СПОСОБЫ ОПТИМИЗАЦИИ АНАЛИЗА ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА

1. Способ оптимизации анализа характеристики флюида в скважинном флюиде подземного пласта-коллектора, в котором характеристика флюида находится в неравновесном состоянии, причем способ содержит этапы, на которых:
(a) получают базовые данные о характеристике флюида для построения базовой модели характеристики флюида;
(b) собирают данные в реальном масштабе времени относительно характеристики флюида; и
(с) аппроксимируют данные в реальном масштабе времени в базовой модели для получения оптимизированной модели характеристики флюида.
2. Способ по п.1, в котором характеристика флюида включает в себя концентрацию газа, содержание и концентрацию углеводородов, соотношение «газ/нефть», плотность, вязкость, биодеградацию, значение рН, концентрацию воды, концентрации и распределение химических веществ, давления фазового превращения, присутствие или отсутствие биомаркера или отношения конденсата к газу.
3. Способ по п.1, в котором базовые данные включают в себя ожидаемые данные о характеристике флюида, полученные из равновесной базовой модели, библиотеки характеристик флюида, которые известны как находящиеся в неравновесном состоянии, или сведений о характеристиках флюида в местном бассейне.
4. Способ по п.1, в котором данные в реальном масштабе времени выводят из образца, полученного с использованием спускаемого на кабеле опробователя и пробоотборника пластов, образца из бурильного инструмента, бурового снаряда для каротажа в эксплуатационных скважинах или из забойного пробоотборника в обсаженной скважине.
5. Способ по п.1, в котором данные в реальном масштабе времени получают как данные анализа скважинного флюида (DFA).
6. Способ по п.5, в котором анализ скважинного флюида (DFA) включает в себя абсорбционную спектроскопию в видимой и ближней инфракрасной области спектра.
7. Способ по п.1, в котором сбор данных в реальном масштабе времени включает в себя количественную оценку характеристики флюида на конкретной глубине в подземном пласте-коллекторе.
8. Способ по п.1, в котором после этапа (с) производят построение подробной статической или динамической модели пласта-коллектора, содержащее вариации характеристики флюида в зависимости от глубины в подземном пласте-коллекторе.
9. Способ по п.1, в котором данные в реальном масштабе времени собирают на месте работ в пласте-коллекторе.
10. Способ по п.1, в котором данные в реальном масштабе времени собирают в лаборатории.
2
2
11. Способ по п.1, в котором скважинный флюид включает в себя неравновесное распределение асфальтена, метана, диоксида углерода (СО), сероводорода (HS), отношения метана к этану, изотопного отношения метана, содержания серы или содержания ртути.
12. Способ прогнозирования отдачи пласта тяжелой нефти из подземного пласта-коллектора на конкретной глубине, причем способ содержит этапы, на которых:
(а) производят построение базовой модели характеристики флюида на конкретной глубине;
(b) соотносят характеристики флюида в базовой модели с извлечением тяжелой нефти на конкретной глубине для построения теоретической модели извлечения;
(с) собирают данные в реальном масштабе времени о характеристике флюида на конкретной глубине; и
(d) сравнивают данные в реальном масштабе времени о характеристике флюида на конкретной глубине с теоретической моделью извлечения для прогнозирования извлечения тяжелой нефти на конкретной глубине в подземном пласте-коллекторе.
13. Способ по п.12, в котором базовую модель получают из образцов с различных глубин в пределах одной и той же скважины.
14. Способ по п.12, в котором базовую модель получают из образцов, полученных из буровых скважин в одном и том же месторождении.
15. Способ по п.12, в котором базовую модель получают из данных по меньшей мере о двух характеристиках флюида в пласте-коллекторе.
16. Способ по п.12, в котором базовую модель получают из данных по меньшей мере о трех характеристиках флюида в пласте-коллекторе.
17. Способ по п.12, в котором базовую модель получают из подобного подземного пласта-коллектора.
18. Способ по п.12, в котором характеристика флюида включает в себя скорость биодеградации, скорость наполнения или поступления, скорость диффузионного смешения, концентрацию газа, содержание и концентрацию углеводородов, отношение «газ/нефть», плотность, вязкость, биодеградацию, значение рН, концентрацию воды, концентрации и распределение химических веществ, давления фазового превращения или отношения конденсата к газу.
19. Способ по п.12, в котором базовая модель включает в себя модель уравнения состояния (EOS) характеристики флюида.
20. Способ по п.12, в котором на этапе (b) проводят корреляцию дебета добычи, суммарной добычи углеводородов и степени извлечения углеводородов с характеристикой флюида на конкретной глубине.
21. Способ по п.12, в котором данные в реальном масштабе времени получают из данных спускаемого на кабеле опробователя и пробоотборника пластов, образца из бурильного инструмента, бурового снаряда для каротажа в эксплуатационных скважинах или из забойного пробоотборника в обсаженной скважине.
22. Способ по п.12, в котором данные в реальном масштабе времени собирают как данные анализа скважинного флюида (DFA).
23. Способ по п.22, в котором анализ скважинного флюида (DFA) включает в себя абсорбционную спектроскопию в видимой и ближней инфракрасной области спектра.
24. Способ по п.12, в котором после этапа (d) производят построение геологической модели подземного пласта-коллектора на основе данных в реальном масштабе времени о характеристике флюида, полученных на различных глубинах в пределах одной и той же скважины, в котором данные в реальном масштабе времени получают из многочисленных скважин.