3) Аномалии от разбуривания в функции глубины, компонентный состав газа, кривая ДМК переносится на бланк формы представления.

4) Оператор-геолог проводит интерпретацию полученных данных и выдает заключение о продуктивности вскрытых пород.

Применение высокочувствительной аппаратуры, поставило проблему, в ряде случаев довольно затруднительно разобраться в кривых газокаротажных диаграмм, т.е. выделить полезный сигнал на уровне помех. К помехам следует отнести следующие:

- аномалии рециркуляции (не разгазированный газ из раствора вновь попадает в скважину)

- влияния ранее пройденных продуктивных и водоносных интервалов.

- значительное увеличение фоновых газопоказаний после проведения работ с пластоиспытелем.

Хроматограф "Хромопласт” высокоскоростной, портативный, простой в обращении, газовый анализатор "Хромопласт" предназначен для экспресс-анализа покомпонентного состава углеводородов в газовых смесях. В состав определяемых углеводородов входят метан, этан, пропан, изобутан, бутан, изопентан и пентан. Возможно -также расширение диапазона до гексана. Отбор анализируемого газа происходит автоматически по заданному циклу, что особенно важно при проведении газового каротажа в процессе бурения скважин на нефть и газ в полевых условиях.

По своим возможностям прибор превосходит приборы аналогичного класса как в России так и за рубежом, при этом имеет существенно меньшие габариты, вес и стоимость, предъявляя более низкие требования к квалификации обслуживающего персонала.

:области применения:

Прийти в процессе бурения скважин. Газовый каротаж скважин Исследование шлама Экологические исследования Анализ природного газа станциями ГТИ основных производителей

Основные преимущества прибора:

· Время цикла - не более 80 сек;

· Общая масса - не более 15 кг;

· Чувствительность по метану - от 0.0001% об;

· Отсутствие генератора водорода;

· Отсутствие элементов регулировки, доступных оператору.

Принцип действия аналитического блока основан, на методе газожидкостной хроматографии. Разделенная на компоненты газовая смесь воздействует на термокаталитический детектор.

Сигнал с детектора передается и обсчитывается в ПЭВМ типа 1ВМ РС. Далее данные о процентном содержании компонент могут быть переданы в другие программы-клиенты.

Расходометрия

Проводится с целью выявления в процессе бурения проницаемых интервалов, выделения коллекторов и предупреждения осложнений, связанных с поглощениями и проявлениями. Физическая сущность метода состоит в том, что при вскрытии проницаемого пласта ввиду разности забойного и пластового давлений происходит фильтрация бурового раствора в пласт или поступление в скважину пластового флюида, вследствие чего изменяется объем циркулирующей промывочной жидкости и расход ее на выходе из скважины.

Для проведения расходометрии измеряется и сравнивается количество бурового раствора, нагнетаемого в скважину и выходящего из скважины или измеряется объем бурового раствора в приемных емкостях.

При первом способе в процессе бурения непрерывно регистрируется расход бурового раствора на входе и выходе из скважины с помощью расходомеров и определяется дифференциальный расход. При вскрытии коллектора с Пластовым давлением меньше забойного происходит фильтрация бурового раствора в пласт, вследствие чего «расход на входе»<«расход на выходе». По мере увеличения мощности вскрываемого коллектора дебит поглощения будет возрастать и достигнет максимума при вскрытии'подошвы пласта, после чего начнет уменьшаться за счет образования на стенках скважины глинистой корки. При вскрытии коллектора, пластовое давление которого больше забойного, из коллектора будет поступать пластовая жидкость, вследствие чего «расход на выходе» > «расход на входе». По мере увеличения мощности вскрываемого коллектора дебит притока будет возрастать и достигнет максимума в момент вскрытия подошвы пласта, после чего останется постоянным до тех пор, пока величин^ депрессии не изменится.

При втором способе непрерывно регистрируется объем промывочной жидкости в приемных емкостях V. О наличии поглощения или притока судят по изменению объема промывочной жидкости. При разбуривании непроницаемых пород, если не происходит долива или слива бурового раствора, объем его в приемных емкостях будет изменяться незначительно. Возможны небольшие потери раствора в скважине за счет проникновения его фильтрата через глинистую корку и стенку скважины; Эта величина зависит от водоотдачи раствора и почти не меняется за время бурения интервала с одинаковыми геологическими характеристиками. В процессе бурения будет наблюдаться постепенное уменьшение объема бурового раствора в приемных емкостях в связи с углублением скважины й очисткой раствора от выбуренной породы. месторождение геологический шлам порода

Для обнаружения зон поглощения или притока пластового флюида в скважину необходимо, чтобы интенсивность этого поглощения или притока была больше суммы величин фоновых потерь раствора и погрешности измерителя уровня или объема.

Вскрытие проницаемых пластов регистрируется на кривой уровня или объема аномалиями, начало которых соответствует кровле, а максимальное значение подошве пласта. При комплексировании обоих вышеописанных способов проводится измерение расхода и объема (уровня) бурового раствора и непрерывная регистрация расхода или потока на выходе из скважины и уровня или объема раствора в приемных емкостях. Зоны поглощения промывочной жидкости или притока пластового флюида выделяются по изменению ()вых. и V; при поглощении промывочной жидкости будет наблюдаться уменьшение этих величин, а при поступлении в скважину пластового флюида-увеличение. Интенсивность поглощения или притока будет характеризоваться величиной аномалии на кривых объёма.

Интенсивность поглощения или проявления рассчитывается на аномальных участках по изменению во времени дифференциального расхода или объема бурового раствора в приемных емкостях и представляет собой скорость поглощения бурового раствора или проявления пластового флюида.

Интенсивность поглощения зависит главным образом от величины репрессии на пласт, свойств пластового флюида и типа коллектора.

При вскрытии водоносного пласта, в связи со слабой сжимаемостью водных растворов, обычно поглощение бурового раствора не наблюдается. Приток в скважину происходит при Рпл >Ргс и отмечается на кривых 0ых и V. Через полуцикл промывки наблюдается резкое уменьшение Pс.Вых и часто увеличение Гсум.

Вскрытие нефтенасыщенного пласта при РГс>Рпл сопровождается обычно поглощением бурового раствора. Интенсивность поглощения зависит от перепада давления в системе "скважина - пласт", газового фактора и ее: Свойств. При Ргс< Рпл наблюдается приток пластового флюида в скважину, который отмечается на кривых <2Вых и V, а спустя полуцикл промывки - на кривых Гсум.и Рс Вых.

Вскрытие газоносного пласта при Ргс>Рпл сопровождается поглощением бурового раствора, причем интенсивность поглощения может быть очень высокой, если пласт вскрывается со значительным превышением забойного давления над пластовым. При повышенном Рпл наблюдается интенсивный приток газа в скважину, особенно при СПО и наращивании. Его проявление по данным расходометрии часто нельзя обнаружить сразу в связи с высокой сжимаемостью газа. По длительности и интенсивности- поглощения, учитывая литологические особенности изучаемого разреза, можно судить о типе вскрытого коллектора. Для карбонатных коллекторов обычно характерны аномалии поглощения, характеризующиеся большой амплитудой и длительностью. Гранулярные коллекторы характеризуются быстрым уменьшением интенсивности фильтрации после их прохождения, вследствие глинизации поровых каналов.

Ограничения в применении метода связаны ей сложностью учета потерь раствора в циркуляционной системе на поверхности (утечки в жёлобной системе; потери на вибросите и т.д.).

Кривые изменения расхода (потока) и объема бурового раствора заносятся на сводную диаграмму геологических исследований. При поглощении или проявлении оператор-геолог станции ГТИ должен немедленно поставить в Известность об этом буровую бригаду.

Детально-механический каротаж

Первоочередное расчленение разреза производится по данным механического каротажа, то есть по скорости бурения пород с различными физическими свойствами (исключая влияние технологических параметров и допуская зависимость скорости бурения только от литологии) определяется литология этих пород, еще не видя их даже в шламе, но имея перед глазами (и в уме) прогнозный разрез.

Механический каротаж как метод основан на изменении скорости бурения (Умех.) или обратной ее величины - продолжительности бурения заданного постоянного интервала (ДМК). При прочих равных условиях эти параметры зависят от литологического состава, пород и коллекторских свойств. Метод применяемся`' для "литологического расчленения разреза, выделения коллекторов и зон АВПД.

Механический каротаж проводится путем измерения времени бурения заданного интервала проходки (0,1; 0,2; 0,5; 1,0 м) или механической скорости через 0,5; 1,0 м с помощью датчиков, входящих в комплект газокаротажных и геолого-технологических станций.

Механическая скорость бурения зависит как от свойств разбуриваемых пород, так и от ряда технологических факторов (режйма1 бурения, применяемого бурового раствора, технического состояния ствола скважины и т.д.), т.е. является обобщенным параметром, характеризующим процесс разрушения горной породы. Из Технологических факторов наибольшее влияние оказывают нагрузка на долото, частота вращения долота, расход- бурового раствора, величина дифференциального давления в системе "скважина-пласт".

При постоянном режиме бурения механическая скорость будет определяться критическим напряжением горных пород, которое характеризует физико-механические свойства пород, в том числе плотность и пористость.

Наибольшими критическими напряжениями отличаются монолитные кварциты и полиминеральные магматические породы, из осадочных - известняки, прочность которых повышается с увеличением степени кристаллизации и окаменелости. Доломитизация и выщелачивание известняков, приводящие к появлению вторичной пористости, а также глинизация резко снижают их прочностные свойства.

Критическое напряжение песчано-алевритовых пород зависит от степени цементации песчаного материала и его минерального состава. Наибольшую прочность имеют кварцевые песчаники с кремнистым цементом, наивысшую - песчаники с глинистым цементом. Глины, аргиллиты, пески отличаются низкими знаниями критического напряжения.

Так как на скорость бурения, помимо; литологического состава пород, оказывают влияние разнообразные технологические, факторы, последние необходимо учитывать, особенно при бурении глубоких скважин. Для исключения влияния на данные механического каротажа изменений в режиме бурения (нагрузки на долото, частоты вращения ротора, диаметра долота и др.) следует рассчитывать нормализованную механическую скорость проходки.

Для литологического расчленения разреза при скважин турбинным и роторным способом и для выделения коллекторов в терригенных разрезах используется ненормализованная механическая скорость проходки (Умех.) или продолжительность бурения интервала (Тбур.). В данном случае строится график изменения Умех. или тр. в масштабе, принятом на сводной диаграмме. Интерпретация данных механического каратожа Производится в следующей последовательности:

На кривых изменения Умех, выделяются аномальные участки. К таким относятся участки интервала, в которых ТбУР., в 1,5 раза и более. Резкое (в 3 и более) увеличение механической скорости бурения характерно при прохождении карстовых и сильно-кавернозных карбонатных пластов. Могут наблюдаться даже провалы бурильного инструмента. Высокими (в 2 и более) значениями механической скорости характеризуются, гидрохимические осадки (за исключением ангидритов), гипс, каменная соль и другие.

Если при увеличении механической скорости наблюдается Поглощение бурового раствора или прохождении пласта-коллектора, бурение прекращается и производится промывка до выхода забойных порций бурового раствора и шлама. При подтверждении признаков наличия коллектора по данным анализа бурового раствора буровой бригаде выдается рекомендация на отбор керна или проведение ИПТ.

К основным факторам, снижающим информативность технического каротажа, относится резкие изменения режимных параметров бурения, частые спуско-подъёмные операции при малых интервалах долбления (2-3 м), бурение со значительным превышением гидравлического давления над пластовым.

Кривые изменения механической скорости бурения или ДМК строятся на сводной диаграмме геологических исследований, а сведения об изменении и средних значениях механической скорости заносятся в ежесуточную сводку.

2.3 Аппаратура ГТИ

· Используемое оборудование:

· Станция геолого-технологических исследований (Станция ГТИ), включающая оборудование, соответствующее требованиям стандарта СТ ЕАГО-051-01 "Компьютеризированные станции геолого-технологических исследований" ( см. сертификат соответствия ), и позволяющая проводить стандартный комплекс ГТИ в соответствии с РД 153-39.0-069-01 «Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин».

· Датчики для измерения параметров бурения
· Датчик положения талевого блока (глубиномер)
· Датчик веса на крюке
· Датчик давления бурового раствора в нагнетательной линии
· Датчик ходов насоса (по количеству насосов)
· Датчик расхода бурового раствора на входе РГР100
· Датчик расхода бурового раствора на входе "Артвик"
· Датчик расхода бурового раствора на входе "Полисоник"
· Индикатор расхода БР на выходе (для открытого желоба)
· Индикатор расхода БР на выходе (для закрытого желоба)
· Датчик уровня бурового раствора
· Датчик оборотов ротора
· Датчик температуры бурового раствора на выходе
· Датчик плотности и температуры БР на входе в скважину
· Датчик момента на роторе
· Удельное сопротивление на входе/выходе
· Датчик наличия сероводорода (H2S) в окружающей среде
· Датчик наличия углекислого газа (СО2) в окружающей среде
· Технологическое оборудование
· Система сбора технологической информации
· Табло бурильщика
· Переговорное устройство
· Соединительный кабель с разъемами для подключения оборудования
· Газоаналитическое оборудование и аппаратура
· Газоанализатор циклического действия (газовый хроматограф)
· Система транспортировки и подготовки газовоздушной смеси
· Суммарный газоанализатор (двухканальный)
· Дегазатор непрерывного действия
· Аппаратура и оборудование для геологических исследований
· Микроскоп бинокулярный стереоскопический
· Аппаратура для люминесцентно-битуминологического анализа
· Аппаратура для определения плотности и пористости образцов
· Дегазатор термо-вакуумный
· Карбонатометр
· Оборудование для подготовки шлама к исследованиям:
· Насос вакуумный (малогабаритный, пластинчато-роторный)
· Комплект устройств, лабораторной посуды, химреактивов и расходных материалов для исследований шлама (на 1000 проб)
· Рабочее место бурового мастера
· Кузов-фургон с системой жизнеобеспечения
· Программное обеспечение
· Базовое ПО сбора, хранения, первичной обработки и документирования технологической и геохимической информации
· ПО сбора и обработки геологической информации
· ПО системы обработки данных ГТИ
· ПО просмотра данных на удаленном компьютере
· ПО суточного рапорта бурового мастера
· Комплект программ "Графический планшет"
· ПО передачи информации с буровой на верхний уровень.[1]

3. АНАЛИЗ ГТИ НА МОСИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Геолого-геохимические исследования

Ниже представлен разрез скважин №313 и №325 составленный с учетом аномальных показаний газов.

Геолого-геохимические исследования проведены в интервалах 1285,0-1889,3м (интервалы отбора шлама). Отбор шлама производился через 5м по стволу и через 2м в интервалах продуктивных горизонтов:

Интервал 1285,0 - 1342,0 м. С2 m ks

В кровле переслаивание доломита светло-серого, серого, слабоглинистого, скрыто, реже средне кристаллического плотного, крепкого, частью окремнелого и известняка доломитистого светло-серого, мелкокристаллического, плотного, крепкого, частью окремнелого.

В подошве переслаивание известняка серого, коричневато-светло-серого, скрытокристаллического и органогенного, плотного и тонкопористого, средней крепости и крепкого, частью глинистого (в подошве интервала прослоями переходящего в мергель), и аргиллита коричнево-серого, зеленовато-серого, известковистого, средней крепости.

Интервал 1342,0 - 1404,0 м. С2 m vr.

Верхняя часть интервала представлена переслаиванием аргиллита серого, с зеленоватым оттенком, известковистого (до мергеля) и алевритистого, плотного, средней крепости и некрепкого, и известняка серого, коричневато-серого, мелкокристаллического, плотного, средней крепости и крепкого, слабоглинистого. Нижняя часть интервала представлена известняком. Известняк светло-серый (до белого, мелоподобного), реже коричневато-серый, органогенного и мелко и скрытокристаллического, плотного и тонкопористого, средней крепости, частью глинистого. По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,001%:

1.1383,5-1386,0м: Гсум.-0,05%, состав газа: 77,3-18,4-2,1-1,8-0,4%; ЛБА: 2-3 балла ЖК-МСБА

2.1396,0-1398,0м: Гсум.-0,05%, состав газа: 66,6-29,9-2,1-1,1-0,3%; ЛБА: 2-3 балла ЖК-МСБА

Интервал 1404,0 - 1456,0 м. С2 b

В кровле известняк светло-серый, коричневато-серый, скрытокристаллический и мелоподобный, плотный, разной крепости, частью окремнелый, с тонкими прослойками аргиллита зеленовато светло-серого, темно-серого, известковистого, плотного, некрепкого. Прослойки и вкрапления кремня жёлтого, коричневато-жёлтого, полупрозрачного на сколе.

В средней части - известняк светло-серый, до белого, серый, мелкокристаллический и мелоподобный, плотный, разной крепости, с прослоями известняка коричневато светло-серого, органогенного, в разной степени пористого

В подошве - известняк светло-серый, до белого, коричневато-серый, скрыто и мелко- кристаллический и мелоподобный, плотный, разной крепости. Тонкие прослойки аргиллита светло-зелёного, известковистого, плотного, хрупкого.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,005%:

1.1407,0-1410,5м:Гсум.-0,06%;состав газа:65,5-15,2-13,1-6,0-0,2%;ЛБА:3-4 балла Ж, ЖК-МСБА

1.1417,5-1425,0м:Гсум.-0,03%;состав газа:64,2-20,0-8,1-5,8-1,9%;ЛБА:2-3 балла Ж, ЖК-МСБА

Интервал 1456,0 - 1812,0 м. С1 s

Верхняя часть интервала представлена известняком. Известняк светло-серый, с коричневатым оттенком и почти белый, микрокристаллический и мелоподобный, плотный, средней крепости и некрепкий, частью окремнелый, крепкий, с прослоями аргиллита серо-зелёного, зеленовато-серого, слабо известковистого, плотного, хрупкого. Наблюдаются прослои доломита коричневато-серого, черного мелкокристаллического, плотного, крепкого.

Средняя часть представлена переслаиванием известняка серого, коричневато-серого, микрокристаллического, плотного, крепкого и некрепкого с доломитом серым, кориченвато-серым, темно-серым, мелкокристаллическим, плотным, крепким и среднекрепким.

В подошве неравномерное переслаивание доломита серого, светло-серого, коричневато-серого, мелко-скрытокристаллического, плотного, среднекрепкого и крепкого с известняком светло-серым, коричневато-серым, мелко - скрытокристаллическим, крепким, плотным, частично окремнелым, слабобитуминозным. Встречается прослоями аргиллит зеленовато-серый, темно-серый, плотный, не крепкий и среднекрепкий.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,001-0,003%:

1. 1616,0-1629,0м: Гсум- 0,03%, состав газа:58,0-22,2-15,8-3,8-0,2%, ЛБА: 2-3 балла ГЖ МБА

2. 1640,0-1650,0м: Гсум- 0,05%, состав газа:56,4-22,0-17,3-3,8-0,5%, ЛБА: 3-4 балла Ж, ЖК МСБА

3. 1787,0-1794,0м: Гсум- 0,38%, состав газа:53,4-22,9-16,7-5,3-1,7%, ЛБА: 2-3 балла Ж, ЖК МСБА

4. 1800,5-1803,0м: Гсум- 0,05%, состав газа:56,1-24,1-12,7-5,7-1,4%, ЛБА: 2-3 балла Ж, ЖК МСБА

Интервал 1812,0 - 1878,0 м. C1 v tlкарб

Верхняя часть интервала представлена известняком светло-серым, белым мелоподобным, частью окремнелым, битуминозным, микрокристаллическим, глинистым, плотным, среднекрепким и доломитом серым, светло-серым, коричневато-серым мелко-, микрокристаллическим, плотным, среднекрепким и крепким.

Средняя и нижняя части представлены известняком темно-серым, белым мелоподобным, частью окремнелым, битуминозным, глинистым, микрокристаллическим, плотным, среднекрепким и доломитом коричневато-серым, темно-серым, мелко- и микрокристаллическим, плотным, среднекрепким и не крепким.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,002%:

1.1863,0-1867,0: Гсум.-0,04%,состав газа: 54,1-24,3-14,4-5,8-1,4%; ЛБА: 3-4 балла ЖК-МСБА;

Интервал 1878,0 - 1930,0 м. C1 v tlтер

Представлен переслаиванием аргиллита, песчаника и алевролита. Аргиллит серый, темно-серый, редко черный, пластичный, частью глиноподобный, плотный, хрупкий, углистый. Песчаник серый, светло-серый, коричневато-серый, мелко- и микрозернистый, плотный и микропористый, среднекрепкий и некрепкий. Алевролит светло-серый, серый глинистый плотный, среднекрепкий мелкозернистый, сцементированный карбонатным цементом.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,001%:

1.1896,0-1898,0: Гсум.-0,03%;состав газа:53,4-22,9-16,7-5,3-1,7%; ЛБА: 3-4 балла ЖК МСБА;

2.1906,0-1908,0: Гсум.-0,03%; состав газа:54,9-30,4-10,4-3,5-0,8%; ЛБА: 3-4 балла ЖК МСБА;

3.1918,5-1921,0: Гсум.-0,07%;состав газа:61,9-29,3-5,1-1,5-2,2%;ЛБА: 3-4 балла ЖК МСБА;

4.1925,5-1927,5: Гсум.-0,05%; состав газа:50,4-33,4-14,1-1,0-1,1%;ЛБА: 3 балла ЖК МСБА;

Интервал 1930,0 - 2124,0 м. C1 v bb

Представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаник светло-серый, серый, коричневато-серый, микро- и мелкозернистый, плотный и микропористый, среднекрепкий, слабокрепкий, некрепкий, на известковистом или глинистом цементе, с запахом УВ. Аргиллит темно-серый, частью зеленовато-серый, плотный, не крепкий, глиноподобный.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,01%:

1. 1943,5-1949,5м,: Гсум. - 0,07%; состав газа: 60,9-28,4-7,6-3,0-0,1%; ЛБА: 3-4 балла Ж-МСБА.

2. 1954,5-1959,5м,: Гсум. - 0,24%; состав газа: 54,6-31,2-9,7-4,1-0,4%; ЛБА: 3-4 балла Ж-МСБА.

3. 1961,0-1965,0м,: Гсум. - 0,36%; состав газа: 62,2-26,6-7,8-3,2-0,2%; ЛБА: 3-4 балла Ж-МСБА.

4. 1978,0-1982,0м,: Гсум. - 0,04%; состав газа: 58,9-28,3-7,8-3,6-1,4%; ЛБА: 2-3 балла Ж-МСБА.

5. 2059,5-2065,5м,: Гсум. - 0,06%; состав газа: 66,4-25,9-5,5-2,1-0,1%;ЛБА:3-4 балла ЖК-МСБА.

6. 2079,0-2083,0м: Гсум. - 0,05%; состав газа: 57,9-26,6-5,5-1,8-8,2%; ЛБА:3-4 балла ЖК-МСБА.

7. 2089,0-2093,0м: Гсум. - 0,05%; состав газа: 60,8-26,7-5,4-1,5-5,6%; ЛБА:3-4 балла ЖК-МСБА.

8. 2095,0-2096,5м: Гсум. - 0,06%; состав газа: 62,1-26,0-5,0-1,7-5,2%; ЛБА:3-4 балла ЖК-МСБА.

9.2117,0-2123,5м: Гсум.-0,18%; состав газа: 74,4-22,8-2,4-0,4-0,0%; ЛБА:3-4 балла ЖК-МСБА.

Интервал 2124,0-2180,0 м. С1 rd

Представлен аргиллитом с неравномерным переслаивание песчаника. Аргиллит черный, углистый, плотный, хрупкий, пластинчатый, темно-серый, переходящий в вязкую глину. Песчаник светло-серый, серый, темно-серый, микро- и мелкозернистый, на известковистом цементе, некрепкий; коричневато-серый, микропористый, слабоглинистый с запахом УВ.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,01-0,02%: 2117,0-2123,5м: Гсум.-0,18%; состав газа: 74,4-22,8-2,4-0,4-0,0%; ЛБА:3 балла ГЖ-МБА.

Интервал 2180,0-1889,3м. C1t

Представлен известняками и аргиллитами. Известняк светло-серый, серый, реже коричневато-серый, скрыто- и микрозернистый, плотный, некрепкий, среднекрепкий, частью глинистый, с запахом УВ. Аргиллит темно-серый, серый, черный, плотный, хрупкий, пластинчатый.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,01-0,02%:

1.2184,0-2190,0 м: Гсум.-0,41%; состав газа: 73,2-20,9-4,3-1,3-0,3%; ЛБА:3-4 балла ГЖ-МБА.

Геологическое строение разреза скважины №325

Геолого-геохимические исследования проведены в интервалах 1276,0-1918,0м (интервалы отбора шлама). Отбор шлама производился через 5м по стволу и через 2м в интервалах продуктивных горизонтов.

Интервал 1276,0 - 1328,0 м. С2 m ks

В кровле переслаивание доломита светло-серого, серого, слабоглинистого, скрыто, реже средне кристаллического плотного, крепкого, частью окремнелого и известняка доломитистого светло-серого, мелкокристаллического, плотного, крепкого, частью окремнелого.

В подошве переслаивание известняка серого, коричневато-светло-серого, скрытокристаллического и органогенного, плотного и тонкопористого, средней крепости и крепкого, частью глинистого (в подошве интервала прослоями переходящего в мергель), и аргиллита коричнево-серого, зеленовато-серого, известковистого, средней крепости.

Интервал 1328,0 - 1386,0 м. С2 m vr.

Верхняя часть интервала представлена переслаиванием аргиллита серого, с зеленоватым оттенком, известковистого (до мергеля) и алевритистого, плотного, средней крепости и некрепкого, и известняка серого, коричневато-серого, мелкокристаллического, плотного, средней крепости и крепкого, слабоглинистого.

Нижняя часть интервала представлена известняком. Известняк светло-серый (до белого, мелоподобного), реже коричневато-серый, органогенного и мелко и скрытокристаллического, плотного и тонкопористого, средней крепости, частью глинистого.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,001%:

1.1362,0-1363,0м: Гсум.-0,02%, состав газа: 61,8-24,1-3,9-5,2-5,0%; ЛБА: 2-3 балла ЖК-МСБА

2.1375,5-1377,0м: Гсум.-0,03%, состав газа: 72,7-15,5-3,4-6,1-2,3%; ЛБА: 2-3 балла ЖК-МСБА

Интервал 1386,0 - 1434,0 м. С2 b

В кровле известняк светло-серый, коричневато-серый, скрытокристаллический и мелоподобный, плотный, разной крепости, частью окремнелый, с тонкими прослойками аргиллита зеленовато светло-серого, темно-серого, известковистого, плотного, некрепкого. Прослойки и вкрапления кремня жёлтого, коричневато-жёлтого, полупрозрачного на сколе. В средней части - известняк светло-серый, до белого, серый, мелкокристаллический и мелоподобный, плотный, разной крепости, с прослоями известняка коричневато светло-серого, органогенного, в разной степени пористого. В подошве - известняк светло-серый, до белого, коричневато-серый, скрыто и мелко- кристаллический и мелоподобный, плотный, разной крепости. Тонкие прослойки аргиллита светло-зелёного, известковистого, плотного, хрупкого.

Интервал 1434,0 - 1771,0 м. С1 s

Верхняя часть интервала представлена известняком. Известняк светло-серый, с коричневатым оттенком и почти белый, микрокристаллический и мелоподобный, плотный, средней крепости и некрепкий, частью окремнелый, крепкий, с прослоями аргиллита серо-зелёного, зеленовато-серого, слабо известковистого, плотного, хрупкого. Наблюдаются прослои доломита коричневато-серого, черного мелкокристаллического, плотного, крепкого. Средняя часть представлена переслаиванием известняка серого, коричневато-серого, микрокристаллического, плотного, крепкого и некрепкого с доломитом серым, кориченвато-серым, темно-серым, мелкокристаллическим, плотным, крепким и среднекрепким. В подошве неравномерное переслаивание доломита серого, светло-серого, коричневато-серого, мелко-скрытокристаллического, плотного, среднекрепкого и крепкого с известняком светло-серым, коричневато-серым, мелко - скрытокристаллическим, крепким, плотным, частично окремнелым, слабобитуминозным. Встречается прослоями аргиллит зеленовато-серый, темно-серый, плотный, не крепкий и среднекрепкий.

Интервал 1771,0 - 1808,0 м. C1 v tlкарб

Верхняя часть интервала представлена известняком светло-серым, белым мелоподобным, частью окремнелым, битуминозным, микрокристаллическим, глинистым, плотным, среднекрепким и доломитом серым, светло-серым, коричневато-серым мелко-, микрокристаллическим, плотным, среднекрепким и крепким. Средняя и нижняя части представлены известняком темно-серым, белым мелоподобным, частью окремнелым, битуминозным, глинистым, микрокристаллическим, плотным, среднекрепким и доломитом коричневато-серым, темно-серым, мелко- и микрокристаллическим, плотным, среднекрепким и не крепким.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,001%:

1.1796,5-1799,0: Гсум.-0,05%;состав газа:57,3-26,6-10,4-5,0-0,7%; битуминозность;

Интервал 1808,0 - 1834,0 м. C1 v tlтер

Представлен переслаиванием аргиллита, песчаника и алевролита. Аргиллит серый, темно-серый, редко черный, пластичный, частью глиноподобный, плотный, хрупкий, углистый. Песчаник серый, светло-серый, коричневато-серый, мелко- и микрозернистый, плотный и микропористый, среднекрепкий и некрепкий. Алевролит светло-серый, серый глинистый плотный, среднекрепкий мелкозернистый, сцементированный карбонатным цементом. По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,001%:

1.1826,0-1829,5: Гсум.-0,03%;состав газа:90,2-7,6-1,8-0,4-0,0%; ЛБА: 3 балла БЖ МБА;

Интервал 1834,0 - 1869,0 м. C1 v bb

Представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаник светло-серый, серый, коричневато-серый, микро- и мелкозернистый, плотный и микропористый, среднекрепкий, слабокрепкий, некрепкий, на известковистом или глинистом цементе, с запахом УВ. Аргиллит темно-серый, частью зеленовато-серый, плотный, не крепкий, глиноподобный.

По результатам исследований выделены следующие интервалы аномальных газопоказаний при Гфон - 0,01%:

1. 1838,0-1839,5м,: Гсум. - 0,03%; состав газа: 47,8-22,8-20,2-9,2-0,0%; ЛБА: 3 балла Ж-МСБА.

2. 1860,5-1862,0м,: Гсум. - 0,04%; состав газа: 63,0-27,1-7,1-2,8-0,0%; ЛБА: 3 балла БЖ-МБА.

Интервал 1869,0-1886,0 м. С1 rd

Представлен аргиллитом с неравномерным переслаивание песчаника. Аргиллит черный, углистый, плотный, хрупкий, пластинчатый, темно-серый, переходящий в вязкую глину. Песчаник светло-серый, серый, темно-серый, микро- и мелкозернистый, на известковистом цементе, некрепкий; коричневато-серый, микропористый, слабоглинистый с запахом УВ.

Интервал 1886,0-1918,0м. C1t

Представлен известняками и аргиллитами. Известняк светло-серый, серый, реже коричневато-серый, скрыто- и микрозернистый, плотный, некрепкий, среднекрепкий, частью глинистый, с запахом УВ. Аргиллит темно-серый, серый, черный, плотный, хрупкий, пластинчатый.

2.2196,5-2206,0 м: Гсум.-0,39%; состав газа: 69,0-23,4-5,2-2,0-0,4%; ЛБА:3-4 балла ГЖ-МБА. 3.2208,0-2210,0 м: Гсум.-0,61%; состав газа: 69,9-23,5-4,5-1,8-0,3%; ЛБА:3-4 балла ГЖ-МБА.

По результатам этих исследований была отстроена стратиграфическая корреляцих скважин №313 и №325 с указаниям значений ЛБА (рис. 1.4.).

Были выделены следующие перспективные интервалы:

В скважине №325

1838,0-1839,5 - песчаник нефтенасыщенный С1 bb

1860,5-1862,0 - известняк нефтенасыщенный С1 bb

В скважине №313

1856,5-1865,5 - известняк нефтенасыщенный С1t

Также мной построены диаграммы аномальных показателей газов (рис. 3.2, 3.3, 3.4).

По скважине №325:

С1 bb 1838,0-1839,5 м - песчаник нефтенасыщенный

Рис. 3.2 Диаграмма аномальных показателей газов на глубине 1838,0-1839,5 м

С1 bb 1860,5-1862,0 м - известняк нефтенасыщенный



Рис. 3.3 Диаграмма аномальных показателей газов на глубине

1838,0-1839,5 м

По скважине №313:

С1t 1856,5-1865,5 м - известняк нефтенасыщенный

3.2 Характеристика свойств и состава нефти

Согласно проведенному анализу нефти Мосинского месторождения в основном средней плотности (до тяжёлых), сернистые до высокосернистых, парафинистые, смолистые до высокосмолистых, газонасыщенные. В составе нефтяного газа преобладают тяжелые газы (содержание метана составляет от 35 до 45 % а остальное приходится на долю тяжелых газов).

Ниже приведена характеристика и свойства нефтей (таблицы 6 и 7).

Физико-химические характеристики нефтей

Таблица 6

№ Скважины	Геологический возраст	Глубина, м	Пластовое давление, МПа	Плотность пластовая, г/см3	Вязкость, мПа*с	Газосодержание, м3/т
239	С2ks	1334-1342	12	0,747	0,86	96,5
261	C2vr	1292-1302	12,3	0,837	9,13	59,7
232	C1v	1890-1894	19,2	0,727	0,98	170
238	C1v	1848-1853	18,2	0,745	0,88	115,6
247	C1v	1784-1787	17,9	0,671	1,06	252,7
261	C1t	1831-1840	18	0,735	1,16	133,5

3.3 Анализ геохимических параметров месторождения

По представленным гистограммам можно проанализировать геохимические параметры месторождения.

Рис. 3.5 Распределение значений плотности в Мосинском месторождении

Рис. 3.6 Распределение значений вязкости в Мосинском месторождении



Рис. 3.7. Распределение содержания серы в Мосинском месторождении

Рис. 3.8 Распределение содержания смол в Мосинском месторождении

Проанализировав данные гистограммы по содержанию вязкости, содержанию серы и смол, можно сделать следующий вывод, что башкирские нефти являются вязкими, смолистыми, высокосернистыми.

На Мосинском месторождении был проведен полный спектр геолого-технологических исследований при бурении горизонтальных скважин. В результате исследований которые выполняет партия ГТИ, уточнен геологический разрез, характеристики коллекторских свойств, предварительные оценки флюидов. Полученные данные использовались в геолого-геохимических исследованиях. Таким образом, по результатаv исследований шлама и газопоказаний скважин №313,325,328 выделены аномальные интервалы. Проведена интерпретация газового состава, количества и состава битумоидов, анализ коллекторских свойств и выявлены перспективные интервалы:

1790,5м - песчаник нефтенасыщенный С1tl (терр.)

1800,0м - песчаник нефтенасыщенный С1bb

1803,5м - песчаник нефтёнасьнц^нный С1bb

1805,5м - песчаник нефтенасьпценный С1bb

1822,0-1824,0м - песчаник нефтенасьпценный С1bb

1834,0м - песчаник нефтенасьпцённый С1bb

1862,0м - известняк нефтенасыщенный С1bb

Установлено, что нефтяная залежь визейских отложений содержит нефть, насыщенную газом.

4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ОБЩИЕ ПРАВИЛА ОБЛАСТЬ И ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ПРАВИЛ

Настоящие Правила обязательны для всех министерств и ведомств, предприятий, организаций и учреждений, ведущих поиски и разведку месторождений полезных ископаемых и аналогичные работы для технических и технологических нужд, научно-исследовательские, инженерно-изыскательские, проектные и конструкторские работы для этих целей, а также для заводов-изготовителей всех видов геологоразведочного оборудования, применяемого при геологоразведочных работах.
1При выполнении геологоразведочных и сопутствующих им подсобно-вспомогательных работ, меры безопасности при которых не предусмотрены настоящими Правилами, геологические организации* должны руководствоваться действующими нормативными документами по охране труда на этих видах работ (Правила, ГОСТы, инструкции, нормы или их разделы).

Все геологоразведочные работы должны производиться по утвержденным проектам.

Предприятия разрабатывают организационные формы управления охраной труда и устанавливают должностные обязанности всех работников с учетом вопросов охраны труда.

На основании настоящих Правил, требований безопасности, изложенных в эксплуатационной и ремонтно-технической документации применяемого оборудования и технологических процессов, при внедрении новых видов работ и технологий предприятия разрабатывают, утверждают и пересматривают в установленном порядке инструкции по охране труда для рабочих профессий с учетом конкретных условий производства работ.

Геологоразведочные работы и геологические исследования всех видов на территории деятельности других предприятий должны проводиться по согласованию с руководством этих предприятий.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Предприятия ежегодно представляют не позже чем за 1 месяц до начала работ в местные органы Госпроматомнадзора перечень объектов геологоразведочных работ, им подконтрольных.

Пуск в работу новых объектов, а также объектов после капитального ремонта или реконструкции производится после приемки их комиссией, назначаемой руководителем предприятия.

При приемке буровых установок для бурения на глубину более 1500 м, поверхностных комплексов разведочных шахт, шурфов глубиной более 30 м и штолен, в которых общая протяженность всех выработок составляет более 500 м, в составе комиссии обязательно участие представителя местного органа Госпроматомнадзора и технической инспекции труда.

О предстоящей приемке объекта местные органы Госпроматомнадзора и технической инспекции труда извещаются не менее чем за 5 дней. При неявке представителей указанных органов комиссия правомочна разрешить пуск объекта в эксплуатацию.

Прием в эксплуатацию самоходных и передвижных (плавучих) геологоразведочных установок (буровых, геофизических, горнопроходческих, гидрогеологических и др.), смонтированных на транспортных средствах, прицепах, санных основаниях (базах), если при их перемещениях с одной точки работ на другую не требуется перемонтаж оборудования (изменения нагнетательных линий, замены грузоподъемных устройств, изменения рабочих проходов и т.п.), производится с оформлением акта комиссией геологического предприятия перед началом полевых работ, после каждого капитального ремонта и реконсервации, но не реже 1 раза в год.

Производственные сооружения (стационарные компрессорные станции, автогаражи, механические цехи и др.) должны вводиться в эксплуатацию в порядке, устанавливаемом действующими строительными нормами и правилами (СНиП 3.01.04-87).

Аттестация рабочих мест на соответствие нормативным требованиям охраны труда должна проводиться один раз в 3 года и при изменении условий труда.. Все объекты геологоразведочных работ (одиночные буровые установки, участки буровых, горноразведочных и геофизических работ, геологосъемочные и поисковые партии, отряды и т.п.), расположенные вне населенных пунктов на расстоянии 5 км и более от пунктов государственной телефонной связи, должны быть обеспечены круглосуточной телефонной или радиосвязью с базой партии или экспедиции.

На каждом объекте работ должны быть инструкции по охране труда для рабочих по видам и по условиям работ, по оказанию первой медицинской помощи, по пожарной безопасности, а также предупредительные знаки и знаки безопасности согласно перечню, утверждаемому руководством предприятия.

Рабочие и специалисты в соответствии с утвержденными нормами должны быть обеспечены и обязаны пользоваться специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты соответственно условиям работ.

Выдача, хранение и пользование средствами индивидуальной защиты должны производиться согласно "Инструкции о порядке обеспечения рабочих и служащих специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты".

Руководящие работники и специалисты геологических предприятий при каждом посещении производственных объектов обязаны проверять выполнение их руководителями и исполнителями работ требований должностных инструкций по охране труда, состояние охраны труда и принимать меры к устранению выявленных нарушений.

Результаты проверки должны быть занесены в "Журнал проверки состояния охраны труда" (см. прил. 1), который должен быть на каждом объекте.

Каждый работающий, заметивший опасность, угрожающую людям, сооружениям и имуществу, обязан принять зависящие от него меры для ее устранения и немедленно сообщить об этом своему непосредственному руководителю или лицу технического надзора.

Руководитель работ или лицо технического надзора обязаны принять меры к устранению опасности; при невозможности устранения опасности - прекратить работы, вывести работающих в безопасное место и поставить в известность старшего по должности.

При выполнении задания группой работников в составе двух и более человек один из них должен быть назначен старшим, ответственным за безопасное ведение работ, распоряжения которого для всех членов группы являются обязательными.

Лица, ответственные за безопасность работ в сменах, при сдаче-приемке смены обязаны проверить состояние рабочих мест и оборудования с записью результатов осмотра в журнале сдачи и приемки смен. Принимающий смену до начала работ должен принять меры по устранению имеющихся неисправностей. Использование и хранение огнестрельного оружия производится в соответствии с "Инструкцией о порядке приобретения, перевозки, хранения, учета и использования огнестрельного оружия, боевых припасов к нему, изготовления холодного клинкового оружия, открытия стрелковых тиров, стрельбищ, стрелково-охотничьих стендов, оружейно-ремонтных мастерских, торговли огнестрельным оружием, боевыми припасами к нему и охотничьими ножами".

Порядок использования, хранения и списания ракетниц (сигнальных пистолетов) устанавливается руководителем предприятия по согласованию с местными органами МВД.

Все работы должны выполняться с соблюдением основ законодательства об охране окружающей среды (охране недр, лесов, водоемов и т.п.).

Неблагоприятные последствия воздействия на окружающую среду при производстве геологоразведочных работ должны ликвидироваться предприятиями, производящими эти работы.

На все применяемые при работе химические реагенты на объектах работ должны быть инструкции по их применению с указанием мер защиты людей и окружающей среды.

Запрещается в процессе работы и во время перерывов в работе располагаться под транспортными средствами, а также в траве, кустарнике и других непросматриваемых местах, если на участке работ используются самоходные геологоразведочные установки или другие транспортные средства.

Запрещается допускать к работе лиц в состоянии алкогольного, наркотического или токсического опьянения, а также в болезненном состоянии.

Несчастные случаи должны расследоваться и учитываться в соответствии с "Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве".. В геологических организациях должен быть установлен порядок доставки пострадавших и заболевших с участков полевых работ в ближайшее лечебное учреждение.

ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ

Прием на работу в геологические организации производится в соответствии с действующим законодательством о труде.

Работники должны проходить обязательные предварительные при поступлении на работу и периодические медицинские осмотры с учетом профиля и условий их работы в порядке, установленном Министерством здравоохранения СССР по согласованию с ВЦСПС.

Все рабочие, специалисты и студенты-практиканты при работе в районах, опасных по эпидемиологическим заболеваниям, подлежат обязательным предохранительным прививкам в порядке, установленном Министерством здравоохранения СССР.

К техническому руководству геологоразведочными работами допускаются лица, имеющие соответствующее специальное образование.

К работе в качестве бурового и горного мастеров допускаются лица, имеющие право ответственного ведения этих работ.

Профессиональное обучение рабочих геологических предприятий должно проводиться в порядке, предусмотренном "Типовым положением о профессиональном обучении рабочих непосредственно на производстве".

Рабочие комплексных бригад, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, должны иметь соответствующую квалификацию по основной и совмещаемой профессиям.

Все работающие независимо от их профессии, образования и стажа работы должны быть обучены безопасности труда и проходить инструктаж и проверку знаний (сдачу экзаменов) по безопасности труда в установленном порядке (ГОСТ 12.0.004-79).

Руководитель предприятия в зависимости от условий, района и характера работ может расширять программу инструктажей, увеличивать сроки стажировки и сокращать периоды между повторными инструктажами.

Вновь принимаемые работники должны сдать экзамены по безопасности труда в течение месяца.

Проверка знаний правил, норм и инструкций по технике безопасности руководящими работниками и специалистами должна проводиться не реже одного раза в три года, а специалистами полевых сезонных партий и отрядов ежегодно перед выездом на полевые работы.

Специалисты, являющиеся непосредственными руководителями работ (мастера, прорабы, механики) или исполнителями работ, должны проходить проверку знаний правил безопасности не реже одного раза в год.

Специалисты в случае перевода в районы с другими физико-географическими условиями или на другие должности с изменившимися обязанностями должны сдавать экзамены по разделам правил безопасности, касающимся новых условий работы.

Периодическая проверка знаний рабочих со сдачей экзаменов по технике безопасности проводится не реже одного раза в год.

Рабочие и специалисты, являющиеся непосредственными руководителями работ, не выдержавшие экзамен по безопасности труда, должны быть отстранены от работы до повторной сдачи экзамена.

Работники полевых подразделений до начала полевых работ кроме профессиональной подготовки и получения инструктажа по безопасности труда должны быть обучены приемам, связанным со спецификой полевых работ в данном районе (плавание, гребля, пользование альпинистским снаряжением, верховая езда, умение седлать и вьючить транспортных животных, обращение с огнестрельным оружием и т.п.), методам оказания первой помощи при несчастных случаях и заболеваниях в соответствии с "Инструкцией по оказанию первой помощи при несчастных случаях на геологоразведочных работах", мерам предосторожности от ядовитой флоры и фауны, а также способам ориентирования на местности и подачи сигналов безопасности в соответствии с "Типовой инструкцией для работников полевых подразделений по ориентированию на местности" и "Системой единых для отрасли команд и сигналов безопасности, обязательных при производстве геологоразведочных работ". Работающие обязаны выполнять требования настоящих Правил и инструкций по охране труда.[19]

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При выполнении дипломной работы я собрал данные по Мосинскому месторождению, обобщил , проанализировал и дал им описание, выполнил все возложенные на меня задачи, а именно:

· 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;

· Геолого-геохимические исследования.

А так же собрал большое количество информации по работе ГТИ и детально рассмотрел все виды работ проводимых это службой, дал им свою оценку. В результате моя работа может использована в качестве учебного материала по службе ГТИ в ряде учебных дисциплин.

И в конце я хотел бы изложить свои мысли по поводу ГТИ.

За последние годы значительно возросла роль Геолого-технологических исследований (ГТИ). ГТИ стали необходимыми при проводке всех категорий скважин, в том числе эксплуатационных и специального назначения. Исследованиями ГТИ охвачены все этапы строительства скважины - проводка, крепление, освоение, капитальный ремонт.

Именно опираясь на результаты ГТИ, проводится анализ нештатных ситуаций, выбор параметров промывочной жидкости, грамотное проектирование бурения последующих скважин, разведки, освоения и эксплуатации месторождения, и т.д. Результаты геолого-геохимических исследований учитываются при количественной интерпретации ГИС и подсчете запасов УВ, являются важным компонентом для оценки продуктивности в сложных геологических условиях. При отсутствии ГИС (отказ либо непрохождение приборов, недостаточный комплекс) количественная интерпретация проводится только по данным ГТИ.

Неоднократно результаты ГТИ позволяли открыть новые залежи УВ в нестандартных ловушках и нетрадиционных коллекторах - например, глины хадумской свиты Ставрополья, низкоомные (1.2-1.5ОМм по методам электрометрии) коллекторы со слоистой глинистостью и пр. Однако ГТИ давно перестали быть только вспомогательным инструментом геолога. Сейчас это современный автоматизированный компьютеризированный комплекс, позволяющий оперативно решать ряд сложнейших задач.

Одно из основных направлений развития ГТИ - снижение стоимости бурения скважин за счет повышения безопасности буровых работ, удешевления процесса бурения.

ГТИ - глаза и уши буровой бригады и супервайзерской службы, а с возможностями удаленного мониторинга - и непосредственно заказчика. Это неоценимая информация, интеллектуальная стоимость которой много выше, чем ее цена в масштабе стоимости буровых работ. Однако эта информация остается недостаточно используемой и оцененной всеми Заказчиками.

Для повышения эффективности интерпретации данных ГТИ необходимо помимо «метрового» архива данных (в масштабе глубин) обязательно использовать при количественной интерпретации «временные» данные (исходная информация в масштабе времени) и информацию по рейсам.

Информация в функции времени предоставляет дополнительные возможности для выделения и оценки коллекторов по газовому каротажу. Это результаты диффузионного газового каротажа (ГКПБ), привязка газовой аномалии к конкретному интервалу глубин после наращиваний, промывки, перерывов в циркуляции, анализ поглощений промывочной жидкости и проявлений флюидов, который невозможно провести без «временных» замеров. Кроме перечисленного наличие исходной информации в функции времени позволяет произвести контроль сформированного архива в функции глубин и пр.

...