Опробование пластов приборами на кабеле (ОПК) в качестве прямого метода исследования пластов получило широкое применение и стало важной составной частью комплекса геофизических исследований скважин [2].

В зависимости от условий опробования, характера насыщенности пласта и особенностей зоны проникновения в баллон опробователя могут поступать вода, фильтрат промывочной жидкости, нефть, пластовый газ, а также некоторое количество ПЖ и воздуха. Углеводороды и неуглеродную часть газовых проб

(азот, кислород, углекислый газ, водород) исследуют на хроматографах. Пробы нефти анализируют в специальных лабораториях, где определяют различные физико-химические параметры нефти (плотность, вязкость, состав и т. п.).

Если глубина проникновения фильтрата ПЖ в пласт невелика, например, не более 15 см, истолкование результатов опробования не вызывает затруднений. В зависимости от того, что преобладает в пробе (пластовая вода, нефть или газ), можно однозначно определить характер насыщенности пласта. Если в пласт глубоко проникает фильтрат ПЖ, а пластовые флюиды оттесняются в глубь пласта, образуется зона проникновения значительного размера. В этих случаях содержание в пробе даже небольших количеств нефти или наличие ее пленки может рассматриваться как один из признаков нефтеносности пласта.

Компонентный состав газов водоносных, нефтеносных и газоносных пластов имеет специфические признаки. Путем использования этих признаков можно по данным анализа проб газа разделить пласты по характеру их насыщенности. Рассмотрим наиболее распространенные характеристики газов в пластах нефтеносных и газоносных месторождений.

Природный газ состоит в основном из метана. Он может содержать также азот (в среднем 10 %), углекислый газ и иногда гелий. Доля метана в углеводородных компонентах природного газа составляет около 90%, пентана — не более 1,5 %,.

Газ, растворенный в пластовой воде, и попутный газ существенно отличаются по составу от природного.

Газ, растворенный в пластовой воде, состоит в основном из азота и метана. Тяжелые углеводородные газы, обладающие небольшой растворимостью, в воде практически отсутствуют; в заметных количествах встречаются сероводород, углекислый газ, реже инертные газы. Состав газов, отбираемых опробователем из нефтеносных и водоносных пластов, совпадает с составом газа, получаемого из этих пластов при пробной эксплуатации (рис. 94).

Картинка

Попутный газ нефтяных месторождений представлен в основном углеводородами парафинового ряда — от метана до гексана включительно. Из неуглеводородных компонентов чаще всего встречается азот, содержание которого иногда достигает 50%; почти всегда в небольшом количестве присутствуют инертные газы — аргон и гелий. Особенностью состава углеводородных попутных газов является сравнительно высокое содержание в них высокомолекулярных углеводоров (для метана 40—50, редко более 60 %). В пробах газа, отбираемых при промышленном испытании скважин, меньше этана и больше тяжелых компонентов, начиная с бутана. Это объясняется тем, что легкие компоненты, лучше растворимые в воде, уносятся потоком фильтрата раствора.

Комментариев к статье нет..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)