Как определить свойства пластовой жидкости по образцу нефти, загрязнённому синтетическим буровым раствором

В связи с возросшим использованием синтетических буровых растворов в офшорном бурении возникла необходимость прогнозирования свойств пластовой жидкости по загрязнённым полевым образцам. Точная характеристика фазового поведения необходима для быстрой оценки общей экономичности проекта, а также требуется для моделирования пласта и при разработке месторождения. Представлен уникальный метод, позволяющий прогнозировать фазовое поведение пласта по свойствам загрязнённых образцов жидкости. Метод сочетает лабораторные измерения и моделирование на основе уравнения состояния (EOS) и применим как к поисковым, так и к эксплуатационным скважинам. Новая методика характеристирования флюидов особенно ценна тем, что позволяет также предсказывать температуру появления воскового помутнения (wax cloud-point), что необходимо для проектирования объектов. Процедура была подтверждена на искусственно загрязнённых образцах. Описаны три полевых применения метода; все три образца были сильно загрязнены синтетическим буровым раствором, уровень загрязнения варьировал от 10 до 25 объемных процентов. Получены точные прогнозы фазового поведения незагрязнённой пластовой жидкости: например, все предсказанные давления насыщения отличались не более чем на 4% от соответствующих измеренных значений. Синтетические нефтяные буровые растворы в последнее время получили широкое признание в офшорном бурении благодаря таким преимуществам, как экономия затрат, повышение скорости проходки, улучшенная очистка скважины, сокращение времени циркуляции, меньше случаев заклинивания колонны, уменьшение общего числа дней бурения и приемлемость с точки зрения экологии. Однако их присутствие отрицательно влияет на каротажные данные, геохимическую интерпретацию и определение свойств флюидов. Загрязнения синтетическими буровыми жидкостями негативно сказываются на ключевых свойствах флюидов, таких как температура помутнения (cloud point), давление насыщения, газо‑нефтяное отношение (GOR), коэффициент объёмного образования и плотность по API. Точные свойства флюидов необходимы для быстрой оценки экономических показателей проекта; проектирование объектов требует корректной оценки фазового поведения, температуры появления воскового помутнения и потенциала отложений асфальтенов; моделирование пласта также нуждается в точном фазовом поведении для поддержки разработки. Хотя при отборе проб можно принять меры для минимизации загрязнения, до настоящей работы не было опубликовано эффективного метода анализа загрязнённых образцов. Эффекты загрязнения нелинейны, и полиномиальная аппроксимация отдельных свойств не даёт согласованного описания флюида; поэтому представленный метод основан на сочетании лабораторных измерений и моделирования по EOS. Помимо типичных PVT-свойств метод также обеспечивает точные прогнозы температуры появления воскового помутнения. Преобладающие синтетические нефтяные буровые жидкости, используемые компанией Marathon, — Novadril™ и Novaplus™.