RU2006100286A - Система и способы получения свойств флюидов скважинных флюидов и их неопределенность - Google Patents

Claims (23)

1. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа из данных спектроскопии скважины, включающий в себя получение данных о свойстве флюида, по меньшей мере, для двух флюидов, причем данные о свойстве флюида, по меньшей мере, одного флюида получены от устройства в скважине; в реальном времени, с получением данных о свойстве флюида от скважинного устройства, получение соответствующих свойств флюидов для флюидов; квантифицирование неопределенности в полученных свойствах флюидов; и обеспечение одного или нескольких результатов ответа, относящихся к оценке и проверке геологической формации.

2. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа по п.1, в котором данные о свойстве флюида включают в себя оптическую плотность от спектроскопического канала устройства в скважине; и способ дополнительно включает в себя получение данных неопределенности в отношении оптической плотности.

3. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа по п.1, дополнительно включающий в себя размещение устройства в скважине в положении на основании свойства флюида для флюидов.

4. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа по п.1, в котором свойства флюидов представляют собой одно или несколько из цвета газированной нефти, плотности дегазированной сырой нефти, ГФ и флуоресценции.

5. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа по п.1, дополнительно включающий в себя квантифицирование уровня загрязнения и его неопределенности для каждого из двух флюидов.

6. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа по п.1, в котором результаты ответа представляют собой один или несколько из наличия полостей, градиентов состава и оптимального процесса осуществления выборки, относящихся к оценке и проверке геологической формации.

7. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа по п.1, дополнительно включающий в себя обесцвечивание данных о свойстве флюида; определение соответствующих составов флюидов; получение объемной доли легких углеводородов для каждого из флюидов; и обеспечение объемного коэффициента формации для каждого из флюидов.

8. Способ получения свойств флюидов скважинных флюидов и обеспечения результатов ответа по п.1, в котором результаты ответа включают в себя оптимизацию выборки скважинным устройством на основании соответствующих свойств флюида, полученных для флюидов.

9. Способ получения результатов ответа из свойств флюида одного или нескольких скважинных флюидов, включающий в себя получение данных о свойствах флюида для скважинного флюида из, по меньшей мере, двух источников; определение свойства флюида, соответствующего каждому из источников полученных данных; и квантифицирование неопределенности, связанной с определенными свойствами флюида.

10. Способ получения результатов ответа по п.9, в котором данные о свойствах флюида получены из метанового канала и цветового канала скважинного спектрального анализатора.

11. Способ получения результатов ответа по п.10, дополнительно включающий в себя квантифицирование уровня загрязнения и его неопределенности для каждого из каналов для скважинного флюида.

12. Способ получения результатов ответа по п.11, дополнительно включающий в себя получение линейной комбинации уровней загрязнения для каналов и неопределенности в отношении объединенных уровней загрязнения.

13. Способ получения результатов ответа по п.12, дополнительно включающий в себя определение состава скважинного флюида; предсказание ГФ для скважинного флюида на основании состава скважинного флюида и объединенных уровней загрязнения; и получение неопределенности, связанной с предсказанным ГФ.

14. Способ получения результатов ответа по п.13, дополнительно включающий в себя квантифицирование уровня загрязнения Tu1080 его неопределенности для каждого из, по меньшей мере, двух источников данных для другого скважинного флюида; получение линейной комбинации уровней загрязнения для двух источников данных для другого скважинного флюида и неопределенности в отношении объединенных уровней загрязнения; определение состава другого скважинного флюида; предсказание ГФ для другого скважинного флюида на основании состава другого скважинного флюида и объединенных уровней загрязнения; получение неопределенности, связанной с предсказанным ГФ другого скважинного флюида, и определение вероятности того, что скважинные флюиды являются различными.

15. Способ получения результатов ответа по п.9, в котором данные о свойстве флюида включают в себя первые данные о свойстве флюида для скважинного флюида и вторые данные о свойстве флюида для другого скважинного флюида.

16. Способ получения результатов ответа по п.15, дополнительно включающий в себя расположение скважинного спектрального анализатора для сбора первых и вторых данных о свойстве флюида, причем первые данные о свойстве флюида получены из первого места скважинного спектрального анализатора, а вторые данные о свойстве флюида получены из второго места спектрального анализатора.

17. Способ сравнения двух скважинных флюидов с одними и теми же или различными уровнями загрязнения и производство анализа скважинных флюидов в реальном времени на основе сравнения, включающий в себя сбор данных для двух скважинных флюидов с одними и теми же или различными уровнями загрязнения; определение соответствующих параметров загрязнения для каждого из двух флюидов на основании собранных данных; характеризация флюидов на основании соответствующих параметров загрязнения; статистическое сравнение двух флюидов на основании характеризации этих двух флюидов и производство анализа скважинных флюидов, указывающего на углеводородную геологическую формацию углеводорода, на основании статистического сравнения этих двух флюидов.

18. Способ сравнения двух скважинных флюидов по п.17, в котором характеризация двух флюидов включает в себя получение ГФ и неопределенности в ГФ для двух флюидов; и способ дополнительно включает в себя: определение оптимального уровня загрязнения для различения этих двух флюидов, причем два флюида сравнивают на оптимальном уровне загрязнения.

19. Способ сравнения двух скважинных флюидов по п.17, причем сбор данных для двух скважинных флюидов включает в себя сбор первых данных о скважинном флюиде первым модулем анализа флюида и вторых данных о скважинном флюиде вторым модулем анализа флюида; определение соответствующих параметров загрязнения включает в себя определение загрязнения и неопределенности загрязнения для каждого модуля; характеризация двух флюидов включает в себя определение свойств флюида и их неопределенности для каждого модуля; и сравнение двух флюидов включает в себя сравнение определенных свойств флюида для каждого модуля.

20. Способ анализа флюидов из подземной формации с использованием скважинного инструмента, имеющего анализатор флюида, причем способ включает в себя выполнение скважинных измерений пластовых флюидов; получение данных для пластовых флюидов из, по меньшей мере, двух источников, причем, по меньшей мере, один из этих двух источников включает в себя скважинные измерения; использование полученных данных для определения уровней загрязнений в пластовых флюидах; получение неопределенности, связанной с определенными уровнями загрязнений; и обеспечение анализа свойства флюида в реальном времени для пластовых флюидов на основании определенных уровней загрязнений и полученной неопределенности.

21. Способ анализа флюидов из подземной формации по п.20, в котором выполнение скважинных измерений пластовых флюидов включает в себя выполнение спектроскопических измерений на длине волны, чувствительной к присутствию, по меньшей мере, одного из метана и нефти; и получение данных включает в себя получение спектроскопических измерений в отношении, по меньшей мере, одного из метана и нефти.

22. Система для характеризации пластовых флюидов и обеспечения результатов ответа на основании характеризации, включающая в себя скважинный инструмент, включающий в себя трубопровод с оптической ячейкой, насос, связанный с трубопроводом, для подачи пластового флюида через оптическую ячейку, и анализатор флюида, оптически связанный с ячейкой и приспособленный для выработки данных о свойстве флюида в отношении пластового флюида, подаваемого через ячейку; и по меньшей мере, один процессор, связанный со скважинным инструментом, включающий в себя средство для получения данных о свойстве флюида от скважинного инструмента и, в реальном времени с получением данных, определения из данных свойств флюида для флюидов и неопределенности, связанной с определенными свойствами, для обеспечения одного или нескольких результатов ответа в отношении геологических формаций.

23. Используемый компьютером носитель с читаемым компьютером программным кодом на нем, который при исполнении компьютером, приспособленным для использования со скважинной системой для сравнения в реальном времени двух или большего числа флюидов, для обеспечения результатов ответа, полученных из сравнения, включает в себя получение данных о свойстве флюида, для, по меньшей мере, двух скважинных флюидов, причем данные о свойствах флюида, по меньшей мере, одного флюида получены от скважинной системы; и вычисление, в реальном времени с получением данных, соответствующих свойств флюидов для флюидов, на основании полученных данных и неопределенности, связанной с вычисленными свойствами флюида, для обеспечения одного или нескольких результатов ответа в отношении геологических формаций.