Особенности интерпретации данных газового каротажа при исследовании глубоких скважин
    П.П. Муравьев, Ш.Т. Мусяков (ОАО "Башнефтегеофизика")
    Основными задачами газового каротажа при исследовании поисковых и разведочных скважин являются:
    выявление в разрезе бурящейся скважины перспективных нефтенасыщенных пластов-коллекторов;
    оценка характера насыщенности пласта-коллектора;
    выделение зон аномально высоких поровых давлений;
    предупреждение внезапных выбросов пластового флюида.
    При решении второй и третьей из перечисленных задач важнейшим информативным параметром является относительный состав газа. В настоящее время при газовом каротаже измеряются концентрации углеводородных газов СН4, C2H6, C3H8, C4H10, C5H12, C6H14 в газовоздушной смеси, извлекаемой желобным дегазатором из промывочной жидкости (ПЖ), и в газовой смеси, выделяющейся при глубокой дегазации проб ПЖ.
    Относительный состав газа определяется расчетным путем, как относительные содержания компонентов углеводородных газов (УВГ) от метана до гексана включительно, когда суммарное содержание УВГ принимается за 100%.
    При интерпретации данных газового каротажа с использованием информации об относительных содержаниях компонентов УВГ необходимо учитывать, что относительный состав извлеченного при дегазации ПЖ газа в большинстве случаев не соответствует относительному составу УВГ вскрытого пласта, претерпевая изменения в процессе его транспортировки от забоя скважины до хроматографа в станции ГТИ.
    Рассмотрим более подробно изменения состава УВГ на забое скважины при вскрытии пласта-коллектора. В данной статье не рассматриваются вопросы инфильтрации промывочной жидкости под буровым долотом, так как они подробно рассмотрены в работе О. А. Черемисинова [1].
    Фильтрация пластового флюида в процессе вскрытия пласта подчинятся закону Дарси:
    ,
    где: - коэффициент проницаемости, - вектор градиента давления, - вязкость пластового флюида.
    На забое глубоких скважин наблюдаются высокие температура (до 100 - 150 °С) и давление (до 80 - 100 МПа) [2], что способствует переходу углеводородов в газообразное и парообразное состояния. В табл. 1 даны значения критических температур и давлений, а также молекулярной массы и температуры кипения для ряда углеводородных газов.
    Таблица 1. Характеристики углеводородных газов Компонент Молекулярная масса Критическая температура, °С Критическое давление, МПа Температура кипения при давлении 0,1 МПа, °С Метан 16,04 -95,5 4,58 -160,0 Этан 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 Исходя из значений критических температур и давлений для различных газов, состава газа и реальных термобарических условий на забое глубоких скважин (> 100 °С и > 50 МПа), можно предположить, что метан, этан, пропан будут находиться в газообразном, а бутан, пентан, гексан, гептан и октан - в парообразном состояниях. Высокая растворимость углеводородных газов и тяжелых углеводородов в воде при больших давлениях приводит к их значительному насыщению углеводородами, особенно тяжелыми.
    Наличие большого количества углеводородов в газообразном и парообразном состояния вносят специфические особенности в физическое состояние пластового флюида. ............