EA004669B1

EA004669B1 - Определение pvt свойств углеводородной пластовой жидкости

Info

Publication number: EA004669B1
Application number: EA200300799A
Authority: EA
Inventors: Мохамед Нагиб Хашем; Густаво Антонио Угето
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2001-01-18
Filing date: 2002-01-17
Publication date: 2004-06-24
Also published as: BR0206483A; NO20033249D0; CN1488031A; EA200300799A1; EP1352154A1; WO2002057596A1; US20040029739A1; NO20033249L; CA2434657C; EP1352154B1; MY127805A; NO324150B1; AU2002225027B2; CA2434657A1; CN1283898C; US6941804B2

Abstract

Предлагается способ определения PVT свойств углеводородной пластовой жидкости, присутствующей в углеводородсодержащем слое пласта, пересеченного буровой скважиной, включающий следующие стадии: а) расчет градиента давления в углеводородсодержащем пластовом слое и b) определение in situ PVT свойства на основе полученного значения градиента давления с использованием эмпирического отношения, полученного путем построения кривой (11) зависимости PVT свойства от градиента давления по предварительно полученным экспериментальным точкам (12, 13, 14).

Description

Настоящее изобретение относится к определению РУТ свойств углеводородной пластовой жидкости, где РУТ представляет собой акроним, относящийся к давлению, объему и температуре. РУТ свойства представляют собой газовый фактор, удельный вес по АР1, вязкость, давление насыщения, объемный коэффициент нефти или газа в пластовых условиях, молекулярный вес, плотность и сжимаемость нефти.

Для измерения РУТ свойств углеводородной пластовой жидкости отбирают образец пластовой жидкости при температуре породы в скважине и пластовом давлении и проводят его анализ. Краткое описание способа проведения РУТ анализа приведено в разделе 3 книги Соп1г1Ьи11оп8 ίη Рс1го1сит Ссо1оду апб Епщпссппд. уо1ите 5, Ргорегбек о£ Ой апб Ыа1ига1 Сакек, К.8. Ребегкоп е1.а1, 1989. Такой анализ может быть очень точным, однако его проведение занимает много времени.

Очень важным обстоятельством является максимально быстрое определение РУТ свойств пластовой жидкости, предпочтительно сразу после бурения скважины. В этом случае можно корректировать проектирование добывающего и наземного оборудования с учетом реальных РУТ свойств.

Авторы изобретения установили, что существует эмпирическая зависимость между РУТ свойствами и градиентом пластового давления (6ρ/6ζ), где р представляет собой давление жидкости в пласте, а ζ - фактическая вертикальная глубина. Поскольку градиент давления может быть определен непосредственно после завершения бурения, РУТ свойства могут быть установлены в максимально короткий срок.

В соответствии с настоящим изобретением, способ определения ш кйи (на месте) по меньшей мере одного из РУТ свойств углеводородной пластовой жидкости, присутствующей в углеводородсодержащем слое пласта, пересеченного буровой скважиной, включает следующие стадии:

a) расчет градиента давления в углеводородсодержащем пластовом слое; и

b) определение РУТ ш кйи свойства на основе полученного значения градиента давления с использованием эмпирического соотношения, полученного путем построения кривой зависимости РУТ свойства от градиента давления по предварительно полученным экспериментальным точкам.

Далее способ настоящего изобретения описывается более подробно с использованием примера и со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 изображает зависимость газового фактора, выраженного в стандартных кубических футах на стандартный баррель, значения которого отложены по оси у, от градиента давления, выраженного в фунтах/дюйм² на фут (при ш κίΐι,ι давлении и температуре), значения которого отложены по оси х;

фиг. 2 - зависимость АР1 удельного веса в ⁰АР1, значения которого отложены по оси у, от градиента давления, выраженного в фунтах/дюйм² на фут (при ш кйи давлении и температуре), значения которого отложены по оси х;

фиг. 3 - зависимость вязкости в сантипуазах (при 1п кйи давлении и температуре), значения которой отложены по оси у, от градиента давления, выраженного в фунтах/дюйм² на фут (при ш κίΐι,ι давлении и температуре), значения которого отложены по оси х;

фиг. 4 - зависимость давления насыщения, выраженного в фунт/дюйм² абс., значения которого отложены по оси у, от градиента давления, выраженного в фунтах/дюйм² на фут (при ш кйи давлении и температуре), значения которого отложены по оси х;

фиг. 5 - зависимость объемного коэффициента нефти в пластовых условиях, значения которого отложены по оси у, от градиента давления, выраженного в фунтах/дюйм² на фут (при 1п 811и давлении и температуре), значения которого отложены по оси х;

фиг. 6 - зависимость молекулярного веса, значения которого отложены по оси у, от градиента давления, выраженного в фунтах/дюйм на фут (при ш кйи давлении и температуре), значения которого отложены по оси х.

Далее со ссылкой на чертежи обсуждается способ определения ш кби по меньшей мере одного из РУТ свойств согласно настоящему изобретению в обратном порядке, начиная с ответа на вопрос о том, как получена эмпирическая зависимость.

Кривые, представленные на фиг. 1-6 отображают эмпирическую зависимость, отображенную линией 11, соответствующую экспериментальным точкам 12, 13 и 14, где индекс ί представляет собой номер фигуры (ί = 1-6), полученным в результате анализа образцов, отобранных из пластов на одинаковой геологической площади. В целях наглядности не все экспериментальные точки обозначены справочными номерами.

Каждую экспериментальную точку получали следующим образом. Вначале в пластовом слое, содержащем углеводородную пластовую жидкость, бурили скважину. Затем в первое из выбранных мест в этом пластовом слое опускали аппарат, например, с помощью каната. Этот аппарат включал центральную трубу с входным отверстием, снабженную датчиком давления, а также приемный резервуар для жидкости, имеющий входное отверстие, выходящее в центральную трубу. В месте проведения анализа создавали замкнутую жидкостную коммуникацию между пластом и входным отверстием центральной трубы, вставляя в пласт зонд с выходным отверстием, которое находится в прямой жидкостной связи с входом в центральную тру бу. Затем обеспечивали прохождение пластовой жидкости в приемный резервуар и измеряли прирост давления. Требуемое давление жидкости представляет собой фиксированное значение, которое устанавливается на данном участке после повышения давления.

Затем аппарат переносили на другой участок, где снова измеряли прирост давления с целью определения давления жидкости на данном участке и операцию повторяли до окончательного измерения давления всех жидкостей на всех участках. На основании полученных дан ных определяли градиент давления.

Далее отбирали образец углеводородной пластовой жидкости, и его РУТ свойства измеряли в лаборатории при пластовых условиях. В результате этих измерений получали экспериментальные точки, представленные на фиг. 1-6.

Для получения всего экспериментального массива собирали и анализировали данные, полученные в большем числе скважин, расположенных на одинаковой геологической площади.

При построении кривых по полученным данным для каждого РУТ свойства неожиданно было установлено, что экспериментальные данные могут быть описаны со значительной точностью с критерием согласия К², большим 0,9, И У) И| к = (Σ(χ.-χ)(γ,-γ)}²/{Σ (χ.-χ)² Σ(υ.-υ)²) где ·>» «ΐ т , η - число экспе риментальных точек, (х₁,....,х_п) - набор значений градиентов давления, х - средний градиент давления, (у₁,...,у_п) - набор измерений РУТ свойства, а у - среднее РУТ свойство. К² представляет собой квадрат коэффициента корреляции.

В следующей ниже таблице представлены характеристики построенных кривых.

РУТ свойство	Кривая	К²
Газовый фактор	(8,6)(άρ/άζ)'^4,2	0,98
Удельный вес АР1	65-(117))(άρ/άζ)	0,91
Вязкость	(0,0005>χρ(24άρ/άζ)	0,96
Давление насыщения	(16980)οχρ(-3,6άρ/άζ)	0,72
Объемный коэффициент в пластовых условиях	(0,10)(άρ/άζ)'²,³	0,97
Молекулярный вес	(5,2)οχρ(8,9άρ/άζ)	0,98

Подобные корреляционные зависимости могут быть построены и для других РУТ свойств, например, для плотности и сжимаемости нефти.

Далее описывается способ определения ίη 8Йи РУТ свойства неизвестной углеводородной пластовой жидкости, присутствующей в углеводородсодержащем пластовом слое, через который пробурена скважина. Желательно, чтобы углеводородсодержащие пластовые слои находились на одинаковой геологической площади.

Вначале аппарат опускали в первое из выбранных мест в этом пластовом слое, например, с помощью каната. Этот аппарат включал центральную трубу с входным отверстием, снабженную датчиком давления, а также приемный резервуар для жидкости, имеющий входное отверстие, выходящее в центральную трубу. В месте проведения анализа создавали замкнутую жидкостную коммуникацию между пластом и входным отверстием центральной трубы, вставляя в пласт зонд с выходным отверстием, которое находится в прямой жидкостной связи с входом в центральную трубу. Затем обеспечивали прохождение пластовой жидкости в приемный резервуар и измеряли прирост давления. Требуемое давление жидкости представляет собой фиксированное значение, которое устанавливается на данном участке после роста давления.

Затем аппарат переносили на другой участок, где снова измеряли прирост давления с целью определения давления жидкости на данном участке и операцию повторяли до окончательного измерения давления всех жидкостей на всех участках. На основании полученных данных рассчитывали градиент давления.

Далее полученное значение градиента давления, с помощью эмпирической зависимости, использовали для определения требуемого РУТ свойства.

Полученные результаты показывают, что в результате использования способа, согласно настоящему изобретению, может быть достигнута хорошая точность определения.

В том случае, когда углеводородная пластовая жидкость представляет собой, так называемую тяжелую нефть, имеющую относительно высокую вязкость, получение репрезентативного образца пластовой жидкости затруднительно. Для получения репрезентативного образца стадия создания замкнутой жидкостной коммуникации дополнительно включает запуск нагревательного прибора, расположенного около зонда, с целью нагрева пластовой жидкости.

Зонд соединяют с пакерной прокладкой, в которой размещают нагревательное устройство. В другом случае нагревательное устройство монтируют на инструменте. В качестве нагревательного устройства можно использовать микроволновый генератор, а также генератор волн светового и инфракрасного диапазона. В качестве нагревательного устройства также можно использовать электронагреватель, химический нагреватель и ядерный нагреватель.

Выше обсуждение настоящего изобретения касалось скважины без обсадки, однако изобретение также применимо к обсаженным скважинам. В этом случае расчет градиента давления по углеводородсодержащему пластовому слою начинают с проделывания множества перфорационных отверстий в стенке обсадки, выходящих в пластовой слой. Затем аппарат спускают через обсаженную скважину на первый перфорированный участок. Аппарат дополнительно обеспечивают верхним и нижним пакерами, расположенными с любой стороны входного отверстия центральной трубы, причем расстояние между верхним и нижним пакерами больше высоты ряда перфорационных отвер5 стий, а промежуток между соседними перфорациями, по меньшей мере, равен длине большего пакера. Пакеры устанавливают таким образом, что перфорационные отверстия располагаются между ними. Пластовую жидкость направляют в приемный резервуар, измеряют прирост давления и определяют давление жидкости. Затем аппарат помещают вблизи следующего ряда перфорационных отверстий, измеряют давление жидкости и операцию повторяют до измерения давления всех жидкостей в определенном числе локаций. На основании полученных значений давления жидкостей и значений фактических вертикальных глубин обсадок рассчитывают градиент давления.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ определения ίη δίΐιι по меньшей мере одного из РУТ свойств углеводородной пластовой жидкости, присутствующей в углеводородсодержащем пластовом слое, в котором пробурена скважина, включающий следующие стадии:

a) определение градиента давления в углеводородсодержащем пластовом слое и

b) определение ίη δίΐιι РУТ свойства на основе полученного значения градиента давления с использованием эмпирического отношения, полученного путем построения кривой зависимости РУТ свойства от градиента давления по предварительно полученным экспериментальным точкам.
2. Способ по п.1, в котором определение градиента давления в углеводородсодержащем пластовом слое по пункту а) включает следующие стадии:

а1) спуск аппарата в первый из серии участков в пластовом слое, причем указанный аппарат включает центральную трубу с входным отверстием, снабженную датчиком давления, и резервуар для приема жидкости, входное отверстие которого открыто в сторону центральной трубы;

а2) создание замкнутой жидкостной коммуникации между пластом и входным отверстием центральной трубы;

а3) поступление пластовой жидкости в приемный резервуар и измерение прироста давления до прекращения его изменений с получением величины давления жидкости;

а4) перемещение аппарата к следующему участку и измерение давления жидкости на этом участке с последующим повторением таких операций до измерения давления всех жидкостей на всех участках и а5) расчет градиента давления.
3. Способ по п.2, в котором создание замкнутой жидкостной коммуникации между пластом и входным отверстием центральной трубы включает введение в пласт зонда с выходным отверстием, находящимся в прямой жидкостной коммуникации с входным отверстием центральной трубы аппарата.
4. Способ по п.3, в котором создание замкнутой жидкостной коммуникации дополнительно включает использование нагревательного устройства, расположенного вблизи зонда с целью нагревания пластовой жидкости.
5. Способ по п.2, в котором используют обсаженную буровую скважину, при этом определение градиента давления по углеводородсодержащему пластовому слою согласно пункту а) включает следующие стадии:

а1) выполнение множества перфорационных отверстий в стенке обсадки, выходящих в пластовой слой;

а2) спуск аппарата через обсаженную скважину на первый перфорированный участок, причем указанный аппарат дополнительно обеспечивают верхним и нижним пакерами, расположенными с любой стороны входного отверстия центральной трубы, причем расстояние между верхним и нижним пакерами выбирают больше высоты перфорационных отверстий, а промежуток между соседними рядами перфорации, по меньшей мере, равным длине большего пакера;

а3) установление пакеров таким образом, чтобы ряд перфораций проходил между ними, направление пластовой жидкости в приемный резервуар, измерение прироста давления и определение давления жидкости;

а4) размещение аппарата вблизи следующего ряда перфорационных отверстий, повторение стадии а3) до измерения давления всех жидкостей в определенном числе локаций и а5) расчет градиента давления.