Диаграмма Пикслера и другие методики интерпретации газового каротажа

[Зубаир]

Но ведь нефтегазовые системы даже одного вида (нефтяные, газонефтяные, газовые, газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные) могут отличаться друг от друга по ряду признаков, прежде всего по количественным соотношениям жидких и газообразных углеводородов, составляющих эти системы. Подавляющее большинство нефтей в пластовых условиях недонасыщено растворенным газом, и степень этого недонасыщения (дефицит упругости) весьма различна: есть, например, нефтяные пласты, представленные резко недонасыщенными нефтями, обедненными растворенным газом или даже практически лишенными его, известны также залежи высокогазонасыщенной нефти, упругость растворенного газа в которых в пластовых условиях приближается к пластовому давлению. Большинство нефтеносных пластов по степени газонасыщенности занимает промежуточное положение между указанными залежами. Газонефтяные залежи значительно различаются по объему газовой и нефтяной частей – от крупных нефтяных залежей с относительно небольшими газовыми щапками до крупных газовых залежей с небольшими нефтяными оторочками. Газоконденсатные залежи характеризуются различной степенью конденсатонасыщенности, то есть содержанием конденсата, в пластовых условиях растворенного в газовой фазе. И как все это характеризуется результатами газового каротажа, по каким палеткам или диаграммам? 

[MudMan]

Для выявления количественных соотношений различных фаз во вскрываемом разрезе необходимо определить основные условия перехода одной нефтегазовой системы в другую. Ведь обозначение нефтегазовой системы (залежи/скопления) только по ее виду (нефтяная, газонефтяная, газовая, газоконденсатная) еще не дает полной характеристики этой системы. Следовательно, видовые названия нельзя сравнивать между собой или сопоставлять с теми или иными параметрами пластовых условий. Необходим показатель, который давал бы четкую и однозначную характеристику системы при любых соотношениях составляющих ее фаз углеводородов. 

[augrgti]

А почему бы не воспользоваться показателем фазовых соотношений нефтегазовой смеси в пласте, выраженным через отношение объемов растворенного и свободного газа к суммарному объему нефти и газов
(объем растворенного газа + объем свободного газа)/(объем нефти + объем растворенного газа + объем свободного газа)
С помощью такого показателя фазовых соотношений можно выразить различные физические состояния нефтегазовой смеси в пластовых условиях. Значение показателя равное нулю, будет соответствовать системе представленной нефтью, практически лишенной растворенного газа. А значение равное единице, характеризовать систему, состоящую из чисто газовой или газоконденсатной залежи, в которой содержание жидкой фазы (конденсата) стремится к нулю. Промежуточные соотношения жидкой и газообразной фаз (нефть с растворенным газом, газонефтяные и газоконденсатнонефтяные залежи) будут укладываться в значение показателя от 0 до 1. Для газоконденсатных залежей под объемом нефти принимается объем конденсата, а для газоконденсатнонефтяной залежи – суммарный объем, занимаемый в пластовых условиях нефтяной оторочкой и конденсатом. Правда при этом надо учитывать, что в пластовых условиях пары конденсата находятся в газовой фазе и выделяются в свободную жидкую фазу только в результате снижения давления. Количество конденсата, способное раствориться в свободном газе, определяется соответствующими коэффициентами испарения при данных давлениях и температурах. Поэтому, оценивая объем, занимаемый конденсатом в пластовых условиях, надо считать тот объем, который он занял бы, отделившись от свободного газа.
А в качестве нефтегазовых систем можно было бы рассматривать не только локальные структуры, но и более крупные – месторождения и зоны нефтегазонакопления. Нефтегазоносный бассейн тоже является такой системой, так как характеризуется определенными количественными соотношениями нефти и газа в недрах. Следовательно, можно говорить и о показателях, соответствующих этим соотношениям, то есть о показателях фазовых соотношений, характеризующих нефтегазоносные зоны, области и бассейны.
Таким образом, показатель фазовых соотношений можно рассматривать как общий параметр, который позволяет единообразно и однозначно охарактеризовать любую нефтегазоносную систему в соответствии с образующими ее количествами нефти и газа. По этому показателю можно сравнивать между собой различные пласты, зоны и области, нефтегазонакопления, а также нефтегазоносные бассейны, судить о степени газонасыщенности этих систем и о доле нефти и газа в общем объеме углеводородов в недрах. Этот показатель можно сопоставить и с различными физическими параметрами, характеризующими, прежде всего пластовые условия.
 

[GTI]

Сопоставить можно...но в разрезе необходимости получать первичные данные при газовом каротаже при бурении данной конкретной скважины и уже иметь от этого определенные выводы данный метод теряет свою актуальность....

[Зубаир]

А почему бы не воспользоваться показателем фазовых соотношений нефтегазовой смеси в пласте, выраженным через отношение объемов растворенного и свободного газа к суммарному объему нефти и газов

Мне кажется, что при сопоставлении этого показателя с абсолютными величинами пластовых давлений и температур получим такие же неоднозначные решения, как и при анализе нефтегазовых систем только по их виду. Одним и тем же пластовым условиям могут, как известно, соответствовать различные виды залежей, а следовательно, и различные значения показателя фазовых соотношений. Необходима какая-то относительная величина, отражающая все многообразие пластовых условий.

[POMAH]

В связи с этим возможно есть смысл обратить внимание на такой параметр, как давление насыщение нефти растворенным газом. Связь величины давления насыщения с условиями формирования залежей неоднократно отмечалась многими геологами. По их мнению, формирование нефтяных залежей происходит при пластовых давлениях, равных давлению насыщения.

[POMAH]

Давление насыщения – это предельное давление однофазового состояния системы. При давлениях, превышающих эту величину, система находится в жидком состоянии. При снижении давлений ниже этого порога система становится двухфазной, т.е. часть растворенного газа переходит в свободную фазу. Строго говоря, каждый углерод характеризуется своей растворимостью и, следовательно, собственной величиной давления насыщения. Однако, если в данном случае исходить из того же обобщающего принципа, который используется и для количественной характеристики фазовых соотношений углеводородной смеси, т.е. рассматривать залежь в качестве системы, обладающей достаточно однородной характеристикой, то можно ограничиться давлением насыщения для каждой нефтяной залежи.

[MOHAX]

В связи с этим возможно есть смысл обратить внимание на такой параметр, как давление насыщение нефти растворенным газом. Связь величины давления насыщения с условиями формирования залежей неоднократно отмечалась многими геологами. По их мнению, формирование нефтяных залежей происходит при пластовых давлениях, равных давлению насыщения.

Надо понимать, что  величина давления насыщения нефти растворенным газом является таким параметром, который определенным образом характеризует нефть не только данной залежи, но и целой группы месторождений.
Нефти среднедевонских и нижнефранских отложений на месторождениях юго-восточного Притиманья имеют достаточно близкую величину давления насыщения, составляющую в среднем 120 атм. При этом на тех участках, где в указанных продуктивных горизонтах пластовые давления были меньше 120 атм, распространены преимущественно газонефтяные и газовые залежи, а на тех участках, где пластовые давления превышали эту величину, - нефтяные залежи. Геологи связывают это явление с условиями аккумуляции углеводородов в процессе их латеральной миграции и выделением газовой фазы из раствора на гипсометрических уровнях, соответствующим пластовым давлениям порядка 120 атм.

[MOHAX]

С точки зрения геохимии все газовые скопления в недрах Земли должны рассматриваться, прежде всего, как газовые смеси сложного состава. Физико-химические свойства этих смесей зависят от целого ряда внешних и внутренних условий. К внешним условиям относят пластовые температуру и давление, так как ясно, что две смеси одинакового состава могут резко отличаться друг от друга по своим свойствам, если они находятся в резко отличающихся пластовых условиях.
 К внутренним условиям относят:
а) химический состав газовой смеси, т.е. пропорции, в которых смешаны слагающие ее компоненты;
б) свойства этих компонентов в чистом состоянии при пластовых температуре и давлении;
в) отклонения свойств этих компонентов в смеси от их свойств в чистом состоянии, обусловленные взаимным влиянием компонентов друг на друга.

[engenegr]

Надо понимать, что  величина давления насыщения нефти растворенным газом является таким параметром, который определенным образом характеризует нефть не только данной залежи, но и целой группы месторождений.
Нефти среднедевонских и нижнефранских отложений на месторождениях юго-восточного Притиманья имеют достаточно близкую величину давления насыщения, составляющую в среднем 120 атм. При этом на тех участках, где в указанных продуктивных горизонтах пластовые давления были меньше 120 атм, распространены преимущественно газонефтяные и газовые залежи, а на тех участках, где пластовые давления превышали эту величину, - нефтяные залежи. Геологи связывают это явление с условиями аккумуляции углеводородов в процессе их латеральной миграции и выделением газовой фазы из раствора на гипсометрических уровнях, соответствующим пластовым давлениям порядка 120 атм.

Вообще-то величина давления насыщения нефти растворенным газом различна для нефтяных пластов разновозрастных отложений в различных нефтегазоносных бассейнах. В то же время колебания значений этого показателя для нефтяных залежей одновозрастных горизонтов в пределах значительных районов внутри бассейнов относительно невелики и закономерны.
Давление насыщения нефти продуктивных отложений среднего девона Тимано-Печорского бассейна плавно изменяется от 112 до 146 атм. при изменении пластовых давлений от 120 до289 атм. и температур – от 29 до 65 оС.

[POMAH]

Нефть юрских и меловых отложений Западно-Сибирского бассейна имеет давление насыщения от 80-84 до 95-100 атм. (в среднем 90 атм.). Пластовые давления в нефтяных залежах этого региона варьируют от150 до 245  и более атм., а температуры – от 60 до 110 оС.

[augrgti]

Критические параметры системы, т.е. те температура и давление, при которых выравниваются составы ее газовой и жидкой фаз, являются важными характеристиками фазового поведения системы.

[Slawa]

Что-то мне это больше напоминает хиромантию - пересечение разноцветных линий и тп. А где же физ-химическая и геологическая суть?

Между тем, это как раз старый добрый способ графического изображения равновесных термодинамических многокомпонентных систем. Очень наглядно видны фазовые равновесия смеси  или системы (центр тяжести, соприкосновения областей состояний, группирования фаз и т.д.). Применяется в основном в металловедении, металлургии, физико-химиками, геологами и петрографами.
Надо осознавать, что это элементарно удобный графический метод отображения информации, но не в привычной глззу многих функции глубин. Это векторный  метод отображения многокомпонентной системы, каким и являются скопления углеводородов.  А геологическая суть, как обычно, в пояснительной записке (как к графическому планшету).

[Mudrec]

http://ifolder.ru/28744286 - ADVANCES IN CHROMATOGRAPHIC ANALYSIS OF HYDROCARBON
GASES IN DRILLING FLUIDS (2005)

[OldMan]

http://ifolder.ru/28744286 - ADVANCES IN CHROMATOGRAPHIC ANALYSIS OF HYDROCARBON
GASES IN DRILLING FLUIDS (2005)

Зачем дублировать на английском языке то, два года назад уже обсуждали на родном русском...?

У Weatherford, например, присутствует в предложении на оказание услуг и тендерной документации этот дегазатор, в комплексе, как метод GC-TRACER
почитать можно тут