储油层样本监管链的制作方法

专利名称：：储油层样本监管链的制作方法储油层样本监管链相关申请本申请是2004年12月1日提交的美国专利申请系列号10/904，862的部分继续。技术领城本发明涉及储油层表征，尤其是有利于数据质量、管理和一致性的储油层流体和储油层构造(formation)样本监管链。背景技水术语流动保证(flowassurance)被用于描述大量有关油和气生产系统的可靠性和可操作性的问题。此流动保证工作流程由两个流路(streams)组成，设计流和监视流。设计流开始于勘探和评估阶段，终止于系统的试运行。监视流开始于第一次生产并持续于油田的整个开采期。监视流是一个用于监测和优化生产系统性能的反馈回路。来自油气层的流体样本和其构造对于了解即将生产的流体是必需的。油田开发的许多决策，比如生产策略和流体处理设备的设计是基于来自探井的样本的性能。了解储油层中原始流体的信息和储油层构造是很重要的。在储油层开采期限的后期仍然需要流体样本来评估在某个特定时间点或者经过一些生产活动后储油层的条件，然而比较的基点还是原始储油层特性。因此，重要的是获得优质有代表性的储油层样本以及处理这些数据。
发明内容鉴于上述的和其它的考虑，本发明涉及储油层表征，尤其是确保从地下储油层获取有代表性的样本。储油层样本可以是储油层流体和/或储油层构造。在一个实施方式中，一种确保采集储油层构造的代表性样本的方法包括以下步骤采集具有构造样本性能的储油层构造样本；用技术检测井筒中采集点的构造样本性能以获得检测的采集点性能；用技术检测离采集点较远位置的构造样本性能以获得检测的较远位置构造性能；以及通过比较检测的采集点性能与检测的较远位置的性能来验证构造样本。确保采集地下储油层代表性样本的一个实施方式包括以下步骤采集具有构造样本性能的储油层构造样本；用技术检测井筒中采集点的构造样本性能以获得检测的采集点构造性能；用技术检测离采集点较远位置的构造样本性能以获得检测的较远位置构造性能；通过比较采集点构造性能与检测的较远位置的性能来验证构造样本；在数据档案中记录构造样本验证参数；采集井筒中的储油层流体样本；用技术检测井底流体样本的性能以获得检测的井底流体性能；用技术检测离井筒较远位置的流体样本的性能以获得检测的较远位置的流体性能；通过比较检测的井底流体性能与检测的较远位置的流体性能来验证流体样本；以及在档案中记录流体样本验证参数。骤采集井筒中^l储油层流体;羊本；用技术检测、井底^体样本性能以获得检测的井底流体性能；重复用来获得检测的井底流体性能的检测技术以用技术获得离井筒较远位置的至少一个检测的较远位置的流体性能；通过比较检测的井底流体性能与至少一个检测的较远位置的流体性能来验证流体样本。参照下面的对本发明具体实施方式的详细描述，结合附图，将最好的理解本发明上面的和其它特征和方面，其中图l是典型的流动保证工艺的框图；图2是流动保证工艺的设计工艺框图；图3是流动保证工艺的监视工艺框图；图4是本发明储油层样本监管链的流程图；图5是本发明实验测试系统的示意图；图6是本发明改良测试系统的示意图；图7是本发明综合实验测试系统的示意图。具体实施例方式现在参考附图，其中描迷的元件没有必要按比例显示，在这几幅图中相同的参考数字指示相同或者类似的元件。流动保证是一个必须在生产系统设计程序早期就解决的关键性问题，并对海上生产系统至关重要。图1是典型的流动保证工艺的框图，一般以数字IO指示。流动保证工艺10(如图l所示)概括地阐述了包括取样12、分析14、模拟16和设计18步骤的设计工艺11;以及监视工艺20。此工艺开始于勘探和评估阶段，其中该阶段检测原地流体和构造性能数据并且收回所选样本用于更详细的分析。可以在实验室中对流体和储油层样本进行具体的流动保证相关的研究。这些分析的范围和类型将取决于预期的问题。接着将实验室数椐用在一系列工程软件工具中以模拟生产系统中的不同情况。通过这个工艺确定每个系统及其适当的流动保证管理策略。一旦设计并建立好所选系统，该流动保证管理工艺将在监视工艺中监控和优化。考虑到这些策略的最初设计很可能是保守的，就有代表性的良机去优化该工艺。但是，失败的巨大代价需要仔细监控该系统，以在潜在的问题导致突难性的失败之前发现它们。在此监视工艺中，通过在不同地点的传感器收集类似温度、压力和流速的系统数据。利用在设计阶段得到的流体或构造性能数据的模型根据测定的系统数据进行调整。这些模型现在可以用于确定系统的当前状态并通过一系列运行优化系统。设计和监视工作流应该一起无缝地配合，并且必须保持一致性。用于系统设计的相同的数椐设备和模型应当用于监控和优化。接下来，我们将更为详细的描述工作流程工艺中的每个元件。图2是本发明中设计工艺ii的框图。地下取样u是设计工艺n中的第一个步骤。流动保证检测已导致对有代表性样本的需要的新认识。任何取样程序的目标是带回实验室的样本与其在储油层中的成分一致。不幸的是，许多导致流动保证问题的固体颗粒在取样过程中从溶液中产生，如同它们在生产系统中产生一样。压力和温度的变化可以引起导致样本变化的相变。在釆集样本的工艺中污染物的介入也会改变流体成分。污染物的最常见来源就是钻井泥浆。可以通过获得来自储油层构造的井壁岩心来采集储油层样本。地下原位测试(在取岩心工具中进行)提供了机会比较井底检测与实验室中对岩心的检测，这样可以确定岩心的起源并决定岩心样本自被获取以来是否经历了转化。理想的样本是在恒温恒压下从储油层中无污染地收集，然后保持其温度和压力原封不动的运到实验室里。以这种方式消除与相位变化、转移或者污染相关的变化。事实上，这在当今是不可能的。更现实的目标是通过压力和温度补偿减少相变的潜势。可以记录样本数据，比如(但是并不限于)取样的日期、序号、采样号、日志文件、样本深度、取样方法和工具构造、构造压力、构造温度、泥浆类型、取样瓶的类型、装瓶时样本的温度和压力、流体样本成分、气油比例(G0R)、污染程度、密度、粘度、FhS浓度、饱和压力、水pH、和样本的光镨指紋识别(可见近红外线(VI-NIR)、焚光、反射率)。该数据存储在数据管理系统22中。数据管理系统22可以是一个基于软件的电子系统在分析阶段14，检测与样本流体性能有关的相应的流动保证。流体分析可以在井底、在野外和/或实验室里进行。相应的流体性能列表将根据流体的类型和预期的系统操作条件变化。典型地采用分析程序设计的定相方法。首先进行样本整理和验证。这通常包括组分和基本流体性能。一旦鉴别出足够优质的样本，流动保证筛选就完成了。以蜡、沥青烯和水合物筛选为例进行阐释。对于蜡，在重油中进行如下检测正链烷烃分布、使用高温气相色语法(HTGC)、蜡出现温度、粘度和倾点。如果这些参数显示潜在蜡沉积物、升高粘度或凝胶化问题，就需要包括在含气石油(liveoil)管路状态进行检测和化学评估的更全面的分析程序。对于沥青烯，包括SARA(饱和芳香烃树脂沥青烯)和含蜡族溶剂(典型的正戊烷或正庚烷)滴定终点的重油表征数据用来筛分流体稳定性因为沥青烯的筛分和建模能力不如蜡的发展的好，所以通常还检测至少一个含气石油沥青烯的沉淀压力。如果幼青烯问题确定了，确定补充研究以绘制作为温度函数的沥青烯相图和估计化学品或涂料作为预防策略的有效性。以水合气来说，标准PVT或验证研究中的成分和水成分用于热力学模型中，以获得预期的水合物形成界面。如果成分数据异常或压力和温度条件在模型的验证范围外，就要进行水合物形成条件的直接检测。如果模型组合存在潜在问题，实验数据被用来评价热力学抑制剂和/或低剂量抑制剂(画)的性能。在分析阶段14,可以在井底获得各种储油层构造性能和/或地球化学性能。例如，通过在井壁岩心工具中进行的y射线衰减可以获得岩心质量密度(massdensity)数据。通过检测y射线衰减的能量依赖性特别是低Y射线能量可以在井底获得岩心样本的光电效果。别的井底岩心检测可以包括NMR、声学、光学以及电磁学。此外，可以在井底检测通过岩心样本的流体流量。储油层构造样本性能的一些可能是构造样本的大量检测以及一些可以提供空间依赖性信号。特别的，当岩心挤过钻管时，可以通过诸如探测对偶(detectorpair)的固定源来扫描它。因此，可以获得作为沿着岩心的线性位置函数的岩心性能检测。NMR检测能令人信服地反映部分或全部岩心样本。岩心性能的井底岩心分析(DCA)检测提供了岩心的指紋。当岩心到达表面或实验室时，可以检测在同样构造下的同样检测。这使得在在实验室中检测各式各样岩心性能之前就能验证岩心样本。此外，井底岩心分析DCA检测与其在实验室中等价物的比较使得能决定岩心自井底取出以来是否经历了有害变化。如果DCA检测与相应的实验室检测显著不同，那么岩心样本可能已经变的无效。例如，一旦所有围限压力降低，由于内部压力岩心可能破裂。如果DCA-实验室比较显示有害转变，那么对岩心的检测将被视作不可信的。带到表面的岩心典型的展示出受降低的围限和降低的岩心压力以及流体运动影响的效果。通常，岩心变千改变了可湿性、粘土性等等。DCA的目的是验证这种效果。对岩心的监管链将会努力监视任何这些转变是否可能已经发生。流动保证检测的区域仍是新技术有规律的获得的正在发展的领域。这具有积极的和消极的两种结果。对于积极面，持续改进了检测和解释流体和构造行为变化的能力。这可获得既优化效果又降低流动保证危险的更好的设计。然而，检测技术的动力学本质已经导致标准的缺乏以及检测和模型之间的不一致。在数据管理22中，所有取样和井底样本分析数据存储在中央数据库中，例如基于网络的系统。数据库可以包括取样日志、转移和运输信息，以及所有井底、野外和实验室性能检测。数据库管理提供了几个功能数椐的管理和对客户的数据管理服务；客户数据和报告的基于网络的数据传输系统；通过容易的比较在取样、处理和分析工艺期间进行的多个检测和通过追踪样本历史(这是监管链服务)追踪样本质量的能力；以及它能直接向储油层性能模型转移数据。模型步骤16可以包括储油层性能模型和工艺模型。储油层性能模型包括(但是不限于)热力学的、沉积作用和多相流动;f莫型。性能冲莫型是分析的样本数据和工程应用之间的连接。所有的这些模型使用在储油层性能数据库中可获得的检测数据。在热力学模型中，流体性质和相态行为的实验数据被栽入热力学程序包中。将状态参数的方程式调整到与检测值匹配。然后把模型参数和用来获得它们的样本性能一起存储在数椐库中。沉积作用和多相流动模型直接使用数据库中的样本性能数据。再一次，记住模型是采用存储在数据库中的相同类型的实验数据建立的，这是很重要的。也就是说，样本的类型、质量和分析技术以及数据的程序都必须与用来建立模型的一致。采用本发明的数据管理程序和综合方法，保证了这样。储油层性能模型被嵌入工业标准工程程序包中。用来设计生产系统的程序包包括(但不限于)储油层模拟程序；井钻孔模拟程序；出油管线模拟程序和工艺或设备模拟程序。对于跨越不同类型模拟程序的流体性能模型的相同组的结合直接作了很大努力。这样，在生产系统的不同部分可以一致地模拟储油层性能。在设计步骤18中，模型用于工程设计的前进料和进料阶段中，用来选择生产系统的类型和建立操作程序。在这个阶段，将开发解决常见流动保证问题的预防和补救策略。该研究的部分可以包括启动和关闭程序。在这个具体设计的阶段，模型可被修订和调整以反映最后系统设计》图3是本发明流动保证工艺的监视工艺2Q的框图。监视20开始于第一次生产，贯穿于油田的生产期。它起初基于使用于设计工艺11中的数椐和模型。这些模型和数椐可以随时间变化以反映系统中的变化。数椐获得26来自两个源头。系统中的传感器24检测有关系统效果的数据(实时动态数据)。这些检测可以是实时的或者定期的。当前可使用多种传感器24,这对于流动保证监视很重要。它们包括离散的压力点，离散和分布的温度，相态流速和化学喷射速度。这些检测结果存储在数据库28中。数据的第二个来源是在设计阶段11之前收集的和保持在静态数据存储器22中的储油层性能和流动保证数据(静态数据)。在设计流ll中，静态数据存储器22中的储油层性能数据必须是完整的并与用于监视的模型保持一致。这意味着在系统安装好之前，就必须考虑如何监视30和优化32流动保证策略。钻井时获取所有所需数据和易于获取代表性样本，这是至关重要的。一旦系统投入生产，要在海底区域收集高质量的流动保证样本就更加困难和代价高昂。如果流体成分随时间变化，静态流体性能数据仍然可以是定期更新的。成分会在损耗中变化。例如，当一种气体冷凝物降到饱和压力水平以下，冷凝物产量和蜡出现温度都会下降。在成分等级的积累中，当产生远离最初样本点区域的流体时，成分可能会变化。新的油田或地带被带入现有的生产系统也会改变系统中的流体样本的性能。必须更新流体性能数据集以反映这些变化。用于设计系统的相同工程模型18用来说明系统的效果。模型必须符合检测数椐。系统可用的数据越少，调节和调整也越少受抑制，这样增加了与条件模型的不唯一性相关的不确定性。考虑下面简单的例子。出油管的一部分的输入和输出温度与模型中预期的不同。沿管的长度的总热转化系数U值是否均与假定值不同，或者沿着出油管是否有较小部分其中绝缘失效和在别处假定的U值是适当的？这也许牵连着蜡沉积作用。如果热转化系数在出油管的短部显著地较高，则在这个区域具有低得多的壁温，这就会导致提高的蜡沉淀速度。沿着出油管的分布温度检测(每少数几米的温度)会能提供更多细节，而且能够排除或确认这种可能性。因此，温度数据的额外分析得到具有更少不确定性的受控模型。图4是本发明储油层样本监管链的流程图。监管链是指获得流体样本和检测性能以得到储油层开发中有价值情报的工艺。这个工艺包括在收集样本和实验室分析过程之间和过程中的不同阶段监视流体性能检测。本发明的更明确的一个目的是连接井底、海底、井场(wellsite)、地表设备和实验室分析得到单一数据管理系统，并有利于质量控制和质量保证。一个储油层样本监管链方法开始于采集34储油层构造的流体样本和/或岩心样本。流体样本可以从储油层深度(井底)、井口或者在分离器取得。对流体样本的选捧的物理和化学性能进行原位检测36。利用诸如井壁岩心工具的工具在储油层深度获得了储油层构造样本。在岩心工具中在井底进行对构造的选择的物理和化学性能的原位检测36。当在采集点收集和分析样本时，在电子可用数据库中产生档案38,包括监管链页面、链接到日志文件的井底检测结果(概要和图解显示)的显示、指示储油层样本位置的石油物理记录的示意图显示，以及质量保证页面。样本的井场验证和分析40是在地表进行的，包括容器的状况和容器开启压力。在这个阶段重复用于采集点的检测技术以在降低的不确定性下检测检测中的任何异常。在样本数据库档案42中输入和存档井场的检测和分析。如果在井底(原位)样本检测和井场样本检测之间注意到异常，该工艺可以重新开始44。然后将验证的样本传送到实验室，进行分析46。重复基础分析，并且可进行专门的研究。尽管可以用不同的物理技术在采集点检测样本性能，但是对于井底样本，在井场和/或实验室重复在井底环境下使用的相同的程序以评估样本质量、井底设备、以及取样和处理程序。所有收集的数据输入数据库中的样本档案中用来对比和验证，步骤48。任何误差或异常可以记录在用于流动保证建立模型的档案中。在工艺的每个阶段，检查样本的指紋。下面进一步详细描述本发明的方法。数椐库便于监视程序以确保获得的信息的质量。在不同阶段的储油层性能检测结果显示在用于样本质量追踪和分析的基于网络的系统中。还定义程序用来处理矛盾的检测结果和调查引起误差的原因。这些指导方针用作监管链程序的评估和审核基础以保证样本和检测结果，并且更确信的选择用于储油层研究的储油层性能值。许多方法可以用来得到井底流体样本们。来自Schlumberger公司的模构造动力学测试器(MDT)广泛地用于采集井底流体样本，并且通过最近发展进行了基于光谱学方法的井底流体，该方法能够早期识别可以影响优质样本采集的流体特性。井底流体分析的优点是流体在接近储油层条件的状态下检测，其中流体具有离初始状态最小的干扰。同样的，在获取样本之前，研究地质积聚中不同深度的流体性能有利于确定最佳取样深度。除吸收光语法之外，也可以用其它物理技术检测井钻孔环境中的流体性能，比如，但是不局限于采用电动机械系统的粘度和光密度，采用荧光光谱法的结露检测，采用声学法的泡点压力，采用传感器的硫化氢浓度，采用光反射的气体检测，采用化学试剂和电阻率的pH检测。在样本采集期间或之后立即，设定测井电缆取样工具数据通道来提取记录的和经分析的采集点流体样本的物理化学性能，比如，但不局限于"基础信息"-日期、瓶序号、样本号、日志文件名称、深度、取样工具构造、构造压力、记录的最高温度或者构造温度、泥浆类型、样本类型、瓶的类型、瓶的开启时间、瓶的关闭时间、瓶的开启压力、瓶的关闭压力、样本体积、样本收集时的最小压力、样本收集时的最低温度；"样本组成"C02、C,、C2-5、C"、H2S的重量％,气油比率(G0R)、瓶中的水分、以及表观烃密度；"流体性能"-粘度、密度、泡点压力、沥青烯起始压力、相变、和电阻率；"污染"0BM污染、C0!净化、C,净化、C2—5净化、和C"净化；"相变指示"-荧光曲线、气体检测曲线、SDS、SAS、和光学井底照相机；和"质量保证参数"-光学吸收光语、荧光光语、粘度、密度、泡点压力和气体检测器。可以在井底获得各种储油层构造性能和/或地球化学性能。例如，通过在井壁岩心工具中进行的y射线衰减可以获得岩心质量密度数据。通过检测Y射线衰减的能量依赖性特别是低Y射线能量可以在井底获得岩心样本的光电效果。别的井底岩心检测可以包括丽R、声学、光学以及电磁学。此外，可以在井底检测通过岩心样本的流体流量。储油层构造样本性能的一些可能是构造样本的大量检测以及一些可以提供空间依赖性信号。特别的，当岩心挤过钻管时，可以通过诸如探测对偶(detectorpair)的固定源来扫描它。因此，可以获得作为沿着岩心的线性位置函数的岩心性能检测。NMR检测能令人信服地反映部分或全部岩心样本。程序算法数据的输出是能够容易的上传到数据库的"综合报告"。由于样本采集和井底分析信息是储油层表征工艺中的第一步，因此它们初始化了数椐库中用于被样本化的特定储油层的新档案。一旦在井场、地表设备或在实验室进行的连续的检测结果是可利用的，就把它们输入这个档案中。"监管链"页也在样本档案中初始化，显示不同阶段(井底、海底、井场、地表、实验室)的验证参数以便利样本追踪和工艺追踪。由于井底数据的图形显示有助于与实验室检测的分析和比较，因此把它们也栽入数据库中。有用的显示包括流体成分、光学密度、质量密度、GOR、流动压力和温度与时间的对照、OBM污染监视、与时间相对的荧光和瓦斯表征油气标识、光通道、岩心质量密度、以及识别取样位置的石油物理日志。可以在给定的取样位置获得一个或多个样本。在后面的阶段，对于监管链来说通过用于可追溯的序列号正确的识别每个样本是很重要的。数据库有利于在同样深度采集的样本之间的比较，这可以用作另一种质量控制检查。当样本到达地表，可以通过来自Schlumberger的PVT速递或其它分析机械装置在井场进行基础的压力-体积-温度(PVT)实验室-质量分析，同时如果必要井底流体分析仪可以采集更多的样本。笫一步所做的是通过检测样本瓶开启压力来验证样本。考虑到温度的变化，一个在指示样本瓶关闭压力之下的值意味着在样本采集期间一些瓶内容纳物可能已经泄漏。进行了类似的测试来验证获得的岩心样本。如果瓶的开启压力验证是满意的，那么井场流体分析将继续，否则当有计划时样本将会转移到实验室。将检测流体成分、G0R和0BM污染并与井底检测结果作比较。如果井底和井场或者实验室的流体性能不一致，并且如果没有检测到泄漏(瓶开启和关闭压力的不同)，就可能调查相变(即，用于检测的子样不具备代表性)。如果没有检测到相变，在实验室中重复井底的检测结果，以排除由于工具标定造成的问题。所有这些验证过程将存储和注释在数据库中。基本上，存在五种情况可能导致样本的无效，也就是掉色(组分损失或者相变)、油气损失、组分损失、光散射和光谱的通道与通道比较的不一致性。井底条件和在实验室中所得的光谱比较给出所有的信息，因此，使用恰当的复原子样，在井场或者在实验室中重复同样的检测对于监管链是很重要的。在实验室或者井场复制井底技术，并且将其显示在数据库里的质量保证部分中。实验室将通过气和液相色语分析法或者其它成分检测装置来检测流体成分。不同技术的结果的比较是非常有指导性的。而且，采用井底分光计的复制品或者不同的分光计可以在实验室中或者井场检测光学吸收频谦。在实验室中或者丼场重复井底检测不仅能确认样本和保证监管链的一致性，而且会有助于其它问题的识别和早期纠正，如软件故障、解释问题、和不适当的取样、样本重置和/或样本的转移技术。为了在实验室中重复并底光学检测，把样本重置到储油层压力和温度。对于已经在存储中的样本，在分析的五天前进行重置。在这个期间，用加热套升高温度。在包含在瓶中流体样本的作用下，瓶;波搅动从而均质化了容纳物。图5是用于重复光学检测的检测系统IOO的示意图。采用诸如UV-Vis-NIR分光计的分光计102和常规制作的光学板104进行光学检测，该光学板用来通过5毫米的光纤106把来自分光计102的光束引导到高压高温(HPHT)的光学元件108，在那包含样本并且透射光以类似的模式返回到分光计。光学元件108具有类似于井底工具的蓝宝石窗和特定径长(pathlength)。光学元件108置于恒温箱110中，在那温度被调整到用于该特定样本井底检测的温度。出油管112把光学元件108和连接到高压水压泵116的样本容器U4连接起来。样本容器114设置于加热套118中。第二出油管120把光学元件108连接到真空泵122和净化阀124上。为了进行检测，用连接阀在近位置把样本容器U4连接到启动上。水压泵116以恒压模式运行并维持在相应的用于该样本井底检测的压力。一旦用真空泵122对光学元件108和出油管112，114抽真空，打开连接到容器114的阀126以让流体样本进入光学元件108中。检测系统中出油管的死体为大约5立方厘米。在这个过程中会发生样本在元件108和出油管中的闪蒸，因此系统IOO必须被净化。在这个操作期间用分光计102对光学元件108的容纳物进行周期的检测并且在样本已经净化以确保检测的稳定性之后进行更多的光学吸收检测。在图5的检测系统中已经意识到了光学元件108中窗移动和当转移到真空系统时流体样本的汽化的缺陷。在图6和7的检测系统中对检测系统IOO进行了改性以解决这些缺陷。图6是解决这些缺陷的代表性的改性。真空泵122已经从系统中除去并用加压惰性气体128替换。在改性系统中，出油管充满了处于高于样本饱和压力的压力的诸如氮气的惰性气体。诸如氮气的惰性气体，因此在感兴趣的波长段不显示光吸收特性。对监管链理想的光语检测应当与别的标准实验室工作程序结合以流线化实验室操作。图7中阐释了全面检测系统的一个例子。在全面检测系统130中，检测系统IOO的光学元件108用诸如带有蓝宝石窗的PVT/沥青烯元件代替。在从容器114转移流体样本前元件132必须用超高纯度的气体(如所述的氮气)在储油层压力预先加压并在储油层温度加热。同样，连接容器114和元件108的出油管在进行检测之前和期间的所有时间必须处于温度控制下。这种改性通过在潜在的沥青烯包膜上维持大量流体降低了滴出的沥青烯在元件108的蓝宝石元件窗上的沉积。前述的同样的光学排列将会把来自分光计102的入射光通过元件蓝宝石窗引导到元件108中的样本上并把透射光引导回分光计102。现在一般参照图5至7来说明检测的程序。HPHT元件必须被清洁、正确的装配并加压以确保蓝宝石窗的适当就位。光学分级参照烃(n-庚烷)的光谱[300-2500纳米]必须在标准玻璃比色杯中和在处于室压力和温度的HPHT蓝宝石元件中进行检测。在两种情况下仪器基线都被设定为空元件或比色杯。洁净的元件放在恒温箱中并连接到引导到样本瓶和超高纯度氮气的出油管上。系统被加热到预期的温度，用超高纯度氮气充满并且压力升高到样本储油层压力之上。打开样本容器的阀，流体进去出油管和元件。在排放氮气前检测元件容纳物的光语两次。把两个出油管体积从系统沖走，再次检测光谱。PVT元件132中的VIS-NIR光谦学检测如图7中所示。可以把实验室分光计连接到PVT元件上以在常规PVT分析期间进行光语检测。PVT元件配备有已知径长的光学窗，其可以用常规制作的光学设备连接到研究级分光计上。光谱数椐的处理以下列顺序进行(1)反射损失的校正；(2)径长校正；(3)井底信号中散射的消除；(4)G0R计算；以及(5)成分计算(对于GOR〉500scf/stb)。下面描述了各个步骤。反射损失。光学检测的基线用空样本容器(HPHT蓝宝石元件或玻璃比色杯)标记。对于HPHT元件的情况，当它用样本(流体A)填满时，蓝宝石-空气界面被蓝宝石-流体A代替。新流体具有与空气不同的折射率，一些光被从每个界面反射。采用用于非偏振光垂直入射的Fresnel公式可以把这些反射或Fresnel损失计算到第一级近似<formula>formulaseeoriginaldocumentpage18</formula>式(l)其中n,和n!是两种材料(例如蓝宝石和流体A)的折射率。每个样本容器有两个界面(例如蓝宝石-流体-蓝宝石)，因此总反射损失是2*RF。对于单一的n-庚烷(n=1.388)和石英玻璃(n-1.544)界面，RF=反射到每个界面上的光的0.0028或0.28%。对于两个样本容器界面2*RF=0.0057。这转化为-0.025的光密度。相反，在元件中采用空气，以术语1o表示的零阶反射损失在第一界面是4.6%以及在第二界面是4.4%,给出~9.0%的总损失，相应的OD是0.041。充满空气的元件与充满n-庚烷的元件之间的差异是~0.04。因此，当减去充满空气的光傳时，由于其指数匹配元件对于充满流体的元件来说基线是负的。OZ)=-log(1-2at/F)式(2)对于n-庚烷和蓝宝石(n=1.74)0D=-0.11。可以在预期没有吸收的波长测定光语中的实际反射损失。我们使用n-C7光语在1000-1300納米范围的最低吸收值来定义反射损失。该检测值与玻璃(石英)比色杯的计算值非常相关并且低于OD--0.06的HPHT元件(蓝宝石)。对于蓝宝石-空气，反射损失为每个界面~7.3%,给出0.066的OD-再次得到充满流体元件的负的基线。可以在预期没有吸收的波长测定光傳中的实际反射损失。n-庚烷光语在1000-1300納米范围的吸收的最小负值用来定义反射损失。反射损失不与径长成比例，因此在进行径长校正前必须把它们从光语数椐中减去。径长计算。井底分光计(含油气(live)流体分析仪(LFA)或组成流体分析仪(CFA))和实验室中用的光学元件具有不同的径长。为了比较，我们必须把实验室光镨转化成井底工具的径长。对于LFA每种工具在径长上有变化，然而在CFA的情形中记录于DLIS文件中的OD被校正为2毫米的径长。(美国专利6，956，204)。根据工具校准计算用于分析的每个样本的LFA径长。在室压力和温度下检测矿物油(J26)的吸收光傳是工具校准的一部分。可以在实验室中在标准2毫米径长的比色杯中检测J26吸收。在校正反射损失的两个光镨之后可以计算LFA的径长为/，(叫广0一*:(〃"'.式(3)在实验室检测的情况下，每当其被设定为质量检查点时必须计算HPHT元件的径长。这可以通过检测室温下光傳分级n-庚烷在2毫米的比色杯和在HPHT元件中的吸收光语进行。校正两个光语的反射损失，元件径长计算为〃AM"'〃--7"^^^厶"labcell7-'■■、.-t厶U(OZ)l7W-OD,柳h薩式(w最后实验室光谗(没有Fresnel损失)被乘以比率h^/h根椐实验室光谱模拟的并底响应计算。井底分光计具有特定波长的检波器。每个检波器具有相关的带宽来引起光语移动。相反，实验室中的研究分级分光计被设定来记录流体在具有2纳米的光谱带宽的1納米间隔的光吸收光谱。为了把实验室光语转化成等价的井底光谙，过滤被应用到实验室数据上。Gaussian过滤具有好的使用效果^"、z::>'""""-'%)式(5)其中OD,是在波长k，具有带宽n时的模拟井底响应，以及中0Dub是实验室检测结果。数据也可以在可透性(transmissibi1ity)范围中过滤式(6)散射计算。测绘井底和实验室光谱前的最后步骤是计算井底信号中的散射。当正被分析的流体携带有可能在分光计窗上形成涂层的泥浆和固体粒子时通常井底数据存在大量散射。散射可能是波长依赖性的(更难从信号中提取出来)。大的散射橫截面与波长独立相关；这里我们假定它是波长独立的。在解释了Fresnel损失和校正了径长后，下面的关系适用于正确保藏的样本叫H=Li'+s膽,式(7)G0R计算。采用LFA算法计算了G0R(参见美国专利5，939，717和6，956,204):尺"""'0—V"幽0.125-0.741*R0.59*R0。-1.177式(8)式(9)〃i式(io)原油在其在NIR中的吸收光语中显示出指数式表减。(参见Mullins,O，C.，沥青烯的结构和动力学中的"原油和沥青烯中芳族部分的光学询问，，(O.C.MullinsandE.Y.Sheu，ed)Plenum出版社，纽约，1998。在重烃中这种行为相当影响GOR计算，因此在计算GOR前必须被解决(去色)。(美国专利6，274,865)。具有入〈1600纳米以及0D<3.G的光通道适合于下面的方程以获得系数C和Eo。、"式(ll)其中人是波长以及10一/入是波数。那么用于GOR计算的三个通道(入-1600,1670,1725納米)在应用LFA算法前被校正为10'7'式(12)CFA算法GOR=5.61*1776*(0.625*Cl+0.250*C2+0.227*C02)/C6;其中C1，C2-C5，C6+是甲烷、乙烷-戊烷、以及己烷之上的部分密度。成分计算。根据光嫌X按照Y-bX计算流体成分Y。流体成分至少为甲烷、乙烷到戊烷的组、以及诸如C6+的较重组份。在一些条件下，也可以确定C02浓度。根据光学数据用于计算流体成分的数学程序记栽于美国专利7，095,012中，通过参考将其结合于此。流体颜色。可以用几种方式限定流体颜色。它可以是在给定波长的光学吸收值。它可以是对于给定光学吸收值的截止波长，或者它可以是NIR吸收边沿的适宜参数(方程11中的系数C和Eo)。用于样本验证的监管链的说明。下面的说明标准是基于五个检测结果的应用井底G0R、实验室光谦GOR、实验室G0R、实验室颜色、井底颜色。表1<table>tableseeoriginaldocumentpage21</column></row><table>可能的标度问题在用同样的DFA分析的别的样本上重复实验室和井底颜色以确定趋向。如果工具标度问题被丢弃，那么重组份可能已经损失，尽管上面的算法中用了相同符号，但是必须记住为了比较应当考虑根据不同的工具和技术以及固有检测误差用于该分析过程的确切涵义。根据前面发明的具体实施方式的详细说明，显而易见已经公开了一种新的监管链工艺。虽然这里以特定的细节公开了发明的具体实施方式，但是它的目的仅仅是用来说明发明的各种特征和部分，并且不是用来限定发明的范围。在不脱离如随后所附的权利要求书限定的本发明精神和范围的情况下，可以对公开的实施方式进行各种替代、调整、和/或变化，包括但不限于那些这里可能已经暗示了的执行变化，这是可以预期的。权利要求1、一种确保从井筒采集储油层构造的代表性样本的方法，包括以下步骤采集具有构造样本性能的储油层构造样本；用技术检测井筒中采集点的构造样本性能以获得检测的采集点性能；用技术检测离采集点较远位置的构造样本性能以获得检测的较远位置的性能；以及通过比较检测的采集点性能与检测的较远位置的性能来验证构造样本。2、权利要求l的方法，其中储油层构造样本是井壁岩心。3、权利要求l的方法，其中构造样本性能是质量密度。4、权利要求1的方法，其中检测的较远位置的性能是通过重复用来获得检测的采集点性能的检测技术获得的。5、权利要求l的方法，其中检测技术包括Y射线表减、核磁共振、声学、光学或电磁学中的至少一种。6、权利要求l的方法，其中验证步骤包括确认构造样本的出处，确认检测的较远位置的性能与检测的采集点性能的一致性，或自构造样本采集以来的构造样本的变化中的至少一个。7、权利要求l的方法，另外包括步骤在电子数据库档案中记录检测的采集点性能；在档案中记录检测的较远位置的性能；以及通过档案显示用于构造样本的验证参数提供监管链页。8、权利要求3的方法，其中储油层构造样本是井壁岩心。9、权利要求6的方法，其中储油层构造样本是井壁岩心。10、权利要求7的方法，其中储油层构造样本是井壁岩心。11、权利要求1的方法，其中储油层构造样本是井壁岩心；构造样本性能是质量密度；以及检测的较远位置的性能是通过重复用来获得检测的采集点性能的检测技术获得的。12、权利要求1的方法，另外包括步骤在电子数据库档案中记录检测的采集点性能；在档案中记录检测的较远位置的性能；以及通过档案显示用于构造样本的验证参数提供监管链页。13、一种确保从井筒采集地下储油层代表性样本的方法，该方法包括以下步骤采集具有构造样本性能的储油层构造样本；用技术检测井筒中采集点的构造样本性能以获得检测的采集点构造性能；用技术检测离采集点较远位置的构造样本性能以荻得检测的较远位置构造性能；通过比较检测的采集点性能与检测的较远位置的性能来验证构造样本；在数椐库档案中记录构造样本验证参数；采集井筒中的储油层流体样本；用技术检测井底流体样本的性能以获得检测的井底流体性能；用技术检测离井筒较远位置的流体样本的性能以获得检测的较远位置的流体性能；通过比较检测的井底流体性能与检测的较远位置的流体性能来验证流体样本；以及在档案中记录流体样本验证参数。14、权利要求13的方法，另外包括步骤在档案中记录检测的采集点构造性能；在档案中记录检测的较远位置的构造性能；在档案中记录检测的井底流体性能；以及在档案中记录检测的较远位置的流体性能。15、权利要求13的方法，另外包括通过档案显示构造样本验证参数和流体样本验证参数提供监管链页的步骤。16、权利要求13的方法，其中数椐库档案是基于网络的。17、权利要求15的方法，其中数据库档案是基于网络的。18、权利要求13的方法，其中检测的井底流体性能包括井底气-油比；以及检测的较远位置的流体性能包括实验室光谗气-油比和实验室气-油比。19、权利要求13的方法，其中流体样本验证参数包括检测的井底流体性能与检测的较远位置的流体性能之间的基本一致性或确定支持检测技术趁势之一。20、权利要求18的方法，其中如果实验室气-油比不基本等于检测的井底气-油比，验证流体样本的步骤包括确定检测技术趋势的步骤。21、一种验证获自井筒储油层流体样本的方法，该方法包括以下步骤采集井筒中的储油层流体样本；用技术在井底检测流体样本的性能以获得检测的井底流体性能；重复用来获得检测的井底流体性能的检测技术以用技术在离井筒较远位置获得至少一个检测的较远位置流体性能；以及通过比较检测的井底流体性能与该至少一个检测的较远位置流体性能来验证流体样本。22、权利要求21的方法，另外包括步骤在基于网络的档案中记录验证的流体样本性能；以及通过档案显示验证的流体样本性能提供监管链页。23、权利要求21的方法，其中如果检测的井底流体性能与该至少一个检测的较远位置流体样本性能的至少其中之一不基本一致，验证步骤包括确定检测技术趋势的步骤。24、权利要求21的方法，其中检测的井底流体性能是气-油比以及该至少一种检测的较远位置流体性能包括实验室气-油比和实验室光语气-油比。25、权利要求24的方法，其中如果实验室气-油比不基本等于检测的井底气-油比，验证流体样本的步骤包括确定检测技术趋势的步骤。26、权利要求21的方法，其中重复步骤包括把较远位置检测技术的径长转化到基本匹配井底检测技术的径长的步骤。27、权利要求21的方法，其中重复步骤包括把较远位置检测技术的光镨数椐校正到与井底检测技术一致的步骤。28、权利要求21的方法，其中校正光谱数据的步骤包括以下步骤校正反射损失；校正径长；以及消除井底检测技术中的散射。29、权利要求21的方法，其中重复步骤包括提供较远位置的检测系统，其具有功能性连接到具有蓝宝石窗的多重检测元件上的分光计；连接检测系统中的流体样本；把流体样本复原到储油层压力和温度；用处于储油层压力和温度的惰性气体来加栽检测系统；从系统中排出惰性气体；把流体样本引入该元件；以及用分光计获得该至少一种检测的较远位置的流体性能。全文摘要本发明涉及储油层样本监管链，其提供了一种确保获得地下储油层的有代表性的构造和/或流体样本的方法。一种验证获自井筒的储油层流体样本的方法，包括如下步骤在井筒中采集储油层流体样本；用技术在井底检测流体样本的性能以获得检测的井底流体性能；重复用来获得检测的井底流体性能的检测技术以在离井筒较远的位置用技术获得至少一种检测的较远位置的流体性能；通过比较检测的井底流体性能和至少一种检测的较远位置的流体性能来验证流体样本。文档编号E21B47/00GK101182769SQ20071016945公开日2008年5月21日申请日期2007年11月16日优先权日2006年11月17日发明者A·汉马米,B·拉胡拉曼,G·古斯塔夫森,J·A·奈斯万德,L·赖德,O·C·穆林斯,S·G·马休斯,S·S·贝坦库尔特,T·达维斯申请人:普拉德研究及开发有限公司