Применение геотермических методов исследований в процессе контроля за разработкой газовых месторождений УССР

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
Геолого-минералогические науки
Страниц:
179


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

В В Е Д Е Н И Е ОсноБНЫгли направлениями развития народного хозяйства СССР на I98I-I985 годы, приняты1"ш на ХХУ1 съезде КПСС, намечено довести добычу газа в 1985 году до 600−640 млрд.м. Высокие темпы развития га30добывающей промышленности требуют, наряду с поисками новых месторождений, ускорения ввода в разработку новых газовых месторождений, повышения роли научных разработок в области контроля за эксплуатацией месторождений. Важное место в области контроля занимает практика промысловых работ, которая призвана наиболее полно и всесторонне осветить условия залегания газа в недрах на всех этапах поисков, разведки и разработ1ш залежей. Расширение объема работ и усложнение решаемых задач настоятельно требует постоянного совершенствования прШЛеняемых методов геолого-промысловых исследований. В общем комплексе исследований, выполняемых в разведочных и эксплуатащюнных скважинах, особая роль принадлелшт геологопромысловым гл-бинныгл исследованиям, позволяющ1ш непосредственно измерять основные параметры потока в стволе действующих скважин. Актуальность проблемы, рассматриваемой в данной работе, заключается в получении макстшльно возможного объема сведений о строении, текущем состоянии разработки залежей и месторождения Б целом на различных стадиях изученности и этапах разработки месторовдений. Оборудование и техническое состояние большинства экспл-атацрюнных скважин не дают возможности использовать полный комплекс датчиков глубинных приборов, поскольку во многих случаях продуктивные интервалы полностью или частично перекрыты лифтовыми трубами. Зачастую исключается возможность эксплуатации по за трубному пространству и т. п. В этих случаях едршственныгл 5 доступныгл для измерения параметром является температура. Однако, при сравнительной простоте температурных измерений возникают трудности при интерпретации полученных данных. Температурные кривые отражают все процессы, происходящие в скважине, что затрудняет выявление основного источника изменения температурного поля. Поэтоглу повышение достоверности геотермических исследований возможно на основе совершенствования и разработки новых скважршных методов измерения температуры и интерпретации полученных результатов. Цель работы. Разработка и совершенствоБаш4е методов геотермических исследований в сквакинах на всех стадиях разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений для определения основных параметров, обеспечивающих направленный контроль за эксплуатацией залежей. Для достижения поставленной цели в диссертаЩШ решаются следующие основные задачи: 1. Выбор и изучение геологрхческих объектов для опробования и внедрения комплекса аппаратуры ТДСП-12м, позволяющей измерять Б стволе скважины температуру, давление, скорость потока и фазовые состояния (|шюида. Соискатель принтлал непосредственное участие в создании данной аппаратуры в составе группы геолого-промыслоБЫх исследований УкрИШ-ГГаза. 2. Разработка способов контроля за динамикой эксплуатации многопластовой залежи на основе использования температурных измерений в пьезометрических скважинах. 3. Разработка методов выявления поглощающих горизонтов в процессе захоронения попутных промысловых вод (ППВ) и обоснование возможности пригленения температурных исследований в процессе контроля за закачкой. 4. Определение геологических условий, в которых предлагаемый комплекс геотермических исследований в скважинах наиболее 6 достоверен. Научная новизна. На основании выполненных геотермических исследований в разведочных и эксплуатационных скважинах комплексом глубинной аппаратуры ТДСП-12м впервые установлено, что высокие метрологические характеристики современных глубинных приборов и регистрирующей аппаратуры позволяют с большой степенью точности использовать результаты температурных измерений в скважинах для контроля за основными параметрами разработки газовой и газоконденсатной залежи в геолого-тектонршеских условиях ДнепровскоДонецкой впадины (ДЦВ), Степного Крыма и Предкарпатского прогиба. Впервые показано, что исследование эталонных скважин комплексными глубинны1ли приборами дает возмоглность получения материала, необходиглого для надежной интерпретации результатов термометрии, проведенной в скважинах, где лифтовые трубы перекрывают продуктивные горизонты. На основании проведенных температурных исследований во внутриконтурных пьезометрических скважинах доказана возможность контроля за динамикой отработки многопластовой залежи. Разработаны основные типы эталонных терлограмгл, полученных при разл1чных сочетаниях условий эксплуатащш (коллекторских свойств пласта, мощности, состава продуцирующего фяюида, соотношения дебитов и др. факторов). Впервые предложен способ определения времени остановки нагнетательной скважр1ны, необходимого для точного выделения границ поглощающих интервалов в процессе захоронения попутных промысловых вод в глубокозалегающие водоносные горизонты. Практическая ценность проведенных работ заключается в получении новых данных о состоящш разработки газовых месторождений, на территории которых проводились геотермические исследования по разработанной методике. Анализ исследований, выполненный на Битковском месторождении, позволил выдать по кавдой скважине кон

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проведенных исследований комплексом высокоточной аппаратуры ТДСП-12м разработаны методы температурных исследований скважин, обеспечивающих получение необходимых сведений о процессе контроля за состоянием разработки месторождений.

Большой объем температурных и геолого-промысловых исследований (около 300 объектов), проведенных в разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, пьезометрических и нагнетательных скважинах месторождений УССР, позволил установить оптимальный комплекс работ и выработать методику их проведения, которые рекомендуется применять при исследовании скважин газовых и газо-конденсатных месторождениях. Разнообразие условий, возникающих при исследовании скважин, определяет применение комплекса методических приемов, обеспечивающих безаварийное выполнение работ с получением максимума возможной информации. Объем и порядок исследований на каждой скважине (группе скважин) определяется их индивидуальными особенностями и должен корректироваться в ходе работ.

Применение высокоточной комплексной аппаратуры, позволяет за один спуск глубинного прибора в скважину получить максимально возможную информацию, необходимую для осуществления оперативного контроля за процессом разработки залежи.

Проведение полного комплекса исследований на каждой скважине связано с большими трудовыми и материальными затратами, поэтому при решении задач контроля за эксплуатацией газового месторождения полный комплекс исследований проводится только в одной или нескольких скважинах, в которых продуктивный интервал не перекрыт фонтанными трубами, а по остальному фонду эксплуатационных скважин проводится только термометрия без подъема лифтовых труб над интервалом перфорации.

Результаты комплексных исследований применяются как эталонные при интерпретации термограмм, полученных в скважинах с перекрытым интервалом насосно-компрессорными трубами.

При интерпретации результатов температурных исследований газовых скважин могут быть решены следующие задачи:

— определение границ газоотдающих интервалов по разрезу залежи с высокой точностью и достоверностью-

— определение рода флюида, продуцируемого различными пластами и пропластками-

— определение относительной производительности пластов и пропластков-

— определение мест нарушения эксплуатационных колонн и участков перетоков флюидов.

Так термодинамические исследования проведенные с помощью комплексной аппаратуры ТДСП-12м в скв. Ш 28 и 32 Битковского га-зоконденсатного месторождения, где были подняты НКТ, позволили выделить в разрезе вскрываемых газонасыщенных отложений работающие интервалы. Установить высокую водонасыщенность продуктивных горизонтов выгодско- пасечнянских отложений. По данным исследований соотношения фаз потока флюида и радиометрии, установлены пропластки, продуцирующие водой или газом. Впоследствии на 19 скважинах этого месторождения проведены температурные исследования по скважинам с перекрытым продуктивным интервалом, которые позволили выяснить техническое состояние ряда эксплуатационных скважин, установить наличие межпластовых перетоков (скв. В I), положение уровней жидкости, совершенство вскрытия газоносных горизонтов и т. д., что позволило значительно дополнить информацию о состоянии месторождения в целом, при незначительных затратах на проведение работ.

Затруднения в интерпретации материалов исследований, как правило, связаны с отсутствием данных о начальных термодинамических параметрах флюидальной системы, которые могут быть использованы как опорные по отдельным пластам, группе пластов, зонам и т. д. Б этой связи важным является рекомендация проведения термодинамических исследований на стадии поисков и разведки в дополнение к обязательным стандартным геофизическим исследованиям. Четкое разделение продуктивного разреза и выделение работающих интервалов, определение их производительности и степени участия в общем энергетическом потенциале залежи позволит получить необходимую информацию для составления рациональной схемы разработки залежи, использование в проектах разработки оптимальных параметров отбора газа по месторождению, выбора надежных конструкций эксплуатационных скважин и проведения направленной интенсификации низкопроницаемых пластов с высоким коэффициентом газонасыщения.

Предлагаемый в работе метод температурных исследований пьезометрических скважин дает возможность:

— определять работающие интервалы, без проведения геофизических исследований в близрасположенных эксплуатационных скважинах-

— контролировать отработку отдельных газоносных интервалов многопластовой залежи-

— определять подключение отдельных пропластков в работу, после ввода в эксплуатацию новых скважин и после проведения интенсификации пласта (солянокислотной обработки, обработка ПАВами и др.) —

— с определенной степенью точности определять темп снижения пластового давления по изменениям температуры в газоносном пласте.

Температурный метод исследования нагнетательных скважин со снятием температурной кривой после прекращения нагнетания ППВ в скважину позволяет контролировать охват поглощающего разреза заводнением. Этот метод дает возможность достаточно точно выделить границы поглощающих интервалов, контролировать техническое состояние скважины, выявлять межпластовые и заколонные перетоки, сократить время проведения исследования скважин. Предложенный метод вошел составной частью в -& quot-Способ контроля за закачкой ППВ& quot-, на который получено положительное решение Государственной экспертизы по делам изобретений и открытий.

Достоверность предложенного комплексного метода исследований и диапазон его применения обусловлен особенностями геологического строения изученных регионов. Рассмотрены условия применения этого метода для 15 месторождений Днепровско-Донецкой впадины, 9 месторождений Степного Крыма и 4 месторождений Предкарпатского прогиба. По данным проведенных работ предлагаемый нами метод должен найти широкое применение при разработке газовых и газоконденсатных месторождений нефтегазоносных провинций УССР.

ПоказатьСвернуть

Содержание

Глава I. Краткий обзор развития геотермических исследований в процессе контроля за разработкой газовых месторождений

Глава 2. Краткая геологическая характеристика объектов исследования

Глава 3. Современные технические средства для измерения температуры в скважинах

Глава 4. Способы повышения объема и достоверности информации о продуктивных горизонтах на основе темп|^а^уршах исследований.

4.1. Применение методов,. Обеспечивающих необходимую степень достоверности результатов измерений

4.2. Интерпретация результатов термометрических исследований

4.3. Использование комплекса глубинных исследований при интерпретации материалов температурных измерений

4.4. Рациональный объем температурных измерений при исследовании скважин на различных стадиях разработки газовых месторождений

Глава 5. Контроль за разработкой газовых месторождений по результатам температурных исследований (на примере Битковского месторождения).

Глава б. Метод контроля за динамикой разработки многоплаетовой залежи по данным температурных исследований пьезометрических скважин.

Глава 7. Возможность применения температурного метода контроля за процессом закачки попутных промысловых вод

Глава 8. Геологические условия, определяющие достоверность применения геотермических методов.

Список литературы

1. Афанасьев А. А. К методике интерпретации температурных аномалий в продуктивной зоне газовых скважин. -НТО 'Нефтегазовая геология и геофизика& quot-, изд. ЩИИТЭнефтегаз, 1965, lb 4.

2. Балакиров Ю. А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М., Недра, 1970.

3. Балакиров Ю. А. Изменение забойной температуры при различных режимах эксплуатации залежи. HTC & quot-Нефтепромысловое дело& quot-, М., БНШОЭНТ, 1966- В 10.

4. Баранов А. Н. Исследования температурного режима скважин. & quot-Нефтепромысловое дело& quot-. Текущая информация ВНИИОЭНГа, 1977,1. с. 3−4.

5. Басин Я. Н. и др. К вопросу выделения низкопористых коллекторов палеогеновых отложений Предкарпатья. -Межведомственный республиканский НТО & quot-Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений& quot-. Изд. Львовского университета, 1971, вып. 8, с. 21−23.

6. Баркалая О. Г., Власенко А. II. Определение дебита пропластков по термоизмерениям. Разработка и эксплуатация газовых и газо-конденсатных месторождений. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, 1972, 1Ь 5, с. 6−8.

7. Баркалая О. Г., Омесь С. П. Интерпретация термограмм действующих газовых скважин. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, 1973, № 7, с. 3−9.

8. Бед Д. М., Фрост Н. Оценка продуктивности пород по данным термометрии скважин. Промысловая геофизика. Пер. с английского. М., Недра, 1970, с. 207−213.

9. Бедчер A.M. Новое в методике изучения циркуляции вод в скважинах электротермометром. Н.Х. J6 3, 1940.

10. Беляков М. Ф. Опыт геотермических наблюдений одновременно электрическим и ртутным термометром. Н.Х., В 8, 1951.

11. Беляков М. Ф. Геотермические наблюдения. Спутник полевого геолога-нефтяника. I и 11 изд. Гостоптехиздат, 1952, 1954.

12. Беляков М. Ф. Геотермические наблюдения в буровых скважинах и их интерпретация. Гостоптехиздат, 1955.

13. Габдуллин Т. Г. Оперативное исследование скважин. М., Недра, 1981, с. 149−153.

14. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник (Под ред. В. Г. Васильева и Й.П. Жабрева), М., Недра, 1975, 527 с.

15. Геращенко О. А., Федоров В. Г. Тепловые и температурные измерения. Справочное руководство. Киев, Наукова думка, 1965.

16. Гергидава Ш. К., Гаврилов Н. П., Широченский С. И. Комплексная лаборатория & quot-Глубина"- для исследования скважин. & quot-Газовая промышленность& quot-, 1976, В 10, с. 17.

17. Глушко В. В., Клиточенко И. Ф., Крамаренко В. Н. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Украинской СССР. М., Гостоптехиздат, 1963, 315 с.

18. Гордеев Ю. И., Ефременко И. А., Мельников А. Г. Испытание комплекса & quot-Глубина-1"-. «Газ. промышленность», 1980, В II, с. 20.

19. Гордеев А. Н. и др. Актуальные задачи современной термометрии. Приборы и системы управления. 1980, & 2.

20. Гриб B.C., Хлесткин Н. А. К вопросу о классификации дистанционных глубинных приборов. & quot-Автоматизация и метрол. обеспечение измерений в нефтяной промышленности& quot-, Уфа, с. 75−79.

21. Гринь В. А., Пилипец И. А., Чекалюк С. Б. Способ выявления обводнившихся пропластков в нефтяных скважинах. (Автор. свид. 22. 190). Изобретения. Промышленные образцы. Товарные знаки, 1968, с. 5.

22. Грищенко В. Г., Тердовидов А. С., Фрусин Ю.й. Опыт применения комплексной аппаратуры для глубинных исследований газовых скважин. Автоматизация, телемеханизация и связь в газ. промышленности. Реф. сб. ВНИИГазпрома, 1977, В 7, с. 34−35.

23. Гурбанов Р. С., Рамазанов Р. А. К определению изменения температуры в стволе скважины. Труды Азербайджанского института нефти и химии им. М. Азизбекова. Вып. 26., Баку, 1967, с. 72−76.

24. Дахнов В. Н. Термические измерения в скважинах нефтепромысловых районов Советского Союза. Н.Х., Ji> 6, 1938.

25. Дахнов В. Н. Способ определения градиента теплового поля пород, пройденных буровой скважиной. Автор. свид. & 60 916, 1938.

26. Дахнов В. Н. Новый прием графического изображения термограмм скважин. Инф. сб. & quot-Элкагеер"-, & ½ (II), 1938.

27. Дахнов В. Н. Опыт применения термокаротажа на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова. Аз. НХ, & 9, 1938.

28. Дахнов В. Н. Термокаротаж на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова. Инф. сб. & quot-Элкагеер"-, $ 12, 1939.

29. Дахнов В. Н. Микротермометр (теплопровометр) для термокаротажа. Сб. & quot-Наши изобретения и соц. заказ изобретателям& quot-. Гостоп-техиздат, 1942.

30. Дахнов В. Н. Промысловая геофизика. ГОНТИ, 1947.

31. Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Гостоптехиздат, 1955.

32. Дахнов В. Н., Ряполова В. А. Дифференциальный метод термометрии скважин (Дифференциальный термокаротаж). Сб. статей & quot-Промысловая геофизика& quot-, Гостоптехиздат, 1952.

33. Дахнов В. Н., Дьяконов Д. И. Термические исследования скважин. Гостоптехиздат, 1952.

34. Доленко Г. Н., Варичев С. А., Галибуда Н. И. и др. Закономерности размещения месторождений нефти и газа Днепровско-Донец-кой нефтегазоносной провинции (Под ред. В.й. Китыка)-Киев, Наук, думка, 1968, 215 с.

35. Дьяконов Д. И. Термокаротаж скважин, Н.Х., $ 6, 1938.

36. Дьяконов Д. И. Геотермия в нефтяной геологии. Гостоптехиздат, М., 1958, с. 276.

37. Дьяконов Д. И., Позин Л. З., Тиман А. Ф. Повысить эффективность термометрии газовых скважин. 'Тазовая промышленность& quot-, М., Недра, 1974, В 2, с. 18−19.

38. Зайцев В. М. Термометричесше исследования скважин с целью установления мест притока и поглощения жидкости трещиноватыми пластами.- Нефтепромысловое дело. НТС ВНИИОЭНГа, 1970, В 4. с. 41−44.

39. Закусило Г. А. Способ определения коэффициента продуктивности пласта по данным термометрических исследований. ''Нефтяное хозяйство,& quot-, 1972, ^ 5, с. 51−53.

40. Застежко Ю. С., Лурье А. И. Некоторые особенности геотермических условий Шебелинского газового месторождения. & quot-Нефтянаяи газовая промышленность& quot-, 1965, Ш 3.

41. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газо-конденсатных скважин. Под ред. Зотова Г. А., Алиева Е. С., М., Недра, 1980, с. 269−274.

42. Исакович Р. И. Контрольно-измерительные приборы в добыче нефти. Гостоптехиздат, 1954.

43. Кадисов М. В. Перспективы применения термокаротажа на Эмбе. Инф. сб. & quot-Элкагеер"-, JG 6 (10), 1937.

44. Каротаев Ю. П. и др. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. M., Недра, 1971.

45. Комаров С. Г. и др. Автоматическая аппаратура для геофизических исследований в скважинах. Гостоптехиздат, 1955.

46. Комаров С. Г. Техника промысловой геофизики. Гостоптехиздат, 1957.

47. Комплексный глубинный прибор & quot-Дебит-1"-. & quot-Газовая промышленность& quot-, 1975, № 7, с. 31.

48. Кременецкий М. И. Интерпретация термограмм в действующих скважинах вне интервалов притока. Моск. ин-т нефтехим. пром-ти. М., 1980, с. 10.

49. Лопухин Е. Б., Амирханов Х. И., Ростомян П. М. О возможности применения термического метода к каротированию нефтяных сква-. жин. Тр. Азерб. филиала АН СССР. Физико-химическая серия, т. Ш, J5 38, 1938.

50. Любимова А. Е., Люсова Л, Н, Фирсов Ф. В. Основы определения теплового потока. Сб. & quot-Геотермические исследования& quot-. ГЛ., Недра, 1964.

51. Любимова Е. А. Термика Земли и Луны. М., Наука, 1968.

52. Марков А. И., Непримеров Н. Н. К вопросу о восстановлении начального распределения температуры в призабойной зоне нефтяной скважины по ее термограмме. В кн. Вопросы подземной гидромеханики, Казань, 1965, с. 79−91.

53. Марков А. И., Непримеров Н. Н. и др. Тепловое поле Шебелин-ского газового месторождения. Вопросы экспериментальной геотермо-логии. Изд. Казанского гос. университета, 1973.

54. Мартиросян В. В., Журик И. В. Температурные исследования нагнетательных скважин. & quot-Нефтяное хозяйство& quot-, В I, 1967, с. 13−14.

55. Морозов Г. С. Термический метод определения источников (очагов) воды, поступающей в обсаженную скважину. Аз. НХ, JS 7, 1940.

56. Мельничук Я. Г. Термометрия газовых скважин Шебелинской площади. НТС ГНТК СМ УССР. Нефт. и газ. пром., $ 4, 1961.

57. Непримеров Н. Н. и др. О возможности контроля за выработкой газовой залежи по температурным аномалиям. Сб. Нефт. и газ. пром., & I, 1976, с. 25−28.

58. Олексюк В. И. Оценка профиля газоотдачи методом термометрии на Шебелинском месторождении. Нефт. и газ. пром., 1973, В I, с. 31−35.

59. Орлов А. А. Аномальные пластовые давления в нефтегазоносных областях Украины. Львов. Выща школа. Изд-во при Львовском ун-те, 1980, 188 с.

60. Павлов С. Д. Возможность применения температурного метода контроля за процессом закачки попутных промысловых вод. -Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. Реф. сб. ВНИШГазпром, 1983, Л 4, с. 8−10.

61. Павлов С. Д., Фрусин Ю. И. Контроль за динамикой разработки газоносных горизонтов многопластовых залежей на основе исследования пьезометрических скважин. Автоматизация, тепло-механизация и связь в газ. пром-ти. Реф. сб. ВНШГазпрома, 1977, й 7, с. 41−43.

62. Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра, 1980, с. 224.

63. Петров А. И. Пути совершенствования глубинной измерительной аппаратуры. & quot-Нефтяник"-, 1978, & I, с. 7.

64. Петров А. И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин, м., Недра, 1972.

65. Пилипец И. А. Температурные наблюдения в нагнетательныхскважинах. & quot-Нефтепромысловое дело& quot-, № II, 1966, с. 3−6

66. ПилипецИ.А., Бугковская М. И. Термометрические исследования нагнетательных скважин на площади Долина. & quot-Нефтепромысловое дело& quot-, № 8, 1965, с. 12−15.

67. Позин Л. З. Дифференциальная термометрия нефтяных и газовых скважин. Изд. Недра, М., 1964, с. 114. 70. & quot-Поток-5"- (запущено в серию). & quot-Нефтяное хозяйство& quot-. 1975, J& 10.

68. Промыслово-геофизические исследования в действующих скважинах. Серия & quot-Нефтегазовая геология и геофизика& quot-. Эспресс-инфор-мация, БНИИТЭНГ, М., 1981, выпуск 15.

69. Разработка методики, техника проведения и интерпретации геотермических исследований в газоносных отложениях. МИНХ и ГП. Под ред. проф. Дьяконова Д. И., 1972, с. 201.

70. Руководство по гидрогазодинамическим и термометрическим методам исследований разведочных скважин. Киев. & quot-Наукова думкаУ 1972. с. 165−174.

71. Скважинный термометр с регулируемым диапазоном измерения. & quot-Нефтяник"-, 1980, гё 8. с. 15−16.

72. Сучков Б. М. и др. Экспериментальное определение температурных полей в кольцевом пространстве скважины. Нефтепромысловое дело. НТС ВНИИОЭНГа, 1968, № I, с. 18−22.

73. Тезисы докладов на первом Всесоюзном совещании по геотермическим исследованиям в СССР. Изд. АН СССР, 1956.

74. Толстолыткин И. П., Закусило Г. А. Использование термометрии при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Нефтьи газ Тюмени. НТО, 1969, 4, с. 50−52.

75. Тосунов Э. М., Поляков Г. Г., Кулаков П. И. Температурные исследования в глубокой скважине при нагнетании воды в пласт. Нефт. хоз-во, 1966, $ 6, с. 35−38.

76. Чекалюк Э. Б. Термические методы определения приемистости пород по разрезу нагнетательной скважины. & quot-Нефтяная и газовая промышленность& quot-, В 3, 1961, с. 11−12.

77. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.

78. Череменский Г. А. Геотермия. JI. Недра, 1972.

79. Чихрадзе Ш. Г. О восстановлении в скважине термического поля, нарушенного бурением. Геотермические исследования и использование тепла Земли. (Тр. 2-го совещания по геотермическим исследованиям в СССР), М., Недра, 1966.

80. Шехтман Г. А. Вычисление величины силы трения каротажного кабеля о стенку скважины. Сб. & quot-Прикладная геофизика& quot-, вып. 70, М., Недра, 1973.

81. Широков В. Н. Применение термометрии для выделения газоносных пластов в разрезе скважин. В Совете МИНХ и ГП 24. 04. 73 (канд. диссерт. с. 138).

82. Bl JbtioL ЯМ. J/tiM/iAdaiio/v of iti Ufofctand щес& о/ь МеЗб. a/id Агс& се. /& amp-У.1. Zt>?. i8. S3.

83. S9. J^md СйрсАе ЛЯ ЛааАсШгж Обa/?/i& pound-ced w /их& pound- /шлгауш Mj- 156

84. Хеше Ж Jtoez. J/. Jl/тужа& м^

85. O/. Mdoitu J-J. Йшйлу Uf. %our 1c M#i/mk йлреигМе,, and fat. ?9?. J.i. fyfou Л J. JOXM^Snitr wx fit c"Lftebce Ccltfy Stm J. Ж Jm/uicduu. jazpcft w? C cMi, p/imztisig <7. 3/1v, Ж. j/M. /i.г.

86. ТДСП-12м в эксплу атацио нных, разведочных, пьезометрическихи нагнетательных скважинах

87. Вид скважин Набор дат- 1 Коли- Основной режим

88. Р 12−19. У1. 70 1627−1820 1611,9 т, с 3 0,02 — 69,7

89. Северо-Сивашская площадь •

90. Р 20−21. У1. 70 I7I2-I730 1707, т, с I 0,0008 — 74,5

91. Р 20−21. У1. 70 I472-I5I2 1470 т, с I 0,01 —

92. Р 20−21. У1. 70 1533−1647 т, с i — -

93. Р 9.Х. 70 1385−1656 1500 т, с I 0,001 — 62,4

94. Р 8−9.X. 70 1385−1500 1349 т, с I 0,002 — 58,6

95. Р. * 13.Ш. 71 I560-I6I8 1530 т, с I 0,01, 61,4на -гл. 1564 м)

96. P II. 111,71 1573−1844 1565 I 0,02 0,4 66,3 (на гл. ¦ 602 м)1.: 2: 3: 4: 5:: б: 7: 8: 9: 10

97. Р 20.Ш. 71 1530−1609 1498 т, с I — - 58,9

98. Р 22. Ш, 71 I600−1703 1214 т, с I 0,006 — 64,6

99. Р 26 .У. 72 1520−1703 1513 т, с I 0,006 66,7

100. Р 21. XI. 71 1395−1509 1384 т, с I 0,01 61,0

101. Р 7. ХП, 71* 1380−1607 1370 т, с I 0,009 59,2

102. Р 9. 12. 71 1480−1604 1470 Стрелковая т, с площадь I 0,006 60,4 (на гл. 1495,5 м) 1 ыб Р 29. УП. 69 1460−1525 — т, с I 0,02 сл 00 1

103. Р 24. УП. 69 1405−1490 1355 т, с I 0,02 —

104. Р 6−7.Х. 70 1374−1461 1370 Таврийская т, д, с площадь I 0,02 — 58,4

105. Р 21. У1. 73 1396−1430 1381 т, с I 0,003 0,2 64,2б Р 26−28. IX, 73 1396−1430 1381 т, д, с 3 0,006 0 65,5

106. Северо-Серебрянская площадь

107. Р 6−8. УШ. 71 I7I0-I648 1705 т, с 4 0,004 71,5

Заполнить форму текущей работой