цементного раствора в затрубном пространстве.
Геотермическими исследованиями скважин установлено, что на континентах температура пород до глубин 10—40 м подвержена периодическим (суточным, сезонным и годовым) колебаниям, связанным с изменением интенсивности солнечного излучения. (В водных толщах—морских и океанических — годовые колебания температур распространяются до глубин 300 м и более).
Слои, в которых колебания суточных и годовых температур становятся незначительными, названы слоями постоянных суточных и годовых температур, или нейтральными слоями. Температура нейтрального слоя принимается равной среднегодовой температуре поверхности Земли Тг. Основным источником тепловой энергии в недрах Земли принято считать энергию, возникающую при распаде радиоактивных элементов; дополнительными источниками могут быть кристаллизационные и полиморфические превращения, физико-химические и другие процессы, протекающие внутри Земли.
Интенсивность нарастания температуры с глубиной характеризуется геотермическим градиентом Г. За величину геотермического градиента в практической работе принимают изменение температуры Земли в градусах Цельсия на 100 м глубины. Градиент рассчитывают по формуле: Г100=100(Т2-Т1)/(Н2-Н1)
14. Баротермический эффект в пласте – это изменение температуры в насыщенной пористой среде, обусловленное изменением давления при отсутствии фазовых превращений. При отсутствии фильтрации флюида баротермический эффект сводится к эффекту адиабатического расширения и сжатия. При стационарной фильтрации флюида он тождественен эффекту Джоуля-Томсона. При наличии разгазирования в пласте в стволе скважины наблюдается сложный многофазный неизотермический поток воды, нефти и газа. Калориметрический эффект наблюдается при смешивании жидкостей с различной температурой в интервале перфорации и в зоне нарушения обсадных колонн. Дроссельный эффект – это изменение температуры в адиабатических условиях (термодинамическая система не получает теплоты из вне и не отдаёт её, рассматриваемый процесс протекает практически мгновенно) при движении
флюида под действием разности давлений Δ p через среду, обладающую гидродинамическим сопротивлением. Величина установившегося изменения температуры Δ T зависит от коэффициента Джоуля-Томсона флюида ε и депрессии на пласт Δ p: Δ Т = εΔ р.
15. Основным прибором для измерения температуры в скважине служит термочувствительный элемент, перемещаемый по стволу скважины на каротажном кабеле. В качестве такого элемента может использоваться резистивный термометр сопротивлений или полупроводниковый диодный датчик. И тот и другой элемент обладает высоким температурным коэффициентом, позволяющим определять температуру с высокой точностью. Основным достоинством резистора является линейность характеристики R=f(T) до температур порядка 300 °С ивозможность измерять температуру до 1000 °С. При исследовании продуктивных горизонтов и технического состояния скважины необходимо регистрировать температурные аномалии в сотые доли градуса и поэтому разрешающая способность аппаратуры должна составлять тысячные доли градуса. Под разрешающей способностью или чувствительностью термометра понимается ми-
нимальная аномалия, которая может быть надежно выделена путем измерения термометром.Чувствительностьполупроводникового датчика на порядок вышерезистивного и поэтому в настоящее время в современной геофизической аппаратуре он используется гораздо чаще. Одним из существенных недостатков ди-одного датчика является изменение его чувствительности от изменения температуры, а также ограничение измеряемой температуры до 150 °С. Кроме чувствительности имеется такой важный параметр как точность определения температуры, которая зависит от того как правильно провели калибровку термометра в термостате.
16. Задачи, решаемые по термометрии в нагнетательных скважинах
1. Выделение принимающих интервалов. Принимающие интервалы выделяются по изменению градиента температуры при закачке и наличии охлаждения коллекторов на замерах в остановленной скважине. 2. Определение заколонных перетоков. В процессе закачки в нагнетательных скважинах возникает большой перепад давления между забоем и об-саженными коллекторами. Это является причиной нарушения изоляции заколонного пространства и вода попадает в водоносные коллекторы. Задача опре-
деления заколонного перетока вниз, при наличии зумпфа скважины решаетсядовольно просто. Признаком заколонного перетока является нарушение геотермического распределения температуры в зумпфе скважины, немонотонность и расхождение термограмм, зарегистрированных при закачке и изливе в зумпфе скважины. Если заколонный переток отсутствует, то все три термограммы в зумпфе скважины совпадают и выходят на геотерму
3. Определение нарушения герметичности обсадной колонны. По данным термометрии наиболее просто обнаружить нарушение герметичности колонны в зумпфе скважины. Основным признаком негерметичной колонны яв-
ляется нарушение геотермического распределения в зумпфе скважины и расхождение термограмм, зарегистрированных в разных режимах выше интервал нарушения герметичности
17. 1. Выделение работающих пластов. Нижний работающий пласт выделяется увеличением температуры Δ Т, которая пропорциональна перепаду давления Δ р в системе скважина-пласт (дроссельный эффект).Нижняя граница притока соответствует точке с максимальной крутизной участка повышения температуры.Верхний перфорированный пласт за счёт калориметриче-
ского смешивания выделяется, как правило, уменьшениемтемпературы или изменением градиента температуры (на-
клона термограммы) (рис.1.13). Эффект калориметрического смешивания наблюдается потому что температура жидкости, поступающей из верхних пластов меньше температуры нижних пластов. Границам притока соответствуют точки изменения наклона температурной кривой. Выделение совместно работающих пластов
Наиболее четко по данным термометрии выделяется нижняя граница нижнего работающего пласта.
2. Определение интервалов заколонного перетока жидкости. Наиболее просто решается задача определения заколонного перетока снизу, при наличии достаточного длинного зумпфа скважины. Поскольку в зумпфе скважины отсутствует движение флюида, то нарасстоянии 6-8 м от подошвы работающего пласта термограмма в работающей скважине должна приближаться к геотермической. Признаками заколонного перетока снизу являются: нарушение
геотермического распределения в зумпфе в интервале перетока; немонотонное распределение температуру в зумпфе скважины; аномалия калометрического смешивания в подошвенной части нижнего перфорированного пласта
3. Определение нарушения герметичности обсадной колонны и забоя.
Обычно нарушение герметичности обсадной колонны в зумпфе отмечается аномалией дроссельного разогрева, выше перфорированных пластов – аномалией калориметрического смешивания 4. Выделение интервалов поступления газа, смеси нефти с газом.
Признаком поступления газа, смеси нефти с газом является отрицательная температурная аномалия и повышение температуры в этих интервалах после остановки скважины с увеличением забойного давления. Интервалы разгазирования
нефти в пласте с высоким газовым фактором порядка 100 м3/т отмечаются отрицательной дроссельной аномалией при эксплуатации скважины с забойным давлением ниже насыщения.
5. Оценка различия пластовых давлений возможна лишь при большой разности пластовых давлений, причем если высоконапорный пласт расположен выше. По термограммам остановленных скважин часто удается установить
внутриколонный переток из высоконапорного в низконапорный пласт и приближенно оценить разность пластовых давлений.
18. Выделение заводненных коллекторов
Заводненный коллектор, промытый холодной закачиваемой водой выделяется отрицательной температурной аномалией. Поскольку фронт продвижения холодной воды (фронт охлаждения) существенно отстает от фронта вытеснения, то к моменту появления отрицательной температурной аномалии пласт многократно промыт закачиваемой водой.
Пласт, охлажденной закачиваемой водой, уверенно выделяется в длительно простаивающих скважинах. Он отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой Обводненный интервал, определяется по положению точки М, характеризующейся минимальной температурой Δ T. Вспомогательная прямая (аб) проводится параллельно геотерме на расстоянии Δ Т /2. Границы температурного фронта соответствуют точкам пересечения прямой аб изарегистрированной термограммы, примерно на середине температурной аномалии. В действующих добывающих и нагнетательных скважинах при исследованиях в процессе работы скважин наличие потока флюида в стволе скважины не позволяет выделить двигающуюся температурную аномалию охлаждения. В добывающей скважине заводненный пласт, не вскрытый перфорацией, выделяется только в остановленной скважине, поскольку в процессе работы скважины выделяется работающий пласт за счет дроссельного эффекта, а выше температура в скважине определяется температурой восходящего потока флюида). Особенно уверенно заводненный пласт выделяется, если температура в остановленной скважине будет меньше геотермической.
19. В процессе бурения скважины необходимо периодически контро-лировать положение оси скважины. Отклонение оси скважины от заданного направления называется искривлением скважины.
Положение оси скважины на ка-кой-либо глубине Z определяют по двум углам: зенитному углу отклонения скважины от вертикали и дирекцион-ному углу – направлению наклона го-ризонтальной проекции элемента оси скважины, взятой в сторону увеличения глубин (рис.6.1). Обычно вместо дирек-ционного угла пользуются магнитным азимутом наклона скважины φ, полу-чаемым непосредственно в процессе измерений, углом между направлением на магнитный север и горизонтальной проекцией оси скважины, отсчитывае-мым по ходу часовой стрелки. Дирекционный угол отличается от магнитного азимута на величину ± D, т.е. = φ + ± D, где – угол сближения (угол между осевым меридианом и меридианом в данной точке), D – магнитное склонение (угол между географическим и магнитным меридианами в данной точке (восточное со знаком «плюс», западное со знаком «минус»).
Плоскость, проходящая через вертикальную линию и ось скважины на данном ее участке, является плоскостью наклона (искривления) скважины. Измерение искривления скважины называют инклинометрией, а используе-мые для этого приборы – инклинометрами. 
В качестве датчика зенитного угла применяется блок линейных акселе-рометров, состоящий из трех взаимно перпендикулярных акселерометров. Акселерометр – прибор, предназначенный для измерения линейных ускоре-ний, действующих по его измерительной оси, и выдачи электрического сиг-нала в виде напряжения постоянного тока, величина которого пропорцио-нальна линейному ускорению, действующему по измерительной оси, а знак соответствует направлению действия линейного ускорения.
20. При бурении скважины ее фактический средний диаметр изменяется по стволу и отличается от диаметра долота, которым она бурится. При этом на-блюдается как уменьшение диаметра скважины, так и увеличение его, иногда весьма значительное. Поперечное сечение скважины за счет образования же-лобов может существенно отличаться от круга.
Скважинная профилеметрия – это метод определения размеров и формы поперечного сечения скважины и их изменений с глубиной. Метод имеет две модификации – вертикальную и горизонтальную. При вертикаль-ной профилеметрии регистрируют изменения формы и размеров поперечного сечения по стволу. При горизонтальной профилеметрии более детально изу-чается профиль поперечного сечения на фиксированной глубине. Кавернометрией называют частный случай вертикальной профилемет-рии, когда измеряют изменение по стволу скважины среднего фактического диаметра, под которым подразумевается диаметр круга, эквивалентного по площади поперечному сечению скважины неправильной формы.
Конструкции каверномеров и профилемеров в принципе аналогичны. Скважинный каверномер (профилемер) представляет собой одну или не-сколько пар противоположно ориентированных механических подпружинен-ных рычагов, один конец которых скользит по стенке скважины (колонны), а второй соединен с резистивным мостом, преобразующим угловые изменения положения рычага относительно оси прибора в модулированный электриче-ский сигнал. Прибор калибруется при помощи устройства (кольца или гре-бенки), обеспечивающего отклонение рычага (рычагов) на фиксированные углы, соответствующие диапазону измере-ний радиусов для данного типа аппаратуры.
22. Влагометрия скважинной жидкости. Использование влагометрии для исследования состава смеси основано на зависимости показаний метода от диэлектрической проницаемости ее составляющих – нефти и воды. Диэлектрическая проницаемость нефти ε н = 2 отн.ед., воды – ε
в = 80отн.ед.В зависимости от содержания нефти и воды
в продукции скважины конденсатор меняет свою емкость, что приводит к изменению частоты ра-
боты LC -генератора. Существуют две разновидности влагомеров – пакерные и беспакерные\ Измерения влагомерами включены в полный комплекс исследованийэксплуатационныхскважин
24. Комплексной геологической интерпретацией геофизических исследований решаются следующие задачи:
1)Корреляция разрезов скважин.
2)Построение профильных разрезов и карт.
3)Установление последовательности и глубины залегания пройденных скважиной пород.
4)Выделение и оценки залежей полезных ископаемых, пересеченных скважиной.
Для решения указанных задач привлекаются материалы всего комплекса геофиз. исслед-й, а также геологические материалы по данной скважине и скважинам, расположенных в пределах изучаемой площади и соседних районов. Использование геологических данных необходимо для обоснования методов интерпретации геофизических материалов, уточнения получаемых результатов и повышения их надежности.
5 Распространение упругих волн в горных породах сопровождается постепенным уменьшением их энергии вследствие
физических процессов поглощения, рассеяния и геометрического расхождения.Наличие границ и поверхностей раздела разных сред приводит к появлению поверхностных волн. На границе твёрдой среды с жидкостью возникает поверхностная незатухающая волна СтоунлиSt v St < v Р, v S 
В обсаженной скважине в интервалах свободной незацементированной колонны распространяется продольная волна Лэмба (L).
11. Термические методы исследования скважин изучают распределение температуры по стволу скважины. Теплофизические свойства горных пород характеризуются коэффициентом теплопроводности (l) или удельным тепловым сопротивлением (x), удельной теплоемкостью (Ср) и коэффициентом температуропроводности (а). λ характеризует свойство среды передавать тепловую энергию между атомами молекулами и называется удельной теплопроводностью среды [ Вт/м×градус ].
Теплопроводность l жидкостей убывает с ростом температуры и слабо возрастает с ростом давления.
Удельное тепловое сопротивление x – величина, обратная удельной теплопроводности и имеет размерность м×градус/Вт
Удельное тепловое сопротивлении понижается с увеличением плотности, влажности, проницаемости и содержания льда в породе, повышается при замещении в поровом пространстве воды нефтью, газом или воздухом и зависит от сло