Основними
завданнями газового каротажу при дослідженні пошукових і розвідувальних свердловин
є:
виявлення
в розрізі буря свердловини перспективних нефтенасищенних пластів-колекторів;
оцінка
характеру насиченості пласта-колектора;
виділення
зон аномально високих порові тисків;
попередження
раптових викидів пластового флюїда.
При
рішенні другий і третій з перерахованих завдань найважливішим інформативним
параметром є відносний склад газу. В даний час при газовому
каротажу вимірюються концентрації вуглеводневих газів СН4, C2H6,
C3H8, C4H10, C5H12,
C6H14 в газоповітряної суміші, що витягується желобним
дегазатор з промивної рідини (ПЖ), і в газовій суміші, що виділяється при
глибокої дегазації проб ПЖ.
Відносний
склад газу визначається розрахунковим шляхом, як відносні змісту
компонентів вуглеводневих газів (УВГ) від метану до гексану включно, коли
сумарний зміст УВГ приймається за 100%.
При
інтерпретації даних газового каротажу з використанням інформації про
щодо змісту компонентів УВГ необхідно враховувати, що
відносний склад вилученого при дегазації ПЖ газу в більшості випадків
не відповідає відносному складу УВГ розкритого пласта, зазнаючи
зміни в процесі його транспортування від вибою свердловини до хроматографа в
станції ГТВ.
Розглянемо
детальніше зміни складу УВГ на вибої свердловини при розтині
пласта-колектора. У даній статті не розглядаються питання інфільтрації
промивної рідини під буровим долотом, так як вони детально розглянуті в
роботі О. А. черемисиново [1].
Фільтрація
пластового флюїда в процесі розкриття пласта підкоряться закону Дарсі:
На
забої глибоких свердловин спостерігаються високі температури (до 100 - 150 ° С) і
тиск (до 80 - 100 МПа) [2], що сприяє переходу вуглеводнів в
газоподібне і пароподібний стану. У табл. 1 дані значення критичних
температур і тисків, а також молекулярної маси і температури кипіння для
ряду вуглеводневих газів.
Таблиця
1. Характеристики вуглеводневих газів
Компонент
Молекулярна маса
Критична температура, ° С
Критичний тиск, МПа
Температура кипіння при
тиску 0,1 МПа, ° С
Метан
16,04
-95,5
4,58
-160,0
Етан
30,07
35,0
4,80
-84,1
Пропан
44,09
97,0
4,20
-44,1
Бутан
58,12
153,0
3,75
0,3
Пентан
72,15
197,2
3,33
36,4
Гексан
86,17
234,5
2,99
69,0
гептан
100,20
266,8
2,70
98,4
Октан
114,22
296,4
2,46
125,5
Виходячи
зі значень критичних температур і тисків для різних
газів, складу газу і реальних термобаричних умов на забої глибоких
свердловин (> 100 ° С і > 50 МПа),
можна припустити, що метан, Етан, пропан будуть знаходитися в газоподібному, а
бутан, пентан, гексан, гептан і октан - в пароподібному станах. Висока
розчинність вуглеводневих газів і важких вуглеводнів у воді при великих
тисках призводить до їх значного насичення вуглеводнями, особливо
важкими.
Наявність
великої кількості вуглеводнів у газоподібному і пароподібному стану
вносять специфічні особливості в фізичний стан пластового флюїда. Якщо
обсяг газової фази значно перевищує обсяг нафти, то при тиску більше 25
МПа і температурі понад 100 ° С настає зворотний розчинність (ретроградний
випаровування) - рідкі вуглеводні починають розчинятися в газі, і при
певних тиску і температурі суміш флюїдів повністю перетворюється в газ.
При зниженні тиску з суміші починає випадати конденсат у вигляді рідких
вуглеводнів (зворотна конденсація) [З].
Велике
кількість газу в пластових флюїдів зменшує його щільність, в'язкість і
поверхневий натяг.
На
рис. 1 показані криві зміни динамічної в'язкості УВГ залежно від
тиску. Видно, що зі збільшенням тиску в'язкість важких УВГ (пропан --
гексан) різко зростає, в'язкість метану і етану зростає менш значно. З
зростанням температури від 50 до 100 ° С в'язкість метану - гексану також зростає,
але незначно [4].
Рис.
1. Зміна динамічної в'язкості УВГ від тиску
Внаслідок
низької в'язкості пластового флюїда і його насичення газом він набуває високі
міграційні властивості. Зокрема, при розтині колектора з репресією на
пласт пластовий флюїд легко відтісняється фільтратом бурового розчину по порах і
тріщинах в глиб пласта. Лише незначна частина пластового флюїда лишається в
мікропорах і мікро тріщини і при руйнуванні породи долотом переходить в бурової
розчин. Основна ж частина газу надходить у буровий розчин з ізольованих
пір, каверн і тріщин. Аналіз відносного складу УВГ відкритих і закритих пор
показує (табл. 2), що у складі останніх переважають важкі вуглеводні,
причому ця різниця стає більш істотною для глибоко залягають
відкладень. Результати, отримані іншими дослідниками [1], також
підтверджують зазначену закономірність. Загальний зміст УВГ в закритих порах
змінюється від 5 - 8 до 120 - 150 см3/дм3. Виявлено, що в
продуктивних карбонатних відкладеннях газосодержаніе закритих пір збільшується.
Таблиця
2. Склад вуглеводневого газу відкритих і закритих пор
Район
Характер
насичення
пласта
Пори
Склад газу,% отн.
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
C6H14
Татарія
Нафта
откр
7,00
3,2
35,10
22,40
20,30
6,00
закр
6,00
8,40
32,10
23,50
21,70
7,60
Башкирія
Нафта
откр
23,10
17,8
20,70
17,70
15,90
4,80
закр
17,70
15,40
20,90
22,60
17,30
6,10
Вода
откр
28,20
16,8
20,00
14,80
15,70
4,50
закр
22,80
15,30
20,10
16,90
18,10
6,80
Саратовське
Поволжі
Нафта
откр
53,20
19,6
11,30
8,06
5,27
2,57
закр
35,20
18,30
15,42
13,32
12,44
5,32
Газ
откр
57,53
14,7
10,02
9,12
5,97
2,66
закр
47,80
12,80
13,30
11,55
10,70
3,85
Вода
откр
41,80
21,9
13,30
3,33
8,70
10,97
закр
22,96
17,82
18,36
17,80
15,83
7,23
Комі
Газовий конденсат
откр
56,12
12,70
12,78
8,30
7,30
2,80
закр
40,30
16,22
16,38
11,79
11,21
4,10
Різниця
в газах відкритих і закритих пор пояснюється тим, що важкі вуглеводні
володіють у порівнянні з метаном значно вищою сорбционной
здатністю по відношенню до порід, детрітному і розсіяному органічного
речовини, завдяки чому вони можуть частково концентруватися в породах і
особливо в закритих порах [5].
Отже,
якщо розтин шару відбувається з перевищенням забійного тиску над пластовим,
буровий розчин повинен збагачуватися переважно газом із закритих пір, в
складі якого переважають важкі УВГ. Внаслідок цього відносний склад
УВГ в буровому розчині не може характеризувати фактичний склад газу в
шарі. В міру розкриття пласта відбуваються відтискування пластового флюїда і
закупорка призабійної зони пласта. Швидкість відтискування флюїда і глибина
проникнення фільтрату бурового розчину в пласт будуть залежати від багатьох
факторів-величини репресії на пласт, в'язкості пластового флюїда, структури
порового простору, проникності колектора і т. д. відтиснутий газ після
розкриття пласта внаслідок великої різниці в концентраціях УВГ в шарі і в
свердловині починає дифундувати через стінки свердловини.
Підвищеної
дифузійною здатністю характеризуються легкі газоподібні компоненти.
Дифузійна проникність порід залежить від їх літологічного і мінерального
складу, пористості, природи дифундують компонентів, сорбційних властивостей,
розчинності пластового флюїда і пр. З ростом молекулярної маси УВГ
коефіцієнт дифузії знижується. Для водонасичених глин коефіцієнт дифузії
для УВГ коливається в межах 10-10
,
- коефіцієнт
проникності, 
- вектор
градієнта тиску, 
- в'язкість
пластового флюїда.
і тисків 
для різних
газів, складу газу і реальних термобаричних умов на забої глибоких
свердловин (
> 100 ° С і 
> 50 МПа),
можна припустити, що метан, Етан, пропан будуть знаходитися в газоподібному, а
бутан, пентан, гексан, гептан і октан - в пароподібному станах. Висока
розчинність вуглеводневих газів і важких вуглеводнів у воді при великих
тисках призводить до їх значного насичення вуглеводнями, особливо
важкими.
