В любом случае мое дело сделать формулы, а использовать или нет пусть оператор решает.
Негоже делать абы что и абы как. Сам вначале толком разберись в этих формулах, чтобы мы потом не мучились с ними на буровых и не ругались с геологами и супервайзерами.
Все надо делать хорошо, на совесть, с любовью.
Газовый каротаж (далее ГК) в процессе бурения скважин проводится в нескольких модификациях: непрерывный ГК по раствору с помощью дегазатора в желобе; эпизодический ГК по раствору посредством ТВД; ГК по шламу, опять таки, с помощью ТВД. Причем анализ, получаемой при дегазации смеси углеводородов выполняется на одном хроматографе, что ставит под сомнение целесообразность выполнения всех перечисленных методов ГК. Было бы полезно выполнять ГК по шламу до С7 включительно, тогда бы это действительно способствовало получению дополнительной информации по газонысыщенности вскрываемого разреза, поскольку большая часть тяжелых компонентов остается в поровом пространстве частиц шлама. Для этого потребовалось бы оснастить станции ГТИ дополнительным хроматографом, который также выполнял бы роль резервного Хроматографа, в случае каких-либо проблем с основным прибором, что опять таки способствовало повышению качества ГК.
В настоящее время интерпретации, как правило, подвергается только ГК по раствору с помощью дегазатора в желобе. Остальные методы ГК используются как вспомогательные индикаторы. Между тем, мне кажется методически правильным было бы обрабатывать и анализировать информацию ГК по раствору + ГК по шламу и по суммарным значениям компонентного анализа этих методов строить палетки Пикслера, определять флюидные коэффициенты, Wetness, Balance, Character и т.п.
Хотелось бы услышать мнения коллег по этому вопросу.
