BR112014007821B1

BR112014007821B1 - Método para determinar a localização, tamanho, e composição fluida de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície

Info

Publication number: BR112014007821B1
Application number: BR112014007821-1A
Authority: BR
Inventors: Robert J. Pottorf; Michael Lawson; Steven R. May; Sebastien L. Dreyfus; Sumathy Raman; Amelia C. Robinson; William G. Powell; A. Lucie N'Guessan; Aaron B. Regberg
Original assignee: Exxonmobil Upstream Research Company
Priority date: 2011-11-11
Filing date: 2012-11-09
Publication date: 2021-12-07
Also published as: AU2012335022A8; EP2776865A4; WO2013071185A1; CA2853286A1; EP2776866B1; BR112014007824A2; CA2853297A1; RU2608344C2; RU2593438C2; EP2776865B1; BR112014007827B1; US9612231B2; AU2012335021B2; EP2776873A1; EP2776873A4; EP2776866A1; BR112014007823A2; US20140288853A1; EP2776865A1; WO2013071188A1

Abstract

método para determinar a localização, tamanho, e composição fluida de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície. um método é divulgado para determinar uma presença, tipo, qualidade e/ou volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra relacionada com o mesmo. o método pode incluir obter dados da amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, em que os dados de amostra incluem uma assinatura de gás nobre, uma assinatura de isótopo aglomerado e/ou uma assinatura de ecologia. a partir das assinaturas, as relações entre a assinatura de gás nobre; a assinatura de isótopo aglomerado e a assinatura de ecologia são identificadas e armazenadas na memória.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA AOS PEDIDOS RELACIONADOS”

[0001] Este pedido reivindica o benefício de prioridade do National Stage of International Application No. PCT/US2012/52542, depositado em 27 de agosto de 2012, que reivindica o benefício de prioridade do Pedido de Patente Provisório U.S. 61/558.822 depositado em 11 de novembro de 2011 intitulado METHOD FOR DETERMINING THE PRESENCE AND LOCATION OF A SUBSURFACE HYDROCARBON ACCUMULATION AND THE ORIGIN OF THE ASSOCIATED HYDROCARBONS, a totalidade da qual é aqui incorporada por referência. Este pedido também reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisório U.S. 61/595.394 depositado em 06 de fevereiro de 2012, intitulado A METHOD TO DETERMINE THE LOCATION, SIZE AND IN SITU CONDITIONS IN A HYDROCARBON RESERVOIR WITH ECOLOGY, GEOCHEMISTRY, AND COLLECTIONS OF BIOMARKERS, a totalidade da qual é aqui incorporada por referência. Este pedido também reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisório U.S. 61/616.813 depositado em 28 de março de 2012, intitulado METHOD FOR DETERMINING THE PRESENCE AND VOLUME OF A SUBSURFACE HYDROCARBON ACCUMULATION, a totalidade da qual é aqui incorporada por referência.

CAMPO DA DIVULGAÇÃO

[0002] As formas de realização da presente divulgação no geral dizem respeito ao campo da geoquímica e biologia. Mais particularmente, a presente divulgação diz respeito a sistemas e métodos para determinar a presença e estimar a informação, tal como a localização, tipo e qualidade de fluido, e volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

FUNDAMENTOS

[0003] Esta seção é intencionada a introduzir vários aspectos da técnica, que podem estar associados com as formas de realização exemplares da presente divulgação. Acredita-se que este debate ajude no fornecimento de uma matriz de trabalho para facilitar um melhor entendimento de aspectos particulares das metodologias e técnicas divulgadas. Consequentemente, deve ser entendido que esta seção deve ser lida sob este aspecto, e não necessariamente como admissões da técnica anterior.

[0004] As reservas de hidrocarboneto estão se tornando crescentemente difíceis de localizar e acessar, conforme a demanda quanto à energia cresce globalmente. Tipicamente, vários componentes são utilizados para coletar dados de medição e depois para prognosticar a localização de acúmulos de hidrocarboneto potenciais. A modelagem pode incluir fatores, tais como (1) a geração e expulsão de hidrocarbonetos líquidos e/ou gasosos a partir de uma rocha fonte, (2) migração de hidrocarbonetos para um acúmulo em uma rocha reservatório, (3) um sifão e um selo para prevenir vazamento significante de hidrocarbonetos do reservatório.

[0005] No presente, a sísmica de reflexão é a tecnologia dominante para a identificação de acúmulos de hidrocarboneto. Esta técnica foi bem sucedida na identificação de estruturas que podem hospedar acúmulos de hidrocarboneto, e também pode ser utilizada para formar imagem dos fluidos de hidrocarboneto dentro dos acúmulos abaixo da superfície como indicadores de hidrocarboneto diretos (DHIs). Entretanto, a formação de imagem sísmica de ocorrências geológicas podem ser desafiadora em vários casos onde os contrastes de impedância acústica que geram DHIs são enormemente diminuídos ou ausentes (por exemplo a formação de ocorrências geológicas abaixo da superfície em profundidades que aumentam, sub- vulcânicas, ou sub-sal). Consequentemente, esta tecnologia pode carecer da fidelidade requerida para fornecer avaliações precisas da localização, volume, e composição fluida de acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície devido à formação de imagem insuficiente abaixo da superfície.

[0006] As tecnologias de detecção de hidrocarboneto não sísmicas correntes, tais como métodos com base no campo potencial como gravidade ou magnéticos, fornecem controle geológico abaixo da superfície grosseiro por sentir as propriedades físicas diferentes das rochas, mas carece da fidelidade para identificar acúmulos de hidrocarboneto. Outras tecnologias de detecção de acúmulo de hidrocarboneto não sísmicas podem incluir extrapolações geológicas de tendências estruturais ou estratigráficas que levam aos prospectos de exploração, mas não podem diretamente detectar materialidade de acúmulo de hidrocarboneto.

[0007] A infiltração de hidrocarboneto no solo oceânico ou em terra fornece alguma indicação de um sistema de hidrocarboneto ativo ou de trabalho onde os hidrocarbonetos foram gerados e expulsos durante a maturação térmica de uma rocha fonte na profundidade, e migrou pelos caminhos de migração mais ou menos complexos para a superfície. Alternativamente, o mesmo pode estar associado com a migração de hidrocarbonetos produzidos durante a degradação microbiana de matéria orgânica abaixo da superfície que pode estar associada ou não com um acúmulo. Entretanto, não é possível usar as tecnologias correntes para determinar se tais infiltrações de hidrocarboneto migraram diretamente de uma rocha fonte, de um sifão falho sem tempo de residência significante dentro de um acúmulo, ou de um acúmulo de hidrocarboneto existente.

[0008] Além disso, a presença de gases que não hidrocarboneto associados com acúmulos de hidrocarboneto tem implicações para a produção e a economia dos hidrocarbonetos acumulados. Tais gases que não de hidrocarboneto podem incluir dióxido de carbono, nitrogênio, e sulfeto de hidrogênio que foram co-gerados com os hidrocarbonetos aprisionados ou foram transportados separadamente para o sítio de acúmulo. Não existe nenhum método de pré-perfuração direta corrente disponível para permitir quanto à ausência do perigo de gases que não de hidrocarboneto.

[0009] Muitas falhas recentes na exploração de hidrocarboneto foram associadas com a incapacidade para avaliar completamente, entender, e apropriadamente a possibilidade de risco com os componentes do sistema de hidrocarboneto, da fonte para as infiltrações (migração, acúmulo e vazamento). De fato, certas tecnologias convencionais envolvem a identificação e caracterização de hidrocarbonetos termogênicos das infiltrações. Entretanto, não existe nenhuma ferramenta conhecida que possa ligar diretamente a composição geoquímica de hidrocarboneto termogênico e/ou espécies biológicas recuperadas das infiltrações de superfície com o tamanho, profundidade, e tipos/qualidade de fluido de acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície. Um avanço maior na capacidade de detectar a presença, tamanho, profundidade, e tipo/qualidade do fluido dos acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície significantemente melhoraria a exploração dos recursos de hidrocarboneto (HC) em região não explorada e desempenhariam opções de extensão. Um método que integre os indicadores biológicos e geoquímicos existentes e novos é capaz de obter esta mudança, e a integração com conhecimentos contextuais geológicos/geofísicos permitiria ainda um progresso na identificação de oportunidade. Esta invenção fornece uma ferramenta valiosa, barata, e rápida que pode ser usada na exploração de hidrocarboneto em todos os níveis de estágio de trabalho, da exploração ou extensão de região não explorada de plays comprovados até prospectos de alta classificação dentro plays comprovados.

[0010] Como um resultado, os geocientistas precisam realçar as técnicas usadas para a identificação de acúmulos de hidrocarboneto. Em particular, uma necessidade existe quanto a tecnologias de pré-perfuração capazes de estimar o volume de acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície e tecnologias capazes de determinar a localização, tipo (por exemplo óleo vs. gás) e qualidade (por exemplo densidade) do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície. Além disso, existe uma necessidade para realçar as técnicas que identificam as relações entre os diferentes tipos de dados coletados para os acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície.

SUMÁRIO

[0011] Em uma forma de realização, um método de determinar uma presença, tipo, qualidade e/ou volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra relacionada com isso é descrito. O método que compreende: obter dados de amostra associados com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, em que os dados de amostra compreendem dois ou mais de uma assinatura de gás nobre da amostra, uma assinatura de isótopo aglomerado da amostra e uma assinatura de ecologia da amostra; identificando uma ou mais relações entre as duas ou mais obtidas da assinatura do gás nobre; a assinatura de isótopo aglomerado e a assinatura de ecologia, em que as relações identificadas dizem respeito à materialidade do acúmulo de hidrocarboneto; e armazenagem das relações identificadas e os dados de amostra na memória.

[0012] Em uma ou mais formas de realização, o método pode incluir outras etapas. Por exemplo, a etapa de método de identificar uma ou mais relações pode ser fundamentada em um ou mais de uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade de hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma profundidade de hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície. Também, o método pode incluir a obtenção de um ou mais de dados geológicos, dados biológicos e dados geofísicos associados com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; identificar uma ou mais relações entre os dois ou mais obtidos da assinatura de gás nobre; a assinatura de isótopo aglomerado e a assinatura de ecologia e o um ou mais de dados geológicos, dados biológicos e dados geofísicos; e armazenar as relações identificadas e o um ou mais de dados geológicos, dados biológicos e dados geofísicos em memória. Além disso, a etapa do método de identificar uma ou mais relações pode incluir comparar os dois ou mais da assinatura de gás nobre; a assinatura de isótopo aglomerado e a assinatura de ecologia com um conjunto de dados de calibração que compreende dois ou mais de assinaturas de gás nobre; as assinaturas de isótopo aglomerado e as assinaturas de ecologia para acúmulo abaixo da superfície conhecido. A etapa do método de identificar uma ou mais relações pode compreender comparar os dois ou mais da assinatura de gás nobre; da assinatura de isótopo aglomerado e da assinatura de ecologia com modelos quantitativos. Além disso, a etapa do método de identificar uma ou mais relações pode compreender usar uma matriz de biogeoinformática. O método pode incluir o uso de um conjunto de dados calibrados que podem ser armazenados e aplicados através de uma matriz de biogeoinformática.

[0013] Além disso, em uma ou mais formas de realização, o método pode incluir obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e determinar a assinatura de isótopo aglomerado da amostra, em que determinar a assinatura de isótopo aglomerado compreende: determinar uma concentração esperada de isotopólogos de uma espécie de hidrocarboneto da amostra; modelar, usando cálculos de alto nível ab initio, uma dependência da temperatura esperada dos isotopólogos presentes na amostra; medir uma assinatura isotópica aglomerada dos isotopólogos presentes na amostra; comparar a assinatura isotópica aglomerada com a concentração esperada de isotopólogos; determinar, usando a dita comparação, se os hidrocarbonetos presentes na amostra se originam diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície; determinar a temperatura de armazenagem de equilíbrio corrente das espécies de hidrocarboneto no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície; e determinar um local do acúmulo abaixo da superfície.

[0014] Além disso ainda, em uma ou mais formas de realização, o método pode incluir a obtenção de uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e caracterizar a assinatura de ecologia da amostra, em que caracterizar a assinatura de ecologia pode incluir usar uma primeira pluralidade de análises para determinar uma estrutura comunitária de uma ecologia da amostra; usando uma segunda pluralidade de análises para determinar uma função comunitária da ecologia da amostra; usando a estrutura comunitária e a função comunitária para determinar se a ecologia da amostra se iguala uma ecologia característica de um sistema de hidrocarboneto que é associada com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e quando a ecologia da amostra se iguala com a ecologia característica, que identifica a amostra como parte do sistema de hidrocarboneto.

[0015] Além disso, em uma ou mais formas de realização, o método pode incluir obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e determinar a assinatura de gás nobre da amostra, em que a determinação da assinatura de gás nobre compreende medir ou modelar uma concentração inicial de gases nobres atmosféricas presentes na formação de água em contato com uma infiltração associada com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; modificar a concentração inicial medida/modelada que se responsabiliza pelo crescimento para dentro de gases nobres radiogênicos durante o tempo de residência da água de formação; medir as concentrações e razões isotópicas de gases nobres atmosféricas e gases nobres radiogênicos presentes na amostra; comparar as concentrações medidas e razões isotópicas dos gases nobres atmosféricos e dos gases nobres radiogênicos presentes na amostra com as concentrações modeladas medidas/modificadas da água de formação por uma pluralidade de processos de troca; determinar uma fonte de hidrocarbonetos presentes na amostra; comparar uma assinatura atmosférica de gás nobre medida na fase de hidrocarboneto com a concentração modelada medida/modificada dos gases nobres atmosféricos na água de formação para a pluralidade de processos de troca; e determinar pelo menos um de uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade de hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes do escape para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície.

[0016] Estes e outros traços e vantagens da presente divulgação estarão facilmente evidentes na consideração da descrição que segue em conjunção com os desenhos anexos.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS

[0017] As vantagens das presentes técnicas podem tornar-se evidentes na revisão da descrição detalhada que segue e nos desenhos anexos em que:

[0018] A Figura 1 é uma vista de elevação lateral de um leito oceânico;

[0019] A Figura 2 é um diagrama de fluxo de um método para determinar a informação a cerca de um acúmulo de hidrocarboneto de acordo com uma forma de realização das presentes técnicas;

[0020] As Figuras 3A e 3B são diagramas de fluxo para interagir a informação a cerca de um acúmulo de hidrocarboneto de acordo com uma forma de realização das presentes técnicas; e

[0021] A Figura 4 é um diagrama de bloco de um sistema de computador de acordo com as metodologias e técnicas divulgadas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0022] Vários termos como aqui usados são definidos abaixo. Até o grau em que um termo usado em uma reivindicação não é definido abaixo, ao mesmo deve ser dada a definição que as pessoas na técnica pertinente têm dado para este termo no contexto do qual o mesmo é usado.

[0023] Como aqui usado, “uma” entidade refere-se a uma ou mais desta entidade. Como tal, os termos “uma” (ou “um”), “um(a) ou mais”, e “pelo menos um(a)” podem ser usados aqui intercambiavelmente a mesmos que um limite seja especificamente estabelecido.

[0024] Como aqui usado, os termos “compreendendo,” “compreende,” “compreendem,” “compreendido,” “contendo,” “contém,” “contêm,” “tendo,” “tem,” “têm,” “incluindo,” “inclui,” e “incluem” são termos de transição de extremidade aberta usados para a transição de um objeto citado antes do terma para um ou mais elementos citado depois do termo, onde o elemento ou elementos listados depois do termo de transição não são necessariamente os únicos elementos que compõem o objeto.

[0025] Como aqui usado, “exemplar” significa exclusivamente “servindo como um exemplo, caso, ou ilustração.” Qualquer forma de realização aqui descrita como exemplar não deve ser interpretada como preferida ou vantajosa em relação às outras formas de realização.

[0026] Como aqui usado “hidrocarbonetos” são no geral definidos como moléculas formadas primariamente de átomos de carbono e hidrogênio tais como óleo e gás natural. Os hidrocarbonetos também podem incluir outros elementos ou compostos, tais como, mas não limitados a, halógenos, elementos metálicos, nitrogênio, oxigênio, enxofre, sulfeto de hidrogênio (H2S) e dióxido de carbono (CO2). Os hidrocarbonetos podem ser produzidos a partir de reservatórios de hidrocarboneto através dos poços que penetram uma formação contendo hidrocarboneto. Os hidrocarbonetos derivados de um reservatório de hidrocarboneto podem incluir, mas não são limitados a, petróleo, querogênio, betume, pirobetume, asfaltenos, alcatrões, óleos, gás natural, ou combinações dos mesmos. Os hidrocarbonetos podem estar localizados dentro ou adjacentes às matrizes minerais dentro da terra, chamadas de reservatórios. A matrizes podem incluir, mas não são limitadas à, rocha sedimentar, areias, silicatos, carbonatos, diatomitas, e outros meios porosos.

[0027] Como aqui usado, “produção de hidrocarboneto” ou “produzir hidrocarbonetos” referem-se a qualquer atividade associada com a extração de hidrocarbonetos a partir de um poço ou outras aberturas. A produção de hidrocarboneto normalmente refere-se a qualquer atividade conduzida dentro ou no poço depois que o poço é completado. Consequentemente, a produção ou extração de hidrocarboneto incluem não apenas a extração de hidrocarboneto primária mas também as técnicas de produção secundária e terciária, tal como injeção de gás ou líquido para aumentar a pressão propulsora, que mobiliza o hidrocarboneto ou tratando, por exemplo pela fratura química ou hidráulica do furo do poço para promover o fluxo aumentado, manutenção do poço, perfilagem de poço, e outros tratamentos de poço e furo de poço.

[0028] Como aqui usado o termo “gases nobres” referem-se a uma série de elementos quimicamente inertes que exibem propriedades similares. Os seis gases nobres que ocorrem naturalmente são hélio (He), neônio (Ne), argônio (Ar), criptônio (Kr), xenônio (Xe) e radônio (Rn). Os gases nobres considerados nesta divulgação são He, Ne, Ar, Kr e Xe.

[0029] Como aqui usado o termo “isótopo” refere-se a um de dois ou mais átomos com o mesmo número atômico mas com números diferentes de nêutrons. Cada elemento dos gases nobres tem pelo menos dois isótopos. Por exemplo, o hélio pode estar presente como um de dois isótopos estáveis: 3He, que tem 2 prótons e 1 nêutron (aqui mostrado como 3He); e, 4He, que tem 2 prótons e 2 nêutrons.

[0030] Como aqui usado o termo “assinaturas” refere-se às abundâncias, concentrações e/ou razões relativas de vários elementos e isótopos de uma dada espécie.

[0031] Como aqui usado o termo “água de formação” refere-se a qualquer água que reside abaixo da superfície que pode estar presente em uma rocha reservatório incluindo a água no meio poroso dentro do acúmulo ou imediatamente abaixo mas em contato com o acúmulo de hidrocarboneto (isto é a coluna de água). Esta pode derivar de a) origem meteórica, b) recarga das águas de superfície tais como água de chuva ou água do mar que depois migra através da rocha permeável dentro da subsuperfície, e/ou c) a água aprisionada no sedimento durante a perfuração e permanecem no lugar.

[0032] Como aqui usado o termo “tempo de residência” refere-se ao período de tempo que a água de formação foi presente dentro da sobsuperfície, e pode ser considerado a idade da água de formação.

[0033] Como aqui usado o termo “radiogênico” refere-se à geração ou criação de uma substância através do decaimento radioativo de uma outra substância. Os gases nobres radiogênicos incluem 4He, 21Ne, 40Ar, 82Kr, 86Kr, 129Xe, 130Xe e 136Xe.

[0034] Como aqui usado o termo “termogênico” refere-se aos hidrocarbonetos gerados a partir do querogênio que é correntemente/no passado foi submetido à temperatura e pressão altas.

[0035] Como aqui usado o termo “de-risk” refere-se a uma avaliação da possibilidade de que espécies indesejáveis tais como H2S, CO2 estejam presentes em concentrações que tornariam a produção ou o refino dos hidrocarbonetos mais difícil ou reduziria o valor dos hidrocarbonetos produzidos.

[0036] Como aqui usado, o termo “componente de computador” refere-se uma entidade relacionada com o computador, hardware, firmware, software, uma combinação dos mesmos, ou software em execução. Por exemplo, um componente de computador pode ser, mas não é limitado a ser, um processo que roda em um processador, um processador, um objeto, um executável, um thread de execução, um programa, e/ou um computador. Um ou mais componentes de computador podem residir dentro de um processo e/ou thread de execução e um componente de computador pode estar localizado em um computador e/ou distribuído entre dois ou mais computadores.

[0037] Como aqui usado, os termos “meio legível por computador” ou “meio legível por máquina tangível” refere-se a qualquer armazenagem tangível que participa no fornecimento de instruções para um processador para a execução. Um tal meio pode tomar muitas formas, incluindo mas não limitado a, meios não voláteis, e meios voláteis. Os meios não voláteis incluem, por exemplo, NVRAM, ou discos magnéticos ou ópticos. Os meios voláteis incluem memória dinâmica, tal como memória principal. Os meios legíveis por computador podem incluir, por exemplo, um disquete, um disco flexível, disco rígido, fita magnética, ou qualquer outro meio magnético, meio magnético-óptico, um CD-ROM, qualquer outros meios ópticos, um RAM, um PROM, e EPROM, um FLASH-EPROM, um meio no estado sólido como uma memória holográfica, um cartão de memória, ou qualquer outro chip ou cartucho de memória, ou qualquer outro meio físico a partir do qual um computador pode ler. Quando o meio legível por computador é configurado como uma base de dados, deve ser entendido que a base de dados pode ser qualquer tipo de base de dados, tais como relacional, hierárquico, orientado ao objeto, e/ou os semelhantes. Consequentemente, as formas de realização exemplares das presentes técnicas podem ser consideradas incluir um meio de armazenagem tangível ou meio de distribuição tangível e meios equivalentes e sucessores reconhecidos na técnica anterior, em que as implementações de software que incorporam as presentes técnicas são armazenadas.

[0038] Algumas porções da descrição detalhada que seguem são apresentadas em termos de procedimentos, etapas, blocos lógicos, processos e outras representações simbólicas de operações sobre bits de dados dentro de uma memória de computador. Estas descrições e representações são os meios usados por aqueles habilitados nas técnicas do processamento de dados para mais eficazmente transmitir o conteúdo do seu trabalho para outras pessoas habilitadas na técnica. No presente pedido, um procedimento, etapa, bloco lógico, processo, ou os semelhantes, são concebíveis ser uma sequência auto-compatível das etapas ou instruções que levam a um resultado desejado. As etapas são aquelas que requerem manipulações físicas de quantidades físicas. Usualmente, embora não necessariamente, estas quantidades tomam a forma de sinais elétricos ou magnéticos capazes de serem armazenados, transferidos, combinados, comparados, e de outro modo manipulados em um sistema de computador.

[0039] Deve se ter em mente, entretanto, que todos estes e termos similares devem estar associados com as quantidades físicas apropriadas e são meramente rótulos convenientes aplicados a estas quantidades. A mesmos que especificamente de outro modo estabelecido como evidente a parir dos debates que seguem, é avaliado que por todo o presente pedido, debates usando os termos tais como “modelar”, “modificar”, “medir”, “comparar”, “determinar”, “analisar”, “produzir”, “demonstrar”, “estimar”, “integrar”, ou os semelhantes, referem-se à ação e processos de um sistema de computador, ou dispositivo de computação eletrônica similar, que transforma dados representados como quantidades físicas (eletrônicas) dentro dos registros e memórias do sistema do computador em outros dados similarmente representados como quantidades físicas dentro das memórias ou registros do sistema de computador ou outras de tal armazenagem de informação, dispositivos de transmissão ou demonstração. Os métodos de exemplo podem ser melhor avaliados com referência aos diagramas de fluxo.

[0040] Embora para propósitos de simplicidade de explicação, as metodologias ilustradas sejam mostradas e descritas como uma série de blocos, deve ser avaliado que as metodologias não são limitadas pela ordem dos blocos, visto que alguns blocos podem ocorrer em ordens diferentes e/ou concorrentemente com outros blocos daquele mostrado e descrito. Além disso, menos do que todos os blocos ilustrados podem ser requeridos para implementar uma metodologia de exemplo. Os blocos podem ser combinados ou separados em componentes múltiplos. Além disso, metodologias adicionais e/ou alternativas podem utilizar blocos adicionais, não ilustrados. Embora as figuras ilustrem várias ações que ocorrem em série, deve ser avaliado que várias ações podem ocorrer concorrentemente, substancialmente em paralelo, e/ou substancialmente em pontos diferentes no tempo.

[0041] Na seção que segue, as formas de realização específicas das metodologias e técnicas divulgadas são descritas em conexão com aspectos e técnicas divulgados. Entretanto, até o grau em que a descrição que segue é específica para um aspecto, técnica particulares, ou um uso particular, esta é intencionada a ser apenas para propósitos exemplares e não é limitada aos aspectos e técnicas divulgados descritos abaixo, mas ao invés incluem todas as alternativas, modificações, e equivalentes que caem dentro do escopo das reivindicações anexas.

[0042] Esta presente divulgação envolve um sistema e método para determinar a presença e estimar a informação, tal como volume, localização, tipo e qualidade a respeito de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície. Este método e sistema fornecem uma técnica realçada que pode ser uma ferramenta valiosa para o uso na exploração de hidrocarboneto em vários níveis de maturidade, da exploração de região pouco explorada até a extensão de plays comprovados para prospectos de alta classificação dentro de plays comprovados. Em particular, as presentes técnicas envolvem o uso de três tecnologias independentes: a geoquímica de isótopo aglomerado, a geoquímica de gás nobre, e ecologia, que são combinadas e integradas com outras técnicas tradicionais como um fluxo de trabalho para realçar a identificação e recuperação do acúmulo de hidrocarboneto. Estes três métodos podem fornecer informação a respeito do volume, profundidade e tipo de fluido (óleo vs. gás) e qualidade dos acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície a serem determinados a partir da amostragem e análise de infiltrações de hidrocarbonetos (por exemplo, em alto mar e/ou em terra firme). Isto é, o método pode integrar indicadores biológicos e geoquímicos existentes e novos para fornecer discernimento na identificação de oportunidade. Além disso, a integração destes indicadores biológicos e geoquímicos com conhecimento geológico/geofísico contextual deve fornecer ainda realces para a identificação de oportunidade de acúmulo de hidrocarboneto. Além disso, as relações entre estes dados também podem ser utilizadas para realçar ainda mais o processo.

[0043] Em uma forma de realização, as presentes técnicas envolvem a integração de um ou mais de genômicos microbianos; a geoquímica de gás nobre e a geoquímica de isótopo aglomerado de fases de hidrocarboneto. Este fluxo de trabalho integrado pode ser utilizado para determinar e/ou estimar a presença e informação, tal como volume, profundidade, tipo, qualidade, e localização do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

[0044] Os genômicos microbianos podem ser utilizados para fornecer informação sobre os processos metabólicos de comunidades microbianas abaixo da superfície ligadas com aqueles micróbios amostrados dentro das infiltrações no fundo do mar. Esta informação dos genômicos microbianos fornece uma indicação como para a presença de um acúmulo abaixo da superfície e fornece uma estimativa da sua localização (por exemplo, profundidade) com base nas faixas de temperatura biológica. Este aspecto conta com os micróbios de transporte de habitats profundos para os rasos a uma infiltração de hidrocarboneto a partir de acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície. Este processo pode explicar, por exemplo, a presença de termófilos “deslocados” (micróbios que vivem em ambientes de temperatura alta) em ambientes árticos onde o óleo bruto é potencialmente degradado pelos micróbios anaeróbicos, sustentando assim uma conexão com uma fonte de hidrocarboneto/sedimento mais profunda. As áreas diferentes de infiltração de hidrocarboneto pode ter anomalias microbianas diferentes em relação às condições marinhas normais, dependendo das condições do reservatório abaixo da superfície. Um entendimento dos processos metabólicos das comunidades microbianas abaixo da superfície ligadas com estes micróbios amostrados dentro de infiltrações no fundo do mar deve permitir que a presença de um acúmulo abaixo da superfície seja detectada e permitir uma estimativa da sua localização (profundidade) com base nas faixas de temperatura biológica.

[0045] Como um exemplo, uma forma de realização pode incluir um método de identificar um sistema de hidrocarboneto. Neste método, uma amostra de uma área de interesse é obtida. Depois, uma primeira pluralidade de análises é usada para determinar uma estrutura comunitária de uma ecologia da amostra e uma segunda pluralidade de análises é usada para determinar uma função comunitária da ecologia da amostra. A estrutura comunitária e a função comunitária são usadas para determinar se a ecologia da amostra se iguala com uma ecologia característica de um sistema de hidrocarboneto. Quando a ecologia da amostra se iguala com a ecologia característica, a amostra é identificada como parte do sistema de hidrocarboneto. Este aspecto é descrito ainda na Patente U.S. No. 61/595.394, que é aqui incorporada na sua totalidade.

[0046] Com respeito à geoquímica do gás nobre, os gases nobres (He, Ne, Ar, Kr, Xe) são elementos conservativos que no geral não participam nas reações químicas. As concentrações de gases nobres em óleo, gás, e água são fundamentadas na influência combinada de suas solubilidades, que são uma função da pressão, temperatura, e composição fluida (P-T-X) que prevaleceu durante a dissolução ou exsolução, interação e mistura com outros fluidos, e o crescimento para dentro de gases nobres a partir do decaimento radioativo de minerais crostais. Se as condições de PTX aquoso em contato com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície pode ser estimado ou medido, o tamanho do acúmulo de hidrocarboneto pode ser estimado ou calculado com base no particionamento pela solubilidade dos gases nobres entre a água e os hidrocarbonetos. Uma amostra de infiltração de hidrocarboneto atmosfericamente não contaminada analisada quanto aos gases nobres junto com as condições de PTX aquoso estimadas, deve permitir que um tamanho de acúmulo (razão de hidrocarboneto/água) seja estimado.

[0047] Como um exemplo, uma forma de realização pode incluir um método para determinar a presença, tipo, qualidade e/ou volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra relacionada com o mesmo. Uma concentração inicial de gases nobres atmosféricos presentes na água de formação em contato com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície é medido ou modelado. A concentração inicial modelada é modificada que se responsabiliza pelo crescimento para dentro de gases nobres radiogênicos durante o tempo de residência da água de formação. Uma amostra relacionada com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície é obtida. As concentrações e razões isotópicas de gases nobres presentes na amostra são medidos. As concentrações e razões isotópicas medidas dos gases nobres atmosféricos e dos gases nobres radiogênicos presentes na amostra são comparadas com as concentrações modeladas medidas/modificadas da água de formação por uma pluralidade de processos de troca. Uma fonte de hidrocarbonetos presente na amostra é determinada. Uma assinatura atmosférica de gás nobre medida na fase de hidrocarboneto é comparada com a concentração modelada medida/ modificada dos gases nobres atmosféricos na água de formação para a pluralidade de processos de troca. Pelo menos um de uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo de hidrocarboneto no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade de hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão em volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes do escape para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície é determinado.

[0048] Em um outro aspecto, um método é divulgado para determinar uma presença, tipo, qualidade e volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície com base na análise de uma amostra relacionada com o mesmo. A amostra é analisada para determinar uma assinatura geoquímica da amostra. Uma concentração inicial de gases nobres atmosféricos presentes na água de formação em contato com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície é determinado. O crescimento para dentro de gases nobres radiogênicos é modelado para modificar a concentração inicial para os dados tempos de residência da água de formação. Um tempo de residência da água de formação é determinado. Um grau de interação com uma fase de hidrocarboneto é determinada. A origem da amostra é determinada. Pelo menos um de um tipo, qualidade e razão de volume de hidrocarboneto/água quando a origem da amostra é um acúmulo de hidrocarboneto é determinado. A partir da razão de hidrocarboneto/água, o volume do acúmulo de hidrocarboneto é determinado.

[0049] Em um outro aspecto, um método é divulgado para determinar uma presença, tipo, qualidade e volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície de uma amostra de hidrocarboneto do mesmo. Uma concentração inicial dos gases nobres atmosféricos presentes ao lado de uma espécie de hidrocarboneto é determinada. Uma faixa de concentrações esperadas de gases nobres atmosféricos e radiogênicos presentes na amostra é modelada para uma faixa dos tempos de residência e para vários graus de interação entre a água de formação e uma fase de hidrocarboneto. As concentrações e razões isotópicas de gases nobres presentes na amostra são medidas. As concentrações de gás nobre são comparadas com a faixa modelada de concentrações esperadas de gases nobres atmosféricos e radiogênicos. Usando a comparação é determinado se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam do acúmulo abaixo da superfície. A partir das concentrações de gás nobre medidas e da faixa modelada de concentrações esperadas de gases nobres atmosféricos e radiogênicos, a presença, tipo e qualidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície e na razão em volume do hidrocarboneto/água de formação do acúmulo abaixo da superfície são estimados. A presença, tipo e qualidade estimados dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície e a razão em volume de hidrocarboneto/água de formação do acúmulo abaixo da superfície são integrados com as restrições de reflexão císmica em um volume do acúmulo de hidrocarboneto e um volume de água presente no acúmulo de hidrocarboneto, determinando deste modo o volume de hidrocarbonetos presentes no acúmulo abaixo da superfície.

[0050] Ainda em um outro aspecto, um sistema é divulgado para determinar uma presença, tipo, qualidade e volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra de hidrocarboneto do mesmo. O sistema inclui um processador e um meio de armazenagem tangível, legível pela máquina meio de armazenagem legível por máquina que armazena instruções legíveis pela máquina para a execução pelo processador. As instruções legíveis pela máquina incluem código para determinar as concentrações esperadas de gases nobres presentes nas águas de formação, código para modelar um ou mais processos de troca e fracionamento nas concentrações esperadas de gases nobres presentes na amostra, código para medir as concentrações de gases nobres presentes na amostra, código para comparar as concentrações medidas de gases nobres com as concentrações modeladas de gases nobres nas águas de formação, código para determinar, usando a dita comparação, a presença, tipo e qualidade dos hidrocarbonetos presentes abaixo da superfície, e código para determinar se os hidrocarbonetos presentes na amostra origina-se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície.

[0051] Ainda em um outro aspecto, um produto de programa de computador tendo lógica executável por computador registrado em um meio tangível, legível pela máquina, o produto de programa de computador que compreende: código para determinar concentrações esperadas de gases nobres presentes nas águas de formação, código para modelar um ou mais processos de troca e fracionamento nas concentrações esperadas de gases nobres presentes em uma amostra de hidrocarboneto tirada de uma infiltração de hidrocarboneto, código para medir as concentrações de gases nobres presentes na amostra de hidrocarboneto, código para comparar as concentrações medidas de gases nobres com as concentrações modeladas de gases nobres nas águas de formação, código para determinar, usando a dita comparação, uma presença, um tipo e uma qualidade de hidrocarbonetos presentes na amostra de hidrocarboneto, e código para determinar se hidrocarbonetos presentes na amostra de hidrocarboneto origina-se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície.

[0052] Já em um outro aspecto, um método de produzir hidrocarbonetos, que compreende: determinar uma presença, tipo, qualidade e/ou volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra de hidrocarboneto do mesmo, em que a determinação inclui modelar uma concentração inicial de gases nobres atmosféricos presentes na água de formação e contato com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, modificar a concentração inicial modelada que se responsabiliza pelo crescimento para dentro de gases nobres radiogênicos durante o tempo de residência da água de formação, obtendo uma amostra de hidrocarboneto, medindo as concentrações e razões isotópicas de gases nobres atmosférico, derivados do manto e radiogênicos presentes na amostra de hidrocarboneto, comparando as concentrações medidas e razões isotópicas dos gases nobres atmosféricos e dos gases nobres radiogênicos presentes na amostra de hidrocarboneto com as concentrações modeladas modificadas da água de formação para uma pluralidade de processos de troca, determinando uma fonte de hidrocarbonetos presente na amostra de hidrocarboneto, comparando uma assinatura atmosférica de gás nobre medida na fase de hidrocarboneto com a concentração modelada modificada dos gases nobres atmosféricos na água de formação para uma pluralidade de processos de troca, determinando pelo menos um de uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade de hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície; e produzir hidrocarbonetos usando pelo menos um dos tipos, qualidade, razão em volume, e volume do acúmulo abaixo da superfície. Este aspecto é descrito ainda na Patente U.S. No. 61/616.813, que é aqui incorporada na sua totalidade.

[0053] Um composto de hidrocarboneto contém átomos de carbono e hidrogênio, e estará presente como um isótopo estável natural do carbono (12C, 13C) ou hidrogênio (1H, ou 2H frequentemente chamado de deutério ou D). 12C forma 98,93 % do carbono na Terra, enquanto que o 13C forma os 1,07 % remanescentes. Similarmente, a abundância isotópica de 1H na terra é de 99,985 % enquanto que 2H tem uma abundância de 0,015 %. Isotopólogos são compostos com a mesma fórmula química, mas diferem em sua massa molecular com base na qual os isótopos estão presentes na molécula (por exemplo 13C1H3D ou 12C1H4). Os aglomerados de isótipo são isotopólogos em que dois ou more isótopos raros estão presentes em proximidade imediata (isto é, ‘grumos’ isotópicos), e para os quais a ordem molecular dos isótopos é tão importante quanto a sua abundância total. Estas espécies raras têm estabilidades termodinâmicas e taxas distintas de reação com fracionamentos específicos durante a difusão e mistura, e são muito mais diversas do que a espécie isoladamente substituída que é o foco de ramos estabelecidos da geoquímica de isótopo. Os hidrocarbonetos voláteis comuns têm números grandes de isotopólogos estáveis (por exemplo, metano tem 10; etano tem 21; propano tem 36). As medições de uma única espécie de gás, em princípio, produziriam dois ou mais termômetros mutuamente independentes que indicariam a temperatura de “residência” de hidrocarbonetos dentro de um acúmulo abaixo da superfície, de fato determinando a localização de profundidade de um alvo de exploração potencial a partir de uma amostra de infiltração.

[0054] Como um exemplo, uma forma de realização pode incluir um método de determinar uma presença e localização de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra de substância que ocorre naturalmente. De acordo com o método, uma concentração esperada de isotopólogos de uma espécie de hidrocarboneto é determinada. Uma dependência da temperatura esperada de isotopólogos presentes na amostra é modelada usando-se cálculos ab initio de alto nível. Uma assinatura dos isotopólogos presentes na amostra é medida. A assinatura é comparada com a concentração esperada de isotopólogos. Usando a comparação, é determinado se os hidrocarbonetos presentes na amostra originam- se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície. A temperatura de armazenagem no equilíbrio corrente da espécie de hidrocarboneto no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície é determinada. Uma localização do acúmulo abaixo da superfície é determinada.

[0055] Também de acordo com as metodologias e técnicas divulgadas, um método de determinar uma presença e localização de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície é fornecido. De acordo com o método, uma amostra de hidrocarboneto é obtida a partir de uma infiltração. A amostra de hidrocarboneto é analisada para determinar a sua assinatura geoquímica. A análise inclui medir uma distribuição de isotopólogos para uma espécie de hidrocarboneto presente na amostra de hidrocarboneto. Uma distribuição estocástica dos isotopólogos para a espécie de hidrocarboneto é determinada. Um desvio da distribuição medida de isotopólogos a partir da distribuição estocástica dos isotopólogos para a espécie de hidrocarboneto é determinada. A origem da amostra de hidrocarboneto é determinada. Uma temperatura de armazenagem da espécie de hidrocarboneto é determinada quando a origem da amostra de hidrocarboneto é um acúmulo de hidrocarboneto. A partir da temperatura de armazenagem, a localização do acúmulo de hidrocarboneto é determinada.

[0056] De acordo com as metodologias e técnicas aqui divulgadas, um método é fornecido para determinar uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra de substância que ocorre naturalmente. De acordo com o método, uma concentração esperada de isotopólogos de uma espécie de hidrocarboneto é determinada. Uma dependência da temperatura esperada de isotopólogos presentes na amostra é modelada usando cálculos ab initio de alto nível. Uma assinatura isotópica aglomerada dos isotopólogos presentes na amostra é medida. A assinatura isotópica aglomerada é comparada com a concentração esperada de isotopólogos. A mesma é determinada, usando a comparação, se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície, determinando deste modo uma presença do acúmulo abaixo da superfície.

[0057] De acordo com as metodologias e técnicas divulgadas, um sistema de computador é fornecido que é configurado para determinar uma presença e localização de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra de substância que ocorre naturalmente. O sistema de computador inclui um processador e um meio de armazenagem tangível, legível pela máquina que armazena instruções legíveis pela máquina para a execução pelo processador. As instruções legíveis pela máquina incluem: código para determinar uma concentração esperada de isotopólogos de uma espécie de hidrocarboneto; código para a modelagem, usando cálculos ab initio de alto nível, uma dependência da temperatura esperada de isotopólogos presentes na amostra; código para medir uma assinatura isotópica aglomerada dos isotopólogos presentes na amostra; código para comparar a assinatura isotópica aglomerada com a concentração esperada de isotopólogos; e código para determinar, usando a dita comparação, se os hidrocarbonetos presentes na amostra originam-se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície.

[0058] De acordo ainda com mais metodologias e técnicas divulgadas, um método de determinar uma presença e localização de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície e a origem de hidrocarbonetos associados coletados de uma infiltração da superfície é fornecido. De acordo com o método, a modelagem molecular é integrada para determinar a concentração esperada de isotopólogos de uma espécie de hidrocarboneto de interesse. Uma concentração dos isotopólogos da espécie de hidrocarboneto de interesse é medida. A análise da regressão estatística é conduzida para convergir sobre uma constante de equilíbrio dependente da temperatura e uma assinatura isotópica única para as concentrações absolutas medidas para isotopólogos coexistentes múltiplos. Para os hidrocarbonetos coletados a partir da infiltração da superfície, pelo menos um de temperatura de armazenagem, um aspecto geral da fonte, e maturidade térmica da rocha fonte associada com os mesmos são determinados. Este aspecto é descrito ainda na Patente U.S. No. 61/558.822, que é aqui incorporada na sua totalidade.

[0059] Beneficamente, este fluxo de trabalho integrado fornece uma tecnologia com base não sísmica que é capaz de determinar o acúmulo de materialidade do hidrocarboneto. Além disso, este processo fornece a capacidade para detectar a presença, volume, profundidade, e tipo/qualidade do fluido de acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície, que são úteis na exploração de recursos de hidrocarboneto (HC) em cenários de região pouco explorada e extensão de play. O processo fornece uma técnica útil que é barata em relação às tecnologias correntes e pode eficientemente ser utilizado na exploração de hidrocarboneto nos níveis de estágio de trabalho diferentes, da exploração da região ou extensão pouco explorada de plays comprovados para prospectos de alta classificação dentro de plays comprovados. Como um resultado, este processo provê os geocientistas com uma técnica de identificação realçada para acúmulos de hidrocarboneto, enquanto têm uma confiança maior nos acúmulos de hidrocarboneto identificados.

[0060] Além disso, na ausência de interpretações sísmica de reflexão adequadas sobre os volumes de hidrocarboneto ou medição direta de saturação de hidrocarboneto usando ferramentas de registro de desempenho geofísico, as presentes técnicas podem ser utilizadas para fornecer uma tecnologia de pré- perfuração capaz de estimar o volume de acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície e/ou capaz de determinar a profundidade, tipo de fluido (óleo vs. gás), qualidade (por exemplo densidade e composição), e localização de alvos particulares ou acúmulos de hidrocarboneto prospectivos abaixo da superfície. Esta funcionalidade não parece ser fornecida pelas tecnologias convencionais. Vários aspectos das presentes técnicas são descritos ainda nas Figuras de 1 a 4.

[0061] A Figura 1 é um diagrama que ilustra as numerosas fontes abaixo da superfície e caminhos de migração de hidrocarbonetos presentes ou escapando das infiltrações no leito oceânico 100. Os hidrocarbonetos 102 gerados na rocha fonte (não mostrada) migram para cima através das falhas e fraturas 104. Os hidrocarbonetos que migram podem ser aprisionados na rocha reservatório e formar um acúmulo de hidrocarboneto, tal como um acúmulo de gás 106, óleo e gás 108, ou um de hidrato gasoso 110. A infiltração de hidrocarbonetos a partir do acúmulo do hidrato gasoso pode dissolver-se em metano no oceano 112 como mostrado em 114, ou pode permanecer como um hidrato gasoso no leito oceânico 100 como mostrado em 116. Alternativamente, óleo ou gás a partir de reservatório de óleo/gás 108 pode infiltrar dentro do oceano, como mostrado em 118, e formar uma mancha de petróleo 120 na superfície do oceano 122. Uma biopelícula 124 pode se formar em uma localização de infiltração de gás, que vaza do reservatório de gás 106, e pode gerar gases de hidrocarboneto biogênicos enquanto degrada o gás úmido termogênico. Ainda uma outro processo de infiltração de hidrocarboneto é por intermédio de um vulcão de lama 126, que pode formar um óleo espesso 128 sobre a superfície do oceano. Manchas de petróleo no mar 120 e 128 ou gás metano 130 emitido a partir destes são sinais de infiltração de hidrocarboneto que, por sua vez, são sinais de acúmulo possível de hidrocarboneto abaixo da superfície. As assinaturas medidas a partir de cada uma destas infiltrações podem ser analisadas de acordo com as metodologias e técnicas aqui divulgadas para discriminar entre as origens diferentes de hidrocarbonetos encontradas nestas infiltrações. Em particular, as metodologias e técnicas aqui divulgadas podem discriminar entre hidrocarbonetos que migraram diretamente para a superfície sem encontrar um sifão dentro do qual pudesse ser acumulado (por exemplo, uma primeira fonte) e hidrocarbonetos que vazaram de um acúmulo abaixo da superfície (por exemplo, uma segunda fonte). Se a presença e volume de um tal acúmulo de hidrocarboneto podem ser identificados, é possível que os hidrocarbonetos de um tal acúmulo possa ser extraído.

[0062] A Figura 2 é um diagrama de fluxo de um método para determinar a informação a cerca de um acúmulo de hidrocarboneto de acordo com uma forma de realização das presentes técnicas. O diagrama de fluxo 200 representa um método para determinar a partir de uma amostra de infiltração a profundidade e/ou tipo e qualidade do fluido (por exemplo gás vs. óleo, gravidade API do óleo) e/ou volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície. O diagrama de fluxo 200 inclui um estágio de obtenção de amostra, que inclui blocos 202 e 204, seguido por um estágio de análise, que inclui os blocos 206, 208, 210, e seguido por um estágio de captura de hidrocarboneto, que inclui os blocos 212 e 214.

[0063] O estágio de obtenção de amostra, que inclui os blocos 202 e 204, pode ser utilizado para determinar a localização das amostras e obtenção das amostras. No bloco 202, a amostra de hidrocarboneto pode ser localizada. A localização da amostra de hidrocarboneto pode ser com base em uma localização de infiltração conhecida ou determinar uma localização de infiltração através de técnicas conhecidas. Depois, no bloco 204, uma ou mais amostras são obtidas a partir da localização da amostra de hidrocarboneto. Se a localização de hidrocarboneto é uma infiltração, a amostragem dos locais de infiltração pode incluir (i) confirmar a presença de hidrocarbonetos (por exemplo, biogênico, termogênico, abiogênico) na localização da infiltração e (ii) conduzir análise biológica e geoquímica avançada depois da amostragem apropriada. Os métodos de amostragem usados para coletar as amostras de interesse podem incluir gravidade ou amostragem de núcleo na queda de pistão, o uso de submersíveis manipulados, veículos subaquáticos autônomos (AUV) ou veículos remotamente operados (ROV) com dispositivos de amostragem de sondagem, e aparelho de amostragem de gás (incluindo aperto de válvulas e sombreiros). A amostragem também pode incluir a coleta de sedimentos de superfície que circundam a localização da infiltração e coleta de fluidos de dentro do conduíte da infiltração. Uma amostra pode compreender (i) qualquer amostra de superfície, tal como uma amostra de sedimento tirada do leito oceânico ou uma amostra de fluidos infiltrados, (ii) qualquer amostra tirada da coluna de água acima de uma localização de infiltração, ou (iii) qualquer amostra tirada de dentro dos conduítes de infiltração abaixo da superfície. A identificação da presença de hidrocarbonetos pode ser determinada pela análise geoquímica padrão. Isto pode incluir mas não é restrito à intensidade de fluorescência máxima e técnicas de geoquímica molecular padrão tal como cromatografia a gás (GC). Para as amostras da biologia, preservação apropriada deve ser adotada, como é conhecido na técnica. Similarmente, as amostras de gases e/ou óleos que são submetidas à análise de isótopo aglomerado e gás nobre pode ser coletada usando funis ou inserido dentro do conduite de infiltração conectado aos cilindros de amostragem.

[0064] Depois do estágio de obtenção de amostra, um estágio de análise, que inclui os blocos 206, 208, 210, podem ser utilizados para analisar ainda mais as amostras. No bloco 206, as assinaturas moleculares e isotópicas de gases que não de hidrocarboneto (por exemplo, H2S, CO2, N2) e hidrocarbonetos são medidos e a ecologia pode ser caracterizada. Em uma forma de realização, estas medições podem incluir assinaturas de gás nobre e pelo menos uma ou mais das assinaturas de isótopo aglomerado e ecologia. A ecologia pode ser caracterizada via DNA, RNA, análise de lipídeo. Esta medição pode incluir a análise de assinaturas de gás nobre (He, Ne, Ar, Kr e Xe) e o isotopólogo ou assinatura de isótopo aglomerado tanto das moléculas que não hidrocarboneto quanto de hidrocarboneto (em gases, água, ou óleos). Isotopólogos são moléculas que diferem apenas na sua composição isotópica. Isótopos aglomerados são isotopólogos que contêm dois ou mais isótopos raros. A amostra de interesse pode compreender água, óleo, gás natural, sedimentos ou outros tipos de rocha, ou fluidos presentes nos sedimentos, rochas, água ou ar. A medição da abundância de cada isótopo de gás nobre pode ser conduzida seguindo as técnicas de extração padrão usando a espectrometria de massa. A medição da abundância de cada isótopo aglomerado ou isotopólogo pode ser conduzida usando técnicas múltiplas, tais como espectrometria de massa e/ou espectroscopia com base em laser. A ecologia das amostras (por exemplo, sedimento, água do mar, fluidos infiltrados e os semelhantes) pode ser caracterizada através de várias técnicas diferentes. Estas podem incluir mas não são restritas à análise do ácido desoxirribonucléico (DNA), análise do ácido ribonucléico (RNA), (meta) genômica, (meta) proteômica, (meta) transcriptômica, análise de lipídeo, e métodos com base em cultura. A análise pode incluir avaliações tanto (semi) quantitativas (por exemplo, qPCR (reação da cadeia da polimerase quantitativa), sequenciamento da geração seguinte) quanto qualitativas (por exemplo, sequenciamento, microscopia, testes de fenótipo). A análise molecular padrão é conduzida para caracterizar a assinatura orgânica de hidrocarbonetos extraídos da amostra. Isto pode incluir a cromatografia a gás-espectrometria de massa (GC/MS), GC/ GC/MS, cromatografia líquida. A análise inorgânica das amostras também pode ser conduzida. Isto pode incluir mas não é restrito à espectrometria de massa de plasma indutivamente ligado (ICP-MS) e ICP-espectroscopia de emissão ótica. A análise química de gás também pode ser conduzida e pode incluir razão de isótopo - espectrometria de massa e GC.

[0065] No bloco 208, a informação obtida a partir das assinaturas moleculares e isotópicas avançadas, incluindo as assinaturas de gás nobre e assinaturas de isótopo aglomerado de moléculas de hidrocarboneto e que não de hidrocarboneto, e ecologia caracterizada das amostras é integrada com a análise molecular padrão (como definida acima). A integração das assinaturas molecular e isotópica avançadas pode incluir as assinaturas de gás nobre e assinaturas de isótopo aglomerado de moléculas de hidrocarboneto e que não de hidrocarboneto com ecologia caracterizada da amostra, que também pode ser integrada com dados e interpretações geoquímicos convencionais. Estes dados integrados são depois interpretados. Esta interpretação envolve determinar a presença, tipo e qualidade de hidrocarbonetos e/ou profundidade de um acúmulo de hidrocarboneto e/ou volume de um acúmulo de hidrocarboneto. Como um exemplo, os gases nobres podem ser utilizados para determinar o volume do acúmulo de hidrocarboneto, o tipo de hidrocarboneto e a qualidade do óleo são fornecidos na Patente U.S. No. 61/616.813. Visto que os gases e óleos naturais são inicialmente destituídos de gases nobres, a adição destes através da interação com a água de formação fornece informação a respeito das amostras. O impacto desta interação sobre as razões isotópicas e concentrações absolutas dos gases nobres presentes na fase de hidrocarboneto é uma função de três variáveis: (i) a concentração inicial e assinatura isotópica de gases nobres na fase aquosa, (ii) a solubilidade dos gases nobres em água e óleo (a solubilidade dos gases nobres em óleo é controlada pela qualidade do óleo), e (iii) a razão dos volumes de óleo/água, gás/água ou gás/óleo/água.

[0066] A concentração inicial dos gases nobres na fase aquosa antes da interação com quaisquer hidrocarbonetos pode ser acuradamente medida ou estimada. Os gases nobres dissolvem-se em água durante a recarga das águas meteóricas ou na fronteira ar/água para a água do mar. Esta assinatura inicial é portanto dominada pelos gases nobres atmosféricos, a saber 20Ne, 36Ar, 84Kr e 132Xe. A quantidade de gases nobres que dissolvem dentro da fase aquosa obedece a Lei de Henry, que estabelece que a quantidade de gases nobres dissolvida em água é proporcional à pressão parcial dos gases nobres na atmosfera (que varia como uma função da altitude para a recarga de água meteórica). A constante de Henry está diretamente relacionada com a salinidade da fase aquosa e a temperatura ambiente durante a transferência de gases nobres para a água. As águas de formação recarregadas a partir das águas meteóricas na interface ar/solo podem ter um componente adicional de gases nobres derivados da atmosfera desses que são esperados puramente do equilíbrio, “ar em excesso”. Estas influências podem ser submetidas a ajustes (por exemplo, esquemas de correção, tais como aqueles mencionados em Aeschbach-Hertig et al., 2000, por exemplo). Ver, por exemplo, Aeschbach-Hertig, W., Peeters, F., Beyerle, U., Kipfer, R. Palaeotemperature reconstruction from noble gases in ground water taking into account equilibrium eith entrapped air. Nature, 405, 1040-1044, 2000. A assinatura de gás nobre resultante está portanto situada entre água saturada com ar (ASW), água do mar saturada com ar (ASS) e salmoura saturada com ar (ASB) para qualquer temperatura dada. Os gases nobres radiogênicos são depois introduzidos a seguir da recarga através do decaimento radioativo de minerais abaixo da superfície. A concentração dos gases nobres radiogênicos tipicamente aumenta com o aumento do tempo de residência (ou idade) da água de formação. Esta assinatura de gás nobre que se desenvolve na fase aquosa é mudada como um resultado de mistura e interação com outros fluidos.

[0067] As solubilidades dos gases nobres em água foram determinadas para uma faixa de temperaturas diferentes, como é conhecido na técnica (por exemplo, Crovetto et al., 1982; Smith, 1985). Ver, por exemplo, Smith, S. P. Noble gas solubilities in water at high temperature. EOS Transactions of the American Geophysical Union, 66, 397, 1985 e Crovetto, R., Fernandez-Prini, R., Japas, M. L. Solubilities of inert gases and metane in H2O and D2O in the temperature range of 300 to 600K, Journal of Chemical Physics 76(2), 1077-1086, 1982. Similarmente, a solubilidade medida de gases nobres em óleo aumenta com a diminuição da densidade do óleo (Kharaka e Specht, 1988). Ver, por exemplo, Kharaka, Y. K. e Specht, D. K. The solubility of nobles gases in crude oil at 25-100°C. Applied Geochemistry, 3, 137-144, 1988. A troca de gases nobres atmosféricos entre a água de formação e tanto a fase de óleo e/ou hidrocarboneto gasoso pode ocorrer através de vários processos, e o grau de fracionamento induzido por cada um destes processos dá origem a assinaturas diferentes nas fases diferentes. Estes processos podem ser modelados e podem compreender solubilidade em equilíbrio, fracionamento no estilo de Raileigh e despojamento de gás. A troca de gases nobres entre óleo e água pode resultar na fase oleosa desenvolvendo um enriquecimento nos gases nobres pesados (Kr e Xe), e uma depleção associada nos gases nobres leves (He e Ne) em relação à fase aquosa. Isto é por causa da maior solubilidade dos gases nobres mais pesados no óleo do que na água. Ao contrário, a interação de uma fase gasosa com a água pode resultar na fase gasosa tornando-se relativamente enriquecida nos gases nobres mais leves e esgotados nos gases nobres pesados em relação a uma fase aquosa. A magnitude deste fracionamento pode mudar dependendo do processo de troca envolvida e da densidade da fase oleosa.

[0068] Assumindo que uma assinatura abaixo da superfície é preservada durante a migração para a superfície, as fases que interagiram (por exemplo óleo-água, gás- água ou gás-óleo-água) com um hidrocarboneto infiltrado pela medição da concentração de gases nobres na amostra de hidrocarboneto pode ser determinada. Os gases nobres fornecem um traçador conservativo do tipo hidrocarboneto presente abaixo da superfície (óleo vs. gás). O conhecimento da solubilidade dos gases nobres como uma função da densidade do óleo fornece informação adicional a cerca da estimativa da qualidade do óleo quando o hidrocarboneto presente é determinado ser óleo. Finalmente, dado que duas das três variáveis que controlam a troca de gases nobres entre a água e os hidrocarbonetos são conhecidas ou podem ser modeladas, a razão de volume de hidrocarboneto/água dentro de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície pode ser determinada. A partir disto é possível prognosticar quantitativamente o volume de hidrocarboneto presente dentro de um acúmulo abaixo da superfície.

[0069] Além da utilização de gases nobres para determinar o volume do acúmulo de hidrocarboneto, tipo de hidrocarboneto e qualidade do óleo, a geoquímica do isótopo aglomerado pode ser utilizada para determinar a profundidade de um acúmulo de hidrocarboneto. Como um exemplo, a Patente U.S. No. 61/558.822 descreve um processo para determinar a assinatura de isótopo aglomerado de qualquer molécula. A assinatura de isótopo aglomerado de qualquer molécula é uma função de (i) processos populados aleatoriamente independentes da temperatura (por exemplo, distribuição estocástica) e (ii) mudança isotópica de equilíbrio térmico. O último processo é controlado ou dependente da temperatura circundante. A distribuição estocástica de qualquer isotopólogo pode ser determinada a partir de assinaturas de isótopo volumoso da espécie a partir da qual o mesmo deriva. Por exemplo, determinar a distribuição estocástica de isotopólogos para metano requer conhecimento das assinaturas 13C e D do metano. A assinatura isotópica de gases de hidrocarboneto que são armazenados em um acúmulo abaixo da superfície ou que estão presentes nas infiltrações pode refletir a assinatura isotópica do gás gerado a partir da rocha fonte. Como tal, esta assinatura pode ser concomitantemente determinada durante a caracterização dos hidrocarbonetos presentes em uma infiltração e substituída diretamente no cálculo da distribuição estocástica. Pode haver ocasiões, entretanto, quando a assinatura isotópica de gases é alterada pelos processos como mistura com gás biogênico. Em tais casos, os esquemas de correção conhecidos na técnica podem ser usados, tal como Chung et al., (1988). Ver Chung, H. M., Gormly, J. R., e Squires, R. M. Origin of Gaseous Hydrocarbons In Subsurface Environments. Theoretical Considerations of Carbon Isotope Distribution. Chemical Geology 71, 97-103, 1988. O esquema de correção pode ser usado para desconvoluir tais contribuições e atingir a assinatura de isótopo primário inicial que deve ser usado no cálculo da distribuição estocástica.

[0070] A abundância ou enriquecimento aumentados, esperados de qualquer isotopólogo ou isótopo aglomerado dados podem ser modelados ou empiricamente determinados para qualquer temperatura dada. Pela medição das assinaturas de isótopo aglomerado e isotopólogo de uma dada molécula, e através do conhecimento da distribuição estocástica, o enriquecimento das concentrações medidas em relação à distribuição estocástica pode ser usado para determinar a temperatura abaixo da superfície a partir da qual esta molécula é derivada.

[0071] Os hidrocarbonetos que derivam de um acúmulo abaixo da superfície podem reter uma assinatura de isótopo aglomerado que reflete a temperatura na qual os hidrocarbonetos foram armazenados abaixo da superfície. Este controle não cinético das reações de troca isotópica nos isotopólogos de hidrocarbonetos que se originam a partir de um acúmulo abaixo da superfície surge como um resultado dos tempos de residência inerentemente longo dos hidrocarbonetos abaixo da superfície. Através da aplicação de um gradiente geotérmico adequado para a temperatura de armazenagem derivada da assinatura de isótopo aglomerado, a localização (profundidade) abaixo da superfície na qual os acúmulos de hidrocarboneto associados com a infiltração residem pode ser estimada.

[0072] Como um exemplo, a assinatura da ecologia microbiana e de biomarcadores de infiltração de hidrocarboneto pode ser usada para determinar a profundidade de um acúmulo de hidrocarboneto e/ou o volume do acúmulo de hidrocarboneto e/ou o tipo de hidrocarboneto e qualidade do óleo, como descrito na Patente U.S. No. 61/595.394. A ecologia é o estudo das interações entre organismos vivos e o ambiente circundante não vivo. A ecologia microbiana refere-se à ecologia de organismos pequenos como bactérias e archaea. A ecologia inclui parâmetros bióticos como composição da comunidade (por exemplo, quais organismos estão presentes), função comunitária (por exemplo, o que estes organismos estão fazendo), comportamento do organismo, quantidade de organismo e produção metabólica. Adicionalmente, a ecologia inclui parâmetros abióticos como pH, temperatura, pressão e concentrações aquosas de espécies químicas diferentes. Todos ou alguns destes parâmetros podem ser medidos para descrever a ecologia de uma infiltração de hidrocarboneto. As infiltrações que são conectadas aos acúmulos de hidrocarboneto podem ter ecologias diferentes do que as infiltrações que não são conectadas aos acúmulos de hidrocarboneto.

[0073] A ecologia microbiana envolve o uso de técnicas genômicas e com base em cultura para descrever a composição da comunidade, (meta) genômica, (meta) transcriptômica, (meta) proteômica e medições de lipídeo podem ser combinados com medições químicas para determinar a função comunitária. As mudanças na temperatura direcionam mudanças na estrutura e função comunitárias. As mudanças no tipo e volume do hidrocarboneto presente no acúmulo muda a estrutura e função comunitárias. Se uma infiltração é conectada a um acúmulo de hidrocarboneto, estas diferenças ecológicas podem ser refletidas nas amostras adquiridas a partir da infiltração.

[0074] As amostras de sedimento e fluido em uma infiltração de hidrocarboneto e em torno da mesma pode ser coletada e apropriadamente preservada. As mudanças na ecologia destas amostras podem refletir as condições dos acúmulos abaixo da superfície que alimentam, as infiltrações. As amostras de uma infiltração não conectada a um acúmulo de hidrocarboneto pode não conter parâmetros associados com um ambiente de hidrocarboneto quente profundo.

[0075] Depois, no bloco 210, o tipo e qualidade, profundidade e volume do acúmulo de hidrocarboneto obtido da ecologia (por exemplo, ecologia microbiana), assinaturas de isótopo aglomerado e gás nobre e outras análises moleculares padrão podem ser integradas com dados geológicos e geofísicos obtidos das tecnologias de exploração ou avaliação de prospecto convencionais para confirmar a materialidade do acúmulo. Tais tecnologias podem incluir reflexão sísmica, resolução alta da formação de imagem sísmica, acústica, modelagem de vale, e/ou avaliações probabilísticas ou estatísticas. Isto pode incluir determinar a localização abaixo da superfície (tanto profundidade quanto lateral) que um acúmulo de hidrocarboneto reside. As mesmas também podem incluir a confirmação do volume, tipo e qualidade do acúmulo de hidrocarboneto.

[0076] Um método de integração destas fontes diferentes de dados para avaliar a materialidade do hidrocarboneto é através do uso de uma biogeoinformática. A biogeoinformática (por exemplo, matriz biogeoinformática), que é descrita também nas Figuras 3A e 3B, pode incluir informação de armazenagem a cerca das assinaturas geoquímicas junto com outras informações, tais como biológicas e geológicas, por exemplo, para determinar ou identificar as relações entre os dados de calibração e os dados medidos a partir das amostras. Alternativamente, um outro método de integrar estas fontes diferentes de dados para avaliar a materialidade do acúmulo de hidrocarboneto é calibrar as técnicas individuais para fornecer indicadores de uma profundidade, volume, tipo de fluido e/ou qualidade do acúmulo de hidrocarboneto. Este método de calibração pode ser conduzido empiricamente pela comparação de assinaturas do gás nobre, isótopo aglomerado ou de ecologia microbiana para os acúmulos de hidrocarboneto com profundidade, pressão, temperatura, volume, tipo e qualidade de fluido conhecidos. Os dados coletados a partir de uma amostra de interesse de uma infiltração podem ser depois comparados com o conjunto de dados calibrados e integrados com a localização de dados geofísicos e geológicos de interesse para determinar a materialidade do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície. Já um outro método de integrar estas fontes diferentes de dados a partir de uma amostra de interesse para avaliar a materialidade do acúmulo de hidrocarboneto utiliza a sensibilidade de assinaturas de gás nobre, isótopo aglomerado e de ecologia microbiana para processos geológicos e físicos. Ainda como um outro exemplo, os dados podem ser integrados pela combinação do método anteriormente citado para os modelos quantitativos de sensibilidades de gás nobre e isótopo aglomerado para a materialidade do acúmulo de hidrocarboneto com um método de bioinformática para os dados de ecologia microbiana. Depois, a análise da amostra de infiltração de uma localização de interesse para gás nobre, isótopo aglomerado e assinatura de ecologia microbiana pode fornecer informação sobre a presença, profundidade, volume, tipo e/ou qualidade de pelo menos um acúmulo de hidrocarboneto potencial abaixo da superfície. Este método pode ser depois integrado com os dados geofísicos/geológicos disponíveis para a localização específica de interesse para identificar um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

[0077] No bloco 212, uma determinação é feita quer para acessar hidrocarbonetos do acúmulo com base nos dados medidos ou dos dados integrados como fornecido através da biogeoinformática ou os semelhantes. A determinação pode incluir analisar os dados medidos quanto um ou mais do tipo, qualidade, profundidade e volume do acúmulo de hidrocarboneto obtidos de assinaturas da ecologia (por exemplo, ecologia microbiana), isótopo aglomerado e de gás nobre e/ou estes dados integrados com os dados geológicos e geofísicos.

[0078] Depois, os hidrocarbonetos podem ser produzidos a partir do acúmulo de hidrocarboneto com base na determinação, como mostrado no bloco 214. A produção dos hidrocarbonetos pode envolver perfurar um poço para fornecer acesso ao acúmulo de hidrocarboneto. Além disso, a produção pode incluir instalar um instrumento de produção que seja configurada para monitorar e produzir hidrocarbonetos a partir de intervalos de produção que fornecem acesso à formação abaixo da superfície. O instrumento de produção pode incluir uma ou mais unidades para processar e controlar o fluxo de fluidos de produção, tais como hidrocarbonetos e/ou água, da formação. Para acessar os intervalos de produção, o instrumento de produção pode ser ligado a uma árvore e várias válvulas de controle por intermédio de um tubo de produção de controle umbilical, para passar os fluidos da árvore para o instrumento de produção, o tubo de controle para dispositivos hidráulicos ou elétricos, e um cabo de controle para comunicar com outros dispositivos dentro do furo do poço.

[0079] Como mencionado acima, a integração das fontes diferentes de dados para avaliar a materialidade de hidrocarboneto pode ser realizada em uma variedade de maneiras. Um método de integração é através do uso de uma biogeoinformática. A bioinformática é a ciência de armazenar e analisar dados biológicos. A tecnologia de sequenciamento de DNA moderna gera quantidades maciças de dados sustentados pela informação observada e outras medidas. É impraticável armazenar e analisar estes dados sem o uso de computadores. As redes de computador modernas são usadas para armazenar e interrogar estes dados de modo que as técnicas estatísticas multivariadas tais como a análise coordenada de princípio que pode ser usada para identificar e descrever padrões e relações dentro destes conjuntos de dados. A geoinformática ou ciência da informação geográfica usa técnicas computacionais similares para armazenar e investigar dados geográficos, geológicos, geofísicos e geoquímicos. As técnicas da bioinformática e geoinformática pode ser combinada de modo a usar eficazmente os dados geoquímicos e microbiológicos coletados neste fluxo de trabalho.

[0080] Como um exemplo, a Figura 3A é um diagrama de fluxo 300 para integrar a informação a cerca de um acúmulo de hidrocarboneto de acordo com uma forma de realização das presentes técnicas. Neste diagrama de fluxo 300, uma base de dados de biogeoinformática integrada 316 pode ser construída para armazenar e interrogar os tipos que seguem de dados: dados de isótopo aglomerado 306, dados biológicos 304 (por exemplo, dados microbiológicos), dados de gás nobre 308, dados geofísicos 310, dados geoquímicos 312, dados de pressão e temperatura 314 e dados geológicos 302. Os dados geofísicos 310 podem incluir, mas não é limitado a; dados sísmicos, medições de gravidade e/ou dados eletromagnéticos. Os dados geoquímicos 312 podem incluir, mas não são limitados a, concentrações dissolvidas de íons inorgânicos e espécies orgânicas, medições isotópicas, composições moleculares de óleos e gases, e caracterizações de inclusões de fluido. Os dados geológicos 302 podem incluir, mas não são limitados a, informação a cerca das estruturas geológicas e falhas, dados mineralógicos, dados litológicos, dados estratigráficos e dados paleontológicos. Os dados de gás nobre 308 podem incluir a assinatura dos elementos e seus isótopos, como mencionado acima, enquanto que os dados do isótopo aglomerado 306 podem incluir uma assinatura do desvio de uma distribuição estocástica, que também são mencionados acima.

[0081] Os dados biológicos 304 podem incluir ácido nucléico (isto é, DNA e RNA) e sequências de proteína obtidas diretamente de amostras ambientais (por exemplo, água do mar, amostra de infiltração, fluidos de reservatório). Estas sequências podem ser obtidas a partir de uma variedade de plataformas de sequenciamento, que incluem, mas não são limitadas às, tecnologias de sequenciamento de 1a geração (por exemplo, Sanger), da geração seguinte com base na PCR (por exemplo, 454 Roche, Illumina, etc.), e da 3a geração (sequenciamento de molécula única tal como HeliScope, PacBio, etc.) assim como a cromatografia gasosa e líquida ligada com a espectrometria de massa. Os dados biológicos também podem incluir as medidas quantitativas e semi-quantitativas obtidas a partir dos ensaios tais como PCR quantitativa (qPCR), sequenciamento, ensaios de proteína (por exemplo, western blot); assim como avaliações qualitativas tais como aquelas obtidas a partir de observações na natureza ou no laboratório (por exemplo, forma ou cor de um organismo, resposta de um organismo a um estímulo tal como temperatura ou pressão).

[0082] Finalmente, os dados de pressão e temperatura 314 podem incluir as medições de pressão e/ou temperatura a partir de locais in situ (por exemplo dentro do reservatório) usando um ou mais sensores, tais como um de transdutores de pressão e termistores no fundo do poço, por exemplo. Estes dados de pressão e/ou temperatura podem ser usados para calibrar a sensibilidade de outros parâmetros, tais como assinaturas de ecologia, gás nobre ou isótopo aglomerado para as condições ambientais.

[0083] Como um exemplo, o processamento de biogeoinformática é primeiro aplicado a um conjunto de dados compreensivo para identificar padrões ou relações entre a materialidade do acúmulo abaixo da superfície e as respostas de traçador geoquímico e biológico (por exemplo, isótopos aglomerados, ecologia, gases nobres). As respostas a partir de uma amostra de interesse onde dados limitados estão disponíveis podem ser depois comparadas com conjuntos de dados calibrados para identificar similaridades ou padrões entre a amostra de interesse e os conjuntos de dados calibrados. Esta comparação fornece informação adicional para fornecer um mecanismo para a interpretação da materialidade do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra de resposta ou assinatura geoquímicas e biológicas de interesse.

[0084] Todos estes tipos de dados diversos podem ser coletados em uma única base de dados de biogeoinformática 316 onde eles podem ser interrogados usando uma variedade de métodos. Como mostrado no bloco 318, o reconhecimento de padrão pode ser utilizado para interrogar a base de dados biogeoinformática 316. As técnicas de reconhecimento padrão podem incluir algoritmos que podem ser combinados com descrições estatísticas dos dados para encontrar relações entre acúmulos de hidrocarboneto e indicadores de medida conhecidos do tamanho, profundidade, pressão, temperatura e localização destes acúmulos. Uma vez que estas relações tenham sido descritas elas podem ser usadas para explorar quanto aos hidrocarbonetos adicionais. As relações podem ser armazenadas em um modelo como uma caracterização de reservatório, como mostrado no bloco 320.

[0085] Alternativamente, como mencionado acima, um outro método de integrar estas fontes diferentes de dados para avaliar o materialidade do acúmulo de hidrocarboneto é calibrar as técnicas individuais para fornecer indicadores da profundidade, volume, tipo de fluido e/ou qualidade de um acúmulo de hidrocarboneto. Este método de calibração pode ser conduzido empiricamente pela comparação das assinaturas de gás nobre, isótopo aglomerado ou ecologia microbiana para acúmulos de hidrocarboneto com profundidade, pressão, temperatura, volume, tipo e qualidade de fluido conhecidos. Os dados coletados a partir de uma amostra de interesse, tal como a partir de uma infiltração, podem ser depois comparados com o conjunto de dados calibrados e integrados com a localização dos dados geofísicos e geológicos de interesse para determinar a materialidade do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

[0086] Como um exemplo, a calibração empírica pode ser conduzida quando amostras de acúmulos abaixo da superfície estão disponíveis dentro da região de interesse. Estas amostras são caracterizadas pelas suas assinaturas de gás nobre, isótopo aglomerado e ecologia microbiana como para o bloco 206 da Figura 2. Estas assinaturas são depois calibradas para a materialidade do acúmulo abaixo da superfície medida a partir da qual a amostra deriva (por exemplo, profundidade, pressão, temperatura, volume de hidrocarboneto do acúmulo). Uma amostra tirada de uma infiltração em uma localização específica de interesse pode ser depois caracterizada quanto ao gás nobre e pelo menos uma ou mais das assinaturas de isótopo aglomerado e ecologia microbiana. Estas assinaturas podem ser depois comparadas com a calibração empírica para a região de interesse para determinar qualquer materialidade potencial do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície. Depois, os dados integrados com os dados geofísicos/geológicos disponíveis para a localização específica de interesse para identificar um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

[0087] Um outro método de integrar estas fontes diferentes de dados a partir de uma amostra de interesse para avaliar o materialidade do acúmulo de hidrocarboneto utiliza a sensibilidade das assinaturas de gás nobre, isótopo aglomerado e ecologia microbiana para os processos geológicos e físicos. Como um exemplo, as assinaturas de gás nobre, isótopo aglomerado e ecologia microbiana a partir de uma amostra de interesse podem ser comparadas com modelos quantitativos desenvolvidos através de um entendimento da solubilidade, processos de partição, e preferências ecológicas do gás nobre para regimes de temperatura e/ou pressão particulares. Através da comparação de sensibilidades modeladas e assinaturas medidas, a materialidade potencial do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície pode ser determinada a partir de uma amostra de interesse. Estes dados são depois integrados com os dados geofísicos/geológicos disponíveis para a localização específica de interesse para identificar um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

[0088] Já um outro exemplo pode ser desenvolvido através da combinação do método anteriormente citado acima para os modelos quantitativos para as sensibilidade de gás nobre e isótopo aglomerado para a materialidade do acúmulo de hidrocarboneto com um método de bioinformática para os dados da ecologia microbiana. Neste método, a análise de uma amostra, tal como de uma infiltração, de uma localização de interesse para as assinaturas de gás nobre, isótopo aglomerado e ecologia microbiana fornecerá informação sobre a presença, profundidade, volume, tipo e/ou qualidade de pelo menos um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície potencial. Isto é depois integrado com os dados geofísicos/geológicos limitados disponíveis para a localização específica de interesse para identificar um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

[0089] Com o conjunto de dados calibrado, as amostras medidas podem ser comparadas com os dados conhecidos para realçar o processo. Como um exemplo, a Figure 3B é um diagrama de fluxo 350 para integrar o conjunto de dados calibrado com uma amostra medida. Neste diagrama de fluxo 350, uma amostra é obtida, como mencionado no bloco 352. A amostra pode ser analisada para determinar a inclusão da assinatura de isótopo aglomerado, assinatura de gás nobre, assinatura de ecologia, dados biológicos e outros dados geoquímicos. Também, um conjunto de dados calibrado é obtido, como mostrado no bloco 354. O conjunto de dados calibrado inclui dados de várias fontes, que estão associados com profundidade, tipo, qualidade, volume e localização de acúmulos de hidrocarboneto abaixo da superfície conhecidos. O conjunto de dados calibrado pode incluir dados de isótopo aglomerado, dados de gás nobre, e dados de ecologia e também podem incluir dados geofísicos, outros dados geoquímicos, dados de pressão e temperatura, dados biológicos e geológicos.

[0090] No bloco 356, os dados de amostra podem ser comparados com o conjunto de dados calibrado por intermédio da análise estatística da biogeoinformática para determinar as relações entre os dados de amostra e o conjunto de dados calibrado. Depois, os resultados da comparação podem ser fornecidos a um usuário, como mostrado no bloco 358. O usuário pode usar os resultados para estimar a localização profundidade, tipo, qualidade, volume e localização do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície. A seguir disto uma determinação é feita para avaliar os hidrocarbonetos do acúmulo com base na comparação, como mencionado no bloco 212, e os hidrocarbonetos podem ser produzidos, como mencionado no bloco 214. Os blocos 212 e 214 podem ser realizados em uma maneira mencionada acima na Figura 2.

[0091] Em uma ou mais formas de realização, uma variedade de fontes de amostra pode ser caracterizada quanto às assinaturas de ecologia e molecular e isotópica avançadas, que podem realçar o desenvolvimento, melhora, e otimização das ferramentas para exploração. Estas amostras podem incluir, fluidos produzidos a partir dos instrumentos de operação, amostras de sedimento e água do mar próximas e em certas distâncias de uma infiltração. Os dados gerados podem estabelecer os marcadores de interesse (por exemplo, os marcadores para a qualidade do hidrocarboneto ou temperatura do reservatório) e diminuir as incertezas associadas com a exploração de reservatórios não conhecidos.

[0092] A Figura 4 é um diagrama de bloco de um sistema de computador 400 que pode ser usado para realizar qualquer um dos métodos aqui divulgados. Uma unidade de processamento central (CPU) 402 é ligada ao sistema bus 404. A CPU 402 pode ser qualquer CPU de uso geral, embora outros tipos de arquiteturas de CPU 402 (ou outros componentes do sistema 400 exemplar) podem ser usados contanto que a CPU 402 (e outros componentes do sistema 400) suportem as operações inventivas como aqui descritas. A CPU 402 pode executar as várias instruções lógicas de acordo com aspectos e metodologias divulgados. Por exemplo, a CPU 402 pode executar as instruções ao nível de máquina para realizar o processamento de acordo com os aspectos e metodologias aqui divulgados.

[0093] O sistema de computador 400 também pode incluir componentes de computador tais como uma memória de acesso aleatório (RAM) 406, que pode ser SRAM, DRAM, SDRAM, ou os semelhantes. O sistema de computador 400 também pode incluir memória apenas de leitura (ROM) 408, que pode ser PROM, EPROM, EEPROM, ou os semelhantes. RAM 406 e ROM 408 guarda dados do usuário e do sistema e programas, como é conhecido na técnica. O sistema de computador 400 também pode incluir um adaptador de entrada/saída (I/O) 410, um adaptador de comunicações 422, um adaptador de interface do usuário 424, e um adaptador de monitor 418. O adaptador I/O 410, o adaptador da interface do usuário 424, e/ou adaptador de comunicações 422 podem, em certos aspectos e técnicas, permitir que um usuário interaja com o sistema de computador 400 para introduzir informação.

[0094] O adaptador I/O 410 preferivelmente conecta um dispositivo(s) de armazenagem 412, tal como um ou mais de disco rígido, unidade de disco compacto (CD), unidade de disquete, unidade de fita, etc. ao sistema de computador 400. O(s) dispositivo(s) de armazenagem pode(m) ser usado(s) quando RAM 406 é insuficiente para as exigências de memória associadas com os dados de armazenagem para as operações das formas de realização das presentes técnicas. A armazenagem de dados do sistema de computador 400 pode ser usado para armazenar informação e/ou outros dados usados ou gerados como aqui divulgados. O adaptador de comunicações 422 pode ligar o sistema de computador 400 a uma rede (não mostrada), que pode permitir que a informação seja introduzida e/ou saída do sistema 400 por intermédio da rede (por exemplo, uma rede de área ampla, uma rede de área local, uma rede sem fio, qualquer combinação dos precedentes). O adaptador da interface do usuário 424 liga dispositivos de entrada do usuário, tais como um teclado 428, um dispositivo de indicação 426, e os semelhantes, ao sistema de computador 400. O adaptador de monitor 418 é acionado pela CPU 402 para controlar, através de um driver de monitor 416, o monitor em um dispositivo de monitor 420. A informação e/ou representações de um ou mais telas 2D e uma ou mais janelas 3D podem ser demonstradas, de acordo com os aspectos e metodologias divulgados.

[0095] A arquitetura do sistema 400 pode ser variada como desejado. Por exemplo, qualquer dispositivo com base em processador adequado pode ser usado, incluindo sem limitação computadores pessoais, computadores de laptop, estações de trabalho computadorizadas, e servidores de multi-processadores. Além disso, as formas de realização podem ser implementadas na aplicação de circuitos integrados específicos (ASICs) ou circuitos integrados de escala muito grande (VLSI). De fato, as pessoas de habilidade comum na técnica podem usar qualquer número de estruturas adequadas capazes de executar operações lógicas de acordo com as formas de realização.

[0096] Em uma ou mais formas de realização, o método das Figuras 2, 3A ou 3B pode ser implementado em lógica legível por máquina, conjunto de instruções ou código que, quando executados, realizam um método para determinar e/ou estimar a presença e informação, tal como profundidade, tipo, qualidade, volume e localização do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície de uma amostra relacionada com o mesmo. O código pode ser usado ou executado com um sistema de computação tal como o sistema de computação 400.

[0097] Em outras formas de realização, o método mencionado acima pode ser utilizado para realizar as atividades de produção de hidrocarboneto, tais como extração de hidrocarbonetos de uma formação, região, ou reservatório abaixo da superfície. Um método de produzir hidrocarbonetos do reservatório abaixo da superfície pode incluir prognosticar a presença e/ou volume de hidrocarbonetos na região abaixo da superfície que são prognosticados de acordo com as metodologias e técnicas aqui divulgadas. Depois, o acúmulo de hidrocarbonetos pode ser acessado pela perfuração de um furo de poço até a localização abaixo da superfície. A perfuração do furo de poço pode incluir técnicas conhecidas e o uso de equipamento de perfuração de petróleo. Uma vez que o poço é completado, a produção de hidrocarboneto é conduzida para remover e/ou de outro modo produzir hidrocarbonetos a partir da região abaixo da superfície. Outras atividades de controle de hidrocarboneto podem ser realizadas de acordo com princípios conhecidos.

[0098] Os exemplos ilustrativos, não exclusivos dos métodos e produtos de acordo com a presente divulgação são apresentados nos parágrafos não numerados que seguem. Está dentro do escopo da presente divulgação que uma etapa individual de um método aqui citado, incluindo nos parágrafos numerados que seguem, pode ser adicional ou alternativamente aludida como uma “etapa para” realizar a ação citada.

[0099] Uma ou mais formas de realização exemplares são descritas abaixo nos parágrafos que seguem.

[00100] Um método de determinar uma presença, tipo, qualidade e/ou volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra relacionada com o mesmo, o método compreendendo:

[00101] obter dados da amostra de infiltração associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, em que os dados de amostra compreendem dois ou mais de uma assinatura de gás nobre da amostra, uma assinatura de isótopo aglomerado da amostra e uma assinatura de ecologia da amostra;

[00102] identificar uma ou mais relações entre as duas ou mais obtidas da assinatura de gás nobre; da assinatura de isótopo aglomerado e da assinatura de ecologia, em que as relações identificadas dizem respeito à materialidade do acúmulo de hidrocarboneto; e

[00103] armazenar as relações identificadas e os dados de amostra na memória.

[00104] 2. O método do parágrafo 1, em que a identificação de uma ou mais relações está fundamentada em uma ou mais de uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma profundidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície.

[00105] 3. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 2, que compreende ainda:

[00106] obter um ou mais de dados geológicos, dados biológicos e dados geofísicos associados com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície;

[00107] identificar uma ou mais relações entre as duas ou mais da assinatura de gás nobre; a assinatura de isótopo aglomerado e a assinatura de ecologia obtidas e o um ou mais de dados geológicos, dados biológicos e dados geofísicos; e

[00108] armazenar as relações identificadas e o um ou mais de dados geológicos, dados biológicos e dados geofísicos na memória.

[00109] 4. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 3, em que identificar uma ou mais relações compreende comparar os dois ou mais da assinatura de gás nobre; da assinatura de isótopo aglomerado e da assinatura de ecologia com um conjunto de dados de calibração que compreende dois ou mais de assinaturas de gás nobre; assinaturas de isótopo aglomerado e assinaturas de ecologia para o acúmulo abaixo da superfície conhecido.

[00110] 5. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 3, em que identificar uma ou mais relações compreende comparar os dois ou mais da assinatura de gás nobre; da assinatura de isótopo aglomerado e da assinatura de ecologia com modelos quantitativos.

[00111] 6. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 3, em que identificar uma ou mais relações compreende usar um arcabouço de biogeoinformática.

[00112] 7. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 6, que compreende

[00113] obter uma amostra de infiltração associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e determinar a assinatura de gás nobre da amostra, em que a determinação da assinatura de gás nobre compreende: medir ou modelar uma concentração inicial de gases nobres atmosféricos presentes na água de formação em contato com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; modificar a concentração inicial medida/modelada que se responsabiliza pelo crescimento para dentro de gases nobres radiogênicos durante o tempo de residência da água de formação; medir as concentrações e razões isotópicas de gases nobres atmosféricos e gases nobres radiogênicos presentes na amostra; comparar as concentrações medidas e razões isotópicas dos gases nobres atmosféricos e dos gases nobres radiogênicos presentes na amostra com as concentrações medidas/modificadas modeladas da água de formação para uma pluralidade de processos de troca; determinar uma fonte de hidrocarbonetos presente na amostra; comparar uma assinatura atmosférica de gás nobre medida na fase de hidrocarboneto com a concentração medida/modificada modelada dos gases nobres atmosféricos na água de formação para a pluralidade de processos de troca; e determinar pelo menos um de uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície.

[00114] 8. O método do parágrafo 7, em que a pluralidade de processos de troca incluem pelo menos uma das leis da solubilidade em equilíbrio calibradas para refletir as condições no acúmulo abaixo da superfície, fracionamento no estilo de Raileigh para representar a desgaseificação de uma fase oleosa, e o despojamento de gás para representar enriquecimento em uma fase gasosa.

[00115] 8A. O método do parágrafo 8, em que as condições incluem pelo menos um de temperatura, pressão, salinidade da água de formação e densidade do óleo do reservatório.

[00116] 9 . O método do parágrafo 7, em que os gases nobres incluem pelo menos um de hélio (He), neônio (Ne), argônio (Ar), criptônio (Kr), e xenônio (Xe).

[00117] 10. O método do parágrafo 7, em que as razões isotópicas incluem uma razão de Kr para Ar, que pode incluir a razão de Kr para Ar como uma razão de 84Kr/36Ar.

[00118] 11. O método do parágrafo 7, em que as razões isotópicas incluem uma razão de Xe para Ar, que pode incluir a razão de Xe para Ar como uma razão de 132Xe/36Ar.

[00119] 12. O método do parágrafo 7, em que as razões isotópicas incluem uma razão de Ne para Ar, que pode incluir a razão de criptônio para argônio que é uma razão de 20Ne/36Ar.

[00120] 13. O método do parágrafo 7, em que determinar uma fonte de hidrocarbonetos presente na amostra compreende determinar se os hidrocarbonetos presentes na amostra originam-se diretamente de uma rocha fonte, ou escaparam de um acúmulo abaixo da superfície.

[00121] 14. O método do parágrafo 7, que compreende ainda produzir hidrocarbonetos com base em pelo menos uma da presença, tipo, qualidade, razão de volume de hidrocarboneto/água, e do volume do acúmulo abaixo da superfície determinados.

[00122] 15. O método do parágrafo 7, em que a concentração inicial é modelada para refletir uma salinidade do fluido e temperatura de troca durante a recarga/troca com a atmosfera.

[00123] 16. O método do parágrafo 7, em que a amostra compreende um de água, óleo, gás natural, sedimentos, rocha, fluidos presentes em sedimentos, fluidos dos poros da rocha, e fluidos aprisionados nas inclusões de fluido.

[00124] 17. O método do parágrafo 7, que compreende ainda caracterizar o risco de gás que não de hidrocarboneto associado com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

[00125] 18. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 6, em que determinar a assinatura de gás nobre compreende: analisar a amostra de infiltração para determinar uma assinatura geoquímica da amostra; determinar uma concentração inicial de gases nobres atmosféricos presentes na água de formação em contato com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; modelar o crescimento para dentro de gases nobres radiogênicos para modificar a concentração inicial para os tempos de residência da dada água de formação; determinar um tempo de residência da água de formação; determinar um grau de interação com uma fase de hidrocarboneto; determinar a origem da amostra; determinar pelo menos um de uma presença, tipo, qualidade e razão de volume de hidrocarboneto/água quando a origem da amostra é um acúmulo de hidrocarboneto; e a partir da razão de volume de hidrocarboneto/água, determinar o volume do acúmulo de hidrocarboneto.

[00126] 19. O método do parágrafo 16, em que os gases nobres incluem pelo menos um de hélio (He), neônio (Ne), argônio (Ar), criptônio (Kr), e xenônio (Xe).

[00127] 20. O método do parágrafo 18, em que as razões isotópicas incluem pelo menos uma de 84Kr/36Ar, 132Xe/36Ar, e 20Ne/36Ar.

[00128] 21. O método do parágrafo 18, em que determinar a origem da amostra de hidrocarboneto compreende determinar se os hidrocarbonetos presentes na amostra de hidrocarboneto originam-se diretamente de uma rocha fonte, ou escaparam de um acúmulo abaixo da superfície.

[00129] 22. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 6, que compreende obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e determinar a assinatura de gás nobre da amostra, em que determinar a assinatura de gás nobre compreende: determinar uma concentração inicial de gases nobres atmosféricos presentes junto com uma espécie de hidrocarboneto; modelar uma faixa de concentrações esperadas de gases nobres atmosféricos e radiogênicos presentes na amostra para uma faixa dos tempos de residência e para vários graus de interação entre a água de formação e uma fase de hidrocarboneto; medir as concentrações e razões isotópicas de gases nobres presentes na amostra; comparar as concentrações de gás nobre medidas com a faixa modelada de concentrações esperadas de gases nobres atmosféricos e radiogênicos; determinar, usando a comparação, se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam do acúmulo abaixo da superfície; estimar, a partir das concentrações de gás nobre medidas e a faixa modelada de concentrações esperadas de gases nobres atmosféricos e radiogênicos, a presença, tipo e qualidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície e a razão em volume de hidrocarboneto/água de formação do acúmulo abaixo da superfície; e integrar a presença, tipo e qualidade estimados de hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície e a razão em volume de hidrocarboneto/água de formação do acúmulo abaixo da superfície com restrições de reflexão sísmica em um volume do acúmulo de hidrocarboneto e um volume de água presente no acúmulo de hidrocarboneto, determinando deste modo o volume dos hidrocarbonetos presentes no acúmulo abaixo da superfície.

[00130] 23. O método do parágrafo 22, em que os gases nobres incluem pelo menos um de hélio (He), neônio (Ne), argônio (Ar), criptônio (Kr), e xenônio (Xe).

[00131] 24. O método do parágrafo 22, em que as razões isotópicas incluem pelo menos uma de 84Kr/36Ar, 132Xe/36Ar, e 20Ne/36Ar.

[00132] 25. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 6, que compreende obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e determinar a assinatura de gás nobre da amostra, em que determinar a assinatura de gás nobre compreende: utilizar um processador e um meio de armazenagem tangível, legível pela máquina que armazene instruções legíveis pela máquina para a execução pelo processador, em que as instruções legíveis pela máquina incluem código para determinar concentrações esperadas de gases nobres presentes nas águas de formação, código para a modelagem de um ou mais processos de troca e fracionamento nas concentrações esperadas de gases nobres presentes na amostra, código para medir as concentrações de gases nobres presentes na amostra, código para comparar as concentrações medidas de gases nobres com as concentrações modeladas de gases nobres nas águas de formação, código para determinar, usando a dita comparação, a presença, tipo e qualidade de hidrocarbonetos presentes abaixo da superfície, e código para determinar se os hidrocarbonetos presentes na amostra originam-se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra de infiltração escaparam de um acúmulo abaixo da superfície.

[00133] 26. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 6, que compreende obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e determinar a assinatura de gás nobre da amostra, em que determinar a assinatura de gás nobre compreende: utilizar um produto de programa de computador tendo lógica executável por computador registrada em um meio tangível, legível pela máquina, o produto de programa de computador compreendendo: código para determinar as concentrações esperadas de gases nobres presentes nas águas de formação, código para a modelagem de um ou mais processos de troca ou fracionamento nas concentrações esperadas de gases nobres presentes em uma amostra de hidrocarboneto tirada de uma infiltração de hidrocarboneto, código para medir as concentrações de gases nobres presentes na amostra de infiltração de hidrocarboneto, código para comparar as concentrações medidas de gases nobres com as concentrações modeladas de gases nobres nas águas de formação, código para determinar, usando a dita comparação, uma presença, tipo e uma qualidade dos hidrocarbonetos presentes na amostra de hidrocarboneto, e código para determinar se os hidrocarbonetos presentes na amostra de hidrocarboneto originam-se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície.

[00134] 27. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 26, que compreende obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e determinar a assinatura de isótopo aglomerado da amostra em que determinar a assinatura de isótopo aglomerado da amostra compreende: determinar uma concentração esperada de isotopólogos de uma espécie de hidrocarboneto; modelar, usando cálculos ab initio de alto nível, uma dependência da temperatura esperada de isotopólogos presentes na amostra; medir uma assinatura isotópica aglomerada dos isotopólogos presentes na amostra; comparar a assinatura isotópica aglomerada com a concentração esperada de isotopólogos; determinar, usando a dita comparação, se os hidrocarbonetos presentes na amostra originam-se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície; determinar a temperatura de armazenagem no equilíbrio corrente da espécie de hidrocarboneto no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície; e determinar uma localização do acúmulo abaixo da superfície.

[00135] 28. O método do parágrafo 27, em que determinar uma concentração esperada de isotopólogos inclui determinar uma distribuição estocástica de isotopólogos da espécie de hidrocarboneto para uma dada assinatura isotópica volumosa para a espécie.

[00136] 29. O método do parágrafo 28, que compreende ainda: onde a dada assinatura isotópica volumosa da espécie de hidrocarboneto foi alterada a partir dos processos de troca de isótopo secundários ou da mistura, aplicando um esquema de correção para chegar em uma assinatura isotópica primária inicial representativa do que foi produzido a partir da rocha fonte.

[00137] 30. O método do parágrafo 27, em que a localização compreende uma profundidade.

[00138] 31. O método do parágrafo 29, em que determinar uma localização inclui aplicar um gradiente térmico para uma temperatura de armazenagem em equilíbrio do acúmulo abaixo da superfície.

[00139] 32. O método do parágrafo 27, que compreende ainda determinar uma localização precisa do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície usando um a técnica de formação de imagem geofísica.

[00140] 33. O método do parágrafo 36, em que a técnica de formação de imagem geofísica é a reflexão sísmica.

[00141] 34. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 26, que compreende obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e determinar a assinatura de isótopo aglomerado da amostra, em que determinar a assinatura de isótopo aglomerado da amostra compreende: obter uma amostra de hidrocarboneto de uma infiltração; analisar a amostra de hidrocarboneto para determinar a sua assinatura geoquímica, a dita análise incluindo medir uma distribuição de isotopólogos para uma espécie de hidrocarboneto presente na amostra de hidrocarboneto; determinar uma distribuição estocástica dos isotopólogos para a espécie de hidrocarboneto; determinar um desvio da distribuição medida de isotopólogos a partir da distribuição estocástica dos isotopólogos para a espécie de hidrocarboneto; determinar uma origem da amostra de hidrocarboneto; determinar uma temperatura de armazenagem da espécie de hidrocarboneto quando a origem da amostra de hidrocarboneto é um acúmulo de hidrocarboneto; e a partir da temperatura de armazenagem, determinar a localização do acúmulo de hidrocarboneto.

[00142] 35. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos de 1 a 34, obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e caracterizar a assinatura de ecologia da amostra, em que caracterizar a assinatura de ecologia da amostra compreende: usar uma primeira pluralidade de análises para determinar uma estrutura comunitária de uma ecologia da amostra; usar uma segunda pluralidade de análises para determinar uma função comunitária da ecologia da amostra; usar a estrutura comunitária e a função comunitária para determinar se a ecologia da amostra se iguala com uma ecologia característica de um sistema de hidrocarboneto; e quando a ecologia da amostra se iguala com a ecologia característica, identificar a amostra como parte de um sistema de hidrocarboneto associada com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície.

[00143] 35A. O método do parágrafo 35, em que a amostra é obtida a partir do sedimento próximo a uma infiltração de hidrocarboneto.

[00144] 36. O método do parágrafo 35, em que a infiltração de hidrocarboneto é uma infiltração abaixo do nível do mar.

[00145] 37. O método do parágrafo 35, em que a amostra é obtida a partir do sedimento em área sem nenhuma infiltração de hidrocarboneto.

[00146] 38. O método do parágrafo 35, em que a amostra é obtida a partir do sedimento em uma área próxima de uma paleo-infiltração.

[00147] 39. O método do parágrafo 35, em que a amostra é obtida a partir de uma coluna de água acima de uma infiltração de hidrocarboneto.

[00148] 40. O método do parágrafo 35, em que a amostra é obtida a partir de uma amostra de núcleo de perfuração.

[00149] 41. O método do parágrafo 35, em que a amostra é obtida a partir de fluidos de reservatório produzidos.

[00150] 42. O método do parágrafo 35, em que a amostra é uma primeira amostra, e que compreende ainda: obter a segunda e terceira amostras de dois de sedimento próximo a uma infiltração de hidrocarboneto, sedimento em uma área sem nenhuma infiltração de hidrocarboneto, sedimento próximo a uma paleo- infiltração, uma coluna de água acima de uma infiltração de hidrocarboneto, uma amostra de núcleo de perfuração, e fluidos de reservatório produzidos; usando a primeira pluralidade de análises para determinar uma estrutura comunitária de uma ecologia de cada uma das amostras; usando a segunda pluralidade de análises para determinar uma função comunitária da ecologia de cada uma das amostras; usando a estrutura comunitária e a função comunitária para determinar se a ecologia de cada uma das amostras se iguala com uma característica prevista de um sistema de hidrocarboneto; e quando a ecologia de cada uma das amostras se iguala com a característica prevista, identificar a amostra como parte do sistema de hidrocarboneto.

[00151] 43. O método do parágrafo 35, que compreende ainda preservar as amostra obtidas em uma temperatura a menos 60 graus Celsius ou mais baixa.

[00152] 44. O método do parágrafo 43, em que a temperatura está a cerca de -80 graus Celsius ou mais baixa.

[00153] 45. O método do parágrafo 35, em que a primeira pluralidade de análises para determinar a estrutura comunitária da ecologia da amostra incluem um ou mais de análise de DNA, análise de RNA, metagenômicos, proteômicos, transcriptômicos, e análise de lipídeo.

[00154] 46. O método do parágrafo 35, em que a segunda pluralidade de análises para determinar a função comunitária da ecologia da amostra inclui três ou mais de análise de DNA, metagenômicos, proteômicos, transcriptômicos, fenótipos, metabólitos, geoquímica orgânica, geoquímica inorgânica, e análise de lipídeo.

[00155] 47. O método do parágrafo 35, que compreende ainda usar a ecologia da amostra para determinar um aspecto do sistema de hidrocarboneto.

[00156] 48. O método do parágrafo 47, em que o aspecto do sistema de hidrocarboneto é um de pressão, temperatura, salinidade, volume de reservatório, e tipo de hidrocarboneto.

[00157] 49. O método do parágrafo 35, em que o sistema de hidrocarboneto compreende um reservatório de hidrocarboneto abaixo da superfície com infiltração para um leito oceânico por intermédio de uma falha ou zona de fratura.

[00158] 50. O método do parágrafo 35, em que o sistema de hidrocarboneto compreende um reservatório de hidrocarboneto abaixo da superfície com infiltração capilar para um leito oceânico.

[00159] 51. O método do parágrafo 35, em que o sistema de hidrocarboneto compreende uma região de rocha fonte sem um reservatório.

[00160] 52. O método do parágrafo 35, em que o sistema de hidrocarboneto compreende um de um depósito de xisto betuminoso, um depósito de gás de xisto, e um depósito de areias betuminosas.

[00161] 53. O método de qualquer um dos parágrafos de 1 a 52, em que a materialidade do acúmulo de hidrocarboneto está fundamentada em pelo menos um de: uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma profundidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície.

Claims

1. Método de determinar uma presença e estimar uma qualidade e/ou volume de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície a partir de uma amostra relacionada com o mesmo, o método caracterizado pelo fato de que compreende: obter uma amostra associada com uma infiltração do acúmulo de hidrocarboneto; obter dados da amostra associada com a amostra, em que os dados de amostra compreende dois ou mais dentre uma assinatura de gás nobre da amostra, uma assinatura de isótopo de hidrocarboneto aglomerado da amostra, e uma assinatura de ecologia da amostra; usar uma estrutura de biogeoinformática para identificar uma ou mais relações entre as duas ou mais da assinatura de gás nobre, da assinatura de isótopo de hidrocarboneto aglomerado e da assinatura de ecologia obtidas, em que as relações identificadas dizem respeito à materialidade do acúmulo de hidrocarboneto; e em que identificar uma ou mais relações compreende comparar os dois ou mais da assinatura de gás nobre, assinatura de isótopo de hidrocarboneto aglomerado e a assinatura de ecologia com um conjunto de dados de calibração que compreende dois ou mais de assinaturas de gás nobre, assinaturas de isótopo de hidrocarboneto aglomerado e assinaturas de ecologia para acúmulo abaixo da superfície conhecido, e em que a estrutura de biogeoinformática utiliza dados de pressão e/ou temperatura para calibrar os dois ou mais de assinaturas de gás nobre, assinaturas de isótopo de hidrocarboneto aglomerado e assinaturas de ecologia ; usar a relação identificada para determinar a qualidade dos hidrocarbonetos e/ou volume de hidrocarbonetos no acúmulo de hidrocarbonetos abaixo da superfície; e determinar se o acesso de hidrocarbonetos do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície com base pelo menos em parte de uma qualidade determinada de hidrocarbonetos e /ou volume de hidrocarbonetos no acúmulo de hidrocarbonetos abaixo da superfície.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda usar as relações identificadas para determinar uma profundidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície ou uma razão de volume de hidrocarboneto/ água no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda: obter um ou mais de dados geológicos, dados biológicos, e dados geofísicos associados com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; identificar uma ou mais relações entre as duas ou mais da assinatura de gás nobre, a assinatura de isótopo de hidrocarboneto aglomerado, e a assinatura de ecologia obtidas e o um ou mais de dados geológicos, dados biológicos, e dados geofísicos.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que identificar uma ou mais relações compreende comparar os dois ou mais da assinatura de gás nobre, a assinatura de isótopo aglomerado e a assinatura de ecologia com modelos quantitativos.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda: determinar a assinatura de isótopo de hidrocarboneto aglomerado da amostra, em que determinar a assinatura de isótopo de hidrocarboneto aglomerado compreende: determinar uma concentração esperada de isotopólogos de uma espécie de hidrocarboneto da amostra; modelar, usando cálculos ab initio de alto nível, uma dependência da temperatura esperada de isotopólogos presentes na amostra; medir uma assinatura isotópica de hidrocarboneto aglomerado dos isotopólogos presentes na amostra; comparar a assinatura isotópica de hidrocarboneto aglomerado com a concentração esperada de isotopólogos; usar a dita comparação para determinar um ou mais dentre se hidrocarbonetos presentes na amostra originam-se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo abaixo da superfície; a temperatura de armazenagem no equilíbrio corrente da espécie de hidrocarboneto no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície; e uma localização do acúmulo abaixo da superfície.

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que determinar uma concentração esperada de isotopólogos inclui determinar uma distribuição estocástica de isotopólogos da espécie de hidrocarboneto para uma dada assinatura isotópica volumosa para a espécie.

7. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a localização compreende uma profundidade.

8. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que determinar uma localização inclui aplicar um gradiente térmico a uma temperatura de armazenagem de equilíbrio do acúmulo abaixo da superfície.

9. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que compreende ainda determinar uma localização precisa do acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície usando uma técnica de formação de imagem geofísica.

10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a técnica de formação de imagem geofísica é a reflexão sísmica.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda: caracterizar a assinatura de ecologia da amostra, em que caracterizar a assinatura de ecologia compreende: usar uma primeira pluralidade das análises para determinar uma estrutura comunitária da amostra; usar uma segunda pluralidade de análises para determinar uma função comunitária da amostra; usar a estrutura comunitária e a função comunitária para determinar uma ecologia da amostra; determinar se a ecologia da amostra se iguala com uma ecologia característica de um sistema de hidrocarboneto que está associado com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; e quando a ecologia da amostra se iguala com a ecologia característica, identificar a amostra como parte do sistema de hidrocarboneto.

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a primeira pluralidade de análises para determinar a estrutura comunitária da amostra inclui um ou mais de análise de DNA, análise de RNA, metagenômicos, proteômicos, transcriptômicos, e análise de lipídeo.

13. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a segunda pluralidade de análises para determinar a função comunitária da amostra inclui três ou mais de análise de DNA, metagenômicos, proteômicos, transcriptômicos, fenótipos, metabólitos, geoquímica orgânica, geoquímica inorgânica, e análise de lipídeo.

14. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda: determinar a assinatura de gás nobre da amostra, em que determinar a assinatura de gás nobre compreende: medir ou modelar uma concentração inicial de gases nobres atmosféricos presentes na água de formação em contato com uma infiltração associada com o acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície; modificar a concentração inicial medida/modelada que se responsabiliza pelo crescimento para dentro de gases nobres radiogênicos durante o tempo de residência da água de formação; medir as concentrações e razões isotópicas de gases nobres atmosféricos e gases nobres radiogênicos presentes na amostra; e comparar as concentrações medidas e razões isotópicas dos gases nobres atmosféricos e dos gases nobres radiogênicos presentes na amostra para as concentrações medidas/ modeladas modificadas da água de formação para uma pluralidade de processos de troca; comparar uma assinatura atmosférica de gás nobre medida na fase de hidrocarboneto com a concentração medida/modelada modificada dos gases nobres atmosféricos na água de formação para a pluralidade de processos de troca; e usar a comparação para determinar pelo menos um de uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo de hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que determinar uma fonte de hidrocarbonetos presente na amostra compreende determinar se os hidrocarbonetos presentes na amostra originam-se diretamente de uma rocha fonte, ou escaparam de um acúmulo abaixo da superfície.

16. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda produzir hidrocarbonetos com base em pelo menos um do tipo, qualidade, razão de volume de hidrocarboneto/água, e o volume do acúmulo abaixo da superfície determinados.

17. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a amostra compreende um de água, óleo, gás natural, sedimentos, rocha, fluidos presentes nos sedimentos, fluidos dos poros da rocha, e fluidos aprisionados nas inclusões de fluido.

18. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a materialidade do acúmulo de hidrocarboneto está fundamentada em pelo menos um de: uma presença de um acúmulo de hidrocarboneto abaixo da superfície, um tipo de hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma qualidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma profundidade dos hidrocarbonetos no acúmulo abaixo da superfície, uma razão de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo abaixo da superfície antes de escapar para a superfície, e um volume do acúmulo abaixo da superfície.