DE60121666T2

DE60121666T2 - Verfahren zur pyrolytischen Indexierung der Ölproduktion zur Vorhersage von Gesteinsformationen und der Ölcharakteristik

Info

Publication number: DE60121666T2
Application number: DE60121666T
Authority: DE
Inventors: Peter J. Jones; Emad N. Al-Shafei; Henry I. Halpern; Dhahran Al-Dubaisi Jaffar M.; Robert E. Ballay; James L. Funk
Original assignee: Saudi Arabian Oil Co
Current assignee: Saudi Arabian Oil Co
Priority date: 2000-05-23
Filing date: 2001-05-22
Publication date: 2007-07-19
Anticipated expiration: 2021-05-23
Also published as: NO332997B1; US6823298B1; NO20056082L; DE60121666D1; DE60142809D1; ATE334298T1; EP1158139A3; EP1719875A2; NO20012376L; NO335511B1; EP1719875A3; NO321736B1; NO20056081L; EP1158139B1; EP1158139A2; EP1719875B1; NO20012376D0

Description

Die Erfindung betrifft die Verwendung von Daten, die aus dem pyrolytischen Ölproduktivitätsindex oder POPI abgeleitet werden, um andere Kennwerte des ölhaltigen Lagerstättengesteins und die Kennwerte des Öls in der Lagerstätte weiter vorherzusagen.
Ein Verfahren zur Kennzeichnung von Lagerstättengestein anhand der pyrolytischen Analyse von Gesteinsproben, das als das pyrolytische Ölproduktivitätsindexverfahren oder "POPI-Verfahren" bekannt ist, ist im US-Patent 5 866 814 offenbart. Die Offenbarung im US-Patent 5 866 814 wird hierin vollständig unter Bezugnahme aufgenommen.
In der Praxis des POPI-Verfahrens wird die Qualität des Lagerstättengesteins an einem gegebenen Ort und in einer gegebenen Tiefe folgendermaßen gekennzeichnet: (a) ölliefernd; (b) geringfügig ölliefernd; oder (c) kein Lagerstättencharakter oder Teereinschlüsse. Diese relativen Kennzeichnungen beruhen auf einem Vergleich des POPI_x-Wertes einer gegebenen Gesteinsprobe X mit dem Wert POPI₀, der vorher bestimmt worden ist, und zwar entweder aus (1) durch Öl verfärbte Lagerstättengesteinsproben, die dem Bohrziel gleichen und von denen man weiß, daß sie von guter Lagerstättenqualität sind; oder (2) einer Ölprobe, die der erwarteten Zusammensetzung der Zielzone des Bohrlochs gleicht. Der Hauptvorteil des POPI-Verfahrens ist dessen Fähigkeit, Daten in Echtzeit auf der Grundlage von Bohrproben bereitzustellen, die dem Bohrgerät entnommen werden, so daß laufende Änderungen beispielsweise in horizontalen Bohrrichtungen erfolgen können, um das Bohrwerkzeug im ölliefernden Lagerstättengestein zu halten. Das POPI-Verfahren kann auch verwendet werden, um einen Korpus von Vergleichsdaten für eine gegebene Region oder ein Ölfeld anzusammeln, die dann bei der Planung weiterer Erforschung und Produktion verwendet werden können.
Die analytischen Prozeduren zur Bestimmung der Werte für POPI sind im US-Patent 5 866 814 (Jones und Tobey) beschrieben, und angesichts der Beziehung zwischen der vorliegenden Erfindung und dem POPI-Verfahren wird nachstehend die folgende Zusammenfassung gegeben, um das Verständnis der Terminologie und der Bedeutung der Datenpunkte zu erleichtern.
1. Definitionen
Wie in dieser Beschreibung und in diesen Ansprüchen verwendet, haben die folgenden Begriffe folgende Bedeutungen:

HC: bedeutet Kohlenwasserstoffe.
ln: bedeutet natürlicher Logarithmus.
LV: ist das Gewicht der HC in Milligramm, die pro Gramm Gestein bei der statischen Temperaturbedingung von 180°C (wenn der Tiegel in die pyrolytische Kammer eingefügt wird) vor der temperaturprogrammierten Pyrolyse der Probe freigegeben werden.
TD: ist das Gewicht der HC in Milligramm, die pro Gramm Gestein bei einer Temperatur zwischen 180°C und T_min°C freigegeben werden.
TC: ist das Gewicht der HC in Milligramm, die pro Gramm Gestein bei einer Temperatur zwischen T_min°C und 600°C freigegeben werden.
LV+TD+TC: stellen die Gesamt-HC dar, die zwischen 180 und 600°C verdampfen. Ein niedriger Gesamt-HC-Wert zeigt Gestein niedrigerer Porosität oder effektiver Porosität an. Ein niedriger Wert kann auch Wasser- und/oder Gaszonen anzeigen.
POPI₀: ist der Wert des pyrolytischen Ölproduktivitätsindexes, wie er für eine repräsentative Rohölprobe des Typs berechnet wird, der erwartungsgemäß in Lagerstättengestein guter Qualität in der Bohrregion gefunden und als Standard gewählt wird.
T_min(°C): ist die Temperatur, bei der HC-Verflüchtigung zwischen der Temperatur der maximalen HC-Verflüchtigung für TD und TC am geringsten ist, und wird für jede Probe empirisch bestimmt. Als Alternative kann eine Temperatur von 400°C für Proben verwendet werden, wo kein unterscheidbares Minimum zwischen TD und TC vorliegt. Die letzteren Probentypen haben im allgemeinen sehr niedrige Gesamt-HC-Ausbeuten.
Phi: ist die mittlere Porosität des Gesteins.
Sxo: ist die Sättigung des Bohrschlammfiltrats und stellt den Betrag der durch das Filtrat verdrängten HC und daher der beweglichen HC dar.
Phi*Sxo-Tiefen-Diagramm: – der Bereich unter der Kurve stellt den Porositätsanteil dar, der die beweglichen HC enthält.
Phi-Tiefen-Diagramm: – der Bereich unter der Phi-Kurve und der Phi*Sxo-Kurve stellt die unbeweglichen HC oder Teer dar.
Gamma: – die natürlich auftretenden Gammastrahlen, die von verschiedenen Gesteinen abgegeben werden, während sie direkt im Bohrloch mit bekannten petrophysikalischen Werkzeugen gemessen und in standardisierten API-Einheiten (des Amerikanisches Erdölinstituts) angegeben werden.
Kaliber: – der gemessene Durchmesser des Bohrlochs, der während der laufenden petrophysikalischen Messungen gemessen wird.
Dichtebezogene Porosität: – die Porosität, die nach bekannten Verfahren anhand von petrophysikalischen Rohdichtewerkzeugen unter Verwendung einer angenommenen Fluid- und Korndichte berechnet wird.
Neutronenporosität: – die Porosität, die nach bekannten Verfahren anhand von petrophysikalischen Neutronenwerkzeugen berechnet wird.
Tiefenwiderstand: – der spezifische Widerstand, der mit tief eindringenden (langer Abstand zwischen Quelle und Empfänger) petrophysikalischen Quermeß- oder Induktionswerkzeugen gemessen wird, die zur Messung des spezifischen Widerstandes einer ungestörten Formation verwendet werden.
Mittelwiderstand: – der spezifische Widerstand, der mit mitteltief eindringenden (mittlerer Abstand zwischen Quelle und Empfänger) petrophysikalischen Quermeß- oder Induktionswerkzeugen gemessen wird, die zur Messung des spezifischen Wi derstandes der Formation verwendet werden, die mit dem Schlammfiltrat aus der Bohrflüssigkeit gespült worden sind.
Flachwiderstand: – der spezifische Widerstand, der mit flach eindringenden (kurzer Abstand zwischen Quelle und Empfänger) petrophysikalischen Quermeß- oder Induktionswerkzeugen gemessen wird, die zur Messung des spezifischen Widerstandes des Schlammfiltrats aus dem Filterkuchen. verwendet wird, der sich während der Bohrvorgänge an der Innenseite des Bohrlochs bildet.
Porosität in Neutronen-Dichte-Koordinatendarstellung (N-DPhi): – die Porosität, die aus einem allgemeinen bekannten Verfahren bestimmt wird, das die Auswirkungen der lithologischen und Fluidänderungen kompensiert, die zu Ungenauigkeiten bei der Verwendung von Dichte- oder Neutronenporositätsmessungen an sich führen.
Kernstopfenpermeabilität: – die Permeabilität, die nach bekannten Verfahren anhand von zylindrischen Gesteinsproben gemessen wird, die von Kernen abgeschnitten werden, die beim Bohrprozeß entnommen werden, und die in Millidarcy-Einheiten (md) angegeben werden.

2. Analytische Pyrolyseprozedur
Das analytische Verfahren, das verwendet wird, um das Vorhandensein von Kohlenwasserstoffen in Lagerstättengesteinsproben quantitativ zu bestimmen, ist als systemoffene Pyrolyse bekannt. In der Praxis des erfindungsgemäßen POPI-Verfahrens wird der folgende Ausdruck verwendet, um einen oder mehrere Datenpunkte bereitzustellen: ln(LV + TD + TC) × (TD ÷ TC) = POPI (I)
Im vorstehenden Ausdruck bedeutet der Term "ln(LV + TD + TC)" den natürlichen Logarithmus des Wertes, und der Begriff "POPI" wird als Kürzel für den pyrolytischen Ölproduktivitätsindex verwendet. Der Begriff POPI wird auch im breiteren Sinne nachstehend als Bezeichnung des erfindungsgemäßen Verfahrens verwendet.
Im POPI-Pyrolyseverfahren erwärmt ein zeit- und temperaturprogrammiertes Instrument eine kleine Menge einer gemahlenen Gesteinsprobe mit einer Anfangstemperatur von 180°C (die für 3 min gehalten wird) bis 600°C mit einer Temperaturerhöhungsgeschwindigkeit von 25°C/min. Während der programmierten Erwärmung werden die Kohlenwasserstoffe, die aus dem Gestein ausgetrieben werden, als Funktion der Temperatur aufgezeichnet. 1 zeigt ein typisches Ergebnisdiagramm des Instruments, das als "Pyrogramm" bezeichnet wird. Eine typische Analyse führt zu drei Spitzen. Die erste besteht aus Kohlenwasserstoffen, die sich verflüchtigen können und desorbiert und bei oder unter 180°C ermittelt werden können, während die Temperatur für die drei ersten Minuten der Prozedur konstant gehalten wird. Diese werden als leichtflüchtige Kohlenwasserstoffe oder "leichtflüchtige Bestandteile" (LVHC oder LV) bezeichnet. Die nächste Phase der pyrolytischen Analyse besteht aus einem programmierten Temperaturanstieg von 180°C bis 600°C, der normalerweise zu zwei unterschiedlichen Spitzen führt. Die erste dieser Spitzen tritt zwischen 180°C und etwa 400°C auf und entspricht der thermischen Desorption von lösungsmittelextrahierbarem Bitumen oder der Leichtölfraktion. Diese werden als thermisch destillierte Kohlenwasserstoffe (TDHC oder TD) bezeichnet. Die zweite Spitze in dieser Phase (die dritte insgesamt) tritt nach 400°C auf, nachdem im allgemeinen ein Minimum an pyrolytischer Ausbeute beobachtet worden ist, und erstreckt sich normalerweise bis etwa 550°C. Die Temperatur, die dem Minimum der pyrolytischen Ausbeute zwischen TD und TC entspricht, wird als T_MIN bezeichnet. Diese Spitze ist auf die Pyrolyse (Krackung) von schwereren Kohlenwasserstoffen oder Asphaltenen zurückzuführen. Die Materialien, die sich thermisch kracken lassen, werden als thermisch gekrackte Kohlenwasserstoffe oder "pyrolisierbare" Bestandteile (TCHC oder TC) bezeichnet.
Wie der Fachmann verstehen wird, werden viele andere Arten von Daten bei der Kennzeichnung von Lagerstättengestein und des Öls in der Lagerstätte zum Zweck der Modellierung der Ausbeute und Produktion verwendet. Es ist daher eine Aufgabe der Erfindung, verbesserte Verfahren zur Bestimmung der Kenn werte von Lagerstättengestein und des Öls in der Lagerstätte auf der Grundlage des POPI-Verfahrens bereitzustellen.
Es ist eine weitere Aufgabe der Erfindung, ein verbessertes Verfahren zur Bestimmung von Lagerstättengesteinskennwerten in bezug auf die Wassersättigung und die API-Öldichte bereitzustellen, das weniger teuer, schneller und vergleichsweise genauer als die bisher bekannten Verfahren ist.
Es ist eine weitere Aufgabe der Erfindung, ein verbessertes Verfahren zur Bestimmung von scheinbaren Wassersättigungswerten (AS_w) aus konservierten Kernproben und aus Kernproben, die noch nicht speziell konserviert worden sind, und auch ein Verfahren, das nicht von Daten abhängig ist, die aus petrophysikalischen oder elektrischen Meßdaten abhängig ist, bereitzustellen.
Eine weitere Aufgabe der Erfindung besteht darin, ein verbessertes Verfahren, das als Ersatz für das Dean-Stark-Verfahren dient, und eine Vorrichtung zur Abschätzung der Wassersättigung bereitzustellen.
Es ist noch eine weitere Aufgabe der Erfindung, ein verbessertes Verfahren zur Bestimmung der Wassersättigung bereitzustellen, die sowohl qualitativ als auch quantitativ ist und die den Dean-Stark-Berechnungen überlegen ist, wenn die Lagerstätte Inhomogenitäten, Leichtöl und/oder Öl-Wasser-Übergangszonen enthält.
Eine weitere Aufgabe der Erfindung besteht darin, ein verbessertes Laborverfahren bereitzustellen, das gut mit dem Wert der Wassersättigung S_w übereinstimmt, wie er durch Berechnung aus elektrischen Meßdaten bestimmt wird, die die Archie-Gleichung verwenden.
Eine weitere Aufgabe der Erfindung besteht darin, ein Verfahren zur Bewertung von Änderungen der Sättigungs- und Zementationsexponenten bereitzustellen, die bei der Verwendung der Archie-Gleichung erforderlich sind.
Die vorstehenden Aufgaben und weitere Vorteile werden durch die Verbesserungen der Erfindung in dem pyrolytischen Ölproduktionsindexverfahren oder POPI-Verfahren gelöst. Gemäß einem Aspekt der Erfindung werden die numerischen Werte, die durch die Anwendung des bekannten POPI-Verfahrens gewonnen werden, standardisiert oder normiert.
Unter einem weiteren Aspekt der Erfindung werden das POPI-Verfahren und damit verbundene Daten in Kombination mit einer anderen empirisch bestimmten Information verwendet, um folgende Werte bereitzustellen: (1) die API-Dichte für das Lagerstättenöl; (2) die scheinbare Wassersättigung (AS_w) des Lagerstättengesteins; und (3) die Zementations- und Sättigungsexponenten, die in der Archie-Gleichung zur Berechnung der Wassersättigung im Öllagerstättengestein verwendet werden.
Das verbesserte erfindungsgemäße Verfahren führt zur Standardisierung der numerischen Werte, die aus dem POPI-Verfahren abgeleitet sind. Die Anwendung des Normierungs- oder Standardisierungsprozesses des POPI-Verfahrens führt zur Umrechnung des numerischen POPI₀-Wertes für gutes öllieferndes Lagerstättengestein in einen Standardwert, z. B. 100, der als POPI_NORM bezeichnet wird; eine Probe, die als Nichtlagerstättengestein gilt, hat einen numerischen Wert, der kleiner als 50 ist (d. h. kleiner als die Hälfte des ursprünglichen Wertes von POPI₀); und Probewerte von 1/2 POPI₀ bis POPI₀, die als geringfügig öllieferndes Lagerstättengestein gelten, haben entsprechende numerische Werte, z. B. zwischen 50 und 100. Die Normierung oder Standardisierung der POPI₀-Werte hat verschiedene Vorteile gegenüber dem bekannten Verfahren, nämlich daß eine Basis zur Herstellung von direkten Vergleichen zwischen den Indizes für verschiedene Ölquellen und/oder Regionen bereitgestellt wird.
Das bekannte pyrolytische Ölproduktivitätsindex-(POPI-)Verfahren wird erfindungsgemäß verbessert, um eine normierte Skala zu nutzen, die als POPI_NORM bezeichnet wird und die auf einem standardisierten Wert beruht, der eine gute bis ausgezeichnete Ölproduktivität für ein Lagerstättengestein anzeigt. In einer bevorzugten Ausführungsform ist der standardisierte oder normierte Wert 100. Wie der Fachmann erkennen wird, kann ein weiterer Wert, z. B. 1000, erfindungsgemäß verwendet werden. Ein Wert von 100 stellt jedoch einen bequemen Normierungswert bei der Verwendung und Analyse der Daten dar. Das Verfahren weist folgende Schritte auf: Berechnen eines Normierungsfaktors F_NORM, der auf die POPI-Werte angewendet wird, die entsprechend dem bekannten Verfahren berechnet wurden. Das verbesserte Verfahren zur Bestimmung von Grenzwerten macht POPI-Daten zwischen den einzelnen Bohrlöchern und den einzelnen Ölfeldern leichter vergleichbar.
Die Erfindung umfaßt auch drei diesbezüglich verbesserte Verfahren, die den Umfang an Information verbessern, die für die Kennzeichnung von Öllagerstätten verfügbar ist. Das erste ist das Verfahren zur Vorhersage der API-Dichte eines Öls in einer Lagerstätte durch direkte Berechnung aus einer Serie von POPI-Messungen mit nichtkonservierten Kernen oder Schnitten.
Das zweite erfindungsgemäße Verfahren betrifft die Berechnung des Wertes der Lagerstättenwassersättigung (S_w) aus der Pyrolyse von Lagerstättengesteinsproben, die aus nichtkonservierten Kernen oder frischen Gesteinsschnitten abgeleitet werden, die am Bohrort wiedergewonnen werden. Die Praxis des Verfahrens ist kosteneffektiv, schnell und nicht arbeitsintensiv, so daß eine große Anzahl von Proben für ein einzelnes Bohrloch verarbeitet werden kann. Das Endergebnis der Kurve ist eine scheinbare Wassersättigung (AS_w), die durch direkte Messungen erzeugt wird und die mit der Wassersättigung (S_w) verglichen werden kann, wie sie mit der Archie-Gleichung aus indirekten elektrischen Bohrlochmeßdaten berechnet wird.
Das dritte verbesserte Verfahren ist eine Erweiterung der Bestimmung der scheinbaren Wassersättigung (AS_w). Anhand der AS_w-Kurve werden gewonnene Werte für den Zementationsexponenten (m) und den Sättigungsexponenten (n) aus den elektrischen Meßdaten, die die Archie-Gleichung erfüllen, sowie die Pyrolysedaten (AS_w) berechnet. Die Größe der Veränderung der Werte m und n läßt sich günstig mit den Veränderungen vergleichen, die in direkten petrophysikalischen Messungen von Kernproben vorkommen. Diese Werte sind extrem nützlich bei der Entwicklung genauer Lagerstättenmodelle sowie zur Schätzung von Lagerstättenreserven. Die verbesserten Verfahren haben einen Nutzen als Kalibrierwerkzeuge zur Entwicklung zusätzlicher Eingabedaten, die bei der Lagerstättenmodellierung verwendet werden.
Die Erfindung und ihre bevorzugten Ausführungsformen werden nachstehend weiter mit Bezug auf die beigefügten Figuren beschrieben, die folgendes zeigen:
1 ist ein typisches bekanntes Pyrogramm einer systemoffenen temperaturprogrammierten Pyrolyse einer Ölprobe und zeigt die Bereiche an, die den Daten zugeordnet sind, die zur Berechnung der POPI-Werte entsprechend der Formel (1) verwendet werden;
2 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen POPI und Gesamtkohlenwasserstoffen (LV + TD + TC) und zeigt bekannte lineare Interpolationen, um POPI für verschiedene Öle zu bestimmen;
3 ist eine Serie von Diagrammen der Beziehung zwischen POPI und Gesamtkohlenwasserstoffen (LV + TD + TC) für eine Reihe von Ölen mit im wesentlichen verschiedenen pyrolytischen Kennwerten;
4 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen Tiefe und vorhergesagter API-Dichte auf der Grundlage von pyrolytischen Datenverhältnissen für einzelne Kernproben;
5 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen prälogarithmischem POPI-Koeffizient und API-Dichte für Öle gemäß 3;
6 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen pyrolytischer Ausbeute und API-Dichte;
7 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen POPI und Gesamtkohlenwasserstoffen (LV + TD + TC) für eine sich gut verhaltende Datenmenge von Lagerstättengesteinsproben;
8 ist ein Beispiel einer POPI-Gesamtkohlenwasserstoffe-Kurvenanpassung, um PPLC und API-Dichte zu bewerten;
9 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen API-Dichte, die aus dem PPLC der Öle und Lagerstättengesteinsproben berechnet ist, und den tatsächlichen API-Dichtewerten, die aus den Ölproben oder aus den geförderten Ölen von den jeweiligen Bohrlöchern mit den Lagerstättengesteinsproben bestimmt sind;
10 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen der API-Dichte aus PPLC in Lagerstättengesteinsproben und den API-Dichtemessungen der entsprechenden Öle;
11 ist ein Vergleichsdiagramm der Beziehung zwischen POPI und Kernstopfenpermeabilität einerseits und der Tiefe für ein Bohrloch andererseits, das einen gut definierten Öl-Wasser-Kontakt hat;
12 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen POPI und Gesamtkohlenwasserstoffen (LV + TD + TC) für ein Bohrloch mit relativ niedriger Korrelation des PPLC;
13 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen POPI und Gesamtkohlenwasserstoffen (LV+TD+TC) mit Iso-AS_w-Linien, die Felder mit gleichen AS_w-Werten trennen;
14 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen Tiefe und scheinbarer Wassersättigung (AS_w);
15 ist ein Vergleichsdiagramm von Tiefenprofilen in einem kombinierten Bohrprotokoll für scheinbare Wassersättigungen (AS_w) anhand pyrolytischer Daten und für ein petrophysikalisches Bohrprotokoll und abgeleitete Daten, die nach bekannten Verfahren ermittelt sind;
16 ist ein Vergleichsdiagramm von Tiefenprofilen in einem kombinierten Bohrprotokoll für scheinbare Wassersättigung (AS_w), wie aus pyrolytischen Daten berechnet, und für ein petrophysikalisches Bohrprotokoll und abgeleitete Daten, die nach bekannten Verfahren ermittelt sind; und
17 ist ein Vergleichsdiagramm von Tiefenprofilen in einem kombinierten Bohrprotokoll, das folgendes einschließt: die scheinbare Wassersättigung (AS_w), wie aus pyrolytischen Daten berechnet, neu berechnete Wassersättigung unter Verwendung variabler Werte für Zementation (m) und Sättigung (n), wie angeführt, und petrophysikalisches Bohrprotokoll und abgeleitete Daten, die nach bekannten Verfahren ermittelt sind.
Die verschiedenen Aspekte und Ausführungsformen der Erfindung werden mit Bezug auf die beigefügten Zeichnungen beschrieben, in denen die Figuren aus Diagrammen und Kurven von Daten oder Datenmengen bestehen, die auf empirischer Informa tion für tatsächliche Bohrlöcher beruhen. Man geht davon aus, daß die Information für die Zwecke der Beschreibung der verbesserten erfindungsgemäßen Verfahren repräsentativ ist. Wie der Fachmann für Entwicklung und Interpretation solcher geophysikalischer Daten zum Zwecke der Kennzeichnung von Lagerstättengestein und dessen Erdölgehalt verstehen wird, bestehen deutliche Abweichungen zwischen den Regionen und auch innerhalb von Regionen aufgrund von geologischen Anomalien. Auf jeden Fall vermittelt die ausführliche Information der Erfindung, wenn sie in Verbindung mit den Zeichnungen gelesen wird, eine Lehre, die ausreicht, um den Fachmann mit der Erfindung vertraut zu machen.
Normierung von POPI-Werten
Um eine Standardmenge von Werten für den POPI bereitzustellen, der aus zahlreichen Bohrstellen in einer Region ermittelt wird, oder um einen einfachen Vergleich von Daten von verschiedenen geophysikalischen und/oder geographischen Regionen zu ermöglichen, wird eine Normierungsfunktion auf die POPI-Werte angewendet.
Anhand von Beispielen und zum Zweck der Beschreibung der bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist der normierte Wert für POPI₀ auf einen Wert 100 festgelegt. Man wird verstehen, daß der Wert POPI₀ für eine gegebene Menge von pyrolytischen Daten nach dem Verfahren bestimmt wird, das im US-Patent 5 866 814 und oben beschrieben ist.
Die Praxis des verbesserten erfindungsgemäßen Verfahrens weist die Schritte auf:

(a) Bestimmen des Wertes POPI₀ entsprechend der bekannten Gleichung POPI0 = ln(LV + TD + TC) × (TD/TC); (1)
(b) Berechnen des Wertes des Normierungsfaktors F_NORM nach der folgenden Gleichung (2): FNORM = 100/POPI0; (2)
(c) Normierung des Wertes POPI_X, der von einer gegebenen Gesteinsprobe "X" entsprechend der folgenden Gleichung (3A) abgeleitet ist: POPINORM(X) = FNORM × POPIX; und (3A)
(d) Aufzeichnen des Wertes POPI_NORM(X).

Dieser Normierungsprozeß wird für die für die Gesteinsprobe "Y" ermittelten Werte und für die POPI-Daten wiederholt, die für alle Proben in der gewünschten Menge von Proben ermittelt sind. Danach können die Daten nach Bedarf bearbeitet und in grafischer oder Tabellenform gedruckt werden. Somit wird man verstehen, daß negative POPI-Werte negativ bleiben; sie werden jedoch zu größeren negativen Zahlen, und sie zeigen eine Kohlenwasserstoffsättigung an, die zu gering ist, um in der Ölsäule zu erscheinen, also entweder zu feucht, in der Gaszone oder in sehr dichtem Gestein. Der Vorteil dieses neuen Analyseregimes besteht darin, POPI für einen direkten Vergleich zwischen Bohrlöchern mit im wesentlichen unterschiedlichen Ölkennwerten zugänglicher zu machen.
Berechnung der API-Dichte aus POPI-Daten
Wie bereits ausgeführt, ist POPI₀ der pyrolytische Ölproduktivitätsindexwert, der für eine Gesteinsprobe mit einer guten Lagerstättenqualität erwartet wird, wenn sie in der Ölsäule so hoch ist, daß sie von der Öl-Wasser-Übergangszone frei ist, und wenn die Kennwerte des geförderten Öls mit denen übereinstimmen, die erwartet wurden. Früher wurden zwei prinzipielle Verfahren verwendet, um den Wert für POPI₀ zu bestimmen. Ein Verfahren zur Bestimmung des Wertes für POPI₀ bestand darin, eine Serie von Proben aus einer Lagerstätte zu analysieren, den POPI-Wert für jede der Proben zu bestimmen, ein POPI-Tiefen-Diagramm für die Menge von Proben zu erzeugen und dann die POPI-Werte mit der Lagerstättenqualität zu vergleichen, wie sie mit herkömmlichen elektrischen Bohrprotokollen bestimmt werden. Dabei haben diejenigen Bereiche mit einer guten Lagerstättenqualität normalerweise einen Bereich von POPI-Werten, dessen Minimum verwendet werden kann, um qualitativ gutes Lagerstättengestein (d. h. ein höherer POPI-Wert) von qualitativ schlechterem Lagerstättengestein (d. h. ein niedriger POPI-Wert) zu trennen.
Das andere Verfahren, das verwendet wird, um POPI₀ zu bestimmen, verwendete eine Analyse des Öls, das dem tatsächlich geförderten Öl entspricht oder das dem Öl entspricht, das zu erwarten ist, und zwar in der Region, von der das zu prüfende Gestein oder die zu prüfenden Kernproben gewonnen wurden. Die letztere Prozedur wird nachstehend ausführlich beschrieben:

1) 1 cm³ der Ölprobe setze man 9 cm³ eines geeigneten Lösungsmittels hinzu, z. B. Methylenchlorid, Dimethylsulfid oder ein anderes geeignetes Lösungsmittel, das die Ölprobe vollständig löst und das sich ohne weiteres bei oder unter 60°C verdampfen läßt.
2) Man stelle 9 Stahltiegel mit annähernd 100 mg reinem Kieselgel bereit.
3) Man bringe beispielsweise mit einer Spritze in das Kieselgel drei Proben jeweils der Lösung des Öls in Lösemittelmengen von 10, 20 und 30 μl ein.
4) Man trockne die Proben bei 60°C in den Tiegeln in einem Vakuumofen für 4 h.
5) Man unterziehe die Proben einer pyrolytischen Analyse unter Verwendung von 100 mg als die erforderliche Eingangsprobengröße für das Instrument, um Daten entsprechend LV, TD und TC bereitzustellen.
6) Man benutze Standard-Tabellenkalkulations- und Grafiksoftware, um die Daten einzugeben und ein Diagramm oder Kurven herzustellen (z. B. die in 2), wobei der Y-Parameter der POPI-Wert und der X-Parameter die Summe der Gesamtkohlenwasserstoffe (LV + TD + TC) ist.
7) Man wähle den Bereich für den Wert von POPI₀ aus dem Diagramm, wo der Wert der Gesamtkohlenstoffe zwischen 4 bis 6 mg/g der Probe ist.

In der Offenbarung des US-Patents 5 866 814, Spalte 7, Zeilen 30 bis 39 wurde verständlich, daß der Gesamtkohlenwasserstoffwert im Bereich von 4 bis 6 mg ziemlich typisch war für die Restverfärbung nach der Probenherstellung aus Ölen, die weniger als 42° API-Dichte haben. Es wurde auch offenbart, daß leichtere Öle mit höheren API-Dichtewerten die Verwendung niedriger Werte für Gesamtkohlenwasserstoffe erfordern könnten, da die Restkohlenwasserstoffverfärbung aufgrund der Verdampfung der leichten Bestandteile und geringerer Mengen der mittleren und schweren Bestandteile erheblich niedriger sein könnte. Daher wurde festgestellt, daß die Bewertung von qualitativ gutem und ergiebigem Lagerstättengestein das bevorzugte Mittel zur Bestimmung des POPI-Wertes für solche Lagerstätten ist, die Öl mit einer API-Dichte von mehr als 42° ergeben.
Ein genaueres Verständnis der Beziehung zwischen der Änderung des POPI-Wertes und Änderungen der Ölkennwerte ist nunmehr im Ergebnis der Analyse einer großen Anzahl von Rohöl- und Gesteinsproben bestimmt worden. 3 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen POPI-Werten und Gesamtkohlenwasserstoffen (LV + TD + TC) für eine Gruppe von Ölproben, die nach der Prozedur der Schritte (1) bis (7) analysiert wurden, wie nachstehend ausgeführt. In dieser Probemenge umfaßten die Proben volumenmäßig 10, 20 und 30 μl und schlossen einige Proben von bis zu 80 μl ein. Wie man aus 3 ersehen kann, besteht der treffendste Kennwert des Diagramms der Testdaten darin, daß die beste Anpassung für die POPI-Änderung nichtlinear ist, wie vorher in 2 zum Stand der Technik angedeutet wurde, sondern der Trend der Daten logarithmisch ist. Dies ist offensichtlich auf die Tatsache zurückzuführen, daß die POPI-Berechnung den natürlichen Logarithmus der Gesamtkohlenwasserstoffe in ihrer Gleichung enthält.
Verschiedene andere Methoden zur Schätzung der API-Dichtewerte aus pyrolytischen Daten sind bisher entwickelt worden. Diese Verfahren haben insofern ein gemeinsames Merkmal, als sie eine getrennte API-Dichtebestimmung für jede analysierte Probe erzeugen. Wenn man ein Bohrlochprofil berücksichtigt, dann zeigen diese vorhergesagten API-Dichten außerdem beträchtliche Schwankungen, besonders wenn eine Öl-Wasser-Übergangszone auftritt, wie in dem Beispiel in 4 gezeigt. Während der Produktion eines Bohrlochs ist jedoch eine einzige API-Dichte im allgemeinen repräsentativ für das geförderte Öl.
Auf der Grundlage dieser praktischen Bestimmung wird der Zusammenhang für jede dieser Ölproben anhand der folgenden Gleichung (4) hergestellt: POPI = PPLC × ln(LV + TD + TC) + b (4)wobei

PPLC: der prälogarithmische POPI-Koeffizient ist und eine Konstante für einen gegebenen Öltyp ist;
ln: ist der natürliche Logarithmus;
(LV + TD + TC): ist die Gesamtmenge an Kohlenwasserstoffen in der Probe; und
b: ist eine empirisch bestimmte Konstante.

Es ist empirisch festgestellt worden, daß die Konstante b normalerweise kleiner ist als etwa 0,1, und da POPI-Schwankungen in dieser Größenordnung nicht erheblich sind, kann der Wert b vernachlässigt werden. Somit wird zum Zwecke der praktischen Umsetzung der Erfindung die vorstehende Gleichung (2) zu der Gleichung (5) vereinfacht: POPIoil = PPLC × ln(LV + TD + TC) (5)wobei POPI_oil der Wert des POPI ist, der durch Änderung der Konzentrationen des Öls entweder im Kieselgelsubstrat oder in den Lagerstättengesteinsproben ermittelt wird; und die anderen Terme sind so, wie oben definiert.
Die Werte für POPI_oil bei verschiedenen Konzentrationen sind dargestellt, um eine Trendlinie zu zeigen, deren Form oder Kurve die Kennwerte des Öls reflektiert. Aus den Gleichungen (4) und (5) oben wird verständlich, daß der PPLC die Form der Kurve bestimmt, die aus dem POPI-Gesamtkohlenwasserstoffe-Diagramm resultiert. Gemäß einem weiteren Aspekt der Erfindung steht der Wert des PPLC und somit die Form der Kurve direkt im Verhältnis zur API-Dichte des Lagerstättenöls. 5 ist ein Diagramm der Beziehung zwischen PPLC und der API-Dichte verschiedener Ölproben. Wie man ersehen kann, zeigt das Diagramm der Beziehung zwischen PPLC und API-Dichtedaten eine ausgezeichnete exponentielle Anpassung mit einem hohen Korrelationskoeffizienten r = 0,967. Infolgedessen kann die API-Dichte allein verwendet werden, um den Wert des PPLC zu berechnen; wobei umgekehrt der PPLC verwendet werden kann, um die API-Dichte zu berechnen. Die Gültigkeit dieses Verhältnisses wurde durch Vergleichen von empirischen Daten aus einer geographisch großen Ölproduktionsregion ermittelt. Wie der Fachmann verstehen wird, können andere Einzugsgebiete oder Regionen die Be stimmung ihrer eigenen spezifischen Werte erfordern. Die Prinzipien und das zugrundeliegende Verhalten der Gleichung sind jedoch dieselben. Daher führen die Schritte zur Entwicklung alternativer Verhältnisse für andere Einzugsgebiete zu relativ geringfügigen Gesamtdifferenzen. Somit kann bei einer gegebenen Datenmenge die folgende Gleichung (6) zur Bestimmung des PPLC verwendet werden: PPLC = PEC × e(c × API) (6)wobei

PEC: der präexponentielle Koeffizient (empirisch bestimmt aus den Daten, etwa 0,151) ist;
e: ist der Basiswert für den natürlichen Logarithmus (eine irrationale Zahl mit einer Dezimalannäherung von 2,718281);
c: ist eine Konstante (die aus tatsächlichen Felddaten empirisch bestimmt ist, etwa 0,0976); und
API: ist der numerische Wert der API-Dichte.

Wenn die numerischen Werte (6) oben eingesetzt werden, ergibt sich: PPLC = 0,151 × e(0,097API) (6A)
Diese Gleichung kann für die API-Dichte in bezug auf PPLC folgendermaßen gelöst werden: API = [ln(PPLC/PEC)]/c oder (6B) API = [ln(PPLC/0,151)]/0,0976 (6C)
Aus den Gleichungen (6) und (6A) bis (6C) oben kann eine Vielzahl verschiedener relevanter Information bestimmt werden. Zuerst kann POPI₀, der Grenzwert für POPI, der guter Lagerstättenqualität entspricht, aus der API-Dichte allein unter Verwendung einer vereinfachten Version der Gleichung (6) berechnet werden. Da die Konstante in der Gleichung (4) vernachlässigbar ist, ergibt sich: POPI0 = PPLC × ln(HCMIN) (7)wobei HC_MIN eine Mindestmenge an Restkohlenwasserstoffverfärbung für qualitativ gutes Lagerstättengestein ist, das sich über der Öl-Wasser-Übergangszone befindet.
Wie bereits ausgeführt, liegt dieser Wert auf der Grundlage von empirischen Daten zwischen 4 und 6 mg der gesamten pyrolytischen Ausbeute, nämlich (LV + TD + TC) pro Gramm Gestein. Die Ergebnisse von Ölanalysen haben auch zu einem Ver fahren zur Schätzung von HC_MIN aus der tatsächlichen erhofften API-Dichte einer Probe geführt. 6 ist ein Koordinatendiagramm der Beziehung zwischen der gesamten pyrolytischen Ausbeute (LV + TD + TC) pro 10 μl Ölprobe und der API-Dichte. Die Daten zeigen, daß bei Erhöhung der API-Dichte die erwartete Ausbeute bei der gleichen Menge ursprünglicher Kohlenwasserstoffe sinkt. Dies ist auf die Verdampfung der leichteren Bestandteile, besonders LV, in den Proben mit höherer Dichte zurückzuführen. Der POPI-Wert, der aus pyrolytischen Daten von einer Lagerstätte abgeleitet ist, die Öl mit einer API-Dichte von 31° enthält, ergibt in diesem Diagramm einen Wert von 5 mg Gesamtkohlenwasserstoffe/μl Öl. Daher bleibt bei einem qualitativ guten Lagerstättengestein unter Berücksichtigung der Auswirkungen des Spülens des Gesteins mit Schlammfiltrat und der Probenherstellung lediglich eine Verfärbung, die 10 μl/g ursprüngliches, in der Lagerstätte vorkommendes Öl darstellt. Von den verbleibenden Restkohlenwasserstoffen ändert sich die Gesamtausbeute mit der API-Dichte nach der folgenden Formel: HCMIN = 577 × API–1,38 (8)
Unter Verwendung dieser Beziehung wird HC_MIN in die Gleichungen (5) oder (7) eingesetzt, um den POPI-Grenzwert für qualitativ gutes Lagerstättengestein folgendermaßen zu lösen: POPI0 = PPLC × ln(577 × API–1,38) (9)
PPLC und somit POPI₀ können dann entweder durch Datenanalyse anhand einer Menge von Proben oder durch Lösung der Gleichung (6) unter Verwendung der API-Dichte bestimmt werden. 7 ist ein typisches Koordinatendiagramm der Beziehung zwischen POPI-Werten und Gesamtkohlenwasserstoffausbeute (LV + TD + TC), das eine sich gut verhaltende Menge von Daten aus Lagerstättengesteinsproben ergibt. In diesem Fall ist die durchgezogene Kurve die logarithmische Trendlinie, die aus der Datenmenge erzeugt wird und in der folgenden Gleichung ausgedrückt werden kann: POPI = 7,48 ln(Gesamtkohlenwasserstoffe) – 3,2(Korrelationskoeffizient r = 0,94).
Die gestrichelte Kurve ist eine hypothetische Linie, die ein Öl mit dem gleichen PPLC wie die Gesteinsdaten (annähernd 7,5) und eine unbedeutende Konstante b darstellt. Diese Kurve ist repräsentativ für die Kurve, die von der tatsächlichen Ölprobe erzeugt wird, d. h. POPI = POPI_oil wobei POPI_oil der POPI-Wert ist, den das Öl bei irgendeiner Gesamtkohlenwasserstoffausbeute bekäme. Somit kann der PPLC, wie er durch die Darstellung dieser Daten bestimmt wird, nunmehr in der Gleichung (7) verwendet werden, um POPI₀ zu berechnen, und wenn die API-Dichte nicht bekannt ist, dann kann er auch durch die Gleichung (6) bestimmt und dann zur Schätzung von HC_MIN in der Gleichung (8) verwendet werden.
Wie oben gezeigt, kann die API-Dichte auch durch die Analyse von POPI-Daten geschätzt werden. Für eine Datenmenge, die entweder aus einer Ölprobe (unter Verwendung der oben genannten Verfahren zur Bestimmung von POPI₀ aus Ölproben, z. B. wie in 3) oder aus Kern- oder Bohrschnittproben erzeugt wird, wird ein Diagramm der Beziehung zwischen POPI und Gesamtkohlenwasserstoffen (LV+TD+TC) erzeugt, wie in 7. Aus diesem Diagramm wird der prälogarithmische POPI-Koeffizient (PPLC) durch Anpassung der Daten an eine logarithmische Kurve ermittelt. Wie in 5 gezeigt, hat der PPLC eine ausgezeichnete exponentielle Anpassung, wenn er in Beziehung zur API-Dichte dargestellt und von der Gleichung (3) ausgedrückt wird (Korrelationskoeffizient r = 0,98).
Aus Gründen, die später noch beschrieben werden, erzeugen POPI-Daten für Lagerstättengesteinsproben oft keinen klaren Trend bei den meisten Datenpunkten, die entlang der Trendlinie entsprechend der Gleichung (5) liegen, wie beispielsweise in 8. In solchen Fällen kann eine iterative Methode entsprechend dem erfindungsgemäßen Verfahren verwendet werden, und für POPI_oil kann unter Verwendung verschiedener Werte für den PPLC-Faktor eine hypothetische Linie gezogen werden, bis eine hinreichende Kurvenanpassung erreicht ist, wobei die höchsten POPI-Werte für gegebene Gesamtkohlenwasserstoffmengen aufgezeichnet werden. Die POPI-Daten können in diesem Fall angesehen werden als Anpassung an die Hüllkurve, die von der X-Achse gebildet wird, und die Linie, die von der folgenden Gleichung beschrieben wird: POPIoil = PPLC × ln(LV + TD + TC)
9 ist ein Koordinatendiagramm der Beziehung zwischen der API-Dichte, wie aus dem PPLC bestimmt, und der gemessenen API-Dichte für Öle und geförderte Öle aus Bohrlöchern, die den analysierten Lagerstättengesteinsproben entsprechen. Von besonderer Wichtigkeit bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ist die Tatsache, daß die Neigung sehr nahe an 1 (0,94) liegt, der Abschnitt ist klein (1,7), und der Korrelationskoeffizient ist sehr hoch (r = 0,97). Dieses Diagramm zeigt, daß das erfindungsgemäße Verfahren über einen breiten Bereich von API-Dichten verwendet werden kann und daß die Differenz zwischen der API-Dichte, die vom PPLC vorhergesagt wird, im allgemeinen zwischen 2 bis 3 API-Dichteeinheiten oder weniger liegt. 10 ist das gleiche Diagramm wie 9, verwendet jedoch lediglich Gesteinsdaten. Für diese Datenmenge ist die Korrelation etwas geringer (Korrelationskoeffizient r = 0,87) aufgrund der Tatsache, daß die Probenmenge nur von 27 bis 42° API-Dichte reicht. Die Anpassung ist dennoch gut, und die Differenz zwischen der API-Dichte und der vom PPLC vorhergesagten Dichte liegt im allgemeinen innerhalb von 2 bis 3° API oder weniger.
Bestimmung der scheinbaren Wassersättigung aus POPI-Daten
Aus einer Analyse von POPI-Felddaten wurde ermittelt, daß POPI-Werte in Öl-Wasser-Übergangszonen deutlich kleiner werden und daß POPI-Werte im allgemeinen an der Basis der Übergangszone negativ werden. Siehe beispielsweise 11. Dies ist auf zwei Faktoren zurückzuführen: 1) Die Gesamtkohlenwasserstoffsättigung nimmt mit zunehmender Wassersättigung ab, was zur Verringerung der pyrolytischen Ausbeute führt; und 2) Mit zunehmender Wassersättigung erfolgt eine Abnahme des Anteils der leichteren Bestandteile (LV und TD) im Vergleich zu den Asphalten-(thermisch krackbaren TC-)Bestandteilen, die das Öl enthalten.
Die Zunahme der schwereren (TC-)Bestandteile in bezug auf die leichteren Bestandteile (LV + TD) im Zusammenhang mit der zunehmenden Wassersättigung wird als das Ergebnis verschiedener Absorptionseffekte angesehen. In einer Öllagerstätte beginnt das System als Gesteinsmatrix mit Wasser gefüllten Poren. Wenn sich die Lagerstätte mit Öl füllt, wird ein gegebener Teil der Lagerstätte entweder einem so hohen Kapillardruck ausgesetzt, daß das Wasser durch Kohlenwasserstoffe bis zu einem Punkt ersetzt wird, an dem die Wassersättigung an einem nichtreduzierbaren Pegel (S_wirr) ankommt, oder der Kapillardruck ist so groß, daß nur ein Teil des Wassers in den Poren ersetzt wird (S_w > S_wirr). Es ist festgestellt worden, daß die Restverfärbung an der Gesteinsmatrix dem ursprünglichen Öl (POPI = POPI_oil) nur dann gleicht, wenn die Lagerstätte einen Zustand einer nichtreduzierbaren Wassersättigung erreicht (oder nahezu erreicht) hat, und daß die nichtreduzierbare Wassersättigung im allgemeinen niedrig ist (z. B. < 20%). In diesem Fall ist die relative Absorption A der Bestandteile, die die pyrolytischen LV-, TD- und TC-Produkte darstellen, ähnlich genug, so daß die Verfärbung sehr genau mit den Ölkennwerten übereinstimmt, d. h. A_LV ≈ A_TD ≈ A_TC. Da jedoch die endgültige Kohlenwasserstoffsättigung für einen bestimmten Teil der Lagerstätte zu einer zunehmend größeren Wassersättigung (S_w) führt, wird die relative Absorption der schweren Bestandteile (TC) gegenüber den leichteren Bestandteilen (LV + TD) bevorzugt, so daß die Absorption von LV geringer oder annähernd gleich der Absorption von TD ist, die viel geringer ist als die Absorption von TC. Dies kann mathematisch folgendermaßen ausgedrückt werden: A_LV < oder ≈ A_TD << A_TC.
Das erfindungsgemäße Verfahren zur Bestimmung der scheinbaren Wassersättigung (AS_w) aus pyrolytischen Daten beruht auf folgender Erkenntnis: (1) dem oben erwähnten Verständnis der verschiedenen Absorptionseffekte und (2) der im allgemeinen abnehmenden Kohlenwasserstoffausbeute in Verbindung mit zunehmender Wassersättigung. Die beiden Endpunkte können so definiert werden, daß sie diesen Bedingungen entsprechen: (1) Die Wassersättigung liegt auf einem nichtreduzierbaren Pegel (z. B. S_w liegt zwischen 0,05 und 0,1, bezogen auf das Porenvolumenverhältnis), und die entsprechende Restkohlenwasserstoffverfärbung gleicht dem Lagerstättenöl stark, was zu einem Zustand führt, für den bei einer Serie von analysierten Lagerstättengesteinsproben gilt: POPI = POPI_oil; oder (2) Die Wassersättigung ist sehr hoch (S_w = 1,00), die Restver färbung gleicht nicht dem Lagerstättenöl (A_TC >> A_TD > oder ≈ A_LV), und die Gesamtkohlenwasserstoffausbeute ist sehr niedrig ((LV + TD + TC)≈ oder < 1,0 mg HC/g Gestein), was zu einem POPI-Wert führt, der nahe oder unter null liegt.
In einem Diagramm der Beziehung zwischen POPI und Gesamtkohlenwasserstoffen (LV + TD + TC) können also diese beiden Endpunkte klar erkannt werden. 7 ist ein Beispiel für ein Diagramm der Beziehung zwischen POPI und Gesamtkohlenwasserstoff für eine sich gut verhaltende Datenmenge (d. h. die logarithmische Anpassung der Datenmenge für die Gesteinsproben führt zu einem hohen Korrelationskoeffizienten r = 0,94). In diesem Beispiel ist die durchgezogene Linie die logarithmische Anpassung der Daten, und die gestrichelte Linie ist die hypothetische Linie, von der angenommen wird, daß sie mit den Öl-kennwerten übereinstimmt, und ist daher durch POPI = POPI_oil definiert. Entlang der gestrichelten Linie, die POPI = POPI_oil entspricht, wird angenommen, daß das Gestein vollständig mit Öl gesättigt ist (S₀ = 1,0, S_w = 0,0) und daß alle Datenpunkte, die auf dieser Linie oder über ihr liegen, Gesteinsproben darstellen, deren Porenräume vollständig mit Öl gesättigt sind. Da nichtreduzierbare Wassersättigungen in der Praxis nicht kleiner sein können als etwa 0,05, wird die Linie POPI = POPI_oil auf (1 – S_wirr) gesetzt und jede berechnete scheinbare Ölsättigung (AS₀), die 0,95 überschreitet, wird gleich 0,95 gesetzt. Die andere Linie im Diagramm stellt den Zustand dar, wo POPI = 0 (die X-Achse), und dies entspricht vollständigen Wassersättigungen (S₀ = 0, S_w = 1,0). Bei diesen beiden Endpunkten ist die Berechnung von AS₀ und AS_w für einen gegebenen Datenpunkt eine einfache lineare Interpolation zwischen dem Wert POPI_oil, der der bestimmten Gesamtkohlenwasserstoffausbeute der Probe entspricht, und der X-Achse. Somit gilt für eine gegebene Probe "a" mit pyrolytischen Daten, die LV_a, TD_a und TC_a entsprechen, folgendes: POPIa = TDa/TCa × ln(LVa + TDa + TCa) (1a) POPIoil,a = PPLCAPI × ln(LVa + TDa + TCa) AS0 = (1 – Swirr) × POPIa/POPIoil,a und (10) ASw,a = 1 – AS0,a (11)
12 ist ein Beispiel, das ein Verfahren auf eine Datenmenge von Proben anwendet, die sich insofern nicht sehr gut verhält, als die logarithmische Anpassung (durchgezogene Linie) der Daten einen niedrigen Korrelationskoeffizienten (r = 0,75) ergibt und der PPLC hoch (9,69) ist im Vergleich zu dem, der aus der API-Dichte (7,6) vorausgesagt wird, was zu einer API-Dichtevoraussage von 42,7° im Vergleich zum tatsächlichen Wert von 40,2° für das Öl führt, das während des Tests aus dem Bohrloch gefördert wurde. Zum Zwecke der Berechnung des AS_w für dieses Bohrloch wird der PPLC-Wert bevorzugt, der das tatsächlich geförderte Öl (gestrichelte Linie, 12) darstellt.
Die Interpretation der Daten kann grafisch dargestellt werden, siehe 13, wenn eine Serie von Iso-AS_w-Linien, die das Diagramm in Felder gleicher AS_w teilen, aufgebaut wird. Die Interpretation von AS_w für ein Bohrloch wird häufig in einem Tiefen-AS_w-Diagramm aufgezeichnet, wie in 14 dargestellt. Wie man aus den Tiefen-AS_w-Diagrammen entnehmen kann, kann der AS_w über kurze Tiefenintervalle sehr stark variieren. AS_w-Daten werden sehr häufig mit S_w verglichen, das in der Archie-Gleichung bestimmt wird. Aufgrund dieser Tatsache ist eine Glättung der Daten unter Verwendung eines arithmetischen Mittelwertes, der über ein Intervall von 3 bis 5 Fuß angewendet wird, ein bevorzugtes Verfahren zur Simulierung der Auflösung elektrischer Bohrlochprotokolle mit AS_w-Daten, wodurch Datenvergleiche, wie beispielsweise die gestrichelte Linie in 14, vereinfacht werden.
Ein weiteres Laborverfahren zur Bestimmung der Wassersättigung ist das "Dean-Stark-Verfahren zur Öl- und Wassersättigungsmessung". Die Anwendung von AS_w hat verschiedene Vorteile gegenüber dem Dean-Stark-Verfahren, nämlich: (1) Die Umschlagzeit ist schneller als beim Dean-Stark-Verfahren; (2) organische Lösungsmittel werden während der pyrolytischen Methode nicht verwendet, was zu verringerten Kosten und Umweltschutz- und Gesundheitsvorteilen führt; (3) das AS_w-Verfahren erfordert keine konservierten Kerne, die in der Beschaffung und der späteren Verarbeitung zur Erreichung quantitativer Ergebnisse viel teurer sind; (4) das AS_w-Verfahren kann Bohr schnittproben benutzen; und (5) das AS_w-Verfahren ist über einen großen Umfang von Öltypen hinweg, d. h. von API 17° bis API 42°, genau.
15 ist ein kombiniertes Bohrprotokoll, das den Vergleich von Sättigungsdaten aus dem Dean-Stark-Verfahren, dem AS_w-Verfahren und S_w aus der Archie-Gleichung mit anderen elektrischen Protokolldaten ermöglicht. Das kombinierte Bohrprotokoll in 15 besteht aus sieben Protokoll-"Spuren" mit der folgenden Information: Spur 1 enthält das Eigenpotential (SP), Gammastrahl (GR) und Kaliber (CAL); Spur 2 enthält eine grafische Lithofazies-Darstellung; Spur 3 enthält eine Lithofazies-Beschreibung in Textform; Spur 4 enthält die Dichteporosität (DPLE) und die Neutronenporosität (NPHI); Spur 5 enthält in der Tiefe ermittelte (ILD), in der Mitte ermittelten (ILM) und im Flachen ermittelte (MSFL) Widerstandsprotokolle; Spur 6 enthält die scheinbare Wassersättigung (AS_w) und die Wassersättigung (S_w), die mit der Archie-Gleichung (RDD.S_w) berechnet wird; und Spur 7 enthält die Öl- und Wassersättigung aus den Dean-Stark-Analysen, die als DEAN-STARK.SO bzw. DEAN-STARK.SW bezeichnet sind. In 15 stimmen die scheinbare Wassersättigung (AS_w) und die Wassersättigung der Archie-Gleichung (S_w, RDD.S_w) sehr genau überein. Hierbei sind die dargebotenen AS_w-Daten die gleichen wie in 14 und sind durch Anwendung eines arithmetischen Mittelwertes über eine Probenrate von 3 Fuß geglättet worden. Dies zeigt, daß die AS_w-Daten, die mit dem erfindungsgemäßen Verfahren erreicht werden, quantitativ und mit anderen Industriestandards zur Bestimmung der Wassersättigung vergleichbar sind. Die Dean-Stark-Daten sind im Vergleich schwer zu interpretieren. Die Ölsättigung (DEANSTARK.SO) erreicht die höchsten Pegel direkt unter der tatsächlichen Kohlenwasserstoffsäule. Außerdem zeigt die Wassersättigung (DEAN-STARK.S_w) nur einen geringfügigen Anstieg, was einer sehr ausgeprägten Öl-Wasser-Übergangszone von 5050 bis 5070 Fuß entspricht. Die Unzuverlässigkeit der Dean-Stark-Daten in diesem Falle ist darauf zurückzuführen, daß sie keine konservierten Kernproben aufweisen, und auf den hohen Anteil von Leichtöl in der Lagerstätte (API-Dichte ~40°). Das erfindungsgemäße Verfahren zum Schätzen des AS_w für die Datenmenge ist also zuverlässiger als das Dean-Stark-Verfahren.
Kalibrierung der Zementationsexponenten (m) und des Sättigungsexponenten (n) für die Archie-Berechnungen aus elektrischen Bohrprotokollen
Das am meisten verbreitete Verfahren, das in der Erdölindustrie verwendet wird, um die Sättigung des Lagerstättengesteins mit Wasser (und somit durch diese Unterscheidung die Kohlenwasserstoffsättigung) zu bestimmen, ist die Anwendung der Archie-Gleichung (Archie, 1942 Chen und Fang, 1986) auf die elektrischen Bohrprotokolldaten des spezifischen Widerstands und der Porosität.
Die grundlegende Archie-Gleichung, wie sie in dem erfindungsgemäßen Verfahren angewendet wird, kann folgendermaßen ausgedrückt werden (12): Sw = (1/ϕm × Rw/Rt)1/n (12)wobei

S_w: die Wassersättigung ist,
ϕ: die Porosität aus den elektrischen Bohrprotokollen,
m: der Zementationsexponent, bestimmt in Laborversuchen,
R_w: der spezifische Widerstand des Formationswassers, wie aus den elektrischen Bohrprotokollen bestimmt oder wie in Labormessungen von Formationswasserproben bestimmt,
R_t: ist der tatsächliche spezifische Widerstand der Formation, wie mit tief eindringenden Werkzeugen zur Messung des spezifischen Widerstand gemessen, und
n: ist der Sättigungsexponent, wie in Labortests bestimmt.

Es gibt eine Vielfalt bekannter Labortechniken zur Bestimmung des Wertes der Exponenten m und n. Diese Techniken sind jedoch zeitraubend und erfordern einen umfangreichen Aufwand an Arbeitskräften. Daher ist es bisher nach dem Stand der Technik allgemeine Praxis, diese Parameter empirisch zu bestimmen, indem iterative Anwendungen der Archie-Gleichung durchgeführt werden, während die Werte m und n geändert werden, so daß die Lagerstätten, die ölhaltig (S_w = S_wirr) und wasserhaltig (S_w = 1,0) sind, akzeptable Wassersättigungswerte er reichen. Nachdem akzeptable Werte für m und n bestimmt worden sind, werden diese Werte dann auf das gesamte Lagerstättenintervall angewendet, wobei angenommen wird, daß die Parameter innerhalb der Lagerstätte gleichmäßig sind. Diese Annahme kann in relativ beständigen Lithofazies angemessen sein. Wenn jedoch wesentliche Schwankungen in den Lagerstätteneigenschaften auftreten, dann können erhebliche Fehler bei der Schätzung der Wassersättigung und somit der Kohlenwasserstoffreserven, die einem bestimmten Bohrloch zugeordnet werden, auftreten. Diese Fehler haben einen wesentlichen Einfluß auf die Probleme der Lagerstättenverwaltung und auf die gesamte Projektökonomie.
Das erfindungsgemäße Verfahren zur Schätzung der AS_w führt zu einem weiteren Verfahren zur Kalibrierung der Werte m und n zum Zwecke der Verbesserung der Genauigkeit der Archie-Gleichungsberechnungen. In einer Ausführungsform umfaßt das erfindungsgemäße Verfahren die Durchführung iterativer Anwendungen der Archie-Gleichung, während der Wert für m und n geändert wird, so daß die berechnete S_w, bestimmt durch die Archie-Gleichung, genau mit der nach dem AS_w-Verfahren Sättigung bestimmten übereinstimmt. Ein Beispiel für die Verwendung dieser Methode ist im folgenden dargestellt.
Zweihundertfünfunddreißig Kernproben, die einem einzelnen Bohrloch entnommen worden waren, wurden durch Pyrolyse unter Verwendung der im US-Patent 5 866 814 beschriebenen Verfahren analysiert und wie oben summiert. Das Probenahmeintervall lag zwischen 1,5 km und 1,618 km (4918,8 Fuß bis 5306,7 Fuß), betrug also etwa 118 m (388 Fuß). 16 ist ein kombiniertes Bohrprotokoll, das besteht aus: grundlegenden elektrischen Protokolldaten, Lithofazies-Beschreibungen und in Spur 6 aus der scheinbaren Wassersättigung (AS_w.SMOOTH.AS_w), wie aus den pyrolytischen Daten berechnet, der Wassersättigung (S_w), wie nach der Archie-Gleichung (RDD.S_w) aus den elektrischen Protokolldaten berechnet, und aus einzelnen Werten für die nichtreduzierbare Wassersättigung (S_wirr). wie durch Laboranalysen bestimmt. Im allgemeinen stimmen die mit der Archie-Gleichung berechneten und die pyrolytischen S_w-Werte zwischen 1,500 km und 1,516 km (4920 Fuß und 4973 Fuß) genau überein. Unter 1,516 km (4973 Fuß) haben die AS_w-Daten jedoch eine be ständig höhere scheinbare Wassersättigung (AS_w) als diejenigen, die mit der Archie-Gleichung aus den elektrischen Bohrprotokolldaten (RDD.S_w) berechnet sind. Die Ursache für die Unbeständigkeit ist anscheinend auf eine Verringerung der Lagerstättenqualität zurückzuführen, die entweder eine höhere nichtreduzierbare Wassersättigung (S_wirr) oder eine erheblich andere Kapillardruckkurve bei einer entsprechend längeren Übergangszone erzeugen würde. Die Bestimmung der nichtreduzierbaren Wassersättigung bei Kernstopfenproben in den Laboranalysen trägt in diesem Fall dazu bei, die Ursache dieser Differenzen zu analysieren. Unten ist eine Tabelle der Werte für S_wirr, die Werte für den Zementationsexponent (m) und den Sättigungsexponent (n) für vier (4) Kernproben aufgeführt, wie im Labor bestimmt.
Wie durch die oben aufgeführten Daten und das Diagramm in 16 gezeigt, kann der S_wirr über ein sehr kurzes Intervall stark variieren. Außerdem ist der Schwankungsbereich äquivalent der Stärke der Schwankung der AS_w-Werte, wobei die Proben ausreichend weit über den Öl-Wasser-Übergangszonen liegen, so daß S_w = S_wirr In 16 entsprechen die Proben bis hinunter zu 1519,9 m (4986,6 Fuß) den AS_w-Daten und zeigen damit an, daß die relativen AS_w-Erhöhungen gegenüber den Archie-S_w-Werten das Ergebnis der Erhöhung nichtreduzierbarer Wassersättigungswerte sind. Unter 1519,7 m (4986 Fuß) zeigt die Tatsache, daß die AS_w-Daten im allgemeinen über den S_w-Werten liegen, folgendes an: Entweder stammen diese Proben aus einer Öl-Wasser-Übergangszone, oder es liegt eine Erhöhung des S_wirr-Wertes vor. Eine weitere deutliche Beobachtung in bezug auf die Differenzen der AS_w- und Archie-S_w-Daten ist die erhebliche Kohlenwasserstoffsättigung von annähernd 7,62 m (25 Fuß) unter der Basis der Kohlenwasserstoffsäule für die Archie-S_w-Kurve (RDD.S_w, 1536 bis 1544 m (5040 bis 5065 Fuß)). Dies zeigt das Vorhandensein von überdurchschnittlichen Lagerstätteneigenschaften in dieser Zone an, anders als es aus der Anwendung von gleichmäßigen m- und n-Werten abgeleitet worden wäre.
Als Mittel zur Bewertung der Schwankung der Lagerstättenqualität und ihrer Auswirkung auf die Zementations- und Sättigungsexponenten wurde die S_w, die aus den elektrischen Bohrprotokollen bestimmt wurde, erneut unter Verwendung variabler Zementations- und Sättigungsexponentenwerte berechnet, um die Archie-Gleichung zu lösen, um Ergebnisse oder Werte zu erzeugen, die mit den AS_w-Daten genau übereinstimmen. Die neu berechneten S_w-Werte sind in 17 (Spur 6, RDD.S_wT) gezeigt. Die Werte für den Zementationsexponenten (m) und den Sättigungsexponenten (n), die für die verschiedenen Teile der Kurve verwendet wurden, sind rechts in der Figur vermerkt.
Wie man aus 17 ersehen kann, haben die Lagerstättenabschnitte zwischen 1500 m und 1516,4 m (4920 Fuß und 4975 Fuß) und zwischen 1531,6 m und 1537,7 m (5025 und 5045 Fuß) und unter 1548,4 m (5080 Fuß) S_w- und AS_w-Werte, die ziemlich nahe beieinander liegen. Daher sind m und n bei dem gleichmäßigen Wert von 2,0 verblieben, der in dieser Lagerstätte angewendet worden ist. Über den Rest der Lagerstätte werden mehrere Intervalle mit verschiedenen Werten m und n, die von 1,7 bis 2,8 reichen, verwendet, um die neu berechnete Archie-Kurve (RDD.S_wT) zu verschieben, um eine beständigere Anpassung an die AS_w-Werte zu erreichen. Justierungen, die erforderlich sind für eine Anpassung der S_w, wie aus den Daten berechnet, die durch die elektrischen Bohrprotokolle mit den S_w-Werten (m und n > 2) ermittelt worden sind, lassen erkennen, daß schlechtere Lagerstättenqualität in den Zonen vorhanden ist, wo AS_w-Werte wesentlich höher sind als die entsprechenden S_w-Werte. Wo AS_w niedriger als S_w sind, wird entsprechend vorhergesagt, daß die Lagerstättenqualität etwas besser als der Durchschnitt ist.
Der Schwankungsbereich der Werte für die Exponentenwerte m und n, die zur Anpassung der AS_w-Daten an die RDD.S_w- Daten erforderlich sind, ist vergleichbar mit den Werten, die aus direkter petrophysikalischer Analyse der Kernproben bestimmt werden, was wichtig ist. Diese Tatsache zeigt, daß die abgeleiteten Werte m und n, die durch Anpassung von AS_w- und S_w-Kurven ermittelt werden, bedeutsam sind und daß das erfindungsgemäße Verfahren eine genaue und effektive Verbesserung bei der Kalibrierung dieser wichtigen Eingabeparameter zur Lagerstättenkennzeichnung und -modellierung ist.

Claims

Verfahren zur Präsentation pyrolytischer Ölproduktivitätsindex-(POPI)-Daten zur Kennzeichnung von Lagerstättengestein aus unterschiedlichen geologischen Bereichen A und B, wobei das Verfahren die Schritte aufweist: a) Bereitstellen eines POPI_o(A)-Werts für die Region A; b) Berechnen des Werts für einen Normierungsfaktor F_NORM(A) für die Region A gemäß Gleichung (2A):
c) Anwenden des Normierungsfaktors für eine gegebene Lagerstättengesteinsprobe "a" aus der Region A gemäß der nachstehenden Gleichung (3A): FNORM(A) × POPI(a) = POPINORM(A)(a) (3A)d) Aufzeichnen des Werts POPI_NORM(A)(a); e) Bereitstellen eines POPI_o(B)-Werts für die Region B; f) Berechnen des Werts für einen Normierungsfaktor F_NORM(B) für die Region B gemäß Gleichung (2B):
g) Anwenden des Normierungsfaktors für eine gegebene Lagerstättengesteinsprobe "a" aus der Region B gemäß der nachstehenden Gleichung (3A¹): FNORM(a) × POPI(a) = POPINORM(B)(a) (3A1)und h) Aufzeichnen des Werts POPI_NORM(B)(a); i) Auftragen eines Graphen von POPI-Werten über Werten von Gesamtkohlenwasserstoffen zur Ermittlung geologischer Gesteinskennwerte während der Ölproduktion; wodurch die Werte von POPI_NORM(A)(a) und POPI_NORM(B)(a) direkt vergleichbar sind, um die relative Qualität des Lagerstättengesteins in den Regionen A und B zu bestimmen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Normierungsfaktoren F_NORM(A) und F_NORM(B) auf mehrere Werte POPI_(A)(X) und POPI_(B)(X) in Verbindung mit entsprechenden mehreren aus den Regionen A und B erhaltenen Lagerstättengesteinsproben "x" angewendet werden, wodurch die so normierten POPI-Daten direkt vergleichbar sind, um die relative Qualität der entsprechenden Lagerstättengesteinsproben aus den Regionen A und B zu vergleichen.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei die POPI-Daten in einer elektronischen Datenspeichervorrichtung in Verbindung mit einem Allzweck-Computer aufgezeichnet werden.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei die Werte von POPI_o(A) und POPI_o(B) durch Zugriff auf die Datenspeichervorrichtung bereitgestellt werden.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei der Allzweck-Computer dafür programmiert ist, die Normierungsfaktoren für jeden von den mehreren Messwerten aus den Regionen A und B zu berechnen, um die Normierungsfaktoren für jeden von den mehreren für jede Region A und B ausgewählten POPI-Messwerten anzuwenden und um die normierten Daten in die Datenspeichervorrichtung zu übertragen.
Verfahren nach Anspruch 1, 2, 3, 4 oder 5 wobei der Wert von POPI_o(A) oder POPI_o(B) oder beider gemäß Gleichung (7) berechnet wird: POPI0 = PPLC × ln(HCmin) (7)wobei PPLC der POPI-Koeffizient vor der Logarithmierung und eine Konstante für einen gegebenen Öltyp ist. ln der natürlichen Logarithmus ist; und HC_min einem Wert in dem Bereich von 4 bis 6 mg HC/g von Gestein zugeordnet ist; und der Wert von PPLC bestimmt wird, indem eine logarithmische Anpassung von POPI- und (LV + TD + TC)-Datenpunkten für mehrere Gesteinsproben gemäß der Gleichung (5) bestimmt werden: POPI = PPLC × ln(LV + TD + TC) (5)wobei (LV + TD + TC) die Gesamtmenge von Kohlenwasserstoffen in einer Probe ist.
Verfahren nach Anspruch 1, 2, 3, 4 oder 5, wobei der Wert von POPI_o(A) oder POPI_o(B), oder beider gemäß Gleichung (7) berechnet werden, POPI0 = PPLC × ln(HCmin) (7)wobei die Begriffe vorstehend definiert wurden, und der Wert von PPLC gemäß Gleichung (6A) berechnet wird: PPLC = 0,151 × e(0,0976API) (6A)wobei API der numerische Wert der API-Schwere ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei der Wert von POPI_o(A) oder POPI_o(B) oder beider gemäß Gleichung (6C) berechnet werden,
Verfahren zum Normieren von Daten, die durch Anwendung des POPI-Verfahrens auf mehrere Sätze von aus mehreren geophysikalischen Regionen A_n erhaltenen Lagerstättengesteinsproben X_n abgeleitet wurden, wobei die Daten nur einen für jeden von den mehreren Regionen A_n abgeleiteten Wert POPI_o und einen Satz von Werten POPI_X für die aus jeder Region erhaltenen Gesteinsproben X_n aufweisen, wobei das Verfahren die Schritte aufweist: a) Berechnen des Werts für einen Normierungsfaktor F_NORM(A) für jede von den Regionen A_n gemäß
b) Anwenden des Normierungsfaktors wie folgt FNORM(A) × POPIo(A) = POPINORM(A);c) Anwenden des Normierungsfaktors auf jeden Wert in dem Datensatz, der den Satz für die entsprechende Region aufweist, in Abhängigkeit von FNORM(A) × POPIX(A) = POPINORM(XA); undd) Aufzeichnen der sich aus den vorstehenden Schritten b) und c) ergebenden Daten.