Способ определения состава и свойств пластового флюида на основе геологических характеристик пласта
METHOD FOR DETERMINING COMPOSITION AND PROPERTIES OF FORMATION FLUID BASED ON FORMATION GEOLOGIC CHARACTERISTICS

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).
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Техническим результатом изобретения является упрощение и сокращение времени определения состава и/или свойств пластовых флюидов с обеспечением надежной различимости пластовых флюидов друг относительно друга.
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.
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.
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.
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.
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.
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:
- 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,
- 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 методов физико-химического анализа, предназначенные для измерения параметров, входящих в указанный перечень;
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.
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.
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:
- 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,
- 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 методов физико-химического анализа, предназначенные для измерения параметров, входящих в указанный перечень;
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.
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).
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.
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.
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.
Исследование отобранных проб может проводиться методами определения плотности, определения вязкости, ИК- и УФ-спектроскопии, SARA-анализа, газовой хроматографии, хромато-масс-спектроскопии.
Параметрами свойств пластового флюида могут быть, в частности, плотность и/или вязкость.
Параметрами состава пластового флюида могут быть, в частности, содержание углеводородных групп и/или содержание индивидуальных компонентов в составе пластового флюида.
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.
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.
Область значений параметра может быть представлена в виде графика.
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.
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.
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.
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.
Изобретение поясняется следующими фигурами:
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;
на фиг. 2 - диаграмма, отображающая зависимость количества (%) проб флюида от значений вязкости флюидов, содержащихся в пластах 1 и 2 месторождения M1;
на фиг. 3 - диаграмма, отображающая зависимость количества (%) проб флюида от значений вязкости флюидов, содержащихся в пластах 2 и 3 месторождения M1;
на фиг. 4 - диаграмма, отображающая зависимость количества (%) проб флюида от значений вязкости флюидов, содержащихся в пластах 1 и 3 месторождения M1;
на фиг. 5 - график оценок областей значений содержания смол от содержания асфальтенов в составе пластовых флюидов пластов 1, 2 и 3 месторождения M1;
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;
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;
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;
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;
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;
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;
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).
При этом с помощью методов, относящихся к группам II-V, определяют состав пластовых флюидов, а с помощью методов I группы определяют свойства пластовых флюидов.
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.
На фигуре 13 представлен спектр пластового флюида пласта 8 месторождения М2, отражающий его состав и полученный методом газовой хроматографии с использованием пламенно-ионизационного детектора.
На фигуре 14 представлен спектр пластового флюида пласта 9 месторождения М2, отражающий его состав и полученный методом газовой хроматографии с использованием пламенно-ионизационного детектора.
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.
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).
Отобранные пробы исследуют несколькими методами физико-химического анализа, например:
- определение плотности флюида с применением вибрационного плотномера;
- определение динамической вязкости флюида с применением шарикового вискозиметра;
- определение содержания асфальтенов путем их осаждения пентаном;
- 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);
- проведение инфракрасной (ИК) спектроскопии в кювете с определением спектральных характеристик и спектральных коэффициентов, характеризующих структурно-групповые частоты (коэффициенты ароматичности, алифатичности и разветвленности);
- проведение анализа методом ультрафиолетовой (УФ) спектроскопии с определением спектров поглощения ароматических соединений;
- газохроматографический анализ с использованием пламенно-ионизационного детектора (ПИД);
- сочетание газохроматографического и хромато-масс-спектрометрического анализа с использованием квадрупольного масс-анализатора.
Возможно наполнение и обновление базы данных для увеличения объема содержащихся в ней данных с целью повышения точности определения состава и свойств пластовых флюидов.
Методики проведения указанных физико-химических анализов являются известными для специалиста в данной области техники и не требуют дополнительного описания.
В результате проведенного исследования получают значения параметров состава и свойств пластовых флюидов анализируемых пластов.
Определяют область значений каждого параметра состава и/или свойств пластового флюида, полученного конкретным методом физико-химического анализа состава и свойств жидкости.
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.
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.
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:
2
3
для пластов 1 и 2 месторождения M1 расстояние между пластами составило 320 м, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости - 0,03 мкм, разница плотностей флюидов - 0,007 г/см;
2
3
для пластов 2 и 3 месторождения M1 расстояние между пластами составило 322 м, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости - 0,06 мкм, разница плотностей флюидов - 0,022 г/см;
2
3
для пластов 1 и 3 месторождения M1 расстояние между пластами составило 642 м, среднее по паре значение коэффициентов проницаемости - 0,04 мкм, разница плотностей флюидов - 0,03 г/см.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
Расстояние (h) между пластами пары в данном случае определяли как разницу между абсолютными глубинами залегания кровель двух пластов.
С использованием предлагаемого подхода к анализу данных провели исследование множества проб пластовых флюидов нескольких пластов различных месторождений.
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.
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:
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);
2
при низких средних значениях коэффициентов проницаемости (менее 0,03 мкм) в перечень индивидуализирующих параметров, например, будет входить содержание около 400 индивидуальных углеводородов (V группа методов физико-химического анализа V);
3
при значении разницы плотностей пластовых флюидов, содержащихся в паре исследуемых пластов, например, от 0,03 до 0,05 г/см, 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).
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.
Заявленный способ реализуется следующим образом.
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.
2
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 мкм.
2
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 мкм (фигура 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.
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.
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.