Определение типа углеводородных залежей
Основным критерием при определении типа залежи может служить качественный состав анализируемых при газовом каротаже газовоздушных смесей. Следует отметить, что в момент проходки газонасыщенных пластов извлеченный из глинистого раствора газ будет состоять преимущественно из метана, при каротаже горизонтов, содержащих нефть, в составе газа должна возрастать роль более тяжелых углеводородов.
С целью детального изучения этого вопроса было проведено обобщение имеющихся данных по углеводородному составу газа многих месторождений нефти и газа. Полученные результаты представлены в таблице 10.
Таблица 10.
Углеводородный состав газа по условиям его нахождения
Тип газа по условиям его нахождения |
Генетический тип газа, условия его нахождения в природе, физико-химическая характеристика |
Углеводородный состав, % |
Газы земной поверхности: Газы почвы;Болотные, торфяные и другие газы поверхностных отложений.
Газы газовых месторождений
Газ, растворенный в нефти
Газ, растворенный в воде |
Биохимического происхождения В свободном состоянии, сорбированные породой, растворенные в воде.
1.Газы образовались в глубинных газоматеринских породах. Газовые залежи генетически не связаны с нефтью и распространены в районах отсутствия или незначительной нефтеносности. 2. Газы генетически связаны с нефтью. Газовые залежи расположены в районах развития нефтеносности и представлены отдельными залежами или газовыми шапками в пределах нефтяных залежей.
1.Нефтяная залежь полностью насыщена газом Pпл/Pнас=1 2.Нефтяная залежь недонасыщена газом Pпл/Pнас=2 3.Нефтяная залежь недонасыщена газом Pпл/Pнас=3 4.Нефтяная залежь недонасыщена газом Pпл/Pнас=4
1.Пластовые воды контактируют с поверхностными газами биохимического происхождения 2.Пластовые воды контактируют с газовыми залежами, генетически не связанными с нефтяными залежами 3. Пластовые воды контактируют с газовыми залежами, генетически связанными с нефтяными залежами 4.Пластовые воды контактируют с нефтяной залежью при Pпл/Pнас=1 5.Пластовые воды контактируют с нефтяной залежью при Pпл/Pнас=2 6.Пластовые воды контактируют с нефтяной залежью при Pпл/Pнас=3 7.Пластовые воды контактируют с нефтяной залежью при Pпл/Pнас=4 |
CH4-100; иногда встречаются примеси более тяжелых углеводородов с концентрацией 10-2-10-3
CH4 – 98,9-87,7; C2H6 – 4 – 2; C3H8 – 1,9 – 0,9; C4H10 – 0,95 – 0,32; C5H12 – 0,78 – 0,2;
CH4 – 90-82,ΣCnH2n+2 – 10-18;
CH4 – 61-47,ΣCnH2n+2 – 39-53;
CH4 – 37-50,ΣCnH2n+2 – 63-50;
CH4 – 5-47,ΣCnH2n+2 – 95-63;
CH4 – 100;
CH4 – 99,9, ΣCnH2n+2 – 0,01;
CH4 – 93-98,6, ΣCnH2n+2 – 6,2-1,4;
CH4 – 84-96,5, ΣCnH2n+2 – 16-3,5; CH4 – 79,6-50,4, ΣCnH2n+2 – 20,4-49,6;
CH4 – 72-41,7, ΣCnH2n+2 – 38-58,3;
CH4 – 71-36, ΣCnH2n+2 – 29-64
|
Из приведенных данных следует, что как в нефтяных, так и в газовых месторождениях компонентный состав газов характеризуется наличием всей гаммы углеводородных газов от метана до пентана включительно. Количественное соотношение отдельных компонентов различно и изменяется в зависимости от типа залежи.
На рис. 14 можно видеть, что, несмотря на значительные различия компонентного состава, кривые на графике располагаются раздельно и не пересекаются друг с другом. Последнее может быть использовано для определения по газокаротажным материалам качества газоотдающего источника.
По интерпретации газокаротажных диаграмм (в интервале перспективного участка) с них снимают значения содержания каждого углеводородного компонента в процентах и в виде точек наносят на специальный бланк (РАГ). Точки соединяют линией, форма которой и отображает соотношение отдельных углеводородных газов. Бланк накладывают затем на палетку РАГ и сопоставляют фактические кривые с эталонными. В зависимости от того, с какой эталонной кривой совпадут фактические кривые, судят о типе залежи, насыщающей коллектор.
Рис.14. Палетка для раздельного анализа газа.
Состав газа:
1 – нефтяных залежей при pпл/pнас=4;
2 – нефтяных залежей при pпл/pнас=2;
3 – нефтяных залежей при pпл/pнас=1;
4 – газовых залежей, генетически связанных с нефтяными залежами;
5 – поверхностных отложений.