RU2014133716A - Способ получения характеристик углеводородных пласт-коллекторов - Google Patents

Abstract

1. Способ получения характеристик нефтяного флюида в пласт-коллекторе, пересекающего по меньшей мере одну скважину, включающий(a) получение для по меньшей мере одного местоположения в по меньшей мере одной скважине одного образца флюида;(b) выполнение флюидного анализа образца(ов) флюида, полученного на этапе (а), для измерения свойств образца(ов) флюида(ов), причем свойства включают содержание асфальтенов;(c) использование по меньшей мере одной модели, которая прогнозирует содержание асфальтенов как функцию местоположения в пласт-коллекторе;(d) сравнение прогнозированной концентрации асфальтенов, полученной на этапе (c), с соответствующей концентрацией, измеренной флюидным анализом на этапе (b), для соответствующего местоположения в скважине для идентификации соответствия асфальтенов из образца(ов) флюида конкретному типу асфальтенов;(e) в случае, если асфальтены в образце(ах) флюида соответствуют конкретному типу асфальтенов, используют модель вязкости для получения вязкости пластовых флюидов как функции местоположения пласт-коллектора, при этом вязкостная модель допускает градиенты вязкости пластовых флюидов как функции глубины.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что конкретные типы асфальтенов представляют или включают асфальтеновые кластеры.3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вязкость пластового флюида, полученная на этапе (e), поставляется в симулятор пласт-коллектора для имитационного анализа продуктивности пласт-коллектора.4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что вязкостная модель на этапе (e) или ее часть поставляется в симулятор пласт-коллектора.5. Способ по п. 1, дополнительно включающий настройку вязкостной модели на этапе (e) на основе в

Claims (28)

1. Способ получения характеристик нефтяного флюида в пласт-коллекторе, пересекающего по меньшей мере одну скважину, включающий

(a) получение для по меньшей мере одного местоположения в по меньшей мере одной скважине одного образца флюида;

(b) выполнение флюидного анализа образца(ов) флюида, полученного на этапе (а), для измерения свойств образца(ов) флюида(ов), причем свойства включают содержание асфальтенов;

(c) использование по меньшей мере одной модели, которая прогнозирует содержание асфальтенов как функцию местоположения в пласт-коллекторе;

(d) сравнение прогнозированной концентрации асфальтенов, полученной на этапе (c), с соответствующей концентрацией, измеренной флюидным анализом на этапе (b), для соответствующего местоположения в скважине для идентификации соответствия асфальтенов из образца(ов) флюида конкретному типу асфальтенов;

(e) в случае, если асфальтены в образце(ах) флюида соответствуют конкретному типу асфальтенов, используют модель вязкости для получения вязкости пластовых флюидов как функции местоположения пласт-коллектора, при этом вязкостная модель допускает градиенты вязкости пластовых флюидов как функции глубины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что конкретные типы асфальтенов представляют или включают асфальтеновые кластеры.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вязкость пластового флюида, полученная на этапе (e), поставляется в симулятор пласт-коллектора для имитационного анализа продуктивности пласт-коллектора.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что вязкостная модель на этапе (e) или ее часть поставляется в симулятор пласт-коллектора.

5. Способ по п. 1, дополнительно включающий настройку вязкостной модели на этапе (e) на основе вязкости образца флюида, измеренной флюидным анализом.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вязкостная модель на этапе (e) включает в себя принципиальную модель состояния вязкости, при этом принципиальная модель состояния вязкости моделирует вязкость в смеси (подвижной тяжелой нефти), основываясь на соответствующей теории состояний, для прогнозирования вязкости смеси как функции температуры, давления, состава смеси, псевдокритических свойств смеси и вязкости контрольного вещества, оцениваемой при соответствующих давлении и температуре.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что принципиальная модель состояния вязкости имеет следующую форму

$${\mu }_m\left(P,T\right)={\left(\frac{T_{cm}}{T_{co}}\right)}^{-\frac{1}{6}}{\left(\frac{P_{cm}}{P_{co}}\right)}^{\frac{2}{3}}{\left(\frac{M{W}_m}{M{W}_o}\right)}^{\frac{1}{2}}\left(\frac{a_m}{a_o}\right){\mu }_0\left(P_o,T_o\right)$$

,

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

μ₀(P_o, T_o) - вязкость контрольного флюида при контрольной температуре и контрольном давлении;

T_cm - критическая температура смеси (подвижной тяжелой нефти);

T_co - критическая температура контрольного флюида;

P_cm - критическое давление смеси (подвижной тяжелой нефти);

P_co - критическое давление контрольного флюида;

MW_m - молекулярная масса смеси (подвижной тяжелой нефти); и

MW_o - молекулярная масса контрольного флюида;

α_m - параметр смеси (подвижной тяжелой нефти); и

α₀ - параметр контрольного флюида.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что по меньшей мере одно псевдокритическое свойство смеси обрабатывается как изменяемый параметр вязкостной модели, настроенной с помощью процесса настройки, при этом процесс настройки использует вязкость образца флюида, измеренного с помощью флюидного анализа.

9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что вязкостная модель основана на параметре, представляющем молекулярную массу смеси, при этом данный параметр принимает значение в диапазоне менее чем 60000 г/моль.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что параметр, представляющий молекулярную массу смеси, принимает значение между 1500 и 3000 г/моль.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одна модель на этапе (c) содержит модель уравнения состояния, прогнозирующего свойства состава и флюидные свойства на разных участках в пласт-коллекторе, основанную на флюидных свойствах, измеренных на этапе (b).

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что по меньшей мере одна модель на этапе (c) также содержит модель растворимости, характеризующую относительное содержание набора высокомолекулярных компонентов как функцию глубины по сравнению с относительной растворимостью, плотностью и молярным объемом высокомолекулярных компонентов из набора на разных глубинах, при этом набор высокомолекулярных компонентов содержит асфальтеновые компоненты, а свойства состава и флюидные свойства, спрогнозированные с помощью модели уравнения состояния, используются для ввода в модель растворимости.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что модель растворимости обрабатывает пластовый флюид как смесь из двух частей, представляющих собой растворенную часть и растворитель, и при этом растворенная часть содержит набор высокомолекулярных компонентов.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что высокомолекулярные компоненты растворенной части определены типом класса и выбраны из группы, содержащей смолы, асфальтеновые наноагрегаты и асфальтеновые кластеры.

15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одна модель на этапе (c) содержит модель уравнения состояния, содержащую концентрацию, молекулярные массы и конкретные плотности для набора псевдокомпонентов пластового флюида, при этом такие псевдокомпоненты содержат тяжелый псевдокомпонент, представляющий неасфальтеновую жидкую фракцию пластового флюида, второй псевдокомпонент - дистиллят, представляющий неасфальтеновую жидкую фракцию пластового флюида, и третий легкий псевдокомпонент, представляющий газы пластового флюида.

16. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вязкостная модель расширена для принятия во внимание влияния СГН, давления и температуры на вязкость.

17. Способ по п. 1, отличающийся тем, что флюидный анализ на этапе (b) выполняется скважинным инструментом флюидного анализа.

18. Способ по п. 1, отличающийся тем, что флюидный анализ на этапе (b) выполняется в лабораторных условиях.

19. Способ получения характеристик нефтяного флюида в пласт-коллекторе, пересекаемого по меньшей мере одной скважиной, включающий:

(a) определение концентрации набора компонентов нефтяного флюида как функции глубины в пласт-коллекторе, при этом набор компонентов содержит по меньшей мере один асфальтеновый компонент, и определение, соотносится ли по меньшей мере один асфальтеновый компонент нефтяного флюида с конкретным асфальтеновым типом;

(b) в случае, если по меньшей мере один асфальтеновый компонент нефтяного флюида соотносится с конкретным асфальтеновым типом, используют вязкостную модель для получения вязкости нефтяного флюида как функции местоположения в пласт-коллекторе, при этом вязкостная модель допускает градиенты вязкости нефтяных флюидов как функции глубины.

20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что конкретный асфальтеновый тип представляет собой или содержит асфальтеновые кластеры.

21. Способ по п. 19, отличающийся тем, что вязкость нефтяного флюида, полученная на этапе (b), поставляется в симулятор пласт-коллектора для симуляционного анализа продуктивности пласт-коллектора.

22. Способ по п. 21, отличающийся тем, что вязкостная модель на этапе (b) или ее часть поставляется в симулятор пласт-коллектора для симуляционного анализа продуктивности пласт-коллектора.

23. Способ по п. 19, дополнительно включающий настройку вязкостной модели на этапе (b), основанную на вязкости образца флюида, измеренной флюидным анализом.

24. Способ по п. 19, отличающийся тем, что вязкостная модель на этапе (b) содержит принципиальную модель состояния вязкости, моделирующую вязкость смеси (свежей тяжелой нефти), основываясь на соответствующей теории состояния, для прогнозирования вязкости смеси как функции температуры, давления, состава смеси, псевдокритических свойств смеси и вязкости контрольной субстанции, оцениваемой при контрольных давлении и температуре.

25. Способ по п. 24, отличающийся тем, что принципиальная модель состояния вязкости имеет форму

$${\mu }_m\left(P,T\right)={\left(\frac{T_{cm}}{T_{co}}\right)}^{-\frac{1}{6}}{\left(\frac{P_{cm}}{P_{co}}\right)}^{\frac{2}{3}}{\left(\frac{M{W}_m}{M{W}_o}\right)}^{\frac{1}{2}}\left(\frac{a_m}{a_o}\right){\mu }_0\left(P_o,T_o\right)$$

,

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

μ₀(P_o, T_o) - вязкость контрольного флюида при контрольной температуре и контрольном давлении;

T_cm - критическая температура смеси (подвижной тяжелой нефти);

T_co - критическая температура контрольного флюида;

P_cm - критическое давление смеси (подвижной тяжелой нефти);

P_co - критическое давление контрольного флюида;

MW_m - молекулярная масса смеси (подвижной тяжелой нефти);

MW_o - молекулярная масса контрольного флюида;

α_m - параметр смеси (подвижной тяжелой нефти) и

α₀ - параметр контрольного флюида.

26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что по меньшей мере одно псевдокритическое свойство смеси обрабатывается как изменяемый параметр вязкостной модели, настраиваемой с помощью процесса настройки, использующего вязкость флюидного образца, измеренную с помощью флюидного анализа.

27. Способ по п. 25, отличающийся тем, что вязкостная модель основана на параметре, представляющем молекулярную массу смеси, заданном в диапазоне менее чем 60000 г/моль.

28. Способ по п. 25, отличающийся тем, что параметр, представляющий молекулярную массу смеси, задают в диапазоне между 1500 и 3000 г/моль.