Page 66 - 4291

встановлений для розкриття продуктивних пластів (попередня
інтерпретація, оперативний висновок);
б) для оцінки характеру насичення колекторів, виділених
іншими методами на етапі комплексної інтерпретації всіх даних ТІС.

Прогнозування продуктивних пластів до їх розкриття засноване
на збагаченні вуглеводнями порід-покришок, що перекривають
продуктивні пласти, причому поле легких вуглеводнів поширюється

вище, ніж поле важких. З наближенням до покладу газовміст
бурового розчину і частка важких компонентів зростає, що можна
виявити за допомогою надчутливого аналізатора.
Для визначення продуктивних пластів на етапі попередньої

інтерпретації на діаграмах сумарного газовмісту і приведеного
газовмісту виділяють аномалії, які наближено обрислюють за
допомогою станції шляхом введення поправки на значення

коефіцієнтів розбавлення і дегазації, але без врахування фонового
газовмісту в буровому розчині, що закачується в свердловину.
Для кожного аномалійного інтервалу будують криві

компонентного складу газу і порівнюють їх з еталонними кривими
компонентного складу для типових покладів даного району. Якщо
фактична і одна з еталонних кривих близькі, то роблять попередній

висновок про насичення пласта (водоносний, нафтоносний тощо).
В подальшому середній приведений газовміст для
досліджуваного аномального інтервалу порівнюють з аналогічними
величинами, отриманими для продуктивних пластів вивчених раніше

покладів, що залягають на близьких глибинах.
Остаточну інтерпретацію результатів газометрії на етапі
комплексної інтерпретації всіх матеріалів ГДС здійснюють так.

Зіставляючи діаграми приведенних газовмістів з даними від інших
методів ГДС, на діаграмі позначають інтервали колекторів. Потім
переходять до визначення характеру насичення тих інтервалів
колекторів, до яких приурочені аномалії приведених газовмістів.

Усереднюючи результати компонентного аналізу газу в інтервалі
пласта-колектора, будують усереднену криву компонентного складу
для кожного пласта.

Обчислюють значення приведеного газовмісту, вносять
поправку в криву газовмісту за наявності фонових значень Гф в
буровому розчині, що запомповується у свердловину. Для цього від

сумарних значень віднімають фонові, а середнє значення різницевих
величин аномалії перемножують на величину відношення потужності

64