Для всех газовых залежей характерно высокое содержание метана (от 89,17 до 97,84%) в общем объеме углеводородных и неуглеводородных газов, а без учета содержания СО2 и Н2 объемное содержание метана
Для всех газовых залежей характерно высокое содержание метана (от 89,17 до 97,84%) в общем объеме углеводородных и неуглеводородных газов, а без учета содержания СО2 и Н2 объемное содержание метана достигает 99,7%.
В составе попутного газа нефтяных месторождений, приуроченных к отложениям карбона и девона, объемное содержание метана не превышает 50-60% и резко возрастает, по сравнению с газовыми месторождениями, содержание тяжелых компонентов - этана, пропана и бутана.
Для нефтяных месторождений нижнего мела и юры состав попутного газа меняется в сторону увеличения доли легких углеводородов.
Таким образом, для определения насыщенности пласта необходимо определить относительное содержание каждого измеренного газового компонента в смеси, т. е. проводить раздельный анализ газа (РАГ).
Эти параметры автоматически рассчитываются и строятся на диаграммах в масштабе глубины.
Для облегчения интерпретации можно воспользоваться так называемыми палетками РАГ, которые представляют собой построенные в двухкоординатной сетке кривые (по оси Х - исследуемые компоненты: метан - СН4, этан - С2Н6, пропан – СзН8, бутан - C4H10, пентан – C5H12; по оси Y - относительные концентрации компонентов, %).
Для каждого нефтяного региона, месторождения, площади существуют свои распределения концентраций. На практике граничные (min и mах) значения относительных содержаний УВГ определяются до начала бурения для каждой площади, строятся в виде палеток и служат вспомогательным методом для определения характера насыщения.
Для повышения информативности компонентного анализа можно воспользоваться методом флюидных (газовых) коэффициентов, т. е. отношений компонентов между собой. Формулы флюидных коэффициентов являются эмпирическими и создаются для конкретного нефтегазового региона. Как правило, в другом регионе они не являются информативными.
