RU2454662C2 - System and method for evaluating contamination of formation fluid samples with filtrate using refraction index - Google Patents
System and method for evaluating contamination of formation fluid samples with filtrate using refraction index Download PDFInfo
- Publication number
- RU2454662C2 RU2454662C2 RU2008144297/15A RU2008144297A RU2454662C2 RU 2454662 C2 RU2454662 C2 RU 2454662C2 RU 2008144297/15 A RU2008144297/15 A RU 2008144297/15A RU 2008144297 A RU2008144297 A RU 2008144297A RU 2454662 C2 RU2454662 C2 RU 2454662C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- refractive index
- reservoir
- formation
- water
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к устройству и способу оценки состояния пластового флюида с использованием коэффициента преломления при отборе такого пластового флюида.The present invention relates to a device and method for assessing the state of a formation fluid using a refractive index when selecting such a formation fluid.
В процессе бурения нефтяных и газовых скважин по стволу скважины циркулирует буровой раствор (также называемый "промывочной жидкостью"). Обычно используют буровые растворы на водной или на углеводородной основе. После бурения скважины и до ее заканчивания с целью добычи углеводородов из толщи пород часто отбирают образцы скважинного флюида с различных уровней глубин ствола скважины, чтобы определить характеристики флюида и установить местонахождение и содержание или количество углеводородов в пластовом флюиде, состояние коллекторов и т.д. В некоторых случаях также желательно отбирать образцы из пластов или зон, которые содержат преимущественно минерализованную пластовую воду, т.е. пробы воды.During the drilling of oil and gas wells, drilling fluid (also called “flushing fluid”) circulates through the wellbore. Water or hydrocarbon based drilling fluids are commonly used. After drilling a well and before its completion in order to produce hydrocarbons from the rock mass, samples of well fluid are often taken from various depths of the wellbore to determine the characteristics of the fluid and to determine the location and content or amount of hydrocarbons in the reservoir fluid, the state of the reservoirs, etc. In some cases, it is also desirable to take samples from formations or zones that contain predominantly saline formation water, i.e. water samples.
Большинство скважин бурят в условиях положительного дифференциального давления, то есть из-за веса бурового раствора давление в стволе скважины во время бурения превышает пластовое давление. В зависимости от физических свойств пласта, в котором осуществляют бурение, таких как пористость, проницаемость и других свойств породы, буровой раствор проникает на различные глубины пласта. В результате этого проникновения бурового раствора (также называемого прорывом бурового раствора) происходит загрязнение реликтового или нетронутого флюида в пласте. В связи с этим до получения образца скважинного флюида устанавливают прибор на желаемой глубине и отбирают или откачивают флюид из пласта в ствол скважины, пока не будет установлено, что отбираемый флюид по существу не содержит бурового раствора. Для откачивания флюида и отбора образцов пластового флюида на желаемой глубине в стволе скважины обычно устанавливают скважинные приборы, называемые "опробователями пластов". Поначалу флюиды, которые отбирают из пласта, часто сильно загрязнены фильтратами бурового раствора, используемого для бурения ствола скважины. Для получения достаточно чистых (обычно со степенью загрязнения <10%) образцов пластовые флюиды на протяжении определенного времени, как правило, 30-90 минут обычно откачивают из пласта в ствол скважины, после чего собирают образцы в пробоотборные камеры для лабораторного анализа. Для контроля степени загрязнения отбираемого флюида часто используют оптические датчики. Для расчета времени, которое может потребоваться для получения относительно чистых образцов скважинного флюида, и расчета последующей степени чистоты и загрязнения, если флюид откачивают в течение относительно длительного времени, применяют измерения оптического поглощения. В скважинах осуществляют измерения коэффициента преломления, но их не используют для расчета степени чистоты или загрязнения минерализованной пластовой воды. Результаты измерений коэффициента преломления могут быть значительно менее чувствительными к прохождению присутствующих в пластовом флюиде частиц песка или других веществ, которые способны рассеивать свет в анализируемом флюиде, чем результаты спектральных измерений оптического поглощения.Most wells are drilled under positive differential pressure conditions, i.e. due to the weight of the drilling fluid, the pressure in the wellbore during drilling exceeds reservoir pressure. Depending on the physical properties of the formation in which drilling is carried out, such as porosity, permeability, and other rock properties, the drilling fluid penetrates to various depths of the formation. As a result of this penetration of the drilling fluid (also called drilling fluid breakthrough), the relict or intact fluid in the formation is contaminated. In this regard, prior to obtaining a sample of the borehole fluid, the device is installed at the desired depth and the fluid is taken or pumped out of the formation into the wellbore until it is established that the sampled fluid essentially does not contain drilling fluid. For pumping fluid and sampling formation fluid at a desired depth, downhole tools, called “formation testers”, are typically installed in the wellbore. Initially, the fluids that are taken from the formation are often heavily contaminated with the mud filtrates used to drill the wellbore. To obtain sufficiently clean (usually with a degree of pollution <10%) samples, formation fluids for a certain time, usually 30-90 minutes, are usually pumped out of the formation into the wellbore, after which samples are collected in sampling chambers for laboratory analysis. Optical sensors are often used to monitor the degree of contamination of the sampled fluid. Optical absorption measurements are used to calculate the time that it may take to obtain relatively clean samples of the wellbore fluid and to calculate the subsequent degree of purity and contamination if the fluid is pumped out for a relatively long time. In the wells, measurements are made of the refractive index, but they are not used to calculate the degree of purity or contamination of mineralized formation water. The results of measurements of the refractive index may be significantly less sensitive to the passage of sand particles or other substances present in the formation fluid that are capable of scattering light in the analyzed fluid than the results of spectral measurements of optical absorption.
В связи с этим имеется необходимость в устройстве и способе, в которых используют результаты измерений коэффициента преломления, чтобы определить одну или нескольких характеристик (параметров) минерализованной пластовой воды, отбираемой из пластов с проникновением бурового раствора на водной основе, определить степень чистоты или загрязнения минерализованной пластовой воды в процессе отбора пластового флюида и рассчитать в заданный момент времени, сколько времени может потребоваться для очистки, чтобы осуществить отбор образца. В некоторых ситуациях, например, при слишком глубокой зоне проникновения или постоянном проникновении нежелательного флюида из соседних пластов во время откачивания флюида получение чистого образца может быть невозможно даже при продолжении откачивания в течение относительно длительного времени. В таких случаях желательно за относительно короткое время определить, что может быть невозможно за разумное время отобрать образцы из конкретного местоположения в стволе скважины.In this regard, there is a need for a device and method in which the results of measurements of the refractive index are used to determine one or more characteristics (parameters) of the mineralized formation water taken from the formations with the penetration of water-based drilling fluid, to determine the degree of purity or contamination of the mineralized formation water in the process of sampling the reservoir fluid and calculate at a given point in time how much time it may take to clean up to take a sample. In some situations, for example, when the penetration zone is too deep or the unwanted fluid penetrates continuously from neighboring reservoirs during fluid pumping, it may not be possible to obtain a clean sample even if pumping is continued for a relatively long time. In such cases, it is desirable to determine in a relatively short time that it may not be possible to take samples from a specific location in the wellbore in a reasonable amount of time.
В настоящем изобретении предлагается способ оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, при осуществлении которого:The present invention provides a method for evaluating the characteristics of saline water in a fluid obtained from a formation into which a water-based drilling fluid penetrates, in which:
рассчитывают коэффициент преломления минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, с использованием каротажных данных;the refractive index of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir is calculated using the logging data;
отбирают флюид из пласта;fluid is taken from the formation;
осуществляют серию измерений коэффициента преломления флюида на протяжении определенного периода времени в процессе отбора пластового флюида из пласта; иcarry out a series of measurements of the refractive index of the fluid over a certain period of time in the process of selecting reservoir fluid from the reservoir; and
оценивают характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, с использованием расчетного коэффициента преломления и коэффициента преломления, измеренного в процессе отбора пластового флюида.evaluate the saline water characteristic in the fluid obtained from the formation using the calculated refractive index and refractive index measured during the formation fluid selection process.
Каротажными данными могут быть одни из данных, включающих удельное сопротивление породы, пористость породы и нейтронное сечение.The log data may be one of the data including rock resistivity, rock porosity, and neutron cross section.
В другом варианте предлагается способ оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, при осуществлении которого:In another embodiment, a method is proposed for assessing the characteristics of saline water in a fluid obtained from a formation into which a water-based drilling fluid penetrates, in the implementation of which:
рассчитывают коэффициент преломления минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, по результатам скважинных измерений,the refractive index of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir is calculated according to the results of downhole measurements,
отбирают флюид из пласта;fluid is taken from the formation;
осуществляют серию измерений коэффициента преломления флюида на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида;carry out a series of measurements of the refractive index of the fluid over a period of time in the process of fluid selection;
осуществляют подбор (подгонку по соответствующим точкам) кривой к полученным значениям измерений коэффициента преломления; иcarry out the selection (fitting at the corresponding points) of the curve to the obtained values of the measurements of the refractive index; and
оценивают характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, исходя из расчетного коэффициента преломления и подобранной кривой.evaluate the characteristic of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir, based on the calculated refractive index and the selected curve.
В частных вариантах осуществления дополнительно рассчитывают конечное значение коэффициента из полученных измерений коэффициента преломления и исходя из расчетного коэффициента преломления в момент времени t и подобранной кривой, дополнительно оценивают коэффициент преломления в более поздний момент времени t+Δt.In particular embodiments, the final coefficient value is additionally calculated from the obtained measurements of the refractive index and based on the calculated refractive index at time t and the selected curve, the refractive index at a later time t + Δt is additionally estimated.
Характеристика минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, соответствует одной из включающих: коэффициент преломления минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, и удельное сопротивление, соответствующее измерениям коэффициента преломления.The characteristic of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir corresponds to one of the following: the refractive index of the mineralized water in the fluid obtained from the reservoir and the resistivity corresponding to the measurements of the refractive index.
В одном из частных вариантов дополнительно завершают отбор флюида, если разность между расчетным коэффициентом преломления и конечным значением коэффициента из полученных измерений коэффициента преломления превышает выбранную величину.In one particular embodiment, fluid selection is additionally completed if the difference between the calculated refractive index and the final coefficient value from the obtained measurements of the refractive index exceeds a selected value.
При расчете коэффициента преломления рассчитывают коэффициент преломления, соответствующий выбранной температуре и давлению.When calculating the refractive index, the refractive index corresponding to the selected temperature and pressure is calculated.
В следующем варианте предлагается способ оценки характеристики флюида, в котором:In a further embodiment, a method for evaluating a fluid characteristic is provided, wherein:
отбирают флюид из пласта;fluid is taken from the formation;
измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора пластового флюида с целью получения значений коэффициента преломления на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида;measuring the refractive index of the fluid during the selection of formation fluid in order to obtain values of the refractive index over a certain period of time in the process of selecting fluid;
получают значения удельного сопротивления флюида, соответствующие полученным значениям коэффициента преломления;fluid resistivity values corresponding to the obtained refractive index values are obtained;
осуществляют подбор кривой по полученным значениям удельного сопротивления;carry out the selection of the curve according to the obtained values of resistivity;
исходя из подобранной кривой, рассчитывают окончательное значение удельного сопротивления; иbased on the selected curve, calculate the final value of the resistivity; and
оценивают характеристику флюида с использованием текущего значения удельного сопротивления и расчетного окончательного значения удельного сопротивления.fluid characteristics are estimated using the current resistivity value and the calculated final resistivity value.
Характеристикой флюида может являться одна из характеристик, включающих загрязнения флюида, чистоту флюида, содержание углеводородов во флюиде, относительное содержание загрязнения флюида, относительное содержание нефти во флюиде, относительное содержание газа во флюиде и относительное содержание воды во флюиде.A fluid characteristic may be one of the characteristics including fluid contaminants, fluid purity, hydrocarbon content of the fluid, relative fluid contamination, relative oil content of the fluid, relative gas content of the fluid, and relative water content of the fluid.
В одном из частных вариантов дополнительно оценивают компоненты флюида и воспроизводят наглядное изображение этих компонентов в виде полутонового наглядного изображения или цветного наглядного изображения. Подбор кривой осуществляют одним из способов, включающих подбор асимптотической кривой, подбор неасимптотической кривой и подбор кривой методом наименьших квадратов.In one particular embodiment, fluid components are further evaluated and a visual image of these components is reproduced in the form of a grayscale visual image or color visual image. The selection of the curve is carried out in one of the ways, including the selection of the asymptotic curve, the selection of the non-asymptotic curve and the selection of the curve by the least squares method.
В настоящем изобретении также предлагается устройство для оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, содержащее:The present invention also provides a device for evaluating the characteristics of saline water in a fluid sampled from a reservoir, comprising:
пробоотборник для отбора пластового флюида;reservoir fluid sampling probe;
рефрактометр для измерения коэффициента преломления флюида в процессе отбора пластового флюида;a refractometer for measuring the refractive index of a fluid during the selection of formation fluid;
запоминающее устройство для хранения расчетного значения коэффициента преломления минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, который определяют с использованием каротажных данных; иa storage device for storing the calculated value of the refractive index of mineralized water in the fluid taken from the reservoir, which is determined using the log data; and
процессор, способный осуществлять определение характеристики минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, исходя из расчетного значения коэффициента преломления минерализованной воды и по результатам измерений коэффициента преломления, осуществленных в процессе отбора флюида из пласта.a processor capable of determining the characteristics of saline water in a fluid sampled from the reservoir based on the calculated value of the refractive index of saline water and based on the results of measurements of the refractive index made in the process of fluid sampling from the reservoir.
В частных вариантах выполнения устройство содержит камеру для сбора флюида и насос для перекачки флюида в камеру.In private embodiments, the device includes a chamber for collecting fluid and a pump for pumping fluid into the chamber.
Упомянутой характеристикой является одна из включающих загрязнение минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, и чистоту минерализованной воды, отбираемой из пласта.The mentioned characteristic is one of the contamination of mineralized water in the fluid taken from the reservoir, and the purity of the mineralized water taken from the reservoir.
В другом варианте предлагается устройство для оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, содержащий:In another embodiment, a device is proposed for assessing the characteristics of saline water in a fluid obtained from a formation into which a water-based drilling fluid penetrates, comprising:
пробоотборник для отбора флюида из пласта;fluid sampler;
рефрактометр для осуществления множества измерений коэффициента преломления флюида в процессе отбора флюида из пласта;a refractometer for performing multiple measurements of the refractive index of the fluid during the selection of fluid from the reservoir;
запоминающее устройство для хранения расчетного значения коэффициента преломления, определенного на основании каротажных данных; иa storage device for storing the calculated value of the refractive index determined on the basis of the log data; and
процессор, способный осуществлять подбор кривой к значениям серии измерений коэффициента преломления, выполненных на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида, и определять характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, исходя из расчетного коэффициента преломления и подобранной кривой.a processor capable of selecting a curve to the values of a series of refractive index measurements taken over a certain period of time during the fluid selection process and determining the characteristics of the mineralized water in the fluid obtained from the formation based on the calculated refractive index and the selected curve.
Процессор может быть выполнен с возможностью расчета конечного значения коэффициента из измерений коэффициента преломления.The processor may be configured to calculate a final coefficient value from refractive index measurements.
Процессор выполнен с возможностью, исходя из расчетного коэффициента преломления в момент времени t и подобранной кривой, рассчитывать степень загрязнения или степень чистоты минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, в более поздний момент времени t+Δt.The processor is configured to, based on the calculated refractive index at time t and the selected curve, calculate the degree of contamination or the degree of purity of saline water in the fluid taken from the reservoir at a later time t + Δt.
Упомянутые значения данных соответствуют одному из значений, включающих значения множества измерений коэффициента преломления и значения удельного сопротивления, соответствующие этому множеству значений измерений коэффициента преломления.Said data values correspond to one of the values including the values of the plurality of measurements of the refractive index and the resistivity values corresponding to this plurality of measurements of the refractive index.
В одном из частных вариантов процессор способен давать команду на отбор образца флюида из пласта, когда выбранное значение данных указывает, что минерализованная вода во флюиде, отбираемом из пласта, имеет приемлемую степень чистоты, или минерализованная вода во флюиде, отбираемом из пласта, имеет приемлемую степень загрязнения.In one particular embodiment, the processor is capable of commanding a fluid sample from the formation when the selected data value indicates that the saline water in the fluid taken from the formation has an acceptable degree of purity, or the saline water in the fluid taken from the formation has an acceptable degree pollution.
Кроме того, процессор способен обрабатывать результаты измерений коэффициента преломления в одном из местоположений, включающих положение в стволе скважины, положение на поверхности и положение частично в стволе скважины и частично на поверхности.In addition, the processor is capable of processing the results of measurements of the refractive index at one of the locations, including the position in the wellbore, the position on the surface and the position partially in the wellbore and partially on the surface.
Устройство может содержать насос для откачки флюида из пласта в камеру или ствол скважины.The device may include a pump for pumping fluid from the formation into the chamber or wellbore.
Устройство может также содержать средство транспортировки, которым является кабель или система труб для доставки пробоотборника и рефрактометра в ствол скважины.The device may also include a means of transportation, which is a cable or pipe system for delivering a sampler and refractometer to the wellbore.
Кроме того, устройство может дополнительно содержать камеру для сбора флюида из пласта и насос для перекачивания флюида в камеру под давлением, превышающим гидростатическое давление, или камеру для сбора флюида из пласта и связанную с ней газовую камеру для увеличения давления флюида в камере.In addition, the device may further comprise a chamber for collecting fluid from the formation and a pump for pumping fluid into the chamber at a pressure greater than hydrostatic pressure, or a chamber for collecting fluid from the formation and a gas chamber associated therewith to increase the pressure of the fluid in the chamber.
Для облегчения понимания описанных в настоящем изобретении устройства и способа далее приведено подробное описание вариантов осуществления со ссылкой на приложенные чертежи, на которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями и на которых:To facilitate understanding of the device and method described in the present invention, the following is a detailed description of embodiments with reference to the attached drawings, in which the same elements are denoted by the same positions and in which:
на фиг.1 показан вид в вертикальном разрезе системы каротажа на кабеле согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,figure 1 shows a view in vertical section of a logging system on a cable according to one of the embodiments of the present invention,
на фиг.2 - блок-схема опробователя пластов, применимого в системе, показанной на фиг.1 согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,figure 2 is a block diagram of a reservoir tester applicable in the system shown in figure 1 according to one of the embodiments of the present invention,
на фиг.3 - схема оптического рефрактометра, применимого в показанном на фиг.2 скважинном приборе, для определения коэффициента преломления образцов скважинного флюида,Fig.3 is a diagram of an optical refractometer applicable in the downhole tool shown in Fig.2, to determine the refractive index of the samples of the downhole fluid,
на фиг.4 - диаграмма, иллюстрирующая пример измерений коэффициента преломления, осуществленных за определенный период времени, на протяжении которого состав флюида, отбираемого из пласта, изменяется с фильтрата бурового раствора на водной основе преимущественно на минерализованную пластовую воду,figure 4 is a diagram illustrating an example of measurements of the refractive index, taken over a certain period of time, during which the composition of the fluid taken from the reservoir, changes from the filtrate of the drilling fluid, water-based mainly on mineralized formation water,
на фиг.5 - диаграмма, иллюстрирующая пример измерений коэффициента преломления, осуществленных за определенный период времени, на протяжении которого состав флюида, отбираемого из пласта, изменяется с фильтрата бурового раствора на углеводородной основе преимущественно на пластовую нефть, и5 is a diagram illustrating an example of refractive index measurements taken over a certain period of time during which the composition of the fluid taken from the formation changes from the hydrocarbon-based drilling fluid filtrate mainly to the formation oil, and
на фиг.6 - диаграмма, иллюстрирующая пример удельного сопротивления, вычисленного на основании коэффициента преломления.6 is a diagram illustrating an example of resistivity calculated based on a refractive index.
На фиг.1 показана блок-схема системы каротажа на кабеле согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Показана скважина 101, пробуренная в пласте 102. В скважине 101, пробуренной в пласте 102, находится каротажный прибор 103 на армированном кабеле 115. От прибора 103 отходят необязательные захватные устройства 112 и 114 для стабилизации прибора 103. На приборе установлены два расширяющихся пакера 104 и 106, способных делить кольцевое пространство ствола скважины 101 на верхнее кольцевое пространство 130, герметизированное промежуточное кольцевое пространство 132 и нижнее кольцевое пространство 134. На приборе установлен избирательно выдвижной башмак 140. Захватные устройства 112, пакеры 104 и 106 и выдвижной башмак 140, которые используют для отбора флюида, более подробно описаны далее при рассмотрении фиг.2.Figure 1 shows a block diagram of a cable logging system according to one embodiment of the present invention. Well 101 is shown drilled in
Телеметрия, используемая в кабельном варианте осуществления, включает скважинное устройство 116 двусторонней связи, соединенное с наземным устройством 118 двусторонней связи одним или несколькими проводниками 120, проходящими внутри армированного кабеля 115. Наземное устройство 118 двусторонней связи помещается в наземном контроллере 150, который имеет процессор, память и устройство вывода данных, в целом обозначенные позицией 152. Для подачи армированного кабеля 115 в ствол скважины 101 используют стандартный канатный шкив 122. Прибор 103 имеет скважинный контроллер 160 с процессором и памятью 162 для управления опробованием пласта согласно описанным в изобретении способам. Скважинный прибор 103 имеет множество датчиков, включая оптический сенсорный модуль 170 и необязательные контейнеры 128 для проб. Оптический сенсорный модуль 170 используют для измерения коэффициента преломления флюида, отбираемого из пласта с течением времени в выбранных местоположениях и на переменных глубинах в скважине 101. Прибор 103 также имеет другие датчики (в целом обозначенные позицией 125), такие как датчик давления, температурный датчик, измеритель расхода и т.д.The telemetry used in the cable embodiment includes a two-way
На фиг.2 показана блок-схема части опробователя 103 пластов, используемого в стволе скважины для отбора пластового флюида и измерения на месте коэффициента преломления. Избирательно выдвижные захватные элементы 112 входят в контакт со стенкой 204 скважины и фиксируют трубчатый элемент 206 прибора 103. Пакеры 104 и 106 выдвигаются и входят в контакт со стенкой 204 скважины. Выдвинутые пакеры разделяют кольцевое пространство скважины на три области - верхнее кольцевое пространство 130, промежуточное кольцевое пространство 132 и нижнее кольцевое пространство 134. Герметизированное кольцевое пространство (или герметизированная область) 132 примыкает к пласту 218. На трубчатом элементе 206 установлен выдвижной уплотнительный башмак 140, который может избирательно выдвигаться и входить в герметизированную область 132. Через башмак 140 проходит жидкая линия 222, служащая каналом для сообщения между пластовым флюидом 208 и датчиками прибора, такими как оптический сенсорный модуль 170, и имеющая отверстие 220, герметично прижатое к стенке 204. Кроме того, предусмотрены датчики 125 для определения давления, температуры и расхода скорости течения образца пластового флюида. Пакеры 104 и 106 герметично прижимаются к стенке 204 и образуют уплотнение между стенкой 204 и выдвижным башмаком 140. В результате снижения давления в герметизированной области 132 до вхождения башмака 140 в контакт со стенкой инициируется поток пластового флюида в герметизированную область 132. Когда выдвинутый башмак 140 входит в контакт со стенкой, флюид 208 из пласта поступает в прибор через отверстие 220. При установке выдвижного башмака 140 ему придают определенную ориентацию. Для определения ориентации выдвижного башмака 140 может использоваться датчик, такой как акселерометр. После этого выдвижной башмак 140 может быть установлен в желаемом направлении.Figure 2 shows a block diagram of a portion of a
Для управления отбором пластового флюида 208 используют скважинный контроллер 160. Контроллер 160 соединен с устройством регулирования объема бурового раствора в скважине, таким как насос 226. Насосом 226 может являться винтовой насос или любой применимый насос, способный откачивать пластовый флюид 208 из пласта 218. Для измерения скорости течения флюида предусмотрен измеритель расхода. На жидкой линии 222 между оптическим сенсорным модулем 170 и насосом 226 расположен клапан 230 для регулирования потока флюида, поступающего в насос 226. Объем ниже уровня обратного хода поршня насоса 226 является испытательным объемом 205, в который входит жидкая линия 222.A
Для определения коэффициента преломления пластового флюида в испытательном объеме 205 используют оптический сенсорный модуль 170. Может использоваться любой соответствующий оптический модуль или система, применимая для определения коэффициента преломления. Согласно одной из особенностей оптический сенсорный модуль рассчитан на измерение коэффициента преломления с использованием интенсивности отражения на границе раздела окна и флюида. Путем сравнения интенсивности отражения у заполненного воздухом датчика и сниженной интенсивности отражения, когда в датчике находится какой-либо иной флюид, и с использованием известных коэффициентов отражения окна (обычно сапфирового окна) и воздуха вычисляют коэффициент преломления. Согласно одной из особенностей рефрактометр оптического сенсорного модуля 170 может быть рассчитан на измерение на месте коэффициента преломления любого желаемого флюида, включая нефть, газ и минерализованную пластовую воду. Рефрактометр может иметь широкий диапазон, такой как от n=1,0 до n=1,75 и относительно высокую разрешающую способность, такую как 0,00025 или выше. Такой рефрактометр обеспечивает относительно широкий диапазон коэффициентов преломления и имеет относительно высокую разрешающую способность. Такой рефрактометр обеспечивает измерения коэффициента преломления, применимые для контроля очистки образцов, содержащих от преимущественно фильтрата бурового раствора до преимущественно чистого или реликтового пластового флюида, описанного в изобретении. В целях настоящего описания может использоваться любой применимый рефрактометр, включая без ограничения рефрактометры, описанные в патенте US 6683681 В2 и в публикации заявки US 2004/0007665 A1, правопреемником которых является правопреемник настоящей заявки, и содержание которых в порядке ссылки включено в настоящую заявку.An
Оптический сенсорный модуль 170 соединен с контроллером 160 и обеспечивает информацию обратной связи для системы управления с обратной связью. Ее используют для корректировки задания параметров, таких как обнаружение очистки образцов. Очистка образцов означает переход от загрязненного фильтратом пластового флюида к реликтовому или почти чистому пластовому флюиду в процессе откачивания флюида на выбранных глубинах в стволе скважины. Скважинный контроллер 160 может иметь процессор, такой как микропроцессор для обработки значений измерений коэффициента преломления. В качестве считываемого компьютером носителя для хранения данных, компьютерных программ и алгоритмов, связанных с применением описанного в изобретении устройства, и для осуществления различных функций и способов, связанных с таким устройством, может использоваться устройство хранения данных, такое как запоминающее устройство.An
В процессе очистки отбираемый флюид по линии 219 выпускают в верхнее кольцевое пространство 130. Линия 219 соединена с насосом 226 трубопроводомDuring the cleaning process, the sampled fluid is discharged via
227. имеющим выбираемый внутренний клапан 232. Если желателен отбор образцов флюида, флюид может быть направлен в необязательные резервуары или контейнеры 228 для проб с помощью внутренних клапанов 232, 233а и 233b, а не путем подачи флюида по линии 219. Флюид, находящийся в резервуарах 228. извлекают из скважины для анализа.227. having a selectable
Согласно одной из особенностей результаты осуществляемой в скважине обработки данных могут быть переданы на поверхность для использования или дальнейшей обработки. Контроллер 160 направляет обработанные данные в систему 116 двусторонней передачи данных 116, находящуюся в стволе скважины. Система 116 передачи данных передает сигнал данных наземному контроллеру 150, в который входит процессор 151 и запоминающее устройство для хранения компьютерных программ, алгоритмов и данных, применимых в описанных в изобретении устройстве и способах. В целях настоящего описания применима любая система передачи данных. Сигналы, принимаемые на поверхности, обрабатывает процессор 151, связанный с наземным контроллером 150, который преобразует данные и перемещает их в соответствующее устройство вывода и(или) запоминающее устройство 152. Наземный контроллер 150 также может использоваться для передачи скважинному прибору 103 инициирующих тестовых команд.According to one of the features, the results of processing the data in the well can be transmitted to the surface for use or further processing. The
На фиг.3 показана схема узла 305 рефрактометра, применимого в оптическом сенсорном модуле 170. Источник 310 света, включающий лампу накаливания и коллимирующую линзу, излучает коллимированный луч света. Коллимированный луч света может падать преимущественно перпендикулярно наружной поверхности первого сапфирового окна 303. После взаимодействия с флюидом свет выходит через второе сапфировое окно 302. Согласно одной из конфигураций сапфировые окна 303 и 302 могут быть расположены в целом перпендикулярно коллимированному лучу света и разделены зазором или каналом 304, по которому между ними протекает исследуемый пластовый флюид. В одном из вариантов осуществления узел 305 рефрактометра отклоняет часть падающего коллимированного луча света от источника 310 и фокусирует его на границе 307 раздела первого сапфирового окна 303 и флюида в канале 304. Светоделитель 317 делит отраженный луч света между рефрактометром 316, 318 и 320 и спектрометром 621 ослабленной отражающей способности. Часть коллимированного луча света, которая не отклонена для использования в рефрактометре или спектрометре ослабленной отражающей способности, продвигается дальше, и ее используют в других датчиках.FIG. 3 shows a diagram of a
На фиг.3 показаны два оптических передающих стержня 300, 301 (которыми могут являться оборачивающие объективы, стеклянные или сапфировые стержни), также называемые левым стержнем 300 и правым стержнем 301, которые могут использоваться для направления света. В одной из конфигураций продольные оси обоих оптических передающих стержней лежат в плоскости, перпендикулярной плоскости как устойчивых к воздействию давления пластин, образующих первое сапфировое окно 303 и второе сапфировое окно 302, так и канала 304. Кроме того, оба оптических передающих стержня 300, 301 могут быть расположены рядом друг с другом (и соприкасаться друг с другом там, где они сходятся на поверхности 303), а также могут соприкасаться с первой сапфировой пластиной 303. С целью максимального усиления светового сигнала может применяться высокотемпературный гель для согласования показателей преломления, который устраняет разрыв между передающими стержнями 300, 301 и первой сапфировой пластиной 303. Если разрыв заполнен только воздухом, результаты измерений коэффициента преломления не меняются, поскольку он на один и тот же порядок величины ослабляет результаты измерений интенсивности света как у неизвестного образца, так и у контрольного образца. Такая система может применяться для определения коэффициента преломления образца пластового флюида в канале 304 (фиг.2). Подробности методов измерения и анализа с целью определения коэффициента преломления приведены в патенте US 6683681 В2 и публикации заявки US 2004/0007665 A1.Figure 3 shows two optical transmitting
На фиг.4 показана диаграмма 400, иллюстрирующая пример измерений на месте коэффициента преломления, осуществляемых на протяжении выбранного периода времени в процессе откачивания пластового флюида. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.4, буровым раствором является буровой раствор на водной основе, а реликтовым флюидом является минерализованная пластовая вода. По оси у 402 отложен коэффициент преломления, а по оси х 404 отложено время. На протяжении периода до начала откачивания в момент 406 (по истечении около 4200 секунд) коэффициент преломления, измеряемый рефрактометром, подобным тому, который показан и описан со ссылкой на фиг.3, имеет очень стабильную и постоянную величину, обозначенную позицией 408. С началом откачивания коэффициент преломления отбираемого флюида изменяется, и по истечении короткого времени начинает возрастать с момента, указанного стрелкой 410. По мере откачивания флюида относительное содержание фильтрата (бурового раствора) во флюиде начинает снижаться, а относительное содержание реликтового флюида начинает увеличиваться. Иными словами, по мере откачивания пластового флюида происходит процесс очистки флюида, в ходе которого повышается степень чистоты образцов с удалением фильтрата из зоны проникновения пласта. Таким образом, относительное содержание реликтового флюида или степень чистоты "fp" начинает увеличиваться, а степень загрязнения "fc" начинает снижаться. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.4, буровым раствором является буровой раствор на водной основе, а реликтовым флюидом является минерализованная пластовая вода. Поскольку коэффициент преломления бурового раствора на водной основе ниже, чем коэффициент преломления минерализованной пластовой воды, коэффициент преломления отбираемого флюида увеличивается с течением времени. Это объясняется тем, что плотность (коэффициент преломления) бурового раствора на водной основе меньше, чем плотность минерализованной пластовой воды. Как показано на фиг.4, коэффициент преломления быстро увеличивается до наступления момента, обозначенного стрелкой 414, а затем его увеличение начинает убывать по конусу, т.е. он начинает относительно медленно увеличиваться с течением времени. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.4, показано, что коэффициент преломления увеличивается до истечения около 6500 секунд. Обычно при длительном времени откачивания (которое может составлять 24 часа и т.д.) достигается динамическое равновесие, при котором образец скважинного флюида, отбираемого из пласта, очищается с той же скоростью, с которой происходит его повторное загрязнение под воздействием соседних зон, таких как зоны, расположенные выше и ниже зоны, из которой отбирают образец. Таким образом, результаты скважинных измерений, таких как измерения коэффициента преломления, часто преимущественно перестают изменяться, но степень чистоты образца все еще не достигает 100%. Динамическое равновесие зависит от различных факторов, таких как соотношение горизонтальной и вертикальной проницаемости. С точки зрения настоящего описания степень чистоты, достижимую по истечении очень длительного периода времени, называют окончательной степенью чистоты "ftp", которая обычно составляет менее 100%. Соответствующую окончательную степень загрязнения (1-ftp) обозначают как "ftc." Таким образом, желательно путем контроля измерений рассчитать, какое время может потребоваться для достижения окончательной степени чистоты или соответствующей окончательной степени загрязнения. Кроме того, в процессе отбора пластового флюида желательно осуществлять расчет фактической степени очистки, т.е. степени загрязнения или чистоты в реальном времени. Если количество фильтрата по достижении окончательной степени чистоты превышает определенную выбранную величину (например, свыше 5% или 10%), возможно, нежелательно осуществлять отбор образца в выбранном местоположении в стволе скважины и, возможно, более желательно завершить процесс отбора флюида и переместить прибор в другое местоположение в стволе скважины.4 is a diagram 400 illustrating an example of in-situ measurements of the refractive index taken over a selected period of time during the pumping of formation fluid. In a particular example illustrated in FIG. 4, the drilling fluid is a water-based drilling fluid, and the relic fluid is mineralized formation water. The y-
Как показано на фиг.4, линией 450 обозначена расчетная или вычисленная величина коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды. Путем сравнения расчетного коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды и измеренного коэффициента преломления загрязненной смеси определяют относительное содержание реликтовой минерализованной пластовой воды в смеси извлекаемых флюидов. По результатам сравнения обоих коэффициентов преломления может быть вычислена степень загрязнения или степень чистоты. Согласно одной из особенностей расчетная величина коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды может быть вычислена на основании предшествующих данных и знания свойств породы пласта, из которого отбирают флюид. Коэффициент преломления фильтрата бурового раствора может быть определен непосредственно. В качестве альтернативы, он может быть рассчитан на основании других свойств, таких как удельное сопротивление в случае буровых растворов на водной основе. Осуществляемые сравнения могут включать вычисление разностей и использование соотношений выбранных значений измерений или величин.As shown in FIG. 4,
Согласно одной из особенностей при отборе образца воды из скважины, пробуренной с использованием бурового раствора на водной основе, для расчета удельного сопротивления реликтовой минерализованной пластовой воды и на его основании коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды могут использоваться каротажные диаграммы. Например, удельное сопротивление минерализованной пластовой воды может быть рассчитано с использованием типичных свойств породы в области ствола скважины, таких как параметров Арчи "а" и "m" показателя удельного сопротивления (F=а/Пористость ^ m), а также диаграмм каротажа сопротивления с помощью зондов с большим радиусом исследования и пористости по данным нейтронного каротажа в водонасыщенной зоне. По аналогии диаграммы нейтронного каротажа могут использоваться для расчета минерализации минерализованной пластовой воды. Для зоны со 100% насыщением водой нейтронное сечение по данным каротажа равно Среднеквадратичное отклонение _ Диаграмма=Среднеквадратичное отклонение_Минерализованная пластовая вода * Пористость + Среднеквадратичное отклонение_Матрица * (1 - Пористость). По влиянию растворенной соли на сечение минерализованной пластовой воды можно определить минерализацию минерализованной пластовой воды путем вычисления величины Среднеквадратичное отклонение_Минерализованная пластовая вода в пересчете на типичное нейтронное сечение для рассматриваемого пласта и пористости по данным диаграмм нейтронного каротажа. Затем на основании удельного сопротивления, давления и температуры минерализованной пластовой воды можно вычислить коэффициент преломления минерализованной пластовой воды. Взаимосвязь между удельным сопротивлением, давлением, температурой и коэффициентом преломления рассмотрена в патенте US 7027928. Путем непосредственного измерения коэффициента преломления фильтрата бурового раствора на водной основе или, если его удельное сопротивление известно, путем вычисления его коэффициента преломления, определяют обе конечные точки для вычисления на их основе степени загрязнения в процентах. Таким образом, определяют известным коэффициент преломления как чистого фильтрата бурового раствора на водной основе (одна конечная точка), так и чистой минерализованной пластовой воды (другая конечная точка). Степень загрязнения может быть вычислена по результатам линейной интерполяции между обеими конечными точками чистых флюидов.According to one of the features, when sampling water from a well drilled using a water-based drilling fluid, logs can be used to calculate the resistivity of relict saline formation water and based on it the refractive index of relict saline formation water. For example, the resistivity of mineralized formation water can be calculated using typical rock properties in the borehole region, such as the Archie parameters “a” and “m” of the resistivity index (F = a / Porosity ^ m), as well as resistance logs with using probes with a large research radius and porosity according to neutron logging in a water-saturated zone. By analogy, neutron logs can be used to calculate the salinity of mineralized formation water. For a zone with 100% water saturation, the neutron cross section according to the logging data is equal to the standard deviation _ Chart = standard deviation_ mineralized formation water * Porosity + standard deviation_Matrix * (1 - Porosity). Based on the influence of dissolved salt on the cross section of mineralized formation water, it is possible to determine the salinity of the mineralized formation water by calculating the standard deviation_Mineralized formation water in terms of the typical neutron cross section for the formation in question and porosity from neutron logging data. Then, based on the resistivity, pressure and temperature of the mineralized formation water, the refractive index of the mineralized formation water can be calculated. The relationship between resistivity, pressure, temperature, and refractive index is discussed in US Pat. No. 7,027,928. By directly measuring the refractive index of a water-based drilling mud filtrate or, if its resistivity is known, by calculating its refractive index, both end points are determined for calculation on their based on the degree of pollution as a percentage. Thus, the refractive index of both the pure water-based mud filtrate (one endpoint) and the pure mineralized formation water (the other endpoint) is determined by the known refractive index. The degree of contamination can be calculated by linear interpolation between both endpoints of pure fluids.
При отборе образца нефти из скважины, пробуренной с использованием бурового раствора на углеводородной основе, для расчета коэффициента преломления пластовой нефти можно использовать предшествующую информацию о флюиде, полученном в этом регионе. Поскольку при непосредственном измерении коэффициента преломления фильтрата бурового раствора на углеводородной основе известны обе конечные точки, можно определить степень загрязнения по результатам линейной интерполяции между конечными точками чистых флюидов.When taking a sample of oil from a well drilled using a hydrocarbon-based drilling fluid, previous information about the fluid obtained in this region can be used to calculate the refractive index of the reservoir oil. Since both endpoints are known when directly measuring the refractive index of a hydrocarbon-based drilling fluid filtrate, the degree of contamination can be determined by linear interpolation between the endpoints of pure fluids.
Как показано на фиг.4, в любой момент в процессе отбора флюида известен коэффициент преломления флюида. Путем сравнения текущей величины коэффициента преломления и расчетной величины линии 450 можно определить степень загрязнения или чистоты. Если разность между расчетной величиной линии 450 и конечным значением данных на фиг.4 (более подробно описанных далее) превышает выбранную величину, может быть практически неосуществимым получить относительно чистый образец, даже если флюид откачивают из пласта в течение длительного времени. В такой ситуации прибор может быть перемещен в другое местоположение в стволе скважины для получения чистых образцов. Описанные в изобретении система, устройство и способы могут быть рассчитаны на обеспечение как качественных, так и количественных показателей текущих и окончательных степеней чистоты и загрязнения с использованием серии измерений коэффициента преломления, осуществленных за выбранный период времени. Согласно одной из особенностей в настоящем изобретении получают показатель или осуществляют расчет в реальном времени отрезка истекшего времени откачивания, прежде чем пластовый флюид достигнет определенной степени чистоты, исходя из изменений коэффициента преломления. Например, разность между коэффициентом преломления минерализованной пластовой воды с высокой минерализацией и коэффициентом преломления практически пресного бурового раствора на водной основе составляет приблизительно 0,030. Таким образом, предложенная в настоящем изобретении система позволяет в реальном времени рассчитывать относительное содержание загрязненного или чистого флюида исходя из текущего коэффициента преломления и расчетного конечного коэффициента преломления или расчетного коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды.As shown in FIG. 4, at any time during the fluid selection process, the refractive index of the fluid is known. By comparing the current value of the refractive index and the calculated value of the
Согласно другой особенности в предложенной в настоящем изобретении системе осуществляют расчет окончательной степени чистоты или загрязнения путем подгонки соответствующей кривой к данным коэффициента преломления, полученным за выбранный период времени. В целях настоящего изобретения может использоваться любой применимый метод или алгоритм подгонки кривых. Некоторые примеры методов построения (подгонки/подбора) кривых, которые могут применяться в настоящем изобретении, описаны далее. Кривая, которая может быть подогнана к показанным на фиг.4 данным, обозначена сплошной линией 420.According to another feature, the system proposed in the present invention calculates the final degree of purity or contamination by fitting the corresponding curve to the refractive index data obtained over a selected period of time. For the purposes of the present invention, any applicable method or curve fitting algorithm may be used. Some examples of curve fitting / fitting methods that may be used in the present invention are described below. A curve that can be fitted to the data shown in FIG. 4 is indicated by a
На фиг.5 показана диаграмма, иллюстрирующая пример измерений на месте коэффициента преломления, осуществляемых за выбранный период времени в процессе откачивания пластового флюида, при этом используемым буровым раствором является буровой раствор на углеводородной основе, а реликтовым флюидом является пластовая нефть. По оси у 502 отложен коэффициент преломления (округленный с точностью до 0,001), а по оси х 504 отложен откачиваемый объем флюида. В проиллюстрированном на фиг.5 примере используется откачиваемый объем, а не время, как на фиг.4. В некоторых случаях откачиваемый объем флюида может являться более приемлемым параметром, например, когда скорость откачивания флюида является преимущественно непостоянной на протяжении времени откачивания. При начале откачивания с нулевого объема 506 результаты измерения коэффициента преломления рефрактометром, подобным тому, который показан и описан со ссылкой на фиг.3, являются до некоторой степени неустойчивыми, как это обозначено позицией 515. Такие результаты могут быть получены из-за беспорядочных изменений состава первоначально откачиваемого флюида. С увеличением откачиваемого объема коэффициент преломления флюида начинает быстро падать, как это отображено начальной частью данных, в целом обозначенной стрелкой 506, а затем начинает расти более плавно, как это отображено данными, в целом обозначенными стрелкой 508. В любом частном случае откачивания скорость изменения коэффициента преломления зависит от степени очистки. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.5, по мере продолжения откачивания с объема, обозначенного стрелкой 510 (4000-5000 куб. см), коэффициент преломления начинает относительно медленно расти. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.5, динамическое равновесие или окончательная степень чистоты может быть достигнута после откачивания значительно большего объема, который, как показано, превышает 14000 куб. см.5 is a diagram illustrating an example of in-situ measurements of the refractive index over a selected period of time during the pumping out of a formation fluid, the drilling fluid used is a hydrocarbon-based drilling fluid and the relic fluid is formation oil. The refractive index (rounded to the nearest 0.001) is plotted along the y-
В примере, проиллюстрированном на фиг.5, коэффициент преломления снижается по мере откачивания флюида, поскольку коэффициент преломления бурового раствора на углеводородной основе превышает коэффициент преломления пластовой нефти. Предложенная в настоящем изобретении система позволяет подгонять соответствующую кривую к данным и обеспечивает расчет коэффициента преломления при окончательной степени чистоты и текущей степени чистоты (или загрязнения) отбираемого флюида. Когда известен коэффициент преломления фильтрата и чистого пластового флюида, можно определить степень чистоты, или загрязнения в процентах по результатам линейной интерполяции между этими двумя конечными точками. Как и в случае, показанном на фиг.4, согласно одной из особенностей предложенная в настоящем изобретении система обеспечивает расчет коэффициента преломления при окончательной степени чистоты или текущего уровня загрязнения путем подгонки соответствующей кривой к данным коэффициента преломления, полученным за выбранный период времени. Перед осуществлением подгонки кривой с целью расчета конечных величин система обычно отбрасывает нетипичные (высокие и низкие) результаты (пики данных), такие как обозначены позицией 412 (фиг.4) и позицией 515 (фиг.5).In the example illustrated in FIG. 5, the refractive index decreases as the fluid is pumped out, since the refractive index of the hydrocarbon-based drilling fluid exceeds the refractive index of the reservoir oil. The system proposed in the present invention makes it possible to adjust the corresponding curve to the data and provides the calculation of the refractive index at the final degree of purity and the current degree of purity (or contamination) of the selected fluid. When the refractive index of the filtrate and the pure formation fluid is known, the degree of purity or contamination in percent can be determined by linear interpolation between these two end points. As in the case shown in figure 4, according to one of the features proposed in the present invention, the system provides the calculation of the refractive index at the final degree of purity or the current level of contamination by fitting the corresponding curve to the data of the refractive index obtained for a selected period of time. Before adjusting the curve to calculate the final values, the system usually discards atypical (high and low) results (data peaks), such as indicated by 412 (FIG. 4) and 515 (FIG. 5).
Удельное сопротивление пластового флюида связано с коэффициентом преломления флюида и, следовательно, может быть вычислено на основании коэффициента преломления и использовано для расчета конечных величин. На фиг.6 показана диаграмма 600, иллюстрирующая пример удельного сопротивления, вычисленного на основании коэффициента преломления, измеренного во время очистки. В случае когда буровым раствором является пресный буровой раствор на водной основе, а реликтовым флюидом является минерализованная пластовая вода, коэффициент преломления увеличивается в процессе очистки. Это объясняется тем, что плотность минерализованной пластовой воды превышает плотность бурового раствора на водной основе. Тем не менее, поскольку удельное сопротивление минерализованной пластовой воды меньше удельного сопротивления пресного бурового раствора на водной основе, оно будет уменьшаться в процессе очистки. На фиг.6 проиллюстрирован пример, в котором удельное сопротивление, вычисленное или рассчитанное на основании коэффициента преломления, снижается в процессе очистки. По оси у 602 отложено вычисленное удельное сопротивление, а по оси х 604 отложено время. Вычисленное удельное сопротивление показано с момента начала откачивания, который в этом частном случае соответствует 8000 секунд, и до момента 10000 секунд. За период, предшествующий моменту начала откачивания, выполняют другие задачи с использованием скважинного прибора, такие как настройка прибора и т.д. Величины удельного сопротивления с течением времени показаны стрелкой 608. Как отмечено выше, данные коэффициента преломления или данные удельного сопротивления, вычисленного на основании коэффициента преломления, могут использоваться для расчета окончательной степени чистоты или загрязнения путем соответствующей подгонки кривой к таким данным. Для вычисления удельного сопротивления на основании коэффициента преломления, показанного в примере, проиллюстрированном на диаграмме 600, может использоваться любая известная зависимость. Поскольку такие зависимости известны, они не описаны в настоящем изобретении. Зависимости хранят в памяти в скважине или на поверхности и используют для вычисления удельного сопротивления на основании измеренных величин коэффициента преломления.The resistivity of the formation fluid is related to the refractive index of the fluid and, therefore, can be calculated based on the refractive index and used to calculate the final values. 6 is a diagram 600 illustrating an example of resistivity calculated based on a refractive index measured during cleaning. In the case when the drilling fluid is a fresh water-based drilling fluid and the relic fluid is mineralized formation water, the refractive index increases during the cleaning process. This is because the density of the mineralized formation water exceeds the density of the water-based drilling fluid. However, since the resistivity of mineralized formation water is less than the resistivity of a fresh water-based drilling fluid, it will decrease during the cleaning process. Figure 6 illustrates an example in which the resistivity calculated or calculated based on the refractive index is reduced during the cleaning process. The y-axis is plotted the calculated resistivity, and the x-axis is 604. The calculated resistivity is shown from the moment of pumping start, which in this particular case corresponds to 8000 seconds, and up to the moment of 10000 seconds. For the period preceding the start of pumping, other tasks are performed using the downhole tool, such as instrument setup, etc. The resistivity values over time are shown by
Для подгонки кривой может использоваться процессор скважинного прибора или наземный процессор, или их соответствующее сочетание. Согласно одной из особенностей данные измерений, такие как показаны на фиг.4 и 5, или вычисленные данные, такие как показаны на фиг.6, могут быть переданы наземному процессору, который с помощью запрограммированных команд подгоняет кривую к определенному числу точек ввода данных и экстраполирует кривую с целью определения окончательной степени чистоты или окончательной степени загрязнения и текущих уровней чистоты или загрязнения. Согласно другой особенности в скважинной памяти, доступной для скважинного процессора, могут храниться программы, при этом скважинный процессор осуществляет подгонку кривой и посредством системы телеметрии передает результаты на поверхность. Как отмечено выше, для подгонки кривой к результатам измерений коэффициента преломления или вычисленному удельному сопротивлению может использоваться любой применимый метод подгонки кривой. Примеры некоторых методов подгонки кривой приведены далее.A downhole processor or a surface processor, or a combination thereof, may be used to adjust the curve. According to one of the features, measurement data, such as shown in Figs. 4 and 5, or calculated data, such as shown in Fig. 6, can be transferred to a ground processor, which, using programmed commands, adjusts the curve to a certain number of data entry points and extrapolates a curve to determine the final degree of purity or final degree of contamination and current levels of purity or contamination. According to another feature, programs can be stored in the downhole memory available to the downhole processor, wherein the downhole processor adjusts the curve and transmits the results to the surface via a telemetry system. As noted above, any applicable curve fitting method can be used to fit the curve to the results of measurements of the refractive index or the calculated resistivity. Examples of some curve fitting methods are given below.
В одном из вариантов осуществления в предложенных в изобретении способе и устройстве осуществляют подгонку данных измерений к неасимптотической кривой. Одним из примеров неасимптотической кривой является кривая, которая обеспечивает подгонку к данным на протяжении типичного или выбранного времени откачивания, такого как от 30 минут до двух часов, с последующей экстраполяцией результатов к величине, кратной времени откачивания, но с приближением плюс или минус бесконечность в бесконечности, таким как приближение в виде степенного ряда.In one embodiment, in the method and apparatus proposed in the invention, the measurement data are fitted to a non-asymptotic curve. One example of a non-asymptotic curve is a curve that allows fitting to data over a typical or selected pumping time, such as from 30 minutes to two hours, followed by extrapolating the results to a multiple of the pumping time, but with an approximation of plus or minus infinity at infinity , such as a power series approximation.
Согласно одной из особенностей в настоящем изобретении осуществляют подгонку непрерывно дифференцируемой неасимптотической кривой к исходным данным. Подгонка может осуществляться к истекшему времени или к откачиваемому объему флюида. Метод, который используют в настоящем изобретении, включает без ограничения, например, подгонку неасимптотической кривой к точкам ввода исходных данных, такую как A(t)=c1+c2t1/2+c3t1/3+с4tl/4. Программа путем исчисления аналитически вычисляет первое производное как dA/dt=(с2/2)t-1/2+(с3/3)t-2/3+(c4/4)t-3/4. Применительно к этому методу а0 означает "конечный" коэффициент преломления, т.е. коэффициент преломления при каком-либо очень длительном времени (например, 24 часа), которое значительно превышает длительность обычного откачивания. С течением времени уменьшается как (А0-А), так и t(dA/dt), где А означает коэффициент преломления в момент времени t. Если допустить, что обе эти величины уменьшаются с одинаковой скоростью, то они пропорциональны друг другу, то есть (А0-А)=mt(dA/dt), где "m" является постоянной величиной. Согласно одной из особенностей в предложенном способе подставляют различные расчетные величины А0, пока не будет найдена расчетная величина А0, обеспечивающая приемлемую или лучшую линейную подгонку методом наименьших квадратов у=(А-А0) и х=[t(dA/dt)]. Максимальное соответствие задано формулой у=mх+b, в которой точка пересечения b является ближайшей к нолю, что, как было установлено, обеспечивает более высокую точность, чем нахождение максимума "R2" для линейного приближения двух прямо пропорциональных переменных величин. Для осуществления подгонки кривой в настоящем изобретении выбирают точку ввода исходных данных в выбранный момент времени t (которым может являться самый поздний момент времени t), в который фактические данные пересекаются (или максимально приближаются) к линии максимального соответствия. Для прогнозирования коэффициента преломления в несколько более поздний момент времени t+Δt используют формулу ΔА=(а0-А)/[1+m(1+t/Δt)], которую получают путем замены dA/dt на ΔА/Δt, замены t на t+Δt и замены А на А+ΔА в формуле (А0-А)=mt (dA/dt). Затем рекурсивно применяют эту формулу ΔА для прогнозирования коэффициента преломления в момент времени t+Δt, после чего используют вновь вычисленный коэффициент преломления для вычисления коэффициента преломления в несколько более поздний момент времени t+2Δt и так далее для всех моментов времени в будущем. Тем самым осуществляют прогнозирование A(t).According to one feature of the present invention, a continuously differentiable non-asymptotic curve is fitted to the original data. Adjustment can be made to the elapsed time or to the pumped-out volume of fluid. The method used in the present invention includes, without limitation, for example, fitting a non-asymptotic curve to the input points of the source data, such as A (t) = c 1 + c 2 t 1/2 + c 3 t 1/3 + s 4 t l / 4 . The program calculates analytically by calculating the first derivative both dA / dt = (with 2/2) t -1/2 + (a 3/3) t -2/3 + (c 4/4) t -3/4. In relation to this method, a 0 means the "final" refractive index, i.e. the refractive index for any very long time (for example, 24 hours), which significantly exceeds the duration of normal pumping. Over time, both (A 0 -A) and t (dA / dt) decrease, where A means the refractive index at time t. If we assume that both of these values decrease at the same rate, then they are proportional to each other, that is (A 0 -A) = mt (dA / dt), where "m" is a constant value. According to one of the features in the proposed method, various calculated values of A 0 are substituted until a calculated value of A 0 is found that provides an acceptable or better linear fit by the least squares method y = (A-A 0 ) and x = [t (dA / dt) ]. The maximum correspondence is given by the formula y = mx + b, in which the intersection point b is closest to zero, which, as it was found, provides higher accuracy than finding the maximum "R 2 " for the linear approximation of two directly proportional variables. To adjust the curve, in the present invention, the input point of the initial data is selected at the selected point in time t (which may be the latest point in time t) at which the actual data intersects (or approaches as close as possible) to the line of maximum correspondence. To predict the refractive index at a slightly later point in time t + Δt, use the formula ΔA = (a 0 -A) / [1 + m (1 + t / Δt)], which is obtained by replacing dA / dt with ΔA / Δt, replacing t by t + Δt and replacing A by A + ΔA in the formula (A 0 -A) = mt (dA / dt). Then this formula ΔA is applied recursively to predict the refractive index at time t + Δt, after which the newly calculated refractive index is used to calculate the refractive index at a slightly later point in time t + 2Δt and so on for all future times. Thereby, forecasting A (t) is carried out.
Если наклон m подгонки является положительным, это означает, что был выбран нежелательный отрезок исходных данных с кривизной вверх или вниз в направлении плюс или минус бесконечность. В таком случае выбирают новую точку ввода исходных данных в определенный момент времени t и продолжают процесс подгонки кривой, как это описано выше. Для данных, значения которых возрастают и выравниваются с течением времени, степень окончательной чистоты в любой будущий момент времени t задана формулой A(t)/A0. Для данных, значения которых уменьшаются и выравниваются с течением времени, степень окончательной чистоты в любой будущий момент времени t задана формулой [As-A(t)]/[As-А0], где As означает начальный коэффициент преломления с левого края (самый ранний момент времени) выбранного окна данных.If the slope m of the fit is positive, this means that an undesirable piece of raw data with an up or down curvature in the plus or minus infinity direction has been selected. In this case, a new input point for initial data is selected at a certain point in time t and the curve fitting process is continued, as described above. For data whose values increase and equalize over time, the degree of final purity at any future time t is given by the formula A (t) / A 0 . For data whose values decrease and equalize over time, the degree of final purity at any future time t is given by the formula [A s -A (t)] / [A s -A 0 ], where A s is the initial refractive index from the left edges (earliest point in time) of the selected data window.
Так, согласно одной из особенностей настоящего изобретения предложен способ расчета интересующей характеристики или параметра, такого как текущая, будущая или окончательная степень чистоты или загрязнения минерализованной пластовой воды в пластовом флюиде, отбираемом или откачиваемом в выбранном местоположении в стволе скважины в процессе отбора флюида. Согласно одной из особенностей способа оценивают характеристику минерализованной пластовой воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе. При осуществлении способа рассчитывают коэффициент преломления реликтовой минерализованной пластовой воды по результатам измерений в скважинах; отбирают флюид из пласта; многократно измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора пластового флюида; и сравнивают расчетный коэффициент преломления с коэффициентом преломления, измеренным в процессе отбора пластового флюида, с целью оценки характеристики минерализованной пластовой воды. Интересующей характеристикой или свойством может являться степень загрязнения образца скважинного флюида или степень чистоты минерализованной пластовой воды в образце скважинного флюида, или относительное содержание чистой или реликтовой минерализованной пластовой воды или относительное содержание загрязненной пластовой воды в образце скважинного флюида.Thus, according to one aspect of the present invention, there is provided a method for calculating a characteristic or parameter of interest, such as the current, future or final degree of purity or contamination of mineralized formation water in a formation fluid sampled or pumped out at a selected location in the wellbore during the fluid selection process. According to one of the features of the method, the characteristic of the mineralized formation water in the fluid obtained from the formation into which the water-based drilling fluid penetrates is evaluated. When implementing the method, the refractive index of the relict mineralized formation water is calculated from the results of measurements in the wells; fluid is taken from the formation; repeatedly measure the refractive index of the fluid in the process of selecting reservoir fluid; and comparing the calculated refractive index with the refractive index measured during the selection of formation fluid in order to assess the characteristics of the mineralized formation water. The characteristic or property of interest may be the degree of contamination of the wellbore sample or the purity of the mineralized formation water in the sample of the well fluid, or the relative content of clean or relict mineralized formation water or the relative content of contaminated formation water in the sample of the well fluid.
Согласно другой особенности способа оценивают характеристику минерализованной пластовой воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, при этом рассчитывают коэффициент преломления реликтовой минерализованной пластовой воды на основании каротажных данных, таких как диаграммы каротажа сопротивлений или другие диаграммы электрического каротажа; отбирают флюид из пласта; многократно измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора флюида; осуществляют подгонку кривой к значениям данных, которые соответствуют множеству значений измерений коэффициента преломления; и оценивают характеристику минерализованной пластовой воды, исходя из расчетного коэффициента преломления и подогнанной кривой. При осуществлении способа возможно дополнительно рассчитывают окончательное значение данных и(или) оценивают степень загрязнения или степень чистоты минерализованной пластовой воды в будущий момент времени, исходя из расчетного коэффициента преломления и подогнанной кривой. Значениями данных, к которым подгоняют кривую, могут являться измеренные значения фактического коэффициента преломления или значения удельного сопротивления, выведенные из измеренных значений коэффициента преломления. Согласно одной из особенностей отбор флюида завершают, когда разность между расчетным коэффициентом преломления и окончательным значением превышает выбранную величину. Согласно другой особенности осуществляют сбор образца пластового флюида, когда установлено, что минерализованная пластовая вода имеет приемлемый уровень чистоты. Согласно другой особенности вычисляют расчетный коэффициент преломления реликтовой минерализованной пластовой воды, соответствующий выбранной температуре и давлению.According to another feature of the method, the characteristic of the mineralized formation water in the fluid obtained from the formation into which the water-based drilling fluid penetrates is evaluated, and the refractive index of the relict mineralized formation water is calculated based on the log data, such as resistance logs or other electric logs; fluid is taken from the formation; repeatedly measure the refractive index of the fluid in the process of fluid selection; fitting the curve to data values that correspond to a plurality of measurement values of the refractive index; and evaluate the characteristics of the saline formation water based on the calculated refractive index and the fitted curve. When implementing the method, it is possible to additionally calculate the final value of the data and (or) evaluate the degree of contamination or the degree of purity of the saline formation water at a future point in time, based on the calculated refractive index and fitted curve. The data values to which the curve is fitted may be measured values of the actual refractive index or resistivity values derived from the measured values of the refractive index. According to one of the features, the selection of fluid is completed when the difference between the calculated refractive index and the final value exceeds the selected value. According to another aspect, a reservoir fluid sample is collected when it is determined that the saline formation water has an acceptable level of purity. According to another feature, the calculated refractive index of the relict mineralized formation water corresponding to the selected temperature and pressure is calculated.
Согласно другой особенности предложен способ оценки характеристики флюида в процессе отбора пластового флюида, при осуществлении которого: отбирают флюид из пласта; измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора пластового флюида с целью получения множества значений коэффициента преломления; получают множество значений удельного сопротивления, соответствующих множеству значений коэффициента преломления; осуществляют подгонку кривой посредством множества значений удельного сопротивления; исходя из подогнанной кривой, рассчитывают окончательное значение значений удельного сопротивления; и оценивают характеристику флюида с использованием текущего значения удельного сопротивления и расчетного окончательного значения. Характеристикой флюида может являться окончательное значение загрязнения флюида; окончательное значение чистоты флюида; окончательное значение содержания углеводородов во флюиде; относительное загрязнение флюида; относительное содержание нефти во флюиде; относительное содержание газа во флюиде; или относительное содержание воды во флюиде. Может использоваться любой способ расчета компонентов флюида и воспроизведения наглядного изображения расчетных компонентов, которым может являться полутоновое наглядное изображение или цветное наглядное изображение, при этом каждое такое изображение может являться двухмерным или трехмерным изображением.According to another feature, a method for evaluating fluid characteristics in the process of selecting formation fluid is provided, the implementation of which: taking fluid from the formation; measuring the refractive index of the fluid during the selection of formation fluid in order to obtain multiple values of the refractive index; receiving a plurality of resistivity values corresponding to a plurality of refractive index values; fitting a curve by means of a plurality of resistivity values; based on the fitted curve, calculate the final value of the resistivity values; and evaluating the fluid characteristic using the current resistivity value and the calculated final value. A fluid characteristic may be the final value of fluid contamination; final fluid purity value; the final value of the hydrocarbon content in the fluid; relative fluid contamination; relative oil content in the fluid; relative gas content in the fluid; or relative fluid content of the fluid. Any method for calculating fluid components and reproducing a visual image of the calculated components can be used, which can be a grayscale visual image or a color visual image, with each such image being a two-dimensional or three-dimensional image.
Согласно другой особенности предложено устройство для оценки характеристики минерализованной пластовой воды во флюиде, отбираемом из пласта, которое может иметь: пробоотборник для отбора пластового флюида; рефрактометр для измерения коэффициента преломления флюида в процессе отбора пластового флюида; запоминающее устройство, в котором хранится расчетная величина коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды в пласте, который определяют с использованием каротажных данных; процессор, который рассчитывает характеристику минерализованной пластовой воды на основании расчетного значения коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды и измерения коэффициента преломления, осуществленного в процессе отбора пластового флюида. Для сбора образца скважинного флюида может использоваться пробоотборная камера. Для перекачивания пластового флюида в пробоотборную камеру под гидростатическим давлением может использоваться насос. Для повышения давления флюида в пробоотборной камере может использоваться сжатый газ в камере. Согласно другой особенности процессор может осуществлять подгонку кривой к значениям данных, которые соответствуют множеству значений измерений коэффициента преломления, рассчитывать характеристику минерализованной пластовой воды в отобранном флюиде, исходя из расчетного коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды и подогнанной кривой. Процессор также может рассчитывать окончательное значение данных и рассчитывать степень загрязнения или степень чистоты минерализованной пластовой воды в отобранном флюиде в будущий момент времени, исходя из расчетного коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды и подогнанной кривой. Значениями данных, используемыми для подгонки кривой, могут являться значения данных, которые соответствуют множеству значений измерений коэффициента преломления, или значений удельного сопротивления, соответствующих множеству результатов измерений коэффициента преломления. Согласно другой особенности процессор может быть рассчитан подавать команду отбора образца пластового флюида, когда выбранное значение данных указывает, что степень чистоты минерализованной пластовой воды или степень загрязнения минерализованной пластовой воды является приемлемой.According to another feature, a device is proposed for evaluating the characteristics of saline formation water in a fluid sampled from a formation, which may have: a sampler for sampling the formation fluid; a refractometer for measuring the refractive index of a fluid during the selection of formation fluid; a storage device that stores a calculated value of the refractive index of the relict saline formation water in the formation, which is determined using the logging data; a processor that calculates the characteristic of the mineralized formation water based on the calculated value of the refractive index of the relic mineralized formation water and the measurement of the refractive index carried out in the process of selecting the formation fluid. A sample chamber may be used to collect a sample of the wellbore fluid. A pump may be used to pump formation fluid into the sampling chamber under hydrostatic pressure. To increase the fluid pressure in the sampling chamber, compressed gas in the chamber may be used. According to another feature, the processor can adjust the curve to data values that correspond to a plurality of refractive index measurements, calculate the saline formation water characteristic in the selected fluid based on the calculated refractive index of the relict saline formation water and the fitted curve. The processor can also calculate the final value of the data and calculate the degree of contamination or purity of the saline formation water in the selected fluid at a future point in time based on the calculated refractive index of the relict saline formation water and the fitted curve. The data values used to fit the curve may be data values that correspond to a plurality of refractive index measurements or resistivity values corresponding to a plurality of refractive index measurements. According to another aspect, the processor may be configured to instruct formation fluid sampling when the selected data value indicates that the degree of purity of the mineralized formation water or the degree of contamination of the mineralized formation water is acceptable.
Согласно другой особенности предложен машиночитаемый носитель со встроенной в него компьютерной программой, которая может содержать: набор команд подгонки кривой к данным, соответствующим множеству значений, измерений коэффициента преломления флюида, полученных в процессе отбора пластового флюида; набор команд расчета окончательного значения коэффициента преломления на основании подогнанной кривой; и набор команд оценки характеристики минерализованной пластовой воды во флюиде на основании подогнанной кривой и расчетной величины реликтовой минерализованной пластовой воды, вычисленной с использованием каротажных данных. Компьютерная программа может дополнительно содержать набор команд подгонки кривой к значениям данных за выбранный период времени и экстраполяции подогнанной кривой к величине, кратной выбранному времени, с приближением плюс или минус бесконечность в бесконечности.According to another feature, a computer-readable medium with a built-in computer program is proposed, which may comprise: a set of commands for fitting a curve to data corresponding to a plurality of values, measurements of the refractive index of a fluid obtained in the process of selecting formation fluid; a set of instructions for calculating the final value of the refractive index based on a fitted curve; and a set of commands for assessing the characteristics of the mineralized formation water in the fluid based on the fitted curve and the estimated magnitude of the relict mineralized formation water calculated using the logging data. The computer program may further comprise a set of commands for fitting the curve to data values for a selected period of time and extrapolating the fitted curve to a multiple of the selected time with plus or minus infinity at infinity.
Считываемой компьютером носителем может являться ПЗУ, ОЗУ, ПЗУ на компакт-диске, цифровой видеодиск, флэш-память или любой другой, известный или не известный в настоящее время машиночитаемый носитель, при реализации которого компьютер, такой как процессор скважинного контроллера 418 и(или) процессор наземного контроллера 412 осуществляет предложенные в настоящем изобретении способы.The computer-readable medium may be ROM, RAM, CD ROM, a digital video disc, flash memory, or any other machine-readable medium known or not currently known that utilizes a computer, such as a downhole controller processor 418 and / or the processor of the
В изложенном выше описании с целью иллюстрации и пояснения приведены частные варианты осуществления настоящего изобретения. Тем не менее специалисты в данной области техники поймут, что в описанные варианты осуществления может быть внесено множество усовершенствований и изменений. Подразумевается, что все такие изменения и усовершенствования следует считать входящими в описание.In the above description, for purposes of illustration and explanation, particular embodiments of the present invention are provided. However, those skilled in the art will understand that many improvements and changes can be made to the described embodiments. It is understood that all such changes and improvements should be considered part of the description.
Claims (25)
рассчитывают коэффициент преломления минерализованной воды во флюде, получаемом из пласта, с использованием каротажных данных;
отбирают флюид из пласта;
осуществляют серию измерений коэффициента преломления флюида на протяжении определенного периода времени в процессе отбора пластового флюида из пласта; и
оценивают характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, с использованием расчетного коэффициента преломления и коэффициента преломления, измеренного в процессе отбора пластового флюида.1. A method for evaluating the characteristics of mineralized water in a fluid obtained from a formation into which a water-based drilling fluid penetrates, in the implementation of which:
the refractive index of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir is calculated using the logging data;
fluid is taken from the formation;
carry out a series of measurements of the refractive index of the fluid over a certain period of time in the process of selecting reservoir fluid from the reservoir; and
evaluate the saline water characteristic in the fluid obtained from the formation using the calculated refractive index and refractive index measured during the formation fluid selection process.
рассчитывают коэффициент преломления минерализованной воды во флюде, получаемом из пласта, по результатам скважинных измерений, отбирают флюид из пласта;
осуществляют серию измерений коэффициента преломления флюида на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида;
осуществляют подбор кривой к полученным значениям измерений коэффициента преломления; и
оценивают характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, исходя из расчетного коэффициента преломления и подобранной кривой.3. A method for evaluating the characteristics of mineralized water in a fluid obtained from a formation into which a water-based drilling fluid penetrates, in the implementation of which:
the refractive index of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir is calculated according to the results of downhole measurements, fluid is selected from the reservoir;
carry out a series of measurements of the refractive index of the fluid over a period of time in the process of fluid selection;
carry out the selection of the curve to the obtained values of the measurements of the refractive index; and
evaluate the characteristic of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir, based on the calculated refractive index and the selected curve.
коэффициент преломления минерализованной воды во флюде, получаемом из пласта, и удельное сопротивление, соответствующее измерениям коэффициента преломления.6. The method according to claim 1, in which the characteristic of the saline water in the fluid obtained from the reservoir corresponds to one of including:
the refractive index of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir, and the resistivity corresponding to measurements of the refractive index.
отбирают флюид из пласта;
измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора пластового флюида с целью получения значений коэффициента преломления на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида;
получают значения удельного сопротивления флюида, соответствующие полученным значениям коэффициента преломления;
осуществляют подбор кривой по полученным значениям удельного сопротивления;
исходя из подобранной кривой, рассчитывают окончательное значение удельного сопротивления; и
оценивают характеристику флюида с использованием текущего значения удельного сопротивления и расчетного окончательного значения удельного сопротивления.9. A method for evaluating fluid characteristics, in which:
fluid is taken from the formation;
measuring the refractive index of the fluid during the selection of formation fluid in order to obtain values of the refractive index over a certain period of time in the process of selecting fluid;
fluid resistivity values corresponding to the obtained refractive index values are obtained;
carry out the selection of the curve according to the obtained values of resistivity;
based on the selected curve, calculate the final value of the resistivity; and
fluid characteristics are estimated using the current resistivity value and the calculated final resistivity value.
пробоотборник для отбора пластового флюида;
рефрактометр для измерения коэффициента преломления флюида в процессе отбора пластового флюида;
запоминающее устройство для хранения расчетного значения коэффициента преломления минерализованной воды во флюде, отбираемом из пласта, который определяют с использованием каротажных данных; и
процессор, способный осуществлять определение характеристики минерализованной воды во флюде, отбираемом из пласта, исходя из расчетного значения коэффициента преломления минерализованной воды и по результатам измерений коэффициента преломления, осуществленных в процессе отбора флюида из пласта.13. A device for evaluating the characteristics of saline water in a fluid sampled from a formation, comprising:
reservoir fluid sampling probe;
a refractometer for measuring the refractive index of a fluid during the selection of formation fluid;
a memory device for storing the calculated value of the refractive index of mineralized water in the fluid taken from the reservoir, which is determined using the log data; and
a processor capable of determining the characteristics of saline water in a fluid sampled from the reservoir based on the calculated value of the refractive index of saline water and based on the results of measurements of the refractive index made in the process of fluid selection from the reservoir.
пробоотборник для отбора флюида из пласта;
рефрактометр для осуществления множества измерений коэффициента преломления флюида в процессе отбора флюида из пласта;
запоминающее устройство для хранения расчетного значения коэффициента преломления, определенного на основании каротажных данных; и
процессор, способный осуществлять подбор кривой к значениям серии измерений коэффициента преломления, выполненных на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида, и определять характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, исходя из расчетного коэффициента преломления и подобранной кривой.16. A device for assessing the characteristics of mineralized water in the fluid obtained from the reservoir, which penetrates the drilling fluid, water-based, containing:
fluid sampler;
a refractometer for performing multiple measurements of the refractive index of the fluid during the selection of fluid from the reservoir;
a storage device for storing the calculated value of the refractive index determined on the basis of the log data; and
a processor capable of selecting a curve to the values of a series of refractive index measurements taken over a certain period of time during the fluid selection process and determining the characteristics of the mineralized water in the fluid obtained from the formation based on the calculated refractive index and the selected curve.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US79061506P | 2006-04-10 | 2006-04-10 | |
| US79065706P | 2006-04-10 | 2006-04-10 | |
| US60/790,615 | 2006-04-10 | ||
| US60/790,657 | 2006-04-10 | ||
| US11/696,537 | 2007-04-04 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008144297A RU2008144297A (en) | 2010-05-20 |
| RU2454662C2 true RU2454662C2 (en) | 2012-06-27 |
Family
ID=42675622
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008144297/15A RU2454662C2 (en) | 2006-04-10 | 2007-04-05 | System and method for evaluating contamination of formation fluid samples with filtrate using refraction index |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2454662C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2681050C1 (en) * | 2018-04-10 | 2019-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геологоразведка" | Method of selection of conditional sample of formation water with the help of cable plasters |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU673897A1 (en) * | 1977-06-17 | 1979-07-20 | Всесоюзный Проектно-Конструкторский И Научно-Исследовательский Институт Автоматизации Пищевой Промышленности "Пищепромавтоматика" | Automatic refractometer |
| FR2732462A1 (en) * | 1995-04-03 | 1996-10-04 | Lopez Pierre | Liquid suspension solution refraction index measuring method |
| RU2074316C1 (en) * | 1988-09-23 | 1997-02-27 | Шлюмбергер Оверсиз, С.А. | Device for determining seam characteristics in descending well and method for determining seam characteristics in the descending well |
| US6016191A (en) * | 1998-05-07 | 2000-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and tool using tracers and singles point optical probes for measuring characteristics of fluid flow in a hydrocarbon well and methods of processing resulting signals |
-
2007
- 2007-04-05 RU RU2008144297/15A patent/RU2454662C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU673897A1 (en) * | 1977-06-17 | 1979-07-20 | Всесоюзный Проектно-Конструкторский И Научно-Исследовательский Институт Автоматизации Пищевой Промышленности "Пищепромавтоматика" | Automatic refractometer |
| RU2074316C1 (en) * | 1988-09-23 | 1997-02-27 | Шлюмбергер Оверсиз, С.А. | Device for determining seam characteristics in descending well and method for determining seam characteristics in the descending well |
| FR2732462A1 (en) * | 1995-04-03 | 1996-10-04 | Lopez Pierre | Liquid suspension solution refraction index measuring method |
| US6016191A (en) * | 1998-05-07 | 2000-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and tool using tracers and singles point optical probes for measuring characteristics of fluid flow in a hydrocarbon well and methods of processing resulting signals |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2681050C1 (en) * | 2018-04-10 | 2019-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геологоразведка" | Method of selection of conditional sample of formation water with the help of cable plasters |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008144297A (en) | 2010-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7445934B2 (en) | System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index | |
| AU2013222265B2 (en) | Systems and methods of determining fluid properties | |
| CA2605830C (en) | Methods and apparatus of downhole fluid analysis | |
| CA2639577C (en) | Method to measure the bubble point pressure of downhole fluid | |
| EP1649140B1 (en) | Improved downhole pv tests for bubble point pressure | |
| US7644610B2 (en) | Automated formation fluid clean-up to sampling switchover | |
| US8434357B2 (en) | Clean fluid sample for downhole measurements | |
| US6714872B2 (en) | Method and apparatus for quantifying progress of sample clean up with curve fitting | |
| AU2009245848B2 (en) | Methods and apparatus to evaluate subterranean formations | |
| RU2361192C2 (en) | Method and device for determining refractive index of fluid in well | |
| US20110093200A1 (en) | Methods and apparatus to determine phase-change pressures | |
| FR2853076A1 (en) | METHOD FOR DETERMINING PROPERTIES OF A FORMATION FLUID | |
| MX2014012399A (en) | Assessing reservoir connectivity in hydrocarbon reservoirs. | |
| US11946370B2 (en) | Method and system for determining asphaltene onset pressure | |
| US20200355072A1 (en) | System and methodology for determining phase transition properties of native reservoir fluids | |
| RU2356030C2 (en) | Method of processing signals resulted from optical analysis of fluid medium | |
| RU2454662C2 (en) | System and method for evaluating contamination of formation fluid samples with filtrate using refraction index | |
| WO2007120553A2 (en) | System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140406 |