Система и способы получения свойств скважинных флюидов и их неопределенности

Система и способы получения свойств скважинных флюидов и их неопределенности

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящая заявка испрашивает в соответствии с § 119 Раздела 35 Свода законов США приоритет по дате подачи предварительной заявки номер 60/642781 (Номер дела поверенного 60.1601), с указанием L.Venlcataramanan и других в качестве изобретателей, поданной 11 января 2005, которая включена 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 углеводородо-добывающих 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.

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 упомянутым 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 имеющие датчики такие, как измерители давления/температуры, встроенные в них для измерения свойств флюидов отобранных пластовых флюидов.

Испытания пласта опробователем пластов, спускаемым на колонне бурильных труб (ИОП), представляют собой скважинную технологию, используемую для определения давления в залежи, проницаемости, верхнего слоя или производительности залежей углеводорода. Внутрискважинные измерения давления используют при определении характеристик залежи, а конструкция колонны ИОП дает для моделирования залежи информацию о залежи из многочисленных зон при одном и том же испытании. Как техническое решение ИОП представляет собой один из общеизвестных способов проверки на наличие полостей в разведываемых скважинах. Однако, при глубинных или подобных установках, ИОП может быть экономически невыгодно, поскольку его стоимость часто сопоставима со стоимостью новой скважины. Кроме того, ИОП в некоторых случаях может оказывать воздействие на экологию. Как следствие этого, ИОП в некоторых случаях не является предпочтительным подходом к определению характеристик залежей углеводорода.

В настоящее время наличие полостей в залежах углеводорода устанавливают посредством измерений градиента давления. При этом наличие связи по давлению между слоями в геологических формациях, как предполагается, устанавливает наличие связи по потоку. Однако характеристика залежей на наличие полостей, основанная исключительно на связи по давлению, вызывает сложности, вследствие которых часто получаются неприемлемые результаты. Кроме того, залежи углеводорода также должны быть проанализированы для классификации состава флюида.

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 конечных продуктов, представляющих интерес, на основании предсказанных свойств флюида.

В предпочтительных вариантах осуществления изобретения данные от скважинных измерений такие, как спектроскопические данные, 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 квантифицирование уровней загрязнения в пластовых флюидах и определение неопределенностей, связанных с квантифицированными уровнями загрязнения для флюидов, будут 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.

Заявители также выявили, что уменьшение или устранение систематических ошибок в измеренных данных, посредством использования новых процедур выборки по настоящему изобретению, приведет к устойчивым и точным сравнениям пластовых флюидов, на основании предсказанных свойств флюида, которые менее чувствительны к ошибкам в измерениях скважинных данных.

В соответствии с изобретением один способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа из данных спектроскопии скважины включает в себя получение данных о свойстве флюида, по меньшей мере, для двух флюидов, причем данные о свойстве флюида, по меньшей мере, одного флюида получены от устройства в скважине. В реальном времени, с получением данных о свойстве флюида от скважинного устройства, получают соответствующие свойства флюидов для флюидов; квантифицируют неопределенности в полученных свойствах флюидов; и обеспечивают один или несколько результатов ответа, относящихся к оценке и проверке геологической формации. Данные о свойстве флюида могут включать в себя оптическую плотность от спектроскопического канала устройства в скважине, и настоящий вариант осуществления изобретения включает в себя получение данных неопределенности в отношении оптической плотности. В одном варианте осуществления изобретения устройство в скважине размещают в положении на основании свойства флюида для флюидов. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения свойства флюидов представляют собой одно или несколько из цвета газированной нефти, плотности дегазированной сырой нефти, ГФ и флуоресценции, а результаты ответа представляют собой один или несколько из секционирования, градиентов состава и оптимального процесса осуществления выборки, относящихся к оценке и проверке геологической формации. Один способ получения результатов ответа из свойств флюида одного или нескольких скважинных флюидов включает в себя получение данных о свойствах флюида для скважинного флюида из, по меньшей мере, двух источников; определение свойства флюида, соответствующего каждому из источников полученных данных; и квантифицирование неопределенности, связанной с определенными свойствами флюида. Данные о свойствах флюида могут быть получены из метанового канала и цветового канала скважинного спектрального анализатора. Уровень загрязнения и его неопределенность могут быть квантифицированы для каждого из каналов для скважинного флюида; может быть получена линейная комбинация уровней загрязнения для каналов и неопределенности в отношении объединенных уровней загрязнения; может быть определен состав скважинного флюида; ГФ для скважинного флюида может быть предсказан на основании состава скважинного флюида и объединенных уровней загрязнения; и может быть получена неопределенность, связанная с предсказанным ГФ. В одном предпочтительном варианте изобретения вероятность того, что два скважинных флюида являются различными, может быть определена на основании предсказанного ГФ и связанной неопределенности для двух флюидов. В другом предпочтительном варианте изобретения скважинный спектральный анализатор располагают для сбора первых и вторых данных о свойстве флюида. Первые данные о свойстве флюида получают из первого места скважинного спектрального анализатора, а вторые данные о свойстве флюида получают из второго места спектрального анализатора. В другом аспекте изобретения способ сравнения двух скважинных флюидов с одними и теми же или различными уровнями загрязнения и производство анализа скважинных флюидов в реальном времени на основе сравнения включает в себя сбор данных для двух скважинных флюидов с одними и теми же или различными уровнями загрязнения; определение соответствующих параметров загрязнения для каждого из двух флюидов на основании собранных данных; характеризацию флюидов на основании соответствующих параметров загрязнения; статистическое сравнение двух флюидов на основании характеризации этих двух флюидов и производство анализа скважинных флюидов, указывающего на углеводородную геологическую формацию углеводорода, на основании статистического сравнения этих двух флюидов. Одна система для характеризации пластовых флюидов и обеспечения результатов ответа на основании характеризации включает в себя скважинный инструмент с трубопроводом с оптической ячейкой, насос, связанный с трубопроводом, для подачи пластового флюида через оптическую ячейку, и анализатор флюида, оптически связанный с ячейкой и приспособленный для выработки данных о свойстве флюида в отношении пластового флюида, подаваемого через ячейку; и, по меньшей мере, один процессор, связанный со скважинным инструментом и имеющий средство для получения данных о свойстве флюида от скважинного инструмента и, в реальном времени с получением данных, определения из данных свойств флюида для флюидов и неопределенности, связанной с определенными свойствами, для обеспечения одного или нескольких результатов ответа в отношении геологических формаций. Используемый компьютером носитель с читаемым компьютером программным кодом на нем, который при исполнении компьютером, приспособленным для использования со скважинной системой для сравнения в реальном времени двух или большего числа флюидов, для обеспечения результатов ответа, полученных из сравнения, включает в себя получение данных о свойстве флюида, для, по меньшей мере, двух скважинных флюидов, причем данные о свойстве флюида, по меньшей мере, одного флюида получены от скважинной системы; и вычисление, в реальном времени с получением данных, соответствующих свойств флюида для флюидов, на основании полученных данных и неопределенности, связанной с вычисленными свойствами флюида, для обеспечения одного или нескольких результатов ответа в отношении геологических формаций.

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 предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения и являются частью описания. Вместе с нижеследующим изложением рисунки 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.4A-4Д - блок-схемы, представляющие предпочтительные способы сравнения скважинных флюидов в соответствии с настоящим изобретением и получения их результатов ответа.

Фиг.5 - графическое представление спектров оптического поглощения для трех флюидов, полученное в лаборатории. Пластовые флюиды А и B показаны синим и красным соответственно, а фильтрат бурового раствора показан зеленым.

Фиг.6A и 6Б - графические представления результатов Моделирования А с флюидами А и B, ранее упомянутыми на Фиг.5. На Фиг.6A показано фактическое загрязнение (черным) и оцененное загрязнение (синим) как функции времени для флюида А, а на Фиг.6Б показаны фактическое (черным) и оцененное (красным) загрязнения как функции времени для флюидов А и Б.

Фиг.7 - графическое представление сравнения цветов газированных флюидов для флюидов А (синим) и Б (красным), также упомянутым на Фиг.5 и 6A-Б выше. Пунктирные линии указывают измеренные данные, а сплошные линии показывают предсказанный цвет газированного флюида, с оцененной неопределенностью для этих двух флюидов. Эти два флюида статистически различны.

Фиг.8A и 8Б - графическое представление результатов Моделирования B с флюидами C (синим) и D (красным), показывающее фактическое загрязнение (черным) и оцененное загрязнение (синий/красный) как функции времени.

Фиг.9 - графическое представление сравнения цветов газированных флюидов для флюидов C (синим) и D (красным), также упомянутых на Фиг.8A-Б выше. Пунктирными линиями показаны измеренные данные, а сплошными линиями показан цвет газированного флюида с планками погрешности для двух флюидов. Статистически эти два флюида схожи в показателях цвета газированного флюида.

Фиг.10A - графическое представление примера измеренных (пунктирная линия) и предсказанных (сплошная линия) спектров сырого дегазированного углеводорода, а на Фиг.10Б представлена эмпирическая корреляция между критической длиной волны и спектром дегазированного сырого состояния.

Фиг.11A - графическое сравнение измеренных (пунктирные линии) и предсказанных (сплошные линии) дегазированных сырого состояния флюидов А (синим) и B (красным), а на Фиг.11Б представлено сравнение измеренных (пунктирные линии) и предсказанных (сплошные линии) спектров дегазированного сырого состояния флюидов C (синим) и D (красным). Флюиды были упомянуты выше. Флюиды А и B статистически различны, а флюиды C и D статистически схожи.

Фиг.12 - 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.13A - 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.13Б графически представлено расстояние K-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.14A - графическое представление ГФ, как функции загрязнения для флюидов А (синим) и B (красным); флюиды статистически весьма различны в показателях ГФ. На Фиг.14Б ГФ показан как функция загрязнения для флюидов C (синим) и D (красным); флюиды статистически идентичны в показателях ГФ. Флюиды были также упомянуты выше.

Фиг.15 - 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.16 - 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.15 выше.

Фиг.17 - 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.18 - 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.19 - 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.20A - графическая иллюстрация того, что ГФ флюидов в пунктах А (синим) и B (красным) статистически подобны, а на Фиг.20Б представлено, что ГФ флюидов в пунктах B (красным) и D (ярко-красным) также статистически подобны. Флюиды были предварительно упомянуты выше.

Фиг.21 - графическое представление данных оптической плотности из пункта A, соответствующих флюиду A, и данным из пункта B, соответствующим флюидам А и B.

Фиг.22 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.21). 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.23A - графическое изображение переднего фронта данных в пункте B (см. Фиг.21 и 22), соответствующих флюиду А, а Фиг.23B, 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.24 - графическое сравнение цветов газированных флюидов, оно показывает, что эти два флюида А и B (см. Фиг.21-23) нельзя отличить на основании цвета.

Фиг.25 - графическое сравнение спектров дегазированных сырых состояний, оно показывает, что эти два флюида А и B (см. Фиг.21-24) неразличимы в показателях цвета дегазированного сырого состояния.

На фигурах чертежей 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 соседние 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 загрязнение 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.

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 условиях 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 свойств 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 конце 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-, 2- 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 мод