Геотермический градиент зависит от плотности теплового потока и удельного теплового сопротивления пород

Среди осадочных пород наибольшие значения удельного сопротив­ления и геотермического градиента соответствуют глинам и глинистым сланцам, меньшие — неглинистым песчаникам и карбонатным породам, минимальные — гидрохимическим отложениям (ангидритам, каменной соли).

Рис. 4.5.10. Термограмма естественного теплового поля (1) и графики изме­нения удельного теплового сопротив­ления пород (2) и геотермиче­ского градиента Г (3)

Метод неустановившегося теплового режима. Когда температуры в скважине и окружающих породах различаются между собой, вырав­нивание их величин происходит с неодинаковойдля различных пород скоростью. Последняя находится в прямой зависимости от параметра а, называемого удельной температуропроводностью пород.

Рис. 4.5.11. Кривые температур, получен­ные при неустановившемся тепловом режиме в скважине: I-Тр>Тп; II -Тр<Тп; 1—глины; 2-известняки; 3 — песчаники; 4 — ангидриты

Сущность метода сводится к регистрации ряда последовательных кривых изменения температур по скважине в процессе восприятия ею температуры пород Тп. Если температура промывочной жидкости Тр выше температуры пород Тп, то породам с повышенной температуро­проводностью (песчаникам, известнякам, гидрохимическим осадкам) соответствуют пониженные показания, а породам с пониженной темпе­ратуропроводностью (глинам) — повышенные показания на термограмме (рис. 4.5.11). Обратное соотношение наблюдается при Тр<Тп.

По термограммам в разрезе скважины можно выделить газоносные пласты. Они отмечаются интервалами пониженных температур, воз­никающих вследствие охлаждения при расширении газа, поступающего из пласта в скважину.

Определение дебита и профиля приемисто­сти.

Скорость движения флюидов в стволе скважины определяют дебитомером. Работы проводятся для выделения работающих нефте-, газо- и водонасыщенных пластов и определение поинтервального де­бита; контроль за поступлением воды при закачке.