CN101939504B - 优化未处理的油页岩几何形状以控制下沉 - Google Patents

Abstract

提供从地下地层开采烃的方法。地下地层可包括油页岩。方法可包括传导加热位于开发区域中的富含有机物岩层的部分，从而将位于富含有机物岩层中的加热区域中的地层烃的至少一部分热解为烃流体。可以从一个或多个在地层中完井的井筒中产生热，例如通过电阻加热元件。在富含有机物岩层内保存至少一个未加热区域。这使一部分开发区域基本上未热解。确定或配置至少一个未加热区域的大小，以便基本上优化开发区域的这样部分，其中富含有机物岩石被热解，同时控制富含有机物岩层上的下沉。

Description

优化未处理的油页岩几何形状以控制下沉

相关申请的陈述

本申请要求2007年12月10日提交的美国临时专利申请号61/007,044的权益。该申请的名称为“优化未处理的油页岩几何形状以控制下沉(Optimization ofUntreated Oil Shale Geometry to Control Subsidence)”，并且将其通过引用以其全部内容并入本文。

背景技术

技术领域

本发明涉及从地下地层回收烃的领域。更具体地，本发明涉及从富含有机物岩层原位回收烃流体，所述岩层包括例如油页岩地层、煤地层和沥青砂地层。本发明还涉及在开采作业期间最大化页岩油回收同时控制表面下沉的方法。

技术讨论

已知某些地质地层包含被称为“干酪根(kerogen)”的有机物。干酪根是固体含碳物质。

当干酪根被嵌在岩层中时，该混合物被称为油页岩。事实是不管该矿物质在技术上实际上是不是页岩，它都是从致密粘土形成的岩石。

干酪根暴露于热一段时间后经历分解。加热后，干酪根在分子水平上分解以产生油、气和含碳焦炭。还可以产生少量的水。油、气和水流体在该岩石基体内变成流动的，而含碳焦炭保持基本上不动。

在世界范围内的各个地区包括美国都发现了油页岩地层。这种地层显著地在怀俄明州、科罗拉多州和犹他州发现。油页岩地层往往位于相对浅的深度并且通常的特征在于有限的渗透性。一些人认为油页岩地层是这样的烃沉积物，其还没有经历认为是形成常规油和气储量所需的多年热和压力。

干酪根分解产生流动烃的速率依赖于温度。在许多岁月的期间一般超过270℃(518℉)的温度对于实质性转化来说可能是必需的。在更高的温度下实质性转化可以在更短的时间内发生。当干酪根被加热足够时间期间时，化学反应将形成固体干酪根的较大分子断裂成较小的油和气分子。热转化工艺被称为热解或干馏。

从油页岩地层提取油已经尝试了许多年。近地表油页岩在地表被开采并干馏已经一个多世纪。在1862年，James Young开始加工苏格兰油页岩。该工业持续了大约100年。商业上通过地表开采的油页岩干馏也已经在其它国家进行。这样的国家例如澳大利亚、巴西、中国、爱沙尼亚、法国、俄国、南非、西班牙、约旦和瑞典。然而，因为它证实是不经济的或者由于废页岩处理上的环境限制，该实践在最近几年已经大部分停止。(参见T.F.Yen和G.V.Chilingarian，“Oil Shale，”Amsterdam，Elsevier，p.292，其全部公开内容通过引用方式并入本文。)此外，地表干馏需要开采油页岩，这限于对非常浅地层的具体应用。

在美国，自从20世纪00年代早期就已经知道在西北的科罗拉多州存在油页岩沉积物。尽管时不时在该地区开展研究项目，但是还没有进行真正的商业开发。大部分对油页岩生产的研究在20世纪00年代后期进行。该研究主要是针对页岩油地质学、地球化学以及在地表设施中的干馏。

在1947年，美国专利号2,732,195授予Ljungstrom。该发明名称为“Methodof Treating Oil Shale and Recovery of Oil and Other Mineral Products Therefrom(处理油页岩的方法以及从中回收油和其它矿物产品)”的专利提议在高温下将热原位应用于油页岩地层以蒸馏和开采烃。该′195 Ljungstrom专利通过引用并入本文。

Ljungstrom杜撰了短语“热供给通道(heat supply channels)”以描述钻到地层中的井筒。该井筒接收将热传递到周围油页岩的电热导体。因此，热供给通道充当热注入井。热注入井中的电热元件被放在砂或水泥或其它导热材料内，以允许热注入井将热传送到周围的油页岩中，同时防止流体的流入。根据Ljungstrom，在某些应用中，该“集合体(aggregate)”被加热至500℃与1,000℃之间。

与热注入井一起，流体生产井在热注入井附近完井。将热导入集合体或岩行基体中后，随着干酪根被热解，产生的油和气将通过邻近的生产井被回收。

Ljungstrom通过Swedish Shale Oil Company实施了他的从加热井筒进行热传导的方法。全规模的工厂被建立，其从1944年运行至20世纪50年代。(参见G.Salamonsson，“The Ljungstrom In Situ Method for Shale-Oil Recovery，”2^nd Oil Shaleand Cannel Coal Conference，v.2，Glasgow，Scotland，Institute of Petroleum，London，p.260-280(1951)，其全部公开内容通过引用的方式并入本文)。

另外的原位方法已经被提出。这些方法一般涉及将热和/或溶剂注入地下油页岩中。热可以以加热的甲烷(参见J.L.Dougan的美国专利号3,241,611)、烟道气或过热蒸汽(参见D.W.Peacock的美国专利号3,400,762)的形式。热还可以以电阻加热、电介体加热、射频(RF)加热(美国专利号4,140,180，其被转让给位于伊利诺斯州芝加哥的ITT Research Institute)或者氧化剂注射的形式，以支持原位燃烧。在某些情况中，人工渗透性已经在基岩中形成以有助于热解流体的运动。渗透性产生方法包括挖掘、碎石化(rubblization)、水力压裂(参见M.L.Slusser的美国专利号3,468,376以及J.V.Vogel的美国专利号3,513,914)、爆炸压裂(参见W.W.Hoover等的美国专利号1,422,204)、热压裂(参见R.W.Thomas的美国专利号3,284,281)以及蒸汽压裂(参见H.Purre的美国专利号2,952,450)。

已经公开在叠加传导压裂或同一井中电极之间运用交流电或射频电能，以便加热地下岩层。参见美国专利号3,149,672，其名称为“Method and Apparatus forElectrical Heating of Oil-Bearing Formations(电加热含油地层的方法和设备)”；美国专利号3,620,300，其名称为“Method and Apparatus for Electrically Heating aSubsurface Formation(电加热地下地层的方法和设备)”；美国专利号4,401,162，其名称为“In Situ Oil Shale Process(原位油页岩方法)”；和美国专利号4,705,108，其名称为“Method for In Situ Heating of HydrocarbonaceousFormations(原位加热含烃地层的方法)”。美国专利号3,642,066，其名称为“Electrical Method and Apparatus for the Recovery of Oil(用于回收油的电学方法和装置)”，提供了通过在不同的井之间运用交流电在地下岩层中电阻加热的描述。其他描述了在井筒内产生有效电极的方法。参见美国专利号4,567,945，其名称为“Electrode Well Method and Apparatus(电极井方法和设备)”；和美国专利号5,620,049，其名称为“Method for Increasing the Production of Petroleum From aSubterranean Formation Penetrated by a Wellbore(增加从井筒穿过的地下岩层开采汽油的方法)”。美国专利号3,137,347，其名称为“In Situ Electrolinking of OilShale(油页岩的原位电连接)”，描述了一种方法，通过该方法，电流流过连接两个井的压裂，以得到在周围地层的块体(bulk)中开始的电流动。主要由于地层的体电阻，发生地层加热。F.S.Chute和F.E.Vermeulen，Present and PotentialApplications of Electromagnetic Heating in the In Situ Recovery of Oil，AOSTRA J.Res.，v.4，p.19-33(1988)描述了重油小规模试验，其中使用″电预热(electricpreheat)″在两个井之间流动电流，以降低粘度，并在井之间产生通信信道，用以跟随蒸汽驱。

在1989年，美国专利号4,886,118授予Shell Oil Company(壳牌石油公司)，其全部公开内容通过引用并入本文。该名称为“Conductively Heating aSubterranean Oil Shale to Create Permeability and Subsequently Produce Oil(传导性加热地下油页岩以产生渗透性以及随后生产油)”的专利声明“[c]ontrary to theimplications of...prior teachings and beliefs...the presently described conductiveheating process is economically feasible for use even in a substantially impermeablesubterranean oil shale.(与...在先的教导和看法的暗示相反...目前描述的传导加热工艺对于甚至在基本上不可渗透的地下油页岩中的应用来说是经济上可行的。)”(第6栏，第50-54行)。尽管有该声明，但应当注意，除了Ljungstrom的中请外，几乎没有——如果有的话——出现商业性原位页岩油生产。该′118专利提出控制每个热注入井周围的岩石内的热传导速率以提供均匀的热前缘。

油页岩干馏和页岩油回收的另外历史可以在名称为“Methods of Treating aSubterranean Formation to Convert Organic Matter into Producible Hydrocarbons(处理地下地层以将有机物转化成可采出烃的方法)”的共有美国专利号7,331,385中找到。该专利的背景和技术公开内容通过引用并入本文。

与从岩石基体特别是浅深度的那些岩石基体开采烃相关，对于地表下沉可能存在着担忧。关于原位加热富含有机物岩石——其中一部分基体本身被热转化并移除，这特别是实际情况。最初，例如，地层可含有固体形式的地层烃，例如干酪根。最初，地层也可含有水溶性矿物。最初，地层也可以是流体流基本上不可渗透的。

原位加热基体热解至少一部分的地层烃以产生烃流体。在这方面，原位加热和从油页岩开采油和气将容积上为大部分的加热油页岩转化为烃流体。容积部分，例如加热油页岩的最终孔隙度，可以是差不多15％到35％，最可能在20％到30％之间。

热解过程在富含有机物岩层中的成熟的(热解的)富含有机物岩石地带产生空隙和渗透性。热解在富含有机物岩层也产生热诱生裂隙。热解和增加的渗透性的组合使烃流体从地层开采出来。同时支撑基质材料的损失也产生表面下沉的可能。

对生产页岩油的改进方法存在需求。此外，对在页岩油开采作业期间预期和控制下沉的改进方法存在需求。更进一步，对优化被处理的岩石的量以便最大化从富含有机物岩层回收烃的方法存在需求。

发明内容

本文描述的一个或多个方法在提高页岩油回收方面具有多种益处。在各实施方式中，这样的益处可包括从富含有机物岩层增加开采烃流体，和控制由于开采作业造成的下沉。

提供在开发区域中从地下地层开采烃的方法。该地层含有富含有机物的岩石。在一个方面，富含有机物岩层由固体烃类组成。优选地，固体烃类包含干酪根。

在一个实施方式中，方法包含主要通过传导生热加热富含有机物岩层的部分，例如一些对流加热可以进行，但是主要的传热机理是传导加热，例如使用非氧化生热过程。加热将至少一部分位于富含有机物岩石中的加热区域中的地层烃热解为烃流体。该方法也包括在不有意加热的富含有机物岩层内保存至少一个未加热区域。这样，至少一个基本上没有热解的地带留在地层内部。与方法相关，该至少一个未加热区域的大小被确定以便基本上优化加热区域。这样，地下地层上的下沉可能性被控制。

该方法不局限于进行地层烃加热的方式，只要加热主要是传导的。主要传导生热可包括非氧化加热，其指为了该应用，富含有机物岩层不被人为地暴露于氧气。例如，非氧化生热可包括通过在一个或多个加热井中使用电阻加热元件或通过在一个或多个加热井的管道系统中使用一个或多个井下燃烧器进行辐射加热。可选地，非氧化生热包含通过如下产生的热：(1)使电流通过位于富含有机物岩层中的压裂内的电阻粒状材料；或(2)使热的流体流动通过富含有机物岩层内的平行支撑的垂直压裂。这些后者技术在名称为“Methods of Treating a SubterraneanFormation to Convert Organic Matter into Producible Hydrocarbons(处理地下地层以将有机物转化成可采出烃的方法)”的WO 2005/010320以及名称为“HydrocarbonRecovery from Impermeable Oil Shales(从不可渗透性油页岩中回收烃)”的专利出版物WO 2005/045192中教导。这两篇专利出版物的背景部分和技术公开内容通过引用并入本文。

优选地，控制富含有机物岩层上的下沉的步骤包括不超过最大下沉标准。术语“最大下沉标准”指运用一个或多个标准以量化或控制下沉。在一个方面，最大下沉标准是表面在加热地层之前和之后的(海拔)高度差异的量度。例如，(海拔)高度差异可以小于一英尺或大约为一英尺。在另一方面，最大下沉标准是在地下地层上或附近不存在断层。例如，不存在断层可以是在富含有机物岩层和其上地下水地层之间不存在断层。

未加热区的大小将根据处于开发的富含有机物岩层的性质而变化。在一个方面，至少一个未加热区域代表不超过开发区域的50％。可选地，至少一个未加热区域代表不超过开发区域的25％。更优选地，至少一个未加热区域代表不超过开发区域的10％。

用于从地下地层开采烃的方法也可包括在开发区域内选择至少一个未加热区域的几何形状(geometry)的步骤。在一个方面，至少一个未加热区域限定一个比认为是所选定几何形状的下沉破裂点的面积至少大5％的面积。在另一方面，至少一个未加热区域限定一个比认为是所选定几何形状的下沉破裂点的面积至少大10％的面积。破裂点可以是小于大约一英尺的表面下沉预测范围(projectedincidence)，例如，大于一英尺并且上至三英尺。在一个方面，破裂点是开发区域的选择部分在加热前后的高度差，当地面使用权的拥有者或管理者观察时其是不明显的。

对于至少一个未加热区域，可以使用多种具体结构。在一个方面，基本上四边形的单一大面积保持未加热。在另一方面，两个或更多较小的正方形、矩形、六边形或偏菱形保持未加热，产生支柱。在又一方面，多个星形面积被保存以免充分热解。

在一个实施方式中，该方法进一步包括钻至少一个冷却井通过至少两个未加热区域的每一个，并且将冷却液注入到每个冷却井中，以便抑制至少两个未加热区域中的热解。每个冷却井可包括例如用于循环冷却液的井下管道系统组件。冷却液可以是未加热的流体，或已经在地表冷却的流体。

也提供从含有富含有机物岩石的地下地层开采烃，同时控制开发区域中的下沉的方法。在一个方面，该方法包括：

(a)提供富含有机物岩层内的地下地带的有限元计算机模型；

(b)为所述计算机模型提供指定加热区，和位于所述地下地带中所述指定加热区附近的未加热区，从而提供所述地下地带中所述未加热区与所述加热区的选定大小比率；

(c)选定所述加热区和所述未加热区的地质力学特性；

(d)确定在所述加热区内的第一流体压力下，在所述加热区上或附近的岩石中，是否已经达到下沉破裂点；

(e)确定在所述选定大小比率下，在所述指定加热区内的较低的第二流体压力下，在所述指定加热区上或附近的岩石中是否已经达到下沉破裂点，从而模拟所述地下地带中的流体压力降低；和

(f)加热大致在所述选定大小比率下的所述指定加热区内的地下地层，从而将在所述富含有机物岩石中发现的地层烃的至少一部分热解为烃流体。

优选地，富含有机物岩层由油页岩组成。地质力学特性可以包括泊松比、弹性模量、剪切模量、拉梅常数、V_p/V_s或它们的组合。地质力学特性可进一步或另外包括莫尔-库仑破坏准则。

在一个方面，确定下沉破裂点在指定加热区上或附近的岩石中是否已经达到的步骤(e)包括确定指定加热区上或附近的岩石中的主应力是否是张力。可选地，确定下沉破裂点在指定加热区上或附近的岩石中是否已经达到的步骤(e)包括确定指定加热区上或附近的岩石中的剪切应力是否超过莫尔-库仑破坏准则。

该方法可进一步包括如下步骤：

(f)通过增加所述指定加热区相对于所述未加热区的大小，提高所述选定大小比率的大小，从而提供新的选定大小比率；

(g)以所述新的选定大小比率重复步骤(c)到(e)；和

(h)使用所述有限元计算机模型，证实在所述新的选定大小比率下所述指定加热区上或附近的岩石中没有达到所述下沉破裂点。如果下沉破裂点没有达到，那么所述方法可进一步包括加热大致在所述新的选定大小比率的所述指定加热区内的地下地层。

也提供从开发区域中富含有机物岩层开采烃，同时控制下沉区域的方法。在一个方面，该方法包括：

(a)选定待被加热的地下地层的区域，从而提供加热区；

(b)选定保存未被加热的地下地层的区域，从而提供未加热区；

(c)提供所述加热区的地质力学特性的初始值，所述地质力学特性代表所述加热区中地下地层的软化状况；

(d)给所述加热区选定连续降低的孔隙压力值；

(e)在所述地质力学特性的初始值下，在所述连续降低的孔隙压力值的每一个下，评估以下至少一个：(1)所述加热区上岩石的位移，和(2)所述加热区附近所述未加热区中的最大主应力，以预测在所述加热区中下沉的可能性；和

(f)加热所述加热区中的地下地层的该区域，从而引起其中的富含有机物岩石热解。

优选地，地下地层是油页岩地层。在一个方面，所述方法进一步包括：

(f)提供所述地质力学特性的第二值，以便相对于所述地质力学特性的初始值模拟所述富含有机物岩石的进一步软化；和

(g)在所述地质力学特性的第二值下评估以下至少一个：(1)所述加热区上岩石的位移，和(2)所述加热区附近未加热区中的最大主应力，以便预测在所述加热区中下沉的可能性。

在另一方面，所述方法可进一步包括：

(h)响应于步骤(g)，如果预测到所述加热区上下沉的最小可能性，那么相对于所述未加热区的大小增加所述加热区的大小；和

(i)以该增加的大小重复步骤(c)到(g)。

在又一方面，未加热区限定第一结构，并且该方法进一步包括：

(h)响应于步骤(g)，如果预测到所述加热区上下沉的最小可能性，那么将保存未加热的地下地层的结构改变为第二结构；和

(i)以该改变的结构重复步骤(c)到(g)。

在又一方面，保存未加热的地下地层的区域限定第一结构，并且方法进一步包括：

(h)响应于步骤(g)，如果预测到所述加热区上下沉的最小可能性，那么使用所述未加热区的第二结构，相对于所述未加热区的大小增加所述加热区的大小；和

(i)以该第二、更大的结构重复步骤(c)到(g)。

本文也提供最小化地下地层中未热解油页岩的方法。在一个实施方式中，该方法包括：

提供有限元模型计算机程序；

为程序选定地下地层的第一体积进行处理；

为程序选定第一体积上和附近的岩石的第二体积不进行处理；

初始化第二体积处于地质力学应力状态；

给第二体积中的岩石选定杨氏模量；

给第一体积选定杨氏模量，其比给第二体积选定的杨氏模量低；

选定第一体积内的孔隙压力；

逐渐降低孔隙压力以模拟第一体积中地层烃的热解和从第一体积中流体的除去；和

评估以下至少一个：(1)第一体积上的岩石的位移，和(2)第二体积中的最大主应力，以便预测下沉的可能性。

在该方法中，孔隙压力可被降低至接近流体静压力的值。这种降低优选是渐进步骤降低，意味着压力降低是基本相等的值。

本文也提供从油页岩地层开采烃的方法。在一个方面，所述方法包括：

机械表征作用于油页岩地层的地质力(geological force)；

在至少部分热解所述油页岩地层后，机械表征所述油页岩地层；

选择第一原型柱几何形状；

选择第一原型柱几何形状的尺寸，代表所述油页岩地层的第一选定百分数面积；

在第一选定百分数面积下运行第一原型柱几何形状的下沉模型；和

评估油页岩地层的破裂是否可在选定的第一原型柱几何形状和第一选定百分数面积下发生。

在一方面，该方法进一步包括下列步骤：

选择第一原型柱几何形状的新尺寸，代表所述油页岩地层的第二选定百分数面积；

在第二选定百分数面积下运行第一原型柱几何形状的下沉模型；和

评估油页岩地层的破裂是否可在选定的第一原型柱几何形状和第二选定百分数面积下发生。

在一方面，方法进一步包括下列步骤：

选择第二原型柱几何形状；

选择第二原型柱几何形状的尺寸，代表所述油页岩地层的第一选定百分数面积；

在第一选定百分数面积下运行第二原型柱几何形状的下沉模型；和

评估油页岩地层的破裂是否可在选定的第二原型柱几何形状和第一选定百分数面积下发生。

在一个实施方式中，评估油页岩地层的破裂是否可在选定的第一原型柱几何形状和第一选定百分数面积下发生包括确定临近油页岩地层的岩石是否进入张力状态。可选地，评估油页岩地层的破裂是否可在选定的第一原型柱几何形状和第一选定百分数面积下发生包括确定在上覆岩层中岩石是否发生明显位移。

本文也提供的是最小化烃开发区域中环境影响的方法。在一个方面，该方法包括考察烃开发区域的地形，并确定易下沉而没有显著环境影响的地形的部分。然后，该方法进一步包括在易下沉而没有显著环境影响的地形的那些部分下面传导加热油页岩地层，以便热解油页岩和产生烃。

在一个实施方式中，该方法进一步包括确定比易下沉而没有显著环境影响的地形的部分对下沉更环境敏感的地形部分，并且抑制在该更环境敏感的地形部分下面油页岩地层部分的加热，从而形成支柱。抑制加热的步骤可包括钻至少一个冷却井通过对下沉更环境敏感的地形部分下面的油页岩地层，然后将冷却液注入冷却井，以便抑制在对下沉更环境敏感的地形部分下面的油页岩地层部分内的热解。抑制下沉可以可选地或另外包括不积极地加热对下沉更环境敏感的地形部分至可测量的热解发生的程度。

最后，本文提供输入烃的方法。在一个实施方式中，该方法包括定位在第一国家的边境外的地下地层，该地下地层含有富含有机物岩石。该方法也包括安排将烃流体装入海运船只，然后安排使海运船只运输烃流体到第二国家例如美国边境内的转运油库(terminal)。在该方法中，烃流体作为在整个开发区域传导加热地下地层，从而将富含有机物岩石中的地层烃的至少一部分热解为烃流体的结果而产生。

在该输入方法中，以精密的方式进行加热地下地层，以通过保存地层内至少一个没有显著地加热的地带，从而留下基本上未热解的至少一个未加热区域中富含有机物岩石中的地层烃，来控制下沉，其中至少一个未加热区域位于该开发区域内。优选地，富含有机物岩层由油页岩组成。

附图说明

为了能够更好地理解本发明，在此附上一些图、图表、曲线图和流程图。然而，应当注意，这些图仅仅图解了本发明的所选实施方式并且因此不应当认为限制了范围，因为本发明可以容许其它等效的实施方式和应用。

图1是例证性烃开发区域的横截面等距视图。该开发区域包括限定地下地层的富含有机物岩石基体。

图2A-2B提供表示在一种实施方式中从富含有机物岩层原位热回收油和气的一般方法的统一流程图。

图3是在地下水含水层内或连接到地下水含水层的例证性油页岩地层以及地层淋滤操作的横截面侧视图。

图4提供例证性加热井模式的平面图。在各自的生产井周围显示的是两层加热井。

图5是一柱状图，其比较了在模拟的原位干馏工艺前后的一吨Green River油页岩。

图6是用于地下地层开发的示例性采出液加工设备的工艺流程图。

图7是阐明地质力学应力的莫尔-库仑原理的图。

图8是示出可以关于本文公开的方法的一个实施方式进行实施的步骤的流程图。

图9提供在一个实施方式中页岩油开发区域的地图视图(map view)。该开发区域包括加热井和生产井。

图10是可选页岩油开发区域的地图视图。该开发区域也包括加热井和生产井。

图11A和11B一起提供可以关于本文公开的方法的可选实施方式实施的步骤的流程图。

图12A是用于地下地层中地层应力的有限元模拟的模型几何形状的实例。该模型代表四分之一的处理体积加围绕它的未处理区域。

图12B是示出作用于岩石系统的应力的图。所述岩石系统包括处理的层段。横向应力由标记“σ_x”和“σ_y”的箭头表示。由于上覆岩层重力引起的垂直应力由标记“σ_z”的箭头示出。

图13A和13B一起显示可以关于本文公开的从地下地层开采烃的方法的可选实施方式进行实施的步骤。图13A和13B以流程图的形式呈现图12A的模型几何形状的实施。

图14A到14D显示在作用于油页岩开发区域内的岩石上的最大主应力方面的计算机模型的结果。在这些结果中，处理的油页岩的处理后弹性模量被模拟为比其处理前的值小300倍。

在图14A中，地下处理体积中的孔隙压力假设为1,858psi。

在图14B中，处理体积中的孔隙压力假设为1,458psi。因此，处理体积中的孔隙压力已被渐进减少了400psi，以确定处理体积周围的岩石中的应力如何被改变。

图14C表示第三压力渐进(increment)。处理体积中的流体压力被进一步减少至1,058psi。这代表另一个400psi渐进下降。

在图14D中，处理体积中的孔隙压力进一步减少400psi至658psi。因此，处理体积中的孔隙压力已被下降至刚好高于流体静压力的水平。这代表计算机模拟的逻辑终点。

图15A到15D显示用于产生在图14A到14D中显示的应力的同一计算机模型计算的位移。

在图15A中，地下处理体积中的孔隙压力假设为1,858psi。

在图15B中，处理体积中的孔隙压力减少至1,458psi。因此，处理体积中的孔隙压力已被渐进减少了400psi，以确定处理体积周围的岩石中的发生的位移量。

在图15C中，处理体积中的孔隙压力进一步减少至1,058psi。

在图15D中，处理体积中的孔隙压力进一步减少至658psi。因此，处理体积中的孔隙压力已被下降至刚好高于流体静压力的水平。这再次代表计算机模拟的逻辑终点。

图16是如此图，其中不同的线由处理体积中的流体压力(在水平或“x”轴上示出)对模型地层中的最大主应力(在垂直或“y”轴上示出)构成。显示了代表处理体积的不同处理后弹性模量的4次不同模拟。

图17显示可以关于本文公开的从地下地层开采烃的方法的可选实施方式实施的步骤。图17以流程图形式呈现图12A的模型的另一个实施。

图18是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38出现的每个碳数假组分的重量百分数图。

图19是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C20假组分的重量百分数比率图。

图20是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C25假组分的重量百分数比率图。

图21是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C29假组分的重量百分数比率图。

图22是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从正C6至正C38出现的正构烷烃(正烷烃，normal alkane)化合物的重量百分数图。

图23是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C20烃化合物的重量百分数比率图。

图24是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C25烃化合物的重量百分数比率图。

图25是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C29烃化合物的重量百分数比率图。

图26是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38的每个碳数的正构烷烃化合物与假组分的重量比图。

图27是一柱状图，其显示在取自在三个不同应力水平下进行的重复实验室实验的气体样品中存在的烃种类的摩尔百分数浓度。

图28是在下面实施例1中描述的无应力帕尔加热测试验(unstressed Parrheating test)中使用的金管设备的示例图。

图29是在如下所述的实施例1-5中使用的帕尔容器的横截面图。

图30是从实施例1中取出的气体的气相色谱图。

图31是从实施例1中取出的液体的全油气相色谱图。

图32是实施例2-5所使用的Berea圆筒、Berea塞和油页岩岩心样品的示例图。

图33是在实施例2-5中使用的微型负荷机架和样品组件的示例图。

图34是从实施例2中取出的气体的气相色谱图。

图35是从实施例3中取出的气体的气相色谱图。

图36是从实施例3中取出的液体的全油气相色谱图。

图37是从实施例4中取出的气体的气相色谱图。

图38是从实施例4中取出的液体的全油气相色谱图。

图39是从实施例5中取出的气体的气相色谱图。

某些实施方式详述

定义

如本文所用，术语“烃(一种或多种)”是指具有包含与氢结合的碳的分子结构的有机物。烃还可包括其它元素，例如但不限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。

如本文所用，术语“烃流体”是指为气体或液体的烃或烃混合物。例如，烃流体可包括在地层条件下、在加工条件下或在环境条件(15℃以及1个大气压)下为气体或液体的烃或烃混合物。烃流体可以包括例如油、天然气、煤层甲烷、页岩油、热解油、热解气、煤的热解产物以及其它处于气态或液态的烃。

如本文所用，术语“采出液(produced fluids)”和“产出液(production fluids)”是指从包括例如富含有机物岩层在内的地下地层移出的液体和/或气体。采出液可以包括烃流体以及非烃流体。采出液可以包括但不限于热解页岩油、合成气、煤的热解产物、二氧化碳、硫化氢和水(包括蒸汽)。采出液可以包括烃流体以及非烃流体。

如本文所用，术语“可冷凝烃”是指在大约25℃和一个大气绝对压强下冷凝的那些烃。可冷凝烃可以包括碳数大于4的烃的混合物。

如本文所用，术语“非冷凝烃”是指在大约25℃和一个大气绝对压强下不冷凝的那些烃。非冷凝烃可以包括碳数小于5的烃。

如本文所用，术语“重烃(heavy hydrocarbons)”是指在环境条件(15℃以及1个大气压)下高粘性的烃流体。重烃可包括高粘性烃流体，诸如重油、焦油和/或沥青。重烃可包括碳和氢以及较小浓度的硫、氧和氮。另外的元素也可以痕量存在于重烃中。重烃可按照API(美国石油学会)比重进行分类。重烃的API比重一般在约20度以下。例如，重油的API比重一般为约10-20度，而焦油的API比重一般在约10度以下。重烃的粘度在15℃下一般大于约100厘泊。

如本文所用，术语“固体烃”是指在地层条件下以基本同体形式天然发现的任何烃物质。非限制性实例包括干酪根、煤、不纯石墨、沥青岩和大然地蜡。

如本文所用，术语“地层烃(岩层烃)”是指在富含有机物岩层中包含的重烃和固体烃。地层烃可以是但不限于干酪根、油页岩、煤、沥青、焦油、天然地蜡和沥青岩。

如本文所用，术语“焦油”是指在15℃下粘度一般大于约10,000厘泊的粘性烃。焦油的比重一般大于1.000。焦油的API比重可小于10度。“沥青砂”指其中具有焦油的地层。

如本文所用，术语“干酪根”是指主要含有碳、氧、氮、氧和硫的固体不溶性烃。油页岩含有干酪根。

如本文所用，术语“沥青”是指在二硫化碳中可充分溶解的非晶固体或粘性烃物质。

如本文所用，术语“油”是指含有可冷凝烃混合物的烃流体。

如本文所用，术语“地下(subsurface)”是指出现在地球表面以下的地质地层。

如本文所用，术语“富含烃地层”是指任何含有痕量以上烃的地层。例如，富含烃地层可以包括以大于按体积计5％的水平含有烃的部分。位于富含烃地层中的烃可以包括例如油、天然气、重烃和固体烃。

如本文所用，术语“富含有机物岩石”是指任何拥有固体烃和/或重烃的岩石基体。岩石基体可包括但不限于沉积岩、页岩、粉砂岩、砂、沉积石英岩、碳酸盐和硅藻土。富含有机物岩石可包含干酪根。

如本文所用，术语“地层”是指任何可定义的地下区域。该地层可包含任何地质地层的一个或多个含有烃的层、一个或多个不含烃的层、上覆岩层和/或下伏岩层。

“上覆岩层”和/或“下伏岩层”是目标地层上面或下面的地质物质。上覆岩层或下伏岩层可包括一个或多个不同类型的基本上不可渗透性物质。例如，上覆岩层和/或下伏岩层可包括岩石、页岩、泥岩或湿/紧密碳酸盐(即不含烃的不可渗透性碳酸盐)。上覆岩层和/或下伏岩层可包括相对不可渗透的含烃层。在某些情况下，上覆岩层和/或下伏岩层可以是渗透性的。

如本文所用，术语“富含有机物岩层”是指任何含有富含有机物岩石的地层。富含有机物岩层包括，例如，油页岩地层、煤地层和沥青砂地层。

如本文所用，术语“热解”是指通过施加热将化学键断裂。例如，热解可包括仅通过热和通过热与氧化剂结合将化合物转换成一种或多种其它物质。热解可包括通过加入氢原子将化合物的性质改变，所述氢原子可以从分子氢、水、二氧化碳或一氧化碳中得到。热可以被转移到一部分地层以引起热解。

如本文所用，术语“水溶性矿物”是指在水中可溶的矿物。水溶性矿物包括，例如，苏打石(碳酸氢钠)、碱灰(碳酸钠)、片钠铝石(NaAl(CO₃)(OH)₂)或其组合。大量的溶解可需要热水和/或非中性pH溶液。

如本文所用，术语“地层水溶性矿物”是指在地层中天然发现的水溶性矿物。

如本文所用，术语“迁移污染物种类(migratory contaminant species)”是指在水或含水流体中可溶或可移动的种类，并且被认为对人类健康或环境有潜在危害或有利害关系。迁移污染物种类可包括无机和有机污染物。有机污染物可包括饱和烃、芳烃和含氧烃。无机污染物可包括各种类型的金属污染物和离子污染物，其可显著改变pH或地层流体化学。芳烃可包括，例如，苯、甲苯、二甲苯、乙苯和三甲基苯，以及各种类型的多芳烃诸如蒽、萘、

和芘。含氧烃可包括，例如醇、酮、酚和有机酸如羧酸。金属污染物可包括，例如，砷、硼、铬、钴、钼、汞、硒、铅、钒、镍或锌。离子污染物包括，例如，硫化物、硫酸盐、氯化物、氟化物、氨、硝酸盐、钙、铁、镁、钾、锂、硼和锶。

如本文所用，术语“裂化(cracking)”是指这样的过程，其涉及有机化合物的分解和分子重组以产生数目比最初存在的更多的分子。在裂化中，一系列反应伴随着氢原子在分子间的转移而发生。例如，石脑油可以经历热裂化反应以形成乙烯和H₂以及其它分子。

如本文所用，术语“下沉”是指地表相对于该地表的原始海拔向下移动。

如本文所用，术语层的“厚度”是指层横截而的上下边界之间的距离，其中该距离是与该横截面的通常斜面垂直地测量的。

如本文所用，术语“热压裂(thermal fracture)”是指地层中所产生的压裂，所述压裂是通过一部分地层和/或地层内流体的膨胀或收缩直接或间接引起的，该膨胀或收缩又是由于加热通过增加/降低该地层和/或该地层内流体的温度和/或通过增加/降低该地层内流体的压强而引起的。热压裂可以传播到比加热区域冷很多的附近区域或者在该附近区域形成。

如本文所用，术语“水力压裂(hydraulic fracture)”是指至少部分传播到地层中的压裂，其中所述压裂是通过将加压流体注射到地层中产生的。尽管使用术语“水力压裂”，但是本文的发明不限于在水力压裂中使用。本发明适合在以本领域普通技术人员考虑适合的任何方式产生的任何压裂中使用。该压裂可通过注入支撑剂材料人工地保持开放。水力压裂可在方向上基本水平、在方向上基本垂直或者沿着任何其它平面定向。

如本文所用，术语“井筒”是指在地下通过钻孔或将管道插入到地下所制成的孔。井筒可具有基本上圆形的横截面，或者其它横截面形状(例如圆、椭圆、正方形、长方形、三角形、裂缝或其它规则或不规则形状)。如本文所用，当提及地层中的开孔时，术语“井”可以与术语“井筒”交换使用。

如本文使用的，术语“未加热的”指岩石地层没有被加热或者以其他方式没有被充能至引起位于富含有机物地层中的地层烃明显热解的程度。

相反地，术语“加热”指岩石地层已经被加热或者以其他方式充能至引起位于富含有机物地层中的地层烃可测量热解的程度。

如本文使用的，术语“最大下沉标准”指量化和控制下沉的一个或多个标准。

传导加热指主要传热机理是传导传热，例如一些对流加热仍可发生。可选地，或另外地，传导加热也可包括非氧化加热。出于该申请的目的，非氧化加热指不使用地层燃烧方法热解富含有机物岩层。在这方面，富含有机物岩层不被人为地暴露于氧气。

具体实施方式的描述

本发明在本文关于某些具体实施方式进行描述。然而，就下面的详述具体到特定实施方式或特定应用来讲，这意图只是例证性的并且不应当解释为限制本发明的范围。

如本文所讨论，本发明的一些实施方式包括或具有与回收自然资源的原位方法相关的应用。自然资源可以从含有富含有机物岩石的地层包括例如油页岩地层回收。富含有机物岩石可包括地层烃，其包括例如干酪根、煤和重烃。在本发明的一些实施方式中，自然资源可包括烃流体，其包括，例如，地层烃诸如页岩油的热解产物。在本发明的一些实施方式中，自然资源还可包括水溶性矿物，其包括，例如，苏打石(碳酸氢钠或者2NaHCO₃)、碱灰(碳酸钠或Na₂CO₃)和片钠铝石(NaAl(CO₃)(OH)₂)。

图1呈现了例证性油页岩开发区域10的透视图。开发区域10的地表12被显示。地表12下面是各种地下地层20。地层20包括例如富含有机物岩层22和其下的非富含有机物岩层28。图解的富含有机物岩层22包含地层烃(诸如，例如干酪根)以及可能有价值的水溶性矿物(诸如，例如苏打石)。

应当理解，代表性地层22可以是任意富含有机物岩层，例如，其包括含有煤或沥青砂的岩石基体。此外，构成地层22的岩石基体可以是渗透性的、半渗透性的或基本非渗透性的。本发明在最初具有非常有限的或实际上无流体渗透性的油页岩开发区域是特别有利的。

为了进入地层22以及从中回收自然资源，形成了多个井筒。首先，某些井筒14被示出沿开发区域12的外周。这些井筒14最初被设计用作加热井。加热井提供热解富含有机物岩层22中的烃固体的热。在一些实施方式中，对于加热井14提供15到25英尺的井间隔。在热解过程之后，外周的井筒14可被转换为注水井。选择的注入井14用向下的箭头“I”表示。

图解的井筒14呈现为所谓的“行列驱”排列。然而，如关于图4更充分讨论的，可以提供各种其他的排列。本文公开的发明不限于加热井或注水井所选择的排列或方法。

附加的井筒16以开发区域10内部的14显示。这些代表生产井。生产井的代表性井筒16相对于地表12在方向上基本垂直。然而，应当理解，生产井的一些或全部井筒16可以偏离成钝角或甚至水平的方向。选择的生产井16以向上的箭头“P”表示。

在图1的排列中，每个井筒14、16在油页岩地层22中完井。完井可以是裸眼井或下套管井。生产井井筒16的井完成还可包括从中发散的支撑或未支撑的水力压裂。生产完成之后，这些内部的井筒16的一些可以被转换成出水井。

在图1的视图中，对于注入井，只有八个井筒14被显示，并且对于生产井，只有八个井筒16被显示。然而，应当理解，在油页岩开发项目中，许多附加的井筒14、16将被钻出。生产井的井筒16可定位在相对近的邻近，其分开10英尺至高达300英尺。可选地，井筒可被分开30至200英尺或50至100英尺。

典型地，井筒还可以在浅的深度处完井，其真实的垂直深度为200至5,000英尺。可选地，井筒可以在1,000至4,000英尺，或1,500至3,500英尺处完井。在一些实施方式中，以原位干馏为目标的油页岩地层在地表下大于200英尺的深度处。在可选的实施方式中，以原位干馏为目标的油页岩地层在地表下大于500、1,000或1,500英尺的深度处。在可选的实施方式中，以原位干馏为目标的油页岩地层在地表下200和5,000英尺之间的深度处，可选地在1,000和4,000英尺之间的深度处、1,200和3,700英尺之间的深度处、或1,500和3,500英尺之间的深度处。

如所述，井筒14、16在被转换为注水井和产油井和/或水溶性矿物溶液生产井之前，选择用于某些初始功能。一方而，井筒14、16被设计尺寸以按指定顺序用于两个、三个或四个不同目的。适合的工具和设备可以顺序地进入井筒14、16中和从井筒14、16中取出以用于各种目的。

采出液处理设备60也在图1中示意地显示。处理设备60被安装来通过一个或多个管线或出油管线18接受产生自富含有机物岩层22的流体。流体处理设备60可包括适于接受和分离从加热地层22产生的油、气和水的设备。流体处理设备60可进一步包括这样的设备，所述设备用于在从富含有机物岩层16中回收的采出水中分离出溶解的水溶性矿物和/或迁移污染物种类，其包括例如溶解的有机污染物、金属污染物或离子污染物。如果热解在不存在氧气或空气的情况下进行，污染物种类可包括芳烃。这些可以包括苯、甲苯、二甲苯、乙苯和三甲基苯。污染物还可包括多芳烃诸如蒽、萘、

和芘。金属污染物可包括，包含砷、硼、铬、汞、硒、铅、钒、镍、钴、钼或锌的种类。离子污染物种类可包括，例如，硫酸盐、氯化物、氟化物、锂、钾、铝、氨和硝酸盐。其它种类例如硫酸盐、氨、铝、钾、镁、氯化物、氟化物和酚也可存在。如果应用氧或空气，污染物种类也可包括酮、醇和氰化物。此外，存在的具体的迁移污染物种类可包括上述种类的任何亚组或组合。

为了回收油、气和钠(或其它水溶性矿物)，可以采取一系列步骤。图2呈现了在一种实施方式中从富含有机物岩层原位热回收油和气的方法200的流程图。应当理解，图2中一些步骤的顺序可以进行变化，并且该步骤顺序仅仅用于说明。

首先，鉴别油页岩开发区域12。该步骤显示在方框210中。油页岩开发区域包括油页岩(或其他富含有机物岩石)地层22。任选地，油页岩地层22包括苏打石或其它钠矿物。

油页岩地层22内的目标开发区域12可以通过测量或模拟油页岩的深度、厚度和有机物丰富度以及评价地层22相对于其它岩石类型的位置、结构特征(例如断层、背斜层或向斜层)或水文地质单元(即含水层)进行鉴别。这是通过从有效的测试和资料建立和解释深度、厚度、有机物丰富度和其它数据的图和/或模型实现的。这可包括进行地质学表面勘测、研究露头、进行地震勘测和/或钻井筒以从地下岩石获得岩心样品。

在一些油田中，地层烃诸如油页岩可以存在于一个以上的地下地层中。在一些情况中，富含有机物岩层可以被不含烃的岩层或者具有很少或没有商业价值的岩层分开。因此，对于烃开发内油田的经营者来说，可以期望进行分析将哪个地下富含有机物岩层作为目标或者它们应当以什么顺序进行开发。

富含有机物岩层可以基于不同因素进行选择以便开发。一个这样的因素是地层内含烃层的厚度。较大的产油气带厚度可以表明更大潜在体积的烃流体生产。每个含烃层可具有这样的厚度，所述厚度取决于例如该含地层烃层形成的条件而变化。因此，如果富含有机物岩层22包括至少一个厚度足以经济生产所采出烃流体的含地层烃层，那么该地层将一般被选择进行处理。

如果紧密间隔在一起的几个层的厚度足以进行采出液的经济生产，那么富含有机物岩层22也可以被选择。例如，地层烃的原位转化过程可包括选择并处理厚度大于约5米、10米、50米或者甚至100米的富含有机物岩层内的层。以这种方式，到富含有机物岩层上面和下面形成的层的热损失(作为总注入热的部分)可小于从一薄层地层烃的这种热损失。然而，本文描述的过程也可包括选择并处理这样的层，其可包括基本上不含地层烃的层或者地层烃薄层。

一个或多个富含有机物岩层的丰富度也可以被考虑。对于油页岩地层，丰富度通常是干酪根含量的函数。油页岩地层的干酪根含量可以使用各种数据从露头或岩心样品确定。这样的数据可以包括有机碳含量、含氢指标以及修正的Fischer试验分析。Fischer试验是这样的标准方法，其包括在一小时内将含地层烃层的样品加热至约500℃，收集从加热样品产生的流体，以及量化所产出的流体的量。

丰富度可取决于诸多因素，包括含地层烃层的形成条件、该层中地层烃的量和/或该层中地层烃的组成。薄且丰富的地层烃层可以能产生比更厚、不太丰富的地层烃层明显更多有价值的烃。当然，从既厚又丰富的地层生产烃是期望的。

地下地层渗透性也可以通过岩石样品、露头或地下水流的研究进行评估。此外，开发区域与地下水源的连通性可以进行评估。因此，富含有机物岩层可以基于地层基体的渗透性或孔隙度选择以进行开发，即使地层的厚度相对薄。相反地，如果出现与地下水的垂直连续性，那么富含有机物岩层可被放弃。

石油工程师已知的其它因素可以在选择开发地层时被考虑。这样的因素包括发现的产油气带的深度、厚度的连续性和其它因素。例如，地层内被评估的流体生产含量也将影响最后的体积生产量。

其次，多个井筒14、16横跨目标开发区10形成。该步骤示意地显示在方框215中。为了方框215的井筒形成步骤的目的，最初只有一部分井需要完成。例如，在项目开始时，热注入井是需要的，而大部分烃生产井还不需要。生产井可以在一旦转换开始后引入，例如在加热4-12个月后。

加热富含有机物岩层的目的是热解至少一部分固体地层烃以产生烃流体。固体地层烃可以通过将富含有机物岩层(或者地层内的加热区域)升高至热解温度而原位热解。在某些实施方式中，地层温度可以被缓慢升高至热解温度范围。例如，原位转化过程可包括加热至少一部分富含有机物岩层以将该区域的平均温度以小于每天选定量(例如大约10℃、5℃、3℃、1℃、0.5℃或0.1℃)的速度升高至大约270℃以上。在进一步的实施方式中，该部分可以被加热，从而选定区域的平均温度可小于约375℃，或者在一些实施方式中，小于约400℃。

该地层可以被加热，从而地层内的温度(至少)达到初始热解温度，即热解开始发生的温度范围下限处的温度。热解温度范围可以根据地层内地层烃的种类、加热方法和热源分布而变化。例如，热解温度范围可包括约270℃与约900℃之间的温度。可选地，地层目标区域的体相可以被加热至300℃与600℃之间。在可选实施方式中，热解温度范围可以包括约270℃与约500℃之间的温度。

应当理解，石油工程师将研究出井筒14、16最佳深度和安排的方案，这取决于预期储层特性、经济约束因素和工作进度安排约束因素。此外，工程人员将决定何种井筒14或16应当用于初始地层22加热。该选择步骤通过方框220描述。

关于热注入井，存在多种将热施加到富含有机物岩层22的方法。本文公开的方法不限于所应用的加热技术，只要在地层中的加热是非氧化的。加热步骤一般由方框225代表。

富含有机物岩层22被加热至足以热解至少一部分油页岩以便将干酪根转化成烃流体的温度。转化步骤通过方框230描述在图2中。所形成的液体和烃气可以被粘制成类似普通商业石油产品的产品。这样的液体产品包括运输燃料诸如柴油机、喷气机燃料和石脑油。产生的气体包括轻烷烃、轻烯烃、H₂、CO₂、CO和NH₃。

优选地，对于原位过程，方框225和230的加热和转化过程发生在长的时间期间内。一方面，加热期间为3个月至四年或更多年。可选地，地层可被加热1至15年，可选地，3至10年、1.5至7年、或2至5年。还有作为方框230的任选部分，地层22可以被加热至足以将至少一部分苏打石转化为碱灰的温度，如果存在苏打石的话。在这方面，熟化油页岩并且回收油和气所施加的热也会将苏打石转化成碳酸钠(碱灰)——一种相关的钠矿物。将苏打石(碳酸氢钠)转化成碱灰(碳酸钠)的方法在本文中被描述。

一些生产过程包括在从富含有机物岩层基本上去除地层水溶性矿物之前，原位加热包含地层烃和地层水溶性矿物的富含有机物岩层。在本发明的一些实施方式中，在原位加热之前不需要部分、基本上或完全去除水溶性矿物。

油页岩转化成烃流体可在起初基本不可渗透的地层22中的岩石中增加渗透性。例如，渗透性可由于通过施加热引起的加热部分内热压裂的形成而增加。随着加热部分的温度增加，水可由于蒸发而被去除。蒸发的水可以逃逸和/或从地层中去除。此外，加热部分的渗透性也可以增加，这是在宏观规模上由于加热部分内至少些地层烃的热解而产生烃流体的结果。

在一个实施方式中，富含有机物岩层在加热该富含有机物岩层之前具有小于1毫达西的初始总渗透性，可选地小于0.1或0.01毫达西。富含有机物岩层22的加热部分内选定区的渗透性也可以在该选定区由于传导被加热时迅速增加。例如，热解至少一部分富含有机物岩层可以将该部分选定区内的渗透性增加至约1毫达西，可选地大于约10毫达西、50毫达两、100毫达西、1达西、10达西、20达西或50达西。因此，该部分选定区的渗透性可以增加大于大约10、100、1,000、10,000或100,000的因数。

与加热步骤225有关，富含有机物岩层22可以任选地被压裂以有助于传热或随后的烃流体采出。任选的压裂步骤显示在方框235中。压裂可以通过施加热在地层内产生热压裂而实现。热压裂可发生在经受加热的中间区域以及更冷的附近区域。附近区域中的热压裂是由于压裂的蔓延以及更热区域中膨胀所引起的张应力。因此，通过加热富含有机物岩石以及将干酪根转变成油和气，渗透性不但通过流体形成和蒸发而且通过热压裂形成而增加。增加的渗透性有助于地层内的流体流动以及从干酪根产生的烃流体的采出。

可选地，可以使用被称为水力压裂的工艺。水力压裂是在油和气回收领域中已知的工艺，其中注入流体在井筒内被加压超过地层的压裂压力，由此在地层内产生压裂面以将井筒内产生的压力释放。水力压裂可被用于在地层22的部分中产生附加渗透性和/或被用于提供平面加热源。

名称为“Methods of Treating a Subterranean Formation to Convert Organic Matterinto Producible Hydrocarbons(处理地下地层以将有机物转化成可采出烃的方法)”的国际专利出版物WO 2005/010320描述了水力压裂的一种用途，并且其通过引用以其全部内容并入本文。该国际专利出版物教导使用电导压裂加热油页岩。加热元件通过形成井筒以及然后水力压裂井筒周围的油页岩地层而构造。压裂中填充有形成加热元件的电导材料。煅烧石油焦炭是示例性的合适的传导材料。优选地，压裂在从水平井筒延伸的垂直方向上产生。电可以通过传导性压裂从每个井的跟部被传导到每个井的趾部。电流可以通过与靠近趾部的一个或多个重直压裂相交叉的、用于提供相反电极性的另外水平井形成。该WO2005/010320方法产生“原位烘炉”，所述原位烘炉通过施加电热而工熟化油页岩。热传导加热油页岩至超过300℃的转化温度，其引起人工熟化。

国际专利公布号WO 2005/045192教导了可选的加热方法，其利用加热流体在油页岩地层内的循环。在WO 2005/045192的方法中，超临界加热的石脑油可以通过地层中的压裂进行循环。这意味着油页岩通过循环稠密的热的烃蒸汽穿过一系列密集的水力压裂而加热。一方面，压裂是水平形成的并且按照惯例被支撑。320℃-400℃的压裂温度被保持长达五至十年。汽化的石脑油可以是优选的加热介质，这是由于其高的体积热容、容易得到和在加热温度下相对低的降解速率。在WO 2005/045192方法中，随着干酪根熟化，流体压力将驱动产生的油到加热的压裂中，其中它将随着循环的烃蒸汽被采出。

作为烃流体生产工艺200的部分，某些井筒16可被指定为油和气生产井。该步骤通过方框240进行描述。直到确定干酪根已经被充分干馏以允许来自地层22的油和气的稳定流，才可以启动油和气生产。在某些情况中，专用生产井直到热注入井14(方框230)已经运行几周或几月后才被钻井。因此，方框240可以包括用于生产的附加井筒16的形成。在其它情况中，选定的加热井被转变成生产井。

在某些井筒16已经被指定作为油和气生产井后，油和/或气从井筒16中被采出。油和/或气采出工艺被显示在方框245中。在这个阶段(方框245)，任何水溶性矿物诸如苏打石和转化的碱灰可能作为油页岩床内良好分散的晶体或团块保持基本上限制在富含有机物岩层22中，而没有被采出。然而，一些苏打石和/或碱灰可以被溶解于在地层内热转化(方框235)期间产生的水中。因此，采出液可不但含有烃流体，而且含有包含水溶性矿物的含水流体。在这种情况中，在采出液处理设备60，采出液可被分离成烃蒸汽和水蒸气。此后，水溶性矿物和任何迁移污染物种类可从水蒸汽回收，如下面更充分讨论的。

方框250表示油和气回收方法100中的任选下一步骤。这里，某些井筒14被指定为注水井或含水流体注入井。在生产井已经停止作业后，这是优选进行的。

用于注入井的含水流体是水与其它种类的溶液。该水可以构成“盐水”，并且可包括溶解的元素周期表第I和II族元素的氯化物、硫酸盐和碳酸盐的无机盐。有机盐也可存在于含水流体中。该水可选地可以是包含其它种类的新鲜水。其它种类可以存在以改变pH。可选地，其它种类可以反映微成水的可用性，所述微咸水在希望从地下沥滤的种类中是不饱和的。优选地，用于注水井的井筒14选自最初用于热注入或油和/或气生产的井筒中的一些或全部。然而，方框250的步骤的范围可以包括用作专用注水井的仍然是附加的井筒14的钻井。

注意，在图1的排列中，用于注水井的井筒14沿开发区域10的外周完井。这用作产生高压的边界。然而，如上讨论的，可以使用注水井的其他排列。

其次，水或含水流体通过注水井被注入并且进入油页岩地层22。该步骤显示在方框255中。水可以处于蒸汽或加压热水的形式。可选地，注入水可以是冷的并且随着它接触预先加热的地层而变热。注入工艺可进一步包括压裂。该工艺可以在距离注水井筒14一些距离例如高达200英尺外的具有苏打石的层段中产生指状空穴和角砾区域。一方面，气顶，诸如氮气，可以被保持在每一“空穴”顶端以防止垂直生长。

随着某些井筒14被指定为注水井，设计工程师还可以将某些井筒16指定为出水井。该步骤显示在方框260中。这些井可以与用于先前生产烃的井相同。出水井可被用于产生溶解的水溶性矿物的水溶液。例如，该溶液可以主要是溶解的碱灰的溶液。该步骤显示在方框265中。可选地，单个井筒可以被用于注入水并且然后回收钠矿物溶液。因此，方框265包括使用同一井筒14用于水注入和水或含水溶液生产的选择(方框265)。

井筒用于超过一个目的帮助降低方案成本和/或减少实施某项任务需要的时间。例如，一个或多个生产井也可被用作随后将水注入富含有机物岩层中的注入井。可选地，一个或多个生产井也可被用作随后循环含水溶液通过富含有机物岩层以便滤去迁移污染物种类的出水井。

在其它方而，生产井(以及在一些情况中加热井)最初可被用作脱水井(例如在加热开始前和/或当加热最初被启动时)。此外，在一些情况中，脱水井可随后被用作生产井(以及在一些情况中用作加热井)。因此，脱水井可以被布置和/或设计以便这种井可随后被用作生产井和/或加热井。加热井可以被布置和/或设计以便这种井可随后被用作生产井和/或脱水井。生产井可以被布置和/或设计以便这种井可随后被用作脱水井和/或加热井。类似地，注入井可以是最初被用作其它目的(例如加热、生产、脱水、监控等)的井，并且注入井可随后被用于其它目的。类似地，监控井可以是最初用作其它目的(例如加热、生产、脱水、注入等)的井。最后，监控井可随后被用于其它目的，例如水生产。

去除水溶性矿物可表示水溶性矿物的去除程度，水溶性矿物从本领域中已知的任何商业溶液采矿操作中发生。基本上去除水溶性矿物可近似为去除富含有机物岩层内烃流体生产的目标区域中存在的特定水溶性矿物总量的5wt％以上。在可选实施方式中，富含有机物岩层的原位加热以热解地层烃可以在从富含有机物岩层去除大于3wt％，可选地7wt％、10wt％或13wt％的地层水溶性矿物之前开始。

水溶性矿物可包括钠。水溶性矿物还可包括苏打石(碳酸氢钠)、碱灰(碳酸钠)、片钠铝石(NaAl(CO₃)(OH)₂)或其组合。表面处理可进一步包括在地表设备中通过与CO₂反应将碱灰转化回到碳酸氢钠(苏打石)。

产生钠矿物溶液的步骤(方框265)可包括在地表设备中处理含水溶性矿物的水溶液以去除其中的水溶性矿物部分。该处理步骤可包括通过改变水溶液的温度引起的沉淀去除水溶性矿物。

在采出苏打石之前加热油页岩以生产油和气的影响是将苏打石转化成更可回收形式(碱灰)，并且提供渗透性，有助于其随后的回收。水溶性矿物的回收可以在干馏油生产后就进行，或者它可以被留下几年的时期，后来回收。如果期望的话，碱灰可在地表上被容易地转化回苏打石。这种转化可容易地完成使得两种矿物可有效地互换。

在热解过程中，通过产生其中地层温度被保持在热解温度下的外周区域，可以限制烃流体和迁移污染物种类的迁移。优选地，地层温度被保持在原位水的冷冻温度以下。将地下冷冻用于稳定加固不良的土壤或者给流体流动提供挡板在本领域中是已知的。Shell Exploration and Production Company(壳牌勘探和生产公司)已经在几个专利中讨论了应用冷冻壁用于油页岩生产，包括美国专利号6,880,633和美国专利号7,032,660。壳牌的′660专利使用地下冷冻以防止原位页岩油生产期间地下水流动和地下水污染。公开了所谓冷冻壁的应用的另外的专利是美国专利号3,528,252、美国专利号3,943,722、美国专利号3,729,965、美国专利号4,358,222和美国专利号4,607,488。

冷冻壁可通过穿过周边的井来循环制冷剂而形成，以大大降低岩层22的温度。这又防止了油田周边存在的干酪根热解以及油和气向外迁移。冷冻壁也将导致周边的地层中天然水冻结。这用于防止热解流体迁移入油田外的地下水中。

一旦烃开采开始，控制烃和迁移污染物种类的迁移也可以通过选择性布置注入井16和生产井14以使流出加热区域的流体流最小化而获得。典型地，这涉及将注入井安置在加热区域周围以便引起压力梯度，该压力梯度防止加热区域内部的流离开该区域。注入井可以注入水、蒸汽、CO₂、加热的甲烷或其它流体，以驱使裂化的干酪根流体向内进入生产井。

在部分或完全去除水溶性矿物后，含水溶液可被再注入到地下地层，在那里它可以被隐蔽。该地下地层可以与原始富含有机物岩层相同或不同。

水通过页岩油地层的循环在图3的一个实施方式中示出。图3表示烃开采情况下的油田300。图3是在油田300内的例证性油页岩地层22的横截面图。地层22是在地下水含水层内或连接到地下水含水层以及是淋滤操作的地层。四个分开的油页岩地层区域23、24、25和26被描绘在油页岩地层内。含水层在地表面12下面，并且被分为上部含水层30和下部含水层32。上部含水层30和下部含水层32的中间是弱透水层31。可以看出，地层22的某些区域既是含水层或弱透水层又是油页岩区域。一对井34、36被显示垂直向下穿过含水层30、32。这些井中的一个被充当注水井34，而另外一个充当出水井36。以这种方式，水通过至少较低的含水层32进行循环38。

图3图解显示了穿过被加热的油页岩体积37的水循环38，所述油页岩体积位于含水层32内或者与含水层32相连，并且烃流体先前从油页岩体积37中回收。通过注水井34将水注入促使水进入预先加热的油页岩37。然后，水溶性矿物和迁移污染物种类被冲到出水井36。水然后可以在水处理设备(没有示出)中进行处理，其中水溶性矿物(例如苏打石或碱灰)和迁移污染物可基本上从水流中去除。迁移污染物种类可通过使用例如吸附材料、反渗透、化学氧化、生物氧化和/或离子交换去除。这些方法的实例在本领域中都是已知的。示例性吸附材料可包括活性炭、粘土或漂土。

在一个方面，在完成烃开采后，操作员可计算油页岩地层的孔体积。然后，操作员循环等于一孔体积的水量，其主要目的是产生溶解的碱灰和其他水溶性钠矿物的水溶液。然后，操作员可循环等于二、三、四或甚至五额外孔体积的水量，其目的是沥滤出任何残留的水溶性矿物和其他非含水种类，包括例如残留的烃和迁移污染物种类。携带采出的水通过水处理设备。注入水且然后采出具有沥滤的矿物的注入水的步骤在方框270中显示。

水被再注入到油页岩体积37中，直到先前加热的油页岩区37中迁移污染物种类的水平处于环境可接受的水平。这可能需要1个循环、2个循环、5个循环或更多循环的地层沥滤，其中单个循环表示注入和采出大约一孔体积的水。

注入的水可被处理以增加迁移污染物种类和/或水溶性矿物的溶解性。该调节可包括加入酸或碱以调节溶液的pH。然后，从富含有机物岩层将所形成的水溶液采出到地表，进行加工。

水循环通过油页岩体积37优选在大部分烃流体已从成熟的富含有机物岩石开采出之后完成。在一些实施方式中，在烃流体开采步骤(方框225、230)之后，可延迟循环步骤(方框170)。循环或“沥滤”可被延迟以使从加热步骤产生的热更深地迁移进入周围的未熟化富含有机物岩石区，以将周围的未熟化富含有机物岩石区内的苏打石转化为碱灰。可选地，沥滤可被延迟以使从加热步骤产生的热在周围的未熟化富含有机物岩石区内产生渗透性。此外，可以基于当前和/或预测的碳酸氢钠——碱灰——的市场价格，延迟沥滤。

应当理解，在实际的油页岩开发10中可能有许多注水井34和出水井36。此外，该体系可包括在油田的选定点放置的一个或多个监控井39。监控井39可以在油页岩加热阶段、页岩油生产阶段、沥滤阶段或者在这些阶段的任意组合期间使用，以便监控迁移污染物种类和/或水溶性矿物。此外，监控井39可被配置有测量井筒内温度、压力和/或流体性质的一个或多个仪器。在一些实例中，生产井也可用作监控井或者以另外方式实施。

如上所示，几个不同类型的井可被用于富含有机物岩层的开发，包括例如油页岩油田。例如，富含有机物岩层的加热可以通过使用加热井完成。加热井可包括，例如，电阻加热元件。公开了使用电阻加热器以原位生产油页岩的早期专利是美国专利号1,666,488。′488专利在1928年授予Crawshaw。自1928年，已经提出了各种井下电加热器的设计。例证性的设计在美国专利号1,701,884、美国专利号3,376,403、美国专利号4,626,665、美国专利号4,704,514和美国专利号6,023,554中介绍。

在一个方面，可通过在多个井筒内提供电阻管线或材料形成电阻加热器。然后，将导电颗粒物质置于两个或三个相邻井筒之间，电流通过井筒之间。电流通过井筒使得电阻热主要从井筒内细长导管或电阻颗粒材料产生。在另一方面，电阻热主要从注入相邻井筒之间的地层中的导电材料产生。电流通过两个井筒之间的导电材料，以便将电能转化为热能。在任一实例中，通过热传导将热能传导到地层，以加热富含有机物岩石。

电阻器的使用——其中电流穿过电阻材料，所述电阻材料将分散作为热的电能——区别于电介质加热，在电介质加热中高频振荡电流在附近材料中感应出电流并且使它们加热。

共有美国专利申请号61/109,369也是指导性的。该申请在2008年10月29日提交，其名称为“Electrically Conductive Methods for Heating a Subsurface Formationto Convert Organic Matter into Hydrocarbon Fluids(加热地下地层以将有机物转化为烃流体的电导方法)”。该申请教导使用在富含有机物岩层中布置的并具有不同性质电阻的两种或更多种材料。电流通过地层中的材料以产生电阻热。原位放置的材料提供电阻热，而没有在井筒附近产生过热部位。该专利申请通过引用以其全部内容并入本文。

期望的是以预先计划的布井方式为油页岩油田安排加热井和生产井。例如，加热井可以以各种布井方式安排，包括但不限于三角形、正方形、六边形和其它多边形。该布井方式可以包括规则的多边形以促进均匀的加热穿过放置了加热井的至少部分地层。该布井方式还可以是行列驱井网。行列驱井网一般包括第一加热井线性阵列、第二加热井线性阵列，以及位于第一和第二加热井线性阵列之间的生产井或者生产井线性阵列。

加热井的排列可以被这样放置，以使每个加热井之间的距离小于约70英尺(21米)。一部分地层可以用加热井加热，所述加热井基本上与烃地层的边界平行地放置。在可选的实施方式中，加热井的排列可以被这样布置，使得每个加热井之间的距离可以小于约100英尺、或50英尺、或30英尺。无论加热井的排列或之间的距离如何，在某些实施方式中，在富含有机物岩层内布置的加热井与生产井之间的比例可大于约5、8、10、20或更多。

在加热井之间散布的通常是一个或多个生产井。注入井同样可以被布置在重复性布井方式的单元内，其可类似于或不同于加热井所用的布井方式。在一个实施方式中，单个生产井被至多一层加热井环绕。这可包括排列诸如5点、7点或9点阵列，其中生产和加热井交互成行。在另一实施方式中，两层加热井可以环绕生产井，但是其中加热井是错列的，以便存在无障碍通道用于远离另外的加热井的大部分流动。可以应用流动和储层模拟以评估原位产生的烃流体当它们从其原始地点迁移到生产井时的通道和温度历史。

图4提供例证性的使用一层以上加热井的加热井排列的平面图。该加热井排列的使用与从页岩油开发区400生产烃相关。在图4中，加热井排列使用第一层加热井410，其被第二层加热井420环绕。第一层410中的加热井以431被提及，而第一层420中的加热井以432被提及。

生产井440被显示在井层410和420中央。应当注意，相对于生产井440，井第二层420中的加热井432与井第一层410中的加热井431有所偏移。目的是为转化的烃提供这样的流动通道，其使加热井第一层410中的加热井附近的行程最小化。这又使得当烃从第二层井420流动到生产井440时从干酪根转化的烃的二次裂化最小化。两层410、420中的加热井431、432进一步可以被这样安排，使得通过加热从第二层420中的每个加热井432中产生的大部分烃能迁移到生产井440，而不通过显著提高了地层温度的区域。

在图4的例证性排列中，第一层410和第二层420每个都限定5点布井。然而，应当理解可以使用其它布井，诸如3点或6点布井。在任何情况中，包括加热井第一层410在内的多个加热井431被置于生产井440周围，其中包括加热井第二层420在内的第二多个加热井432被置于第一层410周围。

在一些实例中，期望使用在特定方向上伸长的井网，尤其在最有效热传导率的方向。热对流可以受不同因素影响，诸如层面和地层内的应力。例如，热对流可在与地层上最小水平主应力垂直的方向更有效。在一些情况中，热对流可在与最小水平主应力平行的方向更有效。可以进行伸长，例如在行列驱井网或点布井。

与油页岩油田的开发相关，可期望的是，按照步骤225和230热通过地下的前进是均匀的。然而，由于多种原因，尽管加热井和生产井规则安排，地下地层中地层烃的加热和熟化不可能均匀进行。油页岩特性和地层结构的不均匀性可以使得某些局部区域更多产或更少产。而且，由于油页岩加热和熟化发生的地层压裂可能导致优选通道不均匀分布，并且由此增加了向某些生产井的流动以及减少了向其它生产井的流动。不均匀的流体熟化可能是不期望的条件，因为某些地下区域可能接受比所需更多的热能而其它区域接受得比期望的更少。这又导致采出液不均匀的流动和回收。采出油质量、总生产速率和/或最终的回收可能减少。

为了检测不均匀的流动条件，生产和加热井可以被安装有传感器。传感器可包括测量温度、压力、流速和/或组成信息的设备。来自这些传感器的数据可以简单的规则进行加工或者被输入进行详细的模拟，以进行如何调节加热和生产井以改进地下性能的决策。生产井性能可以通过控制井上的背压或节流进行调节。加热井性能也可以通过控制能量输入进行调节。传感器读数有时也可以指示需要修理、替换或废弃的井或井下设备的机械问题。

在一种实施方式中，利用来自两个或多个井的流速、组成、温度和/或压力数据作为计算机算法的输入以控制加热速率和/或生产速率。井内或井附近的未测量条件然后被评估并用于控制井。例如，原位压裂行为和干酪根熟化基于来自一组井的热、流动和组成数据进行评估。在另一实例中，井完整性基于压力数据、井温度数据以及估计的原位应力进行评价。在相关实施方式中，传感器的数目通过仅使一亚组井装备有设备并且使用结果内插、计算或估计未仪表化的井上的条件而得以减少。某些井可只具有有限的一组传感器(例如仅仅井口温度和压力)而其它井具有更大的一组传感器(例如井口温度和压力、井底温度和压力、生产组成、流速、电信号、套管应变等)。

如上所示，有多种将热施加到富含有机物岩层的方法。例如，一种方法可以包括置于井筒中或井筒外的电阻加热器。一种这样的方法涉及将电阻加热元件用在下套管井筒或裸眼井筒中。电阻加热涉及直接将电通过导电材料，从而电阻损耗使其加热导电材料。其它加热方法包括使用井下燃烧室、原位燃烧、射频(RF)电能或微波能量。仍然是其它的加热方法包括将热流体直接注入到油页岩地层中以直接将其加热。热流体可以进行或者可以不进行循环。

在本发明方法的某些实施方式中，井下燃烧器可被用于加热目标油页岩区。在专利文献中已经讨论了在油页岩和其它主要为固体烃的沉积物中使用的各种设计的井下燃烧器。实例包括美国专利号2,887,160；美国专利号2,847,071；美国专利号2,895,555；美国专利号3,109,482；美国专利号3,225,829；美国专利号3,241,615；美国专利号3,254,721；美国专利号3,127,936；美国专利号3,095,031；美国专利号5,255,742；和美国专利号5,899,269。井下燃烧器通过将可燃燃料(典型地天然气)和氧化剂(典型地空气)运输到井筒中的地下位置而操作。燃料和氧化剂在井下反应以产生热。将燃烧气体除去(典型地通过运输到地表，但是可能通过注入到地层中)。通常，井下燃烧器可利用管套管(pipe-in-pipe)排列以在井下运输燃料和氧化剂并且然后去除烟道气返回至地表。一些井下燃烧器产生火焰，而其它可不产生火焰。

井下燃烧器的使用是被称为蒸汽产生的另一形式井下热产生的替代方案。在井下蒸汽产生中，井中的燃烧室被用于煮沸位于井筒中用于注入地层中的水。井下加热技术的应用已经被描述在F.M.Smith，“A Down-Hole Burner-Versatile Toolfor Well Heating，”25^th Technical Conference on Petroleum Production，PennsylvaniaState University，pp 275-285(Oct.19-21，1966)；H.Brandt，W.G.Poynter和J.D.Hummell，“Stimulating Heavy Oil Reservoirs with Downhole Air-Gas Burners，”WorldOil，pp.91-95(Sept.1965)；以及C.I.DePriester和A.J.Pantaleo，“Well Stimulationby Downhole Gas-Air Burner，”Journal of Petroleum Technology，pp.1297-1302(Dec.1963)中。

由于降低的基础设施成本，井下燃烧器相比电加热方法具有优势。在这方面，不需要昂贵的发电厂和配电系统。而且，因为避免了在发电期间所固有地经历的能量损失，热效率增加。

由于各种设计问题，井下燃烧器的应用很少。井下燃烧器的设计问题包括温度控制和冶金学限制。在这方面，火焰温度可使管和燃烧器硬件过热，使它们由于熔化、热应力、拉伸强度严重损耗或者蠕变而失效。某些不锈钢——典型地具有高的铬含量——可长期忍耐高达大约700℃的温度(参见，例如，H.E.Boyer和T.L.Gall(eds.)，Metals Handbook，Chapter 16：“Heat-Resistant Material”，AmericanSociety for Metals，(1985.))。火焰的存在可在燃烧器内以及燃烧器周围的地层中引起热点。这是由于来自火焰发光部分的辐射传热。然而，典型的气体火焰可产生高达大约1,650℃的温度。构造燃烧器的材料必须足以忍受这些热点的温度。因此，加热器比相当的没有火焰的加热器更加昂贵。

对于井下燃烧器应用，传热可以几种方式之一发生。这些包括传导、对流和辐射法。辐射传热对于开放的火焰尤其强烈。此外，由于CO₂和含水量，烟道气可具有腐蚀性。耐火金属或陶瓷的使用可有助于解决这些问题，但是一般成本较高。在超过900℃的温度下具有可接受强度的陶瓷材料通常是高氧化铝含量的陶瓷。可能有用的其它陶瓷包括氧化铬基陶瓷、氧化锆基陶瓷和氧化镁基陶瓷。

在井下燃烧器的管套管排列中的传热也可引起困难。下行的燃料和空气将与上行的热烟道气热交换。在井中，对于高度绝缘存在最小的空间，并且因此，大量的传热通常是可预期的。这种交叉的热交换在燃料和空气被预热前可引起更高的火焰温度。此外，交叉的热交换可限制向燃烧器下游的热传递，因为热的烟道气可迅速损失热能至上升的更冷的烟道气。

改良的井下燃烧器在共有的美国专利申请号61/，中提供。该申请在2008年4月提交，其名称为“Downhole Burner Wells for In Situ Conversion of Organic-Rich Formations(用于富含有机物岩层的原位转换的井下燃烧器井)”。涉及改良的井下燃烧器井的该教导通过引用并入本文。

在油和气源的生产中，可以期望将采出的烃用作正在进行的操作的能源。这可被应用于从油页岩开发油和气源。在这方面，当电阻加热器连同原位页岩油回收使用时，需要大量的能量。

电能可以从转动发电机的涡轮获得。通过利用来自油田的采出气供以气体涡轮动力，可能在经济上是有利的。然而，这种采出气必须被小心控制以便不损坏涡轮、导致涡轮点火不良或者产生过量的污染物(例如NO_x)。

气体涡轮问题的一个来源是在燃料内存在污染物。污染物包括固体、水、作为液体存在的重组分以及硫化氢。此外，燃料的燃烧行为是重要的。要考虑的燃烧参数包括热值、比重、绝热火焰温度、可燃性限度、自燃温度、自然延迟时间和火焰速度。沃泊指数(Wobbe index，WI)经常被用作燃料质量的关键量度。WI等于低热值与气体比重的平方根的比值。将燃料的沃伯指数控制到目标值并且在例如+10％或±20％的范围可允许涡轮设计简化以及性能优化改进。例如，共审未决美国专利申请号12/154,238(A Process for Producing Hydrocarbon FluidsCombining In Situ Heating，A Power Plant and A Gas Plant，Atty Docket No.2007EM146，2008年5月21日提交)和美国专利申请号12/154,256(Utilization ofLow BTU Gas Generated During In Situ Heating of Organic Rich Rock，Atty DocketNo.2007EM147，2008年5月21日提交)描述并入燃料质量控制的示例性方法，包括沃泊指数，将其每一篇的全部内容通过引用方式并入本文。

燃料质量控制可用于页岩油开发，其中采出气组成在油田寿命期间可能变化，并且其中气体除了轻烃外一般还有大量的CO₂、CO和H₂。商业规模的油页岩干馏被预期产生随时间变化的气体组成。

获得基本上恒定气体组成的方法在共有美国专利申请号61/128,664中描述。该专利在2008年5月23日提交，并且其名称为“Field Management forSubstantially Constant Composition Gas Generation”。涉及渐增生产井和开发区域的部分以便保持基本上恒定气体组成的技术通过引用并入本文。

涡轮燃料中的惰性气体可以通过增加物质流动同时保持火焰温度在期望范围内而增加发电。此外惰性气体可以降低火焰温度并且由此减少NO_x污染物产生。从油页岩熟化产生的气体可具有大量的CO₂含量。因此，在生产方法的某些实施方式中，燃料气的CO₂含量通过在地表设备中分离或加入进行调节以使涡轮性能优化。

对于低BTU(British Thermal Units，英国热单位)燃料来说，达到一定的氢含量也可以期望实现适当的燃烧性能。在本文方法的某些实施方式中，燃料气的H₂含量通过地表设备中的分离或加入进行调节以使涡轮性能优化。利用低BTU燃料调节非页岩油地表设备中的H₂含量已经在专利文献(例如美国专利号6,684,644和美国专利号6,858,049，其全部公开内容通过引用并入本文)中进行了讨论。

如所述，例如通过热解加热富含有机物岩层内的地层烃的方法可以产生流体。热生成的流体可包括地层内蒸发的水。此外，加热干酪根的作用产生加热后倾向于膨胀的热解流体。生成的热解流体不但可包括水，而且可包括例如烃、碳的氧化物、氨、分子氮和分子氢。因此，随着地层内加热部分内的温度增加，加热部分内的压力由于流体产生增加、分子膨胀以及水的蒸发也可能增加。因此，

一些必然的结果存在于油页岩地层内的地下压力与热解期间产生的流体压力之间。这又表明，地层压力可以被监控以检测干酪根转化过程的进展。

富含有机物岩层的加热部分内的压力取决于其它储层特征。这些可包括，例如，地层深度、与加热井的距离、富含有机物岩层内地层烃的丰富度、加热程度和/或与生产井的距离。

油页岩油田的开发者可期望在开发期间监控地层压力。地层内的压力可以在多个不同位置处进行测定。这样的位置可包括但不限于井口处以及井筒内的不同深度处。在一些实施方式中，压力可以在生产井处进行测量。在可选实施方式中，压力可以在加热井处进行测量。在仍然是另一实施方式中，压力可以在专用监控井的井下进行测量。

加热富含有机物岩层至热解温度范围的过程不但将增加地层压力，而且也将增加地层渗透性。热解温度范围应当在富含有机物岩层内已经产生基本的渗透性之前达到。初始缺乏渗透性可以防止从热解区段产生的流体在地层内传输。照此方式，随着热最初从加热井转移至富含有机物岩层，富含有机物岩层内的流体压力可以更加接近于该加热井。这种流体压力增加可能是由于例如在地层中至少一些地层烃的热解期间流体的产生引起的。

可选地，可使由地层内生成的热解流体或其它流体的膨胀产生的压力增加。这假定生产井的开放通道或其它压力降还不存在于地层中。一方面，流体压力可被允许增加到岩石静应力或之上。在这种情况中，当流体压力等于或超过岩石静应力时，含烃地层中的压裂可形成。例如，压裂可以从加热井形成到生产井。加热部分内压裂的产生可以减小该部分内的压力，这是由于通过生产井采出液的生产。

一旦热解在富含有机物岩层内已经开始，流体压力可根据不同因素而变化。这些包括例如烃的热膨胀、热解流体的产生、转化速率以及从地层中取出产生的流体。例如，随着流体在地层内产生，孔内的流体压力可能增加。从地层中移出产生的流体则可以减小地层井筒区域附近内的流体压力。

在某些实施方式中，至少一部分富含有机物岩层的质量可以被降低，这是由于例如地层烃的热解以及从地层中生产烃流体。因此，至少一部分地层的渗透性和孔隙度可能增加。任何有效地从油页岩产生油和气的原位方法将在原先非常低渗透性的岩石中产生渗透性。这发生的程度通过大的膨胀量阐明，如果从干酪根产生的流体不能流动，必须具有所述膨胀。该观点在图5中被阐明。

图5提供了一柱状图，其比较了在模拟的原位干馏工艺之前50和之后51的一吨Green River油页岩。模拟的过程是在2,400psi和750℉下、在总有机碳含量22wt.％以及Fisher试验42加仑/吨的油页岩上进行的。转化前，存在总共15.3ft³的岩石基体52。该基体包括嵌入在页岩内的7.2ft³的矿物53，即白云石、石灰石等以及8.1ft³的干酪根54。由于转化该材料膨胀至26.1ft³ 55。这提供了7.2ft³的矿物56(与转化前相同的数目)、6.6ft³的烃流体57、9.4ft³的烃蒸汽58以及2.9ft³的焦炭59。可以看出，基本的体积膨胀发生在转化过程期间。这又增加了岩石结构的渗透性。

本文描述的某些体系和方法可用于处理至少一部分相对低渗透性地层中(例如在含有地层烃的“致密”地层中)的地层烃。这样的地层烃可以被加热以在地层的选定区中热解至少一些地层烃。加热也可以增加至少一部分选定区的渗透性。热解产生的烃流体可以从地层中产生，由此进一步增加地层渗透性。

图6图解了采出液处理设备60的一种实施方式的示意图，所述采出液处理设备60可被配置来处理采出液。采出液85可以通过生产井71从在84处示意性示出的地下地层中生产。

地下地层84可以是具有富含有机物岩层的任何地下地层。富含有机物岩层可以是例如重烃地层或固体烃地层。这类地层的具体实例可以包括油页岩地层、沥青砂地层或煤地层。存在于这类地层中的具体地层烃可以包括油页岩、干酪根、煤和/或沥青。

在图解的处理设备60中，将采出液淬火72，至300℉、200℉或者甚至100℉以下的温度。这用于分离出可冷凝成分(即油74和水75)。采出液可包括通过本文描述的任何方法生产的任何采出液。在原位油页岩生产的情况中，采出液含有大量可在流体处理设备60中分离的成分。采出液85典型地包含水78、非冷凝烃烷烃种类(例如甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷)、非冷凝烃烯烃种类(例如乙烯、丙烯)、由(烷烃、烯烃、芳烃和多芳烃等)组成的可冷凝烃种类、CO₂、CO、H₂、H₂S和NH₃。在地表设备例如采出液处理设备60中，可冷凝成分74可以通过降低温度和/或增加压力从非冷凝成分76中分离出来。温度降低可以利用被周围空气或可利用的水72冷却的热交换器实现。可选地，热的采出液可以通过与先前冷却的采出烃液热交换进行冷却。压力可以通过离心式或往复式压缩机增加。可选地，或者联合地，扩散器-膨胀器装置可被用于从气流中冷凝出液体。分离可以包括冷却和/或压力改变的几个阶段。

在地表设备中，可冷凝成分可以通过降低温度和/或增加压力从非冷凝成分中分离出来。温度降低可以利用被周围空气或可利用的水冷却的热交换器实现。可选地，热的采出液可以通过与先前冷却的采出烃液热交换进行冷却。压力可以通过离心式或往复式压缩机增加。可选地，或者联合地，扩散器-膨胀器装置可被用于从气流中冷凝出液体。分离可以包括冷却和/或压力改变的几个阶段。

在图6的布置中，采出液处理设备60包括油分离器73，其用于将液体或油74与烃蒸汽或气体76分离。在气体处理单元77中处理非冷凝蒸汽成分76以去除水78和硫种类79。在天然气厂81中从气体(例如丙烷和丁烷)中去除较重的成分以形成液态石油气(LPG)80。LPG 80可被进一步冷却并装入卡车或管道，进行销售。

当降低温度或增加压力时，除了可冷凝烃外，水78可以从气体76中滴出。气体处理77后，液态水可以通过重力沉降器或离心分离器与可冷凝烃分开。在图6的布置中，可冷凝流体78被发送回油分离器73。

在油分离器73，水75与油74分离。优选地，油分离73过程包括使用破乳剂以有助于水分离。水78可被引导至分离的水处理设备进行处理，并任选地进行储存用于以后再注入。

流体处理设备60也在电厂88中操作以产生电能82。为此，残留气体83被用于产生电能82。电能82可被用作通过本文描述的任何方法加热地下地层84的能源。例如，电能82可以在高电压例如132,000V下输入变压器86，并且在被输入到位于地下地层84中的加热井87中的电阻加热器元件89之前逐步下降至更低的电压例如6600V。以这种方式，加热地下地层84所需的全部或部分能量可以从采出液85的非冷凝成分76中产生。过量的气体——如果可利用的话——可以被输出销售。

从生产的烃气中去除CO₂以及其它所谓的酸气(如H₂S)的方法包括使用化学反应方法和物理溶剂方法。化学反应方法一般包括在高压和/或低温下使气流接触胺的水溶液。这使得酸气种类与胺发生化学反应并且进入到溶液中。通过升温和/或降压，化学反应可以被逆转并且浓缩的酸气流可以被回收。

酸气去除还可以通过使用蒸馏塔而实现。这种塔可包括中间的冷冻段，其中允许冷冻的CO₂和H₂S颗粒形成。冷冻的颗粒和液体的混合物向下落入汽提段，其中更轻的烃气在塔内逸出并且上升。精馏段可以被提供在塔的上端以进一步促进塔顶气流的净化。

如所述，采出液85是地层加热和富含有机物岩石热解的结果。加热期间，加热的富含有机物岩层内的温度(和平均温度)可以变化，这取决于例如与加热井的接近度、地层的热传导性和热扩散性、发生反应的类型、地层烃的类型以及富含有机物岩层内水的存在。在油田中建立监控井的位置，温度测量可以在井筒内直接进行。此外，在加热井处，在地层紧接周围的温度被相当充分地了解。然而，可期望将温度内推到地层中间温度传感器和加热井中的位置上。

在一些实施方式中，在地层中的平均温度可能已经达到选定温度后，加热井可以被调小和/或关闭。调小和/或关闭加热井可减少输入能量成本，基本上抑制了地层的过热，并且允许热基本上传递到地层更冷的区域。

根据本发明生产过程的一个方面，富含有机物岩层内的温度分布可以采用数值模拟模型进行计算。数值模拟模型可通过已知数据点的内插以及地层传导率的假定来计算地表温度分布。此外，数值模拟模型可被用于测定处于评估温度分布下的地层的其它特性。例如，地层的各种特性可包括但不限于地层的渗透性。

数值模拟模型也可包括评估处于评估温度分布下的富含有机物岩层内形成的流体的各种特性。例如，所形成流体的各种特性可包括但不限于地层内形成的流体的累积体积、流体粘度、流体密度和地层内形成的流体的组成。这种模拟可被用于评估商业规模操作或小规模油田试验的性能。例如，基于，但不限于，可从研究规模操作中生产的产物总体积，可以评估商业规模开发的性能。

在一些实施方式中，通过原位转化过程产生的烃流体的组成和特性可根据例如富含有机物岩层内的条件而变化。控制热和/或富含有机物岩层中选定部分的加热速度可以增加或减少选定的采出液的生产。

在一种实施方式中，操作条件可以通过测量富含有机物岩层的至少一种特性进行确定。测量的特性可以被输入到计算机可执行程序中。从地层中生产的采出液的所选至少一种特性也可以被输入到计算机可执行程序中。该程序可以是可操作的，以从至少一个或多个测量的特性中确定一组操作条件。该程序也可以被配置以从所选择的采出液的至少一种特性确定该组操作条件。照此，所确定的这组操作条件可以被配置以增加从该地层生产选定采出液。

生产的烃流体可包括热解油成分(或可冷凝成分)以及热解气成分(或非冷凝成分)。从地层中生产的可冷凝烃将一般包括石蜡、环烷、单环芳烃和双环芳烃作为成分。这种可冷凝烃还可包括其它成分诸如三环芳香烃和其它烃种类。烃流体另外可与非烃流体一起被生产。示例性非烃流体包括例如水、二氧化碳、硫化氢、氢、氨和/或一氧化碳。

在某些实施方式中，采出液中大部分烃可具有小于约25的碳数。可选地，流体中按重量计小于约15％的烃可具有大于约25的碳数。非冷凝烃可包括但不限于碳数小于5的烃。

在某些实施方式中，采出液中可冷凝烃的API比重可为大约20或以上(例如25、30、40、50等)。在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分的API比重大于30。可选地，可冷凝烃部分的API比重可大于30、32、34、36、40、42或44。如在这里和权利要求中所用的，API比重可通过测定API比重的任何通常接受的方法进行测定。在某些实施方式中，采出液中氢与碳原子比可为至少约1.7(例如1.8、1.9等)。

在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分具有这样的碱性氮与总氮比，其在0.1与0.50之间。可选地，可冷凝烃部分可具有在0.15与0.40之间的碱性氮与总氮比。如这里和权利要求书中所用，碱性氮与总氮可以通过任何普遍接受的测定碱性氮与总氮的方法进行测定。

某些加热井实施方式可包括例如通过绝缘导体或其它类型的线路与任何加热井连通的操作系统。该操作系统可以被配置以与加热井对接。操作系统可以接受来自加热器的信号(例如电磁信号)，其表示加热井的温度分布。此外，操作系统可以被进一步配置以本地控制或遥控加热井。例如，操作系统可通过改变与加热井连接的设备的参数，改变加热井的温度。因此，操作系统可以监控、改变和/或控制至少一部分地层的加热。

本发明的一种实施方式包括从富含有机物岩层生产具有改进特性的烃流体的原位方法。申请人已经惊奇地发现从原位加热和热解富含有机物岩层产生的烃流体的质量可以通过选择具有更高岩层静应力的富含有机物岩层部分进行原位加热和热解而得以提高。

因此，本文提供原位加热具有高岩石静应力的富含有机物岩层的地段，以形成具有改进特性的烃流体的方法。该方法可包括通过热解在富含有机物岩层中存在的固体烃和/或重烃产生烃流体。实施方式可包括部分地、主要地、或基本上完全地通过热解在富含有机物岩层中存在的固体烃和/或重烃产生的烃流体。该方法可包括通过任何方法加热该地段的富含有机物岩层，其包括本文所述的任何方法。该方法可包括加热该富含有机物岩层的地段至270℃以上。例如，该方法可包括在270℃与500℃之间加热该富含有机物岩层的地段。

该方法可包括原位加热岩石静应力大于200psi的富含有机物岩层地段并且从该加热的富含有机物岩层地段采出烃流体。在可选实施方式中，该加热的富含有机物岩层地段可具有大于400psi的岩石静应力。在可选实施方式中，该加热的富含有机物岩层地段可具有大于800psi、大于1,000psi、大于1,200psi、大于1,500psi或大于2,000psi的岩石静应力。申请人已经发现原位加热和热解具有增加应力量的富含有机物岩层导致产生具有改进特性的烃流体。

富含有机物地层的地段的岩石静应力通常可通过认可它一般将等于覆盖在地层上的岩石的重量而进行估计。上覆岩石的密度可以以单位psi/ft表示。一般，该值将落在0.8与1.1psi/ft之间并且经常可被近似为0.9psi/ft。因此，富含有机物地层地段的岩石静应力可通过用富含有机物岩层层段的深度乘以0.9psi/ft进行估计。因此，在大约1,000英尺出现的富含有机物地层地段的岩石静应力可以被估计为约(0.9psi/ft)乘以(1,000英尺)或者为约900psi。如果期望更精确估计岩石静应力，那么上覆岩石的密度可以利用电缆测井技术或者通过对从取心井中回收的样品进行实验室测量而进行测量。该方法可包括加热富含有机物岩层的地段，其位于地球表面之下大于200英尺的深度处。可选地，该方法可包括加热富含有机物岩层地段，其位于地球表面之下大于500英尺、地球表面之下大于1,000英尺、地球表面之下大于1,200英尺、地球表面之下大于1,500英尺或地球表面之下大于2,000英尺的深度处。

一般在其自然状态中，地层的上覆岩层的重量十分均匀地分布在地层上。在该状态下，地层内特定地点存在的岩石静应力很大程度上受上覆岩层的厚度和密度控制。期望的岩石静应力可以通过分析上覆岩层地质学和选择具有合适深度和位置的位置进行选择。

尽管岩石静应力通常被假定由自然设定，并且只要不去除所有或部分上覆岩石是不变的，但是地层内具体位置处的岩石静应力可以通过重新分布上覆岩石重量以便其不再被地层均匀地支撑而进行调整。例如，上覆岩石重量的这种重新分布可以通过两种示例性方法实现。这些方法之一或两者可被用在单一地层内。在某些情况下，一种方法可以主要在早期使用，而另一种方法可以主要在后期使用。有利地改变地层区域所经历的岩石静应力可以在地层区域内引起显著的热解之前进行并且也可以在产生显著的烃流体之前进行。可选地，有利地改变岩石静应力可以与热解同时进行。

第一种改变岩石静应力的方法涉及制造一个不如其邻近区域硬的地下地层区域。随着特定区域变得较不坚硬，邻近区域因此逐渐地充当支撑上覆岩石的支柱。支柱是在给定时间在富含有机物岩层内留下未热解以便减轻或缓和地表下沉的区域。支柱可以是地层内的区域，其被同一地层内的热解区域包围。可选地，支柱可以是一般开发区域外的未加热区域的一部分或与之相连。在生产油田寿命早期充当支柱的某些区域可在该油田寿命晚期被转化成生产区域。

支柱区域经历增加的岩石静应力，而较不坚硬的区域经历降低的岩石静应力。岩石静应力的变化量取决于许多因素，其包括例如：处理区域硬度的变化、处理区域的大小、支柱大小、支柱间隔、岩石压缩性和岩石强度。在富含有机物岩层中，地层内区域可以通过热解该区域并且通过去除采出液在该区域内产生空的空间而使其经历机械弱化。以这种方式，可以使地层内的区域不如没有经历热解或经历较小程度的热解或生产的邻近区域硬。

第二种改变岩石静应力的方法涉及使地下地层区域膨胀并且用比邻近区域更大的力推向上覆岩石。这种膨胀可以从邻近区域去除一部分上覆岩石重量，因此增加了加热区域经历的岩石静应力并且降低了邻近区域经历的岩石静应力。如果膨胀是足够的，水平压裂将在邻近区域中形成并且这些区域对支撑上覆岩石的贡献将减少。

岩石静应力的变化量取决于许多因素，其包括例如：处理区域的膨胀量、处理区域的大小、支柱大小、支柱间隔、岩石压缩性和岩石强度。通过加热地层内的区域可使其膨胀以便引起岩石的热膨胀。如果流体被大量截获在该区域内，流体膨胀或流体产生也可以有助于膨胀。总膨胀量可与加热区域的厚度成比例。应当注意，如果热解发生在加热区域并且去除了足量的流体，加热区域可以机械地减弱并且因此可改变邻近区域所经历的岩石静应力，如第一种示例性方法中所述。

原位加热富含有机物岩石基体热解至少一部分地层烃以产生烃流体。在该方面，原位加热和从油页岩产生油和气使体积显著部分的加热油页岩转化为烃流体。这又在富含有机物地层中的熟化(热解的)富含有机物岩石区内产生渗透性。热解和增加的渗透性的组合允许烃流体从地层中产生。同时，支撑基体的材料的损耗也产生下沉的可能。

期望控制下沉以避免环境或水文地质影响。在这方面，改变地表的轮廓和地形可能改变径流(runoff)型式、影响植被型式以及影响分水岭。此外，在上覆岩层中压缩地层形式的下沉具有损坏在生产区域中完井的加热井、监控井和注入井的可能。这种下沉可以对井筒套管、水泥工件和井下设备产生破坏性的环带以及压应力。

为了评估下沉的可能，地质力学的某些原理可首先被考虑。地质力学原理的应用允许评估在处理体积内和周围的岩石的应力响应。

加热前，在处理体积内和周围的岩石中存在应力。当加热处理的体积时，干酪根将转化为烃流体。这将引起处理体积内的岩石软化，或变得更不坚硬。响应转化的这种软化可被数学上描述为弹性模量减小。当这发生时，岩石较不能够支撑其上覆岩层的重量。

在加热期间和加热后的一段时间，上覆岩层重量将在岩层22中由从干酪根转化产生的烃流体的流体压力支撑。然而，该孔隙压力将随着开采发生而减小。随着从地层22进行开采，岩石中支撑压力下降，处理体积中软化的岩石将被集中(call upon)以给其上覆岩层提供支撑。这又产生下沉的可能。

因为对上覆岩层的支撑从流体压力转移到软化的岩石，周围岩石中的应力将被改变。最初，周围岩石的应力响应将是弹性的，并且地质力学的原理允许评估应力响应。一般而言，如果处理的层段周围的岩石的应力响应保持弹性，那么下沉程度微弱。然而，如果处理的层段周围的岩石的应力达到破坏条件，下沉可能更严重。破坏条件是岩石不能支撑和导致岩石破裂的应力状态。

评估处理体积上下沉可能性的一种方式是首先评估呈现弹性行为的处理的体积内周围的岩石的应力响应。然后，估计的应力可被用于确定是否已经超过指定的破坏准则。本领域普通技术人员理解，存在多种评估岩石破坏的标准。在本方法中，经验破坏准则优选根据“主应力”评估。这些是法向应力，其参考所有剪切应力等于零的坐标系统。

关于地质力学应力和破坏准则的评估，通常知道的是，岩石在压力方面是强的但是在张力方面是弱的。对于具有天然压裂的岩石，这是特别正确的。对于这些岩石，压应力倾向使压裂闭合，但是张应力将使压裂打开，并且促进压裂生长。根据该准则，经历张应力的任何岩石部分将破坏。

其他的破坏准则知道，除了在张力方面弱，岩石也具有有限的摩擦强度。莫尔-库仑破坏准则是一个实例。图7表示描绘莫尔-库仑破坏线700的图。在图7中，水平轴或x-轴代表岩石中有效的法向应力，压力被考虑为正的。垂直轴或y-轴表示岩石中剪切应力。随着在正“x”方向的压力，法向应力增加，并且随着负“x”方向的压力，法向应力降低。

莫尔-库仑破坏线700限定破坏时的岩石应力。为了评估给定应力状态的破坏准则，沿x轴画最大和最小主应力。构建半圆，其中心沿x-轴在相应于最大和最小主应力的平均值的值处。如果半圆穿过破坏线，那么应力状态相应于岩石将发生破坏的状态。

实际上，破坏点可通过在不同围压的压力中破裂岩芯样品进行测定。确定破坏线700的三轴向压力实验室测试程序和计算是本领域普通技术人员已知的。当考虑具有在压力下的内部孔隙流体的多孔岩石时，应力等于“有效应力”。多孔岩石上的“有效应力”是法向总应力减去孔流体压力。″有效应力″的测量和其在力学上的应用是本领域普通技术人员已知的。

图7中示出的图包括破坏线700和四个莫尔库仑半圆710、720、730和740。半圆710、720、730和740代表随时间的连续的应力状态。曲线710代表1,858psi的最初孔隙压力。随后的曲线720、730和740代表由于开采已经减小的处理油页岩体积中的孔隙压力。曲线720代表1,458psi的孔隙压力；曲线730代表1,058psi的孔隙压力；和曲线740代表仅658psi的孔隙压力。

如曲线740所示，随着处理地层内的孔隙压力减小，半圆向外扩大。这是从地层内开采流体的反应。随着处理体积的孔隙压力减小，应力状态从稳定状态变为不稳定状态。可见曲线740与破坏线700相交，因此表示已经达到不稳定状态。

零岩石拉伸强度的假定和莫尔库仑破坏线700代表两个经验破坏准则。然而，其他的破坏准则存在，例如Drucker Prager破坏准则、剑桥模型(Cam claymodel)和多种其他的“临界态”模型。

当作用于其中固体烃类例如干酪根正在热解的地层时，地层内拉伸破坏可以由两个因素引起：(1)由于热解从地下地层除去物质；和(2)由于随时间进行热解烃流体的除去，地下地层内的孔隙压力减小。热解可以是非氧化的。在一个方面，热解是电阻加热地下地层的结果。

为了避免地层内的拉伸破坏和控制由于热解和开采引起的下沉，建议留下选择的基本上未热解的地层烃部分。这用于保存一个或多个未熟化的富含有机物岩石区域。在一些实施方式中，未熟化的富含有机物岩石区域可以形成基本上垂直的支柱，其贯穿富含有机物岩层厚度的大部分。

图8是示出可以关联本文公开的方法的一个实施方式800实施的步骤的流程图。步骤代表用于从含有富含有机物岩石的地下地层开采烃的一个方法。如在图8中所见，方法800包括加热跨越开发区域的地层的步骤。该步骤由方框810表示。加热步骤810的目的是热解富含有机物岩石中地层烃的至少一部分成为烃流体。

出于本公开的目的，开发区域代表经历烃开发的区域。开发区域包括从地表到正在加热或已经加热的地下的所有地带投影(projection)。

图8的方法800也包括在地层内保存至少一个未加热区域的步骤。该步骤在方框820中示出。至少一个未加热区域位于开发区域内。保存步骤820的目的是在地层内保存至少一个区域未被加热。这样，至少一个未加热区域中的地层烃留下基本未热解。保存的至少一个区域没被加热至明显热解的点，其也没有被碎化(rubblized)。

应当理解，在加热和未加热区域之间将有过渡区域。加热井、生产井和未加热区域之间随着温度变化，也将存在跨越加热区域的复杂的温度曲线。随时间，加热区域内的温度将变平，但是留下较少加热的过渡区域。出于本公开的目的，应当理解，未加热区域是没被加热或以其他方式充能至引起富含有机物地层基本上或显著热解的程度的区域。

方法800也提供确定至少一个未加热区域的面积大小的步骤。该步骤呈现在方框830中。目的是优化其中地层烃被热解同时控制该地下地层上下沉可能性的开发区域的部分。优选地，至少一个未加热区域代表不超过50％的开发区域。更优选地，至少一个未加热区域代表不超过40％的开发区域。仍然更优选地，至少一个未加热区域代表不超过25％、或甚至不超过10％的开发区域。

优选地，步骤810到830在由固体烃类组成的富含有机物岩层中进行。固体烃类的具体优选实例是干酪根。

方法800的一个步骤是在开发区域内为至少一个未加热区域选择几何形状。该步骤在图8的方框840中表示。应当理解“几何形状”指在开发区域内指定的结构或选定的位置。例如，未加热区域可具有表示单个环、正方形、矩形或星形的结构。可选地，未加热区域可表示多个环或多个正方形、矩形、六边形、偏菱形或星形，其用作支撑支柱。这些支柱可以彼此接触或可以彼此不接触。无论如何，至少一个未加热区域可限定比被考虑为所选几何形状的下沉破裂点的面积至少大5％的面积。可选地，至少一个未加热区域限定比被考虑为所选大小或区域的下沉破裂点的面积至少大10％的面积。

在一个方面，至少一个未加热区域在开发区域内限定单一邻接的未加热区域。邻接的未加热区域具有位于其中的热解区域。可选地，至少一个未加热区域限定至少两个未加热区域。该至少两个未加热区域可以是不邻近的。

图9示出一个实施方式中的页岩油开发区域900的地图视图。图解的开发区域900由表面边界或外周905限定。在边界905内，已经形成多个加热井910。加热井910可使用井下燃烧加热器。可选地，加热井910可具有电阻加热器元件。仍然可选地，加热井910可接收加热流体的注入用于循环。在任何情况下，加热井910用于加热由固体烃类组成的地下地层，其目的是将油页岩或其他的固体烃类热解为烃流体。

与每个加热井910相关的是加热分布915。加热分布915是圆形形式，并且表示单个加热井910周围、地下地层内加热的范围。更具体地说，分布915示出地层加热到热解温度的程度。应当理解，加热地层是费时的过程。当热开始在井下施加时，加热分布将是小的。随着热继续井下施加，热前缘移动离开各自的加热井910。在图9描述的阶段中，热解热分布已经发出远离各自的加热井910，并且多个热分布已经开始重叠。继续地层加热将引起热分布915的进一步重叠，这在地下地层产生更彻底的热解。

开发区域900也包括多个生产井(production well)或生产井(producer)920。生产井920用于在压力下将热解的烃流体输送到地表。在图9的排列中，加热井910和生产井920之间的比率是大约1∶1。然而，其他的加热井910和生产井920的排列可用于产生不同的比率。

根据本方法的实施方式，一部分地层留下未加热，以便保存一个或多个未加热区域。这样的未加热区域在图9中通过930处的网纹示出。在图9的排列中，未加热区域930包括分开的或不相邻的星形或其部分。然而，未加热区域930可任选地互相连接。未加热区域930保持在初始状态，并且基本上不热解、燃烧或碎化。

未加热区域930用作支柱。在这方面，通过热解过程改变固态岩层产生了地表处下沉的可能。优选地，未加热区域930通过支撑覆盖经历热解的一个或多个地下地层的岩石层防止显著的表面下沉。

图10是页岩油开发区域1000的另一视图。开发区域1000由地表边界或外周1005限定。外周1005可以具有任何结构。在图10的示例性视图中，外周1005是四边的，其形成为矩形的开发区域。

在外周1005内，已经形成多个加热井1010。加热井1010在含有固体烃类的地下地层内完井。如同加热井910一样，加热井1010用于加热地下地层，其目的是将固体烃类热解为烃流体。可使用任何加热方法，只要它在地层内是非氧化的。

与每个加热井1010相关的是加温分布1015。在加热井1010周围提供圆形1015，其表示在地下地层内加热的范围。更具体地说，圆形1015示出在热解温度下地层加热的程度。再次应当理解，加热地层是费时的过程。当热开始在井下施加时，加热分布将是小的。随着热继续井下施加，热前缘移动离开各自的加热井1010。在图10描述的阶段中，热解热分布已经发出远离各自的加热井1010，并且多个热分布已经开始重叠。继续地层加热将引起热分布1015的进一步重叠，这产生更彻底的热解。

开发区域1000也包括多个生产井(production well)或生产井(producer)1020。生产井1020用于在压力下将热解的烃流体输送到地表。在图10的排列中，加热井1010和生产井1020形成四点法井网。然而，其他的加热井1010和生产井1020排列可用于产生不同的布井方式或井比率。

根据本方法的某些实施方式，一部分地层留下未加热。这用于产生或保存至少一个未加热区域。这样的未加热区域在图10中通过1030处的网纹示出。在图10的排列中，未加热区域1030包括分开的或不邻接的四边多边形。然而，未加热区域1030可任选地互相连接。未加热区域1030保持在初始状态，并且基本上不热解、燃烧或碎化。

与未加热区域930一样，未加热区域1030用作支柱。在这方面，通过热解过程改变固态岩层产生了地表处下沉的可能。优选地，未加热区域1030通过支撑覆盖经历热解的一个或多个地下地层的岩石层防止或控制显著的表面下沉。

也应该理解，在图9的开发区域900和图10的开发区域1000中，都使用许多加热井和生产井。因此，例如，开发区域900或1000可以表示在大得多的开发区域中的小部分。

选择几何形状的步骤840可任选地包括钻至少一个冷却井通过一个或多个未加热区域930或1030的每一个的步骤。然后，将冷却液注入到每个冷却井(未示出)。该冷却液用于抑制未加热区域内的热解。优选地，该冷却液在环境条件下是气体。

在一个实施方式中，每个冷却井包括用于循环未加热的流体的井下管道系统组件。未加热的流体可任选地在地表冷却。在一个方面，未加热的流体是在注入井下管道系统组件之前在低于环境气温下冷却的冷却液。该冷却液通过管形构件循环到达完井深度，并通过环形区域沿井筒向上循环回来。

在一个实施方式中，每个冷却井在地下地层的深度处或该深度以下完井，并且包括井筒、井筒内延伸的管形构件和与管形构件流体连接的膨胀阀。冷却液前进通过管形构件以抑制在地下地层内的加热。优选地，膨胀阀位于干酪根深度处或干酪根深度以上的管形构件中。

在一个实施方式中，冷却井进一步包括在延伸的管形构件和井筒直径之间形成的环形区域。然后，冷却液通过管形构件循环到达完井深度(即至少到达地下地层)，并通过环形区域沿井筒向上循环回来。

在一些实例中，地下地层包括原位水。然后，预期冷却液将冷却地下地层，足以使至少一部分原位水冻结。

相信，多个较小支柱(例如未加热区域930)比一个或两个较大支柱给地层提供更大的稳定性。因此，作为选择，一个或多个未加热区域可限定至少五个用作最小化下沉的支柱的不邻接未加热区域。可选地，如果仅使用少许未加热区域，那么未加热区域可以是比例上更大的区域(例如未加热区域1030)。加热速率和地层内的热分布可被设计并执行以留下足够的未熟化支柱来防止下沉。

本文提供许多方法用于确定至少一个未加热区域的累积面积大小的步骤830。在讨论被考虑的各种方法和因素之前，应该注意，确定未加热区域的面积大小的目的是控制下沉同时最大化烃开采。换言之，期望优化其中热解富含有机物岩石的烃开发区域的部分，同时控制地下地层以上的下沉。

“控制”下沉的概念并不意味着消除下沉，而是指这样的观点：预期下沉在未加热区域的多种几何形状下何时可能发生，并努力维持下沉程度在可以容忍的量之内。在开发区域中可容忍的下沉的量将根据该区域的位置和环境敏感性而改变。例如，可容忍的量可以由开发区域的地面使用权的拥有者或管理器和下面矿物权的拥有者或经营者确定。

理想地，根本没有下沉发生，这意味着加热和开采烃之前和加热和开采烃之后的高度差是难以觉察的。然而，在一个方面，高度差小于三英尺。更优选地，高度差小于一英尺，或甚至更优选地，小于六英寸。认为是“显著”量的下沉取决于经营者、土地所有者或任何政府部门或管理机构的需要和期望。

在本公开内容中，提供了“基本上优化”其中热解富含有机物岩石的开发区域部分的概念。该概念不一定指最大化加热区。在一个方面，“基本上优化”指面积在可被加热同时避免显著下沉的最大量面积的5％之内。在另一方面，“基本上优化”指面积在可被加热同时避免显著下沉的最大量面积的10％之内。

对于确定至少一个未加热区域的累积面积大小的步骤830，可考虑多种因素。在一个实施方式中，确定至少一个未加热区域的面积大小的步骤包括考虑富含有机物岩石的丰度、地下地层的厚度和地下地层的渗透性的至少一个。可选地或另外地，确定至少一个未加热区域的面积大小的步骤包括考虑地下地层的地质力学特性。这类地质力学特性可包括例如泊松比、弹性模量、剪切模量、拉梅常数或它们的组合。

在一个实施方式中，确定至少一个未加热区域的面积大小的步骤使用计算机模型进行。计算机模型可以是例如有限元模型。有限元模型假定，在加热过程中，油和气在足够的体积内产生，以将加热区中平均流体压力保持在岩石静压力或其附近。加热结束并且生产开始下降之后，平均流体压力将随着流体开采而减小，直到达到近似流体静力条件。正是在压力下降期间，下沉最可能发生。在一个方面，该模型追踪在这期间与处理体积邻近的岩石中的应力。

一般而言，计算机模型考虑均相的处理体积，而不试图在各加热井和流动路程级别上描述热解过程的细节。在一个方面，该模型假定，作为地层加热过程的一部分，在开采时在该区域中形成人工压裂。也假定，富含有机物岩石作为线性地弹性、各向同性的固体。

当使用计算机模型时，方法800可包括为已经热解的区域给计算机模型选定初始处理后弹性模量的步骤。在一个方面，初始处理后弹性模量比未处理状态的该地层的弹性模量低。初始的弹性模量可以通过在未处理的岩石上进行野外试验经验地确定。可选地，初始的弹性模量可以通过在一个或多个岩芯样品上的实验室试验经验地确定。仍然可选地，初始的弹性模量可以从先前的野外试验估计。模拟的处理后模量比未处理岩石的弹性模量低例如10、20、30、50、100、200和/或300倍的因数。

当使用计算机模型时，方法800可包括在加热区中给计算机模型选定第一流体压力的步骤。然后，方法800包括证实在第一流体压力下没有达到下沉破裂点。然后，在加热区中选定较低的第二流体压力。然后，方法800进一步包括确定在较低的第二流体压力下是否已经达到下沉破裂点。可以重复该累进，直到流体压力被减小到近似流体静压力的点。这有效地模拟地层内流体压力向流体静压力水平的减小。在每一累进，评估模型以确定在富含有机物岩石上的岩石中是否有下沉的可能性。

当使用计算机模型时，方法800可包括对于加热区，给计算机模型选定较低的第二处理后弹性模量，然后在加热区中选定新的第一流体压力。在一个方面，第二处理后弹性模量比处理前弹性模量低至少5倍。可选地，第二弹性模量比处理前弹性模量低至少10、20或30倍。无论如何，然后，方法800包括证实在第一流体压力还没有达到下沉破裂点。

如果在第一流体压力还没有达到下沉破裂点，那么在加热区中可选定新的较低的第二流体压力。然后，方法800包括确定在第二处理后弹性模量的较低的第二流体压力下，是否已经达到下沉破裂点。较低流体压力的这种累进可再次重复，以模拟地层内流体压力向流体静压力水平的减小。

在上述方法中，证实下沉破裂点没有达到的步骤可包括证实在至少一个未加热区域内最大主应力不带来断裂的可能性。可选地或另外地，证实下沉破裂点没有达到的步骤可包括证实在至少一个未加热区域内莫尔-库仑准则不带来断裂的可能性。该莫尔-库仑准则是何处应力超过莫尔-库仑破裂线。可选地或另外地，证实下沉破裂点没有达到的步骤可包括证实在富含有机物岩层上的地表处不可接受的垂直位移没有正在发生。可选地，证实下沉破裂点没有达到的步骤可包括确定何时加热区域周围的一部分岩石进入张力状态。

方法800也可包括选择至少一个加热区和至少一个未加热区之间的第一大小比率的步骤。在这种情况下，方法800可进一步包括通过相对于未加热的第二区域增加第一加热区的大小，来增加选定的大小比率的大小。这样，提供第二选定的大小比率。

注意，优选地，通过使用在两个比率下热解区域的相同结构，计算第一和第二大小比率。然而，关于选定第二大小比率的步骤，可以使用不同的结构。这再次在图8的方框840处表示。例如，第一大小比率下的结构可以是正方形，而第二大小比率下的结构是矩形。在这种情况下，当使用新的结构时，第二大小比率可能实际上与第一大小比率基本上相似。

在一个方面，该结构包括多个基本上圆形的加热区，在它们之间留下多个未加热区域。在另一方面，该结构包括多个未加热的四边多边形。在任何情况下，涉及选定连续降低孔隙压力以及然后证实没有发生下沉破裂条件的上述步骤可以在新选定的大小比率或结构下重复。

回过来参考图9和10，注意，加热区(热前缘915/1015所表示)与未加热区(未加热区域930/1030所表示)的大小比率被包含。在图9中，未加热区930的累积面积为总开发区域900的大约50％。在图10中，未加热区1030的累积面积为总开发区域1000的大约35％。随着发生额外加热，接近成熟，这些百分比将减小。因此，经营者应该注意开发区域的优化部分——其中富含有机物岩石被热解，同时仍然控制地下地层上的下沉。

在一个方面，基本上优化其中富含有机物岩石被热解的开发区域部分包括，鉴定最大加热面积，同时仍然控制地下地层上的下沉，并然后将加热面积大小减少加热最大面积的1％到10％。在另一方面，基本上优化其中富含有机物岩石被热解的开发区域部分包括，鉴定最大加热面积，同时仍然控制地下地层上的下沉，并然后将加热面积大小减少加热最大面积的1％到5％。

图11A和11B一起提供示出可以关于本发明的可选实施方式1100实施的步骤的另一流程图。方法1100使用计算机模型，例如有限元计算机模型，以便分析作为热解和开采活动结果的地下地层中可能的下沉。方框1110示出提供用于计算机模型的有限元网络的步骤。

方法1100也包括选择初始处理后弹性模量的步骤。这在图11A中的方框1120表示。选择初始处理后弹性模量以表示通过热解和开采进行开发的地下区域的弹性模量。模拟的处理后模量比未处理岩石的弹性模量低例如10、20、30、50、100、200和/或300倍的因数。

初始(未处理的)弹性模量可通过在未处理岩石上进行的野外试验经验地确定。可选地，初始的弹性模量可通过在一个或多个岩芯样品上的实验室试验经验地确定。仍然可选地，初始的弹性模量可以从先前的野外试验进行估计。在方法1100中，研究中的岩石初始处于软化状况。

方法1100进一步包括选择地下地层内加热区和未加热区之间的大小比率的步骤。这在方框1130显示。注意，加热区不必是一个单一或邻接区域，而可以是用作支柱的多个分开的未加热区域。因此，未加热区表示未加热区域的累积面积。

作为与选择大小比率相关的选择，经营者可确定为上覆岩层提供最佳支撑的未加热区的一种或多种形状。此外，经营者可确定开发区域内为上覆岩层提供最佳支撑的未加热区的位置。

方法1100也包括在已经加热或热解的区域内选定第一流体压力的步骤。这在方框1140处表示。流体压力模拟处理后区域内的孔隙压力的程度。

接下来，方法1100包括确定在第一流体压力下加热区上下沉的可能性。其目的是证实在第一流体压力下还没有达到下沉破裂点。该确定步骤在方框1150处表示。可使用多种方式确定加热区上下沉的可能性。这些包括，例如，监控加热区上岩石的位移，或证实邻近加热区的未加热区中的最大主应力不超过破坏准则。这通过计算机模型完成。

作为下一步骤，方法1100包括在加热区中为计算机模型选定较低的第二流体压力。该步骤在方框1160处显示。通过在计算机模型中逐步降低流体压力，模拟地下地层中烃和其他流体的开采。换言之，对于选定大小比率，在初始处理后弹性模量下，逐步降低流体压力用于模拟富含有机物岩石中地层烃转化以后油和气的开采。

接下来，确定在较低的第二流体压力下加热区上下沉的可能性。这在图11B的方框1170处示出。确定步骤1170的目的是证实在选定的大小比率，在较低的第二流体压力下岩石位移或最大主应力或其它的选择标准没有带来加热区上下沉的可能性(方框1130)。

在从步骤1110到1170确定下沉不可能后，加热区对未加热区的大小比率可被调节。方框1180A表示增加选定大小比率的大小的步骤。这通过增加加热区相对于未加热区的大小来进行。因此，提供第二大小比率。从那里，步骤1140到1170可以在第二大小比率下重复。这在方框1190处显示。从步骤1190，确定在第二大小比率下，加热区上的下沉是否可能。

步骤1140到1180A可在第三、第四或另外增加的大小比率下重复(方框1190)，直到预期不可接受的岩石位移。优选地，通过假定比在其未处理或未加热条件中的岩石明显更软的弹性模量，进行这些步骤(方框1120)。这样，处理层段的面积被最大化，同时避免下沉的可能性。方框1180A和1190(选定新的大小比率并再次运行计算机模型)的步骤可通过重新开始模型手动地进行或通过自动程序进行。

在可选的实施方式中，在从步骤1120到1170确定下沉是不可能的之后，可调节未加热区的结构。这在图11B中方框1180B处示出。从那里，对新结构，可重复步骤1140到1170。然后，确定在新结构下加热区上的下沉是否可能。根据方框1180A，在新结构下可调节大小比率，直到预期不可接受的岩石位移。

图12A是用于地层应力的有限元模拟的模型几何形状3200的实例。设计模型3200以确定未处理油页岩的支柱是否可以足够减轻下沉。模型3200表示四分之一的处理体积加围绕它的未处理面积。模型3200的横向范围是恒定的，并且测量为1,200英尺乘以1,200英尺。模型3200中的处理体积是正方形。然而，这仅仅是示例性的，并且可以呈现为四分之一的圆或另一种形状。

模型3200具有处理层段3210。处理层段3210的横向尺寸在试验运转中优选是可变的，以确定防止下沉的最小尺寸。在一个方面，处理层段的大小在宽度上从840英尺向下变化至480英尺。处理层段3210的厚度也可被调节。在一个模型中，处理层段3200的厚度可以是180英尺。

处理层段3200也可放置在不同的深度处，反映在开发区域中目标富含有机物岩石的深度。在图12A的图解模型中，处理层段3210处于2,000英尺的深度，意味着假定2,000英尺的上覆岩层3220。在模型3200中也假定820英尺的下伏岩层3230。

图12B表示示出作用于图12A的处理层段3210的应力的图。有限元模型3200的初始载荷示意性示出。横向应力由标记“σ_x”和“σ_y”的箭头表示。相应于上覆岩层重力的垂直应力由标记“σ_z”的箭头示出。可见横向应力“σ_x”和“σ_y”随着深度增加。“σ_x”、“σ_y”和“σ_z.”应力一起限定开发区域中岩石的原位应力。

“σ_x”和“σ_y”应力线性地变化，并且不必相等。例如，可见横向应力“σ_x”随深度增加。“σ_z”应力主要是上覆岩层3220重量的函数。“σ_z”应力将在整个剖面随深度增加。

一般地参见图12A和12B，模型3200可以使用不同单元(element)构建。在图解的模型3200中，模型使用20结点块体单元(20-noded brick element)构建。在侧面，可以使用10乘10网格，使单元在侧边为120英尺。处理层段3210中的单元可具有多种大小。在模型3200中，单元厚度为60英尺。这意味着对于处理区域3210，竖直地提供了三个单元。分别使上覆岩层3220和下伏岩层3230单元为200英尺厚和164英尺厚，尽管它们可以是任何适当的厚度。处理层段3210内的单元被指定为空隙压力单元，而处理层段3210外的单元被指定为应力唯一单元。

期望通过改变处理层段3210的大小，检测作用于处理层段3210上和下的应力。因此，如所述，处理层段3210的大小可以通过改变指定为孔隙压力单元的单元数目或可选地通过改变单元的大小而在各试验运转之间发生变化。

根据模型3200，处理层段3210中存在压力。该压力为流体压力形式，被称为“孔隙压力”。在计算机模型3200的每次运行中，以及如下面关于图14A到14D和15A到15D更充分说明的，处理层段3210中的流体压力可以以50psi的量减小。

为了模拟加热后处理层段3200的响应，计算机模型可被选定地质力学特性。在一个方面，该地质力学特性是初始处理后弹性模量。单独的值被分配给处理层段3210中的岩石和给周围地层中的未处理岩石。未处理岩石被选定类似于由未转化的油页岩组成的富含有机物岩石的性质。对于模型3200，杨氏模量可以是2.3e6psi，泊松比可以是0.2。

对于处理层段3210，假定加热软化油页岩。更具体地说，加热引起油页岩中热解，其又产生地层流体。然后移出该流体作为生产过程的一部分。优选地，进行实验室试验以估计处理层段3210中油页岩的加热后机械性能。这考虑了待被预确定的处理层段3210的机械完整性，以便可运行更精确的模型。然后，进行假定处理层段3210软化状况的计算机运行。例如，可进行假定杨氏模量比2.3e6psi的未处理值低5倍或可选地低10倍的初始运行。也可假定处理层段3210的泊松比为0.2。

在假定处理层段3210的下降压力状态之后，进行计算机运行。在运行期间，处理层段3210内的压力逐渐地减小。例如，可假定大约1,900psi的初始孔隙压力。然后，该压力逐渐地下降到大约600psi的值，或者接近流体静压力的另一值。在该运行期间，如果确定处理层段3210周围或之上的未处理岩石在给定几何形状能承受从处理层段3210移出流体，则可进行随后的假定更大量开采的运行。在一个方面，使用比2.3e6psi的未处理值低30倍的新的杨氏模量。在该运行期间，处理层段3210内的压力再次逐渐地减小。可以在甚至更低弹性值下，重复该顺序，例如杨氏模量是比2.3e6psi的未处理值低100倍，或甚至比2.3e6psi的未处理值低300倍。比未处理岩石低10到300倍的弹性模量范围有效地跨越从轻微开采(其中处理层段可支撑其上覆岩层的一部分)到其中处理体积几乎表现为似乎其被挖空的状态的范围。

图13A和13B一起以流程图形式显示使用方法1300实施如上所述的图12A的模型3200。方法1300显示可关于本文公开的方法的可选实施方式进行的步骤。方法1300也涉及从含有富含有机物岩石的地下地层开采烃。优选地，富含有机物岩层由固体烃类组成。优选地，固体烃类包含干酪根。

方法1300使用有限元计算机模型3200，以便分析处理层段3210上由于热解和开采活动造成的可能的下沉。方框1310示出提供有限元计算机模型的步骤。步骤1310的目的是模拟在给定模型几何形状下从地下地层开采烃流体。

对于方法1300，给计算机模型3200指定区域。该区域代表开发区域内的加热区和未加热区。该步骤在图13A中方框1320处示出。在图解的模型3200中，加热区呈现为四分之一的处理体积，并且由处理层段3210表示。未加热区被理解为邻近处理层段3210，但是没有示出。最初，未加热区可代表大约50％的开发区域。加热区3210对邻近未加热区限定大小比率。

给加热区3210选定地质力学特性。地质力学特性可以是例如初始处理后弹性模量。该步骤由方框1330表示。选择初始处理后弹性模量以表示通过热解和开采开发的地下区域的弹性模量。模拟的处理后模量比未处理岩石的弹性模量值低例如10、20、30、50、100、200和/或300倍的因数。

初始(未处理的)弹性模量可通过在未处理岩石上进行的野外试验经验地确定。可选地，初始的弹性模量可通过在一个或多个岩芯样品上的实验室试验经验地确定。仍然可选地，初始的弹性模量可以从先前野外试验进行估计。在方法1300中，研究中的岩石初始处于软化状态。

接下来，确定在加热区3210上的上覆岩层3220中是否已经达到下沉破裂点。这在方框1340处表示。在这种情况下，确定加热区3210上岩石中的主应力是否成为张力。这代表下沉破裂点。在加热区3210内选定的第一流体压力下，确定下沉破裂点。

如果在第一流体压力水平下没有达到下沉破裂点，那么方法1300也包括确定在加热区3210内选定的第二流体压力下，在加热区3210上的上覆岩层3220中是否已经达到下沉破裂点。这在方框1350处表示。这也可包括确定加热区3210上岩石中的主应力是否进入张力状态。

优选地，在连续降低的流体压力下重复步骤1350，直到达到下沉破裂点，或直到流体压力达到接近流体静压力的水平。这在方框1360处示出。在一个方面，以50psi的量连续地降低流体压力到流体静压力水平。通过降低或减小地层内的流体压力，能够模拟从加热区3210开采流体。该开采反映加热区3210内的固体烃类已经热解并在随后移出。

可分析除最大主应力为张力之外的其他破坏准则，以便确定下沉破裂点是否已经达到。例如，确定在加热区上的岩石中下沉破裂点是否已经达到可包括确定加热区3210上或者或许邻近加热区的岩石中剪切应力是否超过莫尔库仑破坏准则。这样的准则也可包括Drucker-Prager破坏准则、剑桥模型或多种其他的“临界态”模型。

在一个实施方式中，方法1300进一步包括通过增加加热区3210相对于未加热区的大小来增加所选定大小比率的大小。这样，提供新的大小比率。该步骤在图13B的方框1370A处表示。然后，可在新的大小比率下，重复步骤1340到1360。该步骤在方框1380中示出。其目的是确定(或证实)在新选定的大小比率下，在加热区3210上岩石中是否已经达到下沉破裂点。在这里，最大主应力用作地质力学特性，这可包括确定未加热区域3210中是否存在断层的可能性。这又可包括考虑上覆岩层3220岩石是否已经进入基本上拉张状态。

在可选的实施方式中，在从步骤1320到1370A确定下沉是不可能的之后，可调节未加热区的结构。这在方框1370B处示出。从那里，对新结构，可重复步骤1340到1360。然后，确定在新结构下加热区上的下沉是否可能。根据方框1370A，任选地，在新结构下可调节大小比率，直到预期到不可接受的岩石位移。

如上讨论的，处理层段3210内的孔隙压力可逐渐地减小，以模拟液体从富含有机物岩层的开采。再次，开采反映加热区3210内固体烃类已经热解，并随后移出。图14A到14D从模型运行3400得到压力增量34A、34B、34C、34D的计算应力，其中处理体积3410中的孔隙压力逐渐地减小。模型3400示出开发区域3405内的处理体积3410。在处理体积3410上提供延伸到地表的上覆岩层3407，和在处理体积3410下提供下伏岩层3409。在该模型3400中，处理体积3410在侧面是840英尺乘840英尺(在完整模式中为1,680英尺乘1,680英尺)。

在图14A到14D的每一个中，模型3400是斜的，以给处理体积3410提供更好的内部视图。换句话说，图14A、14B、14C和14D提供基本上垂直的但是仅仅出于阐明的目的而倾斜示出的地层模型的等轴视图。另外，代表处理体积3410的岩石实际上被移出。这允许在处理体积3410下和周围的未处理部分3420中更好的应力视图。然而，这也是出于阐明的目的，因为应该理解岩石是存在的，特别是在模型运行的开始14A时。

模型3400初始处于反映Piceance Basin中隆起和地质构造的应力状态。不同的机械性质在用于处理体积3410和用于未处理部分3420的模型3400中使用。优选地，未处理部分3420中的岩石被选定类似于未转化油页岩的性质。杨氏模量可以是例如，2.3e6psi，泊松比可以是0.2。

对于处理体积3410，假定加热软化了油页岩。模型3400代表使用用于处理体积3410的加热后或处理后弹性模量的单一运行，所述弹性模量比处理体积3410周围的未处理部分3420——包括上覆岩层3407——的弹性模量更柔软。在图解的模型3400中，模拟弹性模量为比未处理岩石3420的弹性模量柔软300倍。这相应于处理体积3410几乎表现为似乎其被挖空。处理体积3410也选定25％的初始孔隙率。

应当理解，其他的性质可用于代替弹性模量。这些可包括孔隙度、渗透性、剪切模量、V_p/V_s、泊松比或拉梅常数。在处理体积3410中，可以假定这些性质的值。

关于模型运行3400，处理体积3410中的流体压力以50psi增量减小。注意，压力增量34A、34B、34C和34D没有示出每个50psi增量，但是仅示出400psi的压力增量减小。

模型3400示出作用于处理体积3410上的垂直应力分布(以磅/平方英尺测量)。模型3400也示出作用于处理体积3410周围的水平应力分布(以磅/平方英尺测量)。该应力分布代表最大主应力，其是作用于岩石上的最大张应力(tensionalstress)。最大主应力由灰色阴影表示，最大加压水平(即更多负应力)在更暗阴影中示出。最大主应力范围为0.0lb/ft²到-4.0e5lb/ft²(0到-400,000lb/ft²)。

在图14A到14D中，随着流体压力下降，监控围绕处理体积3410的岩石3407和3420中显露的最大主应力。在模型3400中，监控围绕处理体积3410的岩石3407和3420的部分，以便检测张应力是否显露。如果超过岩石3407和3420的强度——特别是在上覆岩层3407中——的张应力出现，断层可能发生，这可能引起下沉。如果断层没有发生，那么围绕处理体积3410的岩石3407和3420的弹性响应将可能防止明显的下沉发生。

在图14A的压力增量34A中，可见，在各种深度，应力水平在水平方向是常数。上覆岩层3407中的岩石没有进入拉张状态，并且在处理层段3410上存在最小的断层可能性。应该注意，这不意味着上覆岩层3405中的下沉不能发生。然而，其真的意味着没有断层引起的灾难性下沉。

图14B代表第二压力增量34B。在图14B中，处理体积3410中的流体压力被减小到1,458psi。这是400psi下降。在压力增量34B中，可见，在表面下应力是较少压力的(或者较多张力的)，但是没有观察到张应力状况。因此，处理层段3410上存在很少或不存在断层的可能性。

图14C代表第三压力增量34C。在图14C中，处理体积3410中的流体压力被进一步减小到1,058psi。这代表另外400psi压力增量下降。在压力增量34C中，再次可见，应力又是较少压力的(或者较多张力的)，但是再次没有观察到张应力状况。特别是，处理层段3410上和附近的最大主应力值保持适度。因此，处理层段3410上也存在很少或不存断层或引起的下沉的可能性。

图14D代表第四压力增量34D。在图14D中，处理体积3410中的流体压力被进一步减小到658psi。这代表又一个400psi的下降。该量非常接近流体静压力。

在图14D的压力增量14D中，可见，应力又是较少压力的。接近检查表明，与处理层段直接相邻的数个非常小区域正经历张应力。然而，甚至以该增量，实际上没有在单元集成点(element integration point)计算出张应力。应当理解，应力插入到模型结点进行表示，产生可导致邻近处理体积的小区域好像处于拉力的假象。然而，这些假象是无意义的。

压力增量34A、34B、34C、34D表示仅在最低流体压力(658psi)下，在模型3400中存在任何张应力。然而，甚至在最低增量34D，仅有很小下沉的可能性，并且确定地没有大规模断层的暗示。因此，在该弹性模量参数和该具体的几何形状下，没有检测到下沉破裂点。

图15A到15D代表与用于产生压力增量34A到34D相同的计算机模型。然而，图15A到15D呈现计算位移，代替应力3500，以检测油页岩开发区域3505中的下沉。更具体地说，模型3500确定处理体积3510上的岩石位移。模型3500示出岩石位移，这以英尺测量。位移的范围为+1.0英尺到-1.0英尺。位移由灰色阴影表示，负位移以更暗阴影示出。这些位移基于假定岩石的弹性行为进行计算。如所预期的，弹性行为(没有破裂)仅导致小的位移和下沉。

如同图14A到14D一样，图15A到15D提供压力增量35A、35B、35C、35D，其中处理体积3510中的孔隙压力逐渐地减小，以确定对处理体积3510上的岩石位移的影响。模型3500示出开发区域3505内的处理体积3510。在处理体积3510上提供延伸到地表的上覆岩层3507，和在处理体积3510下提供下伏岩层3509。在该模型3500中，处理体积3510在侧面也是840英尺乘840英尺(在完整模型上为1,680英尺乘1,680英尺)。

如同模型3400一样，在图15A到15D的每一个中，模型3500是斜的，以给处理体积3510提供更好的内部视图。换句话说，图15A、15B、15C和15D提供基本上垂直的但是仅仅出于阐明的目的而倾斜示出的地层模型的等轴视图。另外，代表处理体积3510的岩石也被移出，以允许在处理体积3510周围的未处理部分3520中更好的应力视图。这也是出于阐明的目的。

如上讨论的，每个压力增量35A、35B、35C、35D假定邻近处理体积3510的未处理部分3520。在用于处理体积3510和用于未处理部分3520的模型3500中，使用不同的机械性质。注意，对于处理体积3510，假定加热将软化油页岩。在这方面，杨氏模量被增加到高于未处理岩石3520所选定的值300倍的因数。当然，可使用其他的杨氏模量值，如在下面图16中显示。

在模型运行中，处理体积3510中的流体压力以50psi增量减小。注意，压力增量35A、35B、35C和35D没有示出每个50psi增量，但是仅示出400psi的压力减小增量。在图15A到15D中，随着流体压力下降，监控在处理体积3510上的上覆岩层3507中出现的位移。

图15A代表在初始状态下的压力增量35A。根据该模型，处理体积3510中的流体压力初始化为1,858psi。在压力增量13A中，可见，在上覆岩层3407内的没有发生任何水平的位移。上覆岩层3507中的阴影是单色的。因此在初始状态预期没有下沉。

图15B代表第二压力增量35B。在图35B中，处理体积3510中的流体压力被减小到1,458psi。可见，在地表以下和处理体积3510紧邻的上面，开始发生一些轻微的负位移。然而，上覆岩层3507保持稳定，并且预期在处理体积3510上没有灾难性的下沉。

图15C代表第二压力增量35C。在图35C中，处理体积3510中的流体压力被进一步减小到1,058psi。在压力增量13C中，可见，正好在处理体积3510之上发生小于二分之一英尺的负位移。地表上的位移可以发生，但是仅仅几英寸。

最后，图15D代表第四状态下的压力增量35D。在图15D中，处理体积3510中的流体压力进一步被减小到658psi。该量非常接近流体静压力。

在压力增量35D中，可见，紧邻处理体积3510之上发生仅仅一英尺以下的负位移。地表上的位移也发生，但是仅仅六英寸。图15D中的位移表示不存在任何断层，下沉水平应该相对小。压力增量15D中最大的垂直位移直接在处理体积3510之上。在地表上，可能有大约二分之一英尺的移动。

图14A到14D的应力模拟在假定的比初始状态低300倍的初始处理后弹性模量下没有预测(project)任何下沉。然而，图15A到15D的下沉模拟的确预测少量下沉的可能性。因此，显示了运行两种不同模拟的值。现在由分析员决定上至六英寸的下沉值是否在制定的破坏准则内，或者它是否超过制定的破坏准则。可以预料，在典型的开采作业中，六英寸下沉经历在土地所有者或开采经营者容忍的范围内是良好的。然而，为了进一步控制下沉，经营者可以选择减小处理层段的面积以提供进一步的支撑。其他选择将包括改变结构以增加支柱的数目，而不减小未加热区的总体尺寸。

从图14A-14D和15A-15D表明，未处理油页岩的“支柱”将控制下沉。基于模型的证实结果，从地下地层开采烃的方法被证实。每个未加热区域(或支柱)可以是圆形的，可以是四边多边形、可以是星形的、或可具有另一种形状。优选地，待加热的地下地层面积的最佳大小与留下未加热区域的大小至少一样大。更优选地，待加热的面积的最佳大小是大于留下未加热区域大小的至少20％的大小。进一步更优选地，待加热的面积的最佳大小是大于留下未加热区域大小的至少40％的大小。可选地，待加热的面积的最佳大小限定开发区域的大约60％至90％的百分比。此外，单一邻接未加热区的最佳大小可以小于开发区域的25％，或甚至小于开发区域的10％。

希望比较油页岩地层内不同软化水平或转化水平下的多个模型压力增量的结果。图16提供如此图，其中不同的线由处理体积中的流体压力(在水平轴或“x”轴上示出)对模型地层中的最大主应力(在垂直轴或“y”轴上示出)形成。

图16示出在限定处理体积3410或3510的840英尺乘840英尺剖面内进行的四次模型运行。每次运行分别由1610、1620、1630和1640表示的线表示。每次运行1610、1620、1630、1640反映处理体积内岩石软化量的改变或变化。在模型运行1610、1620、1630、1640中，软化代表弹性模量的改变。

在该四次运行中，未加热状态的处理层段的杨氏模量增加不同的因数，如下：

线1610代表小于未处理估计值10倍的弹性模量下的运行；

线1620代表小于未处理状态30倍的弹性模量下的运行；

线1630代表小于未处理状态100倍的弹性模量下的运行；和

线1640代表小于未处理状态300倍的弹性模量下的运行。

因此，每条线代表处理层段的渐进软化状况。

对于每次运行1610、1620、1630、1640，提取并绘制单元集成点处的最大应力。从图16可见，随着流体压力减小，应力朝向成为张力移动。然而，在任何运行1610、1620、1630、1640中，应力没有低于150psi的压力。因为应力从不成为张力，断层和过多下沉的可能性被最小化。

也令人感兴趣地注意到，减小弹性模量100和300因数的结果(线1630和1640分别表示)是相当相似的。这表明，在比未加热状态(线1630表示)低100倍的弹性模量下的软化量实际上是处理体积对其上覆岩层不能提供有效支撑的点。

图16也示出两条垂直线。在该模型地层中的流体静压力由垂直线1650示出，而该模型地层中岩石静压力由垂直线1660示出。岩石静压力代表这样的可能起点，在那里上覆岩层负荷开始由处理体积中岩石而不是流体压力支撑。流体静压力代表这样的可能终点，在该点流体压力不再下降。观察到，随着弹性模量降低(例如在运行1440中，其中模拟处理体积的弹性模量为比其未处理状态小300倍)，在低应力值下，地层成为拉张的。

图17显示关于本发明的可选实施方式1700可以实施的步骤的另一流程图。在该方法1700中，依照图16的图，处理层段的弹性模量连续地下降。方法1700也涉及从含有富含有机物岩石的地下地层开采烃。优选地，富含有机物岩层由固体烃类或重烃组成。优选地，固体烃类包含干酪根。

方法1700使用有限元计算机模型3200，以便分析处理层段3210上由于热解和开采活动造成的可能的下沉。方框1710示出提供有限元计算机模型的步骤。步骤1710的目的是模拟从地下地层开采烃流体。

对于方法1700，给计算机模型3200指定区域。该区域代表开发区域内的加热区和未加热区。该步骤在方框1720处示出。加热区和未加热区彼此相邻。在图解的模型3200中，加热区表示四分之一的处理体积，并且由处理层段3210表示。未加热区被理解为邻近处理层段3210，但是没有示出。在一个方面，初始的未加热区代表大约50％的开发区域。加热区3210对邻近未加热区限定了大小比率。

给加热区3210选定地质力学特性。地质力学特性是初始处理后弹性模量。该步骤由方框1730表示。初始处理后弹性模量可以是例如未处理状态的岩石体积的弹性模量的10倍的模量。

接下来，确定在加热区3210上的上覆岩层3220中是否已经达到下沉破裂点。这在方框1740处表示。在一个方面，通过分析上覆岩层中的最大主应力确定下沉破裂点。在这种情况中，确定加热区3210上岩石中的主应力是否成为张力。可选地，通过分析与加热区3210邻近的留下未加热的区域的部分中的最大主应力，确定下沉破裂点。无论如何，在加热区3210内选定的第一流体压力下，确定下沉破裂点。流体压力代表早期孔隙压力。

方法1700也包括在第二流体压力下确定在加热区3210上的上覆岩层3220中是否已经达到下沉破裂点。这在方框1750处表示。第二流体压力代表比在加热区3210中选定的第一流体压力低的孔隙压力。优选地，下沉破裂点通过分析上覆岩层中最大主应力进行确定。这也将包括确定加热区3210上岩石中的主应力是否进入张力状态。另外，可以考虑直接邻接加热区3210的岩石中的应力变化。

优选地，在连续降低的流体压力下重复步骤1750，直到达到下沉破裂点，或直到孔隙压力接近流体静压力。在一个方面，以50psi增量连续地降低流体压力到流体静压力水平。通过逐步降低或减小地层内的流体压力，能够模拟热解或处理后从加热区3210开采流体烃。

根据图16——其中在多个弹性模量下进行运行，对加热区3210选择第二处理后弹性模量。该步骤在方框1760中示出。第二处理后弹性模量比第一处理后弹性模量低。这意味着加热区3210中的岩石被选定更柔软的值。在一个实例中，较小的第二处理后弹性模量比未处理岩石的弹性模量低30倍。

接下来，确定在较小的第二弹性模量下，加热区3210上的上覆岩层3220中是否已经达到下沉破裂点。这在方框1770处表示。在这种情况下，确定加热区3210上的岩石中的主应力是否成为张力。无论如何，在加热区3210内选定的第一流体压力下，确定下沉破裂点。该流体压力也表示早期孔隙压力。

方法1700也包括在第二流体压力下确定在加热区3210上的上覆岩层3220中是否已经达到下沉破裂点。这在方框1780处表示。第二流体压力代表比在加热区3210中选定的第一流体压力低的孔隙压力。这也将包括确定加热区3210上的岩石中的主应力是否进入张力状态。另外，可以考虑直接邻接加热区的岩石中的应力变化。

优选地，在连续降低的流体压力下重复步骤1780，直到达到下沉破裂点，或直到孔隙压力接近流体静压力。在一个方面，以50psi增量连续地降低流体压力到流体静压力水平。通过逐步降低或减小地层内的流体压力，也能够模拟从加热区3210开采流体烃，但是在较小的第二弹性模量下。

注意，图8、9、13和17中的流程图仅仅是例证性的。本方法的其他的实施方式在权利要求的范围内。在一个方面，该方法包括选定待被加热的地下地层区域和选定待被留下未加热的地下地层区域的步骤。选定加热区的地质力学特性的初始值。该地质力学特性代表加热区的软化状况。加热区中选定的孔隙压力被逐渐地减小。由此，评估地质力学特性第二值下的(1)加热区上岩石的位移或(2)邻近加热区的未加热区中的最大主应力的至少一个。这样，可以考虑加热区内的下沉可能性。

可以使用多种地质力学特性或准则。例如，地质力学特性可以是杨氏模量、剪切模量、V_p/V_s、泊松比或拉梅常数。

在一个方面，本发明进一步包括提供地质力学特性的第二值，以便模拟富含有机物岩石相对于地质力学特性的初始值的进一步软化。从那里，也可评估地质力学特性初始值下的(1)加热区上岩石的位移或(2)邻近第一加热区的未加热区中的最大主应力的至少一个。这样，可以考虑加热区内的下沉可能性。

作为本方法的一部分，可以进行相对于留下未加热的区域大小增加待被加热的地下地层的区域大小的步骤。作为本方法的一部分，留下未加热的区域的形状或结构可以同时地或独立地改变。然后，在新的大小比率下可重复上述步骤。理想地，提供随后的大小比率，并且再次重复步骤，以便可以确定待被加热的地下地层的区域相对于留下未加热的区域大小的最佳尺寸。

在一个方面，留下未加热的地下地层的区域限定第一结构。在确定预测加热区上的下沉之后，留下未加热的地下地层的结构可被改变为第二结构。然后，可在新的结构或新的大小比率下重复上述步骤。

优选地，地质力学特性是处理后弹性模量。在一个方面，处理后弹性模量的初始值比未处理区域的弹性模量至少小5倍。可选地，处理后弹性模量的初始值比未处理区域的弹性模量至少小10倍。随后的处理后弹性模量的值可以比未处理区域的弹性模量至少小30倍、或甚至比未处理区域的弹性模量至少小300倍。比原始弹性模量小100到300倍的值非常可能模拟对上覆岩层实质上不具有独立支撑能力的地层。

相对于开发区域总体尺寸的留下未加热的地下地层区域的最佳尺寸将根据地下地层中的岩石特性而改变。其他的因素例如地下地层的深度也可影响最佳尺寸。在一个方面，最佳尺寸限定总开发区域的大约40％到90％的百分比。可选地，最佳尺寸限定大约60％到90％的百分比。仍然可选地，最佳尺寸限定大约65％到80％的百分比。

除了上述方法，也提供最小化烃开发区域环境影响的方法。烃开发区域包括地下油页岩地层。该方法包括考察烃开发区域的地形，并确定易下沉而没有显著的环境影响的地形部分。例如，与具有较大的地表起伏的地形区域相比，基本上平的或仅具有适度的轮廓变化的地形区域更可忍受下沉。可选地，由于径流改变具有一点植被的区域比具有更多植被的区域可遭受更少的环境影响。进一步可选地，与具有永久性地表结构的区域相比，没有建筑物的区域优选用于下沉热解。该方法也包括主要在易下沉而没有显著环境影响的地形部分下加热油页岩地层，以便热解油页岩和产生烃。

在一个方面，该方法进一步包括确定比易下沉而没有显著环境影响的地形部分对下沉更环境敏感的地形部分。从那里，方法包括抑制在更环境敏感的地形部分下加热油页岩地层部分，从而形成支柱。

抑制加热的步骤可包括钻至少一个冷却井通过对下沉更环境敏感的地形部分下面的油页岩地层。其也可包括将冷却液注入冷却井，以便抑制在对下沉更环境敏感的地形部分下面的油页岩地层部分内的热解。冷却液可以是在地表没有被人工加热的任何流体。

本文提供用于从油页岩地层开采烃的又一方法。该方法包括机械表征作用于油页岩地层的地质力和在至少部分热解油页岩地层已经发生后，也机械表征油页岩地层。方法也包括选择第一原型柱几何形状和为代表油页岩地层的第一选定百分比面积的第一原型柱几何形状选择尺寸。优选地，第一原型柱几何形状是四分之一平方。然后，运行第一选定百分比面积的第一原型柱几何形状的下沉模型。

使用该方法，进行评估。在该方面，方法也包括评估在选定第一原型柱几何形状和第一选定百分比面积下油页岩地层破裂是否发生。

方法可进一步包括为代表所述油页岩地层的第二选定百分比面积的第一原型柱几何形状选择尺寸，和然后运行第二选定百分比面积下的第一原型柱几何形状的下沉模型。再次，进行评估。在这方面，方法也包括评估在选定的第一原型柱几何形状和第二选定百分比面积下油页岩地层破裂是否发生。

方法可进一步包括选择第二原型柱几何形状，和为代表油页岩地层的第一选定百分比面积的第二原型柱几何形状选择尺寸。然后可以运行第一选定百分比面积下的第二原型柱几何形状的下沉模型，和评估油页岩地层的破裂是否可在选定的第二原型柱几何形状和第一选定百分比面积下发生。

在一个方面，机械表征作用于油页岩地层的地质力的步骤包括选定作用于油页岩地层的上覆岩层和下伏岩层。在另一方面，在至少部分热解油页岩地层后，机械表征油页岩地层的步骤包括在热解前为油页岩地层选定比初始弹性模量低的处理后弹性模量。

在一个方面，评估油页岩地层的破裂是否可在选定的第一原型柱几何形状和第一选定百分比面积下发生的步骤包括确定紧接油页岩地层上的上覆岩层中的岩石是否进入张力状态。在另一方面，评估油页岩地层的破裂是否可在选定的第一原型柱几何形状和第一选定百分比面积下发生的步骤包括确定上覆岩层中岩石的不可接受的位移是否发生。

优选地，第一选定百分比面积代表不超过开发区域内油页岩地层的50％。更优选地，第一选定百分比面积代表不超过开发区域内油页岩地层的25％或不超过开发区域内油页岩地层的10％。优选地，第一原型柱几何形状在油页岩地层内限定至少两个分开的支柱。

在一些实施方式中，通过原位转化过程产生的烃流体的组成和特性可根据例如富含有机物岩层内的条件变化。控制热和/或富含有机物岩层中选定部分的加热速度可以增加或减少选定的采出液的生产。

在一个实施方式中，操作条件可以通过测量富含有机物岩层的至少一种特性进行确定。测量的特性可以被输入到计算机可执行程序中。从地层中选择生产的采出液的至少一种特性也可以被输入到计算机可执行程序中。该程序可以是可操作的，以从至少一个或多个测量的特性中确定一组操作条件。该程序也可以被配置以从所选择的采出液的至少一种特性确定该组操作条件。以此方式，所确定的这组操作条件可以被配置以增加从该地层生产所选定采出液。

根据本发明生产方法的一个方面，富含有机物岩层内的温度分布可以采用数值模拟模型进行计算。数值模拟模型可通过已知数据点的内插以及地层传导率的假定计算地表温度分布。此外，数值模拟模型可被用于测定处于评估温度分布下的地层的其它特性。例如，地层的各种特性可包括但不限于地层的渗透性。

数值模拟模型也可包括评估处于评估温度分布下的富含有机物岩层内形成的流体的各种特性。例如，所形成流体的各种特性可包括但不限于地层内形成的流体的累积体积、流体粘度、流体密度和地层内形成的流体的组成。这种模拟可被用于评估商业规模操作或小规模油田试验的性能。例如，基于但不限于可从研究规模操作中生产的产物总体积，可以评估商业规模开发的性能。

在油页岩资源的某些区域中，另外的油页岩资源或其它烃资源可以存在于更低的深度处。其它烃资源可包括在低渗透性地层中的天然气(所谓的“致密气”)或夹带在煤中和吸附到煤上的天然气(所谓的“煤层甲烷”)。在一些具有多个页岩油资源的实施方式中，首先开发更深的区域然后顺序地开发较浅的区域可能是有利的。以这种方式，井不需要穿过热区域或削弱的岩石区域。在其它实施方式中，通过钻井穿过被用作较浅深度处页岩油开发的支柱的区域而开发更深的区域可能是有利的。

同一区域中页岩油资源和天然气资源的同时开发可协作地利用某些设备和后勤运作。例如，气体处理可以在单个工厂进行。同样，职员可以在开发中共享。

相信，岩石静应力可影响通过加热和热解在富含有机物的岩石内产生的采出液的组成。这暗示采出的烃流体的组成也可以通过改变富含有机物岩层的岩石静应力进行改变。例如，富含有机物岩层的岩石静应力可以通过选择支柱几何形状和/或位置和/或通过选择加热和热解地层区域厚度和/或加热顺序进行改变。

下面对图18-27的讨论涉及在实施例1-5中获得的数据，其在下面标记为“实验”的部分中被讨论。数据通过在实验部分中讨论的实验程序、气体和液体样品收集程序、烃气体样品气相色谱(GC)分析方法、气体样品GC峰积分方法、气体样品GC峰鉴定方法、全油气相色谱(WOGC)分析方法、全油气相色谱(WOGC)峰积分方法、全油气相色谱(WOGC)峰鉴定方法和假组分分析方法获得。为清楚起见，当谈到烃气体样品的气相色谱色谱图时，对于通过实施例1的一个无应力实验、通过实施例2和3的两个400psi受力实验以及通过实施例4和5的两个1,000psi受力实验提供了图解数据。当谈到液态烃样品的全油气相色谱(WOGC)色谱图时，对于通过实施例1的一个无应力实验、通过实施例3的一个400psi受力实验以及通过实施例4的一个1,000psi受力实验提供了图解数据。

图18是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38出现的每个碳数假组分的重量百分数图。假组分重量百分数通过在实验部分中讨论的实验程序、液体样品收集程序、全油气相色谱(WOGC)分析方法、全油气相色谱(WOGC)峰鉴定和积分方法、和假组分分析方法获得。为清楚起见，假组分重量百分数被取为全部C3至假C38全油气相色谱面积与计算重量的百分数。因此图解的C6至C38重量百分数不包括来自任何单独处理的实验的有关气相产品的重量份额。此外，图解的重量百分数不包括比C38假组分更重(即比C38假组分具有更长的保留时间)的任何液态烃化合物的重量份额。y-轴2000表示就液相中每个C6至C38假组分重量百分数而言的浓度。x-轴2001包含从C6至C38的每个烃假组分的身份。线2002上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个C6至C38假组分的重量百分数。线2003上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个C6至C38假组分的重量百分数。而线2004上出现的数据点表示对于实施例4的1,000psi受力实验而言每个C6至C38假组分的重量百分数。从图18可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，通过线2002上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液含有在C8至C17假组分范围内的更低重量百分数的轻烃组分以及含有在C20至C29假组分范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线2003上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生C8至C17假组分浓度在线2002所表示的无应力实验与线2004所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。应当注意，400psi和1,000psi受力实验的C17假组分数据大约相等。此外，显然的是，对于线2003所表示的中间应力水平实验而言，在C20至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线2002)烃液和1,000psi应力实验(线2004)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生C8至C17假组分浓度比线2002所表示的无应力实验与线2003所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线2004所表示的高水平应力实验而言，在C20至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线2002)烃液和400psi应力实验(线2003)烃液。因此在增加的岩石静应力水平下热解油页岩呈现出产生具有愈加较轻碳数分布的烃液。

图19是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C20假组分的重量百分数比率图。假组分重量百分数如图18所述获得。y-轴2020表示液相中每个C6至C38假组分相比C20假组分的重量比。x-轴2021包含从C6/C20至C38/C20每个烃假组分比的身份。线2022上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个C6至C38假组分与C20假组分的重量比。线2023上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C20假组分的重量比。而线2024上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C20假组分的重量比。从图19可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线2022上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液含有在相比C20假组分的C8至C18假组分范围内的更低重量百分数的轻烃组分，以及含有在相比C20假组分的C22至C29假组分范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线2023上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比C20假组分的C8至C18假组分浓度在线2022所表示的无应力实验与线2024所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。此外，显然的是，对于线2023所表示的中间应力水平实验而言，在相比C20假组分的C22至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线2022)烃液与1,000psi应力实验(线2024)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比C20假组分的C8至C18假组分浓度比线2022所表示的无应力实验以及线2023所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线2024所表示的高水平应力实验而言，在相比C20假组分的C22至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线2022)烃液和400psi应力实验(线2023)烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有愈加较轻碳数分布的烃液。

图20是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C25假组分的重量百分数比率图。假组分重量百分数如图18所述获得。y-轴2040表示液相中每个C6至C38假组分相比C25假组分的重量比。x-轴2041包含从C6/C25至C38/C25每个烃假组分比的身份。线2042上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个C6至C38假组分与C25假组分的重量比。线2043上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C25假组分的重量比。而线2044上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C25假组分的重量比。从图20可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线2042上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液含有在相比C25假组分的C7至C24假组分范围内的更低重量百分数的轻烃组分，以及含有在相比C25假组分的C26至C29假组分范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线2043上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比C25假组分的C7至C24假组分浓度在线2042所表示的无应力实验与线2044所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。此外，显然的是，对于线2043所表示的中间应力水平实验而言，在相比C25假组分的C26至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线2042)烃液和1,000psi应力实验(线2044)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比C25假组分的C7至C24假组分浓度比线2042所表示的无应力实验以及线2043所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线2044所表示的高水平应力实验而言，在相比C25假组分的C26至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线2042)烃液和400psi应力实验(线2043)烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有愈加较轻碳数分布的烃液。

图21是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C29假组分的重量百分数比率图。假组分重量百分数如图18所述获得。y-轴2060表示液相中每个C6至C38假组分相比C29假组分的重量比。x-轴2061包含从C6/C29至C38/C29每个烃假组分比的身份。线2062上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个C6至C38假组分与C29假组分的重量比。线2063上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C29假组分的重量比。而线2064上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C29假组分的重量比。从图21可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线2062上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液含有在相比C29假组分的C6至C28假组分范围内的更低重量百分数的轻烃组分。现在看线2063上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比C29假组分的C6至C28假组分浓度在线2062所表示的无应力实验与线2064所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比C29假组分的C6至C28假组分浓度比线2062所表示的无应力实验以及线2063所表示的400psi受力实验都大的烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有愈加较轻碳数分布的烃液。

图22是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从正C6烷烃至正C38烷烃出现的正构烷烃化合物的重量百分数图。正构烷烃化合物重量百分数如图18所述获得，除了每个单独正构烷烃化合物峰面积积分被用于确定每个各自正构烷烃化合物重量百分数之外。为清楚起见，正构烷烃重量百分数被取为全部C3至假C38全油气相色谱面积与计算重量的百分数，如图18中所呈现的假化合物数据中所使用。y-轴2080表示就液相中发现的每个正C6至正C38化合物重量百分数而言的浓度。x-轴2081包含从正C6至正C38的每个正构烷烃化合物的身份。线2082上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6至正C38烃化合物的重量百分数。线2083上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物的重量百分数。而线2084上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物的重量百分数。从图22可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线2082上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含在正C12至正C30化合物范围内的更大重量百分数的烃化合物。现在看线2083上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生正C12至正C30化合物浓度在线2082所表示的无应力实验与线2084所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生正C12至正C30化合物浓度比线2082所表示的无应力实验与线2083所表示的400psi受力实验都小的烃液。因此在增加的岩石静应力水平下热解油页岩呈现出产生具有较低浓度的正构烷烃的烃液。

图23是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C20烃化合物的重量百分数图。正构化合物重量百分数如图22所述获得。y-轴3000表示就液相中发现的每个正C6至正C38化合物相比正C20化合物的重量比而言的浓度。x-轴3001包含从正C6/正C20至正C38/正C20的每个正构烷烃化合物比的身份。线3002上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C20化合物的重量比。线3003上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C20化合物的重量比。而线3004上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验每个正C6至正C38烃化合物相比正C20化合物的重量比。从图23可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线3002上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含在相比正C20化合物的正C6至正C17化合物范围内的更低重量百分数的轻正构烷烃组分，以及包含在相比正C20化合物的正C22至正C34化合物范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线3003上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比正C20化合物的正C6至正C17化合物浓度在线3002所表示的无应力实验与线3004所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。此外，显然的是，对于线3003所表示的中间应力水平实验而言，在相比正C20化合物的C22至C34化合物范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线3002)烃液和1,000psi应力实验(线3004)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比正C20化合物的正C6至正C17化合物浓度比线3002所表示的无应力实验与线3003所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线3004所表示的高水平应力实验而言，在相比正C20化合物的C22至C34化合物范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线3002)烃液和400psi应力实验(线3003)烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有较低浓度的正构烷烃的烃液。

图24是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C25烃化合物的重量百分数图。正构化合物重量百分数如图22所述获得。y-轴3020表示就液相中发现的每个正C6至正C38化合物相比正C25化合物的重量比而言的浓度。x-轴3021包含从正C6/正C25至正C38/正C25的每个正构烷烃化合物比的身份。线3022上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C25化合物的重量比。线3023上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C25化合物的重量比。而线3024上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C25化合物的重量比。从图24可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线3022上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含在相比正C25化合物的正C6至正C24化合物范围内的更低重量百分数的轻正构烷烃组分，以及包含在相比正C25化合物的正C26至正C30化合物范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线3023上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比正C25化合物的正C6至正C24化合物浓度在线3022所表示的无应力实验与线3024所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。此外，显然的是，对于线3023所表示的中间应力水平实验而言，在相比正C25化合物的正C26至正C30化合物范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线3022)烃液和1,000psi应力实验(线3024)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比正C25化合物的正C6至正C24化合物浓度比线3022所表示的无应力实验与线3023所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线3024所表示的高水平应力实验而言，在相比正C25化合物的正C26至正C30化合物范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线3022)烃液和400psi应力实验(线3023)烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有较低浓度的正构烷烃的烃液。

图25是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C29烃化合物的重量百分数图。正构化合物重量百分数如图22所述获得。y-轴3040表示就液相中发现的每个正C6至正C38化合物相比正C29化合物的重量比而言的浓度。x-轴3041包含从正C6/正C29至正C38/正C29的每个正构烷烃化合物比的身份。线3042上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C29化合物的重量比。线3043上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C29化合物的重量比。而线3044上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C29化合物的重量比。从图25可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线3042上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含更低重量百分数的、在相比正C29化合物的正C6至正C26化合物范围内的轻正构烷烃组分。现在看线3043上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比正C29化合物的正C6至正C26化合物浓度在线3042所表示的无应力实验与线3044所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比正C29化合物的正C6至正C26化合物浓度比线3042所表示的无应力实验与线3043所表示的400psi受力实验都大的烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有较低浓度的正构烷烃的烃液。

图26是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38的每个碳数的正构烷烃化合物与假组分的重量比图。正构化合物和假组分重量百分数如图18和22所述获得。为清楚起见，正构烷烃和假组分重量百分数被取为全部C3至假C38全油气相色谱面积与计算重量的百分数，如图18中所呈现的假化合物数据中所使用。y-轴3060表示就液相中发现的每个正C6/假C6至正C38/假C38化合物重量比而言的浓度。x-轴3061包含从正C6/假C6至正C38/假C38的每个正构烷烃化合物与假组分比的身份。线3062上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6/假C6至正C38/假C38比的重量比。线3063上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6/假C6至正C38/假C38比的重量比。而线3064上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个正C6/假C6至正C38/假C38比的重量比。从图26可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线3062上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含更大的、在C10至C26范围内的正构烷烃化合物比假组分的重量百分数。现在看线3063上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生在C10至C26范围内的正构烷烃化合物与假组分比位于线3062所表示的无应力实验与线3064所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生在C10至C26范围内的正构烷烃化合物与假组分比小于线3062所表示的无应力实验和线3063所表示的400psi受力实验的烃液。因此在增加的岩石静应力水平下热解油页岩呈现出产生与在C10与C26之间出现的给定碳数的总烃相比具有较低浓度的正构烷烃的烃液。

从上面描述的数据，可以看出在增加的应力水平下加热和热解油页岩产生更轻的可冷凝烃流体产物(即相对于更高碳数化合物或组分来说，更大比例的更低碳数化合物或组分)并且包含更低浓度的正构烷烃化合物。这样的产物可更适合于精炼成汽油和馏出物产品。此外，这样的产物在进一步分馏之前或之后可具有作为某些化学工艺的原料的效用。

在一些实施方式中，生产的烃流体包括可冷凝烃部分。在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C7与总C20重量比大于0.8，总C8与总C20重量比大于1.7，总C9与总C20重量比大于2.5，总C10与总C20重量比大于2.8，总C11与总C20重量比大于2.3，总C12与总C20重量比大于2.3，总C13与总C20重量比大于2.9，总C14与总C20重量比大于2.2，总C15与总C20重量比大于2.2，和总C16与总C20重量比大于1.6。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C20重量比大于2.5，总C8与总C20重量比大于3.0，总C9与总C20重量比大于3.5，总C10与总C20重量比大于3.5，总C11与总C20重量比大于3.0，和总C12与总C20重量比大于3.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C20重量比大于3.5，总C8与总C20重量比大于4.3，总C9与总C20重量比大于4.5，总C10与总C20重量比大于4.2，总C11与总C20重量比大于3.7，和总C12与总C20重量比大于3.5。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个(one ormore)”——其紧接着是一系列不同化合物或组分的比率，其中最后一个比率是通过连接词“和(and)”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于0.8的总C7与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有下述总C7与总C20重量比：其大于1.0，大于1.5，大于2.0，大于2.5，大于3.5或大于3.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有下述总C7与总C20重量比：其小于10.0，小于7.0，小于5.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于1.7的总C8与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有下述总C8与总C20重量比：其大于2.0，大于2.5，大于3.0，大于4.0，大于4.4或大于4.6。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C20重量比：其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.5的总C9与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C20重量比：其大于3.0，大于4.0，大于4.5或大于4.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C20重量比：其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.8的总C10与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C20重量比，其大于3.0，大于3.5，大于4.0或大于4.3。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.3的总C11与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C20重量比，其大于2.5，大于3.5，大于3.7，大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.3的总C12与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C20重量比，其大于2.5，大于3.0，大于3.5或大于3.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C20重量比，其大于2.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C20重量比，其大于3.0，大于3.1或大于3.2。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C20重量比，其小于6.0或小于5.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C14与总C20重量比，其大于2.2。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C20重量比，其大于2.5，大于2.6或大于2.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C20重量比，其小于6.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C15与总C20重量比，其大于2.2。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C20重量比，其大于2.3，大于2.4或大于2.6。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C20重量比，其小于6.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C16与总C20重量比，其大于1.6。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C20重量比，其大于1.8，大于2.3或大于2.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C20重量比，其小于5.0或小于4.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C7与总C25重量比大于2.0，总C8与总C25重量比大于4.5，总C9与总C25重量比大于6.5，总C10与总C25重量比大于7.5，总C11与总C25重量比大于6.5，总C12与总C25重量比大于6.5，总C13与总C25重量比大于8.0，总C14与总C25重量比大于6.0，总C15与总C25重量比大于6.0，总C16与总C25重量比大于4.5，总C17与总C25重量比大于4.8，和总C18与总C25重量比大于4.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C25重量比大于7.0，总C8与总C25重量比大于10.0，总C9与总C25重量比大于10.0，总C10与总C25重量比大于10.0，总C11与总C25重量比大于8.0，和总C12与总C25重量比大于8.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C25重量比大于13.0，总C8与总C25重量比大于17.0，总C9与总C25重量比大于17.0，总C10与总C25重量比大于15.0，总C11与总C25重量比大于14.0，和总C12与总C25重量比大于13.0。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.0的总C7与总C25重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C7与总C25重量比，其大于3.0，大于5.0，大于10.0，大于13.0或大于15.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C7与总C25重量比，其小于30.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C8与总C25重量比，其大于4.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C25重量比，其大于5.0，大于7.0，大于10.0，大于15.0或大于17.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C25重量比，其小于35.0或小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C9与总C25重量比，其大于6.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C25重量比，其大于8.0，大于10.0，大于15.0，大于17.0或大于19.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C25重量比，其小于40.0或小于35.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C25重量比，其大于7.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C25重量比，其大于10.0，大于14.0或大于17.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C25重量比，其小于35.0或小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C25重量比，其大于6.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C25重量比，其大于8.5，大于10.0，大于12.0或大于14.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C25重量比，其小于35.0或小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C25重量比，其大于6.5。可选地，可冷凝烃部分可具有大于8.5的总C12与总C25重量比，大于10.0、大于12.0或大于14.0的总C12与总C25重量比。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C25重量比，其小于30.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C25重量比，其大于8.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C25重量比，其大于10.0，大于12.0或大于14.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C14与总C25重量比，其大于6.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C25重量比，其大于8.0，大于10.0或大于12.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C15与总C25重量比，其大于6.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C25重量比，其大于8.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C16与总C25重量比，其大于4.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C25重量比，其大于6.0，大于8.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C25重量比，其小于20.0或小于15.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C17与总C25重量比，其大于4.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C17与总C25重量比，其大于5.5或大于7.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C17与总C25重量比，其小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C18与总C25重量比，其大于4.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C18与总C25重量比，其大于5.0或大于5.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C18与总C25重量比，其小于15.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C7与总C29重量比大于3.5，总C8与总C29重量比大于9.0，总C9与总C29重量比大于12.0，总C10与总C29重量比大于15.0，总C11与总C29重量比大于13.0，总C12与总C29重量比大于12.5，总C13与总C29重量比大于16.0，总C14与总C29重量比大于12.0，总C15与总C29重量比大于12.0，总C16与总C29重量比大于9.0，总C17与总C29重量比大于10.0，总C18与总C29重量比大于8.8，总C19与总C29重量比大于7.0，总C20与总C29重量比大于6.0，总C21与总C29重量比大于5.5，和总C22与总C29重量比大于4.2。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C29重量比大于16.0，总C8与总C29重量比大于19.0，总C9与总C29重量比大于20.0，总C10与总C29重量比大于18.0，总C11与总C29重量比大于16.0，总C12与总C29重量比大于15.0，总C13与总C29重量比大于17.0，总C14与总C29重量比大于13.0，总C15与总C29重量比大于13.0，总C16与总C29重量比大于10.0，总C17与总C29重量比大于11.0，总C18与总C29重量比大于9.0，总C19与总C29重量比大于8.0，总C20与总C29重量比大于6.5，和总C21与总C29重量比大于6.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C29重量比大于24.0，总C8与总C29重量比大于30.0，总C9与总C29重量比大于32.0，总C10与总C29重量比大于30.0，总C11与总C29重量比大于27.0，总C12与总C29重量比大于25.0，总C13与总C29重量比大于22.0，总C14与总C29重量比大于18.0，总C15与总C29重量比大于18.0，总C16与总C29重量比大于16.0，总C17与总C29重量比大于13.0，总C18与总C29重量比大于10.0，总C19与总C29重量比大于9.0，和总C20与总C29重量比大于7.0。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于3.5的总C7与总C29重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C7与总C29重量比，其大于5.0，大于10.0，大于18.0，大于20.0或大于24.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C7与总C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C8与总C29重量比，其大于9.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C29重量比，其大于10.0，大于18.0，大于20.0，大于25.0或大于30.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C29重量比，其小于85.0或小于75.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C9与总C29重量比，其大于12.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C29重量比，其大于15.0，大于20.0，大于23.0，大于27.0或大于32.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C29重量比，其小于85.0或小于75.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C29重量比，其大于15.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C29重量比，其大于18.0，大于22.0或大于28.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C29重量比，其小于80.0或小于70.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C29重量比，其大于13.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C29重量比，其大于16.0，大于18.0，大于24.0或大于27.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C29重量比，其小于75.0或小于65.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C29重量比，其大于12.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C29重量比，其大于14.5，大于18.0，大于22.0或大于25.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C29重量比，其小于75.0或小于65.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C29重量比，其大于16.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C29重量比，其大于18.0，大于20.0或大于22.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C29重量比，其小于70.0或小于60.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C14与总C29重量比，其大于12.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C29重量比，其大于14.0，大于16.0或大于18.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C15与总C29重量比，其大于12.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C29重量比，其大于15.0或大于18.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C16与总C29重量比，其大于9.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C29重量比，其大于10.0，大于13.0或大于16.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C29重量比，其小于55.0或小于45.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C17与总C29重量比，其大于10.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C17与总C29重量比，其大于11.0或大于12.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C17与总C29重量比，其小于45.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C18与总C29重量比，其大于8.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C18与总C29重量比，其大于9.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C18与总C29重量比，其小于35.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的C19与总C29重量比，其大于7.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C19与总C29重量比，其大于8.0或大于9.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C19与总C29重量比，其小于30.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C9与总C20重量比在2.5与6.0之间，总C10与总C20重量比在2.8与7.3之间，总C11与总C20重量比在2.6与6.5之间，总C12与总C20重量比在2.6与6.4之间，和总C13与总C20重量比在3.2与8.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C9与总C20重量比在3.0与5.5之间，总C10与总C20重量比在3.2与7.0之间，总C11与总C20重量比在3.0与6.0之间，总C12与总C20重量比在3.0与6.0之间，和总C13与总C20重量比在3.3与7.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C9与总C20重量比在4.6与5.5之间，总C10与总C20重量比在4.2与7.0之间，总C11与总C20重量比在3.7与6.0之间，总C12与总C20重量比在3.6与6.0之间，和总C13与总C20重量比在3.4与7.0之间。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C9与总C20重量比，其在2.5与6.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C20重量比，其在3.0与5.8之间，在3.5与5.8之间，在4.0与5.8之间，在4.5与5.8之间，在4.6与5.8之间，或在4.7与5.8之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C20重量比，其在2.8与7.3之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C20重量比，其在3.0与7.2之间，在3.5与7.0之间，在4.0与7.0之间，在4.2与7.0之间，在4.3与7.0之间，或在4.4与7.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C20重量比，其在2.6与6.5之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C20重量比，其在2.8与6.3之间，在3.5与6.3之间，在3.7与6.3之间，在3.8与6.3之间，在3.9与6.2之间，或在4.0与6.2之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C20重量比，其在2.6与6.4之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C20重量比，其在2.8与6.2之间，在3.2与6.2之间，在3.5与6.2之间，在3.6与6.2之间，在3.7与6.0之间，或在3.8与6.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C20重量比，其在3.2与8.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C20重量比，其在3.3与7.8之间，在3.3与7.0之间，在3.4与7.0之间，在3.5与6.5之间，或在3.6与6.0之间。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C10与总C25重量比在7.1与24.5之间，总C11与总C25重量比在6.5与22.0之间，总C12与总C25重量比在6.5与22.0之间，和总C13与总C25重量比在8.0与27.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C10与总C25重量比在10.0与24.0之间，总C11与总C25重量比在10.0与21.5之间，总C12与总C25重量比在10.0与21.5之间，和总C13与总C25重量比在9.0与25.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C10与总C25重量比在14.0与24.0之间，总C11与总C25重量比在12.5与21.5之间，总C12与总C25重量比在12.0与21.5之间，和总C13与总C25重量比在10.5与25.0之间。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比两次，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C25重量比，其在7.1与24.5之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C25重量比，其在7.5与24.5之间，在12.0与24.5之间，在13.8与24.5之间，在14.0与24.5之间，或在15.0与24.5之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C25重量比，其在6.5与22.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C25重量比，其在7.0与21.5之间，在10.0与21.5之间，在12.5与21.5之间，在13.0与21.5之间，在13.7与21.5之间，或在14.5与21.5之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C25重量比，其在10.0与21.5之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C25重量比，其在10.5与21.0之间，在11.0与21.0之间，在12.0与21.0之间，在12.5与21.0之间，在13.0与21.0之间，或在13.5与21.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C25重量比，其在8.0与27.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C25重量比，其在9.0与26.0之间，在10.0与25.0之间，在10.5与25.0之间，在11.0与25.0之间，或在11.5与25.0之间。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C10与总C29重量比在15.0与60.0之间，总C11与总C29重量比在13.0与54.0之间，总C12与总C29重量比在12.5与53.0之间，和总C13与总C29重量比在16.0与65.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C10与总C29重量比在17.0与58.0之间，总C11与总C29重量比在15.0与52.0之间，总C12与总C29重量比在14.0与50.0之间，和总C13与总C29重量比在17.0与60.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C10与总C29重量比在20.0与58.0之间，总C11与总C29重量比在18.0与52.0之间，总C12与总C29重量比在18.0与50.0之间，和总C13与总C29重量比在18.0与50.0之间。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C29重量比，其在15.0与60.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C29重量比，其在18.0与58.0之间，在20.0与58.0之间，在24.0与58.0之间，在27.0与58.0之间，或在30.0与58.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C29重量比，其在13.0与54.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C29重量比，其在15.0与53.0之间，在18.0与53.0之间，在20.0与53.0之间，在22.0与53.0之间，在25.0与53.0之间，或在27.0与53.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C29重量比，其在12.5与53.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C29重量比，其在14.5与51.0之间，在16.0与51.0之间，在18.0与51.0之间，在20.0与51.0之间，在23.0与51.0之间，或在25.0与51.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C29重量比，其在16.0与65.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C29重量比，其在17.0与60.0之间，在18.0与60.0之间，在20.0与60.0之间，在22.0与60.0之间，或在25.0与60.0之间。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：正C7与正C20重量比大于0.9，正C8与正C20重量比大于2.0，正C9与正C20重量比大于1.9，正C10与正C20重量比大于2.2，正C11与正C20重量比大于1.9，正C12与正C20重量比大于1.9，正C13与正C20重量比大于2.3，正C14与正C20重量比大于1.8，正C15与正C20重量比大于1.8，和正C16与正C20重量比大于1.3。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C20重量比大于4.4，正C8与正C20重量比大于3.7，正C9与正C20重量比大于3.5，正C10与正C20重量比大于3.4，正C11与正C20重量比大于3.0，和正C12与正C20重量比大于2.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C20重量比大于4.9，正C8与正C20重量比大于4.5，正C9与正C20重量比大于4.4，正C10与正C20重量比大于4.1，正C11与正20重量比大于3.7，和正C12与正C20重量比大于3.0。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C7与正C20重量比，其大于0.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C20重量比，其大于1.0，大于2.0，大于3.0，大于4.0，大于4.5或大于5.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C20重量比，其小于8.0或小于7.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C8与正C20重量比，其大于1.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C20重量比，其大于2.0，大于2.5，大于3.0，大于3.5，大于4.0或大于4.4。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C20重量比，其小于8.0或小于7.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C9与正C20重量比，其大于1.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C20重量比，其大于2.0，大于3.0，大于4.0或大于4.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C10与正C20重量比，其大于2.2。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C20重量比，其大于2.8，大于3.3，大于3.5或大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C11与正C20重量比，其大于1.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C20重量比，其大于2.5，大于3.0，大于3.5或大于3.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C12与正C20重量比，其大于1.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C20重量比，其大于2.0，大于2.2，大于2.6或大于3.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C13与正C20重量比，其大于2.3。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C20重量比，其大于2.5，大于2.7或大于3.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C20重量比，其小于6.0或小于5.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C14与正C20重量比，其大于1.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C20重量比，其大于2.0，大于2.2或大于2.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C20重量比，其小于6.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C15与正C20重量比，其大于1.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C20重量比，其大于2.0，大于2.2或大于2.4。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C20重量比，其小于6.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C16与正C20重量比，其大于1.3。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C20重量比，其大于1.5，大于1.7或大于2.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C20重量比，其小于5.0或小于4.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：正C7与正C25重量比大于1.9，正C8与正C25重量比大于3.9，正C9与正C25重量比大于3.7，正C10与正C25重量比大于4.4，正C11与正C25重量比大于3.8，正C12与正C25重量比大于3.7，正C13与正C25重量比大于4.7，正C14与正C25重量比大于3.7，正C15与正C25重量比大于3.7，正C16与正C25重量比大于2.5，正C17与正C25重量比大于3.0，和正C18与正C25重量比大于3.4。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C25重量比大于10，正C8与正C25重量比大于8.0，正C9与正C25重量比大于7.0，正C10与正C25重量比大于7.0，正C11与正C25重量比大于7.0，和正C12与正C25重量比大于6.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C25重量比大于10.0，正C8与正C25重量比大于12.0，正C9与正C25重量比大于11.0，正C10与正C25重量比大于11.0，正C11与正C25重量比大于9.0，和正C12与正C25重量比大于8.0。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C7与正C25重量比，其大于1.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C25重量比，其大于3.0，大于5.0，大于8.0，大于10.0或大于13.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C8与正C25重量比，其大于3.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C25重量比，其大于4.5，大于6.0，大于8.0，大于10.0或大于13.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C9与正C25重量比，其大于3.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C25重量比，其大于4.5，大于7.0，大于10.0，大于12.0或大于13.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C10与正C25重量比，其大于4.4。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C25重量比，其大于6.0，大于8.0或大于11.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C11与正C25重量比，其大于3.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C25重量比，其大于4.5，大于7.0，大于8.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C12与正C25重量比，其大于3.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C25重量比，其大于4.5，大于6.0，大于7.0或大于8.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C25重量比，其小于30.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C13与正C25重量比，其大于4.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C25重量比，其大于5.0，大于6.0或大于7.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C14与正C25重量比，其大于3.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C25重量比，其大于4.5，大于5.5或大于7.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C15与正C25重量比，其大于3.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C25重量比，其大于4.2或大于5.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C16与正C25重量比，其大于2.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C25重量比，其大于3.0，大于4.0或大于5.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C25重量比，其小于20.0或小于15.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C17与正C25重量比，其大于3.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与正C25重量比，其大于3.5或大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与正C25重量比，其小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C18与正C25重量比，其大于3.4。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与正C25重量比，其大于3.6或大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与正C25重量比，其小于15.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：正C7与正C29重量比大于18.0，正C8与正C29重量比大于16.0，正C9与正C29重量比大于14.0，正C10与正C29重量比大于14.0，正C11与正C29重量比大于13.0，正C12与正C29重量比大于11.0，正C13与正C29重量比大于10.0，正C14与正C29重量比大于9.0，正C15与正C29重量比大于8.0，正C16与正C29重量比大于8.0，正C17与正C29重量比大于6.0，正C18与正C29重量比大于6.0，正C19与正C29重量比大于5.0，正C20与正C29重量比大于4.0，正C21与正C29重量比大于3.6，和正C22与正C29重量比大于2.8。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C29重量比大于20.0，正C8与正C29重量比大于18.0，正C9与正C29重量比大于17.0，正C10与正C29重量比大于16.0，正C11与正C29重量比大于15.0，正C12与正C29重量比大于12.5，正C13与正C29重量比大于11.0，正C14与正C29重量比大于10.0，正C15与正C29重量比大于8.0，正C16与正C29重量比大于8.0，正C17与正C29重量比大于7.0，正C18与正C29重量比大于6.5，正C19与正C29重量比大于5.5，正C20与正C29重量比大于4.5，和正C21与正C29重量比大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C29重量比大于23.0，正C8与正C29重量比大于21.0，正C9与正C29重量比大于20.0，正C10与正C29重量比大于19.0，正C11与正C29重量比大于17.0，正C12与正C29重量比大于14.0，正C13与正C29重量比大于12.0，正C14与正C29重量比大于11.0，正C15与正C29重量比大于9.0，正C16与正C29重量比大于9.0，正C17与正C29重量比大于7.5，正C18与正C29重量比大于7.0，正C19与正C29重量比大于6.5，正C20与正C29重量比大于4.8，和正C21与正C29重量比大于4.5。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C7与正C29重量比，其大于18.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C29重量比，其大于20.0，大于22.0，大于25.0，大于30.0或大于35.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C29重量比，其小于70.0或小于60.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C8与正C29重量比，其大于16.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C29重量比，其大于18.0，大于22.0，大于25.0，大于27.0或大于30.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C29重量比，其小于85.0或小于75.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C9与正C29重量比，其大于14.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C29重量比，其大于18.0，大于20.0，大于23.0，大于27.0或大于30.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C29重量比，其小于85.0或小于75.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C10与正C29重量比，其大于14.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C29重量比，其大于20.0，大于25.0或大于30.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C29重量比，其小于80.0或小于70.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C11与正C29重量比，其大于13.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C29重量比，其大于16.0，大于18.0，大于24.0或大于27.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C29重量比，其小于75.0或小于65.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C12与正C29重量比，其大于11.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C29重量比，其大于14.5，大于18.0，大于22.0或大于25.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C29重量比，其小于75.0或小于65.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C13与正C29重量比，其大于10.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C29重量比，其大于18.0，大于20.0或大于22.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C29重量比，其小于70.0或小于60.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C14与正C29重量比，其大于9.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C29重量比，其大于14.0，大于16.0或大于18.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C15与正C29重量比，其大于8.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C29重量比，其大于12.0或大于16.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C16与正C29重量比，其大于8.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C29重量比，其大于10.0，大于13.0或大于15.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C29重量比，其小于55.0或小于45.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C17与正C29重量比，其大于6.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与正C29重量比，其大于8.0或大于12.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与正C29重量比，其小于45.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C18与正C29重量比，其大于6.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与正C29重量比，其大于8.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与正C29重量比，其小于35.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C19与正C29重量比，其大于5.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C19与正C29重量比，其大于7.0或大于9.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C19与正C29重量比，其小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C20与正C29重量比，其大于4.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C20与正C29重量比，其大于6.0或大于8.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C20与正C29重量比，其小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C21与正C29重量比，其大于3.6。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C21与正C29重量比，其大于4.0或大于6.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C21与正C29重量比，其小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C22与正C29重量比，其大于2.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C22与正C29重量比，其大于3.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C22与正C29重量比，其小于30.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：正C10与总C10重量比小于0.31，正C11与总C11重量比小于0.32，正C12与总C12重量比小于0.29，正C13与总C13重量比小于0.28，正C14与总C14重量比小于0.31，正C15与总C15重量比小于0.27，正C16与总C16重量比小于0.31，正C17与总C17重量比小于0.31，正C18与总C18重量比小于0.37，正C19与总C19重量比小于0.37，正C20与总C20重量比小于0.37，正C21与总C21重量比小于0.37，正C22与总C22重量比小于0.38，正C23与总C23重量比小于0.43，正C24与总C24重量比小于0.48，和正C25与总C25重量比小于0.53。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C11与总C11重量比小于0.30，正C12与总C12重量比小于0.27，正C13与总C13重量比小于0.26，正C14与总C14重量比小于0.29，正C15与总C15重量比小于0.24，正C16与总C16重量比小于0.25，正C17与总C17重量比小于0.29，正C18与总C18重量比小于0.31，正C19与总C19重量比小于0.35，正C20与总C20重量比小于0.33，正C21与总C21重量比小于0.33，正C22与总C22重量比小于0.35，正C23与总C23重量比小于0.40，正C24与总C24重量比小于0.45，和正C25与总C25重量比小于0.49。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C11与总C11重量比小于0.28，正C12与总C12重量比小于0.25，正C13与总C13重量比小于0.24，正C14与总C14重量比小于0.27，正C15与总C15重量比小于0.22，正C16与总C16重量比小于0.23，正C17与总C17重量比小于0.25，正C18与总C18重量比小于0.28，正C19与总C19重量比小于0.31，正C20与总C20重量比小于0.29，正C21与总C21重量比小于0.30，正C22与总C22重量比小于0.28，正C23与总C23重量比小于0.33，正C24与总C24重量比小于0.40，和正C25与总C25重量比小于0.45。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。

在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有小于0.31的正C10与总C10重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与总C10重量比，其小于0.30或小于0.29。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与总C10重量比，其大于0.15或大于0.20。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C11与总C11重量比，其小于0.32。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与总C11重量比，其小于0.31，小于0.30或小于0.29。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与总C11重量比，其大于0.15或大于0.20。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C12与总C12重量比，其小于0.29。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与总C12重量比，其小于0.26或小于0.24。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与总C12重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C13与总C13重量比，其小于0.28。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与总C13重量比，其小于0.27，小于0.25或小于0.23。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与总C13重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C14与总C14重量比，其小于0.31。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与总C14重量比，其小于0.30，小于0.28或小于0.26。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与总C14重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C15与总C15重量比，其小于0.27。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与总C15重量比，其小于0.26，小于0.24或小于0.22。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与总C15重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C16与总C16重量比，其小于0.31。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与总C16重量比，其小于0.29，小于0.26或小于0.24。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与总C16重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C17与总C17重量比，其小于0.31。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与总C17重量比，其小于0.29，小于0.27或小于0.25。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与总C17重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C18与总C18重量比，其小于0.37。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与总C18重量比，其小于0.35，小于0.31或小于0.28。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与总C18重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C19与总C19重量比，其小于0.37。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C19与总C19重量比，其小于0.36，小于0.34或小于0.31。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C19与总C19重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C20与总C20重量比，其小于0.37。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C20与总C20重量比，其小于0.35，小于0.32或小于0.29。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C20与总C20重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C21与总C21重量比，其小于0.37。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C21与总C21重量比，其小于0.35，小于0.32或小于0.30。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C21与总C21重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C22与总C22重量比，其小于0.38。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C22与总C22重量比，其小于0.36，小于0.34或小于0.30。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C22与总C22重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C23与总C23重量比，其小于0.43。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C23与总C23重量比，其小于0.40，小于0.35或小于0.29。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C23与总C23重量比，其大于0.15或大于0.20。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C24与总C24重量比，其小于0.48。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C24与总C24重量比，其小于0.46，小于0.42或小于0.40。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C24与总C24重量比，其大于0.15或大于0.20。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C25与总C25重量比，其小于0.48。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C25与总C25重量比，其小于0.46，小于0.42或小于0.40。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C25与总C25重量比，其大于0.20或大于0.25。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。

本文和权利要求书中使用″总C″(例如总C10)意指在可冷凝烃流体中发现的特定假组分的量，该量如本文所述尤其如本文中标记“实验”的部分所述进行测定。也就是说，″总C″是按照该申请的实验部分中描述的步骤利用全油气相色谱(WOGC)分析方法测定的。此外，″总C″是从用于鉴定和量化每个假组分的全油气相色谱(WOGC)峰积分方法和峰鉴定方法测定的，如本文实验部分所述。此外，假组分的″总C″重量百分数和摩尔百分数值是利用涉及由Katz和Firoozabadi开发的关联式的假组分分析方法(Katz，D.L.和A.Firoozabadi，1978.Predicting phase behavior of condensate/crude-oil systems using methane interactioncoefficients，J.Petroleum Technology(Nov.1978)，1649-1655)获得的，其包括示例性摩尔和重量百分数测定。

本文和权利要求书中使用″正C_″(例如正C10)意指在可冷凝烃流体中发现的特定正构烷烃化合物的量，该量如本文所述尤其如本文中标记“实验”的部分所述进行测定。也就是说，″正C_″是从按照该申请的实验部分中描述的步骤利用全油气相色谱(WOGC)分析方法测定的GC峰面积测定的。此外，″总C_″是从用于鉴定和量化单个化合物峰的全油气相色谱(WOGC)峰鉴定和积分方法测定的，如本文实验部分所述。此外，正构烷烃化合物的″正C_″重量百分数和摩尔百分数值是利用类似于在实验部分中解释的假组分示例性摩尔和重量百分数测定的方法获得的，只是使用感兴趣的特定正构烷烃化合物的密度和分子量，然后使其与在假组分方法中获得的总数比较以获得重量和摩尔百分数。

下面对图27的讨论涉及在实施例1-5中获得的数据，实施例1-5在标记“实验”的部分中被讨论。该数据通过在实验部分中讨论的实验程序、气体样品收集程序、烃气体样品气相色谱(GC)分析方法和气体样品GC峰鉴定和积分方法获得。为清楚起见，当谈到气体烃样品的气相色谱图时，对于通过实施例1进行的一个无应力实验、通过实施例2和3进行的两个400psi受力实验以及通过实施例4和5进行的两个1,000psi受力实验提供了图表数据。

图27是一柱状图，其显示气体样品中存在的烃种类的摩尔百分比浓度，所述气体样品取自在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个。气体化合物摩尔百分数是通过本文所述的实验程序、气体样品收集程序、烃气体样品气相色谱(GC)分析方法、气体样品GC峰积分方法和摩尔浓度测定程序获得的。为清楚起见，烃摩尔百分数被取为全部已鉴定的烃气体GC面积(即甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷、2-甲基戊烷和正己烷)的总数与计算摩尔浓度的百分数。因此，对于所有实验而言，图解的甲烷至正C6摩尔百分数不包括下列的摩尔份额：任何相关的非烃气相产品(例如氢气、CO₂或H₂S)、在表2、4、5、7或9中所列的任何未鉴定的烃气种类(例如在表2中的峰编号2、6、8-11、13、15-22、24-26和28-78)、或者溶解在液相中、在液相GC中被独立处理的任何气体种类。y-轴3080表示就气相中每种气态化合物摩尔百分数而言的浓度。x-轴3081包含从甲烷至正己烷的每种烃化合物的身份。柱3082A-I表示实施例1的无应力实验中的每种气态化合物的摩尔百分数。也就是说，3082A表示甲烷，3082B表示乙烷，3082C表示丙烷，3082D表示异丁烷，3082E表示正丁烷，3082F表示异戊烷，3082G表示正戊烷，3082H表示2-甲基戊烷以及3082I表示正己烷。柱3083A-I和3084A-I表示来自实施例2和3的双份400psi受力实验的样品中的每种气态化合物的摩尔百分数，其中字母以针对无应力实验所描述的方式进行分配。而柱3085A-I和3086A-I表示来自实施例4和5的双份1,000psi受力实验的样品中的每种气态化合物的摩尔百分数，其中字母以针对无应力实验所描述的方式进行分配。从图27可以看出，在所有实验中产生的烃气主要是甲烷、乙烷和丙烷，以摩尔计。此外，显然的是，相比400psi受力实验烃气和1,000psi受力实验烃气，柱3082A-I所表示的无应力实验包含最多的甲烷3082A以及最少的丙烷3082C。现在看柱3083A-I和3084A-I，显然的是，中间水平400psi应力实验产生这样的烃气，其甲烷3083A和3084A和丙烷3083C和3084C浓度介于柱3082A和3082C表示的无应力实验与柱3085A和3085C和3086A和3086C表示的1,000psi受力实验之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生这样的烃气，其相比柱3082A和3082C表示的无应力实验与柱3083A和3084A和3083C和3084C表示的400psi受力实验具有最低的甲烷3085A和3086A浓度和最高的丙烷浓度3085C和3086C。因此在增加的岩石静应力水平下热解油页岩呈现出产生具有减小浓度的甲烷和增加浓度的丙烷的烃气。

从富含有机物岩层生产的烃流体可包括可冷凝烃部分(例如液体)和非冷凝烃部分(例如气体)。在一些实施方式中，非冷凝烃部分包括甲烷和丙烷。在一些实施方式中，在非冷凝烃部分中的丙烷与甲烷的摩尔比大于0.32。在可选实施方式中，在非冷凝烃部分中的丙烷与甲烷的摩尔比大于0.34、0.36或0.38。如本文所用，″丙烷与甲烷的摩尔比″是可如本文所述尤其如本文标记“实验”的部分中所述测定的摩尔比。也就是说，″丙烷与甲烷的摩尔比″是利用该申请的实验部分中描述的烃气体样品气相色谱(GC)分析方法、气体样品GC峰鉴定和积分方法以及摩尔浓度测定程序测定的。

在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分包括苯。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有在0.1与0.8重量百分数之间的苯含量。可选地，可冷凝烃部分可具有在0.15与0.6重量百分数之间的苯含量、在0.15与0.5之间的苯含量或在0.15与0.5的苯含量。

在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分包括环己烷。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的环己烷含量，其小于0.8重量百分数。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的环己烷含量，其小于0.6重量百分数或小于0.43重量百分数。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的环己烷含量，其大于0.1重量百分数或大于0.2重量百分数。

在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分包括甲基环己烷。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的甲基环己烷含量，其大于0.5重量百分数。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的甲基环己烷含量，其大于0.7重量百分数或大于0.75重量百分数。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的甲基环己烷含量，其小于1.2或小于1.0重量百分数。

本文和权利要求书中苯、环己烷和甲基环己烷的重量百分数含量的应用意指在可冷凝烃流体中发现的苯、环己烷和甲基环己烷的量，该量如本文所述尤其如本文中标记“实验”的部分所述进行测定。也就是说，各化合物重量百分数是从本文实验部分中讨论的全油气相色谱(WOGC)分析方法以及全油气相色谱(WOGC)峰鉴定和积分方法测定的。此外，各化合物重量百分数如图22所述获得，除了每个单独的各化合物峰面积积分被用于测定每个各自的化合物重量百分数之外。为清楚起见，化合物重量百分数被计算为全部C3至假C38全油气相色谱面积与计算重量的百分数，如图18中所呈现的假化合物数据中所用。

如所述的，岩石静应力可影响通过加热和热解在富含有机物的岩石内产生的采出液的组成这个发现意味着采出的烃流体的组成也可以通过改变富含有机物岩层的岩石静应力进行改变。例如，富含有机物岩层的岩石静应力可以通过选择支柱几何形状和/或位置和/或通过选择加热和热解地层区域厚度和/或加热先后顺序进行改变。

该方法的实施方式可包括通过借助首先加热和热解在富含有机物岩层中存在的地层烃以及从该富含有机物岩层内的第二邻近区域采出流体以便第二区域的杨氏模量(即硬度)被降低，来增加第一区域内的岩石静应力而控制通过加热和热解从富含有机物岩层内的第一区域产生的采出烃流体的组成。

该方法的实施方式可包括通过增加第一区域内的岩石静应力而控制通过加热和热解从富含有机物岩层内的第一区域产生的采出烃流体的组成，增加第一区域内的岩石静应力如下进行：在富含有机物岩层内的邻近区域之前加热第一区域，或者将该第一区域加热到比富含有机物岩层内的邻近区域更大的程度，使得在第一区域内的热膨胀大于富含有机物岩层的邻近区域内的热膨胀。

该方法的实施方式可包括通过降低第一区域内的岩石静应力而控制通过加热和热解从富含有机物岩层内的第一区域产生的采出烃流体的组成，降低第一区域内的岩石静应力如下进行：在第一区域之前加热富含有机物岩层的一个或多个邻近区域，或者使富含有机物岩层的一个或多个邻近区域加热到比该第一区域更大的程度，使得邻近区域内的热膨胀大于第一区域内的热膨胀。

该方法的实施方式可包括使富含有机物岩层内加热区域的加热定位、定大小和/或定时以便改变富含有机物岩层目前或未来加热和热解区域的原位岩石静应力，从而控制采出烃流体的组成。

实验

加热实验是针对几个不同的油页岩样品和从详细检查的加热的油页岩中释放的液体和气体进行的。收集的是来自科罗拉多州Piceance Basin中的Mahogany地层的油页岩样品。一块大小大约1立方英尺的固体、连续油页岩地层是从在Parachute Creek东面的Colony矿山位置处的小型试验矿山收集的。该油页岩岩块被称为CM-1B。取自该岩块的岩心样品，如下列实施例所述，都取自同一地层学层段。加热试验是利用帕尔容器(Parr vessel)进行的，所述帕尔容器型号为243HC5，其显示在图29中并且可从Parr Instrument Company得到。

实施例1

油页岩岩块CM-1B被穿过层面取出岩心以产生直径1.391英寸并且大约2英寸长的圆柱体。使直径大约2英寸并且5英寸长的金管7002卷缩并且插入滤网7000以充当岩心样品7001的支撑物(图28)。重量82.46克的油页岩岩心样品7001放置在金管7002中的滤网7000上，并且整个组件被放入帕尔加热容器中。在图29中显示的帕尔容器7010具有565毫升的内部容积。用氩冲洗帕尔容器7010几次，以去除室中存在的空气，并且该容器用氩加压至500psi。帕尔容器然后被置于熔炉中，所述熔炉被设计成与帕尔容器相配合。熔炉最初在室温下并且在帕尔容器置于熔炉中后被加热至400℃。帕尔容器的温度在大约3小时后达到400℃并且在400℃熔炉中保持24小时。帕尔容器然后从熔炉中取出并且使其在大约16小时的时间内冷却至室温。

室温帕尔容器被取样以获得加热实验后在容器中剩余的一部分代表性气体。容积150毫升的小气体取样圆筒被抽空，与帕尔容器相连，并且使压强平衡。该气体样品的气相色谱(GC)分析测试和非烃气体样品气相色谱(GC)(GC未被显示)产生在图30、表1和表2中显示的结果。在图30中，y-轴4000表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4001表示以分钟(min)计的保留时间。在图30中，峰4002表示甲烷的响应，峰4003表示乙烷的响应，峰4004表示丙烷的响应，峰4005表示丁烷的响应，峰4006表示戊烷的响应，和峰4007表示己烷的响应。从GC结果和所涉及的已知体积和压强，获得该气体的总烃含量(2.09克)、该气体的CO₂含量(3.35克)以及该气体的H₂S含量(0.06克)。

表2

图30-实施例1-0应力-气体GC的峰和面积详细资料

表2(续)

然后使帕尔容器通风以达到大气压，将容器打开，并且从金管内部和帕尔容器底部收集液体。将水与烃层分离并且称重。收集的量记录在表1中。收集的烃液被放在小瓶中、密封并且在光不存在下储存。在金管的壁上或帕尔容器的壁上没有观察到固体。称重固体岩心样品并且其经测定由于加热已经损失了19.21克。该液体的全油气相色谱(WOGC)测试产生图31、表3和表1中显示的结果。在图31中，y-轴5000表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴5001表示以分钟计的保留时间。GC色谱图一般用标记5002显示，其中单个鉴别的峰用缩写进行标记。

表3

图31-实施例1-0应力-液体GC的峰和面积详细资料

实施例2

除了产生的是1英寸直径的岩心外，油页岩岩块CM-1B以类似于实施例1的方式取出岩心。参考图32，岩心样品7050大约2英寸长，并且重量为42.47克。该岩心样品7050被置于内径1英寸、外径1.39英寸的Berea砂岩圆筒7051中。Berea塞7052和7053被置于该组件的每一端，以使岩心样品被Berea完全包围。Berea圆筒7051与岩心样品7050和Berea末端塞7052和7053一起被置于有槽的不锈钢套管中并且被夹在合适的位置。样品组件7060被置于如图33中所示的装有弹簧的微型负荷机架7061中。负荷通过上紧负荷机架7061顶部的螺母7062和7063以压缩弹簧7064和7065而被施加。弹簧7064和7065是高温、铬镍铁合金弹簧，当压缩时，弹簧7064和7065将400psi的有效应力传递到油页岩样品7060上。在加热过程期间保持弹簧7064和7065的足够移动以便适应岩心样品7060的任何膨胀。为了确保本实施例是这种情况，金箔7066被放置在装置的一个腿上以测量移动程度。整个弹簧加载装置7061被置于帕尔容器中(图29)并且如实施例1所述进行加热实验。

如实施例1所述，室温帕尔容器之后被取样以获得加热实验后在容器中剩余的一部分代表性气体。气体取样、烃气体样品气相色谱(GC)测试和非烃气体样品气相色谱(GC)如实施例1进行。结果显示在图34、表4和表1中。在图34中，y-轴4010表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4011表示以分钟计的保留时间。在图34中，峰4012表示甲烷的响应，峰4013表示乙烷的响应，峰4014表示丙烷的响应，峰4015表示丁烷的响应，峰4016表示戊烷的响应，和峰4017表示己烷的响应。从气相色谱结果和所涉及的已知体积和压强，该气体的总烃含量测定为1.33克并且该气体的CO₂含量为1.70克。

表4

图34-实施例2-400psi应力-气体GC的峰和面积详细资料

表4(续)

此时，使帕尔容器通风以达到大气压，将容器打开，并且从帕尔容器内部收集液体。将水与烃层分离并且称重。收集的量记录在表1中。收集的烃液被放在小瓶中、密封并且在光不存在下储存。任何覆盖在装置表面或帕尔容器边上的另外的液体用纸巾收集，并将这种收集的液体的重量加到收集的总液体上。任何残留在Berea砂岩中的液体用二氯甲烷进行萃取，并且其在总液体中所占的重量报告在表1中。由于加热Berea砂岩圆筒和端部塞与有机物质一起明显变黑。Berea中的有机物质不可用甲苯或二氯甲烷萃取，并且因此其经测定是由烃液的裂解形成的焦炭。加热实验后，Berea被碾碎并且测量其总的有机碳(TOC)。该测量被用于估计在Berea中焦炭的量以及随后估计在Berea中有多少液体已经裂解。常数因子2.283被用于将测量的TOC转化成液体数量的估计值，其一定存在以产生在Berea中发现的碳。这种估计的液体是在表1中显示的“推断油(inferredoil)”值。称重固体岩心样品并且其经测定由于加热已经损失了10.29克。

实施例3

以与实施例2相似的方式对来自油页岩岩块CM-1B的岩心样品进行实验，其中施加的有效应力为400psi。通过烃气体样品气相色谱(GC)和非烃气体样品气相色谱(GC)(GC未被显示)收集和分析的气体样品的结果显示在图35、表5和表1中。在图35中，y-轴4020表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4021表示以分钟计的保留时间。在图35中，峰4022表示甲烷的响应，峰4023表示乙烷的响应，峰4024表示丙烷的响应，峰4025表示丁烷的响应，峰4026表示戊烷的响应，和峰4027表示己烷的响应。

表5

图35-实施例3-400psi应力-气体GC的峰和面积详细资料

表5(续)

通过全油气相色谱(WOGC)分析收集和分析的液体的结果显示在图36、表6和表1中。在图36中，y-轴5050表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴5051表示以分钟计的保留时间。GC色谱图一般由标记5052显示，其中单个鉴别的峰用缩写进行标记。

表6

图36-实施例3-400psi应力-液体GC的峰和面积详细资料

实施例4

以与实施例2相似的方式对来自油页岩岩块CM-1B的岩心样品进行实验，然而，在该实施例中施加的有效应力为1,000psi。通过烃气体样品气相色谱(GC)和非烃气体样品气相色谱(GC)(GC未被显示)收集和分析的气体的结果显示在图37、表7和表1中。在图37中，y-轴4030表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4031表示以分钟计的保留时间。在图37中，峰4032表示甲烷的响应，峰4033表示乙烷的响应，峰4034表示丙烷的响应，峰4035表示丁烷的响应，峰4036表示戊烷的响应，和峰4037表示己烷的响应。

表7

图37-实施例4-1000psi应力-气体GC的峰和面积详细资料

表7(续)

表7(续)

通过全油气相色谱(WOGC)收集和分析的液体的结果显示在图38、表8和表1中。在图38中，y-轴6000表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴6001表示以分钟计的保留时间。GC色谱图一般由标记6002显示，其中单个鉴别的峰用缩写进行标记。

表8

图38-实施例4-1000psi应力-液体GC的峰和面积详细资料

实施例5

以与实施例2相似的方式对来自油页岩岩块CM-1B的岩心样品进行实验；然而，在该实施例中施加的有效应力为1,000psi。通过烃气体样品气相色谱(GC)和非烃气体样品气相色谱(GC)(GC未显示)收集和分析的气体的结果显示在图39、表9和表1中。在图39中，y-轴4040表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4041表示以分钟计的保留时间。在图39中，峰4042表示甲烷的响应，峰4043表示乙烷的响应，峰4044表示丙烷的响应，峰4045表示丁烷的响应，峰4046表示戊烷的响应，和峰4047表示己烷的响应。

表9

图39-实施例5-1000psi应力-气体GC的峰和面积详细资料

表9(续)

表9(续)

表1

实施例1-5的汇总数据

分析

通过实施例1-5描述的实验程序以及气体和液体样品收集程序获得的气体和液体样品是通过下面的烃气体样品气相色谱(GC)分析方法、非烃气体样品气相色谱(GC)分析方法、气体样品GC峰鉴别和积分方法、全油气相色谱(WOGC)分析方法，以及全油气相色谱(WOGC)峰鉴别和积分方法进行分析的。

对如在实施例1-5中所述的加热测试期间收集的气体样品的烃和非烃气体进行分析，利用的是与Agilent Model 5973四极质量选择性检测器相连的AgilentModel 6890气相色谱仪。6890GC被配置有两个入口(前和后)和两个具有两个固定体积样品环的检测器(前和后)，用于样品导入。采用与GC仪器一起供应的Chemstation软件(修订本A.03.01)进行峰鉴别和积分。对于烃气体，GC配置由下列组成：

分流/无分流入口(GC的后面位置)

FID(火焰离子化检测器)，GC的后面位置

HP Ultra-2(5％苯基甲基硅氧烷)毛细管柱(两个)(25米x 200μm ID)，一个引向FID检测器，另一个引向Agilent 5973质量选择性检测器

500μl固定体积样品环

六通气体取样阀

低温(液氮)恒温箱，具有冷却能力

恒温箱程序：-80℃持续2分钟，20℃/min至0℃，然后4℃/min至20℃，然后10℃/min至100℃，保持1分钟

氦载气流速2.2ml/min

入口温度100℃

入口压强19.35psi

分流比25∶1

FID温度310℃

对于非烃气体(例如氩、二氧化碳和硫化氢)，GC配置由下列组成：

PTV(可编程温度汽化)入口(GC的前面位置)

TCD(热导检测器)GC的前面位置

GS-GasPro毛细管柱(30米x 0.32mm ID)

100μl固定体积样品环

六通气体取样阀

恒温箱程序：25℃保持2min.，然后10℃/min至200℃，保持1min。

氦载气流速4.1ml/min

入口温度200℃

入口压力14.9psi

无分流模式

TCD温度250℃

对于实施例1-5，包含从帕尔容器收集的气体的不锈钢样品筒(图29)被安装有两阶段气体调节器(针对细压缩气瓶(lecture bottle)应用设计)以使气体压强降至每平方英寸大约二十磅。隔板附件定位在调解器出口，以允许通过Hamilton 1005型气密注射器，取出气体。隔板附件和注射器用来自不锈钢样品筒的气体吹扫，以确保收集到代表性气体样品。气体样品然后被转移到不锈钢室(隔板室)，所述不锈钢室(隔板室)被配置有压力传感器和隔板附件。隔板室通过不锈钢毛细管路与安装在GC上的固定体积样品环相连。隔板室和样品环被抽空大约5分钟。抽空的隔板室然后通过关闭位于隔板室出口的针形阀而与抽空的样品环隔离。气体样品从气密性注射器通过隔板附件导入隔板室中，并且记录压强。抽空的样品环然后向加压的隔板室开放，并且使气体样品在样品环和隔板室之间平衡一分钟。然后记录平衡压强，以允许在注射到GC入口之前计算在样品环中存在的气体总摩尔数。样品环内含物然后通过氦载气扫进入口，并且基于GC恒温箱温度程序和载气流速，通过毛细管柱中的保留时间而将成分分开。

利用鉴定的气体标准，生成将积分的峰面积与浓度相关联的校准曲线，用于量化气体组成。对于烃气体，含有在氦基质中不同浓度(每百万份，基于摩尔)的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和己烷混合物的标准在大气压下通过固定体积样品环注入GC中。对于非烃气，包含单个成分的标准——即氦中的二氧化碳和天然气中的硫化氢——在样品环中在不同压强下注入GC中以产生校准曲线。

在图27中报告的烃气体样品摩尔百分数采用下列方法获得。至少三种不同浓度的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和己烷的气体标准在气相色谱上运行以获得针对这些标准浓度的峰面积响应。然后在Chemstation软件内使已知浓度与各自的峰面积响应相关联，以产生甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和己烷的校准曲线。在Chemstation中绘制校准曲线，以确保在浓度和峰强度之间良好的线性(R2＞0.98)。对于每个校准的化合物使用线性拟合，使得峰面积和摩尔浓度之间的响应因子是Chemstation软件所测定的直线斜率的函数。Chemstation软件程序然后测定将GC峰面积强度与每个校准化合物的摩尔数量关联的响应因子。该软件然后从响应因子和峰面积测定每个校准化合物的摩尔数。在实施例1-5中使用的峰面积被报告在表2、4、5、7和9中。校准曲线未测定的每个鉴定化合物(即异丁烷、异戊烷和2-甲基戊烷)的摩尔数然后利用最接近的校准化合物(即，对于异丁烷来说是丁烷；对于异戊烷来说是戊烷；以及对于2-甲基戊烷来说是己烷)的响应因子乘以校准曲线未测定的鉴定化合物的峰面积与校准化合物的峰面积的比值进行估计。图27中报告的值然后取为所有已鉴定的烃气体GC面积(即甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷、2-甲基戊烷和正己烷)总数与计算的摩尔浓度的百分数。因此所有实验的图解的甲烷至正C6摩尔百分数不包括在表2、4、5、7或9中所列的未鉴定的烃气体种类的摩尔份额(例如表2中的峰编号2、6、8-11、13、15-22、24-26和28-78)。

在如实施例1、3和4描述的加热测试期间收集的液体样品按照下列方法通过全油气相色谱(WOGC)进行分析。样品、QA/QC标准和空白(二硫化碳)在配置有分流/无分流注射器、自动取样器和火焰离子检测器(FID)的Agilent 6890GC中利用Ultra 1Methyl Siloxane(甲基硅氧烷)柱(长25m，直径0.32μm，膜厚0.52μm)进行分析。样品以分流模式注入到毛细管柱上，其分流比为80∶1。GC恒温箱温度在20℃被恒定保持5min，以5℃·min^-1的速度从20℃程序控制升温至300℃，然后在300℃下保持30min(总运行时间＝90min)。注射器温度被保持在300℃，并且FID温度被设定在310℃。氦以2.1mL·min^-1的流速被用作载气。利用随Agilent仪器提供的Chemstation软件修订本A.10.02[1757](AgilentTech.1990-2003)进行峰鉴别和积分。

烃的标准混合物通过上述WOGC方法以及通过配置有分流/无分流注射器、自动取样器和质量选择性检测器(MS)的Agilent 6890GC在相同条件下进行平行分析。通过从GC-MS分析每个峰的质谱进行烃化合物的鉴定。因为对于两种仪器来说条件是相同的，因此在GC-MS上进行的峰鉴别可以被转移到在GC-FID上获得的峰。利用这些数据，使保留时间和峰鉴别关联的化合物表被设定在GC-FID Chemstation中。该表被用于峰鉴别。

在液体样品上获得的气相色谱图(图4、9和11)利用假组分技术进行分析。鉴定每个假组分所用的惯例是将从正构烷烃至下一个出现的正构烷烃的所有份额积分，其中假组分由滞后洗脱的正构烷烃进行命名。例如，C-10假组分从刚过去的正C9开始并且继续刚好经过正C10的积分获得。以这种方式获得的假组分的碳数重量百分数和摩尔百分数值利用由Katz和Firoozabadi开发的关系式确定(Katz，D.L.，and A.Firoozabadi，1978.Predicting phase behavior ofcondensate/crude-oil systems using methane interaction coefficients，J.PetroleumTechnology(Nov.1978)，1649-1655)。实施例1、3和4的假组分分析物的结果显示在表10、11和12中。

为了阐明该技术，实施例1的C10假组分的示例性假组分重量百分数计算参考表10呈现在下面。首先，C-10假组分面积如上所述是从刚过去的正C9开始并且继续刚好经过正C10的面积的积分获得的。C10假组分的总积分面积是10551.700皮安秒(pAs)。总C10假组分积分面积(10551.700pAs)然后乘以C10假组分密度(0.7780g/ml)，产生8209.22pAs g/ml的″面积×密度″。类似地，确定每个假组分和所有较轻的所列化合物(即nC3、iC4、nC4、iC5和nC5)的峰积分面积，并且将其乘以其各自的密度，以产生每个各自假组分和所列化合物的“面积×密度”数。每个假组分和所列化合物的各自确定的“面积×密度”数然后相加以确定“总面积×密度”数。实施例1的″总面积×密度”数是96266.96pAs g/ml。C10假组分重量百分数然后通过将C10假组分“面积×密度”数(8209.22pAs g/ml)除以“总面积×密度”数(96266.96pAs g/ml)以得到8.53重量百分数的C10假组分重量百分数而获得。

为了进一步阐明该假组分技术，实施例1的C10假组分的示例性假组分摩尔百分数计算参考表10呈现在下面。首先，C-10假组分面积如上所述是从刚过去的正C9开始并且继续刚好经过正C10的面积的积分获得的。C10假组分的总积分面积是10551.700皮安秒(pAs)。总C10假组分积分面积(10551.700pAs)然后乘以C10假组分密度(0.7780g/ml)，产生8209.22pAs g/ml的″面积×密度″。类似地，确定每个假组分和所有较轻的所列化合物(即nC3、iC4、nC4、iC5和nC5)的积分面积，并且将其乘以其各自的密度以产生每个各自假组分和所列化合物的“面积×密度”数。C10假组分“面积×密度”数(8209.22pAs g/ml)然后除以C10假组分分子量(134.00g/mol)，产生61.26pAs mol/ml C10假组分″面积×密度/分子量″数。类似地，每个假组分和所列化合物的“面积×密度”数然后除以这些组分或化合物各自的分子量，以产生每个相应假组分和所列化合物的″面积×密度/分子量″数。每个假组分和所列化合物各自确定的″面积×密度/分子量″数然后相加以确定″总面积×密度/分子量″数。实施例1的总″总面积×密度/分子量″数是665.28pAs mol/ml。C10假组分摩尔百分数然后是通过将C10假组分″面积×密度/分子量″数(61.26pAs mol/ml)除以″总面积×密度/分子量″数(665.28pAs mol/ml)以得到9.21摩尔百分数的C10假组分摩尔百分数而获得的。

表10

实施例1的假组分-液体的GC-0应力

表11

实施例3的假组分-液体的GC-400psi应力

表12

实施例4的假组分-液体的GC-1000psi应力

TOC和生油岩评价仪(Rock-eval)测试是在来自油页岩岩块CM-1B的样品上进行的，该样品在与通过实施例1-5中所述帕尔加热方法测试的样品相同的地质学区间获得。这些测试产生21％的TOC以及872mg/g-toc的生油岩评价仪含氢指数。

下述TOC和生油岩评价仪程序针对在实施例1-5中描述的帕尔加热测试后剩余的油页岩样品进行。结果显示在表13中。

上述生油岩评价仪热解分析采用下列步骤进行。生油岩评价仪热解分析利用Delsi生油岩评价仪II仪器在校准岩石标准(IFP标准#55000)、空白和样品上进行。岩石样品在装载到生油岩评价仪坩埚之前被碾碎、微粉化和风干。25与100mg之间的粉末状岩石样品被装载到坩埚中，这取决于该样品总有机碳(TOC)含量。在每天开始时运行两个或三个空白以净化该系统并且稳定温度。两个或三个重量为100+/-1mg的IFP校准标准#55000的样品被运行以校准该系统。如果生油岩评价仪T_max参数在这些标准上是419℃+/-2℃，就对样品进行分析。该标准也在每10个样品之前和之后运行以监控该仪器的性能。

生油岩评价仪热解技术涉及在惰性(氦)气氛中将粉末状岩石样品速度程序化加热至高温以及表征从化学键的热断裂所产生的产物。在将样品导入后热解烘箱在300℃下等温保持三分钟。在该阶段产生的烃通过火焰离子化检测器(FID)进行检测，产生S₁峰。热解烘箱温度然后以25℃/分钟的梯度升高至550℃，其中烘箱被等温保持一分钟。在该步骤期间产生的烃由FID进行检测并且产生S₂峰。

含氢指数(HI)是通过将S₂峰(表示为mg_烃/g_岩石)归一化成重量百分数TOC(独立确定的总有机碳)计算的，如下：

                    HI＝(S₂/TOC)*100

其中HI被表示为mg_烃/gTOC。

总有机碳(TOC)通过适合于地质学样品的熟知方法进行确定，即所存在的任何碳酸盐岩石通过酸处理接着是剩余物质燃烧而被去除，以产生并测量CO₂形式的有机基碳。

表13

帕尔加热测试后油页岩样品的TOC和生油岩评价仪结果

实施例1-5的API比重通过估计所收集的液体的室温比重(SG)进行估计，并且结果被报告在表14中。API比重通过应用下式从确定的比重中估计：

API比重＝(141.5/SG)-131.5

每种液体样品的比重利用下列步骤进行估计。空的50μl Hamilton Model1705气密性注射器在Mettler AE 163数字天平上称重以测定空注射器重量。该注射器然后通过将该注射器填充一定体积的液体而被加载。记录下注射器中液体的体积。然后称量加载的注射器。液体样品重量然后通过将加载的注射器测量重量减去测量的空注射器重量进行估计。比重然后通过将液体样品重量除以液体样品所占的注射器体积进行估计。

表14

来自实施例1-5的液体样品的估计API比重

实施例	实施例1	实施例2	实施例3	实施例4	实施例5
						API比重	29.92	30.00	27.13	32.70	30.00

上述的方法对于在科罗拉多州的Piceance盆地中回收烃方面可具有价值。一些人已经评估出，在美国西部的一些油页岩沉积物中，每地表英亩可以回收高达1百万桶油。一项研究已经估计在Piceance盆地的油页岩地层中含苏打石部分内的油页岩资源在适当的位置具有四千亿桶页岩油。总的来说，仅仅在Piceance盆地可存在高达1万亿桶页岩油。

本发明的某些特征就一组数值上限和一组数值下限进行了描述。应当理解，除非另外指明，通过这些极限值的任何组合形成的范围在本发明的范围内。尽管按照美国实践，一些从属权利要求具有单一从属关系，但这些从属权利要求中任一项的每个特征以与从属于相同的一个或多个独立权利要求的其它从属权利要求中一项或多项的每一个特征进行组合。

尽管显然的是对本文描述的发明进行了充分计算以实现上面提到的益处和优点，但是应当理解的是本发明易于进行修改、变化和改变，而不脱离其精神。

Claims (34)

1.从位于烃开发区域的富含有机物岩层开采烃同时控制下沉的方法，所述方法包括： 

通过传导生热，加热所述富含有机物岩层的部分，所述加热将位于所述富含有机物岩层的加热区域中的地层烃的一部分热解为烃流体； 

在所述富含有机物岩层内保存未经历热解温度的至少两个未加热区域，从而使位于所述至少两个未加热区域的地层烃未热解，所述至少两个未加热区域也位于所述开发区域内； 

其中所述未加热区域包括未热解油页岩的垂直的支柱； 

确定所述至少两个未加热区域的面积，以优化所述加热区域，同时控制所述富含有机物岩层上的下沉； 

钻至少一个冷却井通过所述至少两个未加热区域的每一个；并且将冷却液注入到每个冷却井中，以便抑制所述至少两个未加热区域中的热解；其中所述富含有机物岩层包含油页岩； 

每个冷却井在所述富含有机物岩层的深度处或该深度以下完井，并且每个冷却井包括： 

井筒； 

所述井筒内的延伸管形构件；和 

与所述管形构件流体连通的膨胀阀，所述冷却液通过所述管形构件前行，以抑制在所述富含有机物岩层内的加热。 

2.权利要求1所述的方法，其中传导生热包括非氧化生热，其包括通过在一个或多个加热井中使用电阻加热元件或通过在一个或多个加热井中使用一个或多个井下燃烧器的一种或多种辐射加热。 

3.权利要求1所述的方法，其中所述至少两个未加热区域代表不超过所述开发区域的50％。 

4.权利要求1所述的方法，其中优化所述加热区域包括鉴别最大加热面积，同时仍然控制所述富含有机物岩层上的下沉，然后以所述最大加热面积的大约1％到10％减小所述加热区域的大小。 

5.权利要求1所述的方法，其中优化所述加热区域包括限定所述加热区域的几何形状，所述加热区域的几何形状代表在所述开发区域内的选定大小、选定形状或选定位置。 

6.权利要求5所述的方法，其中所限定的几何形状包括在加热区域之间的多个星形区域，未加热的多个四边多边形，或其组合。 

7.权利要求1所述的方法，其中控制所述富含有机物岩层上的下沉包括不超过最大下沉标准。 

8.权利要求7所述的方法，其中所述最大下沉标准是所述开发区域的选定部分在加热所述富含有机物岩层之前和之后高度差异的量度。 

9.权利要求8所述的方法，其中所述高度差异小于1英尺。 

10.权利要求8所述的方法，其中所述高度差异提供下沉控制。 

11.权利要求7所述的方法，其中所述最大下沉标准是在所述富含有机物岩层上不存在断层。 

12.权利要求1所述的方法，进一步包括： 

为所述开发区域内的所述至少两个未加热区域选择几何形状；并且 

其中所述至少两个未加热区域限定了比被认为是所选择几何形状的下沉破裂点的面积至少大10％的累积面积。 

13.权利要求1所述的方法，其中所述至少两个未加热区域在具有位于其中的加热区域的所述开发区域内限定了单一连续的未加热区域。 

14.权利要求1所述的方法，其中所述至少两个未加热区域限定了用作支柱以最小化下沉的至少两个未加热区域。 

15.权利要求14所述的方法，其中所述至少两个未加热区域是不邻接的。 

16.权利要求1所述的方法，其中每个冷却井包括用于循环冷却液的井下管道系统组件，所述冷却液是未加热的流体或已经在地表冷却的流体。 

17.权利要求1所述的方法，其中： 

每个冷却井在所述富含有机物岩层的深度处或低于所述富含有机物岩层的深度处完井，并且包括井筒、所述井筒内的延伸管形构件和与所述管形构件流体连通的膨胀阀，所述冷却液通过所述管形构件前行，以抑制在所述富含有机物岩 层内的加热，所述膨胀阀位于所述富含有机物岩层的深度处或高于所述富含有机物岩层的深度的所述管形构件中； 

所述冷却井进一步包括在所述延伸管形构件和所述井筒的直径之间形成的环形区域；和 

所述冷却液循环通过所述管形构件，到达所述井的完井深度，并通过所述环形区域沿所述井筒向上循环回来。 

18.权利要求1所述的方法，其中所述确定所述至少两个未加热区域的面积的步骤包括考虑所述地层烃的丰度、所述富含有机物岩层的厚度和所述富含有机物岩层的渗透性中至少一个。 

19.权利要求18所述的方法，其中所述确定所述至少两个未加热区域的面积的步骤包括考虑所述富含有机物岩层的地质力学特性。 

20.权利要求19所述的方法，其中所述地质力学特性选自泊松比、弹性模量、剪切模量、拉梅常数、V_p/V_s和它们的组合。 

21.权利要求1所述的方法，其中所述确定所述至少两个未加热区域的面积的步骤通过输入计算机模型进行。 

22.权利要求21所述的方法，其中所述计算机模型是有限元模型。 

23.权利要求22所述的方法，进一步包括： 

(a)给所述计算机模型选定所述加热区域的初始处理后弹性模量，其中所述初始处理后弹性模量低于处于未处理状态的所述富含有机物岩层的弹性模量。 

24.权利要求23所述的方法，进一步包括： 

(b)在所述加热区域中选定第一流体压力； 

(c)证实在所述第一流体压力下，没有达到下沉破裂点； 

(d)在所述加热区域中选定较低的第二流体压力；和 

(e)确定在所述较低的第二流体压力下，是否达到下沉破裂点。 

25.权利要求24所述的方法，进一步包括： 

(f)响应于步骤(e)，如果预测所述加热区域上下沉的可能性最小，那么给所述计算机模型选定所述加热区域的较低的第二处理后弹性模量； 

(g)在所述加热区域中选定新的第一流体压力； 

(h)证实在所述第一流体压力下，没有达到下沉破裂点； 

(i)在所述加热区域内选定至少一个随后的较低的流体压力；和 

(j)在所述至少一个随后的较低的流体压力的一个下，确定是否已经达到下沉破裂点，从而模拟所述富含有机物岩层内的流体压力向流体静压力水平的降低。 

26.权利要求25所述的方法，其中所述初始处理后弹性模量比在其未处理状态下所述富含有机物岩层中的岩石的弹性模量至少低5倍。 

27.权利要求25所述的方法，其中所述证实没有达到下沉破裂点的步骤包括证实所述富含有机物岩层上的岩石中最大主应力不在所述至少两个未加热区域内带来断层的可能性。 

28.权利要求25所述的方法，其中所述证实没有达到下沉破裂点的步骤包括证实莫尔-库仑破坏准则不在所述至少两个未加热区域内带来断层的可能性。 

29.权利要求25所述的方法，其中确定所述至少两个未加热区域的面积包括选择所述加热区域和所述至少两个未加热区域之间的第一大小比率。 

30.权利要求29所述的方法，进一步包括： 

(k)通过相对于所述未加热区域增加所述加热区域的大小，来增加所选定的大小比率的大小，从而提供第二大小比率；和 

(l)在所述第二大小比率下，重复步骤(b)到(j)。 

31.权利要求23所述的方法，进一步包括： 

(b)选择加热区域和未加热区域之间的大小比率； 

(c)在所述加热区域中选定第一流体压力； 

(d)在所述第一流体压力下，确定所述加热区域上的岩石位移，以证实在所述第一流体压力下没有达到下沉破裂点； 

(e)在所述加热区域中选定较低的第二流体压力；和 

(f)在所述较低的第二流体压力下，确定所述加热区域上的岩石位移，从而对于所选择的大小比率，在所述初始处理后弹性模量下，模拟通过热解而转化地层烃导致的烃流体的开采。 

32.权利要求31所述的方法，进一步包括： 

(g)证实在所述选择的大小比率下，由步骤(f)确定的岩石位移不带来所述加热区域上显著下沉的可能性。 

33.权利要求32所述的方法，进一步包括： 

(h)响应于步骤(g)，如果预测所述加热区域上显著下沉的可能性最小，那么通过相对于所述未加热区域增加所述加热区域的大小，来增加所述选定的大小比率的大小，从而提供第二大小比率； 

(j)在所述第二大小比率下，重复步骤(c)到(f)；和 

(k)确定在所述第二大小比率下，由步骤(h)确定的岩石位移是否带来所述加热区域上显著下沉的可能性。 

34.权利要求32所述的方法，进一步包括： 

(h)响应于步骤(g)，如果预测所述加热区域上显著下沉的可能性最小，那么改变所述至少两个未加热区域的结构； 

(j)在所述第二大小比率下，重复步骤(c)到(f)；和 

(k)确定在该改变的结构下，由步骤(h)确定的岩石位移不带来所述加热区域上显著下沉的可能性。 

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