Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1.. Особенности геологического стюения пхг северо-западного региона при создании газохранилищ в водоносных пластах. геофизический и геохимический контроль за их эксплуатацией 15
1.1. Географические сведения о районе Невского ПХГ 23
1.2. Геологическая характеристика Невского ПХГ 23
1.2.1. Стратиграфия и литология 25
1.2.3. Тектоника 28
1.2.4. Структура 1-го гдовского пласта, используемого для хранения газа 35
1.3. Основные направления промыслово-геофизических работ
на объектах ПХГ Северо-западного региона 38
1.3.1. ГИС-контроль за эксплуатацией ПХГ 38
1.3.2. Определение энергетических и эксплуатационных характеристик пласта-коллектора 42
1.3.3. Диагностика технического состояния скважин и глубинного оборудования 43
1.3.4. Геохимическое сопровождение эксплуатации ПХГ и приповерхностная газовая съёмка территории 46
1.3. Определение коэффициента газонасыщенности пластов при проведении ГИС-контроля в условиях Невского ПХГ 49
ГЛАВА 2. Исследование гамма-аномалий подземного бассейна ПХГ 57
2.1. Состояние изученности вопроса. Проявления естественной радиоактивности на нефтегазодобывающих месторождениях и ПХГ 63
2.2. Геофизический контроль за изменением естественного гамма-излучения и распространением процесса по подземному бассейну ПХГ 71
2.3. Исследование изменения гамма-аномалий во времени 78
2.4 Применение ГК для контроля за перетоками газа в вышележащие отложения 84
2.5. Перспективы применения спектрометрического гамма-каротажа скважин Невского ПХГ 89
2.5.1. Задачи проведения СГК 89
2.5.2. Техника и методика проведения исследований 90
2.5.3. Результаты скважинных исследований СГК 93
2.6. Анализ результатов исследований у-аномалий подземного бассейна ПХГ з
ГЛАВА 3. Исследование состава радиоактивного флюида в водах 1 -го гдовского пласта и контроль за его распространением по площади ПХГ 100
3.1. Основные свойства естественных радиоактивных элементов 100
3.2. Физико-химические основы возникновения радиогеохимического эффекта в процессе эксплуатации ПХГ
3.2.1. Результаты определения содержания урана, радия и тория в пробах пластовых вод ПО
3.2.2. Сорбционные процессы в околоскважинном пространстве 117
3.2.3. Физико-геологическая модель процессов увеличения естественного у-излучения в скважинах Невского ПХГ 122
3.3. Геоэкологические аспекты безопасной эксплуатации ПХГ 123
3.3.1. Рекогносцировочная гамма-съёмка поверхности ПХГ 123
3.3.2. Анализ проб воздуха в помещениях Невской СПХГ, участках работ персонала и газовых скважинах 127
3.3.3. Анализ проб грунта на поверхности территории ПХГ на содержание 238U, 226Ra, 232Th и 222Rn 129
ГЛАВА 4. Разработка компьютеризированной системы сбора, передачи и обработки информации для геофизического мониторинга ПХГ северо-западного региона РФ 137
4.1. Отраслевая геолого-геофизическая информационная система 138
4.1.1. Разработка отраслевой геоинформационной системы 139
4.1.2. Технология создания пилотного проекта ОГГИС и корпоративной вычислительной сети ООО "Мосгазгеофизика" 141
4.1.3. Организационная структура 146
4.1.4. Банк данных информационно-вычислительной сети ОГГИС ПХГ 146
4.2. Локальный уровень системы сбора, передачи и обработки геофизической информации 151
4.2.1. Задачи и параметры ГИС-контроля на объектах ПХГ СЗР 154
4.2.2. Задачи и параметры радиоэкологического мониторинга наземных объектов невского ПХГ 154
Заключение 160
Список литературы
- Стратиграфия и литология
- Применение ГК для контроля за перетоками газа в вышележащие отложения
- Сорбционные процессы в околоскважинном пространстве
- Банк данных информационно-вычислительной сети ОГГИС ПХГ
Стратиграфия и литология
Породы залегающие непосредственно на гранито-гнейсовом основании верхнего протерозоя содержат дайки диабазов и туфы, которые, как и вертикальные трещины в кернах, указывают на близкое расположение разломов фундамента и фиксируют время их возникновения в конце верхнего протерозоя.
Вышезалегающие породы кембрия имеют также крутое залегание - не менее 70 м/км, что указывает на затухание разломов в толще глин нижнего кембрия. Имеет место увеличение градиента падения слоев по сравнению со склоном Русской плиты. Невская площадь по поверхности кристаллического фундамента имеет северо-восточную ориентировку и прослеживается на протяжении 25 км (по замкнутой изогипсе - "980 м"). Ширина его в пределах этой изогипсы до 2,5 км, амплитуда составляет 20 м. Северо-западное крыло, более крутое, осложненное сбросом, переходит в узкий прогиб, максимальная глубина которого достигает 50 м, при тенденции увеличения в северо-восточном направлении; в этом же направлении прогиб расширяется. Погружение слоев на юго-восточном пологом крыле прослеживается на 30 м, среднее падение поверхности по этому крылу составляет около 7 метров на 1 км. В южной половине Невской складки по поверхности фундамента прослеживается широкий и пологий свод в пределах изогипсы "-979 м" размерами 10 х 1,5 км.
С подъемом кристаллических пород на Невской площади связан ряд других выступов фундамента, выявленных сейсморазведочными работами, проводящимися на площади с 1964 г. по настоящее время. На пологом юго-восточном крыле Невской структуры имеется осложнение, продолжающееся. северо-восточнее контура Невского выступа и образующее самостоятельное поднятие кулис?образно сочлененное с Невской структурой.
Непосредственно по оси Невского поднятия, но на больших глубинах расположен новый выступ фундамента, ограниченный изогипсой "-1100 м не замкнутой с северо-востока. Подтверждением этому служит тот факт, что при гидроопропробовании и откачках воды из скважины №26 отсутствует реакция в скважине №22, что указывает на положение их на различных блоках.
На Невской структуре существуют и менее значительные второстепенные разрывы и трещины, затухающие на некотором расстоянии от основного разлома. Так, например, на участке между скважинами №№54, 55 и №№ 22, 25, 2, 50, 23, 10 имеется малоамплитудная флексура фиксируемая по разной глубине залегания кровли коры выветривания и одинаковой у 1-го гдовского песчаника. В пределах второй площадки отмечена аномально маленькая мощность 1-го песчаника и очень низкая гидропроводность, что объясняется уплотнением пород в результате локальных тектонических трещин фундамента, которые можно обнаружить проведением межскважинного просвечивания, либо бурением плотной сетки скважин [10].
Формирование структурного плана Невской площади происходило на протяжении длительного времени, в течение которого тектонические движения обусловили перерывы в осадконакоплении и изменении мощности слоев осадочной толщи.
Значительная метаморфизация и дислоцированность пород архея интрузированных гранитами и основными магматическими породами, свидетельствуют об интенсивном проявлении древних фаз складчатости.
В последующую допротерозойскую эпоху преобладавшие денудационные процессы сказались в разрушении матаморфических и изверженных пород с переотложением продуктов их выветривания. Они обусловили накопление пластического материала с примесью гравия и гальки, привели к образованию базальтного слоя, выделенного в песчаную пачку гдовского горизонта. С этим периодом вероятно связано возникновение разломов и смещение блоков фундамента. Затем наступивший спокойный режим седиментации обусловил образование глин небольшой мощности 4-6 м.
Образование песчано-алевритового слоя, сменившего вышеуказанные глины, может быть отнесено к началу нового цикла осадконакопления. Наступившая после этого новая стабилизация бассейна была, очевидно, продолжительнее предыдущей, о чем свидетельствует увеличение мощности накопления глин.
Следующий этап накопления характеризуется неустойчивостью режима, обусловившего частую смену глинистых и песчано-алевритовых осадков. В этот период начала в частности формироваться и Невская складка.
В верхней части пачки развиты преимущественно глины, что свидетельствует о постепенном переходе к новым условиям стабильности бассейна.
Образование осадков котлипского горизонта происходило в спокойных условиях мелководного бассейна, в результате чего накопилась мощная до 130 м толща глин, обогащенных сидеритом и пленками органического вещества. В верхней части глины чередуются с песчано-алевритовыми прослоями, что свидетельствует об оживлении эрозионных процессов на соседних участках.
Накопление песчаников ломоносовской свиты нижнего кембрия происходило в новых условиях подъема Русской платформы, сопровождавшегося периодическими процессами эрозии и сменившимся кратковременными условиями стабилизации.
Последовавшее за континентальным перерывом опускание областей Русской платформы в среднекембрийскую эпоху проявились в образовании песчаных осадков тискретского горизонта. Непостоянство осадконакопления при изменении границ и глубин мелководного бассейна тискретского горизонта характерно и для начальных стадий трансгрессии ордовикского моря.
Для большей части ордовикской эпохи характерно преобладание режима опускания площадей с накоплением карбонатных и карбонатно-глинистых осадков в условиях морского бассейна. В течение нижнего и среднего ордовика опускание Невской площади происходило с различной интенсивностью. Максимальные мощности отложений нижнего и среднего ордовика прослеживаются в северо-восточной части поднятия. Самый верхний наблюдаемый структурный этаж Невского поднятия фиксирует породы среднего девона и нижних слоев верхнедевонского возраста, срезанные четвертичным покровом. Накопление осадков живетского яруса происходило в условиях стабильного погружения. Доказательством того, что формирование Невской структуры наиболее интенсивно происходило до конца нижнего кембрия, может служить сокращение мощности этих отложений за счет их меньшего накопления и более интенсивного размыва на поднятых участках поднятия.
Разрывные нарушения, осложнившие Невскую складку, обновлялись и в мезокайнозоискую эпоху, так как помимо разнонаправленной трещиноватости пород это проявилось и в новейшей тектонике, продиктовавшей современный рельеф территории.
Применение ГК для контроля за перетоками газа в вышележащие отложения
При рассмотрении причин возникновения у-аномалий в подземном бассейне ПХГ одной из первых версий было установление взаимосвязи с закачиваемым газом. Повышенное содержание РН на газовых и газоконденсат-ных месторождениях в добываемом газе могли привести к тому, что газ, закачиваемый в ПХГ, мог создавать гамма-аномалии, фиксируемые при проведении ПС [2,13 6].
Петербургским Технологическим институтом дважды проводились работы по исследованию состава газа по темам: №46 ГП/ГТИ "Мониторинг радиоактивных загрязнений газодобывающих предприятий с протоколированием результатов" в 1994 году [138] и №1-97/ГП "Гамма-спектрометрический анализ газа Северной станции г. С.-Петербург" в 1997 г. [139]. Было установлено, что содержание РН в газе, поступающем с месторождений по газопроводу под закачку в ПХГ, не превышает установленных норм.
Кроме того, перекачка газа от месторождений к ПХГ занимает не менее недели, а период стояния хранилища перед отбором занимает от двух недель до месяца. С учётом периода полураспада радона - 3,82 дня, основной его объём » должен был бы распасться и не в состоянии создать у-аномалии, подобные регистрируемым на Невской площади. Предположение о том, что закачиваемый газ все-таки содержит повышенное количество радиоактивных элементов, опровергается ещё двумя фактами: исследования ГК по скважинам газохранилищ установили выборочный характер у-аномалий, не проявляющийся во всех скважинах; максимальные значения ГК фиксируются в обводнённой части пласта. Исследования, выполненные в Радиевом институте АН СССР [39, 45], показали, что повышенным содержанием РН могут обладать, как воды нефтяных и газовых месторождений, так и глубинные пластовые воды не связанные с нефтяными месторождениями. Накопление РН в этих водах идёт за счёт выщелачивания (десорбции) его из пород с кларковым содержанием радиоактивных элементов и часто бывает приурочено к зонам нарушений кристаллического фундамента. Факторы воздействия естественно-природных процессов наиболее ярко проявляются в зонах т.н. «активных» разломов, которые есть на территории Ленинградской, Новгородской, Псковской, Вологодской областей. Активные разломы оказывают весьма существенное воздействие и на проявления сейсмичности в регионе. В частности, при составлении в 1984 году «Карты разрывных нарушений территории Северо-запада» (Д.И. Гарбар и др.), было установлено, что практически все эпицентры весьма многочисленных, хотя и слабомагнитудных землетрясений региона приурочены к зонам активных разломов, а глубина залегания их гипоцентров напрямую связана с глубиной проникновения разломов.
В ряде случаев активные разломы играют рудоконцентрирующую роль. Так, например, в полосе «чернобыльского следа» на территории Ленинградской области установлено, что основные концентрации цезия и других элементов при общей направленности «следа» приурочены к зонам активных разломов, сыгравших, вероятно, роль концентраторов этих элементов при выпадении из осадков [29].
Следует отметить, что в прежние годы гдовские отложения изучались с целью оценки их ураноносности и выявления промышленных месторождений урана [133, 134]. Выявлено несколько месторождений урана и ряд рудопроявлений. В региональном плане концентрация радионуклидов в горных породах крайне изменчива - медианные значения распределений концентрации урана в пробах песчаников 1-го гдовского пласта, в различных выборках изменяются от 3-Ю"4 до 10-10" %, тория - более выдержаны, при среднем содержании 10-10"4%.
Аномальные концентрации урана в песчаниках 1-го цикла имеют отчётливую пространственную приуроченность к полям распространения нижележащих гранитоидных пород в кристаллическом фундаменте и зонам тектонических нарушений (проницаемым зонам). В Гатчинском районе в результате поисковых работ на уран выявлены две аномалии в гдовском горизонте [133]: радиевая 3-10 10Ки/л (г/л) (скважина №5 г. Гатчина); урано-радиевая U - 2,6-10"6г/л; Ra - 2,3 10"10Ки/л (г/л) (в р-не д. Павлово). Радиоактивные элементы распространены в водах гдовского горизонта, который присутствует в Северо-западном регионе повсеместно и по содержанию урана и, особенно, радия - одни из самых радиоактивных среди вод других геологических формаций. В таблице 2.2 приводятся примеры содержания урана и радия в пластовых водах горных пород различного возраста [135].
Сорбционные процессы в околоскважинном пространстве
Цифровая многоканальная аппаратура ЦГС-36 спектрометрического гамма-каротажа предназначена для измерения массового содержания в горных породах естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), путём регистрации и анализа полных гамма-спектров (128 каналов): тория (Th), урана (U), при распаде которых образуются у- активные ядра Bi (RaC), ТІ (ThC) и др., а также радиоактивного изотопа калия 40К. Измеряются скорости счета в разных энергетических окнах, отвечающих характерным линиям у- спектров К, Bi и 208Т1. Обычно используют три окна и измеряют три интенсивности (Ni, N2, N3) в областях спектра 1,3 - 1,6 МэВ, 1,65 - 2,1 МэВ и 2,4 - 2,9 МэВ, (в калиевом, урановом и ториевом каналах) [119,122]
Аппаратура ЦГС-36 применяется для исследования открытых и обсаженных нефтяных и газовых скважин, заполненных любой промывочной жидкостью, при следующих предельных условиях эксплуатации: - максимальная температура +120 С - максимальное гидростатическое давление 100 МПа - диаметр исследуемых скважин от 5 0 до 3 00 мм - диаметр прибора 36 мм В качестве детектора для регистрации естественного гамма-излучения использовался кристалл Nal(Tl) размером 18 х 160 мм с фотоумножителем типа ФЭУ-102. Разрешение кристалла составляет 15%. В аппаратуре ЦГС-1 используется кристалл Nal(Tl) размером 50 х 250 мм с ФЭУ-151, разрешение кристалла на уровне 10%. 9]
Метрологическая поверка аппаратуры была выполнена на государственных стандартных образцах урана, тория и калия, размещённых в отраслевом метрологическом комплексе ВНИИЯГ (г. Раменское).
Определение урана, тория и калия осуществлялось по наиболее высокоэнергетическим гамма-линиям: 1,76, 2,62 и 1,46 МэВ соответственно [4,119]. На рис.2.16 - 2.18 приведены примеры распределения энергетического спектра гамма излучения - пиковые квантованные уровни (ПКУ) для урана, тория и калия соответственно, для 256 энергетических каналов. Учитывая, что наряду с основным гамма-излучением в перечисленных областях энергий будет регистрироваться гамма-излучение всех трёх элементов (или продуктов их распада), определение содержаний каждого элемента осуществляется путём решений системы уравнений: NK= япСк + al2Cu + a13CTh Л Nu = а2іСк + а22Си + a23CTh ч_ NTh = a3iCK + а32Си + a33CTh, где: Nj - информация, зарегистрированная в і-том окне; Cj- содержание элементов (U, Th в долях 10" %, К- в %); aij - "спектральные" градуировочные коэффициенты, определяемые при проведении измерений на средах с известными содержаниями урана, тория, калия, представляющие скорость счета в і-м канале на единицу содержания К, U, Th соответственно. Дополнительные условия проведения СГК: - исследования гамма-аномалий проводились при скорости каротажа не более 60-80 м/час; - запись скважинной информации производилась с квантованием по времени через 10 с; - для калибровки приборов на скважине использовались полевые калибровочные устройства, содержащие известные концентрации естественных радиоактивных элементов. СГК Первый цикл исследований был выполнен 26-27 мая 1999 года цифровым гамма-спектрометром ЦГС-36 [140]. На рис.2.19-2.21 представлены фрагменты записи энергетического распределения принимаемых сигналов гамма-излучения по скважинам №№72, 92 и 79, характер кривых СГК приведённых на рисунке аналогичен и, в основном, отличается количеством регистрируемых импульсов. Второй цикл исследований проведён 18-24 ноября 1999 года на скважинах №№72, 92, 79 и 74 [141]. Скважины были заполнены водой.
Вычисленные значения содержаний носят полуколичественный характер в связи со сложностью учёта мешающих факторов - в первую очередь, сложной геометрией измерений (обсадная колонна и НКТ). Результаты обработки были представлены в виде кривых весового содержания калия (К), радия (Ra), тория (Th), сопоставленных для различных периодов измерений (Приложения 4-7).
Установлено, что в интервалах радиоактивных аномалий спектральный состав у-излучения имеет радиевую природу.
Содержания радиоактивных элементов К и Th практически не меняется по разрезу, в то время как содержание Ra увеличивается с ростом интегральной интенсивности естественного у-излучения (Приложения 4, 5 и 7). Исключение составляют результаты по скважине №79 (Приложение 6), в которой в интервалах радиоактивных аномалий наблюдается рост содержания Th и К, вызванный, однако, не действительным ростом содержаний этих элементов, а перегрузкой спектрометрических каналов из-за высокой интенсивности гамма-излучения превышающего 1500 мкР/час.
Выполненные по скважине №74 сопоставительные измерения аппаратурой ЦГС-36 и ЦГС-1 подтвердили совпадение результатов измерений различными типами аппаратуры (Приложение 7). Кривые содержаний радиоактивных элементов, полученные аппаратурой ЦГС-36, имеют более высокую погрешность (примерно в 2 раза), что объясняется различием в размерах кристаллов. Обработка и анализ измерений СГК во времени показали: -радиоактивные аномалии, как в пластах, так и на устье скважины имеют радиевую природу. Распределение радиоактивных элементов в пласте-коллекторе с течением времени меняется и наблюдается рост активности. -по скважине №72 практически незначительные изменения интегрального ГК, вызванные режимами закачки и отбора газа; - по скважине №92 наблюдается рост радиоактивной аномалии на 20-50%, обусловленную накоплением радия в обводнённой части пласта-коллектора; - по скважине №79 высокие значения гамма-активности наблюдаются как в пластах для закачки воды, так и на устье скважины, включая насосно-компрессорное оборудование.
Сравнительные замеры интегрального и спектрометрического ГК показали, что ввиду преимущественного влияния на показания детекторов скважинных приборов изотопов уранового ряда, на данном этапе для ГИС-контроля за процессами изменения радиоактивного фона в скважинах можно использовать интегральный ГК, как менее дорогостоящий и достаточно информативный.
Показания интегрального ГК, выполненного аппаратурой ЦГС-36 и ЦГС-1, (в Приложениях 4-7 показаны синим и красным цветом) полностью совпали с показаниями ГК, проводимыми аппаратурой «КУРА-2М» [142, 143, 144] в режиме ГИС-контроля за эксплуатацией ПХГ.
Банк данных информационно-вычислительной сети ОГГИС ПХГ
Проведение (автором, под его руководством и при непосредственном участии) исследований, результаты которых изложены в предыдущих главах, послужило основой для разработки компьютеризированной системы (технологии) сбора, передачи и обработки информации геофизического мониторинга ПХГ СЗР РФ. Эта система (и технология её осуществления) входит составной частью в отраслевую геолого-геофизическую информационную систему (ОГТИС), предназначенную для сбора, обработки, хранения геолого-геофизической информации (ГГИ) по замкнутому технологическому циклу поиск -» разведка - обустройство -» разработка - добыча - эксплуатация -» мониторинг объектов углеводородного сырья (УВС) и подземных хранилищ газа (ПХГ) [146].
Результирующим этапом работ в области автоматизации технологических процессов объектов производства ОАО «Газпром» является создание отраслевой интегрированной информационно-управляющей системы (ОИИУС). ОГТИС является одной из составных частей ОИИУС. В рамках ОГГИС созданы базы данных ГГИ на локальном (Ш-ем) и региональном (II-ом) уровнях с использованием наземных, технологических каналов связи. Базы данных ГГИ формируются на Ш-м уровне локальных вычислительных центров (ЛВЦ) предприятия «Мосгазгеофизика» и станций ПХГ и далее передаются на вычислительные информационные центры (ВИЦ) П-го уровня ДОАО «Газпромгеофизика», ООО «Мострансгаз», 000 «Лентрансгаз», 000 «Югтрансгаз». Проект ОГГИС включает программные средства управления информационно-вычислительными ресурсами и их хранения.
Цель работы - повышение надежности, безопасности функционирования и эксплуатации ПХГ, на основе создания и эксплуатации информационной структуры ОГГИС.
138 В процессе работы создана корпоративная локальная вычислительная сеть, банк данных по подземным хранилищам газа и информационно-вычислительная система ОГТЙС с использованием наземных каналов связи.
Для построения локального уровня БД ГГИ в СЗР, на базе Гатчинского промыслово-геофизического участка предприятия «Мосгазгеофизика», были проведены работы по созданию компьютеризированной системы «сбор= иередачаообработкаохранение» данных ГИС-информации, в рамках создаваемой единой геоинформационной системы для обеспечения проведения геофизического мониторинга ПХГ СЗР. Технологическая схема геофизического мониторинга структурно изображена на рис.4.1.
Современный этап развития ОАО «Газпром» характеризуется резким ростом потребности его управляющих структур в объективной и своевременной информации различного характера: геолого-геофизического, геохимического, экологического, промыслового, технического и другого.
В структурных подразделениях ОАО «Газпром» на всех этапах разработки месторождений углеводородного сырья, создания и эксплуатации ПХГ ведется разработка автоматизированных систем управления. Правлением РАО «Газпром» 19.06.1996 года было принято Постановление №79 «О мерах по организации разработки, внедрения и развития отраслевой интегрированной информационно-управляющей системы РАО «Газпром» (ОИИУС).
Анализ текущего состояния и перспектив развития информационных технологий показал целесообразность этапной схемы с выделением пилотных проектов. Одним из них является отраслевая геолого-геофизическая информационная система (ОГГИС).
Основными материальными ресурсами ОАО «Газпром» являются месторождения и хранилища углеводородного сырья и созданные для освоения и эксплуатации этих объектов сооружения и технологические схемы и проекты. Для создания единого информационного комплекса предприятий и организаций ОАО «Газпром» необходимо, прежде всего, решить задачу создания информационной и вычислительной (компьютеризированной) базы данных отдельных предприятий. Базовой исходной информацией являются геолого-геофизические, промысловые и технологические данные, результаты их обработки и интерпретации. Поэтому первым этапом формирования единого информационного пространства является создание пилотного варианта технорабочего проекта отраслевой геоинформационной системы ОГГИС.
Создание подобного управляющего комплекса позволит осуществить переход к использованию технологий компьютерного моделирования, создание объемных геологических (каркасных) и флюидальных моделей, введение динамического моделирования, что обеспечит эффективность работы по оптимизации составления технологических проектов разработки месторождений, создания подземных хранилищ газа (ПХГ) и их безаварийной эксплуатации.
Работы по моделированию геологических объектов ПХГ, прогнозированию показателей разработки газовых хранилищ, являются важной составной частью целевых работ по созданию отраслевой геолого-геофизической информационной системы (ОГГИС).
С позиции организации безаварийной работы ПХГ рассматриваются как управляемые и регулируемые объекты, поэтому главная задача исследования скважин, пласта, залежи - получение геологической и промысловой информации о состоянии объекта подземного хранилища газа в функции времени. Полученные результаты служат исходными данными для выработки объективного решения с целью воздействия на эксплуатируемый объект для эффективного использования пластовой энергии, что должно обеспечить режим эксплуатации ПХГ при минимальном извлечении пластовых вод в периоды отбора газа и создать условия для сохранения целостности пласта-коллектора.
Информация по ГИС поступает непрерывно, в течение всего периода эксплуатации ПХГ, поэтому проект ОГТИС ПХГ объединяет замкнутый цикл исследований скважин, обеспечивающий сбор, хранение массивов геологических и промысловых данных пообъектно и передачу информации, полученной в процессе наблюдений и контроля, структурными подразделениями.
