Оборудование и способ отбора проб в пласте

Оборудование и способ отбора проб в пласте

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для отделения нефти и проб водного флюида от пластовой пробы нефти.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Большая часть мировых жидких углеводородных запасов находится в залежах тяжелой нефти и нефтеносных песков. В то время как некоторые из этих запасов можно извлечь посредством высоко геостойкой добычи, такой как добыча полезных ископаемых, эти процедуры, как правило, экономически целесообразные только для мелких ресурсов, очень дорогостоящи, являются источником сильных выбросов углекислого газа, используют большие объемы воды, а также влекут прочие экологические издержки. Большинство мировых запасов тяжелой нефти и битумов залегают слишком глубоко, чтобы их добыча была экономически целесообразна, поэтому в освоении буровых скважин преобладают способы добычи на месте. Обычная добыча на месте вязкой и низкокачественной нефти в настоящее время основана либо на первичной добыче, такой как холодная добыча тяжелой нефти, либо на способах термической добычи и/или добычи растворителем для увеличения подвижности нефти за счет уменьшения ее вязкости. Анализ изменчивости углеводородных запасов может зачастую требовать отбора пластовых проб с высокой частотой.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном общем воплощении система для отбора проб подземного пласта содержит прибор для отбора проб, в том числе цилиндрический элемент, который содержит закрытый удаленный конец и конечный элемент, который проходит от закрытого удаленного конца и выполнен с возможностью прохождения на первое расстояние за закрытый удаленный конец и проникновения в стенку подземного пласта на первую глубину; и систему отбора и извлечения проб, расположенную внутри цилиндрического элемента и выполненную с возможностью: проникновения через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента в подземный пласт на вторую глубину, которая больше, чем первая глубина; и извлечения пробы пластового материала или пластовых флюидов из пласта.

В первом аспекте, который комбинируется с общим воплощением, цилиндрический элемент дополнительно содержит внутреннюю полость и система отбора и извлечения проб содержит, по меньшей мере, одно из следующего: долото, выполненное с возможностью проникновения через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента и в подземный пласт на вторую глубину; или канюля, выполненная с возможностью проникать через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента в подземный пласт на вторую глубину.

Во втором аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, канюля содержит канюлю с боковым отверстием.

В третьем аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, первая глубина больше толщины, по меньшей мере, одного из загрязненных слоев, покрывающих стенку или интрудированных в пласт; и проба, по сути, свободна от загрязняющих веществ из загрязненного слоя.

В четвертом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, прибор для отбора проб выполнен с возможностью установки на инструменте, выполненном с возможностью опускания в буровую скважину, образованную в пласте.

В пятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, множество приборов для отбора проб выполнены с возможностью установки на инструменте, выполненном с возможностью опускания в буровую скважину, образованную в пласте.

В шестом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, закрытый удаленный конец цилиндрического элемента выполнен с возможностью раскрывания наружу подобно цветку в пласте после просверливания насквозь с помощью долота для отбора проб.

В седьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, закрытый удаленный конец цилиндрического элемента содержит выходное сечение, которое может быть просверлено насквозь после пробуривания цилиндрического элемента в пласт.

В восьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, проба содержит тяжелую нефть или битум, или пластовую воду, а система дополнительно содержит: устройство для извлечения, выполненное с возможностью извлекать тяжелую нефть или битум из пробы; и устройство анализа, выполненное с возможностью принимать извлеченные тяжелую нефть или битум и определять одно или более свойств извлеченных тяжелой нефти или битума.

В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство для извлечения извлекает тяжелую нефть или битум на месте в буровой скважине, а устройство анализа определяет указанное одно или более свойств извлеченных тяжелой нефти или битума на месте.

В десятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит вискозиметр или реометр, выполненный с возможностью определять абсолютную вязкость добываемых тяжелой нефти или раствора битума.

В другом общем воплощении система для отбора проб подземного пласта содержит прибор для отбора проб, в том числе цилиндрический элемент, который содержит закрытый удаленный конец и конечный элемент, который проходит от закрытого удаленного конца и выполнен с возможностью прохождения на первое расстояние за закрытый удаленный конец и проникновения в стенку подземного пласта на первую глубину; пробозаборную трубку, расположенную внутри цилиндрического элемента; проникающее устройство, расположенное внутри пробозаборной трубки и выполненное с возможностью проникать через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента в подземный пласт на вторую глубину, которая больше, чем первая глубина, при этом удаленный конец обеспечивает защиту от загрязненного слоя; устройство для ввода растворителя, выполненное с возможностью проходить от пробозаборной трубки и вводить спектроскопически чистый полярный растворитель в пласт, при этом растворитель извлекает пробу флюида из пласта; и насос, выполненный с возможностью выводить флюид из пласта в устройство для ввода растворителя, при этом флюид содержит растворитель и пробу флюида.

В первом аспекте, который комбинируется с общим воплощением, проба флюида содержит пробу нефти, пробу воды или пробу нефти и воды.

Во втором аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, проникающее устройство содержит долото или канюлю.

Третий аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно содержит устройство анализа, функционально соединенное с устройством для ввода растворителя и устройством извлечения, и выполненное с возможностью получать извлеченный флюид и определять одно или более свойств флюида на месте в пласте.

В четвертом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит: спектрометр или датчик, выполненный с возможностью определять концентрацию нефти или растворителя в пробе флюида; и вискозиметр, выполненный с возможностью определять вязкость нефти в пробе флюида.

В пятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит вискозиметр, выполненный с возможностью определять вязкость нефти в пробе флюида.

В шестом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит спектрометр или датчик, выполненный с возможностью определять спектральные свойства раствора флюида пласта и концентрацию нефти в пробе флюида.

В седьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит спектрометр, выполненный с возможностью определять спектральные свойства раствора пластового флюида.

В восьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит спектрометр, выполненный с возможностью определять спектральные свойства раствора пластового флюида и концентрацию воды в пробе флюида.

В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство для ввода растворителя содержит долото для отбора проб, выполненное с возможностью ввинчиваться в пласт.

В другом общем воплощении способ, выполняемый с любой из систем предыдущих общих воплощений, включает то, что в ответ на просверливание долотом для отбора проб через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента, удаленный конец раскрывается в пласте наружу подобно цветку.

Первый аспект, который комбинируется с общим воплощением, дополнительно включает то, что в ответ на просверливание долотом для отбора проб через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента, долото для отбора проб просверливает мягкий металл или компонент с полимерным концом.

Второй аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает определение свойства пробы флюида. Свойство может включать, по меньшей мере, одно из следующего: вязкость тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; нефтенасыщенность тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; водонасыщенность в пласте; АНИ тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; газосодержание (GOR) тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; объемный коэффициент или другой параметр давления, объема, температуры (PVT) тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; общая кислотность (TAN) тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; температура потери текучести тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; или коксуемость по Конрадсону тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида.

В третьем аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, определение свойства включает определение свойства с помощью многомерного анализа одного или нескольких спектральных откликов.

В четвертом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, указанный один или более спектральных откликов содержат один или более откликов, основанных на масс- или оптической спектроскопии, один или более откликов от «электронного носа» или один или более откликов на основе неспектроскопических датчиков.

В пятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, определение свойства включает определение свойства на месте в буровой скважине.

В шестом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, определение свойства включает определение свойства на земной поверхности после извлечения пробы флюида из ствола скважины.

Седьмой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает определение концентрации в нефти компонентов сырой нефти, в том числе алканы или ароматические углеводороды с помощью многомерного анализа спектральных откликов.

Восьмой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает оценку, по меньшей мере, одного из множества участков пласта или внутрипластовых барьеров с помощью концентраций, по меньшей мере, одного из насыщенных углеводородов, ароматических углеводородов или тиоароматических соединений.

В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, ароматические углеводороды или тиоароматические соединения содержат, по меньшей мере, одно из соединений: алкилбензол, алкилнафталин, алкилбензотиофен, алкилдибензотиофен или алкилфенантрен.

Десятый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение пробы нефти из пласта с помощью гидрофобного растворителя.

Одиннадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение пробы воды из пласта с помощью гидрофильного растворителя.

Двенадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение проб комбинированной нефти и воды из пласта с помощью смеси гидрофобного и гидрофильного растворителя.

Тринадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение проб комбинированной нефти и воды из пласта с помощью смеси дихлорметана и метанола.

Четырнадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает, по меньшей мере, одно из следующего: извлечение пробы нефти из пласта с помощью, по меньшей мере, одного из веществ: гексана, толуола, дихлорметана (DCM), хлороформа, четыреххлористого углерода или сероуглерода; или извлечение пробы нефти из пласта с помощью изотопно-меченных углеводородов, которые имеют характерные спектрометрические свойства, отличные от свойств сырой нефти.

Пятнадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение пробы воды из пласта с помощью, по меньшей мере, одного из простых спиртов, смеси спиртов или кетона, которые имеют характерные спектрометрические свойства, отличные от свойств воды.

В другом общем воплощении способ включает: выбор аналитического метода; анализ набора калибровочных масел; и анализ проб набора калибровочных масел для химического состава с использованием системы датчиков.

В первом аспекте, который комбинируется с общим воплощением, выбранный способ способен отличать различия химического состава в сырой нефти, необходимые для оценки вязкости посредством химических индикаторов.

Во втором аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, выбор аналитического метода включает, по меньшей мере, один из следующего: оценка, по меньшей мере, одного типа химического соединения или разницы молекулярной массы, основанной на составе нефти; или идентификация и контроль геохимических процессов или свойств, контролирующих вязкость нефти.

В третьем аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, геохимические процессы включают биоразложение нефти, нефтематеринские свойства или зрелость.

Четвертый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает определение данных вязкости, чтобы обеспечить многомерное преобразование, которое преобразует геохимические результаты в вязкости с помощью, по меньшей мере, многомерных статистик или анализа нейронной сети.

Пятый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает геохимический анализ нефти, извлеченной из искусственного керна, или отбор шлама.

Шестой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает преобразование результатов геохимического анализа посредством функции многомерного преобразования в вязкость (или оценку другого свойства флюида).

В седьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, измерения вязкости дегазированной нефти используются в качестве калибровочных данных (например, когда нужно оценить вязкость).

В восьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, измерения вязкости газированной нефти используются в качестве калибровочных данных (например, когда нужно оценить вязкость).

В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, система датчиков содержит, по меньшей мере, один из следующего: датчик массы; инфракрасный датчик; датчик УФ-излучения; система на основе газовой хроматографии (GC) или хромато-масс-спектрометрии; система спектрометрии подвижности ионов; система оптической спектроскопии; система «электронный нос»; система спектроскопии комбинационного рассеяния; система лазерно-индуцированной флуоресцентной спектрометрии; система лазерной абсорбционной спектроскопии внутрирезонаторного затухания; или система спектроскопии резонансной ионизации.

В десятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, датчик представляет собой инфракрасный датчик, а матрица свойств нефти или битума представляет собой эффективное поглощение или передачу нефтяного раствора в растворителе при различных длинах волн, дальних от инфракрасного диапазона или близких к нему.

В одиннадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, датчик представляет собой масс-спектрометр, а свойствами нефти или битума являются относительные высоты пиков при различных молекулярных массах.

В двенадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, датчик представляет собой «электронный нос», а спектр данных содержит набор откликов от каждого сенсорного элемента, каждого элемента, реагирующего на набор конкретных типов компонентов.

В тринадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, сенсорные элементы могут быть выбраны таким образом, чтобы быть сенсорными к конкретным компонентам нефти, которые являются известными индикаторами оценки вязкости или другого свойства флюида.

В четырнадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, компоненты нефти содержат, по меньшей мере, один из легких углеводородов C1-C5, промежуточные углеводороды C6-C11 или С12-С40 углеводороды.

В пятнадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, компоненты нефти содержат конкретные показатели уровня биодеградации; или конкретные алканы и ароматические углеводороды, в том числе конкретные алкилароматические соединения.

В шестнадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, конкретные показатели уровня биодеградации включают определение асфальтенов, смол или тиоароматических соединений.

В другом общем воплощении способ включает опускание в забой скважины каротажного инструмента, в том числе один или более пробоотборников, система очистки и долото зонда для отбора проб в скважину до тех пор, пока, по меньшей мере, один пробоотборник не займет правильное положение в подземном пласте; продвижение системы очистки в пласт, счищая фильтрат бурового раствора и загрязненные материалы пласта в столб бурового раствора; продвижение долота зонда для отбора проб в пласт; и ввод растворителя в пласт из емкости с растворителем.

В первом аспекте, который комбинируется с общим воплощением, долото зонда для отбора проб продвигают посредством просверливания пластиковой или изготовленной из мягкого металла концевой пластины фильтратного очистителя системы очистки.

Во втором аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, указанный один или более пробоотборников содержат 10-20 пробоотборников.

В третьем аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, во время размещения пробоотборник герметизирован относительно околоскважинного пространства посредством металлического или пластикового уплотнения.

Четвертый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает ввод растворителя с помощью электрического, двухпоршневого, поршневого насоса, который как подает, так и выводит растворитель через трубы и отверстия в долоте.

В пятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, ввод растворителя включает ввод растворителя в одно или оба отверстия или протекание из одного отверстия через пласт в другое.

Шестой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает протекание растворителя обратно через долото к аналитическому датчику.

Седьмой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает проверку с помощью датчика пробы при пластовом давлении и температуре, поддерживаемой в полимерной мембране посредством канала выравнивания давления внешней среды.

Восьмой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает герметизацию или хранение пробы, извлеченной растворителем, в пробоотборном контейнере.

В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, пробоотборный контейнер герметизирует с помощью электрически поворачиваемых клапанов.

Десятый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает запись и хранение аналитических данных, полученных от датчика, в электронной модели данных.

Одиннадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает втягивание пробоотборника в инструмент и размещение нового пробоотборника.

Различные воплощения системы для отбора пластовых проб в соответствии с настоящим раскрытием могут содержать один или более из следующих признаков и/или преимуществ. Например, система может допускать отбор проб на месте тяжелой нефти и битумов, которые не фонтанируют естественным путем из пласта в ствол скважины. Для более точного отбора проб система также может предусматривать, например, очистку стенки ствола скважины перед отбором пробы, тем самым обеспечивая получение чистых проб на месте. В другом примере во время извлечения нефти (и воды) растворителем из пласта можно получить на месте данные флюида и (по меньшей мере, частично) преодолеть проблемы, связанные с использованием поточного инструмента отбора проб в пластах тяжелой нефти и битума, в которых флюид может не течь. Дополнительно, как способы химической (на основе индикаторов) корреляции, так и способы непосредственного измерения вязкости на основе смеси растворителя на месте могут затем использоваться для получения достоверных измерений вязкости или других свойств флюида.

Эти общие и конкретные аспекты можно реализовать с помощью устройства, системы или способа, или любых комбинаций устройств, систем или способов. Детали одного или нескольких воплощений изложены в прилагаемых чертежах и описании, приведенном ниже. Другие признаки, цели и преимущества будут очевидны из описания и чертежей, а также из формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

ФИГ. 1 иллюстрирует пример скважинной системы (например, на месте) с прибором для отбора проб, устройством для извлечения и устройством анализа;

ФИГ. 2A-2E иллюстрируют виды типовых приборов для отбора проб во время извлечения;

ФИГ. 3А-3В схематически иллюстрируют пример извлечения пластового флюида и системы анализа;

ФИГ. 4 иллюстрирует продолжение схемы примера извлечения пластового флюида и системы анализа, показывающую систему долота для отбора проб;

ФИГ. 5A иллюстрирует пример работы типового прибора для отбора проб, показанного на ФИГ. 3A-3B и 4;

ФИГ. 5B иллюстрирует пример работы для нефтеносного участка посредством химического анализа и хемометрики;

ФИГ. 6 иллюстрирует геохимические шаги глубины в зависимости от профиля концентрации алкилароматических углеводородов, полученного из анализа проб горных пород в пласте тяжелой нефти, и определяет гидродинамический барьер из-за сланца или другого почвенного горизонта с низкой проницаемостью;

ФИГ. 7 иллюстрирует вязкость дегазированной нефти и химический состав для битумов в залежи месторождения Bluesky на реке Пис;

ФИГ. 8 иллюстрирует измеренную (ось Х - с использованием вискозиметра) и расчетную (ось Y - с использованием данных инфракрасной спектроскопии на основе преобразования Фурье (FTIR)) логарифмическую вязкость нефти для серии битумов Альберты в присутствии воды и загрязнений CO₂ с помощью небольшого портативного FTIR спектрометра, анализирующего пары нефти в простой паровой системе отбора проб;

ФИГ. 9A-9B иллюстрируют другой вариант воплощения прибора для отбора проб; и

ФИГ. 10 иллюстрирует типовой вариант воплощения устройства для извлечения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение рассматривает извлечение нефти или битумов, а также определение вязкости битумов и тяжелой нефти на месте в буровой скважине и в режиме реального времени на буровой площадке. Измерение вязкости нефти на месте может быть предпочтительнее наземных измерений, так как оно исключает большинство проблем, связанных с деградацией пробы, особенно потерю летучих газов и газов, растворенных в нефти, во время извлечения пробы, транспортировки, хранения, подготовки и анализа в лабораторных условиях. В настоящем раскрытии описывается система отбора проб и аналитическое устройство для определения вязкости нефти в нефти, извлеченной растворителем. Вязкость нефти или другое свойство можно определить на месте при условиях давления и температуры в подземном пласте или в поверхностных условиях, в лаборатории или в другом месте, в том числе на буровой установке.

Поток углеводородов в пласт контролируется посредством естественных или индуцированных градиентов потенциала флюида и подвижности флюида в пласте. Для тяжелой нефти и битумов ключевым параметром при контроле добычи является изменение коэффициента подвижности, определяемого как отношение проницаемости породы по нефти, деленное на вязкость нефти. В залежах тяжелой нефти и битумов подвижность нефти контролируется посредством коэффициентов вариации вязкости нефти в большей степени, чем в обычных нефтяных залежах, где коэффициент вариации проницаемости обычно преобладает над коэффициентом вариации подвижности нефти.

Относительная проницаемость породы по нефти зависит от нескольких факторов, но главным образом связана с нефтенасыщенностью в пласте (So). Вязкость нефтяной фазы в месторождениях тяжелой нефти является функцией независимых параметров (1) оригинальное качество нефти или генетический характер; (2) степень биораспада; и (3) добавление и смешивание нефти с остаточной, вторичной насыщенностью в пласт. В залежах тяжелой нефти вязкость нефти обычно изменяется на несколько порядков вдоль мощности пласта или даже за пределами одной горизонтальной добывающей скважины. Эти существенные различия часто не учитываются (например, вязкость нефтяной фазы часто берется как постоянная для всего пласта) при разработке стратегии добычи или размещении скважин для процессов добычи, даже если эти изменения могут оказывать существенное воздействие на добычу. Это связано с трудностью измерения этих изменений с достаточной точностью. Слабое извлечение и неточный расчет плана добычи, встречающиеся во многих текущих операциях термической или холодной добычи, могут быть частично связаны с тем, что не учитываются естественные изменения в качестве нефти в залежах тяжелой нефти и битумов при проектировании и оптимизации стратегий добычи.

В залежах тяжелой нефти и битумов с высоким градиентом изменения состава надлежащий анализ изменения качества флюида в дополнение к комплексной характеристике свойств пласта могут способствовать геологически адаптированной разработке способов добычи, в том числе размещению скважин и оптимизации стратегий добычи для каждого пласта, чтобы уменьшить эксплуатационные расходы и улучшить добычу этой вязкой нефти. Определение абсолютной вязкости нефти и изменение вязкости в зависимости от положения в скважине (вертикальное и боковое) в режиме реального времени позволит принимать решения в режиме реального времени, в то время как установка находится на буровой площадке. Определение на участке вязкости и насыщенности флюидом тяжелой нефти и битумов позволяет осуществить несколько различных полевых исследований: (1) решения о том, следует ли проводить пробную эксплуатацию скважины для улучшения технологических показателей разработки или о вероятности успешного отбора пробы флюида, можно принять на основе реальных проб флюида, полученных в режиме реального времени на буровой площадке; (2) решения о том, где разместить горизонтальную часть скважины можно принять, исходя из анализа изменения характеристик флюида вертикальной части скважины, способствуя размещению скважины холодной добычи на буровой площадке, в то время как установка все еще находится на участке; (3) можно получить наиболее точные возможные данные о вязкости без хранения проб и артефактов добычи и; (4) доступность оперативных данных о вязкости нефти для облегчения проектировании процессов добычи и проектировании наземных сооружений.

В залежах тяжелой нефти или битумов вязкость нефтяной фазы может изменяться на целых два порядка амплитуды в вертикальных пластах мощностью <50 м. Изменение амплитуды вязкости приближается или превышает изменение проницаемости во многих пластах. В то время как термическая добыча уменьшает вязкость и градиенты вязкости в залежах тяжелой нефти, градиентами вязкости не пренебрегают, даже при температуре пара и, таким образом, точная оценка вязкости нефти и относительных проницаемостей при режиме процесса необходима для того, чтобы принимать верные решения по эксплуатации месторождения и оптимизации подходов технологии добычи к стратегии развития, в том числе для размещения скважин. Эти факторы требуют наличия высококачественных данных о вязкости при вертикальном разрешении между точками ввода данных, менее чем 5 м. Таким образом, сейсмические или другие наземные методы с гораздо большим пространственным разрешением будут ограничены предоставлением объемных, а не пространственно-разрешенных характеристик пласта.

Экономическая эффективность различных стратегий развития добычи тяжелой нефти и битума в значительной степени зависит и теоретически контролируется вязкостью нефти, а также наличием надежных барьеров проницаемости флюида (гидродинамических) внутри пласта. Кернограмма (например, гамма-каротаж, удельное сопротивление) может указывать на присутствие сланцевого слоя, карбонатного сцементированного слоя или других потенциальных барьеров внутри пласта, где они пересекают скважину, но логарифм не может использоваться для определения того, является ли данный стратиграфический слой эффективным барьером миграции флюида с низкой эффективной проницаемостью на обширной боковой площади. С другой стороны, повороты или шаги в связанном с глубиной логарифме химических и/или физических свойств тяжелой нефти или битума в высокоразрешающем вертикальном профиле могут указывать на наличие барьера или перегородки для потока флюида, независимо от того, является ли такой барьер видимым или проявляется на кернограмме или иным образом. Например, ФИГ. 6 иллюстрирует геохимические шаги в глубину в зависимости от профиля концентрации алкилароматических углеводородов, полученного из анализа проб горных пород в залежи тяжелой нефти, определяет гидродинамический барьер в связи с тонким сланцем или другим почвенным горизонтом с низкой проницаемостью.

В течение геологического периода неспособность смешивать флюиды за надежным барьером приведет к композиционному этапу, на котором разную нефть загружают в разные отсеки или на котором биодеградация по-разному изменяет нефть в разных отсеках. Обнаружение в реальном времени эффективных барьеров потока флюида требует углубленных знаний химии нефти или битума и/или высококачественного определения вязкости нефти с пространственным разрешением отбора проб, по меньшей мере, около 1 до 5 м по вертикали и каждые 50-100 м в сторону, в случае горизонтальной скважины. В то время как такие подходы ссылаются на анализ керна, анализ таких составных этапов в реальном времени на месте был бы значительным прогрессом, а способ, описанный в настоящем документе, позволил бы это. В то время как ФИГ. 6 иллюстрирует, по сути, пошаговое содержание концентраций алкилнафталина, в других условиях могут быть использованы другие соединения, выбранные на основании того, что по периметру пласта присутствуют существенно различные концентрации, а в некоторых случаях могут использоваться статистические методы сравнения состава нефти на территории предполагаемых границ отсека (например, t-критерий). Для создания таких профилей необходим спот анализ многих проб на месте.

ФИГ. 1 иллюстрирует пример системы 100 забоя скважины (например, на месте), содержащий скважинный инструмент 112 с прибором для отбора проб 114, устройство для извлечения 116, а также устройство анализа 118. Как проиллюстрировано на данной фигуре, ствол скважины 102 определяет границы буровой скважины 120 от земной поверхности 104 к одному или нескольким подземным пластам 106 (например, геологические образования и/или залежи) и обеспечивает более легкую и более эффективную добычу любых углеводородов, расположенных в таких подземных формациях. Буровая компоновка 108 (часть которой проиллюстрирована) может использоваться для образования буровой скважины 120, идущей от земной поверхности 104 и через одну или более геологических формаций в земле. Хотя на фигуре проиллюстрирована земная поверхность 104, в некоторых вариантах воплощения земная поверхность 104 может быть океаном, заливом, морем или любым другим водоемом, под которыми могут быть найдены нефтеносные формации. Одним словом, ссылка на земную поверхность 104 включает как землю, так и водные поверхности и предполагает образование и/или разработку одного или нескольких стволов скважины 102 на одном или обоих участках.

В некоторых вариантах воплощения система 100, ствол скважины 102 могут быть обсажены одной или несколькими эксплуатационными колоннами (не показаны). Например, ствол скважины 102 может содержать направляющую обсадную колонну, которая идет от земной поверхности 104 прямо в землю; направляющую обсадную колонну, которая может ограждать немного меньшие буровые скважины (по отношению к направляющей обсадной колонне) и защищать ствол скважины 102 от проникновения, например, пресноводных водоносных горизонтов, расположенных рядом с земной поверхностью 104; а также эксплуатационную обсадную колонну, которая может ограждать еще меньшие буровые скважины (по отношению к кондукторной обсадной колонне) и предотвращать циркуляцию флюидов (например, углеводородных флюидов) из подземного пласта 106 к земной поверхности 104.

Хотя, по сути, проиллюстрирован вертикальный ствол скважины 102, в некоторых вариантах воплощения ствол скважины 102 может быть смещен относительно вертикали (например, наклонный ствол скважины). Также дополнительно, в некоторых воплощениях ствол скважины 102 может быть ступенчатым, таким, где часть просверливается вертикально вниз, а затем часть изгибается, по сути, в горизонтальный ствол скважины. По сути, горизонтальная часть ствола скважины может затем быть повернута вниз ко второй, по сути, вертикальной части, которая затем поворачивается ко второй, по сути, горизонтальной части ствола скважины. Дополнительные, по сути, вертикальные и горизонтальные части ствола скважины могут быть добавлены в зависимости, например, от типа земной поверхности 104, глубины одного или нескольких разрабатываемых подземных пластов 106, глубины одного или нескольких продуктивных подземных пластов и/или других критериев.

Скважинный инструмент 112 может быть опущен в ствол скважины 102 с помощью проводника 110. Проводник 110 может представлять собой, например, одножильный или многожильный провод или кабель, такой как канатный, тросовый или другой электрический проводник. Проводник 110 может также представлять собой, например, трубы, такие как гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра или другой формы непрерывной трубы, намотанной на пьедестал фонтанной арматуры, который содержит электрический проводник или гидравлический трубопровод.

Проиллюстрированный скважинный инструмент 112 содержит прибор для отбора проб 114, устройство для извлечения 116 и устройство анализа 118. Хотя «инструмент» проиллюстрирован как единый, один или более компонентов 114, 116, и 118 могут быть отдельными скважинными компонентами или могут быть сгруппированы с другими скважинными инструментами, такими как, например, забойная компоновка бурильной колонны, каротажный инструмент, зонд для измерений во время бурения или другой скважинный инструмент.

На верхнем уровне прибор для отбора проб 114 может эксплуатироваться для удаления части подземного пласта 106 (например, проба керна, проба флюида или другой части пласта 106) и отбора части в прибор 112 для дальнейшего анализа. Например, когда он получен, один или более флюидов или других частей могут быть извлечены из пробы с помощью устройства для извлечения 116 и проанализированы с помощью устройства анализа 118, как дополнительно описано со ссылкой на ФИГ. 2A-2E, 3A-3B, 4, 5, 9 и 10.

ФИГ. 2A-2E иллюстрируют виды типового прибора для отбора проб 114, описанного выше со ссылкой на ФИГ. 1. Со ссылко