Способ получения характеристик углеводородных пласт-коллекторов

Способ получения характеристик углеводородных пласт-коллекторов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПРЕДПОСЫЛКИ

[0001] Настоящее описание относится к способам и устройствам получения характеристик углеводородных пласт-коллекторов. Более детально, настоящее описание относится к пониманию строения месторождений, однако не ограничивается им.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0002] Положения, изложенные здесь, приводят информацию в соответствии с настоящим изобретением и не могут считаться предшествующим уровнем техники, и могут раскрывать некоторые воплощения, иллюстрирующие изобретение.

[0003] Нефть содержит комплексную смесь углеводородов разной молекулярной массы, а также другие органические соединения. Точный молекулярный состав нефти меняется в широких пределах от формации к формации. Соотношение углеводородов в смеси высоковариабельно и находится в диапазоне от более чем 97% масс. в легкой нефти до менее чем 50% в тяжелой нефти и битумах. Углеводороды в нефти в основном являются алканами (линейными или разветвленными), циклоалканами, ароматическими углеводородами или более составными соединениями, такими как асфальтены. Другие органические соединения в нефти обычно содержат азот, кислород и серу, а также следы металлов, таких как железо, никель, медь и ванадий.

[0004] Нефть обычно характеризуется SARA фракционированием, где асфальтены удалены осаждением с парафиновым растворителем, и деасфальтированная нефть разделена хроматографической сепарацией на насыщенные, ароматические углеводороды и смолы.

[0005] Насыщенные углеводороды включают алканы и циклоалканы. Алканы, также известные как парафины, являются разделенными углеводородами с линейными или разветвленными цепочками, содержащими только углерод и водород, и имеют общую формулу C_nH_2n+2. Они обычно имеют от 5 до 40 углеродных атомов на молекулу, однако в жидких смесях может присутствовать меньшее их количество или более короткие молекулы. Затем, газовая фаза может включать много коротких углеводородов. Алканы включают метан (CH₄), этан (C₂H₆), пропан (C₃H₈), изобутан (iC₄H₁₀), н-бутан (nC₄H₁₀), изопентан (iC₅H₁₂), н-пентан (nC₅H₁₂), гексан (C₆H₁₄), гептан (C₇H₁₆), октан (C₈H₁₈), нонан (C₉H₂₀), декан (C₁₀H₂₂), гендекан (C₁₁H₂₄), также называемый эндекан или андекан, додекан (C₁₂H₂₆), тридекан (C₁₃H₂₈), тетрадекан (C₁₄H₃₀), пентадекан (C₁₅H₃₂) и гексадекан (C₁₆H₃₄). Циклоалканы, также известные как нафтены, являются насыщенными углеводородами, имеющими одно или больше углеродных колец, к которым присоединены водородные атомы в соответствии с формулой C_nH_2n. Циклоалканы имеют свойства, схожие с алканами, однако имеют более высокие температуры кипения. Циклоалканы включают циклопропан (C₃H₆), циклобутан (C₄H₈), циклопентан (C₅H₁₀), циклогексан (C₆H₁₂), циклогептан (C₇H₁₄) и так далее.

[0006] Ароматические углеводороды являются ненасыщенными углеводородами, имеющими одно или больше плоских шестиуглеродных колец, называемых бензоловым кольцом, к которому присоединены водородные атомы по формуле C_nH_m, где n>m. Они тяготеют к горению с копотью, и многие из них имеют приятный запах. Ароматические углеводороды включают бензол (C₆H₆) и производны от бензола так же, как полиароматические углеводороды. В дополнение к этому, смолы увеличивают жидкую фазу диэлектрической постоянной, в результате чего асфальтены стабилизируются.

[0007] Смолы являются в основном полярными и ароматическими видами, представленными в деасфальтированных нефтях, и, предположительно, вносят свой вклад в улучшение растворимости асфальтенов в сырой нефти с помощью растворения полярных и ароматических порций асфальтеновых молекул и агрегатов.

[0008] Асфальтены нерастворимы в н-алканах (таких, как н-пентан или н-гептан) и растворимы в толуоле. Соотношение C:H около 1:1,2, в зависимости от источника асфальтенов. В отличие от большинства углеводородных соединений асфальтены обычно содержат несколько процентов других атомов (называемых гетероатомами), таких как сера, азот, кислород, ванадий и никель. Тяжелые нефти и битуминозные пески содержат немного большие пропорции асфальтенов, чем средние API-нефти или легкие нефти. Конденсаты асфальтенов виртуально лишены. Насколько асфальтеновая структура связана, специалисты согласны с тем, что некоторые из атомов углерода и водорода находятся в кольцеподобных ароматических группах, содержащих также гетероатомы. Алкановые цепочки и циклические алканы содержат остальную часть атомов углерода и водорода и присоединены к кольцевым группам. Асфальтены показаны как имеющие распределение молекулярной массы в диапазоне от 300 до 1400 г/моль со средним значением около 750 г/моль. Это согласуется с содержанием в молекуле семи или восьми сшитых ароматических колец и диапазоном с молекулами, содержащими от четырех до десяти колец.

[0009] Также известно, что молекулы асфальтена агрегируют в формы наноагрегатов и кластеры. Прохождение агрегации зависит от типа растворителя. Были проведены лабораторные исследования асфальтеновых молекул, растворенных в растворителе, таком как толуол. Асфальтеновые молекулы были распущены в крайне малой концентрации (ниже 10^-4 массовой доли) в настоящем растворе. В более высоких концентрациях (порядка 10^-4 массовой доли) асфальтеновые молекулы соединялись вместе в форме наноагрегатов. Эти наноагрегаты распределялись во флюиде как наноколлоид, означающий размер частичек асфальтена порядка нанометров, распределенных в сплошной жидкой фазе растворителя. Еще более высокие концентрации (порядка 5×10^-3 массовой доли) приводили к формированию наноагрегатами асфальтена кластеров, остающихся стабильными в виде коллоидного раствора в жидкой фазе растворителя. Более высокие концентрации (порядка 5×10^-2 массовой доли) приводили к флокуляции асфальтеновых кластеров в комки (или флокулы), которые не могли находиться в стабильной коллоидной форме и осаждались из толуола. В сырой нефти асфальтены демонстрируют похожее агрегативное поведение. Однако при концентрации более высокой (порядка 5×10^-2 массовой доли), нежели вызывающая флокуляцию в толуоле асфальтеновых кластеров, их стабильность может продолжаться из-за того, что кластеры формируют стабильную вязкоэластичную сеть в сырой нефти. При еще более высокой концентрации асфальтеновые кластеры флокулируют в комки (флокулы), которые не могут находиться в стабильной коллоидной форме и осаждаются из сырой нефти.

[0010] Содержание асфальтена играет важную роль в определении вязкости тяжелых нефтей. Тяжелые нефти - это сырые нефти с высокой вязкостью (обычно около 10 cП) и низкой плотностью (обычно ниже 22,3° API). Тяжелая нефть обычно требует расширенного восстановительного процесса для совладания с ее высокой вязкостью. Симуляция, планирование и выполнение такого расширенного восстановительного процесса для нефти критически зависят от точности знаний о поведении фазы и свойствах флюида, особенно вязкости, этих нефтей в разнообразных температурных и барических условиях. Однако поскольку вязкость тяжелых нефтей в основном возрастает экспоненциально по наличию содержания асфальтенов, множество месторождений тяжелых нефтей демонстрирует весьма широкие изменения вязкости с глубиной. Обычная симуляция месторождения (такая, как симулятор месторождения ECLIPSE от Sclumberger Technology Corporation of Sugar Lands, Texas, USA) обычно не учитывает множество факторов большого изменения вязкости с глубиной в тяжелонефтяных месторождениях, включающих:

(1) асфальтеновые наноколлоидные структуры были недостаточно понятны вплоть до предложения модели асфальтенов Йена-Муллина;

(2) кубическое уравнение состояния (УС) является вариантом УС Ван-дер-Ваальса, выведенным из уравнения идеального газа и не предназначенным для асфальтенов; и

(3) отсутствует ясный путь для получения асфальтеновых кластеров в классическом кубическом УС.

[0011] Поэтому существует необходимость в способе, технологическом процессе, системе и поддерживающей аппаратуре для получения характеристик свойств флюида, в частности вязкости, месторождений тяжелой нефти, таких, чтобы классические симуляторы месторождений могли бы быть дополнены для возможности симуляции процессов добычи тяжелой нефти, в частности, учитывая содержание асфальтенов и вязкостный градиент.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0012] Данное краткое изложение обеспечивает введение в выбор концептов, ниже раскрытых детально. Данное изложение не предполагает ключевое или существенное раскрытие черт заявленного предмета и предназначено только лишь для использования во вспомогательных целях, ограниченных объемом заявляемого предмета.

[0013] Реализация изобретения предусматривает точную характеризацию композиционных компонентов и флюидных свойств в разных участках пласт-коллектора с тем, чтобы провести анализ строения пласт-коллектора и симуляцию пласт-коллектора, включая прогнозирование вязкости флюидов месторождения как функции места в пласт-коллекторе тяжелой нефти.

[0014] В соответствии с настоящим изобретением буровой инструмент, расположенный в стволе, проходя пласт-коллектор, обнаруживает один или больше образцов флюида в пласт-коллекторе. Образец(ы) флюидов анализируется флюидальным анализом (который может быть скважинным анализом и/или лабораторным флюидальным анализом) для определения свойств (включая концентрацию асфальтенов) образца(ов) флюида. Используется по меньшей мере одна модель для прогнозирования асфальтеновой концентрации как функции местоположения в пласт-коллекторе. Спрогнозированная концентрация асфальтенов сравнивается с соответствующей концентрацией, измеренной флюдальным анализом, для выявления идентичности асфальтенов из флюидальных образцов конкретным типам асфальтенов (к примеру, группам кластеров асфальтенов в тяжелой нефти). Если она подтверждается, вязкостная модель используется для получения вязкости пластовых флюидов как функции местоположения пласт-коллектора. Вязкостная модель допустима для больших градиентов вязкости пластовых флюидов как функции глубины. Результат вязкостной модели (и/или ее части) может быть использован для понимания потоков пласт-коллектора и симуляции пласт-коллектора.

[0015] В одной из реализаций изобретения вязкостная модель уточнена в соответствии с вязкостью образца флюида, измеренной флюидальным анализом.

[0016] В другой реализации изобретения вязкостная модель реализована соответствующим модельным состоянием вязкости, при этом соответственное модельное состояние вязкости моделируется вязкостью смеси (подвижной тяжелой нефти), основанной на соответствующей теории состояния, прогнозирующей вязкость смеси как функцию от температуры, давления, состава смеси, псевдокритических свойств смеси и вязкости контрольного вещества, оцениваемых при соответствующих давлении и температуре. Соответствующее модельное состояние вязкости может быть получено следующей формулой:

,

где μ_m(P, T) - вязкость смеси (подвижной тяжелой нефти);

μ₀(P_o, T_o) - вязкость соответствующего флюида при соответствующих температуре и давлении;

T_cm - критическая температура смеси (подвижной тяжелой нефти);

T_co - критическая температура эталонного флюида;

P_cm - критическое давление смеси;

P_co - критическое давление эталонного флюида;

MW_m - молекулярная масса смеси; и

MW_o - молекулярная масса эталонного флюида;

α_m - параметр смеси; и

α₀ - параметр эталонного флюида.

По меньшей мере один псевдокритический параметр смеси (такой, как критическая температура или критическое давление) может быть получен как свободный параметр модели вязкости, скорректированный корректирующим процессом в соответствии с вязкостью образца флюида, измеренной флюидальным анализом. Параметр MW_m представляет молекулярную массу смеси, которая может иметь значение в диапазоне значительно менее чем 60000 г/моль (предпочтительно значение в диапазоне между 1500 и 3000 г/моль).

[0017] Другие реализации изобретения таких вязкостных моделей детально установлены ниже четырежды.

[0018] Дополнительные объекты и усовершенствования изобретения будут понятны специалистам в области техники со ссылками на детальные описания, данные в сочетании с прилагаемыми иллюстрациями.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0019] Фиг.1A - схематическая диаграмма примерной системы анализа нефтяного пласт-коллектора в соответствии с настоящим приложением.

[0020] Фиг.1B - схематическая диаграмма примерного модуля флюидального анализа, пригодного для использования в буровом инструменте на фиг.1A.

Фиг.2A-2G, вместе, представляют собой блок-схему операций по анализу данных, включающую флюидальные измерения в стволе на нескольких разных измерительных станциях во время прохождения пласт-коллектора или интересного участка, вместе с по меньшей мере одной моделью растворимости, характеризующей связь между растворителем и растворенной частью пластовых флюидов на других измерительных станциях. Модель растворимости используется для расчета прогнозируемых значений относительной концентрации растворенной части по меньшей мере на одной измерительной станции для другого класса растворенных веществ. Прогнозируемую концентрацию растворенного вещества сравнивают с соответственной концентрацией растворенного вещества, измеренного скважинным флюидальным анализом, для определения наилучшего соответствия типу растворенных веществ. В случае, если наиболее соответствующий класс растворенных веществ соответствует по меньшей мере одному прогнозированному асфальтеновому компоненту (к примеру, асфальтеновым кластерам), вязкостная модель, пригодная для тяжелой нефти с большим вязкостным градиентом, используется для получения характеристик вязкости нефтяной колонны для анализа пласт-коллектора.

ДЕТАЛЬНОЕ ОПИСАНИЕ

[0022] Отдельные моменты, показанные здесь, даны в качестве примера и только с целью иллюстративного изложения воплощений изобретения из данного приложения и показаны для обеспечения того, что это, как полагают, наиболее полезно для понимания принципов и концептуальных аспектов воплощений изобретения. В связи с этим не делалось попыток показать структурные детали воплощений настоящего приложения более детально, чем это необходимо для фундаментального понимания таких воплощений. Кроме того, одинаковые номера ссылок и обозначений на разных чертежах обозначают одинаковые элементы.

[0023] Фиг.1A иллюстрирует образец системы анализа нефтеносного пласта 1, в которой воплощено настоящее изобретение. Система 1 содержит скважинный инструмент 10, подвешенный в ствол скважины 12 от забоя на обычном многожильном кабеле 15, сматываемом в обычном порядке на подходящую катушку на поверхности. Кабель 15 электрически соединен с электрической контрольной системой 18, расположенной на поверхности. Скважинный инструмент 10 содержит удлиненный корпус 19, несущий выборочно расширяемую жидкостно-пропускную сборку 20 и выборочно расширяемое звено закрепления инструмента 21, которые соответственно расположены на противоположных сторонах корпуса инструмента. Жидкостно-пропускная сборка 20 оснащена для избирательного запечатывания или изолирования выбранных участков стенок скважины 12, так что установлено жидкостное сообщение с прилегающим пластом 14. Жидкостно-пропускная сборка 20 и скважинный инструмент 10 содержат отводную линию, ведущую в модуль 25 флюидного анализа. Флюиды формации, получаемые с помощью жидкостно-пропускной сборки 20, протекают через отводную линию и модуль 25 флюидного анализа. После этого флюид может быть выпущен через порт или может быть направлен в одну или более флюидосборных камер 22 и 23, которые могут получать и хранить полученные пластовые флюиды. В случае герметичного прилегания жидкостно-пропускной сборки 20 к пласту 14 могут использоваться короткие резкие скачки давления для разрушения забивания глиной. В нормальном же случае первый флюид, поступающий через инструмент, весьма загрязнен глинистым фильтратом. Если инструмент будет продолжать накачку флюида из пласта 14, область вблизи от жидкостно-пропускной сборки 20 очищается, и пластовый флюид становится основным содержимым. Время, необходимое для очищения, зависит от многих параметров, включающих пластовую проницаемость, вязкость флюида, разницу давлений между стволовым и пластовым давлениями и несбалансированную разницу давлений и ее продолжительность во время бурения. Увеличение расхода нагнетания может ускорить время очистки, однако расход должен внимательно контролироваться для сохранения барических условий формации.

[0024] Модуль 25 флюидного анализа содержит средства, необходимые для измерения температуры и давления флюида из отводной линии. Модуль 25 флюидного анализа выдает свойства, характеризующие образец пластового флюида, по давлению и температуре в отводной линии. В одном из воплощений изобретения модуль 25 флюидного анализа измеряет абсорбционный спектр и переводит результаты своих измерений в концентрации нескольких алкановых компонентов и групп в образце флюида. В иллюстративном воплощении модуль 25 флюидного анализа обеспечивает измерения концентрации (к примеру, в массовых процентах) двуокиси углерода (CO₂), метана (CH₄), этана (C₂H₆), алкановых групп C₃-C₅, сгустков гексана и более тяжелых алкановых компонентов (C6+) и асфальтеновое содержимое. Алкановая группа C₃-C₅ содержит пропан, бутан и пентан. Алкановая группа C6+ включает гексан (C₆H₁₄), гептан (C₇H₁₆), октан (C₈H₁₈), нонан (C₉H₂₀), декан (C₁₀H₂₂), гендекан (C₁₁H₂₄), также называемый эндеканом или ундеканом, додекан (C₁₂H₂₆), тридекан (C₁₃H₂₈), тетрадекан (C₁₄H₃₀), пентадекан (C₁₅H₃₂), гексадекан (C₁₆H₃₄) и т.д. Модуль 25 флюидного анализа также обеспечивает значения, измеренные как плотность свежего флюида (ρ) при температуре и давлении в отводной линии, вязкость свежего флюида (µ) при температуре и давлении в отводной линии (в сП), пластовое давление и пластовую температуру.

[0025] Управление жидкостно-пропускной сборкой 20, модулем 25 флюидного анализа и трубопроводом в сборные камеры 22, 23 выполняется управляющей системой 18. Как будет понятно специалистам в области техники, модуль 25 флюидного анализа и расположенная на поверхности электрическая управляющая система 18 включают функциональность для обработки данных (к примеру, один или более микропроцессоров, соответствующую оперативную память и другое аппаратное и программное обеспечение) для обеспечения изобретения в соответствии с настоящим изложением. Электрическая управляющая система 18 также может быть реализована с помощью системы, обрабатывающей распределенные данные, измеренные скважинным инструментом 10, соединенным (предпочтительно в режиме реального времени) с помощью канала связи (в роли которого обычно выступает спутниковый канал) с удаленным местом для анализа данных в соответствии с изложенным в данном документе. Анализ данных может быть вынесен на рабочие станции или другие подходящие системы обработки данных (такие, как компьютерный кластер или компьютерная сеть).

[0026] Пластовые флюиды, отобранные с помощью скважинного инструмента 10, могут быть загрязнены глинистым фильтратом. То есть пластовые флюиды могут быть загрязнены фильтратом бурового раствора, попавшего в пласт 14 во время бурения. В этом случае, когда флюиды отводятся из пласта 14 жидкостно-пропускной сборкой 20, они могут включать глинистый фильтрат. В некоторых примерах пластовые флюиды поступают из прилегающего пласта 14 и нагнетаются в ствол или в большую камеру-отстойник в скважинном инструменте 10 до тех пор, пока поступающий флюид не станет достаточно чистым. Чистый образец - это такой, где концентрация глинистого фильтрата допустимо низка и флюид в достаточной мере представляет исходный (т.е. встречающийся в природе) пластовый флюид. В иллюстрирующем примере скважинный инструмент 10 обеспечивает сбор собранных образцов флюида с помощью флюидосборных камер 22 и 23.

[0027] Система на фиг.1A приспособлена для выполнения in situ определений, касающихся углеводородсодержащих геологических формаций, скважинным забором пластовых флюидов с помощью одной или более измерительных станций в стволе 12, проведения скважинного флюидного анализа для одного или более образцов пластовых флюидов на каждой измерительной станции (включая химический анализ, такой как оцениваемые концентрации множества химических компонентов данных образцов и других свойств флюидов) и соответствующих скважинных флюидных анализов для уравнения состояния (УС) модели термодинамического поведения флюида в порядке характеристики пластовых флюидов в разных местах пласта. Вместе с пластовыми флюидами, характеризованными в соответствии с их термодинамическим поведением, могут быть вычислены и параметры флюидной продуктивности, транспортирующие свойства и другие коммерчески используемые показатели пласта.

[0028] К примеру, УС модели может обеспечить фазовую диаграмму, которая может быть использована для интерактивного изменения скорости сбора образцов во избежание вхождения на двухфазный участок. В другом примере, УС может обеспечить полезные свойства в оценке методологии продуктивности для части запасов. Такие свойства могут включать плотность, вязкость и объем газа, образованного из флюида после увеличения до конкретных давления и температуры. Характеризация образца флюида в соответствии с его термодинамической моделью может также использоваться как эталон для определения пригодности полученного образца, следует ли его сохранить и/или получить другой образец из интересующего участка. Говоря более конкретно, основываясь на термодинамической модели и информации касательно пластового давления, давления при отборе и температуры пласта, если определено, что образец флюида был отобран рядом или ниже границы раздела образца, должно быть принято решение о выбрасывании образца и/или получении образца с более низкой скоростью (к примеру, меньшим сбросом давления), так что дегазация образца не будет развиваться. Альтернативно, поскольку желательно знать точное значение точки росы ретроградного газового конденсата в пласте, может быть принято решение, если позволяют условия, изменить снижение давления в попытке уловить момент конденсации флюида и выставить фактическое давление насыщения.

[0029] Фиг.1B иллюстрирует пример реализации модуля 25 флюидного анализа с фиг.1A (помеченный 25ʹ), включая зонд 202, имеющий порт 204 для получения через него пластового флюида. Гидравлически расширяемый механизм 206 может приводиться гидравлической системой 220 для расширения зонда 202 для плотного захвата пласта 14. В альтернативной реализации может использоваться более чем один зонд, или зонд может быть заменен на надувные упаковщики, и функция для установления флюидного сообщения между пластом и выборкой образцов флюида.

[0030] Зонд 202 может быть реализован с помощью Quicksilver Probe, разработанного Schlumberger Technology Corporation of Sugar Land, Техас, США. Quicksilver Probe разделяет поток флюида из пласта на две концентрические зоны, при этом центральная зона отделена от граничной зоны, расположенной по периметру центральной зоны. Две зоны присоединены к разным отводным линиям с независимыми насосами. Насосы могут работать с разной скоростью для эксплуатации контраста вязкости фильтрат/жидкость и проницаемости и анизотропии пласт-коллектора. Более высокая скорость получения в граничной зоне направляет загрязненный флюид в отводную линию граничной зоны, в то время как чистый флюид направляется в центральную зону. Флюидоанализаторы анализируют флюид в каждой из отводных линий для определения состава флюида в соответствующих отводных линиях. Скорость нагнетания может быть изменена на основании этих анализов состава для получения и настройки желательных уровней загрязнения флюида. Quicksilver Probe эффективно отделяет загрязненный флюид от чистого флюида на раннем этапе процесса флюидной откачки, что имеет результатом получение чистого флюида в значительно меньшее время сравнительно с традиционными инструментами исследования пластов.

[0031] Модуль 25ʹ флюидного анализа содержит отводную линию 207, несущую пластовый флюид из порта 204 через флюидоанализатор 208. Флюидоанализатор 208 содержит источник света, направляющий свет в сапфировую призму, расположенную смежно с потоком флюида в отводной линии. Отражение этого света анализируется газовым рефрактометром и двумя флуоресцентными детекторами. Газовый рефрактометр качественно распознает фазу флюида в отводной линии. При выбранном угле падения света, введенного с помощью диода, коэффициент отражения значительно больше, когда с окном контактирует газ, чем в случае контакта нефти или воды. Два флуоресцентных детектора обнаруживают свободные пузырьки газа и ретроградный жидкий остаток для распознавания протекания однофазного флюида в отводной линии 207. Тип флюида также распознается. Результирующая фазовая информация может быть использована для определения разницы между ретроградными конденсатами и эфирными маслами, которые могут иметь похожие соотношения газ-нефть (СГН) и плотности подвижной нефти. Также она может быть использована для наблюдения фазового разделения в реальном времени и гарантировать отбор единственной фазы. Флюидоанализатор 208 также содержит два спектрометра - спектрометр с массивом фильтров и спектрометр решеточного типа.

[0032] Спектрометр с массивом фильтров анализатора 208 содержит широкополосный источник света, обеспечивает широкодиапазонный свет, проходящий вдоль оптических осей и сквозь оптическую камеру, расположенную в отводной линии, в массив детекторов оптической плотности, выполненных с возможностью распознавать узкие частотные полосы (обычно называемые каналами) в видимом и ближнем инфракрасном спектрах в соответствии с патентом США № 4994671, включенным здесь во всей полноте посредством ссылки. Предпочтительно, эти каналы включают подмножество каналов, распознающих пики водяной абсорбции (также использующихся для получения характеристик содержания воды во флюиде), и выделенный канал, соответствующий пикам абсорбции CO₂ с двумя каналами выше и ниже этого выделенного канала, которые вычитают перекрытие спектра углеводородов и небольшого количества воды (использующиеся для получения характеристик содержания во флюиде CO₂). Спектрометр с массивом фильтров также содержит оптические фильтры, обеспечивающие распознание цвета (также называемое «оптическая плотность» или ОП) флюида в отводной линии. Такие измерения цвета поддерживают идентификацию флюида, определение содержания асфальтенов и измерения pH. Глиняные фильтраты или другие твердые материалы генерируют шум в каналах спектрометра с массивом фильтров. Рассеяние, вызванное этими частичками, не зависит от длины волны. В одной из реализаций изобретения эффект такого разброса может быть удален вычитанием ближайшего канала.

[0033] Спектрометр решеточного типа флюидоанализатора 208 выполнен с возможностью распознавать каналы ближнего инфракрасного диапазона (предпочтительно между 1600-1800 нм), при этом пластовый флюид имеет абсорбционные характеристики, отражающие молекулярную структуру.

[0034] Флюидоанализатор 208 также содержит датчик давления для измерения давления пластового флюида в отводной линии 207, температурный датчик для измерения температуры пластового флюида в отводной линии 207 и датчик плотности для измерения плотности свежего флюида в отводной линии 207. В одной из реализаций датчик плотности реализован с помощью датчика вибрации, колеблющегося в двух перпендикулярных режимах внутри флюида. Простые физические модели описывают резонансную частоту и добротность датчика в соответствии с плотностью свежего флюида. Двойной режим вибрации выгоден по сравнению с другими резонансными техниками, поскольку минимизирует воздействие давления и температуры на датчик с помощью подавления синфазной составляющей. В дополнение к плотности датчик плотности может также обеспечивать измерения вязкости свежего флюида с помощью добротности частоты вибрации. Следует отметить, что вязкость свежего флюида может быть также измерена с помощью помещения вибрирующего объекта в поток флюида и измерения увеличения ширины полосы любого фундаментального резонанса. Это увеличение ширины полосы относительно близко к вязкости флюида. Изменение частоты вибрации объекта близко ассоциируется с массовой плотностью объекта. Если плотность измерена независимо, тогда определение вязкости является более точным, поскольку воздействие изменения плотности на механические резонансы является определенным. В общем, ответ вибрирующего объекта калиброван в соответствии с известными стандартами. Анализатор 208 также может измерять сопротивление и pH флюида в отводной линии 207. В одной из реализаций флюидоанализатор 208 реализован Insitu Fluid Analyzer, коммерчески доступным от Schlumberger Technology Corporation. В других образцах реализации потоковые датчики флюидоанализатора 208 могут быть заменены или дополнены другими типами подходящих измерительных датчиков (к примеру, ЯМР-датчиками, емкостными датчиками и т.д.). Датчик(и) давления и/или температурный(е) датчик(и) для измерения давления и температуры флюида, помещаемые в отводную линию 207, могут также быть частью зонда 202.

[0035] Насос 228 жидкостно сообщен с отводной линией 207 и управляет движением пластового флюида в отводной линии 207 и по возможности питанием пластовым флюидом флюидосборных камер 22 и 23 (фиг.1A) через клапан 229 и канал 231 (фиг.1B).

[0036] Модуль 25ʹ флюидного анализа содержит систему 213 обработки данных, получающую и передающую управляющие сигналы и сигналы данных другим компонентам модуля 25ʹ для управления работой модуля 25ʹ. Система 213 обработки данных также соединена с флюидоанализатором 208 для получения, хранения и обработки выданных им данных измерения. В одной из реализаций система 213 обработки данных обрабатывает выход данных измерений с помощью флюидоанализатора 208 для получения и хранения измерений углеводородного состава образцов флюидов, анализируемых in situ с помощью флюидоанализатора 208, содержащего:

- температуру в отводной линии;

- давление в отводной линии;

- плотность свежего флюида (ρ) при температуре и давлении в отводной линии;

- вязкость свежего флюида (µ) при температуре и давлении в отводной линии;

- концентрации (к примеру, масс. %) двуокиси углерода (CO₂), метана (CH₄), этана (C₂H₆), алкановой группы C₃-C₅, сгустков гексана и более тяжелых алкановых компонентов (C6+), а также содержания асфальтенов;

- СГН; и

- другие возможные параметры (такие, как плотность в градусах API, коэффициент объемного расширения нефтяного пласта (B₀) и пр.).

[0037] Температура и давление в отводной линии измеряют соответственно температурным датчиком и датчиком давления флюидоанализатора 208 (и/или зондом 202). В одной из реализаций изобретения выход температурного датчика(ов) и датчика(ов) давления наблюдается непрерывно до, во время и после отбора образцов для получения температуры и давления флюида в отводной линии 207. Температура пласта вряд ли существенно отличается от температуры отводной линии, выданной измерительной станцией, и потому может быть оценена как температура в отводной линии, выданная измерительной станцией, в большинстве случаев. Пластовое давление может быть измерено датчиком давления флюидоанализатора 208 вместе с отбором образцов флюида в стволе и их анализом на конкретной измерительной станции после наращивания отводной линии в область пластового давления.

[0038] Плотность свежего флюида (ρ) при температуре и давлении в отводной линии определяют выходом датчика плотности флюидоанализатора 208 одновременно с измерением температуры и давления в отводной линии.

[0039] Плотность свежего флюида (µ) при температуре и давлении в отводной линии получают из добротности измерений датчика плотности одновременно с измерением температуры и давления в отводной линии.

[0040] Измерения состава углеводородов образцов флюидов получают переводом выдачи данных спектрометров флюидоанализатора 208.

[0041] СГН определяют измерением количества метана и жидких компонентов в сырой нефти, используя пики абсорбции в ближнем инфракрасном диапазоне. Соотношение метановых пиков и нефтяных пиков в однофазном образце подвижной сырой нефти напрямую соответствует СГН.

[0042] Модуль 25ʹ флюидного анализа может также выявлять и/или измерять другие свойства флюидов рассматриваемого образца подвижной нефти, включая ретроградную точку росы, осаждение асфальтенов и/или выделение газа.

[0043] Модуль 25ʹ флюидного анализа также содержит шину 214 инструмента, соединяющую полезный сигнал и управляющие сигналы между системой 213 обработки данных и находящейся на поверхности управляющей системой 18 на фиг.1A. Шина 214 инструмента может нести электропитание, выданное расположенным на поверхности источником питания для модуля 25ʹ флюидного анализа, а также может содержать преобразователь/регулятор 215 питания для преобразования электропитания, переносимого шиной 214 инструмента, до соответствующего уровня, пригодного для использования электрических компонентов модуля 25ʹ.

[0044] Хотя компоненты на фиг.1B показаны и описаны выше как коммуникативно подсоединенные и устроенные в конкретной конфигурации, лица с обычными навыками в области техники оценят тот факт, что компоненты модуля 25ʹ флюидного анализа могут быть коммуникативно подсоединены и/или устроены иначе, нежели это показано на фиг.1B, без отхода от показанного в настоящем раскрытии. В дополнение к этому, примерные способы, приборы и системы, описанные в данном документе, не ограничены конкретным типом транспортировки, но, вместо этого, могут быть реализованы в соединении с другими типами транспортировки, включающими, например, колтюбинг, тросовую систему, оснащенные кабелями бурильные трубы и/или другие транспортировочные системы, известные в промышленности.

[0045] В соответствии с настоящим раскрытием система на фиг.1A и 1B может быть задействована в соответствии с методологией согласно фиг.2A-2G для получения характеристик флюидных свойств в интересующем нефтяном пласт-коллекторе, основанной на скважинном флюидном анализе образцов пластовых флюидов. Как оценят специалисты в области техники, расположенная на поверхности электрическая управляющая станция 18 и модуль 25 флюидного анализа скважинного инструмента 10 могут содержать функциональность для обработки данных (к примеру, один или больше микропроцессоров, соответствующую оперативную память и другое аппаратное и/или программное обеспечение), взаимодействующую для применения способа в соответствии с настоящим изложением. Электрическая управляющая система 18 может быть также реализована с помощью системы обработки распределенных данных, при этом данные, полученные от скважинного инструмента 10, передаются в реальном времени по каналу связи (в роли которого обычно выступает спутниковый канал) в удаленное место для анализа данных в соответствии с настоящим изложением. Анализ данных может быть вынесен на рабочие станции или на другие подходящие системы обработки данных (такие, как компьютерный кластер или компьютерная сеть).

[0046] Флюидный анализ с фиг.2A-2G полагается на модель растворимости для получения характеристик относительной концентрации высокомолекулярных фракций (смол и/или асфальтенов) как функции от глубины расположения нефтяной колонны по сравнению с относительной растворимостью, плотностью и молярным объемом таких высокомолекулярных фракций (смол и/или асфальтенов) на разных глубинах. В одной из реализаций изобретения модель растворимости рассматривает пластовый флюид как смесь (раствор) двух частей: растворенная часть (смолы и/или асфальтены) и растворитель (более легкие компоненты, иные, нежели см