BRPI0807264A2 - "método de análise geoquimica para determinar o volume de componentes de matéria orgânica e método para determinar o volume de matéria orgânica" - Google Patents

Description

I "MÉTODO DE ANÁLISE GEOQUÍMICA PARA DETERMINAR O VOLUME DE COMPONENTES DE MATÉRIA ORGÂNICA E MÉTODO PARA DETERMINAR O VOLUME DE MATÉRIA ORGÂNICA".

Campo da invenção 5 Esta invenção se relaciona com a análise geoquímica de amostras de rocha de reservatório obtidas de amostras de núcleo existentes ou durante operações de perfuração para caracterizar a matéria orgânica para gerenciar a perfuração e produção de hidrocarbonetos do reservatório. 10 Antecedentes da invenção

O propósito da caracterização de reservatório de óleo é prover uma descrição detalhada da rocha, espaço poroso, e sistema de fluido tal que o comportamento do reservatório seja sob a produção ou durante a injeção de água possa ser entendido e modelado durante a vida do reservatório. Métodos de pirólise que foram desenvolvidos para avaliar características de reservatório são divulgados nas patentes US números 5.866.814 e 6.823.298, as divulgações das quais são incorporadas aqui por referência. Estes métodos são baseados na avaliação de manchamento ["staining"] de hidrocarbonetos residuais que são encontrados em amostras de reservatórios de óleo obtidas durante as operações de perfuração ou perfuração de núcleo. Quando avaliando hidrocarbonetos móveis (isto é, óleo), os hidrocarbonetos residuais que são analisados representam apenas uma fração daqueles que estão presentes em uma amostra volumosa sob condições do reservatório. Estes "hidrocarbonetos móveis" são perdidos durante o processo de perfuração via jateamento com filtrado de lama e por volatilização quando as amostras são trazidas do reservatório para condições atmosféricas. Entretanto, as características dos hidrocarbonetos "móveis" residuais são bem preservadas e bem entendidas em relação à performance do reservatório e podem ser exploradas com sucesso pelos métodos anteriores.

Os hidrocarbonetos residuais dos hidrocarbonetos "imóveis" estão presentes em amostras de rochas grosseiramente na mesma quantidade proporcional no reservatório. Algumas perdas podem ocorrer durante a armazenagem e exposição ao ar, mas estas perdas são relativamente pequenas. Em um reservatório de óleo, os 5 hidrocarbonetos "imóveis" de maior preocupação são alcatrão (material sólido que é similar ao componente asfalteno em óleo bruto e solúvel em solventes orgânicos) e pirobetume (alcatrão insolúvel, originalmente derivado de alcatrão). Estes dois materiais são as substâncias 10 primárias que levam a uma redução na capacidade de movimentar fluidos (seja óleo ou água) em um reservatório. Portanto, a capacidade para quantificar estes materiais em termos de seu volume, e em relação à porosidade do reservatório, fornece um meio para avaliar 15 seu efeito na performance do reservatório que têm sido difícil de obter pelos métodos da técnica anterior disponíveis para a indústria.

Por exemplo, um método utilizado frequentemente de avaliar a saturação de hidrocarbonetos em um reservatório é via a Equação de Archie, a qual utiliza parâmetros do reservatório tais como os expoentes de cimentação e saturação no cálculo. Estes fatores são sensíveis a mudanças em litologia ou fácies dentro de um reservatório. Entretanto, estes parâmetros também são sensíveis à umedecibilidade do reservatório, a qual muda tipicamente drasticamente quando encontra uma zona com uma substancial quantidade de alcatrão. Portanto, o cálculo da saturação de hidrocarbonetos em um reservatório é comprometido se a composição daquele material for variável. Adicionalmente, a Equação de Archie não discrimina entre óleo, alcatrão e pirobetume. Um outro meio para avaliar as propriedades de fluido de reservatório de óleo são as ferramentas de registro de RMN. Estas ferramentas fornecem informações muito úteis com relação à natureza do fluido do reservatório, quer ele seja óleo leve, óleo médio, óleo pesado ou alcatrão. Entretanto, o aparelho e métodos analíticos disponíveis não incluem um meio para o cálculo explicito dos volumes destes componentes, e, como todas as ferramentas de registro petrofísico, dependem de interpretações baseadas em medições e hipóteses indiretas.

Definições

As seguintes definições são fornecidas para abreviações e termos que são usados na descrição adicional da invenção. Gravidade API - é a escala de gravidade especifica desenvolvida pelo Instituto Americano de Petróleo (API) 10 para medir a densidade relativa de vários líquidos de petróleo. A gravidade API é graduada em graus em um instrumento hidrômetro e foi projetada tal que a maior parte dos valores caiam entre 10 e 70 graus de gravidade API. A fórmula usada para obter a gravidade API de 15 líquidos de petróleo é a seguinte:

Gravidade API = (141,5/SG a 60°F) - 131,5, onde SG é a gravidade específica do material a 60°F. Cadinho - O recipiente de aço inoxidável no qual a amostra é pirolizada.

Densidade (p) - Massa por unidade de volume. A densidade tipicamente relatada em g/cm3; entretanto, as unidades de mg/μΐ são uma expressão equivalente e são mais úteis para converter resultados da pirólise.

Análise elementar - A análise elementar é um processo 25 onde uma amostra de algum material (p.ex., óleo, alcatrão, pirobetume, etc.) é analisada quanto a sua composição elementar. A análise elementar pode ser realizada por um número de métodos, incluindo: espectroscopia atômica espectrométrica de massa, 30 fluorescência de raios-X, etc. Na avaliação de hidrocarbonetos, tais como óleo, alcatrão, e pirobetume, os elementos que são de preocupação mais comum (devido à abundância) são: carbono, hidrogênio, nitrogênio, enxofre, e oxigênio.

Membro terminal (EM) - Um tipo de matéria orgânica consistente ou hidrocarboneto que pode ser distinguido por análise pirolítica, e que inclui óleo, alcatrão solúvel, pirobetume (ou alcatrão insolúvel), querogênio, carvão, contaminantes de lama da perfuração e outros materiais que estão associados com as condições locais. Detector de Ionização de chama (FID) : 0 detector o mais 5 comumente usado para avaliar as quantidades de compostos orgânicos. A resposta de um FID a hidrocarbonetos é proporcional ao número de átomos contidos em compostos de hidrocarbonetos, ou compostos que contêm "unidades" de hidrocarbonetos dentro de sua estrutura.

Densidade de grão - A densidade dos grãos em uma amostra da formação ou núcleo. Como usado em uma análise de registro de sondagem e de núcleo, o termo se refere a todo o material sólido na rocha. A densidade de grão de amostras do núcleo é calculada a partir do peso seco 15 medido dividido pelo volume do grão. Em registros de sondagem, a densidade de grão é calculada a partir do registro de sondagem da densidade, usando uma estimativa da porosidade e conhecimento do teor de fluido.

HC - Abreviação para hidrocarbonetos, THC é usado para Hidrocarbonetos Totais. Como usado nesta descrição quando se referindo a hidrocarbonetos e hidrocarbonetos totais, HC significa compostos, ou porções de compostos que têm unidades de hidrocarbonetos com a fórmula CnHxn, onde n é o número de átomos de carbono, e x é o número médio de átomos de hidrogênio por átomo de carbono. Os hidrocarbonetos referidos aqui são determinados com base em resultados obtidos a partir do uso de um Detector de Ionização de Chama (FID). Este valor deve ser distinguido da quantificação de hidrocarbonetos determinados a partir de separações de tipo de grupo químico (análise SARA) executada comumente em geoquímica de petróleo e que produzem somente as frações saturadas e aromáticas como hidrocarbonetos "puros". As frações de não hidrocarbonetos a partir da análise SARA incluem as frações de resina e asfalteno que contêm componentes CnHxn abundantes e que registram respostas como "hidrocarbonetos" quando submetidas a análise FID. Razão H/C - A razão atômica de hidrogênio para carbono em matéria orgânica.

índice de Hidrogênio (HI) - 0 índice de Hidrogênio é um parâmetro que é empregado para avaliar rochas-fontes 5 usando o instrumento de pirólise Rock-Eval(R) disponível comercialmente ou outros instrumentos comerciais tais como o analisador Humble Source Rock ("SR") ou o analisador de hidrocarbonetos totais Geofina. O parâmetro HI mede a quantidade de hidrocarbonetos "pirolizáveis" 10 (S2) presentes em uma amostra em relação à quantidade de carbono orgânico total (TOC). A equação é como segue: HI = (S2/TOC) x 100.

LV - Abreviação para componentes "voláteis leves" que como usada aqui se refere especificamente ao peso em 15 miligramas de HC liberado por grama de rocha na condição de temperatura estática de 180°C (195°C em um Analisador SR Humble) por 3 minutos quando o cadinho contendo a amostra de rocha é inserido na câmara pirolítica antes da pirólise programada para temperatura da amostra.

POPI - 0 método do índice pirolítico de produtividade de óleo como divulgado na USP 5.866.814 e adicionalmente aplicado na USP 6.823.298.

SARA - Um método analítico no qual os resultados são relatados em termos de frações Saturada, Aromática, 25 Resina e Asfalteno, das quais somente as primeiras duas são consideradas a serem hidrocarbonetos, as últimas sendo não hidrocarbonetos, embora ainda compostos predominantemente de H e C.

TD - Abreviação para componentes "destiláveis termicamente" que, como usados aqui, se referem especificamente ao peso em miligramas de HC liberado por grama de rocha a uma temperatura entre 180°C (195°C em um Analisador SR Humble) e Train (0C) .

TC - Abreviação para componentes "craqueáveis termicamente" que como usada aqui se refere especificamente ao peso em miligramas de HC liberado por grama de rocha a uma temperatura entre Tmin (0C) e 600°C (630°C em um Analisador SR Humble).

THC (LV + TD + TC) - Representa o HC total liberado, incluindo o aquecimento inicial e pirólise programada de 180°C a 600°C (195°C a 630°C em um Analisador SR Humble) em miligramas de HC liberado por grama de rocha.

Tmin (0C) ~ A temperatura na qual a volatilização de HC está em um minimo entre a temperatura máxima de volatilização de HC para TD e TC, e é determinada onde A(HC)/Δ(Τ) = 0 e é negativa antes e positiva depois. Esta 10 é a mudança em produção de hidrocarboneto através de uma faixa de temperatura, ou a derivada. Alternativamente, uma temperatura de 400°C pode ser usada para amostras onde não existe mínimo discernível entre TD e TC. Os últimos tipos de amostras geralmente têm rendimento de HC 15 total muito baixo ou gravidade API alta.

índice de Hidrocarbonetos Totais (THI) - Representa o HC total liberado, incluindo o aquecimento inicial e pirólise programada de 195°C e 630°C, em relação a Carbono Orgânico Total em uma amostra. A equação para THI é: THI = [(LV + TD + TC)/TOC] x 100.

Carbono Orgânico Total (TOC) : O TOC é o percentual em peso de carbono orgânico encontrado em uma amostra de rocha.

PHI (Φ) - A porosidade média medida de uma amostra de rocha ou aquela avaliada por registros elétricos de sondagem a uma dada profundidade.

Relação com tecnologia da técnica anterior 0 procedimento analítico da presente invenção que será descrito abaixo é uma extensão dos métodos analíticos 30 descritos na USP 5.866.814 e é conhecido como o método do índice pirolítico de produtividade de óleo, ou método POPI. Uma compreensão desta metodologia POPI da técnica anterior será útil para praticantes no campo da caracterização de reservatório e será brevemente resumida 35 abaixo.

Os equipamentos analíticos pirolíticos são bem conhecidos por aqueles familiares com a técnica. Referência especifica será feita abaixo ao Analisador SR Humble vendido por Humble Instruments & Services, Inc. de Humble, Texas, EUA e o instrumento Rock-Eval® vendido por Vinci Technologies SA de Nanterre, França. A descrição 5 seguinte inclui um número de definições para os termos usados na técnica seguidas por uma descrição detalhada do método da invenção e exemplos do uso do método.

Pirólise: Procedimento analítico

0 método analítico usado para distinguir a presença de hidrocarbonetos é conhecido como pirólise de sistema aberto. Neste tipo de pirólise, um instrumento programado para a temperatura aquece uma pequena quantidade de uma amostra de rocha em pó (usualmente < 100 mg) a partir de uma temperatura inicial de 180°C (mantida por 3 minutos) até 600°C a uma taxa de 25°C por minuto. Durante o programa de aquecimento, os hidrocarbonetos evolvidos pela amostra de rocha são registrados como uma função da temperatura. A fig. 1 mostra uma plotagem da saída típica do instrumento conhecida como um "pirograma". Uma análise de amostra típica resulta em três picos. O primeiro é composto de hidrocarbonetos que podem ser volatilizados, dessorvidos, e detectados em ou abaixo de 180°C enquanto a temperatura é mantida constante pelos primeiros 3 minutos do procedimento. Estes são chamados hidrocarbonetos voláteis leves (LVHC, ou LV) .

A fase seguinte da pirólise consiste de um aumento programado da temperatura de 180°C para 600°C que resulta em dois picos distintos adicionais. O primeiro destes ocorre entre 180°C e ~400°C, e corresponde à dessorção 30 térmica de betume extraível com solvente, ou à fração de óleo leve. Estes são chamados hidrocarbonetos destilados termicamente (TDHC, ou TD). O segundo pico (terceiro pico global) ocorre após cerca de 400°C, geralmente após um mínimo em rendimento pirolítico ser observado (a 35 temperatura correspondendo ao mínimo em rendimento pirolítico é referida como Tmin) e se estende tipicamente até cerca de 550°C. Este pico é devido à pirólise (craqueamento) de hidrocarbonetos mais pesados (p.ex., asfaltenos, pirobetume, etc.). Os materiais que se craqueiam termicamente são chamados hidrocarbonetos craqueados termicamente ou "pirolizáveis" (TCHC, ou TC).

Desde o desenvolvimento do método da produtividade de óleo pirolítico, ou POPI, que foi baseado em instrumentos Rock-Eval®, outros instrumentos de pirólise foram fabricados por Humble Instruments. Os instrumentos Humble empregam uma temperatura inicial de 195°C, seguida por 10 uma etapa de pirólise programada de 195°C a 630°C. Sob estas condições, os instrumentos dos dois fabricantes produzem dados equivalentes.

Descrição do método de modelagem composicional (CoMod) para avaliar manchamento de hidrocarbonetos residuais Os instrumentos de pirólise podem quantificar a quantidade de manchamento de hidrocarbonetos e esta é a base para o método POPI da USP 5.866.814 que avalia a similaridade de manchamento de hidrocarbonetos residuais em rocha de reservatório para óleos produzidos subdividindo os hidrocarbonetos nos componentes Volátil leve (LV), Destilável Termicamente (TD), e Craqueável Termicamente (TC) de acordo com a fig. 1. Entretanto, a inspeção visual de pirogramas também pode ser usada para avaliar o tipo de hidrocarbonetos persentes porque óleo, alcatrão, pirobetume e outros tipos de matéria orgânica típicos têm uma aparência muito característica. As figs. 2a até 2d são pirogramas para amostras com uma composição aproximadamente uniforme de hidrocarbono específico ou membros terminais de matéria orgânica. Estas plotagens mostram o rendimento de hidrocarbonetos no eixo geométrico y para cada etapa de dados que são registrados no eixo geométrico x.

0 número de etapas de dados para uma particular análise pode variar baseado no tipo de instrumento usado, p.ex., Rock-Eval da Vinci ou Source Rock Analyzer [Analisador de Rocha da Fonte] da Humble, e também por como os dados são extraídos da máquina em um arquivo digital. No exemplo mostrado, os dados do Source Rock Analyzer são emitidos em forma digital através de um arquivo separado por vírgula (CSV) que registra o rendimento e temperatura durante 611 etapas de dados. As primeiras 111 etapas 5 registram a isoterma mantida a 195°C por 3 minutos e as seguintes 500 etapas registram a corrida da temperatura programada de 195°C até 630°C. Em geral, a temperatura associada com qualquer etapa específica permanece a mesma de análise para análise, então o número da etapa é 10 associado com a temperatura do forno durante a análise.

Um dos maiores benefícios da aplicação de métodos de pirólise em sítios de perfuração de poço tem sido realizado não obstante o método de modelagem composicional (CoMod) que é descrito no pedido de patente US pendente SN 10/555.805, a divulgação da qual é incorporada aqui por referência. Este método provê a identificação e quantificação de vários "membros terminais" de matéria orgânica que estão presentes em um sistema de reservatório e que se provaram ser extremamente robustos na avaliação da contribuição de várias entradas orgânicas para os resultados da pirólise. Entretanto, os resultados da pirólise são expressos em miligramas de hidrocarbonetos por grama de rocha e esta norma não é consistente com as unidades de outras fontes de dados.

Adicionalmente, os dados analíticos de pirólise só podem fornecer informações sobre os hidrocarbonetos pirolizáveis. Assim, o peso de hidrocarbonetos pirolizáveis diferirá rotineiramente muito do peso total 30 do material orgânico, isto é, alcatrão, pirobetume, e similares e também do volume do material que eles representam na rocha do reservatório.

A utilidade prática dos métodos pirolíticos para caracterização de reservatório seria reforçada se os dados fossem apresentados de uma forma que tenha significado para os usuários finais pretendidos, p.ex., geologistas e engenheiros de reservatório. É desejável expressar os resultados da pirólise em termos de volume de rocha para avaliar as quantidades de vários componentes orgânicos encontrados em rocha de reservatório, isto é, baseado em volume por volume ou 5 como uma porcentagem de volume de rocha. Adotar conversões preliminares de massa para volume melhoraria significativamente a utilidade dos dados, especialmente quando representando a ocorrência de alcatrão e pirobetume e seu impacto relativo na performance do 10 reservatório. Seria altamente desejável refinar estas conversões para torná-las ainda mais úteis.

A modelagem composicional para uma amostra assume que o rendimento em cada etapa individual de dados que tem uma temperatura específica e consistente associada com ela, é 15 um valor que é constituído do rendimento agregado dos vários componentes de membros terminais. A diferença entre o rendimento modelado calculado a partir dos componentes de membros terminais e o rendimento real permite a avaliação da viabilidade de qualquer solução 20 como uma representação da composição real.

Cada solução que é avaliada deve somar a diferença entre o rendimento calculado e o rendimento real através de todas as etapas de dados para a amostra. Qualquer de um número de métodos estatísticos pode ser usado para 25 quantificar o êrro global para qualquer solução proposta. A modelagem depende de variar interativamente a concentração dos vários componentes até que o êrro agregado seja minimizado e as curvas sejam tão similares quanto possível. O processo interativo de propor 30 diferentes composições, calcular uma curva hipotética baseada no rendimento em cada etapa de dados, avaliar o êrro para cada particular solução, e então minimizar este êrro agregado pode ser facilitado pelo uso de macros e a aplicação acessória Solver® que está presente no software 35 Microsoft Excel®. Não é necessário testar soluções, mas isto automatiza muito o processo; existem outros pacotes de software que também podem facilitar os métodos usados para modelar a composição de hidrocarbonetos.

0 processo de modelagem envolve variar a porcentagem dos membros terminais que estão presentes no sistema. Até cinco membros terminais são usados preferivelmente para 5 reservatórios árabes e interações são aplicadas até que a curva calculada combine com a curva real tão proximamente quanto possível e o êrro seja minimizado. Devido ao fato que tantos cálculos devem ser feitos para avaliar qualquer solução, o uso de um programa de planilha 10 eletrônica para executar estes cálculos e plotar automaticamente os resultados é preferido e acelera o processamento de dados. Além disso, uma aplicação tal como Solver® que está presente como um acessório no Excel® pode acelerar o processo porque ela é útil para 15 resolver interativamente problemas com múltiplas variáveis que procuram convergir em uma solução desejada, o que neste caso é minimizar êrro.

A fig. 3 mostra a interface gráfica como uma plotagem do Microsoft Excel® para um sistema de cinco componentes na Arábia. O gráfico inclui as curvas do programa para a amostra corrente, a solução calculada baseada na porcentagem dos componentes dos membros terminais, que são identificados como o membro terminal de óleo, o membro terminal de alcatrão, o membro terminal de argila xistosa (típica de querogênio encontrado em litologias de argila xistosa), o membro terminal de carvão, e o membro terminal de lama de perfuração (contaminação). O parâmetro empregado para produzir os cálculos foi o desvio da Média Quadrática (RMS) como uma porcentagem do rendimento total e é o valor que é minimizado na obtenção de uma solução razoável para uma dada amostra.

Como mostrado na fig. 4, quando todas as amostras são analisadas para um particular poço, os resultados podem ser plotados em termos de como a composição varia por 35 porcentagem de cada membro terminal por toda a seção amostrada. Esta plotagem inlcui óleo, alcatrão, argila xistosa (ou matéria orgânica de argila xistosa) e carvão. Esta informação é muito útil para identificar tendências significativas, tal como alcatrão crescente, ou para identificar unidades individuais de carvão ou alcatrão que podem ter implicações importantes para a performance do reservatório.

A plotagem da fig. 4 não fornece uma indicação da quantidade de material que está representada pelas várias curvas. Um outro modo de ver os dados é ilustrado pela fig. 5, a qual é uma plotagem da contribuição relativa de 10 cada componente por profundidade com cada curva ajustada para mudanças de rendimento nas amostras que foram produzidas por modelagem composicional. Os dados apresentados na plotagem gráfica são baseados no rendimento pirolítico de alcatrão, óleo, argila xistosa 15 OM e carvão presentes nas amostras de rocha do reservatório. Este tipo de plotagem é útil para identificar mantas verdadeiras de alcatrão que tipicamente têm um crescimento significativo associado em rendimento de hidrocarbonetos expresso em mg HC/g de 20 rocha em oposição a uma mudança de composição que parece ser alcatrão, mas está presente em baixas quantidades e provavelmente não afeta a performance do reservatório. Embora isto represente uma melhoria significativa em metodologias anteriores para caracterização de 25 reservatório, os dados apresentados em termos de unidades que não são utilizadas pelos geologistas e engenheiros de reservatório, e, portanto, provêem somente uma avaliação qualitativa de um reservatório que pode ser difícil de integrar com outros métodos analíticos e de 30 interpretação. Além do mais, a porcentagem de hidrocarbonetos pirolizáveis encontrados em vários tipos de matéria orgânica comuns em rochas de reservatório varia amplamente. Por exemplo, manchamento de óleo residual que é característico de óleo API 30° pode ter 35 uma razão máxima de H/C de cerca de 1,9 e hidrocarbonetos totais de 1190 mg de HC/g de TOC. Entretanto, devido à presença de resinas e asfaltenos, o máximo observado é somente ao redor de 1050 mg de HC/g de TOC. Alcatrão, que tem uma razão de H/C muito mais baixa (valores aceitos variando de 1,4 a 0,8), tipicamente terão hidrocarbonetos totais que rendem entre 700 a 400 mg de HC por grama de 5 TOC; pirobetume pode ter um teor de hidrocarbonetos totais que é somente -200 mg de HC por grama de TOC. Portanto, 5 mg de óleo proporcionarão o mesmo rendimento pirolítico (THC) que cerca de 10 mg de alcatrão e cerca de 25 mg de pirobetume. Dada a magnitude destas 10 diferenças, a dificuldade para interpretar dados de pirólise baseado em rendimento é evidente.

Medição de hidrocarbonetos de matéria orgânica via pirólise e FID

A matéria orgânica encontrada em reservatórios de óleo pode consistir de óleo (óleo bruto), óleo pesado, alcatrão, pirobetume, e, algumas vezes, pequenas quantidades de querogênio, carvão ou matéria orgânica reciclada. No contexto da análise SARA, o termo "hidrocarbonetos" em um reservatório consiste de somente as frações saturadas e aromáticas que são obtidas destes materiais via separação por tipo de grupo químico. Os resultados da análise SARA são relatados em termos de frações de saturado, aromático, resina, e asfalteno, das quais, as frações de saturado e de aromático são consideradas hidrocarbonetos e as frações de resina e asfalteno são consideradas não hidrocarbonetos. Em adição, estes termos podem ser usados para descrever a porção solúvel da matéria orgânica, uma vez que carvão, querogênio e pirobetume são grandemente insolúveis se encontrados como um membro terminal "próximo", enquanto as porções insolúveis obtidas por procedimentos de extração e desmineralização são exclusivamente não hidrocarbonetos.

0 detector primário usado para analisar "hidrocarbonetos" em geoquímica de petróleo, especialmente para aplicações de cromatografia gasosa e de pirólise é o detector de ionização de chama (FID). O detector de ionização de chama é comumente considerado a ser um "dispositivo de contagem de carbono" e depende de uma "resposta igual por carbono". Embora detectores de ionização de chama sejam usados para avaliar as quantidades de hidrocarbonetos, 5 eles não distinguem entre hidrocarbonetos "puros", como encontrados em frações saturadas e aromáticas a partir de análise SARA, e "unidades" de hidrocarbonetos que ocorrem como parte da estrutura molecular em compostos não hidrocarbonetos que variam de estruturas relativamente 10 simples contendo grupos funcionais "não hidrocarbonetos" até moléculas muito complicadas e moléculas grandes que compreendem asfaltenos, querogênio e similares.

Como notado acima, a pirólise de hidrocarbonetos é empregada para liberar hidrocarbonetos e compostos 15 contendo unidades estruturais de hidrocarboneto antes que eles sejam medidos por um detector de ionização de chama (FID). Em temperaturas abaixo de ~400°C, os compostos orgânicos são volatilizados ou dessorvidos da rocha primariamente sem craqueamento em unidades menores. Acima 20 de ~400°C, os compostos orgânicos que são liberados são principalmente o resultado do craqueamento de moléculas maiores em componentes menores que são carregados para o FID e medidos. Entretanto, a pirólise é um processo incompleto que resulta o mais frequentemente na detecção 25 de somente uma porção do material que está sendo analisado. Portanto, o material orgânico pode ser descrito como sendo "pirolizável" ou "não pirolizável", baseado em se o resultado do processo pode ou não ser medido pelo FID.

Como usado aqui, uma referência a hidrocarbonetos significa compostos, ou porções de compostos que têm unidades de hidrocarbonetos com a fórmula CnHxn, onde n é o número de átomos de carbono e x é o número de átomos de hidrogênio por átomos de carbono. Esta é uma definição 35 funcional baseada no fato que um detector de ionização de chama é usado para avaliar sua quantidade. Entretanto, é importante notar que os átomos de carbono que estão ligados a heteroátomos (isto é, N, S, e 0) frequentemente não provêem uma resposta "igual por número de carbonos" (ECN) . Veja Holm, J. Chromatography, 842, págs. 221-227 (1999). Portanto, os heteroátomos presentes em não 5 hidrocarbonetos resultarão em subrelato relativo da resposta de "hidrocarbonetos" e cálculos da quantidade de hidrogênio e carbono baseado nesta resposta devem produzir porcentagens um pouco mais baixas do que as obtidas a partir de análise elementar.

Devido a estes efeitos, a utilização de pirólise e FID para medir unidades estruturais de hidrocarbonetos resultará inerentemente em um subrelato de hidrogênio e carbono quando os dados forem comparados com dados de análise elementar. Entretanto, é importante notar que 15 embora a análise elementar possa ser o mais definitivo teste que pode ser empreendido para avaliar a matéria orgânica em uma amostra, os testes são muito demorados, caros, e sujeitos a numerosos erros, requerendo dessa forma múltiplos testes. A complexidade da preparação da 20 amostra (p.ex., separações e extrações minerais), e a pesagem de amostras pequenas se acrescentam às dificuldades do método analítico elementar.

Sumário da invenção

0 volume do método de matéria orgânica (VOM) provê uma nova solução para o complicado problema de medir diretamente o peso ou volume de alcatrão ou pirobetume em rocha de reservatório. 0 método tem as seguintes vantagens: (1) ele depende da medição direta de hidrocarbonetos; (2) ele utiliza técnicas analíticas simples e robustas que podem ser aplicadas rapidamente e baratas; e (3) a determinação de propriedades físicas de componentes de membros terminais é baseada em relativamente poucas amostras. A modelagem de dados de pirólise provê um meio rápido e efetivo para analisar um grande número de amostras separando misturas complexas para cada amostra, determinando suas características compostas, e provendo dados quantitativos com relação à quantidade de vários materiais em peso e em volume em um reservatório.

Uma vantagem importante adicional do método VOM da invenção é que ele fornece dados geoquímicos em unidades 5 de medição que podem ser prontamente relacionados com performance do reservatório por não geoquímicos. Esta vantagem não tem sido provida por outras ferramentas geoquímicas da técnica anterior que são comumente usadas para auxiliar na caracterização de reservatório.

Como anotado acima, o manchamento de hidrocarbonetos residuais encontrado em rocha de reservatório é composto de materiais com muitas propriedades e quantidades diferentes, e relacionamentos simples que dependem principalmente de rendimento pirolítico não são efetivos 15 para caracterizar a matéria orgânica. Por exemplo, em um reservatório sendo avaliado quanto à oclusão de alcatrão de porosidade, a quantidade de alcatrão relativo a pirobetume é tipicamente diferente em cada amostra analisada. Avaliar a quantidade de entupimento de poros 20 baseado em uma simples conversão de rendimento para volume dependeria portanto de um fator de conversão mudando sempre.

0 método de modelagem composicional (CoMod) resolve o problema de variação de amostras. Embora os materiais que estão sendo quantificados variem amplamente de características e sua análise seja pelo método simples de FID, o CoMod fornece uma discriminação muito precisa da entrada relativa destes materiais baseada nas diferenças que são observadas em programas típicos. Uma vez que os componentes orgânicos de membros terminais exibem características que são fracamente consistentes dentro de um reservatório, os resultados de CoMod, rendimentos pirolíticos, e propriedades de matéria orgânica podem ser combinados para determinar o volume representativo de vários tipos de matéria orgânica encontrados em um reservatório, incluindo o mais importantemente, alcatrão e pirobetume. As etapas na aplicação do volume de método de matéria orgânica (VOM) da invenção incluem as seguintes:

1. Coletar amostras de rocha, preparar para análise pelo método P0PI/ASw, e analisar para obter dados brutos para

cada amostra que incluam, arquivos de valores separados por virgula (CSV) consistindo de etapa, temperatura, e resposta FID incrementai ou rendimento de HC.

2. Determinar os membros terminais de matéria orgânica local apropriados para empregar em modelagem

composicional, p.ex., óleo, alcatrão, pirobetume, carvão, querogênio, diesel, contaminantes da lama e quaisquer outros componentes localmente significativos.

3. Executar a modelagem composicional para determinar os rendimentos relativos de hidrocarbonetos (mg de HC/g de

rocha para cada amostra de membro terminal que foi analisada.

4. Obter as propriedades físicas/químicas de membros terminais de matéria orgânica.

5. Desenvolver o relacionamento entre o rendimento pirolítico e massa/volume para cada material de membro

terminal.

6. Analisar amostras de membros não terminais do poço para estudar e obter dados brutos como descrito acima.

7. Determinar a massa e volume para cada membro terminal em todas as amostras. Isto pode ser feito em tempo real

e, em uma configuração preferida, relatado diretamente a partir do sítio do poço tal que os resultados possam ser usados como entrada para poços de geodirecionamento horizontal.

8. Usar a densidade da matriz, densidade e porosidade de grão para determinar as porcentagens em volume de cada membro terminal em todas as amostras.

9. Preparar plotagens gráficas do volume de membros terminais encontrados em cada amostra como uma função da

profundidade e relatar os dados para porosidade do reservatório.

10. Integrar os resultados a partir da análise do método VOM com registros do poço e resultados de teste dinâmico tais com DSTs, MDTs, Medidores de Fluxo, e GEOTAP para avaliar quanto hidrocarboneto imovível (em relação à porosidade do reservatório) é necessário para ter um 5 efeito prejudicial nos objetivos da performance do reservatório.

Descrição resumida dos desenhos

A invenção será adicionalmente descrita e colocada no contexto da técnica anterior com referência aos desenhos anexos, nos quais:

A Figura 1 é uma pirograma de saída típico da técnica anterior a partir de um instrumento realizando pirólise programada para temperatura de sistema abeto;

A Figura 2a é um pirograma típico da técncia anterior de óleo API 30° de um reservatório árabe;

A Figura 2b é um pirograma típico da técnica anterior de alcatrão de um campo árabe;

A Figura 2c é um pirograma típico da técnica anterior de matéria orgânica carbonácea do campo árabe;

A Figura 2d é um pirograma típico da técnica anterior de argila xistosa rica em orgânicos do mesmo campo árabe;

A Figura 3 é uma plotagem gráfica produzida usando Microsoft Excel® mostrando a interface de modelagem composicional desenvolvida para executar os cálculos de 25 acordo com a invenção na qual a plotagem mostra pirogramas associados com a amostra, uma solução calculada e membros terminais que são usados no processo de modelagem;

A Figura 4 exibe graficamente os resultados da modelagem composicional para um poço no campo árabe mostrando as porcentagens de óleo, alcatrão, material orgânico de argila xistosa, e carvão presente nas amostras testadas de rocha do reservatório;

A Figura 5 exibe graficamente os resultados da modelagem composicional para um poço no campo árabe mostrando o rendimento pirolítico relativo de óleo, alcatrão, material orgânico de argila xistosa e carvão presentes nas amostras em profundidades variadas e ilustra como o rendimento de hidrocarbonetos aumentou significativamente em verdadeiras mantas de alcatrão e leitos de carvão; e A Figura 6 é uma plotagem de resultados VOM e porosidade vs. profundidade.

Descrição detalhada da invenção

Os métodos empregados nas etapas 1-3 acima são os mesmos que aqueles descritos na USP 5.866.814 e 6.823.298, e não serão descritos adicionalmente aqui. Uma descrição detalhada das etapas restantes empregadas na prática do método VOM da invenção é fornecida abaixo.

Determinação de propriedades físicas e químicas de membros terminais

0 método de modelagem composicional (CoMod) é efetivo 15 para determinar a porcentagem de vários membros terminais orgânicos na mistura total de hidrocarbonetos em uma amostra como determinado por pirólise. Entretanto, para prever o volume de alcatrão e pirobetume em reservatórios de óleo, os resultados de CoMod devem ser combinados com 20 relacionamentos que permitam o peso total ou volume de material ser determinado baseado no peso da porção de hidrocarbonetos como indicado pelo FID do instrumento de pirólise.

A matéria orgânica, tal como óleo, alcatrão, pirobetume, querogênio, e similares encontradas em sistemas de petróleo é tipicamente composta de hidrocarbonetos "puros", isto é, frações saturadas e aromáticas a partir de separações por tipo de grupo químico (SARA) que somente contêm átomos de carbono e hidrogênio; nitrogênio, enxofre, e compostos de oxigênio, isto é, resinas e asfaltenos de SARA; carbono inerte; e quantidades-traços de níquel, vanádio, alumínio e silício. Alternativamente, a composição de petróleo e compostos relacionados pode ser calculada por análise elementar, isto é, porcentagens de carbono, hidrogênio, nitrogênio, oxigênio e outros. Nem a segregação física e análise de materiais de petróleo, nem a análise elementar pode ser aplicada rotineiramente em um grande número de amostras. Entretanto, os instrumentos geoquímicos tais como a Workstation POPI/TOC do Analisador SR da Humble Instrument ou o Analisador Rock-Eval® da Vinci podem 5 fornecer informações de rotina com relação à quantidade de hidrocarbonetos, ou a resposta de hidrocarboneto como avaliada por FID em relação à quantidade de carbono encontrado nas amostras. Com esta informação e uma quantidade limitada de dados elementares para as 10 porcentagens de C, Η, N, 0 e S, a quantidade de alcatrão ou pirobetume pode ser relacionada com o rendimento total de hidrocarbonetos.

As seguintes equações são representativas do relacionamento:

Massaaicatrão=MassaHC"puro"+Massacinerte+MassaacHNS0s+MassaNi, v, Al, Si

(D

Massaaicatrão=Massac+MassaH+MassaN+Massas+Massao+MassaNi, v,Ai,c

(2)

onde Mas saaicat rão é igual à Massa real de alcatrão; MassaHc"puro" é igual à massa de unidades estruturais de hidrocarbonetos que podem ser pirolizadas e medidas por FID; MassaCinerte é igual à massa de carbono inerte que não pode ser analisada por FID; MassaCHNsos é igual à massa de grupos funcionais contendo carbono que não são medidas ou são subestimadas por medição de FID de pirólise; MassaNi,v,Ai,si é a massa de elementos-traços presentes no alcatrão, tais como níquel, vanádio, alumínio, silício, e outros, que não são mensuráveis por FID; Massac é igual à massa de carbono elementar como determinada por análise elementar; Massa11 é igual à massa de hidrogênio elementar como determinada por análise elementar; Massaw é igual à massa de nitrogênio elementar como determinada por análise elementar; Massas é a massa de enxofre elementar como determinada por análise elementar; Massa0 é a massa de oxigênio elementar como determinada por análise elementar e MassaNi,v,Ai,si é a massa de elementos-traços como determinada por análise elementar. Como será entendido por alguém experiente na técnica, as quantidades representadas pelos elementos-traços sào muito pequenas e podem ser desprezadas para os propósitos de avaliar pesos e volumes de matéria orgânica em reservatórios de petróleo. Em segundo lugar, os resultados de teste do Rock Eval 6 ou da Workstation POPI/TOC podem fornecer o rendimento total de hidrocarbonetos e a quantidade total de carbono em uma amostra. Os resultados obtidos a partir da análise elementar de umas poucas amostras a partir dos membros terminais separados e da aplicação de hipóteses inferidas com relação à estequiometria média de hidrocarbonetos são usados para determinar os relacionamentos para estimar a massa/volume total de materiais de membros terminais a partir dos dados de rendimento de hidrocarbonetos.

A variação a mais significativa encontrada em vários membros terminais de matéria orgânica de um sistema de reservatório de petróleo é a quantidade de hidrogênio presente. Um parâmetro usado comumente na avaliação de 20 rochas de fonte de petróleo é o índice de Hidrogênio (HI) , o qual descreve o potencial produtivo de rocha fonte através de uma razão da quantidade de hidrocarbonetos "pirolizáveis" encontrados no querogênio (S2, mg HC/g de Rocha) de uma amostra de rocha para a 25 quantidade de carbono orgânico total (TOC). Ele é expresso como HI = (S2/TOC) x 100, que fornece unidades de mg de hidrocarboneto por grama de carbono. (Veja Peters, AAPG Bulletin, vol. 70, págs. 318-329, 1986). Este relacionamento não leva em conta os hidrocarbonetos 30 "livres" que já estão presentes em uma amostra usando somente os hidrocarbonetos detectados em temperaturas acima de 300°C.

Na avaliação de amostras de rocha de reservatório, a meta é caracterizar todos os hidrocarbonetos, sejam eles hidrocarbonetos "livres" ou aqueles ligados em uma estrutura complexa. Em adição, os métodos diferem em que o procedimento analítico utiliza uma temperatura inicial que é muito mais baixa (180°C a 195°C). Entretanto, para cada membro terminal, p.ex., óleo, alcatrão, pirobetume, a quantidade de hidrocarboneto por pirólise por grama de carbono será razoavelmente consistente. Este parâmetro é 5 referido como o índice Total de Hidrocarbonetos (THI) e é calculado como segue:

THI = [(LV + TD + TC)/TOC] x 100 (3)

As unidades para THI são as mesmas que para HI, isto é, mg de hidrocarboneto por grama de carbono orgânico. Os 10 analisadores Rock-Eval 6 ou Humble POPI/TOC podem ser usados para avaliar as diferenças em hidrogênio para vários membros terminais. THI é uma razão, com tanto TOC quanto THC (LV + TD + TC) determinados durante a análise da amostra, assim os erros associados com a isolação de 15 OM, pesagem, e tamanhos pequenos de amostra que podem ocorrer em análise elementar não afetam os dados. É importante que separações suficientes dos membros terminais orgânicos sejam obtidas, tal que os resultados sejam consistentes. As informações adicionais que são 20 necessárias para cada membro terminal de matéria orgânica são os resultados de análise elementar, isto é, como seriam obtidos a partir de um analisador CHNOS. Com as quantidades porcentuais destes elementos e THI, a quantidade média de hidrogênio presente nas porções 25 pirolizáveis e não pirolizáveis de membros terminais pode ser determinada para calcular o peso do material global. Como registrado acima, a presença de heteroátomos nos vários membros terminais e pirólise incompleta resulta em algum subrelato da quantidade de unidades estruturais de 30 hidrocarbonetos baseado na resposta FID. Entretanto, estes efeitos são tratados como contribuindo para o mesmo resultado quando avaliando a porção pirolizável versus não pirolizável de matéria orgânica.

Uma separação tipica de material orgânico em rocha de reservatório pode ser realizada por uma série de etapas de extração/analíticas. É desejável analisar o óleo produzido, o qual pode ser medido colocando uns poucos microlitros de óleo sobre silica gel em um cadinho e secando em um forno por 30°C por cerca de 6 horas para remover os componentes voláteis. Os resultados desta análise, mais CHNOS no óleo, fornecem meios para calcular a massa de óleo por grama de rocha contida em uma amostra. Um outro modo para avaliar a fração de óleo é extrair a amostra de rocha com ciclohexano. 0 extrato que é obtido a partir deste procedimento se assemelhará tipicamente aos hidrocarbonetos móveis no reservatório e a medição subsequente de THI e CHNOS fornecerá dados que são adequados para a análise VOM. Em adição à medição de parâmetros para o extrato, os dados de THI e CHNOS também são medidos em rocha extraída com ciclohexano. Estes dados representam o betume "imovível" restante na rocha após extração com ciclohexano.

A etapa seguinte no processo é executar uma segunda extração na rocha extraída com ciclohexano usando um solvente polar forte, tal como cloreto de metileno. 0 extrato resultante é considerado típico do componente 20 alcatrão ou asfalteno restante do manchamento de hidrocarboneto, enquanto a matéria orgânica residual deixada na rocha consiste de pirobetume (alcatrão que foi alterado, perdeu uma porção significativa de seu hidrogênio, e se tornou insolúvel mesmo em solventes 25 orgânicos fortes) ou um outro material insolúvel como carvão ou querogênio. Uma variedade de mecanismos têm sido propostos para a formação de pirobetume, incluindo a redução termoquímica de sulfato (TSR) e alteração térmica. Contudo, não existe caminho único aceito. 30 Entretanto, o teor de hidrogênio em pirobetume é mais baixo e o rendimento de hidrocarboneto por grama de carbono também é mais baixo. Como com o extrato de ciclohexano e a rocha restante, o extrato de cloreto de metileno e rocha extraída com cloreto de metileno são 35 ambos analisados por pirólise para determinar o THI, e por análise elementar para a composição de CHNOS das amostras. Determinação de rendimento pirolítico e relacionamento massa/volume para membros terminais

0 uso de dados de pirólise para determinar o volume de vários constituintes orgânicos no manchamento de 5 hidrocarbonetos residuais é baseado na determinação do índice Total de Hidrocarbonetos para vários tipos de matéria orgânica (OM) do reservatório e nos resultados do método de modelagem composicional (CoMod) descrito anteriormente. A análise detalhada dos membros terminais 10 presentes em um reservatório somente é necessária para um número de amostras para desenvolver um relacionamento entre o peso do componente de hidrocarboneto e o peso total de um membro terminal. A Tabela 1 ilustra de forma tabular as etapas de cálculo requeridas para desenvolver 15 os fatores de conversão para óleo, alcatrão e pirobetume e sua aplicação para determinar o volume de membros terminais em conjunção com os resultados de CoMod. Uma vez que THI é baseado nos mg de hidrocarboneto por grama de TOC, a composição dos membros terminais também é dada 20 em relação a um grama de TOC. Em adição, uma vez que os instrumentos de pirólise avaliam o peso de hidrocarboneto em termos de mg por grama de rocha, a quantidade de matriz de rocha assumida neste cálculo também é 1 grama. Neste exemplo, os resultados de Rock Eval 6 para este 25 reservatório fornecem um THI de 1050, 525, e 250 respectivamente para os membros terminais óleo, alcatrão, e pirobetume. Os resultados da análise de CHNOS elementar indicam que os membros terminais têm razões de H/C0m de 1,9, 1,05, e 0,65, respectivamente, para óleo, alcatrão e 30 pirobetume. Devido aos cálculos serem baseados em 1 grama de carbono, o peso de hidrogênio na matéria orgânica baseado em análise elementar da amostra pode ser calculado como segue:

Peso Hom (mg/lg de TOC)= H/C0mX (IOOOmg C/Peso Mo 1. carbono) (4)

Como registrado anteriormente, a utilização dos métodos de pirólise e FID combinados resulta no subrelato da porcentagem de peso de hidrogênio, porque parte do hidrogênio está associada com OM pirolizável e parte está associada com a OM não pirolizável. Devido às ligações asfálticas em moléculas complexas como asfaltenos e 5 querogênio serem mais prontamente rompidas, é assumido que a estequiometria de unidades estruturais alifáticas, isto é, -CnH2n, seja dominante na porção pirolizável da matéria orgânica. Isto resulta em uma porcentagem em peso média para hidrogênio nos hidrocarbonetos pirolizáveis 10 (%H CnH2n) de 14,3%. Aplicando esta hipótese, o peso de hidrogênio nos hidrocarbonetos pirolizáveis é determinado como segue:

Peso HHCpir (mg/Ig de T0C)=%H CnH2n/100xTHI (mg de HC/g de TOC) x Ig de TOC (5)

0 peso de hidrogênio na OM não pirolizável é determinado como segue:

Peso HNão-Pir (mg/l g de TOC) = Peso Hom (mg/l g de TOC) - Peso HHcpir (mg/l g de TOC) (6)

De acordo com o método da presente invenção, os pesos de hidrogênio na porção não pirolizável de óleo, alcatrão e pirobetume para este exemplo são 8,2 (mg/l g TOC), 12,4 (mg/l g de TOC), e 18,4 (mg/l g de TOC), respectivamente. Portanto, a hipótese de que o hidrocarboneto liberado da matéria orgânica por pirólise é dominado por unidades asfálticas resulta em um subrelato de hidrogênio que é relativamente grande para alcatrão (14,2%) e ainda maior para pirobetume (34%) . Além disso, assumir que a composição média dos hidrocarbonetos medidos a partir de pirólise-FID tenha uma razão de H/C mais baixa, somente aumentaria o subrelato de hidrogênio a partir da pirólise, o que necessitaria de uma correção maior.

Para simplificar a solução, no método da invenção as unidades estruturais -CnH2n são assumidas a serem a forma dominante que é produzida por pirólise de matéria 35 orgânica de reservatórios de petróleo. Entretanto, deve ser notado que o erro envolvido ao representar erradamente a quantidade de hidrogênio na amostra é relativamente pequeno. Por exemplo, os 18,4 mg de H/l g de TOC subrelatados para hidrogênio em pirobetume resultariam em um erro de somente 1,75% se totalmente desprezados. Quando o propósito dos cálculos é avaliar o 5 valume de alcatrão em um reservatório, e a quantidade critica de alcatrão presente é ao redor de 5% do volume, será entendido que a diferença entre 4,9% e 5,1% de alcatrão em volume não é significativa.

Uma vez que os respectivos pesos para hidrogênio na amostra foram determinados, o peso de carbono na OM pirolizável e OM não pirolizável podem ser calculaos como segue:

PeSO Cncpir (mg/l g de TOC) = THI (mg/l g de TOC) x 1 g de TOC - Peso HHCpir (mg/l g de TOC) (7)

Peso Cnão_pir (mg/l g de TOC) = 1000 mg de TOC - Peso CHcpir (mg/l g de TOC) (8)

A análise da composição elementar de óleos brutos mostra que N, S, 0 elementares tipicamente compreendem entre 1- 4% e frações de asfalteno tipicamente variarão de 5-12%. 20 No presente exemplo, os valores de NSO determinados para o óleo, alcatrão e pirobetume foram 2,8%, 7,3%, e 7,6%, respectivamente, o que está dentro da faixa anotada na literatura (veja Ancheyta e outros, Energy and Fuels [Energia e combustíveis], vol. 16, págs. 1121-27, 2002; 25 Holleran, VSS Technology Libray [Biblioteca de tecnologia VSS] , Valley Slurry Seal Company,

www.slurry.com/techpapers contrbit.shtml, 2000). Assim a partir da análise elementar de CHNOS, as porcentagens em peso atribuídas a nitrogênio, enxofre e oxigênio 30 elementares na amostra podem ser prontamente determinadas. Uma vez que estes valores foram determinados, o peso deste material no membro terminal orgânico pode ser calculado como segue:

Peso NSOom = (%NS0OM/100) x (Peso CHCpir+Peso Cnão_pir+Peso HHcpir +Peso Hnãojir) / (1-(%NS0OM/100) ) (9)

0 peso total de matéria orgânica para cada membro terminal pode ser calculado em relação a 1 grama de TOC e a razão de matéria orgânica para hidrocarboneto pirolizável (OM/HCPir) pode ser determinada como segue: Peso OM (mg/l g de TOC) = Peso HHcpir + Peso Hnâo_pir + Peso

Como com o peso de hidrogênio na amostra, variações na quantidade de N, S, 0 elementares na matéria orgânica dentro de um reservatório são improváveis de afetar o 10 volume estimado de matéria orgânica em mais que uns poucos por cento. É importante determinar membros terminais adequados que produzam resultados CoMod precisos. Uma vez que as razões de 0M/HCPir para os exemplos mostrados foram 1,13 para óleo, 2,23 para 15 alcatrão, e 4,56 para pirobetume, os erros no processo de modelagem são muito mais importantes que erros menores associados com a constituição química destes materiais. Portanto, é particularmente importante confirmar os resultados modelados com separações de laboratório que 20 mostrem que as quantidades relativas de materiais solúveis versus insolúveis são similares. Isto é porque um volume de 5% de pirobetume tem uma resposta que é igual a cerca de 2,5% em volume de alcatrão.

Determinação de massa e volume para membros terminais em

2 5 amostras analisadas

A determinação do peso de cada membro terminal é prontamente calculada a partir dos resultados de CoMod em combinação com a relevante razão de 0M/HCpir. Como com outros pesos, os resultados são expressos em unidades de 30 miligramas por grama de rocha. As equações que são aplicadas para esta etapa são como seguem:

PeSOHCMembro_terminal (X) ~ THC (x) X "sRendímentO CoModMembro_terminal (X)

PeSO 0MMembro_ terminal (X)

OM/HCpir x Peso HCjyieitlI3ro

terminal (X) (14)

A determinação do volume de cada membro terminal é então obtida dividindo a massa do membro terminal para uma amostra pela densidade do membro terminal. A faixa da

CHcpir Peso NSOom 0M/HCpir = Peso OM/THI, ou

0M/HCpir = Peso OM/(Peso HHcPir + Peso CHcpir)

(10)

(H)

(12)

(13) densidade de matéria orgânica que é comumente encontrada em sistemas de reservatório de petróleo é razoavelmente estreita.

A densidade do óleo na indústria é medida em unidades de Gravidade API. A Gravidade API é calculada pela seguinte equação standard:

API = (141,5/SG a 60°F) - 131,5 (15)

onde SG é a gravidade especifica do fluido a 60°F. Portanto, neste exemplo, óleo de Gravidade API 30° tem uma densidade de 0,9 g/cm3, a qual também pode ser expressa como 0,9 mg/μΐ. A faixa de densidade para alcatrão e pirobetume está geralmente entre 1,0 e 1,15 mg/μΐ. A ocorrência de reservatórios de alcatrão com uma densidade se aproximando ou excedendo 1,15 mg/μΐ não é comum porque a densidade típica da água da formação é cerca de 1,15 mg/μΐ. Para que alcatrão se acumule na coluna de óleo por mecanismo de colocação normal, o alcatrão deve ser mais leve que a água da formação, entretanto, a densidade poderia estar sujeita a mudança baseada na alteração do material após a colocação. Em qualquer caso, os valores usados neste exemplo são consistentes com as restrições acima, com óleo, alcatrão e pirobetume tendo densidades de 0,9, 1,01, e 1,05 respectivamente. Usando estes valores, o volume dos membros terminais para a amostra podem ser calculados como segue:

Volume OMMembro_terminal (X) — PeSO OMMembro_Terminal (X) / DenS ídadeoM

(16)

Determinação do volume em termos da porcentagem de volume de rocha

Para relatar o volume de membros terminais de matéria orgânica, tais como alcatrão ou pirobetume, com o volume total de rocha, a densidade da matriz e a porosidade associada do reservatório na profundidade da amostra 35 devem ser conhecidas. Se um poço está sendo analisado enquanto perfurando, uma porosidade média pode ser usada através de seções do poço com resultados aceitáveis; entretanto, grandes mudanças na porosidade do reservatório podem resultar em indicação reduzida ou aumentada da quantidade de alcatrão no reservatório com relação ao volume. A equação para a porosidade do reservatório é como segue:

Phi(O)= [(volume aparente-volume de rocha)/volume aparente] x 100 (17)

Uma vez que os dados de pirólise são apresentados em mg HC/g de Rocha, o volume de OM para os membros terminais 10 pode ser relacionado com a porosidade determinando o volume aparente de rocha e o volume do membro terminal que está associado com 1 grama de rocha. 0 volume aparente do reservatório pode ser relacionado com a densidade e porosidade da matriz como segue:

Volume aparente (μΐ) = 1 / (densidade da matriz (densidade da mariz x Φ/100)) x 1000 (18)

No exemplo da Tabela 1, a densidade da matriz é 2,71 mg/μΐ, que é o valor para calcário. A porosidade era 15%, e o respectivo volume de membros terminais para esta amostra é 1,0% para óleo, 2,6% para alcatrão, e 2,9% para pirobetume.

Preparo de plotagens de volume de componentes membros terminais e porosidade do reservatório versus profundidade

Referindo-se à fig. 6, uma plotagem do volume de membros terminais em relação à porosidade do reservatório versus profundidade está ilustrada. As amostras foram obtidas de cortes de perfuração e a profundidade não pode ser determinada tão precisamente como com as amostras de 30 núcleo. Os resultados de VOM apresentados na plotagem incluem: Volume de Óleo (0IL_VPV_1; sombreamento de padrão hachurado), Volume de Alcatrão (TAR_VPV_1; sombreamento cinza claro), e Volume de Pirobetume (PB_VPV_1; sombreamento cinza escuro). A porosidade do 35 reservatório é mostrada pela curva pontilhada (PHIT).

Os resultados da análise VOM colocam claramente o topo de uma manta de alcatrão no reservatório em ~7.510 pés e indicam que ela é composta primariamente de pirobetume. Ao relacionar estes resultados com a porosidade (PHIT), a análise VOM mostra que a manta de alcatrão oclui 40-100% da porosidade disponível. A plotagem é particularmente 5 útil uma vez que ela apresenta os resultados VOM em uma escala que pode ser comparada diretamente com o importante parâmetro de porosidade do reservatório. Um geologista ou engenheiro de reservatório pode eficientemente e efetivamente utilizar estes dados para 10 fazer julgamentos com relação ao efeito do alcatrão em qualquer profundidade neste poço. Tabela 1. Ilustração das etapas de cálculo requeridas para desenvolver fatores de conversão relacionando rendimento total de hidrocarbonetos com o volume de matéria orgânica como um porcentual do volume de rocha.

Propriedades físicas e químicas de OM

Peso THI0Mpir H/ Com %H Peso Peso Peso Peso % de % de Peso de Peso OM / Com (mg) (de de de H de de de N, S, O0M N, S, Oom NSOom de OM HCpir CHNOS) CnH2n (de HHcpir Cncpir Cnâo- (mg/l elementar elementar (mg/l CHNOS) (mg/l (mg/l pir g de (de (mg/l g g de g de g de (mg/l TOC) CHNOS) de TOC) TOC) TOC) TOC) g de TOC) Óleo 30° 1000 1050 1, 90 14, 3 158, 3 150,2 8,2 899, 9 100,2 2,80% 33 1192 1, 13 API Alcatrão 1000 525 1,-5 14, 3 87, 5 75,1 12, 4 449,9 550,1 7, 30% 86 1173 2,23 Pirobetume 1000 250 0, 65 14, 3 54,2 35, 8 18, 4 214, 3 785, 8 7, 60% 87 1141 4, 58 Volume de determinação de matéria orgânica

THCpir CoMod Peso Peso Dens. Vol. Densidade Porosidade Volume Volume Volume (mg / de de OM da OM da OM da matriz aparente de de OM g de HCpir (mg/g (mg/μΐ) (μΐ/g (mg/μΐ) 1 g de poros 1 (% de rocha) (mg/g de de rocha g de vol. de de rocha) rocha) (μΐ) rocha rocha) rocha) (μΐ) Óleo 30° 11, 5 30% 3,45 3, 92 0,9 4, 35 2,71 15, 0 434 65 1,0% API Alcatrão 11,5 45% 5, 18 11, 56 1, 01 11, 45 2,71 15, 0 434 65 2,6% Pirobetume 11,5 25% 2,88 13,12 1, 05 12, 50 2,71 15, 0 434 65 2,9% Peso C0M (nig) - Peso de Carbono na Matéria Orgânica (OM) THI0mpir - índice Total de Hidrocarbonetos por pirólise H/Com (de CHNOS) - Razão Atômica H/C na Matéria Orgânica %H CnH2n - Porcentagem em peso de Hidrogênio em unidades estruturais de alcano

Peso de H (de CHNOS) - Peso calculado de Hidrogênio a partir da Análise Elementar

Peso de HHcpir (mg/l g de TOC) - Peso de Hidrogênio em HC pirolilzável por I g de TOC Peso de Hnao-Pir (mg/l g de TOC) - Peso de Hidrogênio em OM não pirolizável por I g de TOC

Peso de CHcpir (mg/l g de TOC) - Peso de Carbono em HC pirolizável por I g de TOC

Peso de CNão-Pir (mg/l g de TOC) - Peso de Carbono em OM não pirolizável por I g de TOC

% N, S, O0M(de chnos) - Porcentagem de Nitrogênio, Enxofre, e Oxigênio elementares na OM

Peso de NSO0M (mg) - Peso de Nitrogênio, Enxofre, e Oxigênio elementares na OM Peso OM (mg/l g de TOC) - Peso de Matéria Orgânica Total por I g de TOC

OM/HCpir - Razão de Matéria Orgânica para Hidrocarbonetos analisados por pirólise

Os dados de teste dinâmico para o poço também podem ser 25 usados para determinar quanto alcatrão ou pirobetume em relação à porosidade provocam um impacto prejudicial na performance do reservatório. Em qualquer caso, a capacidade para fornecer dados geoquímicos em unidades quantitativas de acordo com a invenção que podem ser 30 facilmente relacionadas com a performance do reservatório por não geoquímicos é um avanço importante que não foi provido por quaisquer outros métodos analíticos geoquímicos usados para auxiliar na caracterização do reservatório.

0 volume, do método de matéria orgânica (VOM) como aplicado para determinar o volume de vários membros terminais em uma amostra de rocha de reservatório de óleo fornece um complemento muito necessário para métodos petrofísicos correntemente disponíveis que são empregados para avaliar a ocorrência de alcatrão. Os métodos conhecidos para quantificar componentes orgânicos por 5 separação física são demorados e estão sujeitos a uma variedade de dificuldades na separação de material orgânico de rocha e ultimamente na obtenção de dados precisos tal que os componentes possam ser balanceados por massa. Os métodos puramente analíticos para avaliar 10 as quantidades destes materiais requerem que cada amostra seja submetida a uma série de testes sofisticados, os quais são tanto custosos quanto altamente demorados.

0 método da invenção provê resultados altamente reproduzíveis que podem ser aplicados rapidamente e de forma barata para um grande número de amostras e fornece outras vantagens que superam o subrelato de estruturas de hidrocarboneto encontradas em não hidrocarbonetos. Além disso, a quantidade de subrelato pode ser razoavelmente estimada para vários tipos de matéria orgânica pela aplicação de análise elementar e análise de carbono orgânico total para relativamente poucas amostras representativas. Devido ao fato de hidrogênio compreender uma porção relativamente pequena do peso da matéria orgânica e de a quantidade total de carbono poder ser determinada muito precisamente via análise de carbono orgânico total, o erro associado com a aplicação de tais correções é pequeno e estimado a ser não maior que 1,5%.

O volume do método de matéria orgânica da presente invenção portanto fornece um complemento muito necessário 30 para métodos petrofísicos que são correntemente empregados para avaliar a ocorrência de alcatrão na caracterização de reservatório de óleo. Como anotado anteriormente, a avaliação de alcatrão e/ou pirobetume em um reservatório tem sido complicada pelo fato que tais 35 materiais não ocorrem como uma composição uniforme em reservatórios. Ao contrário, os reservatórios tipicamente contêm misturas de vários materiais tais como óleo, alcatrão e pirobetume, os quais espacialmente exibem quantidades sempre alteradas de cada componente. A presente invenção evita os métodos da técnica anterior e a quantificação destes componentes por separações físicas 5 que são demoradas, caras e sujeitas a uma variedade de dificuldades associadas com a separação de material orgânico de rocha e ultimamente a obtenção de dados precisos onde os componentes possam ser balanceados por massa.

As configurações preferidas da invenção foram descritas e será aparente àqueles de experiência ordinária na técncia a partir desta descrição que várias modificações e substituições podem ser feitas, tal que o escopo da invenção deve ser determinado pelas reivindicações que 15 seguem.

Claims (14)

1. Método de análise geoquímica para determinar o volume de componentes de matéria orgânica, (OM) em uma amostra de rocha de reservatório de óleo tirada de um campo de óleo específico, onde os componentes de matéria orgânica correspondem a um número pré-determinado de membros terminais (x) selecionados do grupo que inclui óleo, alcatrão, pirobetume, querogênio, carvão, diesel e lama de perfuração, caracterizado pelo fato de compreender: a. obter e armazenar dados a partir da análise elementar de um número limitado de amostras da rocha do reservatório para determinar a porcentagem em peso de C, Η, N, SeO em membros terminais selecionados; b. calcular e registrar o índice Total de Hidrocarbonetos (THI) em mg de hidrocarbonetos por grama de carbono, como segue: THI = [(LV + TD + TC)/TOC] x 100 (3) onde LV, TD, TC e TOC estão definidos acima; c. calcular e registrar a quantidade média de hidrogênio presente nas porções pirolizáveis e não pirolizáveis dos membros terminais de acordo com o seguinte: Peso HHcpir (mg/l g de TOC) = %H CnH2n/100 x THI (mg de HC/g de TOC) x I g de TOC (5) e Peso HNâo-pir (mg/l g de TOC) = Peso Hom (mg/l g de TOC) - Peso HHCpir (mg/l g de TOC) (6) onde %HCnH2n é 14,3% Peso H0M (mg/l g de TOC) = H/C0m x (1000 mg C/Peso MO 1 . carbono) d. calcular e registrar o peso de carbono na OM pirolizável e OM não pirolizável de acordo com o seguinte: Peso CHCpir (mg/l g de TOC) = THI (mg/l g de TOC) x 1 g de TOC - Peso HHcpir (mg/l g de TOC) (7) e Peso Cnão_pir (mg/l g de TOC) = 1000 mg de TOC - Peso CHcpir (mg/l g de TOC) (8) e. calcular e registrar o peso de N, S, 0 no membro terminal orgânico de acordo com o seguinte: Peso NSOom ~ ("õNSOom/ 100) x (Peso Cncpir+Peso Cnao pirtPeso HHcpir + Peso Hnâo_pir) / (1-(%NS0OM/100) ) (9) f. calcular e registrar o peso de matéria orgânica para cada membro terminal em relação a um grama de TOC como segue: Peso OM (mg/l g de TOC) = Peso HHcpir + Peso Hnã0_pir + Peso CHcpir + Peso NSO0M (10) g. calcular e registrar a razão de matéria orgânica para hidrocarboneto (0M/HCpir) de acordo com o seguinte: 0M/HCPir = Peso OM/THI, ou (11) 0M/HCpir = Peso OM/(Peso HHcpir + Peso CHcpir) (12) h. calcular e registrar o peso de cada membro terminal selecionado (X) em miligramas por grama de rocha de acordo com o seguinte: Peso HCMembro terminai(x) THC(χ) x ^Rendimento CoModMembro terminal (X) (13) e Peso OMjyiembro terminal (X) 0M/HCpir X PeSO HC[y[embro_ terminal (X) (14) i. determinar o volume de cada membro terminal (X) selecionado dividindo a massa de cada membro terminal pela densidade do membro terminal de acordo com o seguinte: Volume OMMembro terminal (X) PeSO OMMembro_Terminal (X) / DenS idadeoM / (16) e j. registrar os resultados da etapa (i) para cada um dos membros terminais e exibir visualmente os dados para análise.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de incluir determinar o volume de membros terminais de matéria orgânica como uma porcentagem do volume total de rocha como segue: k. prover os valores para pelo menos porosidade média e densidade de matriz para a rocha do reservatório na profundidade na qual a amostra foi recuperada; l. calcular o volume aparente em microlitros de acordo com o seguinte: Volume Aparente (μΐ) = 1/(densidade da matriz (densidade da matriz x Φ)/100)) x 1000 (18) m. aplicar o valor da determinação do volume aparente da etapa (1) para o volume de matéria orgânica calculada na etapa (i) para calcular o volume dos membros terminais de matéria orgânica selecionados como uma porcentagem da amostra de rocha do reservatório.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender as etapas (b) e (i) para uma pluralidade de amostras recuperadas de diferentes profundidades em um furo de poço.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de cinco membros terminais serem selecionados.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de os membros terminais selecionados serem óleo, alcatrão e pirobetume.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o valor da densidade para óleo aplicado na etapa (i) ser a gravidade API em gramas/cm3.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de os valores de densidade para membros terminais outros que óleo serem determinados por análise de amostras representativas de membros terminais obtidas previamente do campo de óleo.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de os dados de modelagem composicional empregados serem baseados em uma solução que soma a diferença entre o rendimento calculado e o rendimento real para uma pluralidade de etapas de dados para cada amostra de membro terminal de matéria orgânica selecionado para minimizar interativamente o erro agregado entre todos os membros terminais selecionados.

9. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de os dados de massa e volume serem registrados e exibidos para interpretação por pessoal em tempo real e a informação interpretativa ser usada para o geodirecionamento de perfuração de poço horizontal.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a análise elementar ser executada em porções representativas de amostras do núcleo de rocha tiradas previamente do campo de óleo.

11. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de incluir produzir uma exibição gráfica na forma de uma plotagem do volume calculado de material orgânico para pelo menos óleo, alcatrão e pirobetume versus profundidade.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de incluir uma plotagem de porosidade versus profundidade na exibição gráfica.

13. Método para determinar o volume de matéria orgânica, (VOM) em cada um de uma pluralidade de membros terminais presentes em rocha de reservatório de óleo pela qual passa um poço, caracterizado pelo fato de compreender as seguintes etapas: a. coletar e preparar amostras de rocha para análise pelo método POPI/ASw; b. completar a análise para obter dados brutos para cada amostra que incluem, arquivos de valores separados por vírgula (CSV) consistindo de etapa, temperatura, e resposta FID incrementai ou rendimento de HC; c. identificar os membros terminais de matéria orgânica local presentes na rocha do reservatório em modelagem composicional a partir do grupo que inclui óleo, alcatrão, pirobetume, carvão, querogênio, diesel, contaminantes da lama e outros componentes localmente significativos; d. completar a modelagem composicional para determinar os rendimentos relativos de hidrocarbonetos em mg HC/g de rocha para cada amostra de membro terminal orgânico analisada; e. obter propriedades físicas e químicas dos membros terminais de matéria orgânica selecionados; f. calcular o relacionamento entre o rendimento pirolítico e massa/volume para cada membro terminal selecionado; g. analisar amostras de membros não terminais do poço e obter os dados descritos nas etapas (d) a (f); h. determinar a massa e volume para cada membro terminal selecionado em todas as amostras; i. usar valores disponíveis de densidade de matriz, densidade de grão e porosidade para a porção da rocha do reservatório pela qual o poço passa, determinar as porcentagens em volume de cada membro terminal selecionado em todas as amostras analisadas; e j. preparar plotagens gráficas do volume de membros terminais encontrados em cada amostra como uma função da profundidade e relacionar os dados com a porosidade do reservatório para interpretação para avaliar quanto hidrocarboneto imovível em relação à porosidade do reservatório terá um efeito prejudicial nos objetivos de performance do reservatório.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de incluir controlar a produção de óleo a partir do poço baseado na interpretação das plotagens gráficas da etapa (j).