Способ и устройство для моделирования pvt-параметров
Изобретение относится к созданию машинных моделей, на выходе которых получают расчетные данные о свойствах флюидов, содержащихся в нефтегазоносных пластах-коллекторах. Способ и устройство используют для преобразования данных градиента давления, пластового давления и температуры пласта, полученных посредством каротажного прибора на кабеле, в оценочные данные PVT-свойств углеводородного флюида, которые не зависят от присутствия бурового раствора на углеводородной основе, без необходимости отбора физических проб флюида из скважины для проведения их лабораторного анализа на поверхности. Техническим результатом изобретения является повышение статистической точности PVT-свойств пластовых флюидов. 5 н.п., 18 з.п. ф-лы, 9 ил.
Предпосылки создания изобретения
Настоящее изобретение относится к способу получения смоделированных параметров, определяемых соотношениями давления, объема и температуры (PVT), по данным каротажа скважин без отбора физических проб из нефтегазоносных пластов. В частности, изобретение относится к вычислительному устройству, в которое поступают результаты измерения давления и температуры, получаемые посредством спускаемого на кабеле каротажного прибора, и зависящие от глубины буровой скважины, и которое выдает смоделированные PVT-параметры. В частности, изобретение относится к повышению статистической точности PVT-параметров при известных геохимических характеристиках флюидов пласта-коллектора, через который проходит скважина.
Описание предшествующего уровня техники
Известно, что содержащиеся в геологических резервуарах углеводородные флюиды (жидкие и газообразные) находятся под высоким давлением (по сравнению с атмосферным давлением), а также обычно имеют высокую температуру (по сравнению с температурой воздуха). При таком давлении пластовый флюид изначально представляет собой однофазный флюид, который затем высвобождает растворенный газ с последующим формированием двухфазного флюида с раздельным газовым и нефтяным компонентами при условии, что исходное давление пластового флюида в достаточной степени снизилось и приблизилось к атмосферному давлению. После извлечения из скважины пластового флюида с достаточно высокой исходной температурой по мере снижения температуры и ее приближения к температуре воздуха также происходит уменьшение объема заданной массы флюида.
Обычно после бурения разведочных нефтяных скважин и обнаружения в них углеводородных флюидов осуществляют испытание скважинного флюида. Такое испытание обычно предусматривает подачу скважинного флюида на поверхность, разделение нефти и газа в сепараторе и измерение дебита нефти и газа по отдельности с их последующим сжиганием в факеле.
Пробы нефти и газа также необходимы для проведения их химического и физического анализа. Такие пробы пластового флюида отбирают на как можно более ранней стадии эксплуатации продуктивного пласта и анализируют в специализированных лабораториях. Получаемая при этом информация необходима для планирования и разработки нефтяных месторождений, а также и оценки их продуктивности и контроля рабочих характеристик.
Известны два способа отбора таких проб:
1. Непосредственно из пласта-коллектора методом отбора проб флюида с забоя необсаженной скважины и
2. Отбор проб флюида с поверхности методом поверхностной рекомбинации.
При отборе проб с забоя необсаженной скважины в скважину опускают особый пробоотборник с целью получения находящейся под избыточным давлением пробы пластового флюида, присутствующего в стволе скважины. В процессе отбора пробы ее давление поддерживают на уровне давления в стволе скважины, при котором она была получена из породы, окружающей ствол скважины. Если давление в скважине на глубине отбора проб превышает давление насыщения пластового флюида, проба будет представлять собой однофазный флюид, отображающий пластовый флюид, т.е. аликвотную часть.
Отбор методом поверхностной рекомбинации предусматривает отбор отдельных проб нефти и газа из наземного эксплуатационного объекта (например, газонефтяного сепаратора). В аналитических лабораториях осуществляют рекомбинацию таких проб в правильных пропорциях с целью получения композитного флюида, который должен отображать пластовый флюид, т.е. представлять собой преобразованную аликвотную часть.
В настоящее время производится ряд пробоотборников для отбора проб с забоя необсаженной скважины, в основу работы которых положен общий принцип.К ним относятся модульный динамический пластоиспытатель (MDT) компании "Шлюмберже", прибор RCI компании "Бейкер Атлас" и прибор RDT компании "Халлибертон". В целом названные пробоотборники часто называют кабельными опробователями пластов. За один спуск в скважину такие пробоотборники могут отбирать несколько проб (например, из различных продуктивных зон в скважине).
Обычный кабельный опробователь пластов спускают в скважину для отбора пробы пластового флюида на нужной глубине, при этом его внутренняя камера открывается, впуская пластовый флюид, после чего камера, содержащая заданный объем пробы флюида, герметично закрывается. Затем опробователь поднимают из скважины, извлекают из него пробу и направляют ее в аналитическую лабораторию. После этого определяют PVT-свойства каждой пробы флюида в условиях скважины.
Кабельные опробователи пластов позволяют не только отбирать высококачественные пробы для определения PVT-свойств на наиболее перспективных интервалах скважины, но также получать каротажную диаграмму градиента давления и профиля температур скважины. Градиент давления используется для определения уровня межфлюидного контакта, плотности пластового флюида и стратегии вскрытия пласта. Как указано выше, пробы флюида, взятые при помощи кабельных опробователей пластов, поступают в аналитические лаборатории для проведения измерений по методу PVT (соотношений давление-объем-температура).
Существующая практика каротажа предусматривает измерение профилей давления во множестве потенциально нефтегазоносных зон и отбор высококачественных проб, отображающих PVT-свойства, лишь на наиболее перспективных интервалах. Количество отобранных проб ограничено следующими факторами:
1. временем бурения (затратами), связанными со спуском и подъемом кабельного опробователя пластов;
2. временем, необходимым для уменьшения количества бурового раствора на углеводородной основе, загрязняющего пробы и изменяющего их PVT-свойства; и
3. числом имеющихся в распоряжении камер опробователя для отбора проб.
В прошлом не существовало приемлемой системы или способа, позволяющих по результатам измерения профиля давления и температур, полученных методом каротажа с использованием кабельного опробователя пластов, прогнозировать путем теоретических расчетов PVT-свойства для проб, отобранных в процессе такого каротажа.
Задача изобретения
Основной задачей изобретения является создание автоматизированного аналитического прибора и способа для получения PVT-характеристик флюидов из нефтегазоносных пластов-коллекторов в зависимости глубины скважины на основе результатов измерений профилей давления и температур, полученных каротажным прибором, без необходимости отбора проб флюида.
Еще одной задачей изобретения является создание автоматизированного аналитического прибора и способа для получения PVT-характеристик флюидов из нефтегазоносных пластов-коллекторов в зависимости глубины скважины на основе результатов измерений каротажным прибором пластового давления и температуры, а также градиента давления, рассчитываемого по данным измерений пластового давления.
Дополнительной задачей изобретения является получение PVT-характеристик пластовых флюидов на основе данных измеренного каротажным прибором пластового давления, температуры пласта и градиента пластового давления и данных о физическом местоположении скважины, позволяющих определить релевантные геохимические параметры, за счет чего повышается статистическая точность PVT-характеристик.
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении предложен способ определения и оценки или прогнозирования PVT-свойств пластов-коллекторов (т.е. свойств, определяемых соотношениями давления, объема и температуры), позволяющий в основном обходиться без отбора и анализа проб пластовых флюидов. В одном варианте способа для определения PVT-свойств пласта-коллектора сначала создают модель на основе набора ранее полученных данных, включающих в себя результаты ряда измерений давления, температуры и геохимических параметров, относящихся к различным пластам-коллекторам. В стволе скважины, проходящей через исследуемый пласт-коллектор, осуществляют ряд натурных измерений, например, путем получения каротажной диаграммы таких параметров, как температура, давление и градиент давления. Данные таких измерений затем объединяют с моделью, чтобы спрогнозировать или определить заданные PVT-параметры (характеристики флюида) из выбранного пласта-коллектора. В число других параметров, которые могут использоваться для определения PVT-свойств или создания модели, входят, не ограничиваясь ими, плотность флюида, параметры материнской породы, термическая зрелость, биохимическое разложение, вязкость, химические свойства пластовых флюидов, химический состав.
Кроме того, названные выше задачи, а также другие признаки и преимущества изобретения включены в способ создания вычислительных модулей, на вход которых поступают данные пластового давления, температуры пласта и градиента пластового давления в зависимости от глубины скважины, а на выходе которых получают данные любых или всех из множества параметров, таких как молекулярная масса пластового флюида (RF MW), давление насыщения (Psat) и т.д. Первый модуль, называемый PVT MOD, включает в себя уравнения, которые описывают выходные параметры в виде функциональной зависимости лишь от пластового давления, температуры пласта и градиента пластового давления. Второй модуль, называемый PVT MOD PLUS, включает в себя уравнения, которые описывают выходные параметры в виде функциональной зависимости не только от пластового давления, температуры пласта и градиента пластового давления, но также геохимических параметров, отображающих тип материнской породы (ароматичность), термическую зрелость и биохимическое разложение. Для определения таких геохимических параметров в базу данных, устанавливающую соотношение геохимических параметров с местоположением скважин, вводят информацию о физическом местоположении скважины. Таким образом, при использовании модуля PVT MOD PLUS в него в виде функциональной зависимости от глубины вводят шесть параметров, а на выходе в виде функциональной зависимости от глубины получают любой или все из множества упомянутых выше параметров. Для переменных PVT на выходе модуля PVT MOD PLUS статистическая точность повышена по сравнению с параметрами на выходе модуля PVT MOD.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 показана схема последовательности операций по генерированию модулей уравнений (называемых уравнениями PVT MOD), соотносящих любые или все параметры, такие как вязкость пластового флюида, с входными параметрами пластового давления, температуры пласта и градиента пластового давления.
на фиг.2 - схема последовательности операций по формированию глобальной базы данных характеристик товарной нефти с целью определения параметров ароматичности материнской породы, термической зрелости и биохимического разложения в зависимости от местоположения скважины,
на фиг.3 - диаграмма содержания метана в пластовом флюиде в зависимости от плотности пластового флюида, которая иллюстрирует одну из стадий осуществления способа получения уравнений согласно фиг.1,
на фиг.4 - диаграмма проиллюстрированных на фиг.3 параметров с тем отличием, что точки ввода данных или "пробы" обозначены различными геометрическими фигурками в зависимости от типа материнской породы,
на фиг.5 - повторение фиг.4 за исключением того, что штриховкой символов обозначена их термическая зрелость и показано, что более зрелые пробы (обозначенные более темной штриховкой) группируются вблизи нижнего конца кривой, что доказывает, что термическая зрелость является существенным параметром для создания уравнения, устанавливающего отношение между содержанием метана в пластовом флюиде и плотностью пластового флюида,
на фиг.6 - еще одна диаграмма содержания метана в пластовом флюиде в виде функциональной зависимости непосредственно от нефтяного пласта, на которой подвергнутые биохимическому разложению пробы сгруппированы в районе правого нижнего участка диаграммы, что доказывает, что уравнение может быть дополнительно усовершенствовано за счет включения данных биохимического разложения в уравнение, в котором соотнесено содержание метана в пластовом флюиде и плотность пластового флюида,
на фиг.7 - схема последовательности осуществления заявленного способа определения PVT-параметров углеводородных флюидов в породах (формациях), окружающих скважину, с использованием данных каротажного прибора, такого как кабельный опробователь пластов, при помощи уравнения PVT MOD, созданного на основе данных проб,
на фиг.8 - схема последовательности осуществления заявленного способа определения PVT-параметров углеводородных флюидов в породах (формациях), окружающих скважину, с использованием помимо входных параметров, проиллюстрированных на фиг.7, также геохимических параметров, полученных из глобальной базы данных характеристик товарной нефти с указанием данных местоположения и геохимических параметров согласно фиг.2 при помощи уравнения PVT MOD PLUS, созданного на основе данных проб с добавлением геохимических данных, и
на фиг.9 схематически проиллюстрирована система получения PVT-параметров флюидов исключительно на основе данных кабельного опробователя пластов или на основе данных кабельного опробователя пластов и геохимической информации, полученной с местоположения исследуемой скважины.
Описание изобретения
Настоящее изобретение относится к созданию машинных моделей, на выходе которых получают расчетные данные о свойствах флюидов, содержащихся в нефтегазоносных пластах-коллекторах (PVT-параметрах или PVT-характеристиках) без необходимости проведения лабораторного анализа проб флюидов и фазового поведения в зависимости от входных данных. В первом модуле, именуемом PVT MOD, в качестве входных параметров используют три вида данных, каждый из которых определяется в зависимости от глубины в стволе скважины, измеренной спускаемым на кабеле каротажным прибором, таким как кабельный опробователь пластов. Второй модуль, именуемый PVT MOD PLUS, позволяет получать уточненные выходные расчетные данные PVT-параметров за счет ввода в уравнения, описывающие модель, одного или нескольких геохимических параметров, причем предложенный способ предполагает использовать входные PVT-параметры MOD плюс местоположение скважины, на основе которого через базу данных получают геохимические параметры уравнения. В предпочтительном случае в модуле PVT MOD PLUS используют три геохимических параметра: тип материнской породы (ароматичность), термическая зрелость и биохимическое разложение.
Тремя предпочтительными параметрами, которые определяют по результатам испытания пласта кабельным опробователем пластов, являются плотность пластового флюида, пластовое давление и температура пласта. Плотность пластового флюида определяют по результатам измерения градиента давления в скважине:
где Δр/Δz означает градиент давления (z означает глубину), ρf означает плотность пластового флюида и g означает гравитационную постоянную. Если для определения плотности пластового флюида используют уравнение (1), на результат не влияет присутствие бурового раствора на углеводородной основе, который загрязняет фактические пробы, отобранные для определения PVT-параметров, и является причиной получения ошибочных PVT-параметров, измеренных в лабораторных условиях. При наличии независимо полученных данных плотности бурового раствора на углеводородной основе плотность пластового флюида также определяют исходя из данных гидростатического градиента давления бурового раствора:
где ρf означает плотность пластового флюида без бурового раствора,
ρm означает плотность бурового раствора на углеводородной основе,
Δρf означает градиент пластового давления,
Δρm означает гидростатический градиент давления.
Основным параметром, используемым вычислительными модулями PVT MOD и PVT MOD PLUS, является плотность пластового флюида ρf (из уравнения (1)) или ρf (из уравнения (2)). Как описано ниже со ссылкой на фиг.1, для получения уравнений PVT MOD был использован полученный по результатам 145 отчетов об исследованиях в районе Мексиканского залива набор PVT-параметров пластовых флюидов, которые отображают широкий диапазон типов углеводородных флюидов. В уравнении PVT MOD PLUS, описанном со ссылкой на фиг.2, кроме того, использованы геометрические параметры, полученные из 3700 нефтяных скважин, расположенных по всему миру. Пробы, взятые из каждой из тех 3700 скважин, соотнесены с тремя основными геохимическими параметрами:
SRA - ароматичность материнской породы
ТМ - термическая зрелость
BIO - биохимическое разложение.
Уравнения PVT MOD PLUS повышают статистическую точность уравнения PVT MOD.
На фиг.1 представлена схема, иллюстрирующая последовательность осуществления способа создания уравнений модуля PVT MOD для прогнозирования PVT-параметров. Сначала, как это показано прямоугольником 10, создают базу данных, содержащую результаты измерений PVT-параметров, которые в идеале отображают широкий диапазон типов флюидов - от конденсатов сухого природного газа до сырой тяжелой нефти. После создания этой базы данных для каждого значимого PVT-параметра проводят корреляцию при помощи описанной ниже стандартной процедуры.
При этом выбирают сопоставляемый параметр для сопоставления, как это проиллюстрировано прямоугольником 12, и "визуализируют" его при помощи программного обеспечения визуализации (как указано в прямоугольнике 14) в зависимости от других параметров, имеющихся в базе данных PVT. Например, если параметр представлен в системе декартовых координат в виде функциональной зависимости от какого-либо одного параметра, важность дополнительных параметров проявляется за счет корректировки размера, формы, цвета, ориентации и т.д. точек ввода данных дополнительных параметров. В результате получают расчетные данные о том, какие параметры соотносятся с рассматриваемой переменной. В процессе визуализации целесообразно, как это указано в прямоугольнике 16, разделять значения переменной на несколько групп с целью уточнения зависимости между коррелирующими параметрами.
После выбора вероятных параметров используют пакет программ построения линейной/нелинейной трехмерной регрессии, как указано в прямоугольнике 18, для выбора конкретного вида корреляции между рассматриваемой переменной и первыми двумя параметрами по результатам визуализации. Точность полученного в результате уравнения дополнительно повышают путем чередования дополнительных параметров и построения новых регрессий, как это указано в прямоугольнике 20. Итоговым результатом данной операции является уравнение с множеством членов (параметров и коэффициентов), коррелирующих с рассматриваемым параметром, или свойством.
Используя это новое уравнение, полученное на стадии, обозначенной прямоугольником 20, создают динамическую электронную таблицу данных PVT-свойств, для расчета интересующего параметра, как это указано в прямоугольнике 22. Помимо средних ошибок, вычисленных для каждой точки ввода данных, для полного набора данных вычисляют общую среднюю абсолютную ошибку в процентах и коэффициент наименьшей квадратичной регрессии. С целью повышения конечной точности уравнения используют подпрограмму линейного/нелинейного решения (такую как решатель Solver™ компании Excel), как это указано в прямоугольнике 24, с помощью которой корректируют коэффициенты, за счет чего сводится до минимума средняя абсолютная ошибка в процентах и обеспечивается максимальный коэффициент регрессии.
Все остальные параметры вычисляют согласно аналогичным процедурам. В результате вычислений получают группу уравнений (именуемых уравнениями PVT MOD), в которых каждый выходной параметр или рассматриваемый параметр представлен в виде функциональной зависимости от входных данных пластового давления, температуры пласта и градиента пластового давления (на основании которых можно вычислить плотность пластового флюида ρf.).
На фиг.2 представлена схема, иллюстрирующая последовательность осуществления заявленного способа получения геохимических параметров, повышающих прогнозирующую точность уравнений PVT MOD. Тремя предпочтительными геохимическими параметрами, которые получают согласно настоящему изобретению, являются ароматичность материнской породы, термическая зрелость и биохимическое разложение. Может использоваться один, два или все три геохимических параметра.
Как указано в прямоугольнике 26, была сформирована база данных, содержащая 3700 результатов геохимического анализа характеристик товарной нефти по всему миру, в том числе данные о биомаркерах стерана и терпана, стабильных изотопах углерода и свойствах нефти. С использованием таких данных на основе геологического строения каждого бассейна, из которого отбиралась нефть, были сформированы подбазы данных специфических параметров материнской породы (прямоугольник 28) и термической зрелости (30). Показателями, которые лучше всего характеризуют ароматичность материнской породы, являются соотношения трициклических терпанов, такие как С19/С23, С24/С23, С26/С25, и пентациклических терпанов, такие как С31/С30 и С29/С30. Показатели, характеризующие термическую зрелость, включают относительное содержание диастеранов и диагопанов, а также соотношения трисноргопанов. Применительно к каждому набору данных использовалась многомерная статистическая методика, иллюстрируемая прямоугольником 32, с помощью которой формировали «главный компонент», представляющий собой линейное сочетание каждого из названных показателей. Как для ароматичности материнской породы, так и термической зрелости главные компоненты нормализованы в пределах от 0 до 1.
Для отображения биохимического разложения проб был получен третий геохимический параметр, как указано в прямоугольнике 34. Поскольку данный параметр отличается меньшей прогнозирующей силой, чем ароматичность материнской породы или термическая зрелость, для его представления используется двоичная система, т.е. 0 или 1.
Названные три геохимических параметра входят в базу данных, также включающую PVT-параметры, которые используются для получения уравнения PVT MOD PLUS проиллюстрированным на фиг.1 способом. Все три геохимических параметра включены в базу данных проб, отображающих PVT-параметры, обозначенную прямоугольником 36 на фиг.2.
Получение уравнений с использованием шести описанных выше параметров продемонстрировано на примере первого уравнения для определения выходного переменного содержания метана в пластовом флюиде. Способ получения уравнений проиллюстрирован на фиг.3-6.
На фиг.3 проиллюстрирована диаграмма содержания метана в пластовом флюиде (мольная концентрация) в зависимости от плотности пластовой нефти (г/куб.см) по результатам 145 отчетов о лабораторных исследованиях PVT-параметров проб, отобранных в районе Мексиканского залива. Как следует из фиг.3, между содержанием метана в пластовом флюиде и плотностью пластового флюида существует общее отношение, которое особенно выражено при высоком уровне содержания метана. Тем не менее, целесообразно более подробно рассмотреть имеющиеся данные, чтобы узнать, способны ли дополнительные параметры повысить данную корреляцию.
На фиг.4 представлены данные и шкалы, показанные на фиг.3, с тем отличием, что на данной диаграмме символы точек ввода данных обозначены в зависимости от типа материнской породы. Так, например, пробы группы SE1 (отобранные из морских мергелистых материнских пород) сгруппированы на верхнем участке кривой.
Из данного наблюдения следует, что тип материнской породы не оказывает влияния на соотношение содержания метана в пластовом флюиде и плотности пласта; тем не менее, чтобы определить причину, по которой символы некоторых проб, отобранных из морских мергелистых материнских пород, сгруппированы на различных участках кривой, требуется провести дополнительный анализ.
На фиг.5 повторяет фиг.4 с тем отличием, что символы имеют штриховку в зависимости от термической зрелости. Из фиг.5 следует, что пробы с большей зрелостью (обозначенные символами с самой темной штриховкой) сгруппированы вблизи нижнего конца общей кривой. Из данного наблюдения вытекает, что термическая зрелость является ценным параметром для прогнозирования содержания метана в пластовом флюиде по плотности пластового флюида.
На фиг.6 представлена последняя диаграмма, показывающая соотношение содержания метана в пластовом флюиде и плотности пластового флюида, на которой самыми крупными символами обозначены пробы, отображающие биохимическое разложение. Из фиг.6 следует, что пробы, отображающие биохимическое разложение, сгруппированы в районе правого нижнего участка набора данных; это дает основание считать, что за счет включения в окончательное уравнение члена, отображающего биохимическое разложение, можно получить незначительное улучшение корреляции.
Из вышеизложенного можно при помощи способа, проиллюстрированного на фиг.1, вывести набор уравнений, в которых выходные параметры сопоставлены с результатами измерений входных параметров pf, Pres и Tres, в результате чего получают систему уравнений модуля PVT MOD. В следующей далее таблице 1 приведена функциональная зависимость входных и выходных параметров для каждого уравнения системы PVT MOD. Важно, что каждый выходной параметр можно определить по одному из входных параметров или в виде функциональной зависимости одного или нескольких входных параметров и одного или нескольких ранее определенных выходных PVT-параметров.
| Таблица 1 | |
| Выходной PVT-параметр | Входной(ые) параметр(ы) |
| Вязкость пластового флюида (μ) | ρf |
| Содержание метана в пластовом флюиде (C1) | ρf, Pres и Tres |
| Содержание гептана и высших углеводородов в пластовом флюиде (С7+) | ρf |
| Молекулярная масса пластового флюида (RFMW) | ρf, Pres и Tres |
| Газовый фактор (GOR) при одноступенчатом мгновенном испарении | RFMW, Tres |
| Содержание серы в товарной нефти (% S) | RFMW |
| Содержание азота в пластовом флюиде (N2) | RFMW |
| Объемный коэффициент насыщенного пласта (FVF) | RFMW, Tres |
| Молекулярная масса гептана и высших углеводородов в пластовом флюиде (С7+MW) | % S |
| Удельная масса гептана и высших углеводородов в пластовом флюиде (С7+SG) | % S |
| Давление насыщения (Psat) | C1, C7+MW, Tres |
| Плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института (API) | C7+SG |
| Содержание этана в пластовом флюиде (С2) | C1, C7+ |
| Содержание пропана в пластовом флюиде (С3) | C1, C7+ |
| Содержание n-бутана в пластовом флюиде (nC4) | C1, C7+ |
| Содержание i-бутана в пластовом флюиде (iC4) | nC4 |
| Содержание n-пентана в пластовом флюиде (nC5) | C1, C7+ |
| Содержание i-пентана в пластовом флюиде (iC5) | nC5 |
| Содержание гексана в пластовом флюиде (С6) | C1, C7+ |
| Плотность мгновенно выделяющегося газа (плотность газа) | C1, С2, С3, iC4, nC4 |
| Высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа (БТЕ/стандартный куб.фут) | Плотность мгновенно выделяющегося газа |
В следующей ниже таблице 2 каждый выходной PVT-параметр приведен в виде зависимости не только от таких входных параметров, как градиент давления (преобразованный в ρf), Pres и Tres, но также от геохимических параметров, таких как тип материнской породы (SRA), термическая зрелость (ТМ) и биохимическое разложение (BIO).
| Таблица 2 | |
| Выходной PVT-параметр | Входной(ые) параметр(ы) |
| Вязкость пластового флюида (μ) | ρf |
| Содержание метана в пластовом флюиде (C1) | ρf, Pres и Tres, SRA, TM, BIO |
| Содержание гептана и высших углеводородов в пластовом флюиде (С7+) | ρf, SRA, ТМ |
| Выходной PVT-параметр | Входной(ые) параметр(ы) |
| Молекулярная масса пластового флюида (RFMW) | ρf, SRA, TM, Pres, Tres |
| Газовый фактор (GOR) при одноступенчатом мгновенном испарении | RFMW, BIO |
| Содержание серы в товарной нефти (% S) | RFMW, SRA, BIO |
| Объемный коэффициент насыщенного пласта (FVF) | RFMW, Tres |
| Содержание азота в пластовом флюиде (N2) | RFMW, SRA |
| Молекулярная масса гептана и высших углеводородов в пластовом флюиде (С7+MW) | % S, SRA |
| Удельная масса гептана и высших углеводородов в пластовом флюиде (С7+SG) | % S, SRA |
| Давление насыщения (Psat) | C1, SRA, TM, C7+MW, Tres |
| Плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института (API) | C7+SG, SRA |
| Содержание этана в пластовом флюиде (С2) | C1, C7+ |
| Содержание пропана в пластовом флюиде (С3) | C1, C7+ |
| Содержание i-бутана в пластовом флюиде (iC4) | nC4, SRA |
| Содержание n-бутана в пластовом флюиде (nC4) | C1, C7+ |
| Содержание i-пентана в пластовом флюиде (iC5) | nC5, SRA |
| Содержание n-пентана в пластовом флюиде (nC5) | C1, C7+ |
| Содержание гексана в пластовом флюиде (С6) | C1, C7+ |
| Плотность мгновенно выделяющегося газа (плотность газа) | C1, C2, С3, iC4, nC4, SRA |
| Высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа (БТЕ/стандартный куб.фут) | Плотность мгновенно выделяющегося газа |
Функциональные уравнения взаимосвязи, приведенные в таблице 2, выведены из взаимосвязей, приведенных в таблице 1. Для получения взаимосвязи, приведенной в таблице 1, были использованы параметры пластового давления (Pres), температуры (Tres) и плотности (ρf), полученные по результатам индивидуальных отчетов об исследованиях углеводородных флюидов разнообразных типов в районе Мексиканского залива. Как указано выше, на фиг.3-6 наглядно показано, что содержание метана в пластовом флюиде (C1) зависит не только от плотности пластового флюида (ρf), но также от ароматичности материнской породы (SRA), термической зрелости (TM) и биохимического разложения (BIO).
Для создания уравнения взаимосвязи между C1 и ρf, Pres, Tres, SRA, TM и BIO (например) все данные по C1, ρf и SRA загружают в систему программного обеспечения с целью получения многокомпонентной регрессии, называемой JANDEL Scientific Table Curve 3D™. При помощи данного программного обеспечения получают два уравнения (одно для проб легкого пластового флюида с молекулярной массой <50 г/моль, а другое для проб тяжелого пластового флюида с молекулярной массой >50 г/моль), в которых C1 означает функциональную зависимость между двумя основными параметрами: ρf и SRA. Затем значения содержания метана в пластовом флюиде C1 и плотности ρf снова вводят в программу Table Curve, на этот раз наряду с параметрами термической зрелости (ТМ). Полученная в результате модель дает уравнения, содержащие член, отображающий термическую зрелость (ТМ). Процедуру осуществляют повторно с целью получения членов, отображающих влияние биохимического разложения (BIO). Аналогичными способами получают члены, учитывающие пластовое давление (Pres) и температуру пласта (Tres).
При сложении членов получают общий формат двух уравнений для расчета содержания метана в пластовом флюиде (C1) в зависимости от ρf, Pres, Tres, SRA, ТМ и BIO следующего вида:
где C1 означает содержание метана в пластовом флюиде,
ρf означает плотность пластового флюида,
Pres означает пластовое давление,
Tres означает температуру пласта,
SRA означает ароматичность материнской породы,
ТМ означает термическую зрелость,
BIO означает биохимическое разложение,
k1...k11 означают постоянные величины.
Затем уравнения (3) и (4) вводят в программу табличных вычислений Microsoft Excel™, позволяющую рассчитать содержание метана в пластовом флюиде C1 для каждой точки ввода набора данных, при этом за исходное множество постоянных величин принимают k1...k11. После вычисления таких величин определяют общую среднюю абсолютную ошибку в процентах путем усреднения индивидуальных ошибок для каждой точки. Кроме того, для набора данных определяют коэффициент регрессии R2 при помощи следующего уравнения:
где C1 изм. - измеренное значение содержания метана в пластовом флюиде,
С1 расч. - рассчитанное значение содержания метана в пластовом флюиде,
C1 ср. - среднее значение содержания метана в пластовом флюиде.
Затем при помощи решателя Excel Solver постоянные величины k1...k11 корректируют таким образом, чтобы обеспечить оптимальное соответствие экспериментальных данных до тех пор, пока общая средняя абсолютная ошибка в процентах не будет сведена к минимуму, а коэффициент регрессии R2 из уравнения (5) не будет доведен до максимума.
Описанным выше способом получают уравнение PVT MOD в соответствии с функциональной взаимосвязью, приведенной в таблице 1. Входные переменные ρf, Pres, Tres и выходные PVT-переменные получают исключительно на основании взаимосвязи между геохимическими параметрами 145 проб резервуарной нефти из района Мексиканского залива и PVT-данными пластового флюида.
В уравнения PVT MOD PLUS дополнительно были введены показатели ароматичности материнской породы, термической зрелости и биохимического разложения каждой из 145 проб и получены уравнения в соответствии с функциональными взаимосвязями, приведенными в таблице 2.
В приложении 1 к описанию раскрыто каждое уравнение, такое как приведенное выше уравнение (3), созданное как для PVT MOD (таблица 1), так и PVT MOD PLUS (таблица 2). Для определения численных значений каждой из постоянных величин отбирают статистически значимый набор проб из заданного района, например месторождений Мексиканского залива, и определяют постоянные величины, как это описано выше со ссылкой на уравнение (5). На основе базы данных GeoMarkOILS™ компании GeoMark Research, Inc. (Хьюстон, штат Техас) создают базу данных геохимических параметров в зависимости от местоположения.
На фиг.7 проиллюстрирован предложенный способ получения смоделированных PVT-параметров на основе данных каротажной диаграммы в зависимости от глубины по градиенту давления, пластовому давлению и температуре пласта. На основе описанных выше уравнений PVT MOD получают выходные параметры.
На фиг.8 проиллюстрирован заявленный в изобретении способ получения каротажной диаграммы PVT-параметров на основе данных каротажа, аналогичный проиллюстрированному на фиг.7, но отличающийся тем, что в нем дополнительно используют информацию о местоположении скважины. Для получения значений SRA, ТМ и BIO местоположение скважины вводят в базу данных, содержащую геохимические параметры.
На фиг.9 схематически проиллюстрирован кабельный опробователь пластов, такой как система испытания пластов кабельным опробователем пластов производства компании Schlumberger Well Services и других компаний. При помощи такой каротажной системы получают каротажную диаграмму 110 скважины с известным местоположением, информация о котором условно обозначена прямоугольником 112. Каротажная диаграмма включает представленные в виде функциональной зависимости от глубины данные, такие как Pres, Tres и ρf после вычисления плотности по изменению Pres в зависимости от глубины. Предусмотрена вычислительная система 120, включающая по меньшей мере один (или оба) описанных выше модуля PVT MOD (позиция 122) или PVT MOD PLUS (позиция 124). Вычислительная система также включает хранящуюся в памяти базу 130 данных, в которой местоположение любой скважины на земле соотнесено по меньшей мере с одним из трех фундаментальных геохимических параметров нефти, таким как тип материнской породы (SRA), термическая зрелость (ТМ) и биохимическое разложение (BIO).
Вводя данные каротажа в модуль 122 PVT MOD, получают PVT-параметры флюида в зависимости от глубины без использования геохимических параметров. PVT-параметры флюида в зависимости от глубины также получают путем ввода данных каротажа в модуль 124 PVT MOD PLUS и ввода по меньшей мере одного геохимического параметра из группы, включающей SRA, ТМ, BIO, при этом в базу 130 геохимических данных предварительно вводят информацию о местоположении скважины.
Обобщая вышесказанное, можно сказать, что изобретение относится к способу и системе прогнозирования PVT-свойств флюидов и параметров фазового поведения или состояния по результатам стандартных скважинных измерений при помощи кабельного опробователя пластов. Такие измерения включают измерение пластового давления, температуры пласта и градиента давления. К выходным PVT-свойствам флюидов и параметрам фазового поведения, связанных с результатами измерениями входных параметров в описанной выше системе уравнений PVT MOD, относится один или несколько из следующих параметров:
- давление насыщения (точка начала кипения и точка конденсации, или росы);
- газовый фактор (GOR) при одноступенчатом мгновенном испарении;
- объемный коэффициент насыщенного пласта (FVF) при одноступенчатом мгновенном испарении;
- плотность пластового флюида;
- вязкость пластового флюида;
- молекулярная масса пластового флюида;
- состав пластового флюида (C1-C7+, N2, CO2);
- характеристика тяжелых фракций пластового флюида (молекулярная масса и удельная масса С7+);
- плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института (API) при одноступенчатом мгновенном испарении;
- содержание серы в товарной нефти при одноступенчатом мгновенном испарении;
- плотность мгновенно выделяющегося газа при одноступенчатом мгновенном испарении;
- высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа.
Предложенный способ также предусматривает прогнозирование PVT-свойств пластового флюида и параметров фазового поведения по результатам стандартных скважинных измерений, как это описано выше, и дополнительно на основе входных данных геохимических параметров предполагаемого углеводородного флюида. Такие входные данные включают ароматичность материнской породы, термическую зрелость и биохимическое разложение.
Описанный выше способ использовался в ходе интерпретативного исследования с целью создания уравнений PVT MOD PLUS на основе геохимических параметров резервуарной нефти и данных PVT-свойств 145 проб пластовых флюидов, отобранных в районе Мексиканского залива, как это описано выше. По результатам 45 региональных исследований были получены показатели ароматичности материнской породы, термической зрелости и биохимического разложения, которые были включены в базу данных 3700 проб под названием GeoMarkOILS™ компании GeoMark Research, Inc. (Хьюстон, штат Техас). Иными словами, при известном местоположении скважины в базе данных можно найти данные, являющиеся специфическими для такого местоположения с точки зрения упомянутых выше трех геохимических параметров.
PVT-параметры и информация о местоположении скважины были введены в модуль 124 PVT MOD PLUS и базу 130 геохимических данных с целью получения PVT-свойств пластового флюида, как это показано на фиг.9. У множества проб, отобранных кабельными опробователями пластов, параметры, спрогнозированные или вычисленные на основе скважинных измерений, сравнили с фактическими лабораторными результатами приземных исследований на определенной глубине. Были проведены аналогичные исследования с целью сравнения данных, полученных при помощи способа и устройства для прогнозирования PVT-свойств пластового флюида, с набором PVT-параметров/геохимических параметров проб, отобранных из морских нефтяных месторождений, расположенных к востоку от Канады. Результаты сравнения говорят в пользу данных, полученных в ходе исследования в районе Мексиканского залива.
ПРИЛОЖЕНИЕ
I. УРАВНЕНИЯ, СООТВЕТСТВУЮЩИЕ ДАННЫМ ТАБЛИЦЫ 1
Вязкость пластового флюида μ
где k1...k6 означают постоянные величины;
содержание метана в пластовом флюиде, C1
где k7...k14 означают постоянные величины;
содержание гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+
где k15...k16 означают постоянные величины;
молекулярная масса пластового флюида, RFMW
где k17...k21 означают постоянные величины;
газовый фактор, GOR
где k22...k25 означают постоянные величины;
содержание серы в товарной нефти, % S
где k26...k27 означают постоянные величины;
объемный коэффициент насыщенного пласта, FVF
где k28...k29 означают постоянные величины;
содержание азота в пластовом флюиде, N2
N2=k30+k31(RFMW)ln(RFMW),
где k30...k31 означают постоянные величины;
содержание углекислого газа в пластовом флюиде, СО2
CO2=k32+k33ρf,
где k32...k33 означают постоянные величины;
молекулярная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+MW
C7+MW=k34+k35ln(% S),
где k34...k35 означают постоянные величины;
удельная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+SG
C7+SG=k36+k37(% S)0,5,
где k36...k37 означают постоянные величины;
давление насыщения, Psat
где k38...k49 означают постоянные величины;
плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института, API
где k50...k51 означают постоянные величины;
содержание этана в пластовом флюиде, С2
где k52...k54 означают постоянные величины;
содержание пропана в пластовом флюиде, С3
где k55...k57 означают постоянные величины;
содержание i-бутана в пластовом флюиде, iC4
iC4=k58+k59(nC4)0,5,
где k58...k59 означают постоянные величины;
содержание n-бутана в пластовом флюиде, nC4
где k60...k62 означают постоянные величины;
содержание i-пентана в пластовом флюиде, iC5
iC5=exp(k63+k64ln(nC5)),
где k63...k64 означают постоянные величины;
содержание n-пентана в пластовом флюиде, nC5
где k65...k67 означают постоянные величины;
содержание гексанов в пластовом флюиде, С6
где k68...k70 означают постоянные величины;
плотность мгновенно выделяющегося газа, FGG
где 
* влажность,
a k71...k72 означают постоянные величины;
высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа, FGGHV
где k73...k75 означают постоянные величины.
II. УРАВНЕНИЯ, СООТВЕТСТВУЮЩИЕ ДАННЫМ ТАБЛИЦЫ 2
Вязкость пластового флюида μ
где k76...k81 означают постоянные величины;
содержание метана в пластовом флюиде, C1
где k82...k93 означают постоянные величины;
содержание гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+
где k94...k97 означают постоянные величины;
молекулярная масса пластового флюида, RFMW
где k98...k105 означают постоянные величины;
газовый фактор, GOR
где k107...k112 означают постоянные величины;
содержание серы в товарной нефти, %S
где k113...k116 означают постоянные величины;
объемный коэффициент насыщенного пласта, FVF
FVFRFMW>50 г/моль=(k117+k118exp(ρf)+k119(SRA)3)-1,
где k117...k119 означают постоянные величины;
содержание азота в пластовом флюиде, N2
N2=k120+k121(RFMW)ln(RFMW)+k122ln(SRA),
где k120...k122 означают постоянные величины;
содержание углекислого газа в пластовом флюиде, СО2,
где k123...k126 означают постоянные величины;
молекулярная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+MW
C7+MW=k127+k128ln(% S)+k129(SRA)0,5,
где k127...k129 означают постоянные величины;
удельная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+SG
C7+SG=k130+k131(%S)0,5+k132(SRA)3,
где k130...k132 означают постоянные величины;
давление насыщения, Psat
где k133...k145 означают постоянные величины;
плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института, API
где k146...k148 означают постоянные величины;
содержание этана в пластовом флюиде, С2
где k149...k151 означают постоянные величины;
содержание пропана в пластовом флюиде, С3
где k152...k154 означают постоянные величины;
содержание i-бутана в пластовом флюиде, iC4,
iC4=k155+k156(nC4)0,5+k157(SRA)0,5ln(SRA),
где k155...k157 означают постоянные величины;
содержание n-бутана в пластовом флюиде, nC4
где k158...k160 означают постоянные величины;
содержание i-пентана в пластовом флюиде, iC5
iC5=exp(k161+k162ln(nC5)+k163(SRA)0,5ln(SRA)),
где k161...k163 означают постоянные величины;
содержание n-пентана в пластовом флюиде, nC5
где k164...k166 означают постоянные величины;
содержание гексанов в пластовом флюиде, С6
где k167...k169 означают постоянные величины;
плотность мгновенно выделяющегося газа, FGG
где 
* влажность,
a k170...k172 означают постоянные величины;
высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа, FGGHV
где k173...k175 означают постоянные величины.
1. Способ прогнозирования PVT-свойств флюидов, заключающийся в том, что:
на основе результатов лабораторных измерений PVT-параметров, соответствующих пластовому давлению, температуре пласта и плотности пластового флюида, создают систему уравнений,
созданные уравнения сохраняют в памяти вычислительной системы,
получают данные каротажа скважины на определенной глубине, отображающие пластовое давление Pres, температуру пласта Tres и градиент давления ΔР,
измеренный градиент давления преобразуют в плотность пластового флюида ρf,
в уравнения, сохраненные в памяти вычислительной системы, вводят набор данных Pres, Tres и ρf для вышеупомянутой глубины скважины с получением на выходе набора данных, характеризующих PVT-свойства флюида, причем для определенной глубины любой конкретной скважины этот набор данных, характеризующих PVT-свойства флюида, формируют без отбора проб исследуемого флюида.
2. Способ по п.1, в котором набор данных, характеризующих PVT-свойства флюида, включает в себя по меньшей мере один из следующих параметров:
вязкость пластового флюида (μ),
содержание метана в пластовом флюиде (C1),
содержание гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде
(С7+),
молекулярная масса пластового флюида (RFMW),
газовый фактор (GOR) при одноступенчатом мгновенном испарении,
содержание серы в товарной нефти (% S),
содержание азота в пластовом флюиде (N2),
содержание углекислого газа в пластовом флюиде (СО2),
объемный коэффициент насыщенного пласта (FVF),
молекулярная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+ MW),
удельная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+ MW),
давление насыщения (Psat),
плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института (API),
содержание этана в пластовом флюиде (C2),
содержание пропана в пластовом флюиде (С3),
содержание n-бутана в пластовом флюиде (nC4),
содержание i-бутана в пластовом флюиде (iC4),
содержание n-пентана в пластовом флюиде (nC5),
содержание i-пентана в пластовом флюиде (iC5),
содержание гексанов в пластовом флюиде (С6)
плотность мгновенно выделяющегося газа (FGG),
высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа (FGGHV).
3. Способ по п.1, в котором PVT-свойства получают решением по меньшей мере одного из следующих уравнений:
вязкость пластового флюида, μ
где k1...k6 означают постоянные величины;
содержание метана в пластовом флюиде, C1
где k7...k14 означают постоянные величины;
содержание гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+
где k15...k16 означают постоянные величины;
молекулярная масса пластового флюида, RFMW
где k17...k21 означают постоянные величины;
газовый фактор, GOR
где k22...k25 означают постоянные величины;
содержание серы в товарной нефти, % S
где k26...k27 означают постоянные величины;
объемный коэффициент насыщенного пласта, FVF
FVFRFMW>50 г/моль=(k28+k29exp(ρf))-1,
где k28...k29 означают постоянные величины;
содержание азота в пластовом флюиде, N2
N2=k30+k31(RFMW)ln(RFMW),
где k30...k31 означают постоянные величины;
содержание углекислого газа в пластовом флюиде, СО2
CO2=k32+k33ρf,
где k32...k33 означают постоянные величины;
молекулярная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+ MW
C7+MW=k34+k35ln(% S),
где k34...k35 означают постоянные величины;
удельная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+ SG
С7+SG=k36+k37(% S)0,5,
где k36...k37 означают постоянные величины;
давление насыщения, Psat
где k38...k49 означают постоянные величины;
плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института, API
где k50...k51 означают постоянные величины;
содержание этана в пластовом флюиде, С2
где k52...k54 означают постоянные величины;
содержание пропана в пластовом флюиде, С3
где k55...k57 означают постоянные величины;
содержание i-бутана в пластовом флюиде, iC4
iC4=k58+k59(nC4)0,5,
где k58...k59 означают постоянные величины;
содержание n-бутана в пластовом флюиде, nC4
где k60...k62 означают постоянные величины;
содержание i-пентана в пластовом флюиде, iC5
iC5=exp(k63+k64ln(nC5)),
где k63...k64 означают постоянные величины;
содержание n-пентана в пластовом флюиде, nC5
где k65...k67 означают постоянные величины;
содержание гексанов в пластовом флюиде, С6
где k68...k70 означают постоянные величины;
плотность мгновенно выделяющегося газа, FGG
где 
* влажность,
a k71...k72 означают постоянные величины;
высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа, FGGHV
где k73...k75 означают постоянные величины.
4. Способ прогнозирования PVT-свойств флюидов для определенной скважины, заключающийся в том, что:
на основе результатов лабораторных измерений параметров пластовых флюидов, соответствующих пластовому давлению, температуре пласта, плотности пластового флюида, и по меньшей мере одного геохимического параметра, соответствующего местоположению скважины, создают систему уравнений,
созданные уравнения сохраняют в памяти вычислительной системы,
для вышеупомянутой скважины получают данные каротажа на определенной глубине, отображающие пластовое давление Pres, температуру пласта Tres и градиент давления ΔР,
измеренный градиент давления преобразуют в плотность пластового флюида ρf,
вводят информацию, характеризующую местоположение скважины, в базу данных, построенную с возможностью соотнесения вышеупомянутого геохимического параметра с данными о местоположении отобранных проб углеводородных флюидов из скважин, расположенных в любой точке Земли, с получением по меньшей мере одного геохимического параметра, соответствующего местоположению скважины,
в уравнения, сохраненные в памяти вычислительной системы, вводят набор данных Pres, Tres и ρf и вышеупомянутый по меньшей мере один геохимический параметр для вышеупомянутой глубины скважины с получением на выходе набора данных, характеризующих PVT-свойства флюида, причем для определенной глубины любой конкретной скважины этот набор данных, характеризующих PVT-свойства флюида, формируют без отбора проб исследуемого флюида.
5. Способ по п,4, в котором геохимическим параметром является ароматичность материнской породы (SRA).
6. Способ по п.4, в котором местоположению скважины соответствуют по меньшей мере два геохимических параметра, в том числе ароматичность материнской породы (SRA) и термическая зрелость (ТМ), причем вместе с Pres, Tres и ρf в уравнения вводят по меньшей мере параметры SRA и ТМ.
7. Способ по п.4, в котором местоположению скважины соответствуют по меньшей мере три геохимических параметра, в том числе ароматичность материнской породы (SRA), термическая зрелость (ТМ) и биохимическое разложение (BIO), причем вместе с Pres, Tres и ρf в уравнения вводят по меньшей мере параметры SRA, ТМ и BIO.
8. Способ по п.7, в котором набор данных, характеризующих PVT-свойства флюида, выбирают из следующих параметров:
вязкость пластового флюида (μ),
содержание метана в пластовом флюиде (C1),
содержание гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+),
молекулярная масса пластового флюида (RFMW),
газовый фактор (GOR) при одноступенчатом мгновенном испарении,
содержание серы в товарной нефти (% S),
объемный коэффициент насыщенного пласта (FVF),
содержание азота в пластовом флюиде (N2),
содержание углекислого газа в пластовом флюиде (CO2),
молекулярная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+ MW),
удельная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+ SG),
давление насыщения (Psat),
плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института (API),
содержание этана в пластовом флюиде (C2),
содержание пропана в пластовом флюиде (С3),
содержание i-бутана в пластовом флюиде (iC4),
содержание n-бутана в пластовом флюиде (nC4),
содержание i-пентана в пластовом флюиде (iC5),
содержание n-пентана в пластовом флюиде (nC5),
содержание гексанов в пластовом флюиде (С6),
плотность мгновенно выделяющегося газа (FGG),
высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа (БТЕ/стандартный куб.фут).
9. Способ по п.7, в котором PVT-свойства получают решением по меньшей мере одного из следующих уравнений:
вязкость пластового флюида μ
где k76...k81 означают постоянные величины;
содержание метана в пластовом флюиде, C1
где k82...k93 означают постоянные величины;
содержание гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+
где k94...k97 означают постоянные величины;
молекулярная масса пластового флюида, RFMW
где k98...k105 означают постоянные величины;
газовый фактор, GOR
где k107...k112 означают постоянные величины;
содержание серы в товарной нефти, % S
где k113...k116 означают постоянные величины;
объемный коэффициент насыщенного пласта, FVF
FVFRFMW>50 г/моль=(k117+k118exp(ρf)+k119(SRA)3)-1,
где k117...k119 означают постоянные величины;
содержание азота в пластовом флюиде, N2
N2=k120+k121(RFMW)ln(RFMW)+k122ln(SRA),
где k120...k122 означают постоянные величины;
содержание углекислого газа в пластовом флюиде, CO2
где k123...k126 означают постоянные величины;
молекулярная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, С7+ MW
C7+MW=k127+k128ln(% S)+k129(SRA)0,5,
где k127...k129 означают постоянные величины;
удельная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде, C7+ SG
C7+SG=k130+k131(% S)0,5+k132(SRA)3,
где k130...k132 означают постоянные величины;
давление насыщения, Psat
где k133...k145 означают постоянные величины;
плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института, API
где k146...k148 означают постоянные величины;
содержание этана в пластовом флюиде, C2
где k149...k151 означают постоянные величины;
содержание пропана в пластовом флюиде, С3
где k152...k154 означают постоянные величины;
содержание i-бутана в пластовом флюиде, iC4
iC4=k155+k156(nC4)0,5k157(SRA)0,5ln(SRA),
где k155...k157 означают постоянные величины;
содержание n-бутана в пластовом флюиде, nC4
где k158...k160 означают постоянные величины;
содержание i-пентана в пластовом флюиде, iC5
iC5=exp(k161+k162ln(nC5)+k163(SRA)0,5ln(SRA)),
где k161...k163 означают постоянные величины;
содержание n-пентана в пластовом флюиде, nC5
где k164...k166 означают постоянные величины;
содержание гексанов в пластовом флюиде, С6
где k167...k169 означают постоянные величины;
плотность мгновенно выделяющегося газа, FGG
где 
* влажность,
a k170...k172 означают постоянные величины;
высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа, FGGHV
где k173...k175 означают постоянные величины.
10. Вычислительная система, содержащая
запоминающее устройство, в котором хранится система уравнений, созданных на основе данных лабораторных измерений PVT-параметров, соответствующих пластовому давлению, температуре пласта и плотности пластового флюида, и
средство ввода данных каротажа, полученных на определенной глубине скважины и отображающих пластовое давление Pres, температуру пласта Tres и плотность пластового флюида ρf, в уравнения, хранящиеся в запоминающем устройстве, с получением набора данных, характеризующих PVT-свойства флюида,
причем система выполнена с возможностью формирования выходного отображения набора данных, характеризующих PVT-свойства флюида, для определенной глубины любой конкретной скважины без отбора проб исследуемого флюида.
11. Вычислительная система по п.10, в которой набор данных, характеризующих PVT-свойства флюида, включает в себя по меньшей мере один из следующих параметров:
вязкость пластового флюида (μ),
содержание метана в пластовом флюиде (C1),
содержание гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+),
молекулярная масса пластового флюида (RFMW),
газовый фактор (GOR) при одноступенчатом мгновенном испарении,
содержание серы в товарной нефти (% S),
содержание азота в пластовом флюиде (N2),
содержание углекислого газа в пластовом флюиде (СО2),
объемный коэффициент насыщенного пласта (FVF),
молекулярная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+ MW),
удельная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+ MW),
давление насыщения (Psat),
плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института (API),
содержание этана в пластовом флюиде (С2),
содержание пропана в пластовом флюиде (С3),
содержание n-бутана в пластовом флюиде (nC4),
содержание i-бутана в пластовом флюиде (iC4),
содержание n-пентана в пластовом флюиде (nC5),
содержание i-пентана в пластовом флюиде (iC5),
содержание гексана в пластовом флюиде (С6)
плотность мгновенно выделяющегося газа (FGG),
высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа (FGGHV).
12. Вычислительная система, содержащая
первое запоминающее устройство, в котором хранится система уравнений, созданных на основе данных лабораторных измерений параметров пластовых флюидов, соответствующих пластовому давлению, температуре пласта, плотности пластового флюида, и по меньшей мере одного геохимического параметра, соответствующего местоположению скважины,
второе запоминающее устройство, в котором хранится база данных, устанавливающая отношение между вышеупомянутым геохимическим параметром и местоположением отобранных проб углеводородных флюидов из скважин, расположенных в любой точке Земли,
средство ввода во второе запоминающее устройство информации, характеризующей местоположение определенной скважины, с получением значения по меньшей мере одного геохимического параметра, соответствующего местоположению скважины,
средство ввода данных каротажа, полученных на определенной глубине скважины и отображающих пластовое давление Pres, температуру пласта Tres и плотность пластового флюида ρf, а также вышеупомянутого значения геохимического параметра в уравнения, сохраненные в первом запоминающем устройстве, с получением на выходе набора данных, характеризующих PVT-свойства флюида,
причем система выполнена с возможностью формирования выходного отображения набора данных, характеризующих PVT-свойства флюида, для определенной глубины любой конкретной скважины без отбора проб исследуемого флюида.
13. Вычислительная система по п.12, в которой геохимическим параметром является ароматичность материнской породы (SRA).
14. Вычислительная система по п.12, в которой местоположению скважины соответствуют по меньшей мере два геохимических параметра, в том числе ароматичность материнской породы (SRA) и термическая зрелость (ТМ), причем вместе с Pres, Tres и ρf в уравнения вводятся по меньшей мере параметры SRA и ТМ.
15. Вычислительная система по п.12, в которой местоположению скважины соответствуют по меньшей мере три геохимических параметра, в том числе ароматичность материнской породы (SRA), термическая зрелость (ТМ) и биохимическое разложение (BIO), причем вместе с Pres, Tres и ρf в уравнения вводятся по меньшей мере параметры SRA, ТМ и BIO.
16. Вычислительная система по п.15, в которой набор данных, характеризующих PVT-свойства флюида, выбран из следующих параметров:
вязкость пластового флюида (μ),
содержание метана в пластовом флюиде (C1),
содержание гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+),
молекулярная масса пластового флюида (RFMW),
газовый фактор (GOR) при одноступенчатом мгновенном испарении,
содержание серы в товарной нефти (% S),
объемный коэффициент насыщенного пласта (FVF),
содержание азота в пластовом флюиде (N2),
содержание углекислого газа в пластовом флюиде (СО3),
молекулярная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+ MW),
удельная масса гептана и высших углеводородов (гептан+) в пластовом флюиде (С7+ SG),
давление насыщения (Psat),
плотность товарной нефти в градусах Американского нефтяного института (API),
содержание этана в пластовом флюиде (С2),
содержание пропана в пластовом флюиде (С3),
содержание i-бутана в пластовом флюиде (iC4),
содержание n-бутана в пластовом флюиде (nC4),
содержание i-пентана в пластовом флюиде (iC5),
содержание n-пентана в пластовом флюиде (nC5),
содержание гексанов в пластовом флюиде (С6),
плотность мгновенно выделяющегося газа (FGG),
высшая теплотворная способность мгновенно выделяющегося газа (БТЕ/стандартный куб. фут).
17. Способ определения PVT-свойств выбранного пласта-коллектора, заключающийся в том, что:
(а) на основе набора ранее полученных данных, включающих в себя результаты измерений PVT-параметров, соответствующих пластовому давлению и температуре пласта, создают модель,
(б) получают параметры пласта-коллектора, включающие по меньшей мере результаты измерения давления и температуры на одной или нескольких выбранных глубинах в стволе скважины, относящейся к выбранному пласту-коллектору, и,
(в) используя полученные параметры пласта-коллектора и созданную модель, определяют по меньшей мере одно PVT-свойство выбранного пласта-коллектора.
18. Способ по п.17, в котором параметры пласта-коллектора включают в себя плотность пластового флюида.
19. Способ по п.17, в котором набор ранее полученных данных дополнительно включает в себя результат измерения, соответствующий по меньшей мере одному геохимическому параметру.
20. Способ по п.17, в котором по меньшей мере одно PVT-свойство выбранного пласта-коллектора определяют без отбора пробы флюида.
21. Способ по п.17, в котором путем объединения по меньшей мере одного определенного PVT-свойства и дополнительной модели пласта-коллектора определяют свойство пластового флюида, относящееся к выбранному пласту-коллектору.
22. Способ по п.17, в котором параметры пласта-коллектора включают в себя градиент давления.
23. Способ по п.19, в котором вышеупомянутый по меньшей мере один геохимический параметр соотнесен с географическим местоположением выбранного пласта-коллектора.
