DE60300760T2

DE60300760T2 - Verfahren zur Abschätzung des Volumenverhältnisses von Gas zu Öl in den Bohrlochflüssigkeiten während des Bohrens

Info

Publication number: DE60300760T2
Application number: DE60300760T
Authority: DE
Inventors: Bernard Carpentier
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2002-08-28
Filing date: 2003-07-25
Publication date: 2005-11-03
Anticipated expiration: 2023-07-26
Also published as: NO20033808D0; FR2843996B1; EP1394357A1; BR0303434A; FR2843996A1; DE60300760D1; US6950750B1; CA2438198C; CA2438198A1; EP1394357B1; NO324060B1

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Abschätzen des Mengenverhältnisses des Gases zum Öl in den Fluiden oder Flüssigkeiten eines Bohrlochs während des Bohrens, das die Erdölfachleute üblicherweise mit der Abkürzung GOR (für das gas/oil ratio) bezeichnen.
Stand der Technik
Eine gewisse Anzahl von Servicegesellschaften messen seit langem den Gasgehalt des Schlamms („mud Jogging" – Messung der C1–C5 Verbindungen), und gewisse dieser Betriebsgesellschaften entwickeln zur Zeit Messwerkzeuge, die es ermöglichen, in genauerer Weise die Gehalte des Gases im Schlamm, insbesondere für die Kohlenwasserstoffe der C6–C8 Fraktionen zu quantifizieren.
Sowohl bei der Exploration wie bei der Entwicklung ist es oft für den Erdölfachmann, wenn während des Bohrens ein an Kohlenwasserstoffen reiches Niveau entdeckt wird, sehr wichtig, den Typ von in der Formation vorhandenen Fluiden (Öl, Gas, Kondensat, Schweröl, etc.) oder auch noch besser das Volumenverhältnis des Gases zum Öl in den Bohrlochfluiden bzw. -flüssigkeiten zu kennen. Diese Information ist zur Zeit nur über Formationstests zugängig, was einen Stillstand der Bohrung (siehe US-A-5 635 631) erfordert und erhebliche Kosten für den Betreiber bedeutet. In dieser Optik ist es klar, dass, hätte man eine Annäherung dieses GOR während des Bohrens, so wäre dies „äußerst wichtig" für den Betreiber, da diese Daten es besser ermöglichen würden, das wirtschaftliche Interesse an der potentiellen Lagerstätte besser zu beurteilen und würde zu einer besseren Abschätzung in der Folge der Bohroperationen führen (Unterbrechung oder Fortsetzung der Bohrung, Fehlen oder Auslösen des Tests oder von Produktionsversuchen).
Unter den zur Zeit verfügbaren Kenntnissen gibt es keine Methode, die es ermöglicht, dieses GOR zu kennen, ohne auf Formationstests zurückzugreifen. Es existieren allein mehr oder weniger empirische Methoden, die auf Molekularverhältnissen der Gase basieren, die aus dem Bohrschlamm stammen und deren Interpretation im besten Fall es ermöglicht, zu erkennen, ob das im Reservoir vorhandene Fluid Öl, Gas oder Schweröl ist.
Die US-A-5 612 493 ermöglicht es während des Bohrens das GOR über eine Simulation auf der Basis von Druckmessungen im Speicher und den Gasvolumina abzuschätzen.
Das Verfahren nach der Erfindung
Das Verfahren nach der Erfindung ermöglicht es, während des Bohrens das GOR in situ auf der Baustelle durch direkte oder indirekte Messungen der Volumina von Gas und Öl in dem Bohrklein abzuschätzen.
Das Verfahren umfasst im Wesentlichen

– die Bestimmung des Gasvolumens (Vg), enthalten in den Bohrfluiden, auf dem Umweg über eine Messung eines Verhältnisses zwischen einem Volumen produzierten Gases und einem entsprechenden Volumen gebohrten Gesteins;
– die Bestimmung des Ölvolumens (Vo) durch die Messung des organischen Kohlenstoffanteils (TOC) im gebohrten Gestein, unter Berücksichtigung physikalischer Eigenschaften des gebohrten Gesteins und des Öls unter Oberflächenbedingungen; und
– die Bestimmung dieses Mengenverhältnisses (GOR), unter Bildung des Verhältnisses der vorher bestimmten Gas- und Ölvolumina.

Beispielsweise schätzt man das Verhältnis eines Volumen produzierten Gases an der Oberfläche zu einem gleichen Volumen gebohrten Gesteins, unter Berücksichtigung der Konzentration der Bohrfluide an Gasen, des Flusses der in Zirkulation befindlichen Bohrfluide, eines Penetrationsgrads des Bohrwerkzeugs und des Durchmessers des Bohrloches, ab.
Andere Merkmale und Vorteile des Verfahrens nach der Erfindung ergeben sich klarer beim Lesen der nachstehenden Beschreibung.
Detaillierte Beschreibung
Erinnert sei daran, dass das GOR (Gas/Öl-Verhältnis) definiert wird durch die Beziehung GOR = V_g/V_o, wo V_g und V_o jeweils die Gas- und Ölvolumina, erzeugt an der Oberfläche unter Standardbedingungen, sind.
Bestimmung von Vg
Das Volumen des im Bohrschlamm enthaltenen Gasvolumens V_g wird abgeschätzt ausgehend von Messungen des Verhältnisses V_g/V_r (wo V_r ein Volumen gebohrten Gesteins ist), Daten, die vom Betreiber geliefert werden. Man schätzt beispielsweise dieses Verhältnis R des m³ produzierten Gases an der Oberfläche pro m³ gebohrten Steins ab, indem man sich auf die folgenden Informationen stützt: Konzentration des Gases im Bohrschlamm (in %), Bohrschlammfluss (m³/min), Penetrationsgrad des Bohrwerkzeugs (Minute/Meter) und Durchmesser des Bohrlochs.
Ausgehend von diesem Wert R kann man berechnen: Vg = R*Vr
Bestimmung des Ölvolumens Vo
Wir schlagen vor, das Ölvolumen Vo abzuschätzen, indem man Messungen verwendet, die auf der Baustelle selbst beim Bohren realisiert wurden, und zwar vermittels eines Verfahrens und eines Analysewerkzeugs vom Typ Rock-Eval beispielsweise, ausgehend von Bohrklein (cuttings).
Dieses Verfahren, das es ermöglicht, im Falle kohlenwasserstoffhaltiger Lagerstätten den Gehalt organischen Kohlenstoffs (TOC), der in der Gesteinsprobe enthalten ist, zu quantifizieren, wird beschrieben und verwirklicht beispielsweise in den folgenden Patenten der Anmelderin: FR 2 722 296 ( US 5 843 787 ), FR 2 786 568, FR 2 472 754 ( US 4 352 673 ) oder US 4 153 415 betreffend die Rock-Eval-Technik.
Dieser Gehalt an organischem Kohlenstoff (TOC), ausgedrückt in Gew.-% Kohlenstoff bezogen auf das Gestein, ermöglicht es (unter Berücksichtigung der mittleren Dichten für die flüssige Kohlenwasserstoffphase und für das Gestein), die Volumenprozente an Kohlenwasserstoffen abzuschätzen, die in einer Probe analysierten Gesteins enthalten sind.
Unter Berücksichtigung, dass die Probe beim Druck und der Temperatur entnommen wird, die an der Oberfläche herrschen, kann angenommen werden, dass allein die flüssige Fraktion des Fluids des Speichers in den Bohrfluiden (cuttings) vorhanden ist. Das Ölvolumen Vo wird also direkt ausgehend von Rock-Eval bestimmt durch die Beziehung:
wo
ρ₀ die Dichte flüssigen Kohlenwasserstoffs an der Oberfläche (im Allgemeinen geschätzt auf 0,8) ist;
ρ_r die Dichte des Gesteins, geschätzt indem man die Gleichung ρ_r = ρ_r0(1 – Φ)+ ρ₀·Φ, wo ρ_r0 die Dichte der Matrix (2,8 für Dolomit, 2,71 für Kalkstein, 2,65 für einen Sandstein) ist;
Φ die Porosität des Gesteins ist; und
k das Verhältnis zwischen Gew.-% Kohlenwasserstoffen und Gew.-% Kohlenstoff (im Allgemeinen geschätzt auf 1,2) ist.
Abschätzung des GOR
Sie basiert auf der Berechnung von V_g/V₀:
woraus folgt:

Claims

Verfahren zum Abschätzen des Mengenverhältnisses (GOR) des Gases zum Öl in den Bohrlochflüssigkeiten während des Bohrens, dadurch gekennzeichnet, dass es umfasst: a. die Bestimmung des Gasvolumens (Vg), enthalten in den Bohrfluiden, auf dem Umweg über eine Messung eines Verhältnisses zwischen einem Volumen produzierten Gases und einem entsprechenden Volumen gebohrten Gesteins; b. die Bestimmung des Ölvolumens (Vo) durch die Messung des organischen Kohlenstoffanteils (TOC) im gebohrten Gestein, unter Berücksichtigung physikalischer Eigenschaften des gebohrten Gesteins und des Öls unter Oberflächenbedingungen; und c. die Bestimmung dieses Mengenverhältnisses (GOR), unter Bildung des Verhältnisses der vorher bestimmten Gas- und Ölvolumina.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass man das Verhältnis eines Volumen produzierten Gases an der Oberfläche zu einem gleichen Volumen gebohrten Gesteins abschätzt, unter Berücksichtigung der Konzentration der Bohrfluide an Gasen, des Flusses der in Zirkulation befindlichen Bohrfluide, eines Penetrationsgrads des Bohrwerkzeugs und des Durchmessers des Bohrloches.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass man dieses Mengenverhältnis (GOR) bestimmt durch die Beziehung:
wo ρ₀ die Dichte des flüssigen Kohlenwasserstoffs an der Oberfläche (im Allgemeinen auf 0,8 geschätzt); ρ_r die geschätzte Dichte des Gesteins, Φ die Gesteinsporosität und k das Verhältnis zwischen Öl in Gew.-% und Kohlenstoff in Gew.-% im gebohrten Gestein ist.