RU2720430C9 - Method for determining composition and properties of formation fluid based on formation geologic characteristics - Google Patents
Method for determining composition and properties of formation fluid based on formation geologic characteristics Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720430C9 RU2720430C9 RU2019135243A RU2019135243A RU2720430C9 RU 2720430 C9 RU2720430 C9 RU 2720430C9 RU 2019135243 A RU2019135243 A RU 2019135243A RU 2019135243 A RU2019135243 A RU 2019135243A RU 2720430 C9 RU2720430 C9 RU 2720430C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pair
- properties
- composition
- fluids
- parameters
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; viscous liquids; paints; inks
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
- G06F17/18—Complex mathematical operations for evaluating statistical data, e.g. average values, frequency distributions, probability functions, regression analysis
Abstract
Description
Изобретение относится к области резервуарной геохимии, в частности к способам определения свойств и состава пластовых флюидов, и может быть использовано для пространственной привязки проб пластовых флюидов к объектам разработки (пластам).The invention relates to the field of reservoir geochemistry, in particular, to methods for determining the properties and composition of formation fluids, and can be used for spatial reference of formation fluid samples to development objects (formations).
При выработке запасов углеводородов, а также для привязки к нефтегазоносному пласту месторождения, для оценки динамики изменения свойств флюидов в процессе выработки запасов и в процессе воздействия на пласт посредством методов увеличения нефтеотдачи существует необходимость в определении состава и свойств флюида.When developing hydrocarbon reserves, as well as for linking to an oil and gas bearing reservoir, to assess the dynamics of changes in the properties of fluids in the process of developing reserves and in the process of acting on the reservoir through methods of increasing oil recovery, there is a need to determine the composition and properties of the fluid.
Состав и свойства флюидов разных пластов могут значительно отличаться. При определении состава и свойств пластового флюида для пространственной (географической) привязки к объекту эксплуатации (пласту) и для установления факта смешения флюидов из разных пластов одного месторождения необходимо использовать те параметры, которые однозначно позволяют различать пластовые флюиды между собой, в связи с чем данные параметры можно охарактеризовать как индивидуализирующие. Индивидуализирующую способность этих параметров определяют на основе сравнения с параметрами состава и/или свойств флюида, отобранного из другого нефтегазоносного пласта. Полученные данные используются для контроля выработки запасов нефтегазоносных пластов, построения моделей смесимости флюидов различных резервуаров.The composition and properties of the fluids of different reservoirs can vary significantly. When determining the composition and properties of formation fluid for spatial (geographical) reference to the object of exploitation (formation) and to establish the fact of mixing fluids from different layers of the same field, it is necessary to use those parameters that clearly allow you to distinguish between formation fluids among themselves, in connection with which these parameters can be characterized as individualizing. The individualizing ability of these parameters is determined based on a comparison with the parameters of the composition and / or properties of the fluid selected from another oil and gas bearing formation. The data obtained are used to control the development of oil and gas reserves, build models of fluid miscibility of various reservoirs.
Существующие геохимические методы контроля выработки запасов основываются на эмпирической закономерности, установленной по многим месторождениям, заключающейся в том, что нефти обычно однородны по составу в едином резервуаре (т.е. во флюидодинамически сообщающемся пласте или пластах). Нефти разных резервуаров (или отдельных участков сложнопостроенного резервуара), как правило, имеют измеримые систематические различия в составе. Для оценки различий нефтяного флюида, относящегося к различным пластам, используют, в частности, так называемый «фингерпринт» нефтяного флюида (в данном контексте «фингерпринт» - набор параметров, однозначно характеризующих углеводородный флюид и отобранных из конкретного нефтегазоносного пласта, т.е. индивидуализирующих параметров состава и свойств флюида).Existing geochemical methods for controlling the development of reserves are based on the empirical pattern established in many fields, namely that oils are usually uniform in composition in a single reservoir (i.e., in fluid-dynamically communicating formation or formations). Oils of different reservoirs (or individual sections of a complex reservoir), as a rule, have measurable systematic differences in composition. To assess the differences in the oil fluid belonging to different reservoirs, in particular, the so-called “fingerprint” of the oil fluid is used (in this context, “fingerprint” is a set of parameters that uniquely characterize a hydrocarbon fluid and are selected from a particular oil and gas reservoir, i.e., individualizing composition parameters and fluid properties).
В настоящее время основными методами для определения состава и свойств нефтяного флюида для резервуарных геохимических исследований являются хроматографический либо хромато-масс-спектрометрический анализ. Однако, спектр методов анализа, которые могут применяться для определения состава и свойств пластового флюида, достаточно широк.Currently, the main methods for determining the composition and properties of petroleum fluid for reservoir geochemical studies are chromatographic or chromato-mass spectrometric analysis. However, the range of analysis methods that can be used to determine the composition and properties of the reservoir fluid is quite wide.
Известен способ анализа сложной смеси, содержащей углеводороды (патент RU 2341792, опубл. 20.12.2008 г, МПК: G01N 27/62, G01N 30/72), согласно которому посредством хромато-масс-спектрометрического анализа (ХМС) образцов углеводородов нефтяных скважин или их окружения получают «фингерпринт» исследуемого образца и используют полученные «фингерпринты» различных смесей для прогнозирования происхождения и свойств одной из углеводородных смесей. Общими признаками с заявленным способом является получение данных о составе сложной смеси углеводородов, а именно определение «фингерпринта» указанной смеси (параметров, которые характеризуют пробу флюида по сравнению с другими пластовыми флюидами) посредством метода физико-химического анализа и сравнение полученных «фингерпринтов» для оценки различимости углеводородных смесей друг относительно друга. Общими признаками заявляемых системы и машиночитаемого носителя с известным техническим решением является определение значений параметров состава углеводородных флюидов для оценки различимости этих флюидов.There is a method of analyzing a complex mixture containing hydrocarbons (patent RU 2341792, publ. 12/20/2008, IPC: G01N 27/62,
Однако в известном техническом решении рассматриваются только параметры состава флюида, которые могут быть получены только методом ХМС, но перечень параметров состава флюида, обеспечивающих различимость углеводородных флюидов друг относительно друга шире, как и перечень методов физико-химического анализа, с помощью которых указанные параметры могут быть определены. При этом могут использоваться более простые методы физико-химического анализа, что приводит к упрощению и сокращению времени определения состава и/или свойств пластовых флюидов, с обеспечением надежной различимости флюидов друг относительно друга, что обеспечивает заявляемый способ, а также система и машиночитаемый носитель для использования в заявляемом способе.However, in the known technical solution, only fluid composition parameters are considered that can be obtained only by the HMS method, but the list of fluid composition parameters ensuring the distinguishability of hydrocarbon fluids relative to each other is wider, as well as the list of physicochemical analysis methods by which these parameters can be defined. In this case, simpler methods of physicochemical analysis can be used, which leads to a simplification and reduction of the time for determining the composition and / or properties of reservoir fluids, ensuring reliable distinguishability of fluids relative to each other, which provides the inventive method, as well as a system and a machine-readable medium for use in the claimed method.
Известен способ (патент US 8165817, опубл. 24.04.2012 г, МПК: G01V 1/40, G06G 7/50, Е21В 49/02), согласно которому на основе характеристик геологического бассейна (минеральный состав, пористость породы) формируют исходную модель геологического бассейна и проводят первоначальную оценку состава флюида в выбранном геодезическом местоположении геологического бассейна, затем проводят отбор образца флюида из скважины, анализируют состав флюида, корректируют исходную модель в соответствии с результатами анализа состава флюида, затем используют скорректированную модель для формирования первоначальной оценки состава флюида в другом геодезическом месте геологического бассейна. Общими признаками известного и заявляемого способов являются возможность учета геологических данных, использование широкого спектра методов анализа для определения состава флюида, полученного из скважины, использование полученных ранее данных о составе и свойствах флюида для определения прогнозного состава флюида другого пласта. Общим признаком известного технического решения с заявляемыми системой и машиночитаемым носителем является применение программного кода, который использует геологические данные для получения модели (состава и свойств) флюида.The known method (patent US 8165817, publ. 24.04.2012 g, IPC:
Однако согласно известному техническому решению для оценки состава флюида в другом геодезическом месте геологического бассейна исходная модель состава флюида на основе геологических данных корректируется относительно данных о составе флюида первого геодезического места геологического бассейна, которые получены конкретным методом физико-химического анализа, т.е. необходимо формировать и корректировать указанную модель для каждого метода физико-химического анализа, что приводит к усложнению и увеличению времени проведения исследования. Также в известном техническом решении для определения прогнозного состава флюида не определяют закономерность изменения состава флюида при изменении геологических характеристик другого геодезического места геологического бассейна, что может приводить к снижению надежности определения прогнозного состава.However, according to the well-known technical solution for assessing the composition of the fluid in another geodetic location of the geological basin, the initial fluid composition model based on geological data is adjusted relative to the fluid composition data of the first geodetic location of the geological basin, obtained by a specific method of physicochemical analysis, i.e. it is necessary to formulate and adjust the indicated model for each method of physicochemical analysis, which leads to a complication and increase in the time of the study. Also, in the known technical solution for determining the predicted composition of the fluid, the regularity of changing the composition of the fluid when changing the geological characteristics of another geodetic location of the geological basin is not determined, which may lead to a decrease in the reliability of determining the predicted composition.
Ближайшим аналогом (прототипом) является способ определения свойств пластовых флюидов (патент RU 2367981, опубл. 20.09.2009 г, МПК: G01V 3/32). Согласно известному способу для определения свойств пластовых флюидов формируют базу данных на основании измерений на большом количестве проб флюида, получают из указанной базы данных параметры радиальной базисной функции, получают значения измерений пластового флюида и определяют, используя все вышеуказанное, свойства пластовых флюидов. Общим признаком известного и заявляемого способов является определение свойств и состава флюида на основе параметров, полученных из базы данных. Общим признаком известного технического решения и заявляемой системы для определения состава и свойств пластовых флюидов является использование по меньшей мере одного процессора, который выполняет операции, обеспечивающие определение свойств и состава флюида на основе параметров, полученных из базы данных, при этом общим признаком заявляемых системы и машиночитаемого носителя с известным техническим решением является использование информации, полученной из базы данных, в процессе определения свойств и состава флюида.The closest analogue (prototype) is a method for determining the properties of reservoir fluids (patent RU 2367981, publ. 09/20/2009, IPC:
Однако методы физико-химического анализа состава и свойств пластовых флюидов обладают различной степенью детальности и точности, и применение того или иного метода анализа определяется возможностью получения параметров, индивидуализирующих углеводородные флюиды, относящиеся к различным нефтегазоносным пластам. В известном техническом решении не рассматривается возможность определения методов физико-химического анализа, которые обеспечивают получение данных о параметрах состава и свойств пластовых флюидов, характеризующих их различимость друг относительно друга, с высокой степенью точности. В связи с этим необходим либо подбор методов физико-химического анализа, либо анализ всех имеющихся в базе данных сведений для определения спектра методов физико-химического анализа, позволяющих с высокой степенью точности определить индивидуализирующие параметры пластовых флюидов, что приводит к увеличению времени и усложнению исследования пластового флюида.However, the methods of physicochemical analysis of the composition and properties of reservoir fluids have varying degrees of detail and accuracy, and the application of a particular analysis method is determined by the ability to obtain parameters that individualize hydrocarbon fluids belonging to different oil and gas reservoirs. The known technical solution does not consider the possibility of determining methods of physicochemical analysis that provide data on the parameters of the composition and properties of reservoir fluids characterizing their distinguishability relative to each other, with a high degree of accuracy. In this regard, either the selection of methods of physicochemical analysis or the analysis of all the information available in the database is necessary to determine the spectrum of methods of physicochemical analysis, which can be used to determine the individualizing parameters of reservoir fluids with a high degree of accuracy, which leads to an increase in time and complication of the study of reservoir fluid.
Техническим результатом изобретения является упрощение и сокращение времени определения состава и/или свойств пластовых флюидов с обеспечением надежной различимости пластовых флюидов друг относительно друга.The technical result of the invention is to simplify and reduce the time to determine the composition and / or properties of reservoir fluids with reliable distinguishability of reservoir fluids relative to each other.
Технический результат достигается при осуществлении способа определения состава и свойств пластовых флюидов, при котором обеспечивают определение значения по меньшей мере одной геологической характеристики пары исследуемых пластов, выбираемой из группы: расстояние между пластами в паре, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости, разница плотностей флюидов, содержащихся в исследуемой паре пластов, по полученным при оценке запасов геологическим характеристикам каждого из пластов; определение перечня параметров состава и свойств пластовых флюидов, которые обеспечивают различимость флюидов исследуемой пары пластов, по значению по меньшей мере одной геологической характеристики пары исследуемых пластов и по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи значения расстояния между пластами в паре, и/или среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, и/или значения разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в пластах пары, с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга, определение состава и/или свойств пластовых флюидов исследуемой пары пластов методами физико-химического анализа, предназначенными для измерения параметров, входящих в указанный перечень.The technical result is achieved by implementing a method for determining the composition and properties of reservoir fluids, in which they determine the value of at least one geological characteristic of a pair of reservoirs under study, selected from the group: the distance between the reservoirs in a pair, the average value of the permeability coefficients for the pair, the difference in the densities of the fluids contained in the studied pair of strata, according to the geological characteristics of each of the strata obtained when assessing reserves; determination of the list of compositional parameters and properties of formation fluids that ensure the distinguishability of the fluids of the studied pair of reservoirs, by the value of at least one geological characteristic of the pair of the studied reservoirs and by the relationship established and recorded in the database for the distance between the layers in the pair and / or the average for the pair values of permeability coefficients, and / or values of the difference in the densities of formation fluids contained in the reservoirs of the pair, with a list of composition parameters and properties of the formation fluids of the pair of reservoirs, which provide distinguishability of the fluids relative to each other, determination of the composition and / or properties of the formation fluids of the studied pair of formations by physical methods -chemical analysis designed to measure the parameters included in the specified list.
Для наполнения базы данных используется одна или несколько геологических характеристик пары пластов из указанной группы. Если в перечень параметров состава и свойств пластового флюида, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга, входят только параметры состава, то определяют составы пластовых флюидов исследуемой пары пластов.To fill the database, one or several geological characteristics of a pair of layers from the specified group are used. If only the composition parameters are included in the list of parameters of the composition and properties of the formation fluid, which ensure the visibility of the fluids relative to each other, then the composition of the formation fluids of the studied pair of formations is determined.
Технический результат достигается за счет предварительно установленной зависимости между геологическими характеристиками пар пластов и перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов, которые подтверждают различимость флюидов (индивидуализирующие параметры). Указанная зависимость позволяет с учетом геологических характеристик исследуемых пластов выделить методы физико-химического анализа для определения состава и/или свойств пластовых флюидов, которые обеспечат высокую степень различимости исследуемых пластовых флюидов друг относительно друга. Это приводит к повышению надежности определения параметров состава и свойств пластовых флюидов, подтверждающих различимость флюидов друг относительно друга, и упрощению и сокращению времени на проведение исследований устьевых/скважинных проб пластовых флюидов.The technical result is achieved due to a pre-established relationship between the geological characteristics of the pairs of layers and a list of parameters of the composition and properties of the reservoir fluids, which confirm the distinguishability of the fluids (individualizing parameters). This dependence allows taking into account the geological characteristics of the studied formations to identify methods of physicochemical analysis to determine the composition and / or properties of the formation fluids, which will provide a high degree of distinguishability of the studied formation fluids relative to each other. This leads to an increase in the reliability of determining the parameters of the composition and properties of reservoir fluids, confirming the distinguishability of fluids relative to each other, and simplification and reduction of time for conducting wellhead / borehole samples of formation fluids.
Известно, что расстояние между пластами в значительной степени влияет на индивидуализирующие параметры углеводородного флюида, поскольку чем ближе находятся объекты разработки (нефтегазоносные пласты), тем выше возможность смешения пластовых флюидов и тем более детальные и высокоразрешающие методы анализа необходимы для определения состава и свойств флюидов для возможности выявления набора индивидуализирующих параметров, которыми можно надежно охарактеризовать флюид каждого из сравниваемых пластов. При увеличении проницаемости пласта (коллектора) повышается возможность перемещения флюида в пласте, при этом, соответственно, повышается равномерность распределения компонентов флюида, что приводит к уменьшению области или диапазона значений параметров. При уменьшении проницаемости коллектора равномерность состава флюида по пласту значительно меняется, в связи с чем возникает необходимость исследовать большее количество параметров, которые характеризуют различимость флюидов из двух разных пластов. Сравнение коэффициентов проницаемости двух пластов, а именно установление среднего значения коэффициента проницаемости, позволяет определить среднее количество параметров состава и свойств флюида, которые позволяют установить различимость флюидов двух пластов. При существенной разнице значений плотностей пластовых флюидов, определяемых при оценке запасов, можно изначально сделать вывод о том, что состав пластовых флюидов в этом случае будет значительно отличаться, в связи с чем количество индивидуализирующих параметров состава и/или свойств пластовых флюидов, которые необходимо определить, может быть меньше. Однако, каким образом эти параметры и характеристики пластов взаимосвязаны не всегда возможно определить. В связи с этим, согласно заявленному способу используется установленная и зафиксированная в базе данных взаимосвязь геологических характеристик пары пластов с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, которые подтверждают различимость флюидов друг относительно друга. В качестве геологических характеристик используют значения расстояния между пластами в паре, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости, значения разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в паре пластов. При этом определяют перечень параметров состава и свойств, в который могут входит как параметры, характеризующие свойства флюида, так и параметры, характеризующие состав флюида. Каждый параметр состава и свойств пластового флюида может быть определен с помощью одного из группы методов физико-химических анализа, например, вязкость флюида можно определить одним из группы методом определения вязкости: с использованием либо шарикового вискозиметра, либо капиллярного вискозиметра, либо вибрационного вискозиметра. В связи с этим на основе указанной взаимосвязи и известных геологических характеристиках пары исследуемых пластов определяют параметры состава и свойств пластового флюида и выделяют соответствующие методы физико-химического анализа, которые позволяют надежно определить состав и/или свойства флюида пары исследуемых пластов.It is known that the distance between the reservoirs significantly affects the individualizing parameters of the hydrocarbon fluid, since the closer the development objects (oil and gas reservoirs) are, the higher the possibility of mixing the reservoir fluids and the more detailed and high-resolution analysis methods are necessary to determine the composition and properties of fluids for identifying a set of individualizing parameters that can reliably characterize the fluid of each of the compared formations. With an increase in the permeability of the formation (reservoir), the possibility of moving the fluid in the formation increases, while, accordingly, the uniformity of the distribution of fluid components increases, which leads to a decrease in the region or range of parameter values. With a decrease in the permeability of the reservoir, the uniformity of the fluid composition in the reservoir changes significantly, and therefore it becomes necessary to study a larger number of parameters that characterize the distinguishability of fluids from two different reservoirs. A comparison of the permeability coefficients of the two layers, namely, the establishment of the average value of the permeability coefficient, allows you to determine the average number of composition parameters and fluid properties that allow you to establish the distinguishability of the fluids of the two layers. With a significant difference in the values of the densities of the formation fluids determined during the assessment of the reserves, we can initially conclude that the composition of the formation fluids in this case will be significantly different, and therefore the number of individualizing parameters of the composition and / or properties of the formation fluids that need to be determined maybe less. However, how these parameters and formation characteristics are interconnected is not always possible to determine. In this regard, according to the claimed method, the relationship between the geological characteristics of the pair of reservoirs and the list of composition parameters and properties of the formation fluid of the pair of reservoirs, which confirm the distinguishability of the fluids relative to each other, is used and established in the database. As the geological characteristics use the values of the distance between the layers in the pair, the average value of the permeability coefficients for the pair, the values of the difference in the densities of the formation fluids contained in the pair of layers. At the same time, a list of composition parameters and properties is determined, which may include both parameters characterizing the properties of the fluid and parameters characterizing the composition of the fluid. Each parameter of the composition and properties of the reservoir fluid can be determined using one of the group of methods of physicochemical analysis, for example, the viscosity of the fluid can be determined by one of the group by the method of determining viscosity: using either a ball viscometer, or a capillary viscometer, or a vibration viscometer. In this regard, on the basis of this relationship and the known geological characteristics of the pair of the studied formations, the composition and properties of the formation fluid are determined and the corresponding methods of physicochemical analysis are identified that allow reliable determination of the composition and / or properties of the fluid of the pair of the studied formations.
Технический результат системы и машиночитаемого носителя заключается в обеспечении осуществления стадий заявленного способа с целью определения значения геологических характеристик пары исследуемых пластов, определения перечня параметров состава и свойств пластовых флюидов, которые обеспечивают различимость флюидов исследуемой пары пластов, и определения методов физико-химического анализа, предназначенные для измерения параметров, входящих в указанный перечень.The technical result of the system and the machine-readable medium is to ensure the implementation of the stages of the claimed method in order to determine the geological characteristics of the pair of the studied reservoirs, to determine the list of composition parameters and properties of the reservoir fluids that provide the distinguishability of the fluids of the studied pair of reservoirs, and to determine the methods of physicochemical analysis intended for measuring parameters included in the specified list.
Достижение технического результата обеспечивается за счет того, что компьютерная система для использования в заявленном способе содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет следующие операции:The achievement of the technical result is ensured by the fact that the computer system for use in the claimed method contains at least one processor and program code, under which the processor performs the following operations:
- определение значения по меньшей мере одной геологической характеристики пары исследуемых пластов, выбираемой из группы: расстояние между пластами в паре, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости, разница плотностей флюидов, содержащихся в исследуемой паре пластов, по полученным при оценке запасов значений геологических характеристик каждого пласта,- determination of the value of at least one geological characteristic of the pair of the studied reservoirs selected from the group: the distance between the reservoirs in a pair, the average value of the permeability coefficients for the pair, the difference in the densities of fluids contained in the studied pair of reservoirs from the reservoirs obtained by assessing the geological characteristics of each reservoir ,
- определение перечня параметров состава и свойств пластовых флюидов, которые обеспечивают различимость флюидов исследуемой пары пластов, по значению по меньшей мере одной геологической характеристики пары исследуемых пластов и по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи значения расстояния между пластами в паре, и/или среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, и/или значения разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в пластах пары, с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга,- determination of the list of compositional parameters and properties of formation fluids that ensure the distinguishability of the fluids of the studied pair of reservoirs, by the value of at least one geological characteristic of the pair of the studied reservoirs and by the relationship established and recorded in the database for the distance between the layers in the pair and / or the average a pair of values of the permeability coefficients, and / or the value of the difference in the densities of the formation fluids contained in the formations of the pair, with a list of composition parameters and properties of the formation fluids of the pair of formations, which ensure the visibility of the fluids relative to each other,
- определение методов физико-химического анализа, предназначенные для измерения параметров, входящих в указанный перечень;- determination of methods of physicochemical analysis intended for measuring parameters included in the specified list;
и упомянутую базу данных значения расстояния между пластами в паре, и/или среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, и/или значения разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в пластах пары, с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга.and the aforementioned database of the values of the distance between the layers in the pair, and / or the average value of the permeability coefficients for the pair, and / or the values of the difference in the densities of the formation fluids contained in the formations of the pair, with a list of composition parameters and properties of the formation fluids of the pair of formations that ensure the visibility of the fluids relative to each other.
Компьютерная система может содержать дополнительно дисплей, на котором программный код отображает взаимосвязь значения расстояния между пластами, и/или среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, и/или значения разницы плотностей флюидов, содержащихся в пластах пары, с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, для которых зафиксирована различимость флюидов друг относительно друга, и какими методами физико-химического анализа состава и свойств жидкости получены эти параметры, при этом указанная взаимосвязь может быть отображена графически.The computer system may further comprise a display on which the program code displays the relationship between the distance between the formations and / or the average value of the permeability coefficients for the pair, and / or the value of the difference in the densities of the fluids contained in the formations of the pair, with a list of composition parameters and properties of the formation fluids of the pair formations for which the visibility of the fluids is fixed relative to each other, and by what methods of physicochemical analysis of the composition and properties of the fluid, these parameters are obtained, while this relationship can be displayed graphically.
Технический результат достигается также за счет того, что на машиночитаемом носителе для использования в заявленном способе сохранены компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет следующие операции:The technical result is also achieved due to the fact that a computer program having a program code is stored on a machine-readable medium for use in the claimed method, and when executed on a computer, the processor performs the following operations:
- определение значения по меньшей мере одной геологической характеристики пары исследуемых пластов, выбираемой из группы: расстояние между пластами в паре, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости, разница плотностей флюидов, содержащихся в исследуемой паре пластов, по полученным при оценке запасов значений геологических характеристик каждого пласта,- determination of the value of at least one geological characteristic of the pair of the studied reservoirs selected from the group: the distance between the reservoirs in a pair, the average value of the permeability coefficients for the pair, the difference in the densities of fluids contained in the studied pair of reservoirs from the reservoirs obtained by assessing the geological characteristics of each reservoir ,
- определение перечня параметров состава и свойств пластовых флюидов, которые обеспечивают различимость флюидов исследуемой пары пластов, по значению по меньшей мере одной геологической характеристики пары исследуемых пластов и по установленной и зафиксированной в базе данных взаимосвязи значения расстояния между пластами в паре, и/или среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, и/или значения разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в пластах пары, с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга,- determination of the list of compositional parameters and properties of formation fluids that ensure the distinguishability of the fluids of the studied pair of reservoirs, by the value of at least one geological characteristic of the pair of the studied reservoirs and by the relationship established and recorded in the database for the distance between the layers in the pair and / or the average a pair of values of the permeability coefficients, and / or the value of the difference in the densities of the formation fluids contained in the formations of the pair, with a list of composition parameters and properties of the formation fluids of the pair of formations, which ensure the visibility of the fluids relative to each other,
- определение методов физико-химического анализа, предназначенные для измерения параметров, входящих в указанный перечень;- determination of methods of physicochemical analysis intended for measuring parameters included in the specified list;
и упомянутая база данных взаимосвязи значения расстояния между пластами в паре, и/или среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, и/или значения разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в пластах пары, с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга.and said database of the relationship between the values of the distance between the formations in the pair and / or the average value of the permeability coefficients for the pair and / or the values of the difference in the densities of the formation fluids contained in the formations of the pair, with a list of composition parameters and properties of the formation fluids of the formations pair that provide distinguishability fluids relative to each other.
Программный код обеспечивает выполнение указанных операций при вводе полученных при оценке запасов значений геологических характеристик каждого пласта или значений геологических характеристик пары исследуемых пластов. При этом ввод этих данных может осуществляться любым известным способом. Под программным кодом понимается также программное обеспечение, которое включает не только сам программный код, но и исходные коды, обеспечивающие, в частности визуализацию зафиксированной в базе данных взаимосвязи значения расстояния между пластами в паре, и/или среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, и/или значения разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в пластах пары, с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, а также полученных результатов (перечень параметров состава и свойств пластовых флюидов, которые обеспечивают различимость флюидов исследуемой пары пластов и/или методов физико-химического анализа).The program code ensures the performance of these operations when entering the values of the geological characteristics of each layer or the values of the geological characteristics of a pair of the studied layers obtained during the assessment of reserves. In this case, the input of this data can be carried out in any known manner. Software code also means software that includes not only the software code itself, but also source codes that provide, in particular, visualization of the relationship between the layers in a pair and / or the average permeability coefficient per pair, and / or values of the difference in the densities of the formation fluids contained in the reservoirs of the pair, with a list of composition parameters and properties of the formation fluids of the pair of reservoirs, as well as the results obtained (a list of composition parameters and properties of the formation fluids that provide distinguishability of the fluids of the studied formation pair and / or physicochemical methods analysis).
Указанная база данных, которая используется также в заявленном способе и содержится в заявленной системе, может быть сформирована с использованием следующих стадий: отбор на месторождении проб пластового флюида из одного из пластов с известными геологическими характеристиками, полученными при оценке запасов, и исследование отобранных проб флюида несколькими методами физико-химического анализа с получением значений параметров состава и/или свойств флюида, определение области значений параметров состава и/или свойств флюида. Повторяют все вышеуказанные этапы для множества пластов данного месторождения и проводят попарный анализ пластов данного месторождения, в котором фиксируют и вносят в базу данных значение расстояния между пластами в паре и/или среднее по паре пластов значение коэффициентов проницаемости, и/или значение разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в паре пластов, сравнивают области значений параметров составов и/или свойств флюидов анализируемой пары пластов, фиксируют и вносят в базу данных наличие либо отсутствие пересечения областей значений параметров составов и/или свойств флюидов для этой пары пластов, при этом отсутствие пересечения фиксируют как различимость флюидов анализируемой пары. Проводят все вышеуказанные этапы для нескольких месторождений, после чего устанавливают и фиксируют взаимосвязь значения расстояния между пластами, и/или среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, и/или значения разницы плотностей флюидов, содержащихся в пластах пары, с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, для которых зафиксирована различимость флюидов друг относительно друга, и какими методами физико-химического анализа состава и свойств жидкости получены эти параметры.The specified database, which is also used in the claimed method and is contained in the claimed system, can be formed using the following stages: sampling the reservoir fluid from one of the reservoirs with known geological characteristics obtained by estimating reserves, and studying several fluid samples methods of physico-chemical analysis to obtain the values of the parameters of the composition and / or properties of the fluid, determining the range of values of the parameters of the composition and / or properties of the fluid. Repeat all the above steps for multiple reservoirs of a given field and conduct a pairwise analysis of reservoirs of a given field, in which the distance between the reservoirs in a pair and / or the average value of the permeability coefficients for the pair of reservoirs and / or the difference in the density of formation fluids are recorded and entered into the database contained in a pair of reservoirs, the ranges of the values of the parameters of the compositions and / or fluid properties of the analyzed pair of reservoirs are compared, the presence or absence of intersection of the regions of the values of the parameters of the compositions and / or properties of the fluids for this pair of reservoirs is recorded, while the absence of intersection is fixed as distinguishability of fluids of the analyzed pair. All the above steps are carried out for several fields, after which they establish and fix the relationship between the distance between the layers, and / or the average value of the permeability coefficients for the pair, and / or the values of the difference in the densities of the fluids contained in the reservoirs, with a list of composition parameters and properties of the formation fluids pairs of reservoirs for which the distinguishability of fluids is fixed relative to each other, and by what methods of physicochemical analysis of the composition and properties of the fluid, these parameters are obtained.
Для повышения надежности установления наличия или отсутствия пересечения значений каждого параметра состава и/или свойств флюидов пары пластов предпочтительно проводить исследование по меньшей мере 5 проб, отобранных из одного пласта, и определение области значений каждого параметра, наличие или отсутствие пересечения которых затем анализируют.To increase the reliability of establishing the presence or absence of intersection of the values of each parameter of the composition and / or fluid properties of a pair of reservoirs, it is preferable to study at least 5 samples taken from one reservoir and determine the range of values of each parameter, the presence or absence of intersection of which is then analyzed.
В связи с тем, что в базе данных фиксируют известные геологические характеристики пластов, это позволяет установить взаимосвязь значений геологических характеристик пары пластов, а именно расстояния между пластами, среднего по паре значения коэффициентов проницаемости, разницы плотностей флюидов, содержащийся в каждом пласте, с перечнем параметров состава и/или свойств флюида, которые являются различимыми, т.е. области значений которых не пересекаются. Также в базе данных фиксируют метод физико-химического анализа, которым эти параметры получены.Due to the fact that the known geological characteristics of the reservoirs are recorded in the database, this allows you to establish the relationship between the values of the geological characteristics of a pair of reservoirs, namely, the distance between the reservoirs, the average permeability coefficient for the pair, the difference in fluid densities contained in each reservoir, with a list of parameters composition and / or fluid properties that are distinguishable, i.e. whose value ranges do not overlap. Also in the database is recorded the method of physico-chemical analysis by which these parameters are obtained.
Исследование отобранных проб может проводиться методами определения плотности, определения вязкости, ИК- и УФ-спектроскопии, SARA-анализа, газовой хроматографии, хромато-масс-спектроскопии.The study of selected samples can be carried out by methods for determining density, determining viscosity, IR and UV spectroscopy, SARA analysis, gas chromatography, chromatography-mass spectroscopy.
Параметрами свойств пластового флюида могут быть, в частности, плотность и/или вязкость.The parameters of the properties of the reservoir fluid may be, in particular, density and / or viscosity.
Параметрами состава пластового флюида могут быть, в частности, содержание углеводородных групп и/или содержание индивидуальных компонентов в составе пластового флюида.The parameters of the composition of the reservoir fluid may be, in particular, the content of hydrocarbon groups and / or the content of individual components in the composition of the reservoir fluid.
Для одного параметра состава или свойств пластового флюида можно определять диапазон значений. Более чем для одного параметра состава или свойств пластового флюида можно определять область значений. Это связано с тем, что чем меньшее количество параметров необходимо для характеристики индивидуализирующих параметров флюида, тем более простой метод анализа данных может быть использован.For one parameter of the composition or properties of the reservoir fluid, a range of values can be determined. For more than one parameter of the composition or properties of the formation fluid, a range of values can be determined. This is due to the fact that the smaller the number of parameters necessary to characterize the individualizing fluid parameters, the more simple a data analysis method can be used.
При определении большого количества параметров состава флюида, в частности получаемых методами газовой хроматографии или хромато-масс-спектроскопии, область значений параметра может быть определена методом главных компонент.When determining a large number of fluid composition parameters, in particular, obtained by gas chromatography or chromatography-mass spectroscopy, the range of parameter values can be determined by the principal component method.
Область значений параметра может быть представлена в виде графика.The range of parameter values can be represented in the form of a graph.
В рамках заявленного способа для определения диапазона значений одного параметра, например вязкости, предпочтительно анализировать какому количеству проб (в процентах) флюида, отобранного из одного пласта, какое значение вязкости соответствует. При анализе группового состава предпочтительно определять область значений содержания одной группы углеводородов в составе проб пластового флюида, отобранных из одного пласта, в зависимости от содержания другой группы углеводородов. При анализе набора данных, полученных, например, методами газовой хроматографии (ГХ) либо хромато-масс-спектроскопии (ХМС), область значений параметров состава и свойств проб флюида, отобранных из одного пласта, предпочтительно определять с использованием метода главных компонент, который позволяет снизить размерность данных с минимальными потерями информации.In the framework of the claimed method for determining the range of values of one parameter, for example viscosity, it is preferable to analyze how many samples (in percent) of fluid taken from one reservoir, what viscosity value corresponds. When analyzing the group composition, it is preferable to determine the range of values of the content of one group of hydrocarbons in the composition of reservoir fluid samples taken from one formation, depending on the content of another group of hydrocarbons. When analyzing a set of data obtained, for example, by gas chromatography (GC) or chromatography-mass spectroscopy (HMS), the range of parameters of the composition and properties of fluid samples taken from one reservoir is preferably determined using the principal component method, which allows to reduce dimensionality of data with minimal loss of information.
Разные группы методов физико-химического анализа состава и свойств жидкости позволяют определять различное количество параметров, характеризующих состав и свойства флюида. В связи с этим при установлении взаимосвязи параметров состава и свойств пластового флюида, которые характеризуют различимость флюидов между собой, с расстоянием между пластами, со средним по паре значением коэффициентов проницаемости, со значением разницы плотностей пластового флюида можно определить параметры состава и свойств пластовых флюидов, для которых зафиксирована различимость, при этом дополнительно распределяют по возрастанию количество параметров, определяемых одним методом физико-химического анализа.Different groups of methods of physicochemical analysis of the composition and properties of the fluid allow us to determine a different number of parameters characterizing the composition and properties of the fluid. In this regard, when establishing the relationship between the composition parameters and properties of the formation fluid, which characterize the distinguishability of the fluids with each other, with the distance between the formations, with a pair average value of the permeability coefficients, with the value of the difference in the density of the formation fluid, the composition and properties of the formation fluids can be determined, for which are distinguishable, while additionally distributing in increasing order the number of parameters determined by one method of physicochemical analysis.
При определении областей значений параметров состава и/или свойств пластового флюида можно рассчитывать медианные значения и среднеквадратичные отклонения для этих параметров. В этом случае различимость параметров состава и свойств пластовых флюидов друг относительно друга можно определить по отсутствию пересечения среднеквадратичных отклонений.When determining the ranges of compositional parameters and / or formation fluid properties, median values and standard deviations for these parameters can be calculated. In this case, the distinguishability of compositional parameters and properties of reservoir fluids relative to each other can be determined by the absence of intersection of standard deviations.
Заявленные способ, система и машиночитаемый носитель обеспечивают определение перечня параметров состава и свойств пластовых флюидов, по которым флюиды могут быть надежно различимы друг относительно друга. В результате предварительно определяют методы (или один метод) физико-химического анализа, которые позволяют установить параметры состава и/или свойств пластовых флюидов, обеспечивающие надежную различимость флюидов друг относительно друга, с использованием известных геологических характеристик пластов. Это позволяет упростить и сократить время на исследование устьевых/скважинных проб пластовых флюидов при определении их состава и/или свойств в целях контроля выработки запасов каждого из пластов и построения моделей смесимости для установления факта смешения флюидов, за счет исключения предварительного подбора подходящей методики определения состава и/или свойств флюида либо исследования пластового флюида широким спектром известных методов физико-химического анализа жидкости.The claimed method, system and machine-readable medium provide a definition of a list of compositional parameters and properties of formation fluids by which the fluids can be reliably distinguished from each other. As a result, methods (or one method) of physicochemical analysis are preliminarily determined that make it possible to establish parameters of the composition and / or properties of the formation fluids providing reliable distinguishability of the fluids relative to each other using known geological characteristics of the formations. This allows us to simplify and reduce the time spent on the study of wellhead / borehole samples of formation fluids when determining their composition and / or properties in order to control the development of reserves of each of the formations and build miscibility models to establish the fact of fluid mixing, by eliminating the preliminary selection of an appropriate methodology for determining the composition and / or fluid properties or formation fluid studies with a wide range of known methods of physicochemical fluid analysis.
Изобретение поясняется следующими фигурами:The invention is illustrated by the following figures:
на фиг. 1 - схема расположения пары пластов пласт 1 и пласт 2 месторождения M1, где ВНК - водно-нефтяной контакт, h - расстояние между пластами, м, 1 - пласт 1 месторождения M1, 2 - пласт 2 месторождения М2;in FIG. 1 - arrangement of a pair of strata of
на фиг. 2 - диаграмма, отображающая зависимость количества (%) проб флюида от значений вязкости флюидов, содержащихся в пластах 1 и 2 месторождения M1;in FIG. 2 is a diagram showing the dependence of the number (%) of fluid samples on the viscosity values of the fluids contained in
на фиг. 3 - диаграмма, отображающая зависимость количества (%) проб флюида от значений вязкости флюидов, содержащихся в пластах 2 и 3 месторождения M1;in FIG. 3 is a diagram showing the dependence of the number (%) of fluid samples on the viscosity values of the fluids contained in
на фиг. 4 - диаграмма, отображающая зависимость количества (%) проб флюида от значений вязкости флюидов, содержащихся в пластах 1 и 3 месторождения M1;in FIG. 4 is a diagram showing the dependence of the number (%) of fluid samples on the viscosity values of the fluids contained in
на фиг. 5 - график оценок областей значений содержания смол от содержания асфальтенов в составе пластовых флюидов пластов 1, 2 и 3 месторождения M1;in FIG. 5 is a graph of estimates of resin content values versus asphaltene content in the formation fluids of
на фиг. 6 - полученный методом главных компонент график оценок областей значений параметров, полученных методом хромато-масс-спектроскопии, состава флюидов для пластов 1 и 2 месторождения M1;in FIG. 6 is a graph obtained by the method of principal components for estimating the ranges of parameter values obtained by chromatography-mass spectroscopy and the composition of the fluids for
на фиг. 7 - полученный методом главных компонент график оценок областей значений параметров, полученных методом хромато-масс-спектроскопии, состава флюидов для пластов 1 и 3 месторождения M1;in FIG. 7 is a graph obtained by the method of principal components for estimating the ranges of parameter values obtained by chromatography-mass spectroscopy, fluid composition for
на фиг. 8 - полученный методом главных компонент график оценок областей значений параметров, полученных методом хромато-масс-спектроскопии, состава флюидов для пластов 2 и 3 месторождения M1;in FIG. 8 is a graph obtained by the method of main components for estimating the ranges of parameter values obtained by chromatography-mass spectroscopy, the composition of the fluids for
на фиг. 9 - график распределения методов физико-химического анализа по количеству параметров состава и/или свойств пластового флюида в зависимости от значения расстояния между пластами;in FIG. 9 is a graph of the distribution of physicochemical analysis methods by the number of parameters of the composition and / or properties of the formation fluid depending on the distance between the formations;
на фиг. 10 - график распределения методов физико-химического анализа по количеству параметров состава и/или свойств пластового флюида в зависимости от среднего по паре значения коэффициента проницаемости;in FIG. 10 is a graph of the distribution of methods of physicochemical analysis by the number of parameters of the composition and / or properties of the reservoir fluid, depending on the average permeability coefficient for the pair;
на фиг. 11 - график распределения методов физико-химического анализа по количеству параметров состава и/или свойств пластового флюида в зависимости от значения разницы плотности пластового флюида, которую определяют при оценке запасов;in FIG. 11 is a graph of the distribution of physicochemical analysis methods by the number of parameters of the composition and / or properties of the formation fluid, depending on the value of the difference in the density of the formation fluid, which is determined when estimating the reserves;
При этом на фигурах 9, 10, 11 обозначено: I - группа методов физико-химического анализа, которые определяют один параметр свойств флюида, например, плотность, вязкость флюида, II - группа методов физико-химического анализа, которые определяют от одного до четырех параметров состава флюида, например, содержание углеводородных групп в пробе нефти (ИК- и УФ-спектроскопии, SARA-анализ), III - группа методов физико-химического анализа, которые определяют около десяти параметров флюида, например, элементный состав минерализованных проб нефти (изотопный анализ, атомно-эмиссионная спектроскопия), IV - группа методов физико-химического анализа, которые определяют около 100 параметров состава флюида, а именно содержание индивидуальных углеводородов в пробе нефти (газовая хроматография), V - группа методов физико-химического анализа, которые определяют около 400 параметров состава флюида, а именно содержание индивидуальных углеводородов в пробе нефти (хромато-масс-спектроскопия).In this case, in figures 9, 10, 11 it is indicated: I — a group of physical and chemical analysis methods that determine one parameter of fluid properties, for example, density, fluid viscosity, II — a group of physical and chemical analysis methods that determine from one to four parameters fluid composition, for example, the content of hydrocarbon groups in an oil sample (IR and UV spectroscopy, SARA analysis), III - a group of physical and chemical analysis methods that determine about ten fluid parameters, for example, the elemental composition of mineralized oil samples (isotope analysis atomic emission spectroscopy), IV - a group of physicochemical analysis methods that determine about 100 fluid composition parameters, namely the content of individual hydrocarbons in an oil sample (gas chromatography), V - a group of physicochemical analysis methods that determine about 400 fluid composition parameters, namely, the content of individual hydrocarbons in the oil sample (chromatography-mass spectroscopy).
При этом с помощью методов, относящихся к группам II-V, определяют состав пластовых флюидов, а с помощью методов I группы определяют свойства пластовых флюидов.In this case, using the methods of groups II-V, the composition of formation fluids is determined, and using the methods of group I, the properties of formation fluids are determined.
На фигуре 12 представлена блок-схема, иллюстрирующая последовательность стадий заявляемого способа, где 4 - стадия определения геологических характеристик пары исследуемых пластов, 5 - стадия сопоставления в базе данных геологических характеристик, полученных на стадии 4 и взаимосвязи геохимических характеристик пар пластов и параметров состава и свойств флюидов, обеспечивающих различимость флюидов, 6 - стадия определения перечня параметров, обеспечивающих различимость флюидов исследуемых пластов, 7 - стадия определения значений параметров состава и/или свойств флюидов, обеспечивающих различимость флюидов.The figure 12 presents a flowchart illustrating the sequence of stages of the proposed method, where 4 is the stage of determining the geological characteristics of the pair of the studied reservoirs, 5 is the stage of comparison in the database of geological characteristics obtained in
На фигуре 13 представлен спектр пластового флюида пласта 8 месторождения М2, отражающий его состав и полученный методом газовой хроматографии с использованием пламенно-ионизационного детектора.The figure 13 presents the spectrum of the reservoir fluid of the
На фигуре 14 представлен спектр пластового флюида пласта 9 месторождения М2, отражающий его состав и полученный методом газовой хроматографии с использованием пламенно-ионизационного детектора.The figure 14 presents the spectrum of the reservoir fluid of the
На фигуре 15 представлен полученный методом главных компонент график оценок областей значений параметров, полученных методом газовой хроматографии, состава флюидов для пластов 8 и 9 месторождения М2.The figure 15 presents the graph obtained by the method of the main components of the estimates of the ranges of parameter values obtained by gas chromatography, the composition of the fluids for
При реализации способа используют базу данных. Используемая база данных может быть сформирована предварительно или при использовании заявляемого способа. Для формирования базы данных проводят отбор устьевых проб, имеющих однозначную привязку к месторождению, кустовой площадке, скважине и объекту эксплуатации (пласту).When implementing the method, a database is used. The database used can be preformed or using the proposed method. To create a database, wellhead samples are selected that have a unique reference to the field, well pad, well, and production site (reservoir).
Отобранные пробы исследуют несколькими методами физико-химического анализа, например:Selected samples are examined using several methods of physico-chemical analysis, for example:
- определение плотности флюида с применением вибрационного плотномера;- determination of fluid density using a vibratory density meter;
- определение динамической вязкости флюида с применением шарикового вискозиметра;- determination of dynamic fluid viscosity using a ball viscometer;
- определение содержания асфальтенов путем их осаждения пентаном;- determination of the content of asphaltenes by precipitation with pentane;
- групповой анализ десфальтизированной пробы углеводородов с количественным определением содержания насыщенной и ароматической фракции, смол (в совокупности осаждение асфальтенов легкими углеводородами и дальнейший анализ деасфальтизированной пробы посредством жидкостно-адсорбционной хроматографии представляют групповой SARA-анализ);- group analysis of a desalted hydrocarbon sample with a quantitative determination of the content of saturated and aromatic fractions, resins (in the aggregate, the precipitation of asphaltenes with light hydrocarbons and further analysis of the deasphalted sample by liquid adsorption chromatography represent a group SARA analysis);
- проведение инфракрасной (ИК) спектроскопии в кювете с определением спектральных характеристик и спектральных коэффициентов, характеризующих структурно-групповые частоты (коэффициенты ароматичности, алифатичности и разветвленности);- conducting infrared (IR) spectroscopy in a cuvette with the determination of spectral characteristics and spectral coefficients characterizing structural group frequencies (aromaticity, aliphatic and branching coefficients);
- проведение анализа методом ультрафиолетовой (УФ) спектроскопии с определением спектров поглощения ароматических соединений;- analysis by ultraviolet (UV) spectroscopy with determination of the absorption spectra of aromatic compounds;
- газохроматографический анализ с использованием пламенно-ионизационного детектора (ПИД);- gas chromatographic analysis using a flame ionization detector (PID);
- сочетание газохроматографического и хромато-масс-спектрометрического анализа с использованием квадрупольного масс-анализатора.- a combination of gas chromatography and chromatography-mass spectrometric analysis using a quadrupole mass analyzer.
Возможно наполнение и обновление базы данных для увеличения объема содержащихся в ней данных с целью повышения точности определения состава и свойств пластовых флюидов.It is possible to fill and update the database to increase the volume of data contained in it in order to increase the accuracy of determining the composition and properties of reservoir fluids.
Методики проведения указанных физико-химических анализов являются известными для специалиста в данной области техники и не требуют дополнительного описания.The techniques for conducting these physicochemical analyzes are known to those skilled in the art and do not require additional description.
В результате проведенного исследования получают значения параметров состава и свойств пластовых флюидов анализируемых пластов.As a result of the study, the values of the composition parameters and properties of the formation fluids of the analyzed formations are obtained.
Определяют область значений каждого параметра состава и/или свойств пластового флюида, полученного конкретным методом физико-химического анализа состава и свойств жидкости.The range of values of each parameter of the composition and / or properties of the formation fluid obtained by a specific method of physicochemical analysis of the composition and properties of the fluid is determined.
Проводят все вышеуказанные этапы для нескольких месторождений: отбор проб из другого множества пластов месторождения, их исследование указанными методами физико-химического анализа и определение области значений параметров состава и свойств пластовых флюидов.All the above steps are carried out for several fields: sampling from another set of reservoir layers, studying them using the indicated methods of physicochemical analysis and determining the range of composition parameters and properties of reservoir fluids.
Затем проводят попарный анализ пластов данного месторождения. Возможное расположение анализируемой пары пластов представлено на фигуре 1. На фигуре 1 расстояние (h) между пластом 1 и пластом 2 определено как расстояние между абсолютными глубинами залегания кровель этих двух пластов. Также расстояние (h) между двумя ближайшими пластами может быть определено как расстояние между подошвой пласта, находящегося ближе к поверхности, и кровлей ниже залегающего пласта, либо как другое известное специалисту расстояние между пластами пары. При этом необходимо учитывать, что расстояние (h), принимаемое за расстояние между пластами согласно заявленному способу должно одинаково определяться и для исследуемой пары пластов, и при установлении взаимосвязи значения расстояния между пластами в паре с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга.Then conduct a pairwise analysis of the layers of this field. The possible location of the analyzed pair of layers is shown in figure 1. In figure 1, the distance (h) between the
В процессе анализа фиксируют значение расстояния между пластами в паре, а также среднее по паре значение коэффициентов проницаемости и значение разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в паре пластов, для каждой пары. Так, для пар пластов месторождения M1, значения геологических характеристик составили, например:In the process of analysis, the value of the distance between the layers in the pair is fixed, as well as the average value of the permeability coefficients for the pair and the value of the density difference of the formation fluids contained in the pair of layers for each pair. So, for pairs of layers of the M1 field, the values of geological characteristics were, for example:
для пластов 1 и 2 месторождения M1 расстояние между пластами составило 320 м, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости - 0,03 мкм2, разница плотностей флюидов - 0,007 г/см3;for
для пластов 2 и 3 месторождения M1 расстояние между пластами составило 322 м, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости - 0,06 мкм2, разница плотностей флюидов - 0,022 г/см3;for
для пластов 1 и 3 месторождения M1 расстояние между пластами составило 642 м, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости - 0,04 мкм2, разница плотностей флюидов - 0,03 г/см3.for
Сравнивают области значений параметров состава и/или свойств флюидов для пары пластов, полученные различными методами физико-химического анализа. На фигурах 2-8 представлены результаты сравнений областей значений параметров состава и свойств флюидов пластов 1, 2 и 3 месторождения M1. В качестве примера наполнения указанной базы данных представлены результаты определения вязкости, содержания смол и асфальтенов, а также состава пластовых флюидов трех пар пластов месторождения М1.Comparison of the values of the composition parameters and / or fluid properties for a pair of layers obtained by various methods of physico-chemical analysis. Figures 2-8 show the results of comparing the ranges of compositional parameters and fluid properties of
На фигурах 2-4 представлено сравнение диапазонов (областей) значений вязкости для трех пар пластов, полученные при использовании шарикового вискозиметра. Как видно из фигур 2 и 3, для пары пластов 1 и 2 и пары пластов 2 и 3 месторождения M1 присутствует пересечение диапазонов значений вязкости флюида: для пары пластов 1 и 2 в пределах от 7,6 до 10 мПа*с, для пары пластов 2 и 3 в пределах от 4,5 до 5,3 мПа*с. Для пары пластов 1 и 3 месторождения M1 (фигура 4) отсутствует пересечение диапазонов значений вязкости флюида, соответственно, фиксируют и вносят в базу данных различимость флюидов пары пластов 1 и 3 (см. таблицу ниже).Figures 2-4 show a comparison of the ranges (regions) of viscosity values for three pairs of formations obtained using a ball viscometer. As can be seen from figures 2 and 3, for a pair of
На фигуре 5 представлено сравнение областей значений содержания смол (%) в зависимости от содержания асфальтенов (%), которые были получены при проведении SARA-анализ пластовых флюидов указанных пар пластов. Как видно из представленного графика, указанный метод физико-химического анализа дает различимые значения указанных параметров состава флюида между парой пластов 1 и 3 и между парой пластов 2 и 3 месторождения M1 - нет пересечения областей значений параметров, соответственно, фиксируют и вносят в базу данных различимость флюидов пары пластов 1 и 3 и пары пластов 2 и 3 (см. таблицу ниже). Однако указанный метод не обеспечивает различимость значений содержания смол (%) в зависимости от содержания асфальтенов (%) для пары пластов 1 и 2 месторождения M1, как видно из фигуры 5 для пары указанных пластов присутствует пересечение указанных областей значений. Соответственно, для пары пластов 1 и 2 фиксируют и вносят в базу данных отсутствие различимости.The figure 5 presents a comparison of the areas of values of the resin content (%) depending on the content of asphaltenes (%), which were obtained during the SARA analysis of reservoir fluids of these pairs of layers. As can be seen from the graph, the indicated method of physicochemical analysis gives distinguishable values of the indicated parameters of the fluid composition between the pair of
Использование методов физико-химического анализа, посредством которых идентифицируют большее количество параметров, позволяет с большей точностью разделять флюиды по составу и свойствам. К таким методам относятся, в частности, методы газовой хроматографии с использованием пламенно-ионизационного детектора, а также методы хромато-масс-спектрометрии (ХМС). На фигурах 6-8 представлено сравнение областей значений для параметров состава пластовых флюидов указанных выше пластов, полученных методом ХМС, при этом графики получены посредством анализа результатов ХМС методом главных компонент. Как видно из представленных графиков, области значений не пересекаются, соответственно, для трех пар месторождения M1 пластов фиксируют и вносят в базу данных наличие различимости пластовых флюидов (см. таблицу ниже). При этом на фигурах 6-8 и 15 «РС1» - ось первой главной компоненты, «РС2» - ось второй главной компоненты.The use of methods of physicochemical analysis, by means of which a greater number of parameters are identified, makes it possible to more accurately separate fluids by composition and properties. Such methods include, in particular, gas chromatography methods using a flame ionization detector, as well as methods of gas chromatography-mass spectrometry (CMS). Figures 6-8 show a comparison of the ranges of values for the composition parameters of the formation fluids of the above formations obtained by the HMS method, while the graphs are obtained by analyzing the results of the HMS by the principal component method. As can be seen from the presented graphs, the ranges of values do not intersect, respectively, for three pairs of the M1 field, the reservoirs are fixed and the presence of distinguishability of formation fluids is entered into the database (see the table below). Moreover, in figures 6-8 and 15, "PC1" is the axis of the first main component, "PC2" is the axis of the second main component.
Статистический анализ значений параметров состава и свойств пластовых флюидов и их сопоставление с геологическими характеристиками пары пластов, области значений параметров состава и свойств которых сравниваются, позволяет получить информацию при каких геологических характеристиках пластов какими методами физико-химического анализа возможно установить индивидуализирующие параметры состава и свойств пластовых флюидов, обеспечивающие различимость флюидов друг относительно друга, которые в дальнейшем можно использовать для целей контроля выработки запасов.A statistical analysis of the values of the parameters of the composition and properties of reservoir fluids and their comparison with the geological characteristics of a pair of reservoirs, the ranges of the values of the parameters of the composition and properties of which are compared, allows you to obtain information on what geological characteristics of the reservoirs by which methods of physicochemical analysis it is possible to establish individualizing parameters of the composition and properties of reservoir fluids , providing the distinguishability of the fluids relative to each other, which in the future can be used for the purpose of controlling the development of reserves.
В таблице представлены результаты проведенного исследования для указанных пар пластов при сопоставлении параметров состава и свойства флюида со значениями расстояния между пластами, средними значениями коэффициентов проницаемости пары пластов и значениями разницы плотностей флюидов, содержащихся в пластах пары.The table presents the results of the study for the indicated pairs of reservoirs when comparing the parameters of the composition and properties of the fluid with the values of the distance between the reservoirs, the average values of the permeability coefficients of the pair of reservoirs and the values of the difference in the densities of the fluids contained in the reservoirs of the pair.
Расстояние (h) между пластами пары в данном случае определяли как разницу между абсолютными глубинами залегания кровель двух пластов.The distance (h) between the layers of the pair in this case was determined as the difference between the absolute depths of the roofs of the two layers.
С использованием предлагаемого подхода к анализу данных провели исследование множества проб пластовых флюидов нескольких пластов различных месторождений.Using the proposed approach to data analysis, a study was conducted of many samples of reservoir fluids of several reservoirs of various fields.
В результате устанавливают и фиксируют взаимосвязь расстояния между пластами, среднего по паре значения коэффициентов проницаемости и значения разницы плотностей флюидов, содержащихся в пластах с перечнем параметров состава и свойств флюида с неперекрывающимися областями или диапазонами значений, а также, соответственно, методы физико-химического анализа, которыми эти параметры получены.As a result, a relationship is established and recorded between the distance between the layers, the pair-average values of the permeability coefficients and the values of the difference in the density of the fluids contained in the layers with a list of composition parameters and properties of the fluid with non-overlapping regions or ranges of values, as well as methods of physicochemical analysis, by which these parameters are obtained.
Для удобства отражения указанной взаимосвязи построены графики (фигуры 9-11), на которых методы физико-химического анализа (ФХА) распределены по возрастанию количества определяемых параметров в зависимости от расстояния между парой пластов (фигура 9), от среднего по паре пластов значения коэффициентов проницаемости (фигура 10), от разницы плотностей флюидов, содержащихся в пластах пары (фигура 11). Как видно из представленных графиков:For the convenience of reflecting this relationship, graphs were constructed (Figures 9-11), on which the methods of physicochemical analysis (PCA) are distributed according to the increasing number of determined parameters depending on the distance between a pair of layers (Figure 9), and on the average permeability coefficient over a pair of layers (figure 10), from the difference in density of fluids contained in the reservoirs of the pair (figure 11). As can be seen from the graphs:
при расстоянии между пластами до 400 м включительно в перечень параметров состава, которые позволяют различить пластовые флюиды друг относительно друга (индивидуализирующие), например, будут входить содержание углеводородных групп, содержание индивидуальных углеводородов и другие (группы методов физико-химического анализа II-V);at a distance between the strata of up to 400 m, inclusive, the list of composition parameters that make it possible to distinguish between formation fluids relative to each other (individualizing), for example, will include the content of hydrocarbon groups, the content of individual hydrocarbons and others (groups of methods of physicochemical analysis II-V);
при низких средних значениях коэффициентов проницаемости (менее 0,03 мкм2) в перечень индивидуализирующих параметров, например, будет входить содержание около 400 индивидуальных углеводородов (V группа методов физико-химического анализа V);at low average values of permeability coefficients (less than 0.03 μm 2 ), the list of individualizing parameters, for example, will include the content of about 400 individual hydrocarbons (V group of methods of physicochemical analysis V);
при значении разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в паре исследуемых пластов, например, от 0,03 до 0,05 г/см3, в перечень индивидуализирующих параметров состава флюидов будут входить, например, как содержание углеводородных групп, так и содержание индивидуальных углеводородов (группы методов физико-химического анализа II-V).when the value of the difference in the densities of the formation fluids contained in the pair of the studied formations, for example, from 0.03 to 0.05 g / cm 3 , the list of individualizing parameters of the composition of the fluids will include, for example, both the content of hydrocarbon groups and the content of individual hydrocarbons ( groups of methods of physicochemical analysis II-V).
При широком перечне параметров состава и/или свойств, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга, есть возможность выбирать наиболее простой метод физико-химического анализа для определения состава и свойств флюидов исследуемой пары пластов.With a wide range of composition parameters and / or properties that ensure the visibility of the fluids relative to each other, it is possible to choose the simplest method of physicochemical analysis to determine the composition and properties of the fluids of the studied pair of formations.
Заявленный способ реализуется следующим образом.The claimed method is implemented as follows.
На фигуре 12 представлена блок-схема, отражающая последовательность стадий согласно заявленному способу. Согласно этой блок-схеме сперва обеспечивается определение по меньшей мере одной геологической характеристики пары исследуемых пластов (4), выбираемой из группы: расстояние между пластами в паре, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости, разница плотностей флюидов, и используют эти значения как входные в ранее сформированную базу данных. Сопоставление геохимических характеристик пары исследуемых пластов (5) с зафиксированной в базе данных взаимосвязи геохимических характеристик пар пластов и параметров состава и свойств флюидов, обеспечивают определение перечня параметров, обеспечивающих различимость флюидов (6). На основе перечня параметров состава флюида выделяют методы физико-химического анализа для определения состава и/или свойств пластовых флюидов (7), в результате которого устанавливают параметры исследуемых пластовых флюидов, характеризующие их различимость. Указанные стадии могут быть проведены с помощью заявленной компьютерной системы или при использовании машиночитаемого носителя, либо рассчитаны и определены специалистом.The figure 12 presents a block diagram showing the sequence of stages according to the claimed method. According to this block diagram, at least one geological characteristic of the pair of the studied reservoirs (4) is determined that is selected from the group: the distance between the reservoirs in a pair, the average value of the permeability coefficients for the pair, the difference in fluid densities, and these values are used as input in the previous formed database. Comparison of the geochemical characteristics of the pair of reservoirs studied (5) with the correlation of the geochemical characteristics of the pair of reservoirs and the parameters of the composition and properties of the fluids recorded in the database provides a list of parameters that ensure the distinguishability of fluids (6). Based on the list of fluid composition parameters, methods of physicochemical analysis are distinguished to determine the composition and / or properties of reservoir fluids (7), as a result of which the parameters of the studied reservoir fluids are established that characterize their distinguishability. These stages can be carried out using the claimed computer system or using a computer-readable medium, or calculated and determined by a specialist.
Согласно заявленному способу определяют значение по меньшей мере одной геологической характеристики, например, значение расстояние между пластами в паре и среднее по паре значение коэффициентов проницаемости. Для пары исследуемых пластов 8 и 9 месторождения М2 расстояние между ними составило 245 м, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости составило 0,0632 мкм2.According to the claimed method, the value of at least one geological characteristic is determined, for example, the distance between the layers in a pair and the average value of the permeability coefficients for the pair. For the pair of studied
Определяют перечень параметров, которые обеспечивают различимость флюидов исследуемой пары следующим образом. Согласно установленной выше взаимосвязи расстояния между пластами с перечнем параметров состава и свойств пластовых флюидов пары пластов, которые обеспечивают различимость друг относительно друга (фигура 9), точкой пересечения расстояния между пластами при 245 м с графиком является IV группа методов физико-химического анализа, включающая перечень параметров порядка 100 индивидуальных углеводородов, которое может быть определено методом газовой хроматографии. Также, согласно указанной взаимосвязи, в перечень параметров входит содержание порядка 400 индивидуальных углеводородов, которое может быть определено методом хромато-масс-спектроскопии (относится к V группе методов физико-химического анализа). Аналогичный перечень параметров соответствует и указанному среднему по паре значению коэффициентов проницаемости 0,0632 мкм2 (фигура 10).A list of parameters is determined that provides the distinguishability of the fluids of the test pair as follows. According to the relationship established above between the formations with a list of composition parameters and properties of the formation fluids of a pair of formations that provide distinguishability relative to each other (Figure 9), the intersection point of the separation between formations at 245 m with the graph is the IV group of methods of physicochemical analysis, including a list parameters of the order of 100 individual hydrocarbons, which can be determined by gas chromatography. Also, according to this relationship, the list of parameters includes the content of about 400 individual hydrocarbons, which can be determined by chromatography-mass spectroscopy (belongs to group V of methods of physicochemical analysis). A similar list of parameters corresponds to the indicated average pair permeability coefficient of 0.0632 μm 2 (figure 10).
Определяют составы флюидов исследуемой пары пластов более простым методом физико-химического анализа, а именно методом газовой хроматографии, поскольку на фигурах 9 и 10 видно, что для обеспечения различимости флюидов указанной пары пластов достаточно методов физико-химического анализа, позволяющих определить порядка 100 параметров (группа IV). На фигурах 13 и 14 представлены спектральные характеристики, отражающие состав флюида пласта 8 месторождения М2 (фигура 13) и состав флюида пласта 9 месторождения М2 (фигура 14). При этом упрощается определение состава и/или свойств и сокращается время проведения исследования по отношению к более сложным методам, в частности метода ХМС, с обеспечением надежной различимости.The composition of the fluids of the studied pair of reservoirs is determined by a simpler method of physicochemical analysis, namely, gas chromatography, since Figures 9 and 10 show that to ensure the distinguishability of the fluids of this pair of reservoirs, physicochemical analysis methods are sufficient to determine about 100 parameters (group Iv). Figures 13 and 14 show spectral characteristics that reflect the composition of the fluid of
Достижение технического результата подтверждается при анализе полученных значений спектральных линий с применением метода главных компонент, который обеспечивает сравнение областей полученных значений параметров состава флюидов пары пластов. Как видно из фигуры 15 области значений параметров составов флюидов не перекрываются, соответственно, метод газовой хроматографии обеспечивает определение состава пластовых флюидов пары пластов с указанными значениями геологических характеристик с высокой степенью различимости флюидов друг относительно друга.The achievement of the technical result is confirmed by analyzing the obtained values of the spectral lines using the principal component method, which provides a comparison of the areas of the obtained values of the fluid composition parameters of the pair of reservoirs. As can be seen from figure 15, the ranges of the parameters of the composition of the fluids do not overlap, respectively, the method of gas chromatography provides a determination of the composition of the reservoir fluids of a pair of reservoirs with the indicated values of geological characteristics with a high degree of distinguishability of the fluids relative to each other.
Таким образом, представленный пример подтверждает, что заявленный способ позволяет определить состав и/или свойств пластовых флюидов с обеспечением надежной различимости флюидов друг относительно друга, а также упростить и сократить время на исследование проб пластовых флюидов за счет предварительного определения перечня параметров состава и свойств пластовых флюидов, которые обеспечивают различимость флюидов друг относительно друга, и методов физико-химического анализа, предназначенных для измерения указанных параметров.Thus, the presented example confirms that the claimed method allows to determine the composition and / or properties of reservoir fluids with reliable distinguishability of fluids relative to each other, as well as to simplify and reduce the time for studying samples of reservoir fluids by preliminary determining the list of composition parameters and properties of reservoir fluids which provide the distinguishability of fluids relative to each other, and methods of physico-chemical analysis designed to measure these parameters.
Claims (73)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019135243A RU2720430C9 (en) | 2019-11-01 | 2019-11-01 | Method for determining composition and properties of formation fluid based on formation geologic characteristics |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019135243A RU2720430C9 (en) | 2019-11-01 | 2019-11-01 | Method for determining composition and properties of formation fluid based on formation geologic characteristics |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2720430C1 RU2720430C1 (en) | 2020-04-29 |
| RU2720430C9 true RU2720430C9 (en) | 2020-06-02 |
Family
ID=70552991
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019135243A RU2720430C9 (en) | 2019-11-01 | 2019-11-01 | Method for determining composition and properties of formation fluid based on formation geologic characteristics |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2720430C9 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2742651C1 (en) * | 2020-06-17 | 2021-02-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" | Method for determining hydrocarbon fluid composition |
| RU2773670C1 (en) * | 2021-08-11 | 2022-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method (variants), system and machine-readable medium for determining the proportion of reservoir fluid in a fluid mixture |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009035918A1 (en) * | 2007-09-13 | 2009-03-19 | Schlumberger Canada Limited | Methods for optimizing petroleum reservoir analysis |
| RU2367981C2 (en) * | 2004-04-30 | 2009-09-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method for detection of reservoir fluid properties |
| WO2014078891A1 (en) * | 2012-11-20 | 2014-05-30 | Stochastic Simulation Limited | Method and system for characterising subsurface reservoirs |
| RU2601733C2 (en) * | 2014-10-23 | 2016-11-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of bazhenov formation deposits double medium geologic and hydrodynamic models constructing |
| RU2656303C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-06-04 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for construction of geological-hydrodynamic models of non-homogeneous reservoirs with thin interlensing of sand-silt and clay rocks |
-
2019
- 2019-11-01 RU RU2019135243A patent/RU2720430C9/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2367981C2 (en) * | 2004-04-30 | 2009-09-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method for detection of reservoir fluid properties |
| WO2009035918A1 (en) * | 2007-09-13 | 2009-03-19 | Schlumberger Canada Limited | Methods for optimizing petroleum reservoir analysis |
| WO2014078891A1 (en) * | 2012-11-20 | 2014-05-30 | Stochastic Simulation Limited | Method and system for characterising subsurface reservoirs |
| RU2601733C2 (en) * | 2014-10-23 | 2016-11-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of bazhenov formation deposits double medium geologic and hydrodynamic models constructing |
| RU2656303C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-06-04 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for construction of geological-hydrodynamic models of non-homogeneous reservoirs with thin interlensing of sand-silt and clay rocks |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2742651C1 (en) * | 2020-06-17 | 2021-02-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" | Method for determining hydrocarbon fluid composition |
| RU2773670C1 (en) * | 2021-08-11 | 2022-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method (variants), system and machine-readable medium for determining the proportion of reservoir fluid in a fluid mixture |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2720430C1 (en) | 2020-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20100132450A1 (en) | Methods for optimizing petroleum reservoir analysis | |
| Kaufman et al. | A new technique for the analysis of commingled oils and its application to production allocation calculations | |
| US20090071239A1 (en) | Methods for optimizing petroleum reservoir analysis | |
| RU2395685C1 (en) | Methods and device for analysis of well pyrobitumen gradients and their application | |
| US11002722B2 (en) | Time-series geochemistry in unconventional plays | |
| US9322268B2 (en) | Methods for reservoir evaluation employing non-equilibrium compositional gradients | |
| US10416349B2 (en) | Phase predictions using geochemical data | |
| MX2014004885A (en) | Method for determining in real time the porosity and water saturation of an underground formation using gas level and drilling data. | |
| Fattah et al. | Improved oil formation volume factor (Bo) correlation for volatile oil reservoirs: An integrated non-linear regression and genetic programming approach | |
| Bartha et al. | Combined petroleum system modeling and comprehensive two-dimensional gas chromatography to improve understanding of the crude oil chemistry in the llanos basin, Colombia | |
| Yang et al. | Predicting Reservoir Fluid Properties from Advanced Mud Gas Data | |
| RU2720430C9 (en) | Method for determining composition and properties of formation fluid based on formation geologic characteristics | |
| McCaffrey* et al. | Applying oil fingerprinting to unconventional reservoirs in the permian basin for characterization of frac height and quantification of the contribution of multiple formations to commingled production | |
| Zuo et al. | EOS-based downhole fluid characterization | |
| CN109991675A (en) | Utilize the method that terpane absolute content determines crude maturity in crude oil | |
| Austad et al. | Compositional and PVT properties of reservoir fluids contaminated by drilling fluid filtrate | |
| Dubost et al. | Integration of in-situ fluid measurements for pressure gradients calculations | |
| Gisolf et al. | Real time integration of reservoir modeling and formation testing | |
| Elshahawi et al. | Reservoir fluid analysis as a proxy for connectivity in deepwater reservoirs | |
| Okoh et al. | A semi-empirical method for predicting GOC in oil reservoirs with limited PVT dataset | |
| Hy-Billiot et al. | Getting the best from formation tester sampling | |
| Venkataramanan et al. | Downhole fluid analysis and fluid-comparison algorithm as aid to reservoir characterization | |
| RU2786663C1 (en) | Method for identifying interlayer flows in the development of oil and gas condensate or oil fields | |
| Patience* et al. | Use of petroleum geochemical data to assess the presence of conventional migrated oil in produced shale oil–example from the Midland Basin | |
| Golovko et al. | Formation Fluid Microsampling While Drilling: A New PVT and Geochemical Formation Evaluation Technique |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification |