Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное образовательное бюджетное учреждение высшего профессионального образования

«Пермский государственный национальный исследовательский университет»

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии

Дипломная работа

Анализ геолого-технологических исследований на Мосинском месторождении

Исполнитель:

Гребенкин М.И.

Научный руководитель:

Алексеева О.Л.

Пермь 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

2. МЕТОДИКА ГТИ

2.1 Общие сведения о методике

2.2 Геологические задачи станции геолого-технологических исследований, принципы и методы их решения

2.3 Аппаратура ГТИ

3. АНАЛИЗ ГТИ НА МОСИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Геолого-геохимические исследования

3.2 Характеристика свойств и состава нефти

3.3 Анализ геохимических параметров месторождения

4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время по всей России проводятся интенсивные поисково-разведочные работы в результате которых выявляются как новые нефтяные месторождения, так и новые залежи на раннее открытых месторождениях. Невозможно себе представить ни одного вида бурения без участия партии ГТИ. Геолого-технологические исследования проводятся для сокращения строительства скважин, оптимизации режима бурения и безаварийной проходки скважин. Главной задачей партии ГТИ являются геолого-геохимические исследования.

Целью настоящей работы является анализ геолого-технологических исследований на Мосинском месторождении.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

· Сбор и анализ данных по Мосинскому месторождению;

· Построение сводной литолого-стратиграфической колонки Мосинского месторождение;

· Изучение методики проведения ГТИ;

· Построение стратиграфических колонок скважин №313 и № 325 и их стратиграфическая корреляция;

· Построение диаграмм и гистограмм;

· Сбор и анализ данных по геолого-технологическим исследованиям;

· Анализ геолого-геохимических исследований на Мосинском месторождении.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

1.1 Общие сведения о месторождении

Мосинское месторождение расположено в Октябрьском районе Пермской области, в 28 км севернее районного центра (ж.-д. ст. Чад). Ближайшее разрабатываемое Дороховское месторождение находится в 8 км к юго-западу от месторождения; Курбатовское - в 11 км восточнее. Запасы нефти по этим месторождениям утверждены ГКЗ РФ. Связь с областным центром осуществляется по автомобильному шоссе Пермь-Кунгур-Орда-Медянка-Богородск ( Рис. 1.1.).

Ведущей отраслью в экономике района является сельское хозяйство. Перерабатывающая промышленность представлена деревообрабатывающим заводом, в районе имеется значительное количество строительных организаций. Основным населенным пунктом является пос. Октябрьский (ж.-д. ст.Чад). Населенные пункты на территории района работ расположены около небольших рек; наиболее крупные из них: села Алтыновское, Мосино, Порозово, Озерки, Ключики.

Рельеф местности преимущественно увалистый. Холмы и увалы достигают высоты 300 м. К межувалистым понижениям приурочены долины рек Сарс, Ирени и ее притоков. На площади месторождения речная сеть представлена р.р. Кундарыш, Тюш и ее притоком Шаинга.

Развиты карстовые формы рельефа. В районе имеется значительное количество известняка пригодного для промышленного использования.

Климат района умеренно-континентальный с холодной продолжительной и снежной зимой, теплым летом. Среднегодовая температура воздуха составляет 0,4?С. Самым холодным в году является январь со среднемесячной температурой -16?С, самым теплым - июль со среднемесячной температурой +16?С. Большая часть осадков выпадает в теплое время года с максимумом в июле. Годовая сумма осадков составляет 786 мм. Преобладают ветры юго-западного направления.

Нефть Мосинского месторождения транспортируется на ДНС “Курбаты”. Далее нефть совместно с нефтью Дороховской группы месторождений по нефтепроводу “Курбаты-Чураки-Губаны-Кокуй” поступает на ЦППС Кокуйского месторождения. На месторождении добыто 55 тыс.т нефти.

Рис 1.1. Карта нефтегазоносности Пермского края

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

Характеристика геологического разреза на Мосинском месторождении составлена на основе унифицированных стратиграфических схем Русской платформы 1988 г. и Урала 1990 г. с поправками, принятыми в 1990 г. на Пленуме межведомственной стратиграфической комиссии по каменно-угольной системе. Эти поправки касаются подъярусного деления визейского яруса.

Геологический разрез Мосинского месторождения изучен по данным структурных, поисковых и разведочных скважин до глубины 2595 м и представлен отложениями четвертичной, пермской, каменноугольной и девонской систем.

ПРОТЕРОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА

Верхний отдел

Вендский комплекс

Отложения комплекса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Вскрытая толщина комплекса 52 м.

ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА

Девонская система

Отложения девонской системы представлены средним и верхним отделами, залегающими на размытой поверхности вендского комплекса толщиной 510-552 м.

Средний отдел

Представлен живетским ярусом. Разрез представлен аргиллитами, алевролитами с прослоями песчаника.

Верхний отдел

Представлен фаменским и франским ярусами. Отложения представлены известняками органогенными, местами глинистыми, доломитизированными; в нижней части битуминозные известняки, иногда мергели.

К нижней части франского яруса приурочены терригенные отложения, сложенные аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников толщиной 3-10 м (тиманский и пашийский горизонты).

Каменноугольная система

Нижний отдел

В нижнем отделе каменноугольной системы выделяются турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейские отложения, представленные известняками, прослоями глинистыми, слабо доломитизированными имеют толщину 50-58 м. К верхней части яруса приурочен промышленно нефтеносный пласт Т1.

Отложения визейского яруса представлены кожимским и окским надгоризонтами.

Отложения кожимского надгоризонта представлены песчаниками, алевролитами с прослоями аргиллитов. Преобладают песчаники и алевролиты. Подразделяются на бобриковский и радаевский горизонты толщиной 21-39 м и 12-22 м соответственно, к которым приурочены промышленные залежи нефти (пласты Бб1, Бб2, Мл).

Отложения окского надгоризонта подразделяется на две пачки: верхнюю - карбонатную и нижнюю - терригенную.

Карбонатная часть разреза представлена известняками, участками глинистыми толщиной 141-159 м.

К песчаникам и алевролитам верхней терригенной части разреза приурочен промышленно нефтеносный пласт Тл2-б.

Терригенная часть разреза сложена чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников толщиной 23-31 м.

Отложения серпуховского яруса представлены известняками, участками глинистыми, с прослоями доломитов толщиной 172-211 м.

Средний отдел

Башкирский ярус несогласно залегает на известняках серпуховского яруса. Толщина яруса 53-86 м; отложения представлены известняками, участками глинистыми, окремнелыми.

Московский ярус представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами состоящими из карбонатных и глинистых пород.

Верейский горизонт представлен чередованием известняков глинистых с редкими прослоями доломитов и аргиллитов с алевролитами. Толщина 49-51 м.

Каширский горизонт сложен известняками с прослоями доломитов и маломощными прослоями аргиллитов в нижней половине горизонта. Толщина горизонта 50-63 м.

Мячковские отложения толщиной 70-124 м, подольские 57-136 м.

Верхний отдел

Верхний отдел каменноугольной системы сложен карбонатными породами толщиной 145-180 м.

Пермская система

Нижний отдел

Отложения пермской системы представлены нижним отделом, в состав которого входят сакмарский, артинский, кунгурский и ярусы.

Разрезы артинского и сакмарского ярусов представлены известняками органогенно-детритовыми, глинисто-битуминозными и доломитами сульфатизированными. Толщина артинских отложений 379-490 м; сакмарские отложения имеют толщины 313-383 м.

В составе кунгурского яруса выделяются филипповский и иренский горизонты.

Филипповский горизонт представлен доломитами, местами сульфатизированными, кавернозными; в нижней части горизонта залегают известняки. Толщина 0-72 м.

Иренский горизонт представлен не в полном объеме: верхние его пачки размыты. Литологически иренский горизонт представлен чередованием ангидритов, доломитов и гипсов толщиной 0-62 м.

Разрезы артинского и сакмарского ярусов представлены известняками органогенно-детритовыми, глинисто-битуминозными и доломитами сульфатизированными. Толщина артинских отложений 379-490 м; сакмарские отложения имеют толщины 313-383 м.

Общая толщина пермских отложений изменяется от 692 м до 873 м.

КАЙНОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА

Четвертичная система

Отложения почти повсеместно залегают на размытой поверхности нижнепермских отложений и представлены чередованием глин, песков, супесей, суглинков. В местах выхода кунгурских отложений на поверхности развита карстовая брекчия. Мощность четвертичных отложений и карстовой брекчии 0-15 м.[10]

Рис. 1.2 Литолого-стратиграфический разрез Мосинского месторождения

1.3 Тектоника

Мосинское месторождение состоит из трех поднятий: Карабаевского, Мосинского и Бахтинского.

Месторождение расположено на юге Пермского края в северной части Октябрьского района. В 1,5 км от поселка Мосино. Удаленно от г. Перми на 154 км на юг по прямой траектории.

Мосинское месторождение согласно нефтегазогеологическому районированию входит в Кунгуро-Уфимский нефтегазоносный район Пермско-Башкирской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоностность, этого района связана с карбонатными среднекаменноугольными, терригенными нижнекаменноугольными, карбонатными нижнекаменноугольно-верхнедеврнскими и терригенными девонскими отложениями.

В тектоническом отношении, месторождение приурочено к юго-восточной части Бымско-Кунгурской впадины (рис.1.1,1.3). Мосинское месторождение связано с тектоно-седиментационными структурами нижнего карбона, позднедевонско-турнейскими органогенно-карбонатным массивами.

Представления о строении поверхности кристаллического фундамента базируются на результатах региональных тематических работ и данных других геофизических методов разведки.

По поверхности дорифейского кристаллического фундамента район работ находится на южной периклинали Кунгурского свода. Глубина залегания фундамента 4-4,2 км. Рельеф фундамента покрыт толщей рифейских отложений. Поверхность среднерифейских карбонатных отложений (ОГ VВП) погружается на север от минус 2460 м до минус 2560 м с градиентом 10,8 м/км. В рельефе выделяются тектонические Карабаевская и Бахтинская структуры. В центральной части локализуется Мосинское поднятие.

Структурный план ОГ VВП осложнен рядом тектонических нарушений. В центральной части площади выделяется грабен, который трассируется в северо-западном направлении. Его северо-восточное крыло осложнило строение Карабаевской структуры. Разлом существовал до предбашкирского времени.

На поверхности рифейских карбонатных пород залегает толща вендских терригенных осадков толщиной 300-370 м. Поверхность вендских отложений после длительного перерыва покрывают маломощные девонские терригенные отложения. Поверхность ОГ III (кровля тиманского горизонта) характеризуется общим погружением на север от минус 2140 м до минус 2200 м. Градиент погружения 8,7 м/км. В рельефе выделяются те же поднятия фундамента 4-4,2 км. Расчлененный палеорельеф фундамента покрыт толщей рифейских отложений толщиной 1,2-1,6 км.

Размыв территории в предвендское время осложнили поведение отражающего горизонта VВП. По сравнению со структурным планом ОГ VВП наблюдается сокращение амплитуд и размеров поднятий. Эти структурные формы и их крылья послужили основой для роста биогермов в верхнефранско-фаменское время.

Органогенные постройки, осложнившие тектонические поднятия и их крылья, закартированные по ОГ VВП и III, послужили основой для образования структур облекания по поверхности ОГ IIП.[18]

Рис. 1.3 Структурно-тектоническая карта Бымско-Кунгурской впадины

1.4 Нефтегазоносность

Геологический разрез изучен до глубины 2595 м, представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытых четвертичными отложениями.

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Прикамья на Мосинском месторождении промышленно нефтеносны четыре: верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т1), нижне- средневизейский терригенный (пласты Мл, Бб1, Бб2, Тл2-б), верхне-визейско-башкирский карбонатный (пласт Бш) и каширско-гжельский (пласт К).

Характеристики залежей по пластам приводятся ниже.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс

Турнейский ярус

Пласт Т1

В отложениях турнейского яруса в пласте Т1 промышленная нефтеносность установлена на 3 поднятиях: Мосинском, Карабаевском и Бахтинском.

На Мосинском поднятии массивная залежь нефти имеет размеры 2.21.6 км, этаж нефтеносности составляет 9 м. ВНК, принят на абсолютной отметке -1600.7 - 1602.8 м. Площадь нефтеносности равна 1905 тыс. м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 2.4 м.

На Карабаевском поднятии залежь массивного типа, размерами 1.10.5 км, с этажом нефтеносности 7 м. ВНК остался на прежней отметке -1595.2 м. Площадь нефтеносности составляет 394 тыс м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина равна 1.7 м.

Результаты трёхмерного геологического моделирования на основе 3D сейсмики позволили уточнить структурный план по пласту Т1 на Бахтинском поднятии, что привело к разделению ранее единого поднятия на два купола и перераспределению залежей нефти по категориям.

На Бахтинском поднятии (западный купол, район скважины 227) массивная литологическая экранированная залежь имеет размеры 1.10.7 км, этаж нефтеносности равен 10 м. ВНК, расположенный на абсолютной отметке -1545.6 м остался на прежней отметке. Площадь нефтеносности равна 728 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 2.6 м.

На восточном куполе Бахтинского поднятия (район скважины 229) ВНК принят на отметке -1544.9 м по результатам ГИС. Залежь массивного типа, размерами 0.50.9 км, с этажом нефтеносности 0.6 м. Площадь нефтеносности составляет 326 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 1.4 м.

Нижне - средневизейский терригенный комплекс

Радаевский горизонт

Пласт Мл

Промышленная нефтеносность в отложениях радаевского надгоризонта установлена на 2 куполах Мосинского поднятия (районы скв.232 и 241) и на западном куполе Карабаевского поднятия (район скв.238).

На Мосинском поднятии (северный купол, район скв.232) ВНК, принятый на абсолютной отметке -1575.2 м не изменился. Залежь пластовая водоплавающая, имеет размеры 1.90.4 км, этаж нефтеносности 5 м. Площадь нефтеносности составляет 759 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 1.8 м.

На южном куполе Мосинского поднятия (район скв.241) ВНК, принятый на отметке -1571.7 м не изменился. Залежь с юго-востока ограничена условной линией, проходящей через скв.231. Размеры залежи составляют 1.10.7 км, этаж нефтеносности 1.2 м. Площадь нефтеносности равна 689 тыс м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 0,9 м.

На Карабаевском поднятии залежь пластовая сводовая, имеет размеры 1.20.7 км, этаж нефтеносности равен 4 м. ВНК принят на абсолютной отметке - 1562.3 м по подошве пласта Мл в скв.238 с учетом опробования в колонне и остался без изменений. Площадь нефтеносности составляет 743 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 2.5 м.

Бобриковский горизонт

В отложениях бобриковского возраста на Мосинском месторождении по данным промысловой геофизики прослеживается два пласта: Бб1 и Бб2.

Детальная корреляция позволила провести перераспределение нефтенасыщенных объемов из пласта Бб1 в пласт Бб2. Таким образом, нефтеносность пласта Бб1 установлена на Бахтинском поднятии, а пласта Бб2 - на Карабаевском и Бахтинском.

Пласт Бб2

Нефтеносность пласта Бб2 на Карабаевском поднятии установлена на восточном куполе (р-н скв.249). ВНК по залежи принят по подошве пласта Бб1 в скв.249 с учетом опробования в колонне на абсолютной отметке -1554.6 м. Размеры залежи составляют до 0.60.4 км, этаж нефтеносности 2м. Залежь водоплавающая. Площадь нефтеносности равна 217 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 1.7 м.

Пластовая сводовая залежь пласта Бб2 на Бахтинском поднятии имеет размеры 2.50.8 км с ВНК на абсолютной отметке -1513.7 м, принятым по подошве пласта Бб2 в скв.227 с учетом опробования в колонне. Этаж нефтеносности равен 9 м. Площадь нефтеносности составляет 2016 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 2.3 м.

Залежь не разрабатывается.

Пласт Бб1

На Бахтинском поднятии ВНК принят на абсолютной отметке -1491.5 м по результатам опробования в колонне скв.227 с учетом проницаемого пропластка и остался без изменений. Размеры водоплавающей залежи на Бахтинском поднятии по пласту Бб1 - 2.40.9 км, этаж нефтеносности 8,4 м. Площадь нефтеносности составляет 2139 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 2.5 м.

Тульский горизонт

Пласт Тл2-б

По данным промысловой геофизики в отложениях тульского горизонта выделяются пласты Тл2-а и Тл2-б. Пласт Тл2-а на Мосинском месторождении является по данным ГИС водоносным.

Промышленная нефтеносность пласта Тл2-б установлена на Бахтинском и Южно-Бахтинском поднятиях.

На Бахтинском поднятии водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1476.7 м по подошве пласта Тл2-б в скв.227 с учетом опробования в колонне и остался без изменений. Размеры пластово-сводовой залежи составили 2.20.7 км, этаж нефтеносности залежи - 4 м. Площадь нефтеносности равна 1374 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 2.7 м.

На Южно-Бахтинском поднятии в скважине 271 из интервала перфорации 1852.0-1858.0 (-1481.8-1487.8) м получен приток нефти дебитом 6,8 т/сут и пластовой воды 0.35 м3/сут (заколонный переток) через 3 мм штуцер. ВНК, принятый на абсолютной отметке -1487.4 м по подошве пласта Тл2-б в скв.271 с учетом опробования в колонне не изменился. В скв.223 пласт по ГИС является водоносным, его кровля отмечена на абсолютной отметке - 1487.0 м.

Залежь пластово-сводового типа, размерами 0.70.5 км, с этажом нефтеносности 5.0 м. Площадь нефтеносности равна 320 тыс м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 2.7 м.

На Карабаевском поднятии (р-н скв.249) залежь нефти промышленного значения не имеет.

Верхневизейско-башкирский карбонатный комплекс

Башкирский ярус

Пласт Бш

Промышленная нефтеносность установлена на 2 куполах Мосинского поднятия (районы скв.313 и 325) и Карабаевском поднятии. Водонефтяные контакты, принятые по нижним отверстиям перфорации с учетом проницаемых прослоев остались без изменений.

На Мосинском поднятии (северный купол, район скв.313) массивная залежь имеет размеры 1.50.5 км, этаж нефтеносности 8 м. ВНК принят на абсолютной отметке -1099.9 м. Площадь нефтеносности равна 688 тыс. м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 1.2 м.

На южном куполе Мосинского поднятия (район скв.325) ВНК, принятый на абсолютной отметке -1099.3 м не изменился. Залежь массивного типа, размерами 1.90.3 км, с этажом нефтеносности 5.0 м. Площадь нефтеносности составляет 773 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 1.7 м.

На Карабаевском поднятии залежь массивного типа, размерами 1.21.1 км, этаж нефтеносности 14 м, с ВНК на абсолютной отметке -1116.9 м. Площадь нефтеносности равна 879 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 1.6 м.

Каширо-гжельский нефтегазоносный комплекс

Каширский горизонт

Пласт К

Промышленная нефтеносность пласта К установлена на Мосинском поднятии. Ранее эта залежь рассматривалась совместно с верейским пластом В1 как водоплавающая. В данном отчете предлагается к рассмотрению пласт К, как перфорированнный; пласт В1 по данным ГИС водоносен.

Водонефтяной контакт остался на прежней отметке -1030.4 м, принятый по подошве пласта К в скв.241 с учетом испытания в колонне.

Залежь по типу - пластовая сводовая, размеры ее 2.50.9 км, этаж нефтеносности - 18.3 м; ограничена литологическим экраном с северо-запада и юго-востока.

Площадь нефтеносности составляет 2651 тыс. м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 3.2 м.[14]

Ниже представлены краткие сведения о залежах Мосинского месторождения (таблица 1.).

Таблица 1

Пласт	Поднятие, скважина	Тип залежи	Размер |залежи, км	Высота залежи, м	| Положение ВНК, м
К	Мосинское, скв. №239,241	Пластова, Сводовая, литологически. экранированная	2,5x0,9	18	-1030,4
	Карабаевское, скв. № 249		1,2х1,1	14	-1116,6
Бш	Мосинское, скв. № 231	Массивная	1,9x0,3	5	-1099,9
	Мосинское, скв. 239		1,5x0,5	8	-1099,9
ТЛ2б	Бахтинское, скв. 227	Пластовая, сводовая	2,2x0,7	4	-1476,7
	Южно- Бахтинское, скв. 271			11	-1487,4
Б61	Бахтинское	Пластова, водоплавающая	2,4x0,9	5	-1491,5
Бб2	Бахтинское, скв. № 227,229	Пластовая,сводовая	2,5x0,9	9	-1513,7
	Карабаевское, скв. № 249		1,1x0,6	2
Мл	Карабаевское, скв. № 238	Пластовая, сводовая		4	-1562,3
	Мосинское, скв. 232	Пластовая, водоплавающая	1,9x0,5	5	-1575,2
	Мосинское, скв. № 239
	Мосинское, скв. 241		1x0,7	1,2	-1571,7
Т	.Карабаевское,,,, скв. 248		5x0,9	7	-1595,2
	Мосинское, скв. № 232		1x0,7	9	-1600,7
	Мосинское, скв. № 239	Массивная	5x0,9	9	-1602,8
	Бахтинское, скв. №229		1,9x0,3 /	10	-1545,6
	Бахтинское, скв. № 227	Массивная, литологически экранированная	5x0,9	10	-1545,6

В целом по залежам Мосинского месторождения протоколом ЦКЗ МПР России № 266 от 05.03.2003 г. утверждены начальные геологические и извлекаемые запасы нефти категории: С1 -2540/700 тыс.т, кат., С2 -192/45 тыс.т и растворенного газа.[14]

2. МЕТОДИКА ГТИ

2.1 Общие сведения о методике

Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.

ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения.

Геологические задачи:

• Оптимизация получения геолого-геофизической информации - выбор и корректировка:

• интервалов отбора керна, шлама, образцов грунтов;

• интервалов, методов и времени проведения изменяемой части обязательных детальных исследований ГИРС.

• Оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза.

• Оперативное выделение пластов-коллекторов.

• Определение характера насыщения пластов-коллекторов.

• Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов- коллекторов.

• Контроль процесса испытания выделение- гидродинамических и технологических харрактеристик пластов при испытании и опробовании объектов.

• Выявление реперных горизонтов.

Технологические задачи:

• Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений и поглощений при бурении.

• Оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач.

• Распознавание и определение продолжительности технологических операций

• Выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот.

• Раннее обнаружение проявлений и поглощений при спуско-подъемных операциях, управление доливом.

• Оптимизация спуско-подъемных операций.

• Контроль гидродинамических давлений в скважине.

• Контроль пластовых и поровых давлений, прогнозирование зон АВПД и АВПД.

• Контроль спуска и цементирования обсадной колонны.

• Диагностика предаварийных ситуации в реальном масштабе времени.

• Диагностика работы бурового оборудования.

Геолого-технологические исследования включают в себя обязательный и дополнительный комплексы. Состав комплексов ГТИ, перечень подлежащих выполнению работ, количество и перечень измеряемых параметров оговариваются Заказчиком при заключении контракта.

Комплексы ГТИ при бурении скважин различаются в зависимости от их категорий: опорные параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные, горизонтальные. В виду того, что изучаемые скважины Мосинского месторождения являются горизонтальными, то в процессе их строительства был проведен следующий комплекс исследований.

В процессе проведения ГТИ выполняется следующие виды работ, измерений и исследований:

• эпизодический отбор, подготовка и анализ образцов горных пород шлама (керна - по отдельному заказу);

• эпизодический отбор и анализ проб бурового раствора;

• непрерывное измерение параметров бурового раствора устанавливаемыми в циркуляционной системе соответствующими датчиками;

• извлечение из части циркулирующего бурового раствора углеводородных и неуглеводородных газов путем непрерывной принудительной дегазации;

• непрерывный анализ ГВС на суммарное содержание У В газов, а также на содержание метана и тяжелых углеводородов, а по отдельному заказу - на содержание сероводорода, водорода, кислорода, углекислого газа, паров воды и т. п.;

• циклический (с периодом не более 3-х минут) покомпонентный газовый анализ на метан, этан, пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан с помощью хроматографа;

• автоматическое измерение технологических параметров процесса бу- гния устанавливаемыми на буровом оборудовании соответствующими датчикам;

• визуализация получаемой информации на мониторах компьютеров и станции ГТИ, на пульте бурильщика, на компьютерах буровою мастера и супервайзера;

• интерпретация полученной технологической и геолого-геохимической информации.[1]

2.2 Геологические задачи станции геолого-технологических исследований, принципы и методы их решения

Основные геологические задачи

В процессе бурения службой ГТИ решаются следующие основные геологические задачи:

• Оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза на основании интерпретации шламограммы, кернового материала и детально-механического каротажа (ДМК) с привлечением материалов; геофизических исследований скважин (ТИС);

• Выделение коллекторов;

• Оценка характера насьпцения перспективных интервалов разреза.

• Для решения этих задач проводятся следующие исследования:

• Отбор, подготовка шлама и керна к исследованиям;

• Литологическое описание пород, отобранных в виде шлама, и послойное литологическое описание керна;

• Выявление реперных горизонтов;

• Детально-механический каротаж (первоочередное расчленение разреза);

• Оперативное выделение пластов-коллектоторов;

• Определение пористости пород;

• Газовый каротаж;

• Люминесцентно-битуминологический анализ шлама и керна;

• Оценка характера насыщения перспективных интервалов разреза;

• Фильтрационный каротаж (расходометрия).[1]

Отбор и подготовка шлама и керна для исследований

Отбор шлама осуществляют для оперативного получения информации о свойствах разбуриваемых пород и изучения геологического строения разреза, вскрываемого скважиной.

Пробы шлама необходимо отбирать из интервалов, бурения от 5 м (при исследовании скважин по всему разрезу) до 1-2 м (в перспективных участках разреза и при подходе к маркирующим горизонтам). Время отбора должно обеспечивать вынос шлама из интервала проходки не менее 0,5 м.

Маркирующими горизонтами являются:

• Кровля карбонатной части артинского яруса

• Верхняя пачка аргиллитов верейского горизонта

• Кровля башкирского яруса

• Кровля турнейского яруса

• Кровля терригенной части кыновского горизонта

Объем отбираемого шлама должен обеспечивать представительность пробы и быть достаточным для проведения комплекса оперативных исследований и получения контрольной пробы.

Отбор шлама следует производить из потока выходящей промывочной жидкости одним и тем же способом в определенном месте желобной системы. При отсутствии шламотборников отбор шлама производят вручную с помощью сита с размером ячеек не более 2 мм. Допускается отбор шлама с вибросита, имеющего площадь сечения проходных ячеек не более 4 мм.

Время начала отбора шлама определяют расчетным способом по времени выхода с забоя промывочной жидкости из исследуемого интервала с учетом седиментации частиц выбуренной породы в потоке.

Подготовка шлама к исследованиям

Подготовка шлама к исследованиям производится для получения проб, пригодных для оперативных и контрольных исследований, и исключения влияния на их результаты примесей и загрязнений.

Подготовка шлама включает очистку частиц породы от промывочной жидкости и механических примесей, сушку, упаковку и маркировку контрольных проб.

Для очистки частиц от промывочной жидкости отмыв шлама осуществляют непосредственно после отбора на буровой или в станции ГТИ, в емкости с водой объемом не менее 5 л.

При технологических добавках в ПЖ нефтепродуктов и при бурении на известково-битумных растворах для отмывки шлама используют дизельное топливо и подогретую до 50-60 градусов С воду.

Очистку шлама от механических примесей осуществляют при визуальном осмотре отмытых частиц породы, при этом примеси железа могут быть удалены с помощью постоянного магнита.

При визуальном осмотре шлама из него извлекают встречающиеся органические остатки моллюсков, флоры и микрофауны, которые направляют на специальные исследования для уточнения стратиграфии разреза бурящейся скважины.

Упаковку контрольных проб шлама осуществляют в полиэтиленовые пакеты и сопровождают вложением в них этикеток, на которых указывается порядковый номер, интервал и время отбора шлама, номер скважины, название площади, фамилия оператора-геолога.

Отбор и подготовка керна к исследованиям

Отбор и подготовку керна Осуществляют для исследований на буровой и в петрофизических лабораториях с целью оперативной оценки характера насыщения пласта, его фильтрационно-емкостных свойств и интерпретации результатов промыслово-геофизических и геологических исследований.

Отбор керна производят под контролем геологической службы Заказчика с соблюдением правил, обеспечивающих его сохранность, достоверность описания и получения характеристик при исследованиях.

Керн из колонкового снаряда извлекается аккуратно без нарушения его ориентировки, очищается тряпкой или бумагой от глинистого раствора и укладывается в специальные ящики.

Керн укладывают в строгой последовательности, в порядке возрастания глубины скважины и только в одном направлении - слева направо. На ящиках обязательно пишут интервал и наносят стрелку, указывающую направление укладки керна. Мелкие кусочки и обломки керна, последовательность которых невозможно установить, завертывают в плотную бумагу, и укладывают в той же последовательности, что и керн. Если в каком-либо интервале проходки вынос керна отсутствовал, в ящик вкладывается этикетка с указанием интервала и отметкой об отсутствии в нем керна.

Оператор-геолог станции ГТИ осматривает керн, уложенный в ящики, и проводит его макроскопическое описание.

Литологические исследования шлама и керна

Изучение формы и распределение частиц, образующих пробы шлама, проводится для выделения в пробе основной и обвальной породы, литологического расчленения разреза и выделения зон аномально высоких пластовых давлений.

Перед проведением фракционного анализа из пробы шлама отделяют по визуальным признакам частицы обвальной породы, представленной обычно шламинками размером более 7 мм, имеющими неправильную остроугольную форму.

Выделение основной породы с. помощью шламограммы базируется на использовании зависимостей между типом разреза.

Различают 4 основных типа разреза.

1 тип - это литологически однородная толща карбонатных или терригенных пород, достигающая по мощности десятков и сотен метров. Как правило, такому разрезу соответствует шламограмма, представленная на 80 -- 100 % основной породой. Обвальная порода составляет небольшой процент (до 20%) и равномерно представлена по всему разрезу. Если описываемый тип разреза только что вскрыт, обвальная порода в составе шламограммы может быть значительной (до 80-90%) и по мере углубления, забоя количество ее снижается, а основной постепенно увеличивается до 80-100%.

2 тип - чередование литологически однородных пластов средней мощности (15-40 м). На шламограмме наблюдается резкое увеличение (до 60-70%) концентраций отдельных литологических разновидностей пород. Первое появление данной литологической разности в пробе отмечается как ее кровля. Нижней границей является глубина, с которой концентрация исследуемой породы начинает снижаться.

3 тип - представлен частым чередованием литологически разнородных пластов небольшой мощности (от 3-5 до 10-12 м). Обычно это чередование песчаников (реже известняков) с глинами, аргиллитами. Начало разбуривания различных пластов фиксируется появлением новой литологической разности. Как правило, это песчаники, содержание их с углублением скважины сравнительно невелико (не более 10-20%). Подошва пластов отмечается по уменьшению поступления в шламовую смесь соответствующей литологической разновидности.

4 тип - представлен литологически разнородным разрезом (с 3-4 литологическими разностями), сложенными рыхлыми породами, которые обуславливают образование значительных объемов обвальных пород (песчаников, известняков, глин и т.д.). Данный тип характеризуется, наличием в пробе шлама примерно одинакового количества различных пород и определение типа разреза по шламограмме становится практически невозможным.

После отделения из шлама обвальной породы тщательно отмывают частицы породы от ПЖ и выделяют основную породу и литологические разности (если они присутствуют).

Затем проводят фракционный анализ шлама основной породы, используя сита с диаметром отверстий 2,3,5,7, мм. |

С помощью сит каждую литологическую разность шлама основной породы методом мокрого ситования разделяют на 4 габаритные фракций:

• фракция Ф1 с размером частиц 2 < d. < 3 мм;

• фракция Ф2 с размером частиц 3 < d <5 мм;

• фракция ФЗ с размером частиц 5 < d< 7 мм;

• фракция Ф4 с размером частиц d > 7 мм.

Затем определяют процентное содержание частиц разных фракций.

После выделения основной породы и проведения фракционного анализа составляется предварительное литологическое описание. Шлам исследуется с применением бинокулярного стереоскопического микроскопа типа МБС.

Литологические исследования керна. Керн исследуется с помощью лупы с 6-12-кратным увеличением.

Керн, поднятый и уложенный в специальные ящики, подвергается непосредственно на буровой визуальному просмотру и описанию, в котором отражается последовательность его извлечения - по интервалам отбора сверху вниз, дается краткая литологическая характеристика породы, указываются мощности отдельных слоев и характер их залегания (согласное, несогласное, углы наклона и др.). Карбонатность породы определяется по реакции с соляной кислотой: у известняков при взаимодействии с ней наблюдается бурное выделение пузырьков углекислого газа; доломиты, по внешнему виду часто не отличимые от известняка, в куске не вскипают (вскипают в порошке). Из каждой литологической разности пород отбираются образцы керна для более тщательного исследования в условиях станции и при необходимости - последующего детального анализа в стационарных лабораториях.

Визуальные исследования шлама и керна. Макро- и микроскопические исследования образцов горных пород осуществляются для визуальной оценки литологического состава разбуриваемых пород. Эти исследования проводятся с помощью бинокулярного, стереоскопического микроскопа МБС-10, входящего в состав геологического модуля станции ГТИ.

При визуальных исследованиях керна и шлама определяются следующие признаки, характеризующие образец горной породы:

• название и цвет породы;

• структура и текстура породы, степень и крупность ушлотненности породы;

• состав и тип цемента;

• тип коллектора и характеристики пористости. Схема визуального описания пород по образцам шлама и керна и основные характеристики, определяемые при визуальных исследованиях, даны в таблице.

Таблица 4

Признак	Характеристика или пример описания
Название породы
Цвет (во влажном состоянии)	Серый, буровато-серый, темно-серый, с зеленоватым оттенком
Структура породы	Обломочные породы >1,0 - Грубообломочная (псефитовая) 1.0 - 0,5 - Крупнозернистая песчаная (псамитовая) 0,5 - 0,25 - Среднезернистая песчаная 0,25 - 0,10 - Мелкозернистая песчаная 0,10 - 0,01 - Алевритовая <0,01 - Пелитовая Неотсортированная - Разнозернистая Карбонатные и другие химические породы > 1,0 - Грубокристаллическая (грубозернистая) 1.0 - 0,5 - Крупнокристаллическая 0,5 - 0,25 - Среднекристаллическая 0,25 - 0,10 - Мелкокристаллическая 0,10-0,01 - Скрытокристаллическая или меловая <0,01 - Афанитовая Неоднороднозернистая - Оолитовая, сферолитовая, сгустковая, комковатая, органогенная, органогенно-обломочная и т.д.
Текстура породы	Слоистая, массивная, чешуйчатая, оскольчатая
Твердость, степень уплотненности породы	Твердые, сильно уплотненные породы .кварцевого и кремнистого состава, при,царапании оставляют след на стекле;, менее твердые и уплотненные породы (карбонатные, гипс, ангидрит, соли) царапаются стеклом
Крепость породы	Крепкие (с трудом колются молотком), Средней крепости (колются молотком), Слабой крепости (разламываются рукой), Рыхлые и сыпучие.
Состав цемента	Глинистый, карбонатный, кремнистый, железистый,гипсовый
Тип цемента	Базальный (основной) Поровый Порово-базальный, Контактовый, Коррозионный (разъедания) Сгустковый (пятнистый)
Тип коллектора	Поровый Трещинный , Трещинно-поровый Порово- трещинный
Пористость и кавернозность	< 0,01 - Тонкопористая 0,01 - 0,25 - Мелкопористая 0,25 - 0,5 - Срёднепорйстая ! 0,5 - 2,0 - Крупнопористая > 2 - Кавернозная
Трещиноватость	< 0,0002 - Субкапиллярные 0,0002 - 0, 001 - Микротрещины 0,001 - 0, 01 - Волосные 0,01 -0,05 - Тонкйе 0,05 - 0,1 - Очень мелкие 0,1 -0,5 - Средние 0,5 - 1,0 - Крупные 1,0-2,0-Грубые 2.0 - 5,0 - Макротрещины 5.0 - 20,0 и более - Широкие макротрещины
Битуминозность, нефтенос-ность	- выделение битума или нефти по порам, кавернам, трещинам; - пропитка породы нефтью; - окрашенность породы нефтью в бурый цвет; - запах нефти на свежем изломе породы
Наличие минеральных включений, органических остатков	Включения пирита, гиясгц ангидрита, кальцита и др., остатков фауны и флоры, обломков других пород .

Карбонатометрия шлама и керна.

Определение карбонатности образцов осуществляется для литологического описания карбонатных пород осадочного комплекса. '

Общая и дифференцированная карбонатность определяется по результатам реакции взаимодействия кальцита и доломита с водным раствором соляной кислоты известной концентрации.

Скорость протекания реакции зависит, в основном, от температуры. При нормальных условиях (1=20°С, р=760 мм.рт.ст) практически полное взаимодействие кальцита с кислотой происходит примерно за 120 с. Реакция с доломитом завершается при н.у. в течение 40 - 45 мин.

Для предварительной оценки наличия карбонатных веществ в породе необходима из представительной фракции основной порода взять несколько частиц сухого шлама, положить их в чашку Петри и нанести на них из капельницы но нескольку капель концентрированной соляной кислоты.

Признаком карбонатности является характерное газообразование на поверхности шлама, связанное с выделением двуокиси углерода.

Перед началом измерений приготовьте раствор разбавленной соляной кислоты (1:3), для чего в градуированную банку налейте 300 мл дистиллированной воды и добавьте в нее 100 мл концентрированной (х/ч) НС1.

По физическому принципу взаимодействие частиц карбонатных веществ горной породы с соляной кислотой характеризуется следующими критериями.

· Убылью массы образца в процессе реакции.

· Увеличением давления С02 в замкнутом объеме реакционной камеры.

Метод определения карбонатности образцов по убыли массы в процессе реакции основывается на измерении массы образца с кислотой до и после реакции.

Этот метод реализуется взвешиванием исследуемого образца в начале и в конце реакций взаимодействия раствора НС1 с исследуемым образцом породы. При этом используется реакционная камера, конструкция; которой обеспечивает наиболее полное вытеснение выделяемого газа.[15]

Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА)

Люминесцентно-битуминологический анализ основан на свойстве битумоидов, при их облучении ультрафиолетовыми лучами, испускать "холодное" свечение, интенсивность и цвет которого позволяет визуально оценитьс наличие и качественный состав битумоида в исследуемой породе.

Обнаружение, первичная диагностика и выяснение характера распределения битуминозных веществ в горной породе включают: визуальный просмотр шлама (керна) на присутствие битумоидов; капельно-люминесцентный анализ для определения качественного состава и количественного содержания битумоидов в шламе (керне).

Для визуального просмотра из пробы шлама отбираются сухие частицы основной породы, не загрязненные буровым раствором, и просматриваются под люминесцентным осветителем. Присутствие битумоидов обнаруживается по свечению углеводородов, находящихся в порах и трещинах горных пород, вызванному облучением ультрафиолетовыми лучами.

При добавках в буровой раствор нефти или других люминесцирующих веществ частицы шлама или кусочки керна разламываются и просматриваются в свежем изломе под люминесцентным осветителем при 7-10-кратном увеличении. При визуальном просмотре отмечаются цвет, размер и интенсивность люминесценции битуминозных веществ, а также взаимное расположение битуминозных компонентов между собой. Цвета люминесценции, наблюдаемые при визуальном просмотре,, обычно отличаются меньшим разнообразием (голубые, синие, беловато-голубые, беловато-желтые), чем при проведении капельно-люминесцентного анализа.

Для типа битумоидов в исследуемой пробе в долевых условиях используется таблица цветов (таблица 5) представленная ниже. Размер и интенсивность люминесценции битуминозных веществ зависят от индивидуальных свойств изучаемых веществ и. интенсивности возбуждающего света. Учитывая последнее, необходимо по всему исследуемому разрезу применять однотипную аппаратуру со стандартными источниками ультрафиолетовых лучей (К = 366 нм) и светофильтрами (УФО-3, УФС-6).

После визуального просмотра шлама производится капельно-люминесцентный анализ, для чего отбирается 5-7 г сухих частиц шлама основной породы. Шлам измельчается в ступке.

Для анализа целесообразнее брать навеску пробы Ч ,0 г. При навесках 0,1-0,5 г происходит более полная экстракция битуминозных веществ, однако возможны ошибки при определении концентрации битумоидов (за счет неточности при взвешивании навесок). При навесках 2 г, и г более возникает опасность неполного извлечения битуминозных веществ и удлиняется процесс экстрагирования.

Таблица 5

Тип битумоида	Цвет люминесценции капиллярных вытяжек	Компонентный состав вытяжек
ЛБА Легкий битумоид	БГ - беловато-голубоватый	Углеводородные флюиды не содержащие смол и асфальтенов
МБА Маслянистый битумоид	Б - белый ГЖ - голубовато-желтый БЖ - беловато-желтый.,	Нефти и битумоиды с низким содержанием смол и асфальтенов.
МСБА Маслянисто-смолистый битумоид	Ж - желтый ОЖ - оранжево-желтый О - оранжевый ЖК - желтовато-коричневый	Нефти и битумоиды с содержанием масел более 60 %, асфальтенов 1-2 %.
СБА Смолистый битумоид	ОК - оранжево-коричневый СК светло-коричневый К - коричневый	Нефти и битумоиды с содержанием асфальтенов 3- 20%.
САБА-1 Смолисто-асфальтеновый битумоид	ТК - темно-коричневый ЗК - зелено-коричневый КК - красно-коричневый	Битумоиды с содержанием асфальтенов более 20 %
САБА-2 Смолисто-асфальтеновый битумоид	ЧК - черно-коричневый ЧЗ - черно-зеленый Ч-черный	Битумоиды с содержанием асфальтенов более 30 %

Кроме типов битумоидов по капиллярным вытяжкам определяется наличие углеродистых веществ - по появлению на фильтровальной бумаге черных нелюминесцирующих крупинок, серы - по появлению темных нелюминесцирующих полосок (при дневном свете наблюдаются желтоватые блестки, твердых парафинов - по наличию воскообразного налета).

К отрицательным факторам, влияющим на снижение информативности люминесцентно- битуминологического анализа, относятся добавки в буровой раствор нефти и бурение с применением известково-битумных растворов (ИБР). При добавках в буровой раствор нефти необходимо провести ее люминесцентный анализ. В зависимости от соотношения в нефти смолисто-асфальтеновых компонентов и легких фракций изменяется цвет люминесценции пятна:' тяжелые нефти с большим содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов - темно-коричневые, коричневые, оранжево-коричневые цвета; легкие малосмолистые нефти - беловато-голубой цвет пятна. Результаты люминесцентного анализа проб шлама и нефти сравнивают между собой. Если цвета люминесценции пятен капиллярной вытяжки и нефти на фильтровальной бумаге идентичны, необходимо привлечь максимум информации по результатам других методов анализа исследуемого образца (газовый анализ, пористость и др.) для решения вопроса о причинах наличия в пробе битумоидов. При бурении с применением ИБР и отмывкой шлама с применением дизтоплива ЛБА проводится только на образцах керна. Люминесцентно-битуминологический анализ проводится по всему исследуемому- разрезу с шагом отбора шлама. Данные об интенсивности, цвете и типе битумоида по результатам капельно-люминесцентного анализа' заносятся в журнал оператора-геолога, на сводную диаграмму геологических исследований и в сводку геолого-технологических исследований.

Определение пористости пород

Определение пористости пород производится в первую очередь для оценки коллекторских свойств вскрываемых перспективных пластов, однако нередки случаи когда исследования по определению пористости пород ведутся по всему разрезу с целью прогнозирования и предупреждения зон с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Интерпретацию данных плотности и пористости пород необходимо проводить в комплексе с другими методами. ГТИ: макро- и микроописанием пород, механическим и газовым каротажом.

Используются следующие способы оценки пористости:

Визуальная оценка пористости пород методами.

При методе окрашивания отдельные частицы шлама, предварительно высушенные, опускаются в водный или спиртовой раствор различных красителей. Через 1-2 мин частицы извлекаются, избыток влаги удаляется с помощью промокательной бумаги и на свежем изломе шламинок оценивается степень их окрашенности. Породы с высоким коэффициентом открытой пористости характеризуются интенсивной окрашенностью.

При методе нагревания предварительно высушенные образцы породы помещаются в пробирки с горячей водой (1 ~ 90°С). В результате расширения воздуха, находящегося в порах, наблюдается выделение пузырьков воздуха. По интенсивности выделения пузырьков и их величине можно судить о характере пористости.

При методе насыщения высушенные образцы шлама опускаются на 1-2 мин в хлороформ или четыреххлористый углерод. После этого частично- насыщенные частицы шлама опускают поочередно в горячую воду (1 ~ 90°С). Жидкость из пор испаряется, по сравнению с предыдущим методом наблюдается более интенсивное выделение пузырьков газа.

Описанные визуальные метода определения пористости используются для качественной характеристики коллектора. При этом следует исходить из применяемой на практике условной градации пористости пород:

низкая пористость - 0-5%;

средняя пористость - 5-10%;

высокая пористость >10%.

Газовый каротаж

Газовый каротаж основан на изучении количества и состава газа, попавшего в буровой раствор из разбуриваемых или вскрытых скважиной пластов, содержащих углеводородные газы. Газовый каротаж используется для выделения нефтегазосодержащих пластов, выделения зон АВПД, предупреждения выбросов нефти и газа). При газовом каротаже в процессе бурения, непрерывно измеряется суммарное содержание Гсум углеводородных газов.и периодически (с дискретностью равной времени одного цикла анализа на хроматографе)компонентный. состав УВГ, попавших в буровой раствор из разбуриваемых горных пород.

Газовый каротаж после бурения включает непрерывное измерение УВГ и периодическое измерение компонентного состава газа, попавшего в буровой раствор в результате диффузии или фильтрации УВГ из водонефтегазоносных пластов при простое скважины.

Исследования газосодержания промывочной жидкости проводится по стандартной методике, которая заключается:

· в непрерывной дегазации промывочной жидкости с помощью поплавкового дегазатора, устанавливаемого в желобе;

· в транспортировке газовоздушной смести, обогащенной углеводородами, по вакуумной линии в блок газоанализатора;

· в анализе газовоздушной смеси на присутствие углеводородов;

· в регистрации показаний компонентного состава газа в функции глубин;

· в регистрации суммарных газопоказаний (Гсум) в функции времени.

Дежурный оператор-технолог (либо оператор-геолог) газокаротажной станции дополнительно к работе по стандартной методике газового каротажа выполняет следующее:

1) По кривой Гсум, записанной в функции времени, выделяются аномалии, связанные с разбуриванием пород .

2) По диаграмме параметров с помощью калибровочной палетки подсчитывается компонентный состав газа через 10 м проходки на фоновых участках и через 2-3 м в интервалах, дающих аномалии от разбуривания.

...