УСТРОЙСТВО (ВАРИАНТЫ) И СПОСОБ (ВАРИАНТЫ) ПОЛУЧЕНИЯ СВОЙСТВ ФЛЮИДОВ СКВАЖИННЫХ ФЛЮИДОВ Российский патент 2011 года по МПК E21B49/10 E21B47/12 

Настоящая заявка испрашивает в соответствии с § 119 Раздела 35 Свода законов США приоритет по дате подаче предварительной заявки номер 60/642781 (Номер дела поверенного 60.1601) с указанием L.Venlcataramanan и других в качестве изобретателей, поданной 11 января 2005, и в соответствии с § 120 Раздела 35 СЗ США, как частично продолжающаяся непредварительная заявка номер 11/132545 (Номер дела поверенного 26.0290) с указанием L.Venlcataramanan и других в качестве изобретателей и поданной 19 мая 2005, находящейся в настоящее время на рассмотрении, вышеуказанные заявки включены в настоящие материалы посредством ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к анализу пластовых флюидов для оценки и проверки геологической формации в целях разведки и разработки углеводорододобывающих скважин таких, как нефтяные или газовые скважины. Более конкретно настоящее изобретение направлено на обеспечение системы и способов получения свойств флюидов пластовых флюидов из скважинных спектроскопических измерений, таких как спектроскопические измерения, которые менее чувствительны к систематическим ошибкам в измерении.

Уровень техники

Анализ скважинных флюидов (АСФ) представляет собой важную и эффективную исследовательскую технологию, обычно используемую для установления характеристик и сущности геологических формаций, имеющих залежи углеводородов. АСФ используют при разведке и разработке месторождений нефти для определения нефтефизических, минералогических свойств и свойств флюидов залежей углеводорода. АСФ является классом анализа флюидов залежи, включающим в себя состав, свойства флюидов и фазовое поведение скважинных флюидов для того, чтобы характеризовать углеводородные флюиды и залежи.

Обычно в скважине в формациях залежи обнаруживается сложная смесь флюидов таких, как нефть, газ и вода. Скважинные флюиды, которые также называют пластовыми флюидами, помимо других свойств флюидов имеют характеристики, включающие в себя давление, цвет газированной нефти, плотность дегазированной сырой нефти, газовый фактор (ГФ, GOR), которые служат указателями для характеристики залежи углеводорода. При этом залежи углеводорода анализируют и характеризуют, основываясь, в частности, на свойствах флюидов пластовых флюидов в залежах.

Для того чтобы оценить и проверить подземные формации, окружающие скважину, часто желательно получить образцы пластовых флюидов для целей определения характеристик флюидов. Были разработаны инструменты, которые позволяют брать образцы из формации при проведении каротажа или в ходе бурения. Приборы Опробователь Пласта Залежи (ОПЗ, Reservoir Formation Tester (RFT)) и Модульный Опробователь Динамики Пласта (МОДП, Modular Formation Dynamics Tester, (MDT)) фирмы Schlumberger представляют собой примеры осуществления пробоотборников для извлечения образцов пластовых флюидов для поверхностного анализа.

Недавние разработки в области АСФ включают в себя технологии для внутрискважинного определения характеристик пластовых флюидов в скважине или стволе скважины. При этом инструмент МОДП фирмы Schlumberger может включать в себя один или несколько модулей анализа флюидов, таких как Анализатор Смешанного Флюида (АФС, Composition Fluid Analyzer (CFA)) и Анализатор Газированного Флюида (АГФ, (LFA)) фирмы Schlumberger, для анализа скважинных флюидов, отобранных инструментом, при нахождении флюидов по-прежнему внутри скважины.

В подобных упомянутых выше модулях АСФ пластовые флюиды, которые необходимо проанализировать внутри, протекают около модулей датчиков таких, как модули спектрометра, которые анализируют протекающие флюиды, например, посредством абсорбционной спектроскопии ближней инфракрасной части спектра (БИЧС). Принадлежащие заявителю патенты США под номерами 6476384 и 6768105 представляют собой примеры патентов, относящихся к вышеупомянутым технологиям, и их содержание полностью включено в настоящие материалы посредством ссылки. Пластовые флюиды также могут быть отобраны в отборные камеры, связанные с модулями АСФ, и имеющими датчики, такие как измерители давления/температуры, встроенные в них для измерения свойств флюидов отобранных пластовых флюидов.

Скважинные измерения, такие как измерения оптической плотности пластовых флюидов с использованием спектрального анализатора, подвержены систематическим ошибкам в измерениях. Эти ошибки могут включать в себя температурные изменения в измерениях, дрейф в электронике, приводящий к смещенным данным, интерференцию с другими воздействиями, такими как систематические толчки от насоса, помимо прочих систематических ошибок в измерениях. Такие ошибки оказывают ярко выраженное воздействие на характеристики флюидов, получаемые из измеренных данных. Эти систематические ошибки трудно охарактеризовать заранее, при калибровке инструмента.

Сущность изобретения

В соответствии с вышеизложенным уровнем техники и другими факторами, которые известны в области анализа скважинных флюидов, заявители создали способы и системы для анализа в реальном времени пластовых флюидов посредством получения свойств флюида для флюидов и результатов ответа на основании предсказанных свойств флюида по дифференциальным свойствам флюида, которые менее чувствительны к систематическим ошибкам в измеренных данных.

В предпочтительных вариантах осуществления изобретения данные от скважинных измерений такие, как спектроскопические данные, с уменьшенными ошибками в измерениях используют для вычисления уровней загрязнения. Алгоритм контроля загрязнения бурового раствора на углеводородной основе (КЗБУ) используют для определения уровней загрязнения, например, от фильтрата бурового раствора на углеводородной основе (БРУ), в скважинных флюидах. Для скважинных флюидов свойства флюида, такие как цвет газированной нефти, плотность дегазированной сырой нефти, ГФ, флуоресценция, помимо прочих, предсказывают на основании уровней загрязнения. Неопределенность в предсказанных свойствах флюида получают из неопределенности в измеренных данных и неопределенности в предсказанном загрязнении. Статистическая структура обеспечена для сравнения флюидов, чтобы выработать устойчивые результаты ответа в реальном времени, относящиеся к пластовым флюидам и залежам.

Заявители разработали методологию и системы моделирования, которые позволяют выполнять в реальном времени АСФ посредством сравнения свойств флюида. Например, в предпочтительных вариантах осуществления изобретения технологию и системы моделирования используют для обработки данных анализа флюида, таких как спектроскопические данные, относящихся к осуществлению выборки скважинных флюидов и сравнения двух или большего числа флюидов для целей получения аналитических результатов на основании сравнительных свойств флюидов.

Заявители выявили, что уменьшение или устранение систематических ошибок в измеренных данных посредством использования новых процедур отбора проб и скважинного анализа по настоящему изобретению приведут к обеспечению надежного и точного сравнения пластовых флюидов на основе предсказанных свойств флюида и уменьшенных ошибок в скважинных измерениях.

Заявители выявили, что квантифицирование уровней загрязнения в пластовых флюидах и определение неопределенностей, связанных с квантифицированными уровнями загрязнения для флюидов, будет обеспечивающими преимущество этапами по получению интересующих результатов ответа в разведке и разработке месторождений нефти.

Заявители также выявили, что неопределенность в измеренных данных и в квантифицированных уровнях загрязнения может быть распространена на соответствующие неопределенности в других интересующих свойствах флюидов таких, как цвет газированной нефти, плотность дегазированной сырой нефти, ГФ, флуоресценция, помимо прочих.

Заявители дополнительно выявили, что квантифицирование неопределенности в предсказанных свойствах флюидов пластовых флюидов обеспечит преимущественное основание для сравнения в реальном времени флюидов и является менее чувствительным к систематическим ошибкам в данных.

В соответствии с изобретением способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа из данных спектроскопических измерений скважины включает в себя получение, по меньшей мере, первого флюида и второго флюида, и при, по существу, одинаковых скважинных условиях выполнение анализа первого и второго флюида устройством в скважине для выработки данных о свойстве флюида для первого и второго флюида. В одном варианте осуществления изобретения способ дополнительно включает в себя получение соответствующих свойств флюида для флюида на основании данных о свойствах флюида для первого и второго флюида; квантифицирование неопределенности в полученных свойствах флюида; и сравнение флюидов на основании полученных свойств флюида и неопределенности в свойствах флюида.

Полученные свойства флюидов могут быть одним или несколькими из цвета газированной нефти, плотности дегазированной сырой нефти, ГФ и флуоресценции. В одном варианте осуществления изобретения способ может включать в себя обеспечение результатов ответа, включающих в себя оптимизацию отбора проб скважинным устройством на основании соответствующих свойств флюидов, полученных для флюидов. В другом варианте осуществления изобретения данные о свойстве флюида включают в себя оптическую плотность от одного или нескольких спектроскопических каналов устройства в скважине, а способ дополнительно включает в себя получение данных неопределенности в отношении оптической плотности.

В еще одном варианте осуществления способ может включать в себя размещение устройства в скважине в положении на основании свойства флюида для флюидов. Другой вариант осуществления изобретения может включать в себя квантифицирование уровня загрязнения и его неопределенности для каждого из двух флюидов. Еще один вариант осуществления изобретения может включать в себя предоставление результатов ответа на основании данных о свойствах флюида, относящихся к одному или нескольким из секционирования, градиентов состава и оптимального процесса отбора проб в отношении оценки и проверки геологической формации.

Один способ по настоящему изобретению включает в себя обесцвечивание данных о свойствах флюида; определение соответствующих составов флюидов; получение объемной доли легких углеводородов для каждого из флюидов; и обеспечение объемного коэффициента формации для каждого из флюидов.

Данные о свойствах флюида для каждого флюида могут быть получены из метанового канала и цветового канала скважинного спектрального анализатора. Другие варианты осуществления изобретения могут включать в себя квантифицирование уровня загрязнения и его неопределенности для каждого из каналов для каждого флюида; получение линейной комбинации уровней загрязнения для каналов и неопределенности в отношении объединенного уровня загрязнения для каждого флюида; определение состава каждого флюида; предсказание ГФ для каждого флюида на основании состава каждого флюида и объединенного уровня загрязнения; и получение неопределенности, связанной с предсказанным ГФ каждого флюида. Флюиды могут быть сравнены на основании предсказанного ГФ и полученной неопределенности, связанной с предсказанным ГФ каждого флюида. В одном аспекте изобретения сравнение флюидов включает в себя определение вероятности того, что флюиды являются различными.

Один способ по изобретению может включать в себя получение, по меньшей мере, одного из первого и второго флюидов от каждой формации, пройденной скважиной. Другой аспект изобретения может включать в себя получение, по меньшей мере, одного из первого и второго флюидов из первого источника, а другого из первого и второго флюидов из иного второго источника. Первый и второй источники могут включать в себя разные местоположения земной формации, пройденной скважиной. По меньшей мере, один из первого и второго источников может включать в себя сохраненный флюид. Первый и второй источники могут включать в себя флюиды, полученные в разные моменты времени в одном и том же местоположении земной формации, пройденной скважиной.

В еще одном варианте осуществления изобретения способ уменьшения систематических ошибок в скважинных данных включает в себя получение скважинных данных последовательно для, по меньшей мере, первого и второго флюида по существу при одних и тех же скважинных условиях устройством в скважине.

Еще один вариант осуществления изобретения обеспечивает устройство для характеризации скважинного флюида, имеющее модуль анализа флюида, трубопровод для протока флюидов, забранных из формации, через модуль анализа флюида; избирательно действующее устройство, структурированное и выполненное в отношении трубопровода для попеременного протока, по меньшей мере, первого и второго флюидов через модуль анализа флюида; и, по меньшей мере, один датчик, связанный с модулем анализа флюида для выработки данных о свойствах флюида для первого и второго флюида при, по существу, одних и тех же скважинных условиях. В одном варианте осуществления изобретения избирательно действующее устройство содержит, по меньшей мере, один клапан, связанный с трубопроводом. Клапан может включать в себя один или большее число обратных клапанов в выкачивающем модуле и скважинный выпускной клапан, связанный с трубопроводом. В одном аспекте изобретения избирательно действующее устройство включает в себя устройство с множеством контейнеров для хранения для избирательного хранения и выпуска флюидов, забранных из формации.

В еще одном варианте изобретения система для характеризации пластовых флюидов и обеспечения результатов ответа на основании характеризации включает в себя скважинный инструмент, имеющий трубопровод с, по меньшей мере, одним датчиком для обнаружения, по меньшей мере, одного параметра флюидов в трубопроводе; и избирательно действующее устройство, связанное с трубопроводом, для обеспечения протока, по меньшей мере, первого и второго флюида через трубопровод так, чтобы находиться во взаимосвязи с датчиком, причем датчик вырабатывает данные о свойствах флюида при нахождении первого и второго флюида в по существу одинаковых скважинных условиях. По меньшей мере, один процессор, связанный со скважинным инструментом, может включать в себя средство для получения данных о свойствах флюида от датчика, а процессор может быть конфигурирован для получения соответствующих свойств флюида первого и второго флюида на основании данных о свойствах флюида.

В других аспектах изобретения используемый компьютером носитель с читаемым компьютером программным кодом на нем, который при исполнении компьютером, приспособленным для использования со скважинной системой для характеризации скважинных флюидов, включает в себя получение данных о свойстве флюида, для, по меньшей мере, первого и второго скважинных флюидов, причем данные о свойствах флюида первого и второго флюида выработаны устройством в скважине при, по существу, одних и тех же скважинных условиях; и вычисление соответствующих свойств флюидов для флюидов на основании полученных данных.

Дополнительные преимущества и новые признаки изобретения сформулированы в описании, которое следует далее, или могут быть изучены специалистами в данной области техники путем прочтения настоящих материалов или осуществления изобретения на практике. Преимущества изобретения могут быть достигнуты с помощью средств, раскрытых в приложенной формуле изобретения.

Краткое описание чертежей

Сопроводительные чертежи представляют собой предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения и являются частью описания. Вместе с нижеследующим изложением чертежи отображают и разъясняют принципы настоящего изобретения.

Фиг.1 - схематическое представление в разрезе приводимой в качестве примера операционной среды настоящего изобретения.

Фиг.2 - схематическое представление одной системы для сравнения пластовых флюидов в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.3 - схематическое представление одного модульного устройства анализа флюида для сравнения пластовых флюидов в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.4 - схематическое представление камеры отбора проб в соответствии с настоящим изобретением для сбора или захвата пластовых флюидов в устройство модуля анализа флюида.

Фиг.5A-5Д - блок-схемы, представляющие собой предпочтительные способы сравнения скважинных флюидов в соответствии с настоящим изобретением и получения их результатов ответа.

Фиг.6A - графическое представление примера измеренных (пунктирная линия) и предсказанных (сплошная линия) спектров сырого дегазированного углеводорода, а на Фиг.6Б представлена эмпирическая корреляция между критической длиной волны и спектром дегазированного сырого состояния.

Фиг.7 иллюстрирует графически изменение ГФ (в scf/stb) ретроградного газа как функцию объемного загрязнения. При малых уровнях загрязнения ГФ очень чувствителен к объемному загрязнению; малая неопределенность в загрязнении может привести в результате к большой неопределенности в ГФ.

Фиг.8A - графическое представление ГФ и соответствующей неопределенности для флюидов А (синим) и В (красным) как функции объемного загрязнения (флюиды А и B были предварительно упомянуты выше). Конечное загрязнение флюида А является η_А=5%, тогда как конечное загрязнение для флюида B является η_В=10%. На Фиг.8Б графически представлено расстояние К-С как функция загрязнения. ГФ этих двух флюидов лучше всего сравнивать в η_В, где чувствительность к различению этих двух флюидов максимальна, что можно свести к сравнению оптических плотностей двух флюидов, когда уровень загрязнения является η_А.

Фиг.9 - графическое представление оптической плотности (ОП) из метанового канала (на 1650 нМ) для трех пунктов А (синим), B (красным) и D (ярко-красным). Аппроксимация из модели загрязнения показана пунктирным черным контуром для всех трех кривых. Загрязнение как раз перед забором выборок для пунктов A, B и D равно 2,6, 3,8 и 7,1%, соответственно.

Фиг.10 - графическое представление сравнения измеренных ОП (пунктирными контурами) и спектров газированных флюидов (сплошной контур) для пунктов А (синим), B (красным) и D (ярко-красным). Флюид в пункте D более темный и статистически отличается от пунктов А и B. Флюиды в пунктах А и B статистически различны с вероятностью 0,72. Флюиды были упомянуты на Фиг.9 выше.

Фиг.11 - графическое представление сравнения спектров газированных флюидов (пунктирные контуры) и предсказанных спектров дегазированного сырого состояния (сплошные контуры) для этих трех флюидов в пунктах A, B и D (также упомянуты выше).

Фиг.12 - графическое представление критической длины волны, полученной из спектра дегазированного сырого состояния и его неопределенности для трех флюидов в пунктах A, B и D (также упомянутых выше). Эти три флюида в пунктах А (синим), B (красным) и D (ярко-красным) статистически подобны в показателях критической длины волны.

Фиг.13 - график, показывающий плотность в дегазированном сыром состоянии для всех трех флюидов в пунктах A, B и D (также упомянутых выше) близко к 0,83 г/см³.

Фиг.14A - графическая иллюстрация того, что ГФ флюидов в пунктах А (синим) и B (красным) статистически подобны, а на Фиг.14Б представлено, что ГФ флюидов в пунктах B (красным) и D (ярко-красным) также статистически подобны. Флюиды были предварительно упомянуты выше.

Фиг.15 - графическое представление данных оптической плотности из пункта A, соответствующих флюиду A, и данным из пункта B, соответствующие флюидам А и B.

Фиг.16 - представляет графические данные из канала цвета для флюида А (синим) и флюида В (красным), измеренные в пунктах А и B, соответственно (также упомянуты на Фиг.15). Черная линия является аппроксимацией измеренных данных посредством алгоритма контроля загрязнения бурового раствора на углеводородной основе (КЗБУ). В конце подачи уровень загрязнения флюида А был 1,9%, а флюида B был 4,3%.

Фиг.17A - графическое изображение переднего фронта данных в пункте B, соответствующих флюиду А, а Фиг.17Б, которая графически представляет передний фронт данных для одного из каналов в Пункте B, показывает, что измеренная оптическая плотность является почти постоянной (в пределах шумового диапазона в измерении).

Фиг.18 - графическое сравнение цветов газированных флюидов, оно показывает, что эти два флюида А и B нельзя отличить на основании цвета.

Фиг.19 - графическое сравнение спектров дегазированных сырых состояний, оно показывает, что эти два флюида А и B неразличимы в показателях цвета дегазированного сырого состояния.

На чертежах идентичные ссылочные номера указывают схожие, но не обязательно, идентичные элементы. В то время как изобретение применимо в различных модификациях и альтернативных формах, для примера на чертежах представлены и далее подробно раскрыты конкретные варианты его осуществления. Очевидным является, что изобретение не ограничено конкретными раскрытыми вариантами. Наоборот, изобретение предполагается охватывающим все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в объем изобретения, определенный в соответствии с формулой изобретения.

Далее представлены иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения. В целях ясности изложения в описании приведены не все признаки фактического выполнения. Разумеется, что для специалистов в данной области техники очевидно, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления должны быть сделаны многочисленные решения, определенные вариантом выполнения, для достижения определенных целей разработчиков, таких как согласование с системно-зависимыми и относящимися к деловой сфере ограничениями, которые будут отличаться в одном выполнении от другого. Кроме того, очевидным является, что такие усилия разработчиков могут быть сложными и требующими много времени, но тем не менее все равно будут для специалистов в данной области техники следованием путем, очевидным благодаря представленному в настоящих материалах раскрытию.

Настоящее изобретение применимо к разведке и разработке месторождений нефти в таких областях, как анализ скважинных флюидов кабельными приборами, с использованием модулей анализа флюидов, таких как модули Анализатора Состава Флюида (АСФ) фирмы Шлюмберже (Schlumberger) и/или Анализатора Газированного Флюида (АГФ), в инструменте-опробователе пласта, например, Модульном Опробователе Динамики Пласта (МОДП). Как он использован в настоящем описании, термин «реальное время» относится к обработке данных и анализу, которые являются по существу одновременными с получением части или всех данных, например, когда скважинное устройство находится в скважине или на буровой площадке, задействованной в операциях каротажа или бурения; термин «результат ответа» относится к промежуточным и/или конечным интересующим результатам в отношении разведки, разработки месторождения нефти и нефтедобычи, которые выведены из или получены посредством обработки и/или анализа данных скважинного флюида; термин «секционирование» относится к литологическим барьерам для потока флюида, которые препятствуют рассмотрению залежи углеводорода как единого сегмента разработки; термины «загрязнение» и «загрязняющие вещества» относятся к нежелательным флюидам, таким как фильтрат бурового раствора на углеводородной основе, полученного при осуществлении выборки для флюидов залежи; и термин «неопределенность» относится к оцененной величине или проценту, на которое наблюдаемое или расчетное значение может отличаться от истинного значения.

Понимание заявителями секционирования в залежах углеводорода обеспечивает основание для настоящего изобретения. Как правило, сообщение по давлению между слоями в формации представляет собой меру, используемую для идентификации секционирования. Однако сообщение по давлению не обязательно переходит в сообщение по потоку между слоями и, если предположить, что оно переходит, может привести к секционированию с отсутствием потока. Недавно было установлено, что измерения давления являются недостаточными при оценке секционирования залежи и градиентов состава. Так как сообщение по давлению имеет место по геологическим возрастам, для двух дисперсных песчаных горизонтов будет возможным пребывать друг с другом в сообщении по давлению, но не обязательно в сообщении по потоку.

Заявители осознали, что ошибка в идентификации секционирования может привести к существенным ошибкам, сделанным в параметрах добычи, таких как дренируемый объем, дебит потока, размещение скважины, определение размеров средств обслуживания и оборудования для заканчивания и ошибок в предсказании добычи. Заявители также осознали текущую потребность в применении надежных и точных методов моделирования и новых процедур пробоотбора к идентификации секционирования и градиентов состава и других интересующих характеристик в залежах углеводорода.

В настоящее время решения о секционировании и/или градиентах состава получают из прямого сравнения свойств флюидов, такого как газовый фактор (ГФ) между двумя соседними зонами в формации. Оценочные решения, такие как возможная инверсия ГФ или инверсия плотности, которые являются маркерами для секционирования, сделаны на основании прямого сравнения свойств флюидов. Заявители осознали, что такие способы являются приемлемыми, когда две соседних зоны имеют выраженное различие в свойствах флюидов, но прямое сравнение свойств флюидов из близлежащих зон в формации менее удовлетворительно, когда флюиды в них имеют изменяющиеся уровни загрязнения и различие между свойствами флюидов является малым, но тем не менее существенным при анализе залежи.

Заявители далее осознали, что часто в некоторых геологических условиях инверсии плотности флюида могут быть малыми и проходящими на малые расстояния по вертикали. В условиях, когда инверсия плотности, или эквивалентно градиент ГФ, является малой, текущий анализ может ошибочно идентифицировать секционированную залежь как единый сегмент потока с дорогостоящими последствиями при добыче в результате ошибочной идентификации. Точно так же неточные оценки пространственных изменений свойств флюида могут перерасти в существенные погрешности в предсказаниях относительно добычи пластового флюида.

В силу вышеизложенного Заявители поняли, что критическим является установление и квантифицирование малых различий в свойствах флюидов между смежными слоями в геологической формации, содержащей залежи углеводорода. Дополнительно, как только начата добыча залежи, часто существенным является контролировать восстановление углеводорода из секторов, таких, как слои, ограниченные сбросом блоки и т.д., в пределах залежи. Ключевыми данными для того, чтобы точно контролировать восстановление углеводорода, являются составы и свойства углеводорода такие, как оптические свойства, и различия в составах и свойствах флюидов для различных секторов месторождения нефти.

Как следствие понимания заявителями факторов, изложенных в настоящих материалах, настоящее изобретение обеспечивает системы и способы сравнения скважинных флюидов с использованием надежных статистических основ, которые сравнивают свойства флюида двух или большего числа флюидов, имеющих одни и те же или различные свойства флюида, например, одни и те же или различные уровни загрязнения фильтратами бурового раствора. Этим настоящее изобретение обеспечивает системы и способы для сравнения скважинных флюидов, используя рентабельные и эффективные инструменты статистического анализа. Статистическое сравнение в реальном времени свойств флюидов, которые предсказаны для скважинных флюидов, сделано с целью характеризации залежей углеводорода, например, посредством идентификации секционирования и градиентов состава в залежах. Заявители осознали, что свойства флюида, например ГФ, плотность флюида, как функции измеренной глубины обеспечивают полезные маркеры для характеристик залежи. Например, если производная ГФ как функции глубины является ступенчатой, то есть не непрерывна, вероятным является секционирование залежи. Точно так же другие свойства флюида могут быть использованы как индикаторы градиентов состава и/или секционирования.

В одном аспекте изобретения спектроскопические данные от скважинного инструмента, такого, как МОДП, используют для сравнения двух флюидов, имеющих одни и те же или различные уровни загрязнения фильтратом бурового раствора. В другом аспекте изобретения скважинные флюиды сравнивают, квантифицируя неопределенности в различных предсказанных свойствах флюида.

Системы и способы по настоящему изобретению используют концепцию асимптотического уменьшения доли фильтрата бурового раствора во времени. Настоящее изобретение в предпочтительных вариантах осуществления использует спектроскопические данные колориметрического измерения оптической плотности и измерения газового фактора (ГФ) в ближней инфракрасной области спектра (БИС) для получения уровней загрязнения в двух или большем числе спектроскопических каналов в отношении отобранных проб флюидов. Эти способы более подробно раскрыты в следующих патентах, каждый из которых включен в настоящие материалы посредством ссылки во всей своей полноте: патенты США номер 5939717; 6274865 и 6350986.

Технология по настоящему изобретению обеспечивает надежные статистические рамки для сравнения свойств флюидов для двух или большего числа флюидов с одним и тем же или различными уровнями загрязнения. Например, два флюида, обозначенные А и В, могут быть соответственно получены в двух Пунктах А и В. Свойства флюидов, такие как цвет газированного флюида, плотность дегазированного сырого флюида, флюоресценция и газовый фактор (ГФ), могут быть предсказаны для обоих флюидов по измеренным данным. Неопределенность в свойствах флюидов может быть вычислена из неопределенности в измеренных данных и неопределенности в загрязнении, которую получают для флюидов из измеренных данных. Как случайные, так и систематические ошибки вносят вклад в неопределенность измеренных данных, таких как оптическая плотность, которую получают, например, посредством модуля или модулей анализа скважинных флюидов. Как только свойства флюидов и соответствующие им неопределенности квантифицированы, свойства сравнивают в статистической структуре. Дифференциальные свойства флюидов для флюидов получают из различия соответствующих свойств флюидов для двух флюидов. Неопределенность в квантифицировании дифференциальных свойств флюидов отражает как случайные, так и систематические ошибки в измерениях, и может быть весьма большой.

Заявители открыли новые и преимущественные процедуры отбора проб и анализа скважинных флюидов, которые обеспечивают сбор данных, отбор проб и анализ данных, соответствующие двум или большему числу флюидов, таким образом, что дифференциальные свойства флюидов менее чувствительны к систематическим ошибкам в измерениях. В общепринятых процедурах отбора скважинных проб отобранные пробы пластовых флюидов или анализируемые пластовые флюиды в первом пункте не захватывают и не переносят во второй пункт. В результате вычисления неопределенности в дифференциальных свойствах флюидов отражают как случайные, так и систематические ошибки в измеренных данных и могут быть весьма большими.

В отличие от этого в предпочтительных способах отбора проб по настоящему изобретению систематические ошибки в измерениях минимизированы. Соответственно полученные различия в свойствах флюидов более надежно и точно отражают дифференциальные свойства флюидов.

На Фиг.1 схематически в поперечном разрезе представлена приводимая в качестве примера операционная среда по настоящему изобретению. Хотя на Фиг.1 представлена наземная операционная среда, настоящее изобретение не ограничено наземным вариантом и применимо в водных приложениях, включая глубоководную разработку нефтяных залежей. Кроме того, хотя в настоящем описании используют условия нефтяной и газовой разведки и добычи, полагается, что настоящее изобретение имеет применимость и для других условий, таких как водные залежи.

На Фиг.1 обслуживающее транспортное средство 10 расположено на буровой площадке со скважиной 12 и скважинным инструментом 20, подвешенным в ней на конце проводной линии 22. Как правило, скважина 12 содержит комбинацию флюидов таких, как воды, буровой раствор, пластовые флюиды и т.д. Скважинный инструмент 20 и проводная линия 22 обычно структурированы и устроены по отношению к обслуживающему транспортному средству 10, как схематически показано на Фиг.1, в приводимой в качестве примера компоновке.

На Фиг.2 раскрыта одна приводимая в качестве примера в соответствии с настоящим изобретением система 14 для сравнения скважинных флюидов и выработки аналитических результатов на основании сравнительных свойствах флюидов, например, пока обслуживающее транспортное средство 10 расположено на буровой площадке (см. Фиг.1). Скважинная система 14 включает в себя скважинный инструмент 20 для тестирования земных формаций и анализа состава флюидов, которые извлечены из формации и/или скважины. В наземных условиях таких, как представлены на Фиг.1, скважинный инструмент 20 обычно подвешивают в скважине 12 (см. Фиг.1) на нижнем конца многожильного каротажного кабеля или проводной линии 22, намотанной на лебедку (снова см. Фиг.1) на поверхности формации. В обычной системе каротажный кабель 22 электрически связан с находящейся на поверхности электрической системой 24 управления, имеющей соответствующую электронику и системы обработки для управления скважинным инструментом 20.

Как показано также на Фиг.3, скважинный инструмент 20 включает в себя удлиненный корпус 26, заключающий в себе разнообразные электронные компоненты и модули, которые схематически представлены на Фиг.2 и 3, для обеспечения необходимых и желательных функциональных возможностей скважинной инструментальной колонне 20. Избирательно расширяемый узел 28 впуска флюида и избирательно расширяемый инструментальный анкерный элемент 30 (см. Фиг.2) обеспечены соответственно на противоположных сторонах удлиненного корпуса 26. Избирательно расширяемый узел 28 впуска флюида задействуют для избирательного перекрытия или изолирования отобранных частей стенки 12 скважины таким образом, что устанавливается сообщение по давлению или потоку со смежной земной формацией. При этом узел 28 впуска флюида может быть однодатчиковым модулем 29 (представлен на Фиг.3) и/или пакерным модулем 31 (также схематично представлен на Фиг.3).

В корпусе инструмента 26 обеспечены один или несколько модулей 32 анализа флюида. Флюиды, полученные из формации и/или скважины, протекают по трубопроводу 33 через модуль или модули 32 анализа и далее могут быть выведены через проход в выкачивающем модуле 38 (см. Фиг.3). Альтернативно пластовые флюиды в трубопроводе 33 могут быть направлены к одной или нескольким камерам 34 и 36 сбора флюидов, таким, как 1, 2ѕ или 6-галлоновые отборные камеры и/или шесть многоотборных модулей по 450 куб.см, для приема и сохранения флюидов, полученных из формации, для транспортировки на поверхность.

Узлами доступа флюидов, одним или несколькими модулями анализа флюидов, путем потока и камерами сбора, а также другими эксплуатационными элементами скважинной инструментальной колонны 20, управляют электрическими системами управления, такими как наземная электрическая система 24 управления (см. Фиг.2). Предпочтительно электрическая система 24 управления и другие системы управления, расположенные в корпусе 26 инструмента, например, обеспечены процессорными возможностями для получения свойств флюида, сравнения флюидов и выполнения других желательных или необходимых функций в отношении пластовых флюидов в инструменте 20, как описано более подробно далее.

Система 14 по настоящему изобретению в его различных вариантах осуществления предпочтительно включает в себя процессор 40, операционно соединенный со скважинной инструментальной колонной 20. Управляющий процессор 40 представлен на Фиг.2 как элемент электрической системы 24 управления. Предпочтительно способы по настоящему изобретению воплощены в компьютерной программе, которая выполняется процессором 40, расположенным, например, в системе 24 управления. При работе программа связана для получения данных, например, от модуля 32 анализа флюида по проводному кабелю 22 и передачи сигналов управления на рабочие элементы скважинной инструментальной колонны 20.

Компьютерная программа может быть сохранена на используемом компьютером носителе данных 42, связанном с процессором 40, или может быть сохранена на внешнем используемом компьютером носителе данных 44, электрически связанном с процессором 40 для использования, как это необходимо. Носитель данных 44 может быть любым одним или несколькими из известных в настоящее время носителей данных, таким, как магнитный диск, устанавливаемый в дисковод, или оптически считываемый CD-ROM, или считываемое устройство любого другого вида, включая удаленное устройство хранения, связанное по коммутируемой телекоммуникационной линии, или доступным в будущем носителем данных, подходящим для целей и задач, описанных в настоящих материалах.

В предпочтительных вариантах осуществления настоящего изобретения способы и устройство, раскрытые в настоящих материалах могут быть воплощены в одном или нескольких модулях анализа флюидов опробователя пласта фирмы Шлюмберже - Модульного Опробователя Динамики Пласта (МОДП). Настоящее изобретение с успехом обеспечивает опробователь пласта, такой как МОДП, с расширенными функциональными возможностями для анализа скважины и отбора образцов пластового флюида. В этом опробователь пласта может быть выгодно использован для отбора пластовых флюидов в совокупности с анализом скважинных флюидов.

Заявители осознали потенциальную ценность при анализе скважинных флюидов алгоритмического подхода к сравнению двух или большего числа флюидов, имеющих различные или одни и те же уровни загрязнения.

В предпочтительном варианте осуществления одного способа по настоящему изобретению уровень загрязнения и связанную с ним неопределенность квантифицируют в двух или большем числе флюидов на основании полученных спектроскопических данных, по меньшей мере, частично из модуля 32 анализа флюида скважинного устройства 20, как примерно показано на Фиг.2 и 3. Неопределенность в спектроскопических измерениях, таких как оптическая плотность, и неопределенность в предсказанных загрязнениях распространяется на неопределенности в свойствах флюидов, таких как цвета газированного флюида, плотность дегазированной сырой нефти, газовый фактор (ГФ) и флюоресценция. Целевые флюиды сравнивают относительно предсказанных свойств в реальном времени.

Результаты ответа по изобретению получают из предсказанных свойств флюидов и полученных из них различий. В одном аспекте интересующие результаты ответа могут быть получены непосредственно из предсказанных свойств флюида, таких как объемный коэффициент формации (БН, баррелей нефти), плотности дегазированной сырой нефти и других, а также их неопределенности. В другом аспекте интересующие результаты ответа могут быть получены из различий в предсказанных свойствах флюидов, в частности в случаях, когда предсказанные свойства флюида в вычислительном отношении близки, и неопределенностей в расчетных различиях. В еще одном аспекте интересующие результаты ответа могут обеспечить предположения или маркеры в отношении целевых пластовых флюидов и/или залежей на основании расчетных различий в свойствах флюидов, то есть вероятности секционирования и/или градиентов состава, полученных из сравнительных свойств флюида и их неопределенностей.

На Фиг.4 схематически представлена захватывающая камера 40 для захвата и удержания проб пластовых флюидов в скважинном инструменте 20. Камера 40 может быть соединена с трубопроводом 33 посредством линии 42 и обратного клапана 40. Камера 40 содержит одну или несколько колб 44. Если обеспечено множество колб 44, то колбы 44 могут быть структурированы и выполнены как вращающийся цилиндр 48 таким образом, что каждая из колб может быть последовательно выровнена с линией 42 для приема пластовых флюидов для захвата и удержания в выровненной колбе. Например, когда пластовые флюиды, протекающие по трубопроводу 33, достигают приемлемых уровней загрязнения после очистки, обратный клапан 46 может быть открыт и пластовые флюиды могут быть собраны в одну из колб 44, которая выровнена с линией 42. Захваченные флюиды затем могут быть выпущены из камеры 40 для прохода или протока через один или большее число спектроскопических модулей и могут быть направлены в другую камеру отбора проб (не показана), которая размещена за спектроскопическими модулями.

Анализ пластовых флюидов может быть произведен в различные моменты времени в ходе процесса отбора/анализа скважинных проб. Например, после того, как пластовые флюиды из двух пунктов были собраны, флюиды могут быть одни за другим пропущены через спектроскопический модуль. В другом варианте осуществления флюиды в одном и том же местоположении устройства 20 в скважине 12 (см. Фиг.2) могут быть собраны или захвачены в разные моменты времени для получения двух или большего числа проб пластовых флюидов для анализа модулем или модулями 32 анализа флюида, как детально описано далее. В этом настоящее изобретение обеспечивает различные и разнообразные способы и технологии сбора и захвата пластовых флюидов для целей характеризации флюидов, описанной в настоящих материалах. Предполагается, что могут возникнуть различные ситуации и условия, в которых будет необходимо и/или желательно проанализировать и сравнить два или большее число флюидов при, по существу, одних и тех же скважинных условиях с использованием одного или большего числа модулей анализа флюида. Например, может быть предпочтительным позволить пробам флюида или флюидов устояться в течение некоторого промежутка времени для того, чтобы обеспечить гравитационное разделение, например, мелких частиц или разделенных фаз во флюидах, перед проведением анализа двух или большего числа флюидов при, по существу, одних и тех же скважинных условиях для получения данных о свойствах флюидов с меньшим числом ошибок из-за ошибок измерений. При других возможностях может быть предпочтительным изменять давление или объем флюидов посредством блока управления давлением или объемом, например, или для определения характеристик объема/давления двух или большего числа флюидов при, по существу, одних и тех же скважинных условиях. Эти способы рассмотрены более детально в одновременно находящейся на рассмотрении заявке номер 11/203,932 на выдачу патента США на изобретение под названием «Способы и устройства для анализа скважинных флюидов» авторов Т.Терабаяши (T.Terabayashi) и других, поданной 15 августа 2005 г., которая включена в настоящие материалы посредством ссылки во всей своей полноте. Такие вариации и адаптации в получении скважинных флюидов и в анализе флюидов для целей изобретения, описанные в настоящих материалах, входят в объем настоящего изобретения.

Оптические плотности собранных флюидов и полученные результаты ответа могут быть сравнены и по измеренным данным могут быть сделаны надежные предположения дифференциальных свойств флюидов. При этом два или большее число флюидов, например флюиды А и В, могут протекать через спектральные анализаторы последовательно или повторно так, что для двух флюидов будут получены по существу одновременные данные. На Фиг.4 схематически показан перемежающийся поток флюидов, проходящий через датчик для обнаружения параметров флюидов. Другие режимы потока также предполагаются в настоящем изобретении.

В другом варианте настоящего изобретения для сравнения скважинных флюидов могут быть обеспечены колбы для проб соответствующих размеров. Множество колб для проб может быть заполнено в различных пунктах с использованием известных из уровня техники технологий. Дополнительно пластовые флюиды, чьи свойства давления-объема-температуры (ДОТ) следует определить, могут быть собраны в другие, например, более большие колбы для последующего анализа ДОТ в наземной лаборатории, например. В таких вариантах осуществления изобретения различные пластовые флюиды, например флюиды, собранные в различных пунктах, разные моменты времени и т.д., могут быть последовательно сравнены посредством пропуска флюидов через спектральные анализаторы или другие датчики для обнаружения параметров флюидов. После анализа пластовые флюиды могут быть закачены обратно в скважину или собраны в другие колбы для проб, или сохранены так, как это желательно или необходимо.

На Фиг.4 показан один возможный вариант осуществления камеры 40 для сравнения флюидов в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. Колбы 44 соответствующих размеров могут быть встроены во вращающийся цилиндр 48. Цилиндр 48 может быть структурирован или скомпонован для обеспечения связи по потоку с трубопроводом 33 путем его вертикального смещения так, что линия 42 от трубопровода 33 соединяется с определенной колбой 44. Соединенная колба 44 затем может быть заполнена пластовыми флюидами, например, посредством перемещения внутреннего поршня 50. Захваченные флюиды могут позднее быть использованы для сравнения по настоящему изобретению. При этом пластовые флюиды с нескольких различных глубин в скважине могут быть сравнены посредством выбора определенных колб в камере 40. Обратный клапан 40 может быть обеспечен для предотвращения протечки флюида при отсоединении трубопровода 33 от камеры 40, тогда как когда камера 40 соединена с трубопроводом 33, обратный клапан 46 пропускает поток в обоих направлениях.

На Фиг.5A-5Д блок-схемами представлены предпочтительные способы в соответствии с настоящим изобретением для сравнения скважинных флюидов и выработки результатов ответа на основании сравнительных результатов. В целях краткости описание здесь будет прежде всего направлено на проблему загрязнения от фильтрата бурового раствора (БРУ) на углеводородной основе. Однако системы и способы по настоящему изобретению вполне применимы к буровому раствору (БРВ) на водной основе или также к фильтратам синтетического бурового раствора (СБР) на углеводородной основе.

Квантифицирование загрязнения и его неопределенности

На Фиг.5A блок-схемой представлен предпочтительный способ квантифицирования загрязнения и неопределенности в загрязнении в соответствии с настоящим изобретением. Когда начинают работу модуля 32 анализа флюида (Этап 100), датчик 28 выводят наружу для вхождения в контакт с формацией (см. Фиг.2). Выкачивающий модуль 38 втягивает пластовый флюид в трубопровод 33 и сливает его в буровой раствор, в то время как флюид, протекающий по трубопроводу 33, анализируют модулем 32 (Этап 102).

Алгоритм контроля загрязнения бурового раствора на углеводородной основе (КЗБУ) квантифицирует загрязнения посредством контроля свойства флюида, которое явно отличает фильтрат бурового раствора от углеводорода формации. Если углеводород является тяжелым, например темная нефть, фильтрат бурового раствора, который предположительно является бесцветным, отличают от пластового флюида с использованием цветового канала модуля анализа флюида. Если углеводород является легким, например газ или эфирное масло, фильтрат бурового раствора, который предположительно не содержит метана, отличают от пластового флюида, используя метановый канал модуля анализа флюида. Далее детально описано, как неопределенность загрязнения может быть квантифицирована из двух или большего числа каналов, например цветового и метанового каналов.

Квантифицирование неопределенности загрязнения преследует три цели. Во-первых, оно позволяет распространить неопределенность в загрязнении на другие свойства флюида, как детально описано далее. Во-вторых, линейная комбинация загрязнения от двух каналов, например цветового и метанового каналов, может быть получена так, что результирующее загрязнение будет иметь меньшую неопределенность по сравнению с неопределенностью загрязнения от любого из этих двух каналов. В-третьих, поскольку КЗБУ применяют ко всем очисткам фильтрата бурового раствора независимо от структуры потока флюида или вида формации, квантифицирование неопределенности загрязнения обеспечивает средство выявления модельной ошибки по причине использования КЗБУ.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения получают данные от двух или большего числа каналов, таких как цветовой и метановый каналы (Этап 104). В КЗБУ спектроскопические данные такие, как в предпочтительном варианте осуществления, измеренную оптическую плотность d(t) относительно времени t приводят в соответствие со степенной моделью

Параметры k1 и k2 вычисляют, минимизируя различие между данными и соответствием модели. Допустим, что

и

где матрицы U, S и V получены из разложения матрицы А по сингулярным числам, а T обозначает транспонент вектор/матрица. Параметры модели КЗБУ и их неопределенность, обозначенные cov(k), являются

где σ² - шумовая дисперсия в измерении. Как правило, предполагается, что фильтрат бурового раствора имеет незначительное влияние на оптическую плотность в цветовых каналах и метановых каналах. В этом случае объемное загрязнение η(t) получают (Этап 106), как

Двумя факторами, которые вносят вклад в неопределенность в предсказанном загрязнении, являются неопределенность в спектроскопическом измерении, которая может быть квантифицирована посредством лабораторных или полевых испытаний, и модельная ошибка в модели контроля загрязнения бурового раствора на углеводородной основе (КЗБУ), используемой для вычисления загрязнения. Неопределенность в загрязнении, обозначенная σ_η(t) (получена на Этапе 108) в силу неопределенности в измеренных данных, равна:

Анализ множества наборов полевых данных подтверждает обоснованность простой степенной модели для загрязнения, как определено в Уравнении (1.1). Однако часто модельная ошибка может быть более доминирующей, чем ошибка в силу неопределенности в шуме. Измерение модельной ошибки может быть получено из разницы между данными и соответствием как

Такая оценка расхождения по Уравнению (1.7) может быть использована для замены шумовой дисперсии в Уравнении (1.4). Когда модель обеспечивает хорошее соответствие с данными, можно ожидать, что расхождение по Уравнению (1.7) будет соответствовать шумовой дисперсии. С другой стороны, когда модель обеспечивает плохое соответствие с данными, модельная ошибка намного больше отражает большее значение расхождения по Уравнению (1.7). Это приводит к большей неопределенности в параметре k в Уравнении (1.4) и, следовательно, к большей неопределенности в загрязнении η(t) в Уравнении (1.6).

Линейная комбинация загрязнения как от цветового, так и от метанового каналов может быть получена (Этап 110) так, что результирующее загрязнение будет иметь меньшую неопределенность, по сравнению с загрязнением от любого из этих двух каналов. Обозначим загрязнение и неопределенность от цветового и метанового каналов в любой момент времени как η₁(t), σ_η1(t) и η₂(t), σ_η2(t) соответственно. Тогда «более надежная» оценка загрязнения может быть получена как

где

и

Оценка загрязнения является более надежной, поскольку она представляет собой объективную оценку и имеет меньшую неопределенность, чем любая из двух оценок η₁(t) и η₂(t). Неопределенность в загрязнении η(t) в Уравнении (1.8), представляет собой

Для специалиста в настоящей области техники очевидным является, что Уравнения (1.3)-(1.9) могут быть изменены для учета влияния весовой матрицы, используемой для задания различных весов данных в различные моменты времени.

Сравнение двух флюидов с уровнями загрязнения

На Фиг.5Б представлена блок-схема предпочтительного способа сравнения, приводимого в качестве примера свойства флюида для двух флюидов, в соответствии с настоящим изобретением. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения используют четыре свойства флюида для сравнения двух флюидов, то есть цвет дегазированного флюида, спектр дегазированного сырого флюида, ГФ и флюоресценция. Для целей краткости описания один способ сравнения свойств флюида описан в отношении ГФ флюида. Описанный способ, однако, также применим к любому другому свойству флюида.

Обозначим этим два флюида, как А и B. Амплитуда и неопределенность в загрязнении (получены на Этапе 112, как это описано в ранее отношении Фиг.5A, Этапов 106 и 108) и неопределенность в измерении для флюидов А и B (получена калибровкой аппаратных средств при лаборатории или полевых испытаниях) распространяются на амплитуду и неопределенность ГФ (Этап 114). Пусть µ_A, и µ_B, обозначают среднее значение и неопределенность в ГФ флюидов А и B соответственно. В отсутствии любой информации о функции плотности примем ее, как Гауссову, определяемую средним значением и неопределенностью (или дисперсией). Таким образом, основные функции плотности f_A и f_B (или, эквивалентно, совокупные функции распределения F_A и F_B) могут быть вычислены из среднего значения и неопределенности в ГФ этих двух флюидов. Пусть x и y будут случайными переменными, полученными из функций плотности f_A и f_B, соответственно. Вероятность Р₁, что ГФ флюида B будет статистически большим, чем ГФ флюида А, является:

Когда функция плотности вероятности является Гауссовой, Уравнение (1.10) сводится к:

где erfc() относится к функции дополнительной ошибки. Вероятность Р₁ принимает значение между 0 и 1. Если Р₁ очень близко к нулю или 1, эти две флюиды статистически весьма различны. С другой стороны, если Р₁ близко к 0,5, эти два флюида одинаковы.

Альтернативное и более интуитивное измерение различия между двумя флюидами (Этап 116) представляет собой:

Параметр Р₂ отражает вероятность того, что эти два флюида являются статистически различными. Когда Р₂ близко к нулю, эти два флюида статистически одинаковы. Когда P₂ близко к 1, флюиды статистически очень различны. Вероятности могут быть сравнены с порогом для обеспечения качественного решения относительно схожести между этими двумя флюидами (Этап 118).

В дальнейшем четыре приводимых в качестве примера свойства флюида и их соответствующие неопределенности получают, как представлено в блок-схеме по Фиг.5В, первоначально определяя загрязнение и неопределенность в загрязнении для интересующих флюидов (Этап 112 выше). Различие в свойствах флюидов этих двух или большего числа флюидов затем квантифицируют, используя приведенное выше Уравнение (1.12).

Амплитуда и неопределенность в Цвете Газированного Флюида

Предполагая, что фильтрат бурового раствора не имеет никакого цвета, цвет газированного флюида при любой длине волны X в любой момент времени t может быть получен из измеренной оптической плотности (ОП) S_λ(t)

Неопределенность в концевой фракции цвета газированного флюида представляет собой:

Два члена в Уравнении (1.14) отражают вклады от неопределенности в измерении S_λ(t) и загрязнении η(t), соответственно. Как только цвет газированного флюида (Этап 202) и соответствующая неопределенность (Этап 204) вычислены для каждой из флюидов, которые сравнивают, два цвета флюидов могут быть сравнены множеством путей (Этап 206). Например, цвета этих двух флюидов могут быть сравнены на выбранной длине волны. Уравнение (1.14) показывает, что неопределенность в цвете отличается при различных длинах волн. Таким образом, для сравнения флюидов может быть выбрана самая чувствительная длина волны, чтобы максимизировать разграничение этих двух флюидов. Другой способ сравнения состоит в том, чтобы зафиксировать цвет на всех длинах волны и соответствующие неопределенности в параметрической форме. Примером такой параметрической формы является

В этом примере параметры α и β и их неопределенности могут быть сравнены в этих двух флюидах с использованием приведенных выше Уравнений (1.10)-(1.12), для получения вероятности того, что цвета флюидов различны (Этап 206).

Спектр дегазированного сырого флюида и его неопределенность

Вторым свойством флюида, которое может быть использовано для сравнения двух флюидов, является спектр дегазированного сырого флюида или результаты ответа, полученные частично из спектра дегазированного сырого флюида. Спектр дегазированного сырого флюида по существу равен спектру газированной нефти без спектрального поглощения загрязнения метана и других более легких углеводородов. Он может быть вычислен следующим образом. Сначала данными оптической плотности могут быть обесцвечены и состав флюидов вычислен с использованием матриц отклика АГФ и/или АФС (Этап 302) методами, которые известны специалистам в данной области техники. Затем для вычисления плотности метана и легких углеводородов при измеренных температуре и давлении залежи может быть использовано уравнение состояния (УРС). Оно позволяет вычислять доли объема более легких углеводородов v_lH (Этап 304). Например в АФС доля объема легких углеводородов равна

где m₁, m₂ и m₄ представляют собой частичные плотности C₁, С₂-С₅ и СО₂, вычисленные с использованием анализа основных составляющих, или метода частичных наименьших квадратов, или посредством эквивалентного алгоритма. Параметры γ₁, γ₂ и γ₄ представляют собой обратные значения плотностей этих трех групп при указанном давлении и температуре залежи. Неопределенность в доле объема (Этап 304) в силу неопределенности в составе представляет собой:

где А есть матрица ковариации компонентов С₁, С₂-С₅ и СО₂, вычисленная с использованием матриц отклика АГФ и/или АФС, соответственно. Из измеренного спектра S_λ(t) может быть предсказан (Этап 306) спектр S_λ,dc(t), как

Неопределенность в спектре дегазированного сырого флюида (Этап 306) представляет собой

Три члена в Уравнении (1.18) отражают вклады в неопределенность в спектре дегазированного сырого флюида в силу неопределенности в измерении S_λ(t), объемной доли легкого углеводорода V_LH(t) и загрязнения η(t), соответственно. Эти два флюида могут быть непосредственно сравнены в выражении спектром дегазированного сырого флюида при любой длине волны. Альтернативный и предпочтительный подход состоит в том, чтобы привести неопределенность при всех длинах волны в параметрическую форму. Примером параметрической формы является

Спектр дегазированного сырого флюида и его неопределенность при всех длинах волны могут быть переведены в параметры α и β и их неопределенности. В свою очередь, эти параметры могут использоваться, чтобы вычислить критическую длину волны и ее неопределенность (Этап 308).

На Фиг.6А показаны пример измеренного спектра (пунктирная линия) и предсказанный спектр дегазированного сырого углеводорода (сплошная линия). Спектр дегазированного сырого флюида может быть параметризован критической длиной волны, определенной, как длина волны, на которой ОП является равной 1. В этом примере критическая длина волны составляет приблизительно 570 нанометров.

Часто корреляции между критической длиной волны и плотностью дегазированного сырого флюида известны. Пример глобальной корреляции между критической длиной волны и плотностью дегазированного сырого флюида показан на Фиг.6Б. Фиг.6Б помогает перевести амплитуду и неопределенность в критической длине волны в амплитуду и неопределенность в плотности дегазированного сырого флюида (Этап 310). Вероятность, что эти два флюида являются статистически различными в отношении спектра дегазированного сырого флюида или его полученных параметров может быть вычислена с использованием Уравнений (1.10)-(1.12), приведенных выше (Этап 312).

Вычисление спектра дегазированного сырого флюида и его неопределенности имеет множество приложений. Прежде всего, как описано в настоящих материалах, во-первых, оно обеспечивает легкое сравнение двух флюидов. Во-вторых, АФС использует более легкие углеводороды в качестве своей обучающей последовательности для регрессии основных компонентов; оно подразумевает, что компоненты С₆₊ имеют плотность ~ 0,68 г/см³, что довольно точно для сухого газа, влажного газа и ретроградного газа, но не точно для летучей нефти и мазута. Таким образом, предсказанная плотность дегазированного сырого флюида может быть использована для модификации компонента С₆₊ алгоритма АФС с тем, чтобы лучше вычислять частичную плотность тяжелых компонентов и таким образом лучше предсказывать ГФ.

В-третьих, побочным продуктом анализа является объемный коэффициент формации, который представляет собой ценный результат ответа для пользователей (Этап 305),

Предполагаемая корреляция между плотностью дегазированного сырого флюида и критической длиной волны может быть затем использована для ограничения и итерационного вычисления В₀. Этот способ вычисления объемного коэффициента формации является прямым и обходит альтернативные косвенные способы вычисления объемного коэффициента формации с использованием корреляционных способов. Весьма значимым является, что плотность легких углеводородов, вычисленная с использованием EOS не чувствительна к малым возмущениям давления и температуры залежи. Таким образом, неопределенность в плотности в связи с использованием EOS пренебрежимо мала.

Газовый фактор (ГФ) и его неопределенность

Вычисления ГФ в АГФ и АФС хорошо известны специалистам в данной области техники. В целях краткости в настоящем описании будет использовано вычисление ГФ для АФС. ГФ флюида в трубопроводе вычисляют (Этап 404) по композиции

где скаляры k=107285 и β=0,782. Переменные x и y обозначают долю в газовых и жидких фазах, соответственно. Пусть [m₁ m₂ m₃ m₄] обозначает частичные плотности четырех компонентов C₁, С₂-С₅, С₆₊ и СО₂ после обесцвечивания данных, то есть удаления цветопоглощающего вклада от БИЧС каналов (Этап 402). Исходя из предположения, что C₁, С₂-С₅ и СО₂ пребывают полностью в газовой фазе и C₆₊пребывает полностью в жидкой фазе

и

y=m₃

где

α₁=1/16, α₂=1/40,1 и α₄=1/44.

В уравнении (1.21) принято, что C₆₊пребывает в жидкой фазе, но ее пара образует часть газовой фазы, которая имеет динамическое равновесие с флюидом. Константы α₁, α₂, α₄ и β получены из среднего молекулярного веса C₁, С₂-С₅, C₆₊ и СО₂ с предположением о распределении в группе С₂-С₅.

Если загрязнение η* флюида в трубопроводе является небольшим, ГФ пластового флюида может быть получен посредством вычитания загрязнения из частичной плотности C₆₊. В этом случае ГФ пластовый флюида задается Уравнением (1.21), где y=m₃-η*ρ, где ρ - известная плотность фильтрата БРУ. Фактически ГФ флюида в трубопроводе при любом другом уровне загрязнения η может быть вычислен с использованием Уравнения (1.21) с y=m₃-(η*-η)ρ. Неопределенность ГФ (получено на Этапе 404) задается:

где

Λ является матрицей ковариации компонентов m₁, m₂ и m₄ и вычислена анализом АФС и

В Уравнениях (1.24) и (1.25) переменная σ_xy относится к корреляции между случайными переменными x и y.

На Фиг.7 представлен пример изменения ГФ (в scf/stb) ретроградного газа относительно объемного загрязнения. При малых уровнях загрязнения измеренный ГФ в трубопроводе очень чувствителен к малым изменениям в объемном загрязнении. Поэтому малая неопределенность в загрязнении может привести в результате к большой неопределенности в ГФ.

На Фиг.8A представлен пример для иллюстрации вопроса, решенного заявителями в настоящем изобретении, то есть, в чем состоит надежный способ сравнения ГФ двух флюидов с различными уровнями загрязнения? На Фиг.8A показан ГФ, построенный как функция загрязнения для двух флюидов. После часов выкачивания флюид А (синий контур) имеет загрязнение η_А=5% с неопределенностью 2%, тогда как флюид B (красный контур) имеет загрязнение η_В=10% с неопределенностью 1%. Известные способы анализа неявно сравнивают эти два флюида посредством предсказания ГФ пластового флюида, имеющего место при нулевом загрязнении, используя приведенное выше Уравнение (1.21). Однако при малых уровнях загрязнения неопределенность в ГФ очень чувствительна к неопределенности в загрязнении, что приводит к большим планкам ошибки для предсказанного ГФ пластового флюида.

Более надежный способ состоит в том, чтобы сравнивать эти два флюида при уровне загрязнения, оптимизированном для различения этих двух флюидов. Оптимальный уровень загрязнения находят следующим образом. Пусть µ_А(η), и µ_В(η), обозначают среднее значение и неопределенность в ГФ флюидов А и B, соответственно, при загрязнении η. В отсутствии любой информации о функции плотности ее принимают за Гауссову, определяемую средним значением и дисперсией. Таким образом, на указанном уровне загрязнения основные функции плотности f_A и f_B или эквивалентно совокупные функции распределения F_A и F_B могут быть вычислены по среднему значению и неопределенности в ГФ двух флюидов. Расстояние Колмогорова-Смирнова (К-С) обеспечивает естественный способ квантифицирования расстояния между двумя распределениями F_A и F_B

Оптимальный уровень загрязнения для сравнения флюидов может быть выбран для максимизирования расстояния К-С. Этот уровень загрязнения, обозначенный η^- (Этап 406) является «оптимальным» в том смысле, что он наиболее чувствителен к различию в ГФ этих двух флюидов. На Фиг.8Б представлено расстояние между этими двумя флюидами. В этом примере расстояние максимально при η^-=η_B=10%. Сравнение ГФ в этом случае может свестись к прямому сравнению оптических плотностей этих двух флюидов на уровне загрязнения η_B. Как только оптимальный уровень загрязнения определен, вероятность того, что эти два флюида являются статистически различными относительно ГФ, может быть вычислена с использованием Уравнений (1.10)-(1.12), приведенных выше (Этап 408). Расстояние К-С было выбрано как предпочтительное в связи с его простотой и на него не оказывает воздействия перепараметризация. Например, расстояние К-С независимо от использования ГФ или функции ГФ такой, как log(ГФ). Для специалистов в настоящей области техники очевидным является, что могут быть также использованы альтернативные способы определения расстояния в выражении расстоянием Андерсона-Дарджилинга (Anderson-Darjeeling), или расстоянием Куипера (Kuiper).

Флюоресценция и ее неопределенность

Спектроскопию флюоресценции выполняют, измеряя световую эмиссию в зеленых и красных диапазонах спектра после возбуждения синим светом. Измеренная флюоресценция связана с количеством полициклических ароматических углеводородов (ПАГ) в сырой нефти.

Количественная интерпретация измерений флюоресценции может быть многообещающей. Измеренный сигнал не обязательно линейно пропорционален концентрации ПАГ (нет никакого эквивалента закону Бира-Ламберта (Beer-Lambert)). Кроме того, когда концентрация ПАГ является весьма большой, квантовый выход может быть уменьшен подавлением. Таким образом, сигнал часто представляет собой нелинейную функцию ГФ. Хотя в идеальной ситуации ожидается, что только пластовый флюид имеет сигнал, измеряемый флюоресценцией, поверхностно-активные вещества в фильтрате БРУ могут быть оказывающими воздействие фактором для измеряемого сигнала. В БРВ измеренные данные могут зависеть от режимов нефтяного и водного потока.

В некоторых географических областях, где используют буровой раствор на водной основе АФС, флюоресценция показала себя как хороший индикатор ГФ флюида, очевидной плотности углеводорода от АФС и массовых долей C₁ и C₆₊. Эти результаты также относятся к ситуациям с БРУ, где имеется низкое загрязнение БРУ (<2%) в анализируемом образце. Кроме того, амплитуда сигнала флюоресценции, как отмечено, имеет сильную корреляцию с плотностью дегазированного сырого флюида. В этих случаях желательно сравнить два флюида в отношении измерения флюоресценции. В качестве иллюстрации здесь описано сравнение в отношении измерения в АФС. Пусть , , и обозначают объединенные спектры выше 550 и 680 нанометров для флюидов А и B, соответственно, с загрязнением БРУ η_А и η_В соответственно. Когда уровни загрязнения малы, объединенные спектры могут быть сравнены после коррекции для загрязнения (Этап 502). Таким образом

и

в пределах диапазона неопределенности, определенного количественно неопределенностью в загрязнении и неопределенностью в измерении флюоресценции (получены на Этапе 504 калибровкой оборудования в лаборатории или посредством полевых испытаний). Если измерения весьма различны, это должно быть знаком для оператора, как возможное указание различия между этими двумя флюидами. Поскольку некоторые другие факторы такие, как налет на окне, или ориентации инструмента, или режим потока могут также повлиять на измерение, оператор может в дальнейшем пожелать проверить, что два измерения флюоресценции действительно отражают различие между этими двумя флюидами.

Как заключительный этап в алгоритме, вероятность, что эти два флюида являются различными в выражении цветом (Этап 206), ГФ (Этап 408), флюоресценцией (Этап 506) и спектром дегазированного сырого флюида (Этап 312) или ее производные параметры, задается приведенным выше Уравнением (1.12). Сравнение этих вероятностей с определенным пользователем порогом, например, как интересующий результат ответа, позволяет оператору 10 формулировать и принимать решения по градиентам состава и секционированию в залежи.

Эксплуатационный (полевой) пример

АФС был применен в полевых условиях в трех различных пунктах, маркированных A, B и D в одной и той же скважине. ГФ флюидов в трубопроводе, полученные от АФС, приведены в Таблице I в столбце 2. В этой работе флюид был испарен на поверхности для повторного вычисления ГФ, представленного в столбце 3. Далее загрязнение было квантифицировано с использованием газовой хроматографии (столбец 4) и скорректированный ГФ скважины представлен в последнем столбце 5. Столбец 2 указывает, что в залежи может быть градиент состава. Эта гипотеза не подтверждается столбцом 3.

Таблица I   ГФ по АФС (scf/stb) ГФ скважины (как есть) БРУ % Скорректированный ГФ скважины A 4010 2990 1 3023 B 3750 2931 3,8 3058 D 3450 2841 6,6 3033

Данные были проанализированы способами по настоящему изобретению. На Фиг.9 показан метановый канал для этих трех пунктов A, B и D (синим, красным и ярко-красным). Черный контур представляет аппроксимацию кривой, полученной посредством КЗБУ. Конечные объемные уровни загрязнения перед отбором проб были оценены, как 2,6, 3,8 и 7,1%, соответственно. Эти уровни загрязнения достаточно хорошо сравнимы с уровнями загрязнения, оцененными в скважине по Таблице I.

На Фиг.10 показаны измеренные данные (пунктирные линии) с предсказанными спектрами газированных флюидов (сплошные линии) этих трех флюидов. Вполне очевидно, что флюид в пункте D намного более темный и отличный от флюидов в пунктах А и B. Вероятность того, что флюид пункта D отличен от А и B, весьма высока (0,86). Флюид в пункте B имеет больше цвета, чем флюид пункта А. Принимая шумовое стандартное отклонение в 0,01, вероятность того, что эти два флюида в пунктах А и B являются различными, составляет 0,72.

На Фиг.11 представлены спектры газированного флюида и предсказанные спектры дегазированных сырых флюидов с неопределенностью. Вставка показывает объемный коэффициент формации с его неопределенностью для трех флюидов. На Фиг.12 представлена критическая длина волны и ее неопределенность. На Фиг.11 и 12 показано, что три флюида статистически не различны в выражении критической длиной волны. Из Фиг.13 плотность дегазированного сырого флюида для всех трех флюидов составляет 0,83 г/см³.

Статистическое подобие или различие между флюидами может быть квантифицировано в выражении вероятностью Р₂, полученной из Уравнения (1.12). Таблица II квантифицирует вероятности для этих трех флюидов в выражении цветом газированного флюида, плотностью дегазированного сырого флюида и ГФ. Вероятность того, что флюиды в пунктах А и B являются статистически различными в выражении плотности дегазированного сырого флюида, низка (0,3). Точно так же вероятность того, что флюиды в пунктах B и D являются статистически различными, также мала (0,5). На Фиг.14A и 14Б показан ГФ этих трех флюидов относительно уровней загрязнения. Как и прежде, на основании ГФ, эти три флюиды статистически не различаются. Вероятность того, что флюид пункта А статистически отличен от флюида пункта B, низка (0,32). Вероятность того, что флюид в пункте B отличен от D, близка к нулю.

Таблица II   Цвет газированного флюида Плотность дегазированного сырого флюида ГФ .72 .3 .32 1 .5 .06

Сравнение этих вероятностей с определенным пользователем порогом позволяет оператору формулировать и принимать решения по градиентам состава и секционировании в залежи. Например, если установлен порог 0,8, то будет сделано заключение, что флюид в пункте D определенно отличается от флюидов в пунктах А и B в выражении цветом газированного флюида. Для текущей обработки стандартное отклонение шума было установлено на 0,01 ОП. Между флюидами в пунктах А и В может также быть проведено дальнейшее разграничение, если стандартное отклонение шума в оптической плотности является меньшим.

Как было описано выше, варианты настоящего изобретения обеспечивают благоприятные результаты ответа, относящиеся к различиям в свойствах флюидов, полученных из уровней загрязнения, которые рассчитаны в отношении интересующих скважинных флюидов. В настоящем изобретении заявители также обеспечивают способы для оценки возможности объяснения различия в свойствах флюидов ошибками в модели КЗБУ (см. Этап 120 на Фиг.5В). В этом настоящее изобретение уменьшает риск получения неправильного решения, обеспечивая технологию определения того, могут ли различия в оптической плотности и оцененных свойств флюида быть объяснены изменением уровней загрязнения (Этап 120).

В Таблице III сравниваются загрязнение, предсказанный ГФ пластового флюида и цвет газированного флюида на 647 нанометрах для этих трех флюидов. Сравнивая флюиды в пунктах А и D, если загрязнение флюида пункта А ниже, предсказанный ГФ пластового флюида в пункте А будет ближе к D. Однако различие в цвете между пунктами А и D будет более большим. Таким образом, снижение загрязнения в пункте А передвигает различие в ГФ и различие в цвете между пунктами А и D в противоположных направлениях. Таким образом, делается заключение, что различие в оцененных свойствах флюидов нельзя объяснить изменением уровней загрязнения.

Таблица III   η ГФ пластового флюида Цвет газированного флюида на 647 нанометрах A 2,6 3748 ,152 В 3,8 3541 ,169 D 7,1 3523 ,219

Преимущественно вероятности того, что свойства флюида являются различными могут также быть вычислены в реальном времени, чтобы позволить оператору сравнить два или большее число флюидов в реальном времени и модифицировать продолжающуюся работу по отбору проб на основании решений, которые обеспечивает настоящее изобретение.

Анализ в буровом растворе на водной основе

Способы и системы по настоящему изобретению применимы для анализа данных при загрязнении от фильтрата бурового раствора на водной основе. Обычная обработка водного сигнала предполагает, что режим течения стратифицирован. Если объемная доля воды не является очень большой, анализ АФС предварительно обрабатывает данные для вычисления объемной фракции воды. Данные затем обрабатывают алгоритмом АФС. Разъединение двух этапов продиктовано большой амплитудой водного сигнала и неизвестным режимом течения воды и нефти, протекающих через модуль АФС. Исходя из предположения, что режим течения является стратифицированным, неопределенность в частичной плотности воды может быть квантифицирована. Неопределенность затем может быть распространена на неопределенность в скорректированной оптической плотности, представляющей углеводороды. Обработка действительна вне зависимости от местоположения модуля АГФ и/или АФС относительно выкачивающего модуля.

Системы и способы по настоящему изобретению применимы непротиворечивым образом к совокупности измерений модуля анализа флюида таких, как измерения АГФ и АФС в пункте. Технология по изобретению для сравнения флюидов может быть применена к измерениям удельного сопротивления по АГФ, например. Когда АГФ и АФС сдвоены в выкачивающем модуле (что представляет собой наиболее частый случай), выкачивающий модуль может приводить к гравитационному разделению этих двух флюидов, то есть флюида в АГФ и флюида в АФС. Это подразумевает, что АФС и АГФ не оценивают один и тот же флюид, что затрудняет одновременную интерпретацию двух модулей. Однако и АФС, и АГФ могут быть независимо использованы для измерения загрязнения и его неопределенности. Неопределенность может быть распространена на амплитуду и неопределенность в свойствах флюидов для каждого модуля независимо, таким образом, обеспечивая основание для сравнения свойств флюида в отношении каждого модуля.

Необходимо гарантировать, что различие в свойствах флюидов происходит не из-за различия в давлении флюида в спектроскопическом модуле. Это может быть сделано несколькими путями. Далее описан предпочтительный подход к оценке производной оптической плотности относительно давления. Когда колба для проб открыта, она вызывает переходный процесс по давлению в трубопроводе. Соответственно оптическая плотность флюида изменяется в ответ на переходный процесс. Если амплитуда переходного процесса по давлению может быть вычислена манометру, может быть вычислена производная ОП относительно давления. Производная ОП, в свою очередь, может быть использована для гарантии того, что различие в свойствах флюидов для флюидов, оцениваемое в различные моменты время, происходит не из-за различия в давлении флюида в спектроскопическом модуле.

Для специалистов в данной области техники очевидным является, что амплитуда и неопределенность всех параметров флюида, описанных в настоящих материалах, доступны заранее. Таким образом, фактически нет никаких дополнительных вычислений в ходе анализа данных.

Квантифицирование амплитуды и неопределенности параметров флюида может преимущественно обеспечить понимание сущности процесса геохимической загрузки в залежи углеводорода. Например, отношение метана к другим углеводородам может помочь различать биогенные и термогенные процессы.

Для специалистов в данной области техники очевидным является, что описанные выше способы могут быть преимущественно использованы с обычными способами идентификации секционирования, такими как наблюдения градиентов давления, выполнение испытаний на вертикальную интерференцию по потенциальным барьерам проницаемости или идентификации литологических признаков, которые могут указать на потенциальные барьеры проницаемости, такая как идентификация стиолитов по каротажным диаграммам (таким, как диаграммы Микро Визуализатора Формации (Formation Micro Imager) или Элементной Накопительной Спектроскопии (Elemental Spectroscopy Capture)).

На Фиг.5Г представлена блок-схема предпочтительного способа сравнения пластовых флюидов на основании дифференциальных свойств флюидов, которые получены из измеренных данных, собранных в соответствии с предпочтительными процедурами сбора данных по настоящему изобретению. На Этапе 602 данные, полученные в пункте A, соответствующие флюиду A, обрабатывают для вычисления объемного загрязнения η_А и его соответствующей неопределенности ση_А. Загрязнение и его неопределенность могут быть вычислены с использованием одной из нескольких технологий, таких как алгоритм контроля загрязнения бурового раствора на углеводородной основе (КЗБУ) по Уравнениям (1.1)-(1.9), приведенным выше.

Как правило, когда работа по осуществлению выборки или сканированию, выполняемая посредством опробователя пласта, считается завершенной в пункте A, открывают скважинный выпускной клапан. Давление между внутренней и внешней частью инструмента уравнивают так, чтобы избежать удара или разрушения инструмента при перемещении инструмента к следующему пункту. Когда скважинный выпускной клапан открыт, перепад давления между флюидом в трубопроводе и флюидом в скважине вызывает смешивание этих двух флюидов.

Заявители обнаружили преимущественные процедуры для точного и надежного сравнения свойств флюидов для пластовых флюидов, использующие, например, опробователь пласта, такой, как МОДП. Когда работу в пункте А считают завершенной, флюид, оставшийся в трубопроводе, сохраняют в трубопроводе для захвата в нем при перемещении опробователя из пункта А в другой пункт B.

Захват флюида может быть выполнен множеством путей. Например, когда модуль 32 анализа флюида (см. Фиг.2 и 3) расположен ниже по потоку от выкачивающего модуля 38, обратные клапаны в выкачивающем модуле 38 могут быть использованы для предотвращения попадания бурового раствора в трубопровод 33. Альтернативно, когда модуль 32 анализа флюида расположен выше по потоку от выкачивающего модуля 38, инструмент 20 с захваченным в трубопроводе 33 флюидом может быть перемещен при его закрытом скважинном выпускном клапане.

Как правило, скважинные инструменты, такие, как МОДП, имеют характеристики, позволяющие выдерживать большой перепад давления так, чтобы инструменты могли быть перемещены при закрытом выходе скважины. Альтернативно, если интересующий флюид уже выбран и сохранен в колбе для проб, содержимое колбы может быть пропущено через спектральный анализатор инструмента.

На Фиг.4, описанной выше, также раскрыта камера 40 для захвата и удержания пластовых флюидов в скважинном инструменте 20. Такие варианты осуществления изобретения и другие, предлагаемые настоящим описанием, могут быть преимущественно использованы для скважинного анализа с использованием разнообразных датчиков, пока флюиды находятся по существу в одних и тех же скважинных условиях, таким образом, уменьшая систематические ошибки в данных, измеренных датчиками.

В пункте B измеренные данные отражают свойства обоих флюидов А и B. Данные можно рассматривать в двух последовательных временных окнах. В начальном временном окне измеренные данные соответствуют флюиду А, по мере того, как флюид, захваченный в трубопроводе, проходит из пункта А через спектроскопический модуль инструмента. Более позднее временное окно соответствует флюиду B, извлеченному отобранному в пункте B. Таким образом, свойства этих двух флюидов А и B измеряют при одних и тех же внешних условиях, таких как давление и температура, и почти в одно и то же время одним и тем же оборудованием. Это позволяет выполнять быструю и надежную оценку различий в свойствах флюидов.

Поскольку нет дальнейшего загрязнения флюида A, свойства флюида для флюида А остаются постоянными в начальном временном окне. Использование свойства, заключающегося в том, что в этом временном окне свойства флюида являются инвариантными, данные могут быть предварительно обработаны для оценки стандартного отклонения шума в измерении (Этап 604). В совокупности с загрязнением в пункте А (полученном на Этапе 602) данные могут быть использованы для предсказания свойств флюида, таких как цвета газированного флюида, ГФ и спектр дегазированного сырого флюида, соответствующих флюиду А (Этап 604), с использованием описанной выше технологии. Кроме того, используя алгоритм КЗБУ по приведенным выше Уравнениям (1.1)-(1.9), неопределенность в измерении (полученная на Этапе 604) может быть связана с неопределенностью в загрязнении ση_А (полученной на Этапе 602) для вычисления неопределенности в предсказанных свойствах флюидов (Этап 604).

Более позднее окно времени соответствует флюиду B по мере его протекания через спектроскопический модуль. Данные могут быть предварительно обработаны для оценки шума в измерении (Этап 606). Загрязнение η_В и его неопределенность ση_В могут быть квантифицированы с использованием, например, алгоритма КЗБУ по приведенным выше Уравнениям (1.1)-(1.9) (Этап 608). Данные могут затем быть проанализированы с использованием ранее описанных технологий для квантифицирования свойств флюида и связанных неопределенностей, соответствующих флюиду B (Этап 610).

В дополнение к квантифицированию неопределенности в измеренных данных и загрязнении, неопределенность в свойствах флюидов может также быть определена посредством систематического содержания под давлением пластовых флюидов в трубопроводе. Анализ изменений свойств флюида в зависимости от давления обеспечивает степень уверенности в предсказанных свойствах флюидов. Как только свойства флюида и связанные неопределенности квантифицированы, свойства двух флюидов могут быть сравнены в статистической структуре с использованием приведенного выше Уравнения (1.12) (Этапа 612). Дифференциальные свойства флюида затем получают как различие свойств флюида, которые квантифицированы для двух флюидов с использованием описанных выше технологий.

В обычной процедуре отбора проб, где пластовый флюид из одного пункта не захвачен и не взят в следующий пункт, неопределенность в различиях во флюидах отражает как случайные, так и систематические ошибки в измеренных данных, и может быть существенно большой. Напротив, в предпочтительных способах отбора проб по настоящему изобретению систематическая ошибка в измерении устранена. Соответственно настоящие способы получения различий в свойствах флюидов являются более надежными и точными по сравнению с другими процедурами отбора проб и сбора данных.

В процессе перемещения скважинного инструмента анализа и отбора проб в другой пункт, возможно, что различие в плотности между фильтратом БРУ и флюидом залежи может вызвать гравитационное разделение во флюиде, который находится в трубопроводе. В этом случае размещение модуля анализа флюида в следующем пункте может базироваться на типе флюида залежи, пробы которого отбирают. Например, анализатор флюида может быть помещен вверху или внизу инструментальной колонны в зависимости от того, легче или тяжелее фильтрат, чем флюид залежи.

Пример

На Фиг.15 представлен набор полевых данных, полученных от модуля спектроскопии (АГФ), размещенного вниз по течению от выкачивающего модуля. Обратные клапаны в выкачивающем модуле закрывают при перемещении инструмента из пункта А в пункт B, таким образом захватывая и перемещая флюид в трубопроводе из одного пункта в другой. Начальная часть данных до t=25500 секунд соответствует флюиду А в пункте A. Вторая часть данных после времени t=25500 секундам представлена из пункта B.

В пункте B передний фронт данных с времени 25600-26100 секунд соответствуют флюиду А, а остальная часть данных соответствует флюиду B. Различные контуры соответствуют данным от разных каналов. Первые два канала имеют большую ОП и являются насыщенными. Остальные каналы обеспечивают информацию о цвете, составе, ГФ и загрязнении флюидов А и B.

Вычисления различия в свойствах флюидов и соответствующей неопределенности включают в себя следующие этапы:

Этап 1: Объемное загрязнение, соответствующее флюиду А, вычисляют в пункте A. Это может быть сделано множеством путей. На Фиг.16 показан цветовой канал (синий контур) и соответствие модели (черный контур) посредством КЗБУ, используемого для предсказания загрязнения. В конце процесса выкачивания определено, что загрязнение составляет 1,9% с неопределенностью приблизительно 3%.

Этап 2: передний фронт данных в пункте B, соответствующих флюиду А, показан на Фиг.17A. Измеренные данные для одного из каналов в этом временном интервале показаны на Фиг.17Б. Так как нет никакого дальнейшего загрязнения флюида A, то свойства флюида не изменяются со временем. Таким образом, измеренная оптическая плотность остается почти постоянной. Данные были проанализированы для получения стандартного шумового отклонения , приблизительно равного 0,003 ОП. События, соответствующие установке датчика и предварительным испытаниям, показанные в данных на Фиг.17Б, не принимались в расчет при вычислении шумовой статистики.

Используя загрязнение и его неопределенность с Этапа 1, приведенного выше, и ОП, для флюида А вычисляют цвет газированного флюида и спектр дегазированного сырого флюида и соответствующую неопределенность, используя уравнения, предварительно описанные выше. Результаты показаны графически синими контурами на Фиг.18 и 19, соответственно.

Этап 3: Вторая часть данных на пункте B соответствует флюиду B. На Фиг.16 показан цветовой канал (красный контур) и соответствие модели (черный контур) КЗБУ, используемого для предсказания загрязнения. В конце процесса выкачивания было определено, что загрязнение равно 4,3% с неопределенностью приблизительно 3%. Предсказанные цвет газированного флюида и спектр дегазированного сырого флюида для флюида B, вычисленные, как было предварительно описано выше, показаны красными контурами на Фиг.18 и 19.

Стандартное шумовое отклонение, вычисленное посредством низкочастотного фильтрования данных и оценки стандартного отклонения высокочастотного компонента, является ОП. Неопределенность в шуме и загрязнении отражена как неопределенность в предсказанных цвете газированного флюида и спектре сырого дегазированного флюида (красные контуры) для флюида B по Фиг.18 и 19, соответственно. Как показано на Фиг.18 и 19, спектры газированных и дегазированных сырых флюидов А и B накладываются и не могут быть различены для этих двух флюидов.

В дополнение к цвету газированного флюида и спектру дегазированного сырого флюида, с использованием уравнений, предварительно обсужденных выше, были вычислены ГФ и соответствующие неопределенности двух флюидов А и B. ГФ флюида А в трубопроводе составляет 392±16 scf/stb. При загрязнении в 1,9% ГФ без загрязнения составляет 400±20 scf/stb. ГФ флюида B в трубопроводе составляет 297±20 scf/stb. С загрязнением 4,3%, ГФ без загрязнения составляет 310±23 scf/stb. Таким образом, существенным является дифференциальный ГФ этих двух флюидов и вероятность, что эти два флюиды А и B различны, близка к 1.

Напротив, игнорирование переднего фронта данных в пункте B и сравнение флюидов А и B непосредственно из пунктов А и B приводит к большой неопределенности в измерении. В этом случае и приобретут как систематические, так и случайные ошибки измерения и поэтому будут значительно большими. Например, когда ОП, вероятность того, что эти два флюида А и В различны в выражении ГФ, являются 0,5. Это подразумевает, что дифференциальный ГФ несущественен. Другими словами, эти два флюида А и B нельзя отличить в выражении ГФ.

Способы по настоящему изобретению обеспечивают точные и надежные измерения отличительных свойств флюидов в реальном времени. Системы и способы по настоящему изобретению для определения различия в свойствах флюидов интересующих пластовых флюидов представляют собой полезные и рентабельные инструменты для идентификации секционирования и градиентов состава в залежах углеводорода.

Способы по настоящему изобретению включают в себя анализ измеренных данных и вычисление свойств флюида для двух флюидов, например флюидов А и B, полученных в двух соответствующих пунктах А и B, соответственно. В пункте A загрязнение флюида и его неопределенность квантифицируют, используя алгоритм контроля загрязнения бурового раствора на углеводородной основе (КЗБУ), раскрытый выше. Предпочтительно пластовый флюид захватывают в трубопроводе пока инструмент перемещают из пункта А в пункт B, куда флюид B закачивают через трубопровод. Данные, измеренные в пункте B, имеют уникальное, выгодное свойство, которое позволяет выполнять улучшенное измерение различия в свойствах флюидов. При этом передний фронт данных соответствует флюиду А, а более поздняя часть данных соответствует флюиду B. Таким образом, измеренные данные в том же пункте, то есть пункте B, отражают свойства флюида обоих флюидов А и B. Дифференциальные свойства флюида, полученные таким образом, представляют собой надежные и точные измерения различий между этими двумя флюидами и они менее чувствительны к систематическим ошибкам в измерениях, чем другие выборки флюидов и методики анализа.

Предпочтительно способы по настоящему изобретению могут быть распространены на множественные пункты осуществления отбора флюидов и другие режимы потока двух или большего числа флюидов через трубопровод устройства для характеризации флюида так, чтобы оставаться связанными, при, по существу, одних и тех же скважинных условиях, с одним или большим числом датчиков, связанных с трубопроводом.

Способы по изобретению могут быть выгодно использованы для определения любых различий в свойствах флюидов, полученных от разнообразных сенсорных устройств, таких как датчики плотности, вязкости, состава, загрязнения, флюоресценции, количеств H₂S и CO₂, изотопических отношений и этано-метановых отношений. Основанные на алгоритме методики, раскрытые в настоящих материалах, легко обобщаются до многочисленных пунктов и сравнения многочисленных флюидов в отдельном пункте.

Заявители осознали, что системы и способы, раскрытые в настоящих материалах, позволяют принимать решения в реальном масштабе времени, выполняя идентификацию секционирования и/или градиентов состава в залежах, среди других интересующих характеристик применительно к формациям углеводорода.

Заявители также осознали, что системы и способы, раскрытые в настоящих материалах, помогут в оптимизации процесса осуществления пробоотбора, который используют для подтверждения или опровержения предсказаний, таких, как градиенты в залежи, которые, в свою очередь, помогут оптимизировать процесс посредством захвата наиболее представительных образцов флюидов залежи.

Заявители, кроме того, осознали, что системы и способы, раскрытые в настоящих материалах, помогут идентифицировать, как интересующие углеводороды в залежи охватываются вторгающимися флюидами, например водой или газом, вводимыми в залежь и/или обеспечат необходимые данные относительно того, истощается ли залежь углеводорода однородным или секционированным образом.

Заявители также осознали, что системы и способы, раскрытые в настоящих материалах, потенциально обеспечат лучшее понимание сущности процесса геохимической загрузки в залежи.

Заявители далее осознали, что системы и способы, раскрытые в настоящих материалах, потенциально могут служить ориентирами анализа и аппаратных средств следующего поколения с тем, чтобы уменьшить неопределенность в предсказанных свойствах флюидов. Как следствие этого, может быть уменьшен риск, связанный с принятием решения, которое касается разведки и разработки месторождения нефти.

Заявители далее осознали, что в залежи, в отношении которой сделано предположение о ее сплошном характере, могут ожидаться некоторые изменения в свойствах флюидов по глубине в соответствии с композиционной классификацией залежи. Изменения вызывают множество факторов таких, как тепловые градиенты и градиенты давления и биодеградация. Квантифицирование различия в свойствах флюидов может помочь обеспечить понимание сущности и происхождения градиентов состава.

Заявители также осознали, что методы и системы моделирования по настоящему изобретению будут применимы самосогласованным образом к спектроскопическим данным от различных модулей анализа скважинных флюидов, таких как АФС и/или АГФ фирмы Шлюмберже.

Заявители также осознали, что способы и системы моделирования по настоящему изобретению будут иметь применение в отношении пластовых флюидов, загрязненных с буровым раствором на углеводородной основе (БРУ), буровым раствором (БРВ) на водной основе или синтетическим буровым раствором на углеводородной основе (СБР).

Заявители также осознали, что моделирующие структуры, описанные в настоящих материалах, будут применимы для сравнения широкого диапазона свойств флюидов, например цвета газированного флюида, плотности дегазированного сырого флюида, спектра дегазированного сырого флюида, ГФ, флюоресценции, объемного коэффициента формации, плотности, вязкости, сжимаемости, составом углеводорода, изотропных отношений, метано-этанового отношения, количеств H₂S и CO₂, наряду с другими, и фазовой огибающей, например, точки начала кипения, точка росы, асфальтенового проявления, pH, наряду с другими.

Предшествующее описание было представлено только с целью иллюстрации и описания изобретения и некоторых примеров его осуществления. Оно не является исчерпывающим или ограничивающим изобретение любой конкретной раскрытой формой. В свете изложенного возможны его многочисленные модификации и разновидности.

Предпочтительные аспекты были выбраны и описаны для наилучшего объяснения принципов изобретения и его практических приложений. Предыдущее описание предназначено для того, чтобы позволить другим специалистам в данной области техники наилучшим образом использовать изобретение в различных вариантах его осуществления и в различных модификациях, которые подходят для конкретного предложенного использования. Объем изобретения определяется в соответствии со следующей далее его формулой.

Изобретение относится к анализу пластовых флюидов для оценки и проверки геологической формации в целях разведки и разработки нефтяных или газовых скважин. Техническим результатом является повышение точности определения свойств скважинных флюидов. Для этого в одном варианте получают первый флюид в первом пункте в скважине. Захватывают первый флюид в устройство. Получают второй флюид во втором пункте в скважине. При по существу одинаковых скважинных условиях выполняют анализ флюидов упомянутым устройством в скважине для получения данных о свойствах флюидов. Квантифицируют неопределенность в полученных свойствах флюида. При этом устройство в одном варианте оборудовано скважинным инструментом, включающим в себя трубопровод с оптической ячейкой, избирательно действующее устройство, анализатор флюида и, по меньшей мере, один процессор. При этом избирательно действующее устройство связано с трубопроводом для обеспечения протока и захвата, по меньшей мере, первого и второго флюида через оптическую ячейку. Анализатор флюида оптически связан с ячейкой и выполнен для выработки данных о свойствах флюида в отношении первого и второго флюида, протекающего через ячейку. Процессор связан со скважинным инструментом и включает в себя средство для получения данных о свойствах флюида от скважинного инструмента. Причем данные о свойствах флюида вырабатываются в по существу одних и тех же скважинных условиях. При этом упомянутый процессор выполнен для квантифицирования неопределенности в свойствах флюида. 6 н. и 19 з.п. ф-лы, 27 ил., 3 табл.

1. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов из данных скважинных измерений, включающий в себя этапы, на которых
получают первый флюид в первом пункте в скважине,
захватывают первый флюид в устройство,
получают второй флюид во втором пункте в скважине,
при, по существу, одинаковых скважинных условиях выполняют анализ первого и второго флюидов упомянутым устройством в скважине для получения данных о свойстве флюида для первого и второго флюидов, при этом данные о свойстве флюида для первого и второго флюидов сохраняют и
получают соответствующие свойства флюида упомянутых флюидов на основе данных о свойстве флюида для первого и второго флюидов и квантифицируют неопределенность в полученных свойствах флюида.

2. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя этап, на котором сравнивают упомянутые флюиды на основании полученных свойств флюида и неопределенности в свойствах флюида.

3. Способ по п.1, в котором свойства флюидов представляют собой одно или несколько из цвета газированной нефти, плотности дегазированной сырой нефти, газового фактора и флуоресценции.

4. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором предоставляют результаты ответа, включающие в себя оптимизацию отбора проб упомянутым скважинным устройством на основании соответствующих свойств флюида, полученных для упомянутых флюидов.

5. Способ по п.1, в котором данные о свойстве флюида включают в себя оптическую плотность от одного или нескольких спектроскопических каналов устройства в скважине, при этом способ дополнительно включает в себя этап, на котором получают данные неопределенности в отношении оптической плотности.

6. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя этап, на котором размещают упомянутое устройство в скважине в положении на основании свойства флюида упомянутых флюидов.

7. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя этап, на котором квантифицируют уровень загрязнения и его неопределенность для каждого из упомянутых двух флюидов.

8. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя этап, на котором предоставляют результаты ответа на основании данных о свойствах флюида, включающих в себя одно или несколько из секционирования, градиентов состава и оптимального процесса отбора проб, относящихся к оценке и проверке геологической формации.

9. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя этапы, на которых обесцвечивают данные о свойстве флюида, определяют соответствующие составы упомянутых флюидов, получают объемную долю легких углеводородов для каждого из упомянутых флюидов и обеспечивают объемный коэффициент формации для каждого из упомянутых флюидов.

10. Способ по п.1, в котором данные о свойствах флюида получены из метанового канала и цветового канала скважинного спектрального анализатора.

11. Способ по п.10, дополнительно включающий в себя этап, на котором квантифицируют уровень загрязнения и его неопределенность для каждого из каналов для каждого флюида.

12. Способ по п.11, дополнительно включающий в себя этап, на котором получают линейную комбинацию уровней загрязнения для каналов и неопределенность в отношении объединенного уровня загрязнения для каждого флюида.

13. Способ по п.12, дополнительно включающий в себя этапы, на которых определяют состав каждого флюида, предсказывают газовый фактор для каждого флюида на основании состава каждого флюида и объединенного уровня загрязнения и получают неопределенность, связанную с предсказанным газовым фактором каждого флюида.

14. Способ по п.13, дополнительно включающий в себя этап, на котором сравнивают упомянутые флюиды на основании предсказанного газового фактора и полученной неопределенности каждого флюида.

15. Способ по п.14, в котором при сравнении определяют вероятность того, что упомянутые флюиды являются различными.

16. Способ по п.1, в котором при получении, по меньшей мере, первого и второго флюидов получают, по меньшей мере, один из первого и второго флюидов от земной формации, пройденной скважиной.

17. Способ по п.1, в котором при получении, по меньшей мере, первого и второго флюидов получают, по меньшей мере, один из первого и второго флюидов из первого источника, а другой - из первого и второго флюидов из иного второго источника.

18. Способ по п.17, в котором первый и второй источники включают в себя разные местоположения земной формации, пройденной скважиной.

19. Способ по п.17, в котором, по меньшей мере, один из первого и второго источников включает в себя сохраненный флюид.

20. Способ по п.17, в котором первый и второй источники включают в себя флюиды, полученные в разные моменты времени в одном и том же местоположении земной формации, пройденной скважиной.

21. Способ уменьшения систематических ошибок в скважинных данных, включающий в себя этапы, на которых получают пробу первого флюида, получают пробу второго флюида, получают скважинные данные последовательно для, по меньшей мере, первого и второго флюидов при, по существу, одних и тех же скважинных условиях устройством в скважине, получают соответствующие свойства флюида первого и второго флюидов на основе скважинных данных для первого и второго флюидов, сохраняют полученные свойства флюида и квантифицируют неопределенность в полученных свойствах флюида.

22. Система для характеризации пластовых флюидов и обеспечения результатов ответа на основании характеризации, включающая в себя скважинный инструмент, включающий в себя трубопровод с оптической ячейкой, избирательно действующее устройство, связанное с трубопроводом для обеспечения протока и захвата, по меньшей мере, первого и второго флюидов через оптическую ячейку, и анализатор флюида, оптически связанный с ячейкой и выполненный для выработки данных о свойствах флюида в отношении первого и второго флюидов, протекающих через ячейку, и по меньшей мере, один процессор, связанный со скважинным инструментом и включающий в себя средство для получения данных о свойствах флюида от скважинного инструмента, причем данные о свойствах флюида вырабатываются при первом и втором флюидах в, по существу, одних и тех же скважинных условиях, причем упомянутый процессор выполнен для получения соответствующих свойств флюида первого и второго флюидов на основании данных о свойствах флюида и для квантифицирования неопределенности в свойствах флюида.

23. Используемый компьютером носитель с читаемым компьютером программным кодом на нем, который при исполнении компьютером, приспособленным для использования со скважинной системой для характеризации скважинных флюидов, включает в себя получение данных о свойстве флюида для, по меньшей мере, первого и второго скважинных флюидов, причем данные о свойствах флюида первого и второго флюидов выработаны устройством в скважине при, по существу, одних и тех же скважинных условиях, вычисление соответствующих свойств флюида упомянутых флюидов на основании полученных данных, сохранение соответствующих свойств флюида и квантифицирование неопределенности в полученных свойствах флюида.

24. Способ уменьшения систематических ошибок в скважинных данных, включающий в себя этапы, на которых
последовательно отбирают устройством в скважине, по меньшей мере, первый флюид из первого источника, причем первый флюид сохраняют в трубопроводе при перемещении этого устройства ко второму источнику, захватывают второй флюид из второго источника, получают скважинные данные для, по меньшей мере, первого и второго флюидов при одних и тех же внешних условиях при последовательном прохождении скважинных флюидов через спектроскопический модуль упомянутого устройства, анализируют полученные скважинные данные посредством двух последовательных временных окон, получают соответствующие свойства флюида первого и второго флюидов на основе скважинных данных для первого и второго флюидов, сохраняют полученные свойства флюида и квантифицируют неопределенность в полученных свойствах флюида.

25. Устройство для характеризации скважинного флюида, включающее в себя
модуль анализа флюида, трубопровод для обеспечения протока флюидов, забранных из формации, через модуль анализа флюида, избирательно действующее устройство, структурированное и выполненное в отношении трубопровода для протока и захвата, по меньшей мере, первого и второго флюидов через модуль анализа флюида, при этом избирательно действующее устройство выполнено в виде вращающегося цилиндра, снабженного колбами с внутренними поршнями, при этом данный цилиндр структурирован для обеспечения связи с трубопроводом путем его вертикального смещения, по меньшей мере, один датчик, связанный с модулем анализа флюида для выработки данных о свойствах флюида для первого и второго флюидов при, по существу, одних и тех же скважинных условиях, и процессор для квантифицирования неопределенности в свойствах флюида.