Определение вязкости углеводородной пластовой жидкости

005629 Настоящее изобретение относится к определению вязкости углеводородной пластовой жидкости. Для измерения вязкости углеводородной пластовой жидкости отбирают образец пластовой жидкости при температуре породы в скважине и пластовом давлении и проводят его анализ. Краткое описание способа проведения PVT анализа приведено в разделе 3 книги Contributions in Petroleum Geology and Engineering, volume 5, Properties of Oil and Natural Gases, K.S. Pederson et.al, 1989. Такой анализ может быть очень точным, однако его проведение занимает много времени. Очень важным обстоятельством является максимально быстрое определение вязкости пластовой жидкости, предпочтительно сразу после бурения скважины. В этом случае можно корректировать проектирование добывающего и наземного оборудования с учетом значения реальной вязкости. Для проведения анализа используются различные инструментальные средства, например тесты для определения модульной динамики пласта от Schlumberger, тестеры повторной динамики от Halliburton и аппарат для определения параметров пласта от Western Atlas, снабженный оптическим анализатором жидкости. В таком анализаторе жидкость подвергают анализу методами абсорбционной спектроскопии в видимом и ближнем инфракрасном диапазонах. В анализаторе измеряется коэффициент пропускания(представляющий собой отношение энергии пропущенного света к энергии падающего света) при различных длинах волн. На выходе из прибора получают спектр оптической плотности (представляющий собой зависимость оптической плотности, log(l/коэффициент пропускания), от длины волны падающего света). В этом отношении можно сослаться на статью в SPE Paper 39093, Determination of producible hydrocarbon type and oil quality in wells drilled with synthetic oil-based muds, M.N. Hashem et al, 1997. В цитированной статье указывается, что существует взаимосвязь между выходным сигналом анализатора и API плотностью, а также между выходным сигналом анализатора и газовым фактором. Кроме этого, можно сослаться на статью SPE paper 63252, Determination of hydrocarbon properties byoptical analysis during wireline fluid sampling, A. van Dusen et al, 2000. В цитированной статье указывается,что существует взаимосвязь между выходом с анализатора и некоторыми PVT свойствами, где PVT представляет собой акроним, имеющий отношение к давлению, объему и температуре. Согласно этой публикации сильная взаимосвязь наблюдается между плотностью, давлением насыщения, сжимаемостью нефти, объемным коэффициентом нефти или газа в пластовых условиях и газовым фактором, в то время как для других PVT свойств наблюдается более слабая взаимосвязь . Авторы изобретения установили, что имеет место сильная взаимосвязь между вязкостью и особой комбинацией выходных характеристик анализатора. В соответствии с настоящим изобретением способ определения вязкости углеводородной пластовой жидкости, присутствующей в пластовом слое, через который пробурена скважина, включает следующие стадии:b) спуск в пробуренную в выбранном районе скважину аппарата, включающего центральную трубу,имеющую входное отверстие, средства для вытеснения жидкости через центральную трубу и оптический анализатор жидкости;c) создание замкнутой жидкостной коммуникации между пластом и входным отверстием центральной трубы;d) снятие спектра оптической плотности;e) расчет первого фактора, представляющего собой произведение максимальной оптической плотности в определенном коротковолновом диапазоне на длину коротковолнового диапазона, расчет второго фактора, представляющего собой интеграл того же коротковолнового диапазона спектра, вычитание второго фактора из первого с получением величины, характеризующей свойство углеводородного масла; иf) расчет на основе полученного свойства нефти величины in situ (на месте) вязкости с использованием зависимости, полученной в результате построения кривой по предварительно полученным экспериментальным точкам, включающим измеренное значение кажущейся вязкости как функцию свойства нефти. Разность, полученную на стадии е), делят на оптическую плотность нефтяного пика с получением параметра, определяющего свойство сырой нефти. Далее способ настоящего изобретения описывается более подробно с использованием примера и со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 изображает зависимость вязкости, выраженной в сантипуазах (при in situ давлении и температуре) и отложенной по оси Y, от свойства углеводородного масла, отложенного по оси X в условных единицах; фиг. 2 - зависимость вязкости, выраженной в сантипуазах (при in situ давлении и температуре) и отложенной по оси Y, от свойства сырой нефти, отложенного по оси X в условных единицах. Далее со ссылкой на фиг. 1 описывается способ определения вязкости согласно настоящему изобретению в обратном порядке, начиная с ответа на вопрос о том, как получена эмпирическая зависимость.-1 005629 Кривая 1, представленная на фиг. 1, изображает эмпирическую зависимость, охватывающую экспериментальные точки 2, 3, 4 и 5, соответствующие образцам, взятым из пластов на одинаковой геологической площади. В целях наглядности не все экспериментальные точки обозначены соответствующими номерами. Каждую экспериментальную точку получали следующим образом. Вначале бурили скважину в интересующем пластовом слое. Затем в первое из выбранных мест в этом пластовом слое опускали аппарат. Этот аппарат включал центральную трубу с входным отверстием, средства для вытеснения жидкости через центральную трубу и оптический анализатор потока жидкости. В месте проведения анализа создавали замкнутую жидкостную коммуникацию между пластом и входным отверстием центральной трубы, вставляя в пласт зонд с выходным отверстием, которое находится в прямой жидкостной связи с входом в центральную трубу. Затем обеспечивали прохождение пластовой жидкости в приемный резервуар и снимали спектр оптической плотности. После этого рассчитывали первый фактор, представляющий собой произведение максимальной оптической плотности в определенном коротковолновом диапазоне и длины коротковолнового диапазона. Далее рассчитывали второй фактор, представляющий собой интеграл, взятый по тому же коротковолновому диапазону спектра. В данном случае определенный коротковолновый диапазон представляет собой диапазон волн в видимой части спектра. После этого второй фактор вычитали из первого фактора с получением величины НОР, характеризующей свойство нефти. Далее отбирали образец пластовой жидкости и его вязкость измеряли в лаборатории при пластовых условиях. В результате этих измерений получали экспериментальные точки, представленные на фиг. 1. Для получения всего экспериментального массива собирали и анализировали данные, полученные в большем числе скважин, расположенных на одинаковой геологической площади. При построении кривой по полученным данным неожиданно было установлено, что экспериментальные данные могут быть описаны со значительной точностью. Кривая 1 описывается уравнением visc = (2,164)exp(0,15(HOP, с критерием согласия R2 равным 0,91, гдеR2 представляет собой квадрат коэффициента корреляции. Далее описывается метод определения in situ вязкости неизвестной углеводородной пластовой жидкости, присутствующей в интересующем пластовом слое, через который пробурена скважина. Вначале аппарат спускали в первую из серии локаций в пластовом слое. Этот аппарат включал центральную трубу с входным отверстием, средства для вытеснения жидкости через центральную трубу и оптический анализатор жидкости. В месте проведения анализа создавали замкнутую жидкостную коммуникацию между пластом и входным отверстием центральной трубы, вставляя в пласт зонд с выходным отверстием, которое находится в прямой жидкостной связи с входом в центральную трубу. Затем обеспечивали прохождение пластовой жидкости в приемный резервуар и снимали спектр оптической плотности. После этого спектр оптической плотности использовали для расчета свойства углеводородного масла и на основании полученного свойства с использованием эмпирической зависимости определяли требуемую вязкость. Соответственно использовали свойство сырой нефти, представляющее собой величину, полученную делением свойства углеводородного масла на оптическую плотность пика нефти. Пик нефти представляет собой оптическую плотность при длине волны около 1700 нм. Кривая 10, показанная на фиг. 2, демонстрирует эмпирическую зависимость, охватывающую экспериментальные точки 2, 3, 4 и 5, соответствующие образцам, взятым из пластов с одинаковой геологической площади. Кривая 10 описывается уравнением Visc = (19,8)(СОР)-1,4 с R2, равным 0,96. Свойство сырой нефти, СОР, определяли путем деления величины, определяющей свойство углеводородного масла,НОР, на оптическую плотность нефтяного пика. Оптическую плотность нефтяного пика корректировали путем вычитания из нее фоновой оптической плотности. В том случае, когда углеводородная пластовая жидкость представляет собой так называемую тяжелую нефть, получение репрезентативного образца пластовой жидкости затруднительно. Для получения репрезентативного образца в стадию создания замкнутой жидкостной коммуникации дополнительно вводят активацию с помощью нагревательного прибора, расположенного около зонда для нагревания пластовой жидкости. Зонд соединяют с пакерной прокладкой, в которой размещают нагревательное устройство. В другом случае нагревательное устройство монтируют на инструменте. В качестве нагревательного устройства можно использовать микроволновый генератор, а также генератор волн светового и инфракрасного диапазона. В качестве нагревательного устройства также можно использовать электронагреватель, химический нагреватель и ядерный нагреватель.-2 005629 В описанных выше случаях используется необсаженная буровая скважина, и замкнутая жидкостная коммуникация образуется с помощью зонда, проходящего через пласт. В том случае, когда в пласте пробурена обсаженная скважина, замкнутую жидкостную коммуникацию создают другим способом. В этом случае стадия спуска по скважине на участок аппарата, состоящего из центральной трубы с входным отверстием, средств для вытеснения жидкости через центральную трубу и оптического анализатора потока жидкости, включает 1) выполнение перфорационных отверстий в стенке обсадки в направлении пласта в месте, где требуется создание коммуникации; 2) спуск аппарата в скважину с перфорационными отверстиями, причем такой аппарат дополнительно снабжен верхним и нижним пакерами, расположенными с любой стороны входного отверстия центральной трубы так, что центральная труба открывается под нижним пакером или над верхним пакером, расстояние между нижним и верхним пакерами больше высоты перфорационных отверстий, при этом стадия создания замкнутой жидкостной коммуникации включает такую установку пакеров, что перфорационные отверстия располагаются между ними. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения вязкости углеводородной пластовой жидкости, присутствующей в пластовом слое, через который пробурена скважина, включающий следующие стадии:a) выбор участка в пластовом слое для проведения анализа;b) спуск на выбранный участок через скважину аппарата, включающего центральную трубу со входным отверстием, средства для вытеснения жидкости через центральную трубу и оптический анализатор жидкости;c) создание замкнутой по жидкости коммуникации между пластом и входным отверстием центральной трубы;d) снятие спектра оптической плотности;e) расчет первого фактора, представляющего собой произведение максимальной оптической плотности в предварительно заданном коротковолновом диапазоне на длину этого коротковолнового диапазона, расчет второго фактора, представляющего собой интеграл, взятый в пределах того же коротковолнового диапазона по площади спектра, вычитание второго фактора из первого с получением величины,характеризующей свойство нефти; иf) определение in situ величины вязкости из полученной величины свойства нефти с использованием соотношения, полученного в результате построения кривой по заранее полученным экспериментальным точкам, отражающим зависимость измеренной величины действительной вязкости от свойства нефти. 2. Способ по п.1, в котором разность, полученную в пункте е), делят на оптическую плотность нефтяного пика при 1700 нм, получая величину, характеризующую свойство сырой нефти. 3. Способ по п.2, в котором оптическую плотность нефтяного пика корректируют путем вычитания из нее фоновой оптической плотности. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором создание замкнутой жидкостной коммуникации между пластом и входным отверстием центральной трубы включает введение в пласт зонда, выход из которого непосредственно связан с входным отверстием центральной трубы. 5. Способ по п.4, в котором создание замкнутой жидкостной коммуникации дополнительно включает использование нагревательного устройства, расположенного вблизи зонда с целью нагревания пластовой жидкости.