Раскрыты способ и система для определения значений плотности углерода углеводородов в многофазной среде. Способ и система включают в себя вычисление суммарного объема углеводородов на основании кажущегося объема нефти и кажущегося объема газа. Кажущийся объем нефти определяют, используя данные отношения углерод/кислород от прибора ядерного каротажа, работающего в режиме неупругого рассеяния нейтронов. Кажущийся объем газа определяют, используя данные пористости по нейтронному каротажу от прибора ядерного каротажа, работающего в режиме импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата. Кроме того, можно определять суммарный объем углеводородов с использованием данных каротажа на основании данных измерений сечений захвата тепловых нейтронов пласта или с использованием прибора каротажа удельного сопротивления пласта в обсаженной скважине. Затем суммарный объем углеводородов используют для обратного вычисления значений плотности углерода суммарного объема углеводородов на различных глубинах пласта с использованием полученных каротажем данных отношения углерод/кислород. Результирующее, независимо вычисленное значение плотности углерода суммарного объема углеводородов может быть использовано для надлежащего согласования данных каротажа и результатов имитации с целью адаптации истории.

[0001] Способ определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов в многофазной среде, характеризующийся стадиями, на которых

[0002] Способ по п.1, в котором стадия вычисления отдельных насыщенностей нефтью и газом включает в себя вычисление кажущегося объема газа с использованием данных пористости по нейтронному каротажу.

[0003] Способ по п.1, в котором стадия вычисления отдельных насыщенностей нефтью и газом включает в себя вычисление кажущегося объема нефти с использованием данных каротажа отношения углерод/кислород.

[0004] Способ по п.1, в котором стадия определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов включает в себя итеративное вычисление насыщенности углеводородами с использованием различных значений плотности углерода до тех пор, пока одно или несколько значений плотности углерода не дадут насыщенности углеводородами, которая, по существу, согласована с насыщенностью суммарным объемом углеводородов.

[0005] Способ по п.1, в котором стадия определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов включает в себя эмпирическое вычисление значения плотности углерода суммарного объема углеводородов.

[0006] Способ по п.1, в котором кажущиеся отдельные насыщенности нефтью и газом являются также вычисленными независимо от солености воды.

[0007] Способ по п.1, в котором стадия каротажа ствола скважины для получения информации включает в себя каротаж ствола скважины для получения данных каротажа удельного сопротивления пласта.

[0008] Способ по п.7, дополнительно характеризующийся стадией, на которой вычисляют насыщенность суммарным объемом углеводородов, используя данные каротажа удельного сопротивления пласта.

[0009] Способ по п.8, дополнительно характеризующийся стадией, на которой определяют значение плотности углерода суммарного объема углеводородов, используя насыщенность суммарным объемом углеводородов, вычисленную на основании данных каротажа удельного сопротивления пласта и данных каротажа отношения углерод/кислород.

[0010] Способ по п.1, дополнительно характеризующийся стадией, на которой вычисляют насыщенности отдельными углеводородами, используя значение плотности углерода суммарного объема углеводородов.

[0011] Способ по п.10, дополнительно характеризующийся стадией, на которой осуществляют настройку модели, используя предыдущие данные насыщенностей отдельными углеводородами, вычисленные на основании значения плотности углерода суммарного объема углеводородов.

[0012] Способ по п.1, в котором отдельные углеводороды в многофазной среде являются взаимно смешиваемыми.

[0013] Способ по п.1, в котором многофазная среда представляет собой среду с поочередным закачиванием воды и газа.

[0014] Система для определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов в многофазной среде, дополнительно характеризующаяся тем, что она содержит

[0015] Система по п.14, в которой для получения данных каротажа отношения углерод/кислород использован размещенный в стволе скважины прибор ядерного каротажа в режиме неупругого рассеяния нейтронов.

[0016] Система по п.14, в которой для получения данных пористости по нейтронному каротажу использован размещенный в стволе скважины прибор ядерного каротажа в режиме импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата.

[0017] Система по п.14, в которой одна или несколько баз данных дополнительно имеют данные каротажа удельного сопротивления пласта, сохраняемые в них.

[0018] Способ осуществления адаптации по истории разработки для имитационной модели многофазной среды, характеризующийся стадиями, на которых

[0019] Способ по п.18, в котором насыщенность суммарным объемом углеводородов вычисляют на основании кажущихся отдельных насыщенностей нефтью и газом, кажущиеся отдельные насыщенности нефтью и газом получают, используя фиксированное значение плотности углерода, которое является независимым от значений плотности углерода отдельных углеводородов.

[0020] Способ по п.19, в котором отдельные кажущиеся насыщенности нефтью и газом включают в себя кажущийся объем газа.

[0021] Способ по п.19, в котором отдельные кажущиеся насыщенности нефтью и газом включают в себя кажущийся объем нефти.

[0022] Способ по п.18, в котором насыщенность суммарным объемом углеводородов вычисляют на основании данных каротажа удельного сопротивления пласта.

[0023] Способ по п.18, в котором насыщенность суммарным объемом углеводородов вычисляют на основании данных каротажа сечений захвата тепловых нейтронов пласта.

[0024] Способ определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов в многофазной среде, характеризующийся стадиями, на которых

[0025] Способ по п.24, в котором стадия определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов включает в себя итерационное вычисление насыщенности углеводородами с использованием различных значений плотности углерода до тех пор, пока одно или несколько значений плотности углерода не дадут насыщенности углеводородами, которая, по существу, согласована с насыщенностью суммарным объемом углеводородов.

[0026] Способ по п.25, в котором стадия определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов включает в себя эмпирическое вычисление значения плотности углерода суммарного объема углеводородов.

Предпосылки создания изобретенияОбласть техники, к которой относится изобретение

В общем, изобретение относится к количественному определению свойств углеводородов. Более конкретно, изобретение относится к способу и системе для определения значений плотности углерода углеводородов с использованием данных каротажа отношения углерод/кислород и оценок насыщенности углеводородами, полученными от приборов импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата в обсаженной скважине и/или каротажа удельного сопротивления пласта.

Уровень техники

Как хорошо известно в отрасли нефтедобычи, после заводнения значительное количество нефти остается в нефтеносном пласте. Часть этой оставшейся нефти может быть извлечена с использованием различных способов повышения нефтеотдачи пласта, в том числе поочередным закачиванием воды и газа. Поочередное закачивание воды и газа включает в себя повторяющее закачивание в пласт сначала газа, а затем воды из нагнетательных скважин, стратегически расположенных вокруг продуктивной скважины. Закачиваемый газ занимает поровое пространство в пласте, которое в противном случае может быть занято нефтью, а вода впоследствии выносит нефть и газ из порового пространства, продвигая их к продуктивной скважине. Для получения большей информации относительно процедуры поочередного закачивания воды и газа можно обратиться к патенту США № 3244228 (Parrish).

До начала поочередного закачивания воды и газа на всем месторождении может быть проведено пробное поочередное закачивание воды и газа для проверки эффективности вытеснения и для оптимизации параметров поочередного закачивания воды и газа, которые будут использоваться при закачивании на всем месторождении. Обычно в пласте пробуривают наблюдательную скважину на определенном расстоянии (например, 140 м) от нагнетательной скважины. Среди прочего наблюдательную скважину используют для контроля изменения уровней насыщенности углеводородами в пласте, который во время пробного поочередного закачивания воды и газа может включать в себя нефть, измененную нефть и газ. В идеальном случае в предположении несмешиваемой среды уровни насыщенности отдельными водной, нефтяной и газовой фазами пласта могут быть определены и использованы для оценивания суммарного уровня насыщенности углеводородами. Затем эта информация может быть сравнена с результатами, предсказанными с помощью имитационной модели, для адаптации истории.

Однако в условиях многофазной среды трудно определять уровни насыщенности отдельными фазами (то есть пластовой нефтью, закачиваемым газом, пластовой водой и закачиваемой водой), поскольку они являются результатом поочередного закачивания воды и газа. Прежде всего нефтяная и газовая фазы на самом деле являются смешиваемыми и их смешиваемость делает определение чрезвычайно сложным, поскольку две фазы не могут быть легко разделены. Определение становится более трудным, когда физические свойства нефти и газа изменяются с глубиной и со временем и когда различие между их физическими свойствами уменьшается. Другие факторы, такие как разделение нефтяной и газовой фаз, обусловленное силой тяжести, дополнительно усложняет определение насыщенности. В результате уровни насыщенности отдельными углеводородами обычно оценивают на основании данных каротажа, используя одно или несколько предполагаемых или имитированных значений для свойств углеводородов, которые могут или не могут быть очень точными.

Поэтому имеется необходимость в способе описания свойств углеводородов без первоначального определения насыщенностей отдельными фазами нефти и газа. Точнее, имеется необходимость в способе определения характеристики углеводородов, такой как значение плотности углерода, которая затем может быть использована для описания свойств углеводородов без первоначального определения насыщенностей отдельными фазами нефти и газа.

Сущность изобретения

Изобретение относится к способу и системе для определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов в многофазной среде, когда фазы нефти и газа не являются несмешиваемыми. Способ и система изобретения включают в себя определение кажущегося объема нефти и кажущегося объема газа на каждом глубинном уровне исследования. Кажущийся объем нефти определяют на основании данных отношения углерод/кислород и исходного значения плотности углерода, заранее вычисляемого на основании известных свойств нефти. Кажущийся объем газа определяют, используя данные пористости пласта по нейтронному каротажу. Затем кажущиеся объемы нефти и газа суммируют для получения суммарного объема углеводородов. В качестве альтернативы суммарный объем углеводородов может быть определен на основании водонасыщенности, получаемой по данным сечений захвата тепловых нейтронов пласта или по данным удельного сопротивления пласта. Затем значение плотности углерода, использованное для определения кажущегося объема нефти, корректируют на каждом глубинном уровне исследования до тех пор, пока кажущийся объем нефти не будет согласован с суммарным объемом углеводородов. Эта корректировка может быть осуществлена итеративно, или эмпирически, или с использованием любого другого подходящего способа, известного специалистам в данной области техники. После этого для адаптации истории скорректированный профиль значения плотности углерода может быть непосредственно или косвенно сравнен с его аналогами, полученными на основании компонентной имитационной модели.

В общем, согласно одному объекту изобретение относится к способу определения значения плотности суммарного объема углеводородов в многофазной среде. Способ включает стадии, на которых осуществляют каротаж ствола скважины для получения информации, в том числе данных каротажа отношения углерод/кислород, и используют информацию из ствола скважины для вычисления кажущихся насыщенностей отдельными углеводородами независимо от значений плотности углерода отдельных углеводородов. Способ также включает стадии, на которых вычисляют насыщенность суммарным объемом углеводородов, используя кажущиеся насыщенности отдельными углеводородами, и определяют значение плотности углерода суммарного объема углеводородов, используя насыщенность суммарным объемом углеводородов, вычисленную на основании кажущихся насыщенностей отдельными углеводородами и данных каротажа отношения углерод/кислород.

В общем, согласно другому объекту изобретение относится к системе для определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов в многофазной среде. Система содержит одну или несколько баз данных, снабженных информацией каротажа ствола скважины, сохраняемой в них, включающей в себя, по меньшей мере, данные каротажа отношения углерод/кислород, и блок обработки, соединенный с одной или несколькими базами данных. Блок обработки включает в себя носитель записи, закодированный инструкциями для побуждения блока обработки к вычислению кажущихся насыщенностей отдельными углеводородами с использованием информации каротажа ствола скважины независимо от значений плотности углерода отдельных углеводородов и затем к вычислению насыщенности суммарным объемом углеводородов с использованием кажущихся насыщенностей отдельными углеводородами. Следующим шагом блок обработки определяет значение плотности углерода суммарного объема углеводородов с использованием насыщенности суммарным объемом углеводородов, вычисленной на основании кажущихся насыщенностей отдельными углеводородами и данных каротажа отношения углерод/кислород.

В общем, согласно еще одному объекту изобретение относится к способу адаптации истории для имитационной модели многофазной среды. Способ содержит этапы, на которых вычисляют насыщенность суммарным объемом углеводородов и определяют значение плотности углерода суммарного объема углеводородов на основании насыщенности суммарным объемом углеводородов. Способ включает стадии, на которых сравнивают значение плотности углерода суммарного объема углеводородов с имитированным значением плотности углерода углеводородов, вычисленным на основании имитационной модели многофазной среды, и корректируют имитационную модель многофазной среды на основании сравнения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов и имитированного значения плотности углерода углеводородов.

В общем, согласно еще одному объекту изобретение относится к способу определения значения плотности углерода суммарного объема углеводородов в многофазной среде. Способ включает стадии, на которых осуществляют каротаж ствола скважины для получения информации, в том числе данных каротажа удельного сопротивления пласта, и используют данные каротажа удельного сопротивления пласта для вычисления насыщенности суммарным объемом углеводородов. Способ включает стадию, на которой определяют значение плотности углерода суммарного объема углеводородов, используя насыщенность суммарным объемом углеводорода, вычисленную на основании данных каротажа удельного сопротивления пласта.

Преимущества и другие признаки изобретения станут очевидными из нижеследующих чертежей, описания и формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Более полное понимание изобретения может быть получено при обращении к сопровождающему описанию, которое предоставляется в сочетании с нижеследующими чертежами, на которых

фиг. 1 - иллюстрация данных каротажа в необсаженной скважине, зарегистрированных в наблюдательной скважине, включающих в себя пористость, литологию, насыщенность и проницаемость;

фиг. 2 - иллюстрация данных каротажа, зарегистрированных в наблюдательной скважине после крепления обсадными трубами, но до закачивания воды или газа в пласт;

фиг. 3 - иллюстрация данных каротажа, зарегистрированных в наблюдательной скважине, демонстрирующих влияние закачивания газа на отношение углерод/кислород и пористость пласта по нейтронному каротажу;

фиг. 4А-4B - иллюстрация данных каротажа, зарегистрированных в наблюдательной скважине, демонстрирующих сложности использования данных сечений захвата тепловых нейтронов пласта и данных удельного сопротивления пласта при анализе насыщенности в условиях сложной солености;

фиг. 5 - иллюстрация данных каротажа, зарегистрированных в наблюдательной скважине, демонстрирующих изменения насыщенности со временем, в предположении, что фазы нефти и газа являются несмешиваемыми;

фиг. 6 - иллюстрация данных каротажа, зарегистрированных в наблюдательной скважине, демонстрирующих насыщенности, основанные на предположении несмешиваемости, в сопоставлении с насыщенностями, полученными с использованием данных имитационной модели;

фиг. 7 - иллюстрация данных каротажа, зарегистрированных в наблюдательной скважине, демонстрирующих значения плотности углерода, вычисленные на основании кажущегося объема нефти, при этом использовались данные пористости по нейтронному каротажу;

фиг. 8 - иллюстрация полученных каротажем значений плотности углерода углеводородов в сопоставлении со значениями плотности углерода углеводородов, полученными на основании имитационной модели, для различных дат;

фиг. 9 - блок-схема последовательности операций способа вычисления значения плотности углерода углеводородов согласно вариантам осуществления изобретения; и

фиг. 10 - иллюстрация системы, которая может быть использована для вычисления плотности углерода углеводородов согласно вариантам осуществления изобретения.

Подробное описание иллюстративных вариантов осуществления

Как упоминалось ранее, изобретение относится к способу и системе для определения значений плотности углерода углеводородов в многофазной среде, когда фазы нефти и газа не являются несмешивающимися. Способ и система включают в себя вычисление суммарного объема на основании кажущегося объема нефти и кажущегося объема газа. Кажущийся объем нефти определяют, используя данные отношения углерод/кислород от прибора ядерного каротажа, работающего в режиме неупругого рассеяния нейтронов. Кажущийся объем газа определяют, используя данные пористости по нейтронному каротажу от прибора ядерного каротажа, работающего в режиме импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата. Суммарный объем углеводородов также можно определять, используя данные каротажа по результатам измерений сечений захвата тепловых нейтронов пласта или от прибора каротажа удельного сопротивления пласта в обсаженной скважине или используя любую другую подходящую технологию, известную специалистам в данной области техники. Затем суммарный объем углеводородов используют для обратного вычисления значений плотности углерода в суммарном объеме углеводородов на различных глубинах пласта, используя данные каротажа отношения углерод/кислород. Результирующие, независимо вычисленные значения плотности углерода в суммарном объеме углеводородов, могут быть использованы для соответствующего согласования каротажных данных и результатов моделирования с целью адаптации истории.

Только для иллюстрации принципы и идеи изобретения будут описаны применительно к экспериментальному проекту поочередного закачивания воды и газа, осуществленному на нефтеносном месторождении, находящемся в восточной провинции Алжира (включая бассейны Illizi и Ghadames, разделенные хребтом Ahara). Толщина нижнего триасового глинистого песчаного коллектора изменяется от 15 до 75 м (метров) и достигает 150 м в бассейне Ghadames. Эти изменения отражают конфигурацию нижнего триасового основания. Триасовая обстановка осадконакопления включает в себя многочисленные фациальные изменения, а также ограниченные протяженности коллектора. Обычно они являются многослойными продуктивными зонами, отделенными глинистыми включениями от пойменного отложения. Пористость находится в диапазоне от 6 до 22% и часто превышает 12%, тогда как проницаемость находится в диапазоне от 10 до 1000 мД (миллидарси). Качество коллектора обуславливается диагенезом, растворением шпатов и карбоната, выделением кристаллов, минералогическим перераспределением глин и различными процессами цементации. Соленость пластовой воды составляет 270 тысяч частей на миллион; пластовая нефть характеризуется плотностью 42 в градусах API (Американского нефтяного института), соотношением газ/нефть, составляющим 0,27, вязкостью 0,27 сП (сантипуаз).

Для контроля закачивания газа и воды на расстоянии 140 м от экспериментальной скважины с поочередным закачиванием воды и газа была пробурена наблюдательная скважина. Участок исследования продолжался приблизительно на 10 дюймов от наблюдательной скважины. На фиг. 1 показаны каротажные диаграммы, зарегистрированные в необсаженной скважине, для наблюдательной скважины, полученные с помощью типовых каротажных приборов, известных специалистам в данной области техники, таких как AIT ™ (многозондовый индукционный прибор), РЕХ ™ (экспресс-платформа), UBI ™ (ультразвуковой скважинный формирователь изображений) фирмы Schlumberger. Следует отметить, что на фиг. 1, как и на всех фигурах, разнообразные названия и обозначения различных граф, осей, дорожек и т.д. являются характерными для приборов Schlumberger, которые образуют их. Информация относительно этих приборов может быть легко получена от Schlumberger Oilfield Services, Inc. и поэтому не включена в настоящую заявку, чтобы исключить ненужное загромождение описания изобретения.

Как можно видеть, на фиг. 1 показаны расшифровка основных каротажных диаграмм, зарегистрированных в необсаженной скважине по гамма-каротажу, пористости, плотности и удельного сопротивления по данным нейтронного каротажа (дорожки 1-3 соответственно), а также данные кернового анализа (дорожка 4), ультразвуковое изображение (дорожка 5) и карта цементирования, и каротажная диаграмма переменной плотности (дорожки 6 и 7 соответственно) ствола скважины. По таким характеристикам коллектора можно оценивать, сколько имеется углеводородов, сколько потенциально может быть добыто и какого вида результаты анализа необходимо принимать во внимание при контроле насыщенности. Данные цементирования подтверждают, что ствол скважины не создает гидравлической связи между отдельными слоями пласта.

Затем для достижения целей экспериментального проекта поочередной закачки воды и газа была разработана и реализована обширная программа каротажа в обсаженном стволе для наблюдательной скважины. Одним из факторов, принятых во внимание при разработке программы каротажа, было сильное различие соленостей пласта и закачиваемой воды (последняя характеризуется эквивалентной соленостью, пересчитанной на NaCl, составляющей 20 тысяч частей на миллион). Из-за сильного различия соленостей определение водонасыщенности (и, следовательно, объема углеводородов) становится сложным после начала закачивания воды. Чтобы преодолеть эту сложность, для программы каротажа также был выбран каротаж с неупругим рассеянием нейтронов. Кроме того, существенно, что программа каротажа облегчает обнаружение и оценку изменений свойств углеводородов вследствие закачки газа, равно как и контроль газонасыщенности. Поэтому прибор импульсного нейтронного каротажа, обеспечивающий получение каротажных диаграмм пористости по данным измерения сечения захвата и нейтронного каротажа, также был добавлен к программе каротажа. Каротажные приборы, используемые для регистрации указанных выше данных, могут быть любыми подходящими каротажными приборами или приборами, известными специалистам в данной области техники. Однако в предпочтительном варианте осуществления используется единственный прибор, обладающий возможностями импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата и неупругому рассеянию нейтронов, такой как RST ™ (прибор для определения насыщенности коллектора) от Schlumberger. Прибор RST ™ (для определения насыщенности коллектора) был выбран потому, что он может работать в режиме неупругого захвата и импульсном режиме захвата нейтронов (в режиме сигма), а также потому, что для него характерна чувствительность к изменениям свойств углеводородов.

Кроме того, для определения суммарного объема углеводородов к программе каротажа был добавлен каротаж удельного сопротивления пласта. Аналогичным образом любой подходящий прибор, известный специалистам в данной области техники, может быть использован для каротажа удельного сопротивления пласта, но предпочтительно использовать прибор CHFR ™ (каротажа удельного сопротивления в обсаженной скважине) от Schlumberger. Информацию, относящуюся к этому и другим приборам Schlumberger, можно легко получить от Schlumberger Oilfield Services, Inc., и поэтому она не включена в настоящую заявку, чтобы исключить ненужное загромождение описания изобретения.

Указанная выше программа каротажа с использованием приборов RST ™ (для определения насыщенности коллектора) и CHFR ™ (каротажа удельного сопротивления в обсаженной скважине) обеспечивает возможность получения следующих характеристик пласта: (а) сечения захвата тепловых нейтронов пласта или сигмы пласта (прибором RST ™ (для определения насыщенности коллектора) в режиме сигма), (b) отношения пористостей на основании данных каротажа по тепловым нейтронам, зарегистрированным ближним и дальним детекторами, или пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам, (прибором RST ™ (для определения насыщенности коллектора) в режиме сигма), (с) отношения углерод/кислород пласта или У/К (прибором RST ™ (для определения насыщенности коллектора) в режиме неупругого захвата) и (d) удельного сопротивления пласта (прибором CHFR ™ каротажа удельного сопротивления пласта в обсаженной скважине).

Чтобы получить начальные оценки насыщенности флюидами в обсаженной скважине, до начала закачивания был выполнен первоначальный спуск приборов RST ™ (для определения насыщенности коллектора) и CHFR ™ (каротажа удельного сопротивления в обсаженной скважине) в наблюдательную скважину. Затем эти начальные оценки сравнивали с оценками, полученными на основании данных для необсаженной скважины, и впоследствии использовали как опорные при мониторинговом анализе. После начала закачивания газа прибор RST ™ (для определения насыщенности коллектора) спускали с интервалом 10-15 дней для контроля истощения пласта во время закачивания газа. Затем на стадии закачивания воды прибор CHFR ™ (для каротажа удельного сопротивления в обсаженной скважине) добавляли к каротажному комплексу и спускали его на регулярной основе. После шести месяцев закачивания, которое охватывало два цикла закачивания газа и цикл закачивания воды, временной интервал был увеличен до 25-30 дней.

На фиг. 2 показана расшифровка каротажных диаграмм первоначального спуска до начала закачивания газа. Как установлено выше, основная задача этого спуска заключалась в сравнении насыщенностей, измеренных при каротаже обсаженной скважины, с каротажными данными для необсаженной скважины. На дорожке 1 на фиг. 2 показаны данные кернового анализа, тогда как на дорожке 2 показаны результаты из обсаженной скважины и удельного сопротивления из необсаженной скважины, сравнение которых свидетельствует о хорошем соответствии между оценками физических свойств пласта, полученными из двух каротажных диаграмм (за исключением одной зоны, в которой на удельное сопротивление каротажа обсаженной скважины влияют остатки бурового раствора на нефтяной основе в затрубном пространстве обсадной колонны). Из расшифровки каротажных диаграмм также видно, что начальные нефтенасыщенность и водонасыщенность необсаженной скважины можно воспроизводить, используя результаты измерений отношения углерод/кислород при спуске в обсаженную скважину. Поэтому, когда свойства флюида, включая соленость пластовой воды и свойства нефти, хорошо известны, удельное сопротивление пласта и результаты измерений отношения углерод/кислород могут быть использованы для оценивания насыщенности углеводородами, в результате чего обеспечивается возможность контроля изменений насыщенности.

На дорожке 3 показаны результаты измерения прибором для определения насыщенности коллектора в режиме сигма (то есть измеренное сечение захвата тепловых нейтронов пласта) в сопоставлении с синтетическими данными сигмы (то есть с сечением захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленным по опорной пористости, литологии и данным насыщенности). По этой дорожке видно, что предметное измерение не может быть использовано непосредственно для вычисления водонасыщенности вследствие неполного знания литологии пласта, но может быть использовано для контроля изменений насыщенности, поскольку не ожидается, что матрица пласта (то есть твердый скелет горной породы) будет изменяться со временем.

На дорожке 4 показаны каротажные диаграммы объемной плотности пласта и пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам, зарегистрированные в необсаженной скважине, в сопоставлении с каротажной диаграммой пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам, зарегистрированной в обсаженной скважине прибором импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата. Дорожка служит доказательством того, что результат измерения пористости на основании данных нейтронного каротажа обсаженной скважины является сравнимым с одним из результатов измерений, полученных из необсаженной скважины, хотя и более подвергается воздействию изменений литологий, и может быть использован для контроля газонасыщенности путем реализации технологии мониторинга.

Другие дорожки, представляющие интерес, включают в себя дорожку 5, на которой показаны кажущиеся объемы нефти, вычисленные с использованием результата измерения отношения углерод/кислород прибором RST ™ (для определения насыщенности коллектора), и дорожку 6, на которой показан конечный объем нефти после альфа-обработки (суперпозиции быстрых изменений ближнего детектора на медленные изменения точного дальнего детектора). Исходное значение плотности углерода нефти, использованное для этой интерпретации, было 0,525 г/см ³ . Имеются небольшие различия между объемами нефти, полученными на основании значений отношения углерод/кислород в необсаженной скважине на протяжении глубинных интервалов пласта, которые, поскольку объем, полученный по отношению углерод/кислород, является подобным по характеру пористости, считаются отражающими неопределенность по глубинам исследования, эффекты нераспределенного проникновения бурового раствора в пласт при бурении и статистики измерений.

Во время первой стадии закачивания внимание сосредотачивалось в основном на изменениях газонасыщенности. Было сделано исходное предположение о том, что пористость закачиваемого газа на основании данных каротажа по тепловым нейтронам равна 0 единиц пористости, а значение отношения углерод/кислород является пренебрежимо малым по сравнению с этим отношением для нефти. Водонасыщенность предполагалась постоянной во время первой стадии закачивания. Сначала объем газа независимо оценивали по изменениям TPHI (пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам) и изменениям значений отношения углерод/кислород, используя следующие уравнения:

В уравнении (1) выше V _gasTPHI представляет собой кажущийся объем газа, вычисляемый с использованием данных пористости каротажа по тепловым нейтронам, TPHI _Base представляет собой начальное или исходное значение пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам (полученных в результате спуска прибора RST ™ для определения насыщенности коллектора, работающего в режиме сигма, в обсаженную скважину) и TPHI _Current представляет собой текущее значение пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам, измеряемое в режиме сигма прибором RST ™ для определения насыщенности коллектора. Аналогичным образом в уравнении (2) V _gasCOR представляет собой кажущийся объем газа, вычисляемый с использованием данных отношения углерод/кислород, V _oil.base представляет собой начальный или исходный объем нефти (полученный в результате спуска в обсаженную скважину прибора RST ™ для определения насыщенности коллектора, работающего в режиме неупругого захвата), и V _oil.Current представляет собой текущий объем нефти, получаемый на основании данных отношения углерод/кислород, измеряемых с использованием прибора RST ™ для определения насыщенности коллектора в режиме упругого захвата (или некоторого другого подходящего прибора ядерного каротажа).

Объемы и насыщенности газа, оцененные с использованием рассмотренной выше методики, показаны для сравнения на фиг. 3, на которой на дорожках 1-3 показаны каротажные диаграммы пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам, полученные при исходном спуске и текущем спуске; газонасыщенности (отношение объема газа и пористости), полученные по данным режимов сигма и неупругого захвата, описанных выше; и объемы газа, определенные прибором RST ™ для определения насыщенности пласта при исходном спуске и текущем спуске, при этом заштрихованными участками соответственно показано расшифрованное распределение флюидов. Как можно видеть, при закачивании в пласт только газа две независимые методики (периодическое измерение пористости по нейтронам и анализ отношения углерод/кислород) дают одинаковые значения насыщенности нефтью и газом. Отметим хорошее соответствие газонасыщенностей, полученных по изменению объемов нефти, определенных по пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам и отношению углерод/кислород, что указывает на то, что с использованием комбинации этих двух методик водонасыщенность может быть оценена правильно независимо от любых свойств нефти и газа и солености воды. Сходство влияния газа на кажущийся объем нефти, определяемый по пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам и отношению углерод/кислород, обеспечивает возможность применения той же самой методики, когда водонасыщенность изменяется (после вступления фронта воды)

В приведенных выше уравнениях V _gas представляет собой кажущийся объем газа (из уравнения (2) выше), V _oil представляет собой кажущийся объем нефти, V _wat представляет собой кажущийся объем воды и PHIE представляет собой эффективную пористость (полученную на основании расшифровки данных каротажа в необсаженной скважине совместно с данными кернового анализа).

Сигма пласта и удельное сопротивление пласта, полученные с использованием прибора RST ™ для определения насыщенности коллектора в режиме сигма и прибора CHFR ™ каротажа удельного сопротивления пласта в обсаженной скважине (или другого подходящего прибора ядерного каротажа и каротажа удельного сопротивления пласта), затем использовались для проверки точности оценок водонасыщенности с помощью приведенных выше уравнений. Однако поскольку соленость пластовой воды была изменена закачиванием воды, интерпретацию сигмы пласта и удельного сопротивления пласта фактически выполняли одновременно как для пластовой воды, так и для свежей/закачиваемой воды. Водонасыщенности, полученные с использованием этой методики, считались находящимися в приемлемом соответствии с данными описанного выше анализа отношения углерод/кислород и эффективной пористости, но вследствие различий в разрешающей способности по вертикали и глубине исследования данные сигмы пласта и удельного сопротивления пласта обычно не включали в конечный волюметрический анализ.

Влияние различия по глубине исследования показано на фиг. 4А-4В, на которых отражены некоторые сложности при использовании данных сигмы пласта и удельного сопротивления пласта при анализе насыщенности и солености. Сложности являются результатом различия по глубине исследования и также следствием поперечной неравномерности распределения флюидов при чрезвычайно динамичном процессе заводнении пласта. В частности, на дорожках 1 и 2 фиг. 4А показаны оценки водонасыщенности на основании данных сигмы пласта и удельного сопротивления пласта, соответственно, на одну и ту же дату, тогда как на дорожке 1 фиг. 4В показаны оценки водонасыщенности на основании данных сигмы пласта на другую дату, иллюстрирующие динамику изменений солености воды.

Приведенный выше анализ может быть выполнен с помощью любого подходящего средства элементного анализа, такого как математическое обеспечение ELAN+ ™ элементного анализа каротажных данных от Schlumberger, с учетом пористости, измеренной в необсаженной скважине, и объемов минералов в качестве входных данных, наряду с объемом нефти, полученным на основании отношения углерод/кислород, кажущимся объемом газа, полученным по эффективной пористости, удельным сопротивлением пласта и данным сигмы пласта (если они используются). Такое средство элементного анализа является полезным для минимизации неопределенностей каждого измерения и для получения оптимизированных результатов в многофазной среде.

На основе вышеизложенного с использованием сочетания пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам и кажущегося объема нефти, полученного на основании отношения углерод/кислород, была получена робастная информация об изменениях водонасыщенности наряду с визуальным отображением эффектов закачивания газа и основными оценками газонасыщенности. На фиг. 5 на дорожках 1-11 показаны изменения насыщенностей нефтью, газом и водой со временем. Хотя может быть использован любой подходящий прибор каротажа удельного сопротивления пласта, прибор CHFR ™ каротажа удельного сопротивления пласта в обсаженной скважине обеспечивает робастную информацию об удельном сопротивлении пласта, и было обнаружено, что он является предпочтительным прибором для обнаружения воды на определенных стадиях закачивания, а также для подтверждения оценок водонасыщенности.

Поэтому оценки насыщенности, полученные с использованием основных уравнений, описанных выше, обеспечивают робастное обнаружения изменений как свойств углеводородов, так и водонасыщенности. Однако результаты численного анализа основаны на предположении процесса без смешивания (то есть постоянных свойств флюида). Вследствие того, что на самом деле фазы нефти и газа являются смешивающимися, состав и плотность каждой фазы изменяется со временем, и эти изменения являются иными для каждого гидравлически независимого устройства вследствие различной проницаемости. Кроме того, как упоминалось ранее, процессы гравитационного разделения еще больше усложняют картину.

Более того, значения плотности нефти, получаемые из имитационной модели, изменяются широко и могут быть больше и меньше, чем начальная плотность нефти до закачивания газа. А плотность газа на основании имитационной модели может быть до 0,41 г/см ³ или больше. При таких обстоятельствах свойства каждой фазы, такие как пористость пласта по данным нейтронного каротажа и значение плотности углерода, также изменяются, делая исходные предположения некорректными. Поэтому становится необходимо получать точные значения насыщенности и газом и, нефтью или искать другой путь описания свойств углеводородов для адаптации истории (например, с использованием значений плотности углерода углеводородов).

Один способ заключается в получении скорректированной насыщенности нефтью и газом с использованием свойств нефти и газа (то есть плотности и состава), спрогнозированных на основании имитационных моделей. Как и следовало ожидать, наблюдается заметное повышение газонасыщенности; оценки водонасыщенности остаются теми же самыми в пределах удовлетворительного отклонения. Однако по мере уменьшения различия между свойствами нефти и газа неустойчивость этого способа также возрастает. Кроме того, результаты производят впечатление определяемых свойствами углеводородов, спрогнозированных с помощью имитационных моделей.

Во втором способе сделана попытка использовать при анализе данные каротажа и имитированные свойства углеводородов. В этом втором способе по сути применяется основанная на плотности коррекция оценок насыщенности. Однако оценки насыщенности в этом способе также определяются плотностями из имитационной модели. Кроме того, в способе не учитываются изменения химического состава, в результате чего снижается точность результатов.

Первый способ иллюстрируется фиг. 6, на которой на дорожках 1 и 2 представлены насыщенности нефтью, водой и газом и распределение объемов флюидов, соответственно, в предположении обычного приближения или приближения отсутствия смешивания. На дорожке 3 показаны значения плотности углерода нефти и газа, спрогнозированные с помощью имитационной модели. Дорожки 4 и 5 соответствуют дорожкам 1 и 2, но использованы имитированные свойства углеводородов, показанные на дорожке 3. Как можно видеть, оценки насыщенностей нефтью и газом, полученные в предположении отсутствия смешивания, кажутся неточными из-за взаимной смешиваемости нефти и газа. Насыщенности нефтью и газом, оцененные на основании данных каротажа с использованием имитированных свойств углеводородов, вероятно, должны быть более точными, чем полученные в приближении отсутствия смешивания, но результат в значительной степени определяется свойствами нефти и газа, полученными на основании имитационной модели, а не на основании измеренных параметров. Поэтому, если последние оценки насыщенностей используют для коррекции имитационной модели (например, для целей адаптации истории), которую в свою очередь используют для пересчета оценок насыщенностей, то процесс потенциально сводится к бесконечной рекурсивной процедуре, при этом каждая итерация все в большей мере находится под влиянием имитированных/спрогнозированных параметров. Следовательно, любая неопределенность при каротаже может приводить к возрастающей ошибке.

В соответствии с вариантом осуществления изобретения альтернативный способ может быть использован для адаптации истории. Способ изобретения основан на данных наблюдения во время первых циклов закачивания газа и воды, когда изменяются свойства углеводородов и/или вытесняется нефть из пласта, при этом газ влияет на результаты измерений отношения углерод/кислород и пористости на основании данных каротажа по тепловым нейтронам в той же степени вне зависимости от способности к смешиванию фаз нефти и газа. Поэтому суммарный объем углеводородов (и, следовательно, водонасыщенность), оцениваемые при использовании приближения несмешиваемости, являются на самом деле точными. Этот факт был подтвержден измерениями удельного сопротивления пласта прибором CHFR ™ каротажа удельного сопротивления в обсаженной скважине и сигмы пласта прибором RST ™ для определения насыщенности коллектора в продолжение фазы закачивания газа, когда водонасыщенность оставалась неизменной, и в продолжение фазы закачивания воды.

Поскольку суммарный объем углеводородов может быть оценен с хорошей точностью, то он может быть использован для обратного вычисления с хорошей точностью значения плотности углерода суммарного объема углеводородов на основании результатов измерений отношения углерод/кислород. Затем это значение плотности углерода суммарного объема углеводородов, полученное на основании отношения углерод/кислород, может быть сравнено со значением плотности углерода суммарного объема углеводородов, вычисленным на основании имитационной модели, базирующейся на составе и плотности углеводородов, и использовано для целей адаптации истории. Таким образом, согласно вариантам осуществления изобретения значение плотности углерода суммарного объема углеводородов, получаемое на основании отношения углерод/кислород, может быть найдено путем вычисления суммарного объема углеводородов при использовании предположения несмешиваемости, описанного выше, затем вычисления кажущегося объема нефти, получаемого на основании отношения углерод/кислород, при использовании фиксированного значения плотности углерода, близкого к среднему ожидаемому значению (например, 0,4 г/см ³ в этом случае). Отметим, что различия пористости не использовались для нахождения этого кажущегося объема нефти. После этого значение плотности углерода (CDV) суммарного объема углеводородов может быть определено обратным вычислением с использованием следующего приближения:

В уравнении (6) V _{OIL_REF} представляет собой кажущийся объем нефти, полученный на основании отношения углерод/кислород при использовании фиксированного или исходного значения плотности углерода, a V _HYD представляет собой суммарный объем углеводородов в предположении несмешиваемости. Коэффициент 0,408 в уравнении (6) выше был найден эмпирически с использованием корреляции между значением плотности углерода и кажущимся объемом нефти при заданных условиях, но он может быть получен с использованием любой методики, известной специалистам в данной области техники, в том числе итеративно (например, с использованием кажущихся объемов нефти, вычисленных при различных значениях плотности углерода) или аналитически на основании характеристик приборов.

Значение плотности углерода, вычисленное с использованием методики уравнения (6) показано на фиг. 7, на которой на дорожках 1 и 2 показаны кажущийся объем V _{OIL_REF} нефти и суммарный объем V _HYD углеводородов соответственно. На дорожке 3 представлено результирующее значение плотности углерода суммарного объема углеводородов на различных глубинных точках, исследовавшихся в пласте. Термин «суммарный объем углеводородов », использованный в настоящей заявке, характеризует объем углеводородов, содержащихся в пласте внутри затрубного пространства, ограниченного областью исследования вокруг наблюдательной скважины и одним глубинным интервалом (например, 6 дюймов), относящимся к этому объему пласта.

С целью сравнения на фиг. 8 на дорожках 1-4 показаны для нескольких дат полученные каротажем и имитированные профили значений плотности углерода суммарного объема углеводородов. По горизонтальной оси отложены единицы значений плотности углерода в г/см ³ (в граммах на кубический сантиметр), а по вертикальной оси отложены номера слоев, найденные из имитационной модели, при этом глубина возрастает для более высоких номеров слоев. Как можно видеть, соответствие между полученными каротажем значениями плотности углерода суммарного объема углеводородов и имитированными значениями плотности углерода суммарного объема углеводородов представляется очень хорошим.

На фиг. 9 показана блок-схема последовательности операций способа 10 вычисления значения плотности углерода суммарного объема углеводородов согласно вариантам осуществления изобретения, при этом пунктирными линиями показаны этапы, которые являются необязательными. Как можно видеть, способ 10 начинается с блока 12, когда спускают приборы каротажа отношения углерод/кислород и импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата. Приборы каротажа отношения углерод/кислород и импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата могут быть отдельными приборами или они могут быть объединены в один прибор ядерного каротажа, такой как прибор RST ™ для определения насыщенности коллектора от Schlumberger, упоминавшийся в настоящей заявке ранее. В любом случае первый спуск приборов осуществляют до стадии закачивания газа с целью сравнения с данными каротажа необсаженной скважины, а несколько последующих спускоподъемных операций для каротажных приборов выполняют в течение стадий закачивания газа и воды. Исходные данные отношения углерод/кислород с прибора каротажа отношения углерод/кислород регистрируют (блок 14) и затем подают в типовое средство обработки (блок 16). В типовом средстве обработки для вычисления кажущегося объема нефти используют зарегистрированные (блок 18) фиксированные или начальные значения плотности углерода и зарегистрированные (блок 20) известные данные пористости/литологии пласта совместно с данными отношений углерод/кислород. Затем кажущийся объем нефти регистрируют (блок 22).

Данные пористости по нейтронному каротажу, полученные в результате спусков прибора импульсного нейтронного каротажа по сечению захвата, регистрируют (блок 24), по существу, параллельно с регистрируемыми (блок 14) данными отношений углерод/кислород. Затем для определения кажущегося объема газа данные пористости по нейтронному каротажу объединяют (блок 26) с зарегистрированной (блок 28) опорной или исходной пористостью по нейтронному каротажу. Кажущийся объем газа основан на изменении пористости пласта следующим образом:

Затем кажущийся объем газа регистрируют (блок 30).

Кажущийся объем нефти и кажущийся объем газа суммируют (блок 32) для получения суммарного объема углеводородов, который затем регистрируют (блок 34). В некоторых вариантах осуществления вычисленный за пределами блок-схемы суммарный объем углеводородов, например, на основании данных удельного сопротивления пласта или результатов измерений сечений захвата тепловых нейтронов пласта, также может быть зарегистрирован (блок 36). Эти данные удельного сопротивления пласта могут быть получены при использовании любого подходящего прибора каротажа удельного сопротивления пласта, такого как прибор CHFR ™ каротажа удельного сопротивления пласта в обсаженной скважине от Schlumberger, упоминавшийся в настоящей заявке ранее. Затем, как указано используемым по выбору вводом 38, суммарный объем углеводородов может быть использован из блока 34, или из блока 36, или из обоих. После этого на основании суммарного объема углеводородов может быть осуществлено обратное вычисление (блок 40) значения плотности углерода суммарного объема углеводородов.

В некоторых вариантах осуществления для вычисления значения плотности углерода суммарного объема углеводородов (блок 40) используют, по существу, тот же самый механизм обработки, который используют согласно блоку 16 для вычисления кажущегося объема нефти. Иначе говоря, механизм обработки согласно блоку 40 основан, по существу, на аналогичных входных данных с получением, по существу, аналогичных выходных данных, что и механизм обработки согласно блоку 16. Однако в то время как механизм обработки согласно блоку 16 используют для вычисления кажущегося объема нефти на основании известного/фиксированного значения плотности углерода, механизм обработки согласно блоку 40 используют для вычисления значения плотности углерода, которое будет давать в результате суммарный объем углеводородов, регистрируемый согласно блоку 34 и/или блоку 36.

Вычисления значения плотности углерода могут быть сделаны эмпирически, как в случае уравнения (6), или они могут быть сделаны итеративно, или любым способом, известным специалистам в данной области техники. В одном варианте осуществления итеративное вычисление означает, что на каждом глубинном уровне или на каждом глубинном интервале механизм обработки работает с предполагаемым начальным значением плотности углерода. Затем вычисленный объем углеводородов сравнивают с суммарным объемом углеводородов, зарегистрированным согласно блоку 34 и/или блоку 36. Если соответствие между двумя объемами углеводородов выходит за пределы заранее заданного уровня неопределенности, процедуру повторяют со значением плотности углерода, отличающейся от заранее заданного диапазона значений плотности углерода, до тех пор, пока соответствие между двумя объемами углеводородов не будет находиться в пределах заранее заданного уровня неопределенности. В любом случае результатом является значение плотности углерода суммарного объема углеводородов, которую затем регистрируют (блок 42).

Впоследствии значение плотности углерода суммарного объема углеводородов может быть использовано для любого подходящего применения, известного специалистам в данной области техники. Например, в одном варианте осуществления значение плотности углерода суммарного объема углеводородов используют для определения отдельных уровней насыщенности нефтяной и газовой фазами на различных глубинных уровнях ствола скважины. Затем отдельные уровни насыщенности нефтяной и газовой фазами могут быть использованы для сравнения с уровнями насыщенности, спрогнозированными с помощью имитационной модели, зарегистрированными согласно блоку 46, для адаптации истории. Также можно использовать значение плотности углерода суммарного объема углеводородов, полученное обратным вычислением, для непосредственного сравнения со значением плотности углерода углеводородов, спрогнозированным с помощью имитационной модели, для коррекции имитационной модели.

На фиг. 10 показана система 48 для вычисления значения плотности углерода суммарного объема углеводородов согласно вариантам осуществления изобретения. Система 48 включает в себя блок 50 обработки, который может выполнять разнообразные расчеты и вычисления, описанные относительно способа 10 из фиг. 9. В некоторых вариантах осуществления блок 50 обработки представляет собой компьютер, имеющий носитель данных (не показанный явно), который закодирован инструкциями для побуждения компьютера к выполнению одного или нескольких специфических расчетов или вычислений, связанных с обратным вычислением значения плотности углерода суммарного объема углеводородов, отраженным на фиг. 9. Кроме того, представлены несколько баз данных, соединенных (например, через Ethernet, Интернет, по радиоканалу и т.д.) с блоком 50 обработки, предназначенных для хранения данных, необходимых блоку 50 обработки для выполнения обратного вычисления значения плотности углерода суммарного объема углеводородов.

Базы данных могут включать в себя базу 52 данных имитационной модели, базу 54 данных каротажа в необсаженной скважине, базу 56 данных пористости по нейтронному каротажу, базу 58 данных отношений углерод/кислород, базу 60 данных сечений захвата тепловых нейтронов и базу 62 данных удельных сопротивлений пласта. Как и ранее, данные различных видов могут быть получены с использованием любого имеющегося каротажного прибора или приборов, известных специалистам в данной области техники. Следует отметить, что, хотя на фиг. 10 показаны отдельные базы данных, но без отступления от объема изобретения две или более баз 52, 54, 56, 58, 60 и 62 данных могут быть объединены или любая одна из баз данных может быть разделена на несколько подбаз данных. Кроме того, показанные базы данных не предполагаются единственными в своем роде, и при необходимости другие данные и дополнительные базы данных могут быть предусмотрены для блока 50 обработки.

Хотя изобретение было описано применительно к нескольким конкретным вариантам осуществления, специалисты в данной области техники должны осознавать, что при использовании описанные изобретательские концепции могут быть модифицированы или изменены в широких пределах. Поэтому объем патентуемого предмета изобретения не должен ограничиваться любой из рассмотренных конкретных иллюстративных идей, а вместо этого должен определяться нижеследующей формулой изобретения.