Компонентный газовый анализ
С помощью компонентного анализа ГВС определяют (в %) относительное содержание в пласте предельных углеводородов: метана C1, этана С2, пропана С3, бутана С4, пентана C5, гексана С6. Анализ осуществляется с помощью газо-адсорбционной хроматографии, где в качестве сорбентов применяют высокодисперсные твердые вещества, обладающие большой удельной поверхностью и высокой адсорбционной способностью (силикагель, алюмогель, активированный уголь и др.). Разделение газовой смеси на индивидуальные компоненты достигается в результате их различной адсорбционной способности, обусловленной их молекулярной массой и температурой кипения. Наименьшей адсорбционной способностью обладает метан, который практически не сорбируется. Остальные компоненты поглощаются адсорбентом в следующей последовательности: этан, пропан, бутан, пентан и гексан. Каждый компонент газовой смеси с различной скоростью проходит через слой сорбирующего вещества при обдувании его потоком газоносителя. В сорбенте компоненты удерживаются некоторое время, различное для каждого компонента, и последовательно поступают в газоноситель. В результате анализируемая ГВС в разделительной колонке превращается в поток бинарных смесей газоносителя с одним из углеводородных компонентов (метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан), разделенных во времени. Этот поток подается на газоанализатор, подключенный к регистрирующему прибору, фиксирующему газопоказания во времени.
В первых газокаротажных станциях компонентный газовый анализ проводился эпизодически для отдельных точек в разрезе скважины. В результате получали хроматограмму — последовательность пик, записанных в масштабе времени, разделенных минимумами. Площадь каждой пики на хроматограмме пропорциональна содержанию компонента СnН2n+2 (в процентах) анализируемой смеси. Измерения ведутся в милливольтах на секунду (мВ·с) (рис. 98). Полученная хроматограмма, зарегистрированная в течение определенного отрезка времени (несколько минут), характеризует результаты одного анализа (одной точки разреза скважины).
В автоматической станции АГКС-4АЦ вместо точечной регистрации осуществляется фиксация динамики изменения величин СnН2n+2 или величин, изменяющихся пропорционально им по стволу скважины, а именно экстремальных значений каждой пики хроматограммы А1, ..., A6. По результатам компонентного анализа в ГВС определяют следующие параметры: Саn, Сon, Сnm, Гх.сум, Гх.пр, Iкг, Fг и Fнг.
Саn — объемная, или абсолютная, концентрация n-го УВ в %, характеризует объемное содержание n-го УВ в ГВС:
где kчn — коэффициент чувствительности аппаратуры компонентного анализа (хроматографа) к n-му УВ в %; Аn—амплитуда пика, соответствующего n-му УВ на хроматограмме.
Соn — относительная концентрация n-го УВ в %, характеризует относительное объемное содержание n-го УВ в ГВС:
где m — число анализируемых УВ (обычно m = 6).
Сnm — флюидный коэффициент, показывающий отношение объемных содержаний n-го (с большими величинами Саn) и m-го (с малыми величинами Саm) УВ в ГВС: Сnm =nm/Саm. Флюидные коэффициенты используют для прогнозирования нефтегазоносных пластов до их вскрытия скважиной.
Гх. сум — суммарное содержание УВ в ПЖ в % (индекс «х» означает — по данным компонентного анализа на хроматографе):
где kиn — компонентные коэффициенты извлечения УВ в долях (обычно постоянные для данного района). Гх.сум и Cnm зависят не только от нефтегазосодержания пласта, но и от режима бурения скважины.
Гх.пр — приведенные к нормальным условиям газопоказания по результатам компонентного анализа в м3/м3, характеризуют объем УВ в единице объема вскрытой части пласта:
Iкг — индекс компонентного состава газа в пласте в усл. ед., предназначен для разделения пластов на газо-, нефте-, водосодержащие.
Fг — остаточное кажущееся газосодержание пласта в %, характеризует суммарный объем УВ, содержащихся в пластовых условиях в единице объема вскрытой части пласта, предназначено для разделения газосодержащих пластов на газоносные и водоносные:
где αг— коэффициент сжимаемости газа, зависящий от относительной (по воздуху) плотности газа δг; Т — температура пласта в К; pп — пластовое давление в МПа.
Fнг — остаточное кажущееся нефтегазосодержание пласта в %, характеризует суммарный объем нефти с растворенными в ней УВ, содержащейся в пластовых условиях в единице объема вскрытой части пласта:
где Вн — коэффициент увеличения объема нефти от растворения в ней газа в пластовых условиях, рассчитывается по приближенной формуле Apпса Вн= 1,05+1,66·10-4Н; Н — в м; G — газовый фактор нефти в м3/м3 (объем газа, содержащегося в единице объема нефти, приведенный к нормальным условиям). Формула (IX.9) запишется
