EA027574B1 - Способ определения объёма органического вещества в породе-коллекторе - Google Patents

Abstract

Способ геохимического анализа для определения объема различных компонентов органического вещества в образцах породы нефтяного коллектора. Способ применяется для построения одного или более графических отображений, которые используются для интерпретации данных с целью идентифицирования, например, смоляной подушки для улучшения эффективности добычи углеводородов из скважины. Данные получают из образцов с помощью известных методов - пиролизного метода и метода моделирования состава; получают дополнительные данные с помощью элементного анализа для определения весовых процентных содержаний С, Н, N, S и О в выбранных компонентах органического вещества и получают характеристики физических свойств репрезентативных образцов коллекторной породы, например из керновых образцов. Полученные данные затем обрабатывают согласно способу для получения ряда точек, используемых для построения графических отображений для визуальной интерпретации.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к геохимическому анализу образцов коллекторной породы, получаемых из уже существующих керновых образцов или в процессе операций бурения, для определения характеристик органического материала с целью управления процессом бурения и добычи углеводородов из коллектора.

Уровень техники

Цель характеризации нефтяного коллектора состоит в получении детального описания породы, порового пространства и флюидной системы с тем, чтобы можно было понять поведение коллектора в процессе добычи или в процессе закачивания воды и моделировать это поведение в период существования коллектора. В патентах США № 5866814 и 6823298 раскрыты пиролизные методы, разработанные для оценки характеристик коллектора, описания которых включены в настоящий документ в качестве ссылок. Эти методы основаны на оценке окрашивания остаточными углеводородами, которое наблюдается на образцах из нефтяных коллекторов, получаемых при бурении или при взятии керновой пробы. При оценке подвижных углеводородов (т.е. нефти) подвергаемые анализу остаточные углеводороды представляют лишь часть углеводородов, которые присутствуют в массивном образце в условиях коллектора. Эти подвижные углеводороды теряются в процессе бурения в результате смывания фильтратом бурового раствора и в результате испарения, когда образцы попадают из коллектора в атмосферные условия. Тем не менее, характеристики этих остаточных подвижных углеводородов хорошо сохраняются и вполне понятны в отношении производительности коллектора и могут успешно анализироваться известными методами.

Остаточные углеводороды из неподвижных углеводородов присутствуют в образцах породы приблизительно в тех же пропорциях, что и в коллекторе. Некоторые потери могут возникать при хранении и при контакте с воздухом, но эти потери относительно малы. В нефтяном коллекторе представляющими наибольший интерес неподвижными углеводородами являются смола (твердый материал, подобный асфальтеновому компоненту в сырой нефти и растворимый в органических растворителях) и пиробитум (нерастворимая смола, первоначально происходящая из смолы). Оба материала являются основными веществами, которые приводят к снижению способности перемещать флюиды (нефть либо воду) в коллекторе. По этой причине возможность количественно определить эти материалы в единицах объёма и по отношению к пористости коллектора предоставляет средство для оценки их влияния на производительность коллектора, чего трудно было достичь с помощью используемых в промышленности методов, известных из уровня техники.

Например, в часто применяемом методе оценки насыщенности углеводородами в коллекторе используется уравнение Арчи, в котором для расчёта берутся такие параметры коллектора как экспоненты цементации и насыщения. Эти факторы чувствительны к изменениям в литологии или фациях в пределах коллектора. Однако эти параметры чувствительны также и к смачиваемости коллектора, которая, как правило, резко меняется, когда встречается зона со значительным количеством смолы. Таким образом, расчёт насыщенности углеводородами в коллекторе теряет определённость, если состав этого материала является переменным. Кроме того, уравнение Арчи не различает нефть, смолу и пиробитум.

Другим средством для определения свойств флюидов являются каротажные приборы ЯМР-типа. Эти приборы дают очень полезную информацию, касающуюся природы коллекторного флюида, вне зависимости от того является ли он лёгкой нефтью, средней нефтью, тяжёлой нефтью или смолой. Однако существующие аналитическая аппаратура и методы не содержат средств для детального расчёта объёмов названных компонентов и, подобно всем петрофизическим каротажным приборам, основаны на непрямых измерениях и предположениях.

Определения

Для сокращений и выражений, используемых в последующем описании изобретения, даются следующие определения.

ΑΡΙ-плотность (плотность в градусах АНИ) - шкала для плотности, разработанная в Американском нефтяном институте (АНИ), для измерения относительной плотности различных нефтяных жидкостей. ΑΡΙ-плотность выражается в градусах, которыми проградуирован гидрометрический прибор таким образом, что большая часть значений находится между 10 и 70° ΑΡΙ-плотности. Для получения плотности в градусах АНИ нефтяных жидкостей используют следующую формулу:

ΑΡΙ-плотность = (141,5/80 при 60°Р (15,5°С)) - 131,5, где 80 обозначает удельный вес материала при 60°Р.

Тигель - ёмкость из нержавеющей стали, в которой образец подвергают пиролизу.

Плотность (ρ) - масса на единицу объёма. Плотность обычно приводят в г/см³, однако эквивалентным выражением являются единицы мг/мкл, которые более удобны при пересчете результатов пиролиза.

Элементный анализ - элементный анализ является способом, в котором образец какого-либо материала (например, нефти, смолы, пиробитума и т.д.) анализируют на состав элементов. Элементный анализ может осуществляться с помощью ряда методов, включая масс-спектрометрическую атомную спектроскопию, рентгеновскую флуоресценцию и т.д. При оценке углеводородов, таких как нефть, смола и пиробитум, наибольший интерес представляют (в силу их преобладания) следующие элементы: углерод,

- 1 027574 водород, азот, сера и кислород.

Конечный член (ЕМ) - постоянное по составу органическое вещество или тип углеводорода, который может быть вычленен с помощью пиролитического анализа и который включает в себя нефть, растворимую смолу, пиробитум (или нерастворимую смолу), кероген, уголь, загрязнители из буровых растворов и другие материалы, характерные для данных условий.

Пламенно-ионизационный детектор (ЕГО) - наиболее широко используемый детектор для определения количеств органических соединений. Реакция ЕГО на углеводороды пропорциональна числу атомов углерода, содержащихся в углеводородных соединениях или соединениях, которые содержат в своей структуре углеводородные звенья.

Плотность зёрен - плотность зёрен в пласте или керновом образце. В случае использования этого выражения при интерпретации каротажных диаграмм и анализе кернов оно относится ко всему твёрдому материалу в породе. Плотность зёрен керновых образцов рассчитывают по измеренному сухому весу, делённому на объём зерен. В случае каротажных диаграмм плотность зёрен рассчитывают из диаграммы плотностного каротажа, применяя оценку пористости и сведения о содержании флюидов.

НС - сокращение для углеводородов (ЬуйгосагЬопв), ТНС - используется для суммы углеводородов. При использовании в настоящем описании по отношению к углеводородам и суммарным углеводородам под НС подразумеваются соединения или части соединений, которые содержат углеводородные звенья с формулой С_пН_т, где η обозначает число атомов углерода, а х - среднее число атомов водорода на один атом углерода. Упоминаемые здесь углеводороды определяют на основе результатов, получаемых при использовании пламенно-ионизационного детектора (ЕГО). Получаемое при этом значение следует отличать от количественной оценки углеводородов, определяемых методом разделения типов химических групп (анализ δΑΚΑ), обычно применяемым в нефтяной геохимии, который в качестве чистых углеводородов выдаёт только насыщенные и ароматические фракции. Не углеводородные фракции в анализе δΑΚΑ включают в себя смоляные и асфальтеновые фракции, содержащие большое количество С_пН_хп-компонентов, которые в случае ЕГО-анализа регистрируются как углеводороды.

Отношение Н/С - атомное отношение водорода к углероду в органическом веществе.

Водородный индекс (Н1) - водородный индекс является параметром, который применяют для оценки материнской породы с использованием пиролизного прибора Коск-Еуа1™ или других подходящих коммерческих приборов, таких как анализатор НитЬ1е 8оигее Коек (δΚ) Лпа1у/сг или анализатор суммарного углеводорода Оеойпа. Параметр Н1 измеряет отношение количества присутствующих в образце пиролизуемых углеводородов (δ₂) к количеству суммарного органического углерода (ТОС). Используется следующее уравнение: Н1=(§₂/ТОС)х100.

ЬУ - сокращение для лёгких летучих (НдЫ уо1ай1е) компонентов, которое в рамках представлений настоящего описания относится специфическим образом к весу в миллиграммах НС, выделяющихся на 1 г породы в условиях постоянной температуры равной 180°С (195°С в НитЬ1е δΚ Лпа1у/ег) в течение 3 мин, когда содержащий образец породы тигель вводят в пиролитическую камеру перед проведением пиролиза образца при программированной температуре.

РОР1 - метод индекса производительности по нефти, раскрытый в υδ 5866814 и затем применённый в И8 6823298.

δΑΚΑ - аналитический метод, в котором выдаваемые результаты относятся к насыщенным, ароматическим, смоляным и асфальтеновым фракциям, из которых только первые две считаются углеводородами, в то время как две последние являются не углеводородами, хотя и состоят преимущественно из Н и С.

ТО - сокращение для термически отгоняемых (Шегта11у йМШаЫе) компонентов, которое в рамках представлений настоящего описания специфическим образом относится к весу в миллиграммах НС, выделяющихся на 1 г породы при температуре от 180°С (195°С в НитЬ1е δΚ Лпа1у/ег) до Т_тт (°С).

ТС - сокращение для термически расщепляемых (ГЬегтаНу сгаскаЬ1е) компонентов, которое в рамках представлений настоящего описания специфическим образом относится к весу в миллиграммах НС, выделяющихся на 1 г породы при температуре от Т_т1п (°С) до 600°С (630°С в НитЬ1е δΚ Лпа1у/ег).

ТНС (ЬУ+ТО+ТС) - представляет выделившийся суммарный углеводород, включая начальный нагрев и пиролиз, программируемый от 180 до 600°С (от 195 до 630°С в НитЬ1е δΚ Лтйухег) в миллиграммах НС, выделившегося на 1 г породы.

Т_тт (°С) - температура, при которой испаряемость НС является минимальной между температурами максимальной испаряемости НС для ТО и ТС и определяется как Д(НС)/Д(Т)=0, являясь отрицательной до и положительной после. Это выражение означает изменение выхода углеводородов в некотором температурном диапазоне или производную. Альтернативным образом, если между ТО и ТС нет различимого минимума, можно использовать для образцов температуру 400°С. Образцы такого типа обычно характеризуются очень низким выходом общего НС или высокой плотностью в градусах АНИ.

Индекс суммарного углеводорода (ТН1) - представляет отношение выделившихся суммарных НС при начальном нагреве и программируемом пиролизе от 195 до 630°С к суммарному органическому углероду в образце. Уравнение для ТН1 выглядит следующим образом: ТН1=[(ЬУ+ТО+ТС)/ТОС]х100.

- 2 027574

Суммарный органический углерод (ТОС) - ТОС является весовым процентом органического углерода, содержащегося в образце породы.

Фи (Φ) - средняя измеряемая пористость образца породы или средняя пористость, определяемая на данной глубине с помощью диаграммы электрического каротажа.

Связь с существующими технологиями

Описываемая ниже аналитическая методика настоящего изобретения является продолжением аналитических методов, описанных в И8 5866814 и известных как метод индекса пиролитической производительности нефти, или метод ΡΟΡΙ. Понимание этой существенной методологии ΡΟΡΙ должно быть полезным для специалистов в области исследования коллекторов и будет кратко описано ниже.

Аппаратура для пиролитического анализа хорошо известна специалистам в данной области техники. Особое внимание будет уделено ниже анализатору НишЫе §К Лпа1у/сг. продаваемому фирмой НишЫе 1п81гитеп18 & §егуюе8, 1пс. о£ НишЫе, Техас, США, и прибору Коск-Еуа1™, продаваемому фирмой νίηεί Тс11по1още5 §А о£ НаШегге, Франция. Приведённое ниже описание включает ряд определений для используемых в технике терминов, сопровождая их подробным описанием способа согласно изобретению и примерами применения этого способа.

Пиролиз: аналитическая процедура.

Используемый для выявления присутствия углеводородов метод известен как пиролиз открытой системы. При пиролизе этого типа прибор с программированной температурой нагревает небольшое количество распылённого образца породы (обычно <100 мг) от начальной температуры 180°С (выдерживаемой в течение 3 мин) до 600°С со скоростью 25°С/мин. В процессе выполнения программы нагрева выделяемые образцом породы углеводороды регистрируются как функция температуры. На фиг. 1 показан типичный получаемый с помощью прибора график, называемый пирограммой. Анализ типичного образца даёт три пика. Первый пик образуют углеводороды, которые могут испаряться, десорбироваться и детектироваться при температуре равной или ниже 180°С и выдерживании температуры постоянной в течение первых 3 мин процедуры. Такие углеводороды называют лёгкими летучими углеводородами (ΙΛΊ1С или Εν).

Следующая фаза пиролиза состоит из программированного повышения температуры от 180 до 600°С, результатом чего являются два дополнительных различимых пика. Первый из них возникает от 180 до ~400°С и соответствует термической десорбции способного экстрагироваться растворителями битума или лёгкой нефтяной фракции. Их называют термически отгоняемыми углеводородами (ТИНС, или ΤΌ). Второй пик (третий из общего их числа) возникает после примерно 400°С, обычно после наблюдаемого минимума пиролитического выхода (температуру, соответствующую минимуму в пиролитическом выходе, обозначают Т_ш1п) и продолжается, как правило, до примерно 550°С. Этот пик обусловлен пиролизом (крекингом) более тяжёлых углеводородов (например, асфальтенов, пиробитума и т.д.). Расщепляющиеся под действием тепла материалы называют термически расщепляемыми углеводородами или пиролизуемыми углеводородами (ТСНС, или ТС).

С тех пор как был разработан метод пиролитической производительности нефти (метод ΡΟΡΙ), который был основан фирмой НишЫе 1п81гитеп18 на приборах Коск-Еуа1™, были изготовлены другие пиролизные приборы. НишЫе ЫйгитеЫз использует начальную температуру 195°С, затем следует стадия программированного пиролиза от 195 до 630°С. В этих условиях два прибора производителя выдают эквивалентные данные.

Описание метода моделирования состава (СоМоб) для оценки окрашивания остаточными углеводородами.

Пиролизные приборы могут оценивать количество углеводородного окрашивания, что является основой для метода ΡΟΡΙ в И8 5866814, который оценивает сходство окрашивания остаточными углеводородами на коллекторной породе с добываемыми нефтями путём подразделения углеводородов на легкоиспаряющиеся (Εν), термически отгоняемые (ΤΌ) и термические расщепляемые (ТС) компоненты в соответствии с фиг. 1. Однако для оценки типа присутствующих углеводородов может также применяться визуальное изучение пирограмм, поскольку нефть, жидкая смола, пиробитум и другие обычные типы органических материалов имеют очень характерный внешний вид. Фиг. 2а-2б представляют пирограммы для образцов с почти равномерным составом конечных членов специфических углеводородов или органических материалов. Эти графики показывают выход углеводородов по оси у для каждого шага данных, которые нанесены на ось х.

Число шагов данных для конкретного анализа может варьироваться в зависимости от типа используемого прибора, например Коск-Еуа1 фирмы νίηα или §оигсе Коск Апа1у/ег фирмы НишЫе, а также от того, каким способом данные выводятся из машины в цифровой файл. В приведённом примере данные анализатора 8оигсе Коск Апа1у/ег выводятся в цифровой форме с помощью файла с разделёнными запятыми значениями (С8У), который регистрирует выход и температуру для 611 шагов данных. Первые 111 шагов регистрируют изотермическую выдержку при 195°С в течение 3 мин, а следующие 500 шагов регистрируют программируемую температуру, доводимую до 195-630°С. Как правило, температура, связанная с каким-либо конкретным шагом, остаётся одной и той же от анализа к анализу, в результате чего

- 3 027574 в процессе анализа номер шага связан с температурой в печи.

Одно из важнейших преимуществ применения пиролизных методов на участках бурения скважин выявляется на примере метода моделирования состава (СоМоб), который описан в находящейся на рассмотрении заявке патента США 8Ν 10/555805, раскрытие которой включено в настоящее описание в качестве ссылочного материала. Этот метод предусматривает идентифицирование конечных членов различных органических материалов, которые присутствуют в коллекторной системе, и оказался исключительно надёжным для оценки вклада входных данных разных органических материалов в результаты пиролиза. Однако результаты пиролиза выражаются в миллиграммах углеводорода на 1 г породы, и этот стандарт не совместим с единицами, используемыми в других источниках данных.

Далее, данные пиролизного анализа могут давать информацию лишь относительно пиролизуемых углеводородов. Следовательно, вес пиролизуемых углеводородов будет, как правило, сильно отличаться от общего веса органического материала, т.е. смолы, пиробитума и т.п., а также от объёма материала, который он занимает в коллекторной породе.

Практическую применимость пиролитических методов для определения характеристик коллектора можно было бы повысить, если бы данные были представлены в форме, которая бы имела ясный смысл для предполагаемых конечных пользователей, например специализирующихся по коллекторам геологов и инженеров. Для оценки количеств разных органических компонентов, содержащихся в коллекторной породе, желательно выражать результаты пиролиза в терминах объёма породы, т.е. на основе либо объёма на объём, либо в процентах от объёма породы. Принятие предварительного перевода массы в объём значительно улучшило бы применимость данных, особенно когда представляется появление жидкой смолы и пиробитума и их относительное влияние на производительность коллектора. Было бы весьма желательно дополнительно усовершенствовать этот перевод с целью сделать его ещё полезнее.

Моделирование состава образца предполагает, что выход на каждом отдельном шаге данных, который характеризуется конкретной и постоянной связанной с ним температурой, является значением, которое составляет совместный выход разных компонентов конечных членов. Разница между моделированным выходом, рассчитанным по компонентам конечных членов, и реальным выходом позволяет оценить надёжность того или иного решения в качестве представления реального состава.

Каждое оцениваемое решение должно суммировать разницу между рассчитанным выходом и реальным выходом по всем шагам данных для образца. Для количественной оценки суммарной погрешности любого предложенного решения может быть использован любой из статистических методов. Моделирование основано на многократно повторяющемся варьировании концентрации разных компонентов до тех пор, пока суммарная погрешность не будет минимизирована, а кривые станут как можно более близкими одна другой. Интеграционный процесс по предложению разных составов, расчёту гипотетической кривой на основе выхода на каждом шаге данных, оцениванию погрешности для каждого отдельного решения и последующему минимизированию этой суммарной погрешности можно облегчить путём использования макросов и имеющейся в пакете программ М1стокой Ехсе1 встроенной прикладной программы 8о1усг®. Нет необходимости тестировать решения, но это сильно автоматизирует процесс. Имеются и другие пакеты программ, которые также могут облегчить методы, используемые для моделирования углеводородного состава.

Процесс моделирования включает в себя также варьирование процентного содержания присутствующих в системе конечных членов. Для аравийских коллекторов предпочтительно используют до пяти конечных членов и итерации продолжают до получения как можно более близкого совпадения рассчитанной кривой с реальной кривой и минимизируют погрешность. Из-за того что для оценки того или иного решения необходимо делать очень много расчётов, для выполнения этих вычислений предпочтительно использовать программу табличных вычислений и автоматическое построение графиков на основе результатов, что ускоряет обработку данных. Кроме того, такая прикладная программа, как 8о1уег®. которая имеется в пакете программ Мютокой Ехсе1, может ускорить процесс, потому что она применима для итерационного решения проблем со многими переменными, которые стремятся к схождению на желаемом решении, что дает минимизацию погрешности.

На фиг. 3 показан графический интерфейс в виде графика из Мютокой Ехсе1 для пятикомпонентной системы в Аравии. Диаграмма включает в себя кривые программы для данного образца, рассчитанное решение на основе процентного содержания компонентов конечных членов, которые идентифицируются как нефтяной конечный член, смоляной конечный член, сланцевый конечный член (характерный для дисперсных керогенов, содержащихся в сланцеватых литологиях), угольный конечный член и конечный член бурового раствора (загрязнение). Используемым при проведении расчётов параметром было среднеквадратическое отклонение в виде процента от общего выхода и значение, которое минимизируется при получении разумного решения для данного образца.

Как следует из фиг. 4, когда проанализированы все образцы для конкретной скважины, результаты могут быть представлены в виде графика, показывающего, как меняется состав по процентному содержанию каждого конечного члена вдоль выборочного разреза. Этот график включает в себя нефть, жидкую смолу, сланец (или сланцеватое органическое вещество) и уголь. Эта информация очень полезна для

- 4 027574 выявления важных тенденций, таких как увеличение смолы, или для идентификации компонентов угля или смолы, которые могут оказывать серьёзное влияние на производительность коллектора.

На графике фиг. 4 нет указаний на количество материала, который представлен на разных кривых. Другой способ визуального представления данных иллюстрируется на фиг. 5, которая представляет график относительного вклада каждого компонента по глубине, где каждая кривая откорректирована для изменений выхода в образцах, который был получен с помощью моделирования состава. Представленные на графике данные основаны на пиролитическом выходе смолы, нефти, сланцеватого органического вещества и угля, содержащихся в образцах коллекторной породы. Этот тип графика применим для идентифицирования истинных смоляных подушек, которые обычно дают ассоциативное значимое повышение выхода углеводородов, выражаемое в мг НС/г породы, в отличие от изменения состава, которое кажется обусловленным смолой, но которое присутствует в малых количествах и его влияние на производительность коллектора маловероятно.

Представляя значительное усовершенствование в существующей методологии для характеристики коллектора, данные тем не менее представляются в единицах, которые не используются специализирующимися по коллекторам геологами и инженерами, и, следовательно, дают лишь качественную оценку коллектора, которую трудно совмещать с другими аналитическими и интерпретационными методами. Кроме того, процентное содержание пиролизуемых углеводородов, содержащихся в разных типах обычных для коллекторной породы органических веществ, широко варьируется. Например, окрашивание остаточной нефтью, которое характерно для нефти с АНИ-плотностью 30° может иметь максимальное отношение Н/С приблизительно равное 1,9 и общий углеводород примерно 1190 мг НС/г ТОС. Однако изза присутствия смол и асфальтенов наблюдаемый максимум составляет только примерно 1050 мг НС/г ТОС. Смола, которая имеет намного более низкое отношение Н/С (приемлемые значения составляют от 1,4 до 0,8), должна, как правило, иметь выход суммарных углеводородов от 700 до 400 мг НС на 1 г ТОС; пиробитум может иметь содержание суммарного углеводорода лишь ~200 мг НС на 1 г ТОС. Таким образом, 5 мг нефти дали бы такой же пиролитический выход ТНС, как и примерно 10 мг смолы и примерно 25 мг пиробитума. Учитывая величину этих различий, очевидно, что трудно интерпретировать данные пиролиза на основании выхода.

Измерение углеводородов органического вещества с помощью пиролиза и пламенноионизационного детектора (РГО).

Содержащееся в нефтяных коллекторах органическое вещество может состоять из нефти (сырой нефти), тяжёлой нефти, смолы, пиробитума и в некоторых случаях небольших количеств керогена, угля или возвратного органического материала. В контексте анализа 8ЛРЛ углеводороды в коллекторе состоят только из насыщенной и ароматической фракций, которые получают из этих материалов путём разделения типов химических групп. Результаты анализа 8ЛРЛ выдаются в форме: насыщенная, ароматическая, смоляная и асфальтеновая фракции, из которых насыщенная и ароматическая фракции считаются углеводородами, а смоляная и асфальтеновая фракции считаются не углеводородами. Кроме того, эти выражения могут использоваться для описания растворимой части органического вещества, так как уголь, кероген и пиробитум являются в основном нерастворимыми, если они присутствуют как почти конечный член, в то время как нерастворимые части, получаемые путём экстракционных и деминерализационных процедур являются исключительно не углеводородами.

Основным детектором, используемым для анализа углеводородов в нефтяной геохимии, в особенности для газохроматографического и пиролизного применений, является пламенно-ионизационный детектор (РГО). Пламенно-ионизационный детектор обычно рассматривается как прибор для измерения углерода и имеет в своей основе одинаковый отклик на углерод. Хотя пламенно-ионизационные детекторы используют для оценки количеств углеводородов, они не различают чистые углеводороды, определяемые в насыщенных и ароматических фракциях с помощью анализа 8ЛРЛ. и углеводородные звенья, которые содержатся в качестве части молекулярной структуры в неуглеводородных соединениях, диапазон которых распространяется от относительно простых структур, содержащих неуглеводородные функциональные группы, до очень сложных молекул и крупных молекул, в число которых входят асфальтены, кероген и т.п.

Как было отмечено выше, пиролиз углеводородов используется для высвобождения углеводородов и соединений, содержащих углеводородные структурные звенья, с последующим их измерением с помощью пламенно-ионизационного детектора (РГО). При температурах ниже ~400°С, органические соединения испаряются или десорбируются с породы, в основном не расщепляясь на более мелкие звенья. Выше ~400°С высвобождаемые органические соединения являются в основном продуктом расщепления более крупных молекул на более мелкие компоненты, которые отводят на РГО и измеряют. Однако пиролиз является неполноценным способом, результат которого чаще всего состоит в детектировании только части анализируемого материала. Следовательно, в зависимости от того, может или не может продукт этого процесса быть измеренным с помощью РГО, органический материал может быть описан либо как пиролизуемый, либо как непиролизуемый.

В настоящем описании упоминание углеводородов означает соединения или части соединений, которые имеют углеводородные звенья формулы С_ПН_ХП, где η обозначает число атомов углерода, а х - сред- 5 027574 нее число атомов водорода на один атом углерода. Это определение является функциональным, основанным на использовании пламенно-ионизационного детектора (РГО) для оценки их количества. Однако необходимо отметить, что атомы углерода, которые соединены с гетероатомами (т.е. Ν, 8 и О), часто не дают отклик, равный отклику на углеродное число (ΕΟΝ) (см. Но1т, ί., СЬгота1одгарйу, 842, р. 221-227 (1999)). Таким образом, присутствующие в не углеводородах гетероатомы приведут к относительному информационному занижению углеводородной характеристики, а расчёты количества водорода и углерода на основе этой характеристики должны при этом выдать несколько более низкие содержания, чем те, которые получают с помощью элементного анализа.

Из-за названных эффектов использование пиролиза и РГО для замеров углеводородных структурных звеньев будут естественным образом приводить к информационному занижению водорода и углерода по сравнению с данными элементного анализа. Однако важно отметить, что, хотя элементный анализ может быть наиболее решающим тестом, который можно предпринять для оценки органического вещества в образце, такие тесты занимают много времени, дороги и включают в себя многочисленные погрешности, что требует повторных тестов. Сложность приготовления образцов (например, отделение минеральной части и экстракции) и взвешивание малых образцов дополняют трудности метода анализа на элементы.

Раскрытие изобретения

Метод определения объёма органического вещества (УОМ, уо1ите о£ огдатс тайег) предлагает новое решение сложной проблемы прямого измерения веса или объёма смолы или пиробитума в коллекторной породе. Метод обладает следующими преимуществами: (1) он основан на прямом измерении углеводородов; (2) в нём используются простые и надёжные аналитические приёмы, которые могут быть выполнены быстро и недорого; и (3) определение физических свойств компонентов конечных членов выполняется на относительно малом числе образцов. Моделирование пиролизных данных предоставляет быстрое и эффективное средство для анализа большого числа образцов путём разделения сложных смесей для каждого образца, определения характеристик их составов и выдачи количественных данных относительно количества в коллекторе разных материалов по весу и по объёму.

Другим важным преимуществом метода УОМ согласно изобретению является то, что он выдаёт геохимические данные в единицах измерения, которые могут быть легко связаны не-геохимиками с производительностью коллектора. Это обеспечивает преимущество метода над другими вспомогательными геохимическими средствами, известными из уровня техники, которые обычно используют для характеристики коллектора.

Как уже было отмечено выше, имеющееся окрашивание остаточными углеводородами, обнаруженное для коллекторной породы, обусловлено материалами с очень разными свойствами и в очень разных количествах, по причине чего простые соотношения, которые в основном зависят от пиролитического выхода, не эффективны для характеристики органического материала. Например, в коллекторе, оцениваемом на закупорку пор смолой, отношение количества смолы к количеству пиробитума в каждом из анализируемых образцов обычно различно. По этой причине оценивание количества закупорки пор на основе простого пересчёта выхода на объём производилось бы с использованием постоянно меняющегося коэффициента пересчёта.

Метод моделирования состава (СоМой) решает проблему вариации образцов. Хотя количественно оцениваемые материалы имеют характеристики, изменяющиеся в широком диапазоне, и их анализ осуществляется с помощью обычного РГО, СоМой обеспечивает очень точную дифференциацию относительного выхода этих материалов на основе различий, которые наблюдают в типичных пирограммах. Поскольку органические компоненты конечных членов обладают характеристиками, которые почти постоянны внутри коллектора, для определения репрезентативного объёма разных типов органических веществ, содержащихся в коллекторе, включая наиболее важные смолу и пиробитум, могут быть объединены результаты, полученные с помощью СоМой, пиролитические выходы и свойства органических веществ.

Ниже приводятся этапы способа определения объёма органического вещества (УОМ).

1. Взятие образцов коллекторной породы, подготовка их к анализу методом РОР1/Л8„ и анализ для получения исходных данных для каждого образца, которые включают файлы со значениями, разделёнными запятыми (С8У), состоящие из шага, температуры и пошаговой характеристики РГО или выхода НС.

2. Определение подходящих локальных конечных членов органических веществ для их использования при моделировании состава, например нефти, смолы, пиробитума, угля, керогена, дизельной фракции, загрязнителей из бурового раствора и других локально значимых компонентов.

3. Проведение моделирования состава для определения относительных выходов углеводородов (в мг НС/г породы) для каждого проанализированного образца с конечным членом.

4. Получение физических/химических свойств конечных членов органических веществ.

5. Вывод зависимости между пиролитическим выходом и массой/объёмом для каждого вещества конечного члена.

6. Анализ образцов с неконечными членами из исследуемой скважины и получение исходных дан- 6 027574 ных, как описано выше.

7. Определение массы и объёма для каждого конечного члена во всех образцах. Это может быть выполнено в режиме реального времени и в предпочтительном варианте получено непосредственно из скважины, так что результаты могут быть использованы в качестве входных данных для геоуправления горизонтальными скважинами.

8. Использование плотности минерального скелета, плотности зерна и пористости для определения содержания в объёмных процентах каждого конечного члена во всех образцах.

9. Построение графиков для объёма конечных членов, выявленного в каждом образце в зависимости от глубины, и сопоставление этих данных с пористостью коллектора.

10. Комбинирование результатов метода анализа УОМ с каротажными диаграммами и результатами динамических испытаний, таких как опробование скважины испытателем пластов (ΌδΤ), модульные динамические испытания (ΜΌΤ), расходомеры и пластовый тестер ОеоТар, для оценки того, сколько требуется неподвижного (относительно пористости коллектора) углеводорода для оказания вредного влияния на предполагаемую производительность коллектора.

Краткое описание чертежей

Далее изобретение описывается и помещается в контекст предшествующего уровня техники со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано:

фиг. 1 - типичная выходная пирограмма из уровня техники, полученная с помощью прибора, в котором осуществляется пиролиз открытой системы с программируемой температурой;

фиг. 2а - типичная пирограмма из уровня техники для нефти с АНИ-плотностью 30° из Аравийского коллектора;

фиг. 2Ь - типичная пирограмма из уровня техники для смолы из Аравийского месторождения; фиг. 2с - типичная пирограмма из уровня техники для углистого органического вещества из Аравийского месторождения;

фиг. 26 - типичная пирограмма из уровня техники для богатого органикой сланца из того же Аравийского месторождения;

фиг. 3 - построенный с помощью Мюгокой Ехсе1® график, демонстрирующий интерфейс моделирования состава, разработанный для проведения расчётов согласно изобретению, где график показывает относящиеся к образцу пирограммы, рассчитанное решение и конечные члены, используемые в процессе моделирования;

фиг. 4 - графическое представление результатов моделирования состава для скважины в Аравийском месторождении, показывающие процентное содержание нефти, смолы, сланцеватого органического материала и угля, присутствующих в испытанных образцах коллекторной породы;

фиг. 5 - графическое представление результатов моделирования состава для скважины Аравийского месторождения, показывающее относительный пиролитический выход нефти, смолы, сланцеватого органического материала и угля, присутствующих в образцах на разной глубине, и иллюстрирует, насколько значительно повышается выход углеводородов в истинных смоляных подушках и угольных пластах;

фиг. 6 - график зависимости результатов УОМ и пористости от глубины.

Подробное описание изобретения

Методы, используемые на указанных выше этапах 1-3, являются такими же, что и описанные в И8 5866814 и 6823298, и далее описываться не будут. Ниже приводится подробное описание остальных этапов, используемых в практике применения метода УОМ.

Определение физических и химических свойств конечных членов.

Метод моделирования состава (СоМоб) эффективен для определения процентного содержания различных органических конечных членов во всей смеси углеводородов в образце при определении с помощью пиролиза. Однако, чтобы предсказать объём смолы и пиробитума в нефтяных коллекторах, результаты, полученные методом СоМоб, следует скомбинировать с зависимостями, которые позволяют определить суммарный вес или объём материала на основании веса доли углеводородов, показанной детектором ЕГО пиролизного прибора.

Содержащееся в нефтяных системах органическое вещество, такое как нефть, смола, пиробитум, кероген и т.п., состоит обычно из чистых углеводородов, т.е. насыщенных и ароматических фракций, получаемых при разделениях по типу химических групп (δΑΚΑ), которые содержат только атомы водорода и углерода; азот-, серо- и кислородсодержащих соединений, т.е. смолы и асфальтены по методу δΑΚΑ; инертного углерода и следовых количеств никеля, ванадия, алюминия и кремния. Альтернативным образом, состав нефти и связанных с ней соединений могут быть рассчитаны с помощью элементного анализа, т.е. определений процентных содержаний углерода, водорода, азота, кислорода и др. Ни физическое выделение и анализ нефтяных материалов, ни их элементный анализ не могут применяться рутинным образом на большом числе образцов. Однако геохимические приборы, такие как анализатор фирмы НитЬ1е 1и81гитеи18 δΚ Апа1у/ег - РОР1/ТОС №огк81айои или Коск-Еуа1™ 6 Апа1у/ег фирмы Ушсц могут обеспечить рутинную информацию относительно количества углеводородов или углеводородный отклик, оцениваемый детектором ЕГО относительно суммарного количества содержащегося в

- 7 027574 образцах углерода. С этой информацией и ограниченным количеством элементных данных относительно процентного содержания С, Н, Ν, О и 8 количество смолы или пиробитума может быть соотнесено с суммарным выходом углеводорода.

Эта взаимосвязь представлена следующими уравнениями:

Масса_СМ0ла ^— Масса«_ЧИстые»нс Р Массзинертс Р Массаснмзо? Р Массам,ν,Αΐ,δϊ (1)

Масса_СМОЛа = Массас + Масса_н + Массац + Массах + Массао + Массам,ν,Αΐ,δί (2) где Масса_смола равна реальной массе смолы;

Масса_{чистые НС} равна массе углеводородных структурных звеньев, которые могут быть пиролизованы и измерены с помощью РГО;

Масса_инертС равна массе инертного углерода, который не может быть проанализирован с помощью

РГО;

Маеса_СНХ8О§ обозначает массу углеродсодержащих функциональных групп, которые не измеряются или не полностью оцениваются с помощью пиролиза и измерения РГО;

Масса_Х;,у,А1,₈1 равна массе содержащихся в смоле следовых элементов, таких как никель, ванадий, алюминий, кремний и др., которые не могут быть измерены с помощью РГО;

МассаС равна массе элементного углерода, определяемой с помощью элементного анализа;

Масса_Н равна массе элементного водорода, определяемой с помощью элементного анализа;

Масса_х равна массе элементного азота, определяемой с помощью элементного анализа;

Масса₈ обозначает массу элементной серы, определяемую с помощью элементного анализа;

Массао обозначает массу элементного кислорода, определяемую с помощью элементного анализа; Масса_Х;,_У;А1,₈; обозначает массу следовых элементов, определяемую с помощью элементного анализа.

Как несложно понять обычному специалисту в данной области, количества, представляемые следовыми элементами, очень малы и при проведении оценки весов и объёмов органического вещества в нефтяных коллекторах ими можно пренебречь. С другой стороны, суммарный выход углеводорода и общее количество углерода в образце могут дать результаты испытаний с помощью либо Коск-Еуа1 6, либо РОР1/ТОС ^огкз1а1юп. Результаты, получаемые с помощью элементного анализа нескольких образцов из отдельных конечных членов, и применение разумных допущений относительно средней стехиометрии углеводородов используются для установления зависимостей для оценки суммарная масса/объём материалов конечных членов на основании данных по выходу углеводородов.

Наиболее значимой вариацией, обнаруженной в нескольких конечных членах органического вещества в системе нефтяного коллектора, является количество присутствующего водорода. Обычно используемым при оценке нефтематеринской породы параметром является водородный индекс (Н1), который описывает производительный потенциал нефтематеринской породы через отношение количества пиролизуемого углеводорода, принадлежащего керогену (8₂, НС/г породы) образца породы, к количеству суммарного органического углерода (ТОС). Он выражается как И=(8₂/ТОС)х100, что даёт единицы миллиграмм углеводорода на 1 г углерода, (см. Ре1егз, ААРО Ви11ейп, νοί. 70, р. 318-329, 1986). Эта зависимость не относится к свободным углеводородам, которые уже присутствуют в образце, относясь лишь к углеводородам, детектируемым при температурах выше 300°С.

Целью оценивания образцов коллекторной породы является определение характеристики всех углеводородов вне зависимости от того, являются ли они свободными углеводородами или связанными в сложной структуре. Кроме того, методы различаются тем, что в аналитической процедуре используется начальная температура, которая намного выше 180-195°С. Тем не менее, для каждого конечного члена, например нефти, смолы, пиробитума, количество пиролизного углеводорода на 1 г углерода будет довольно устойчивым. Этот параметр называется индексом суммарного углеводорода (ТН1) и рассчитывается следующим образом:

ΤΗΙ = [(ЬУ + ΤΌ + ТС)/ТОС] х 100 (3)

Единицы ТН1 те же самые, что и единицы Н1, т.е. 1 мг углеводорода на 1 г органического углерода. Для определения разницы по водороду для разных конечных членов могут быть использованы анализаторы Κοск-Еνа1 6 или РОР1/ТОС фирмы НитЫе. ТН1 представляет собой отношение, причем ТОС и ТНС (ЬУ+ТЭ+ТС) определяются в одном и том же анализе, благодаря чему погрешности, связанные с выделением органического материала, взвешиванием и малыми размерами образцов, которые могут иметь место при элементном анализе, не влияют на результаты. Для постоянства результатов важно получить достаточное разделение органических конечных членов. Дополнительной информацией, которая нужна для каждого конечного члена органического вещества, являются результаты элементного анализа, т.е. результаты, которые могли бы быть получены с помощью анализатора СНЫО8. При использовании процентных содержаний этих элементов и ТН1 может быть определено среднее количество водорода, присутствующего в пиролизуемых и непиролизуемых частях конечных членов, с целью расчёта веса всего материала. Как указывалось выше, наличие гетероатомов в разных конечных членах и неполный пиролиз приводят к некоторому информационному занижению количества углеводородных структурных звеньев на основе характеристики РГО. Однако эти эффекты рассматривают как дающие один и тот же результат

- 8 027574 при оценке пиролизуемой части органического вещества в зависимости от непиролизуемой части.

Типичное разделение органического материала в коллекторной породе может быть выполнено в процессе ряда экстракционно/аналитических стадий. Желательно проанализировать полученную нефть, что может быть выполнено помещением нескольких микролитров нефти на силикагель в тигле и высушивании его в течение приблизительно 6 ч в сушильном шкафу при 30°С с целью удаления летучих компонентов. Результаты такого анализа плюс СИКОЗ на нефти дают материал для расчёта массы нефти на 1 г содержащейся в образце породы. Другой путь оценивания нефтяной фракции состоит в экстракции образца породы циклогексаном. Получаемый в результате этой операции экстракт походит, как правило, на подвижные углеводороды в коллекторе и последующее измерение ΤΗΙ и СНИОЗ даёт данные, которые необходимы для анализа методом объёма органического вещества (УОМ). Наряду с измерением параметров для экстракта, данные ΤΗΙ и СНИОЗ получают также на породе, экстрагированной циклогексаном. Эти данные представляют неподвижный битум, остающийся на породе после экстракции циклогексаном.

Следующей стадией в способе является проведение второй экстракции на экстрагированной циклогексаном породе с использованием сильного полярного растворителя типа хлористого метилена. Получаемый при этом экстракт рассматривается как характерный для остающегося смоляного или асфальтенового компонента углеводородного окрашивания, в то время как остающееся в породе остаточное органическое вещество состоит либо из пиробитума (изменённая смола, потерявшая значительную часть своего водорода и ставшая нерастворимой даже в сильных органических растворителях), либо из какоголибо другого нерастворимого материала типа угля или керогена. В отношении образования пиробитума предлагались различные механизмы, включая термохимическое сульфатное восстановление (Τ3Κ) и термическое преобразование. Однако одного общепринятого пути не существует. Тем не менее, содержание водорода в пиробитуме является более низким и также более низок выход углеводорода на 1 г углерода. Так же, как и в случае с циклогексановым экстрактом и остающейся породой, экстракт в хлористом метилене и проэкстрагированная хлористым метиленом порода анализируются с помощью пиролиза для определения ΤΗΙ и с помощью элементного анализа на состав СНИОЗ образцов.

Определение пиролитического выхода и соотношения масса/объём для конечных членов.

Использование данных пиролиза для определения объёма различных органических составляющих в остаточном углеводородном окрашивании основано на определении индекса суммарного углеводорода для разных типов органических веществ коллектора и на результатах описанного выше метода моделирования состава (СоМоб). Для вывода зависимости между весом углеводородного компонента и общим весом конечного члена необходим детальный анализ содержащихся в коллекторе конечных членов лишь на ограниченном числе образцов. Табл. 1 иллюстрирует в табличной форме этапы расчёта, которые необходимы для вывода переводных коэффициентов для нефти, смолы и пиробитума, и их применение для определения объёма конечных членов в сочетании с результатами СоМоб. Поскольку индекс ΤΗΙ основан на 1 мг углеводорода на 1 г ТОС, состав конечных членов также даётся в расчёте на 1 г ТОС. Кроме того, поскольку пиролизные приборы оценивают вес углеводорода в миллиграммах на 1 г породы, принимается, что количество матрицы породы в этом расчёте также равно 1 г.

В данном примере результаты с применением Коек Еуа1 6 для данного коллектора дают ΤΗΙ 1050, 525 и 250 соответственно для конечных членов нефти, смолы и пиробитума. Результаты элементного анализа на СИЫОЗ указывают, что конечные члены для нефти, смолы и пиробитума имеют отношения Н/С_орг равные 1,9, 1,05 и 0,65 соответственно. Поскольку расчёты основаны на 1 г углерода, вес водорода в органическом веществе образца по элементному анализу может быть рассчитан следующим образом:

Вес Н_орг(мг/1 г ТОС) = Н/С_орг х (1000 мг С/ мол.вес_уГлерод) (4)

Как установлено выше, использование комбинированного метода пиролиза и 1'П) приводит к занижению весового процента водорода, так как некоторое количество водорода связано с пиролизуемым органическим материалом, а некоторое - с непиролизуемым органическим материалом. Поскольку алифатические связи в сложных молекулах типа асфальтенов и керогена разрываются наиболее легко, предполагается, что стехиометрия алифатических структурных звеньев, т.е. -С_ПЩ_П, является доминирующей в пиролизуемой части органического вещества. Это приводит к среднему весовому проценту для водорода в пиролизуемых углеводородах (%Н С„11_2|1) равному 14,3%. При применении этого допущения вес водорода в пиролизуемых углеводородах определяется следующим образом:

Вес Н_Нс-пир(мг/1 г ТОС) = %Н С_пН_2п/100 х ΤΗΙ (мг НС/г ТОС) х 1 г ТОС (5)

Вес водорода в непиролизуемом органическом веществе определяется следующим образом:

Вес Н_непир(мг/1 г ТОС) = вес Н_орг (мг/1 г ТОС) - вес Ннс-™_Р(мг/1 г ТОС) (6)

Согласно предложенному методу вес водорода в непиролизуемой части нефти, смолы и пиробитума для данного примера соответственно равен 8,2, 12,4 и 18,4 мг/1 г ТОС. Таким образом, допущение, что углеводород, высвобожденный при пиролизе из органического вещества, обусловлен главным образом алифатическими звеньями, приводит к занижению водорода, которое относительно велико для смолы (14,2%) и ещё больше для пиробитума (34%). Кроме того, допущение, что средний состав измеряемых углеводородов в системе пиролиз-ΡΙΏ имеет пониженное отношение Н/С, только увеличило бы заниже- 9 027574 ние пиролизного водорода, что потребовало бы большей коррекции.

Чтобы упростить подход, в предложенном методе предполагается, что структурные звенья С_пН_2п являются доминирующей формой, которая образуется при пиролизе органического вещества из нефтяных коллекторов. Однако следует отметить, что погрешность, которая возникает при неточном представлении количества водорода в образце, относительно мала. Например, если этим полностью пренебречь, занижение водорода в пиробитуме равное 18,4 мг Н/1 г ТОС привело бы лишь к погрешности 1,75%. Когда целью расчётов является оценка объёма смолы в коллекторе и критическое количество присутствующей смолы равно 5 об.%, понятно, что разница между 4,9 и 5,1 об.% не является значительной.

После определения соответственных весов для водорода в образце вес углерода в пиролизуемом органическом веществе и непиролизуемом органическом веществе можно рассчитать следующим образом:

Вес Снс-пир(мг/1 г ТОС) = ΤΗΙ (мг/1 г ТОС) х 1 г ТОС - вес Н_Нс-пи_Р(мг/1 г ТОС) (7)

Вес С_непИр(мг/1 г ТОС) = 1000 мг ТОС - вес Снс-пи_Р(мг/1 г ТОС) (8)

Анализ на элементный состав сырых нефтей показывает, что элементы Ν, 8, О обычно составляют от 1 до 4%, а асфальтеновые фракции обычно составляют от 5 до 12%. В данном примере значения N80 для нефти, смолы и пиробитума составили соответственно 2,8, 7,3 и 7,6%, что лежит в пределах, указанных в литературе (см. Лпскеу1а е! а1., Епегду апб Рие1з, Уо1. 16, р. 1121-1127; Но11егап, У88 ТесЬпо1оду ЫЬтату, Уа11еу 81иггу 8еа1 Сотрапу, ^^^.з1итту.сот/1ескрарегз сошЬп.зЫтк 200). Таким образом, из элементного анализа СНNО8 может быть легко определён весовой процент, приписываемый в образце элементному азоту, сере и кислороду. После определения этих значений вес этого материала в органическом конечном члене может быть рассчитан следующим образом:

п лкп = (%К8О₀р_Г/100) х (вес Снс-пир+вес С_непир + вес Ннс-пир+вес Н_непи_Р) (9) ьесгмг>и_{орг (1} _ ₍о_{/оН80орг/100))}

Общий вес органического вещества для каждого конечного члена может быть рассчитан на 1 г ТОС и отношение органического вещества (ОМ) к пиролизуемому углеводороду (ОМ/НС_пир) может быть определено следующим образом:

Вес ОМ (мг/1 г ТОС) вес Нцс-пир+вес Ннепир+вес Снс-пир+вес Снепир~£вес Ν8Οορ_Ρ (10) (Π) (12)

ОМ/НСпир = вес ΟΜ/ΤΗΙ

ОМ/НСпир вес ОМ/(вес Нцс-пирХ вес С нс-пир)

Так же, как и в случае веса водорода в образце, мало вероятно, чтобы вариации количества элементных Ν, 8, О в органическом веществе внутри коллектора влияли на оцениваемый объём органического вещества более чем на несколько процентов. Важно определить подходящие конечные члены, которые приводят к точным результатам СоМоб. Поскольку отношения ОМ/НС_пир для данного примера составляли 1,13 для нефти, 2,23 для смолы и 4,56 для пиробитума, погрешности в процессе моделирования намного более значимы, чем небольшие погрешности, связанные с химическим составом этих материалов. Отсюда особенно важно подтвердить результаты моделирования с лабораторным разделением, которые показывают, что отношения количества растворимого материала к количеству нерастворимого материала близки. Причина этого в том, что 5 об.% пиробитума дают отклик, который равен примерно 2,5 об.% смолы. Определение массы и объёма для конечных членов в анализируемых образцах. Определение веса каждого конечного члена легко осуществляется расчётом из результатов СоМоб в сочетании с подходящим отношением ОМ/НС_пир. Как и в случае других весовых данных, результаты выражаются в миллиграммах на 1 г породы. На этой стадии применяются следующие уравнения:

Вес НС_КОнечный член(Х) ~ ТНС(Х) X % СоМоб ВыХОД_КОнечный член(Х) (13)

Вес ОМ_{конечнЫ}п _Член(Х) ^— ОМ/НСпир X Вес НСконечный член(Х) (14)

После этого проводится определение объёма каждого конечного члена делением массы конечного члена образца на плотность конечного члена. Диапазон плотности органического вещества, которое обычно находится в нефтяных коллекторных системах, довольно узок.

Плотность нефти измеряют в промышленности в единицах плотности в градусах АНИ (ΑΡΙплотность). ΑΡΙ-плотность рассчитывают с помощью следующего стандартного уравнения:

ΑΡΙ = (141,5/80 при 60°Р)-131,5 (15) где 80 - удельный вес текучей среды при 60°Р.

Таким образом, в данном примере, ΑΡΙ-плотность 30° означает плотность 0,9 г/см³, которая может быть также выражена как 0,9 мг/мкл. Диапазон плотности для смолы и пиробитума обычно составляет от 1,0 до 1,15 мг/мкл. Присутствие в нефтяных коллекторах смолы с плотностью, приближающейся к 1,15 мг/мкл или выше этого значения, не типично, поскольку типичная плотность пластовой воды равна примерно 1,15 мг/мкл. Чтобы смола накапливалась в нефтяном столбе путём нормального механизма залегания, смола должна быть легче пластовой воды. Однако плотность может меняться в зависимости от изменения материала после залегания. В любом случае используемые в данном примере условия согласуются с указанными выше ограничениями при плотностях нефти, смолы и пиробитума, равных 0,9,

- 10 027574

1,01 и 1,05 соответственно. При использовании этих значений объём конечных членов для образца может быть рассчитан следующим образом:

Объём ОМконечный член(Х) - ВеС ОМконечный член(Х)/пЛОТНОСТЬоМ (16)

Определение объёма в процентах от объёма породы.

Для установления взаимосвязи между объёмом конечных членов органического вещества, такого как смола или пиробитум, с общим объёмом породы нужно знать плотность минерального скелета и связанную с ней пористость коллектора на глубине взятого образца. Если анализ скважины проводится в процессе бурения, можно использовать среднюю пористость по срезам скважины с приемлемыми результатами. Однако большие изменения пористости коллектора могут привести к недооценке или переоценке количества смолы в коллекторе по отношению к объёму. Ниже приведено уравнение для пористости коллектора:

Фи (Ф) = [(суммарный объём - объём породы)/суммарный объём] х 100 (17)

Поскольку данные пиролиза представляются в мг НС/г породы, объём ОМ (органического вещества) для конечных членов может быть взаимосвязан с пористостью путём определения общего объёма породы и объёма конечного члена, относящегося к 1 г породы. Суммарный объём коллектора может быть взаимосвязан с плотностью минерального скелета и пористостью следующим образом:

Суммарный объём (рл)=1/(плотность минерального скелета - (плотность минерального скелета х Ф/100)) х 1000 (18)

В примере, показанном в таблице, плотность минерального скелета равна 2,71 мг/мкл, что соответствует значению для известняка. Пористость равна 15% и соответствующий объём конечных членов для этого образца 1,0% (нефть), 2,6% (смола) и 2,9% (пиробитум).

В таблице проиллюстрированы этапы расчёта, необходимые для вывода пересчётных коэффициентов, касающихся отношения выхода общего суммарного углеводорода к объёму органического вещества в виде процента от объёма породы

Физические и химические свойства органического вещества (ОМ)

Вес Сорг (мг)	ΤΗΙ омпир	Н/Сорг (из ΟΗΝΟδ)	%Н с„н2п	Вес Н (из ΟΗΝΟδ)	Вес Ннспир (мг/1 г ТОС)	Вес Ннепнр (мг/1 г ТОС)	Вес Сцспир (мг/1 г ТОС)	Вес Снепир (мг/1 г ТОС)	% элементных Ν,δ,ΟορΓ(Η3 ΟΗΝΟδ)	Вес элементных ΝδΟρρΓ (мг)	Вес ОМ (мг/1 г ТОС)	ОМ/ НСпир
1000	1050	1,90	14,3	158,3	150,2	8,2	899,9	100,2	2,80%	33	1192	1,13
1000	625	1,05	14,3	87,5	75,1	12,4	449,9	550,1	7,30%	86	1173	2,23
1000	250	0.65	14,3	54,2	35,8	18,4	214,3	785,8	7,60%	87	1141	4,56

Определение объёма органического вещества

	тнспир (мг/г породы)	СоМой	Вес Нпир (мг/г породы)	Вес ОМ (мг/г породы)	Плотность ОМ (мг/рл)	Объём ОМ (мл/г породы)	Плотность минерального скелета (мг/рл)	Пори- стость	Общий объём 1 г породы (рл)	Объём пор 1 г породы (ЦЛ)	Объём ОМ (% от объёма породы)
Нефть 30°С ΑΡΙ	11,5	30%	3,45	3,92	0,9	4,35	2,71	15,0	4,34	65	1,0
Смола	11,5	45%	5,18	11,56	1,01	11,45	2,71	15,0	4,34	65	2,6
Пиробитум	11,5	25%	2,88	13,12	1,05	12,50	2,71	15,0	4,34	65	2,9

Вес С_орг (мг) - вес углерода в органическом веществе (ОМ)

ΤΗΙ ОМ_пир - индекс суммарного углеводорода при пиролизе

Н/С_орг (из ΟΗΝΟ8) - атомное отношение Н/С в органическом веществе % Н С„Н_2п — вес процент водорода в алкановых структурных звеньях Вес Н (из ΟΗΝΟδ) - рассчитанный вес водорода по элементному анализу Вес Ннс-пир (мг/1 г ТОС) - вес водорода в пиролизуемом НС на 1 г ТОС Вес Н_непир (мг/1 г ТОС) - вес водорода в непиролизуемом ОМ на 1 г ТОС

Вес Снс-пир (мг/1 г ТОС) - вес углерода в пиролизуемом НС на 1 г ТОС

Вес С„_еп„р (мг/1 г ТОС) - вес углерода в непиролизуемом ОМ на 1 г ТОС % элементных Ν,8,О_орг (из ΟΗΝΟδ) - процент элементных азота, серы и кислорода в ОМ Вес элементных Ν8Ο_ορΓ (мг) - вес элементных азота, серы и кислорода в ОМ Вес ОМ (мг/1 г ТОС) - вес суммарного органического вещества на 1 г ТОС

ОМ/НС_пир- отношение органического вещества к анализируемым углеводородам после пиролиза

Построение графиков зависимости объёма компонентов конечных членов и пористости коллектора от глубины.

На фиг. 6 иллюстрируется график зависимости объёма компонентов конечных членов, связанных с пористостью коллектора, от глубины. Образцы были получены из выбуренной породы, и глубину нельзя было определять столь же точно, как в случае керновых образцов. Представленные на графике результаты νΟΜ (метода определения объёма органического материала) включают: объём нефти: Объём нефти (нефть_об/об_1; штриховое заполнение), Объём смолы (смола_об/об_1; светло-серый фон) и Объём пиробитума (пиробитум_об/об_1; тёмно-серый фон). Пористость коллектора (РН1Т) показана пунктирной кривой.

Результаты анализа νΟΜ чётко помещают верх смоляной подушки в коллекторе на ~7510 футов (2289 м) и указывают на то, что эта подушка в основном состоит из пиробитума. При связывании этих результатов с пористостью (РН1Т) анализ νΟΜ показывает, что смоляная подушка закупоривает 40100% доступной пористости. Приведённый график особенно полезен, поскольку он представляет результаты анализа νΟΜ с использованием шкалы, которая может быть непосредственно сопоставлена с имеющим важность параметром пористости коллектора. Г еолог или инженер по коллекторам может с успехом использовать эти данные, чтобы судить о влиянии смолы на любой глубине скважины.

Данные динамических испытаний для скважины могут быть также использованы для определения того, в какой степени отношение смолы или пиробитума к пористости оказывает отрицательное влияние на производительность коллектора. В любом случае возможность выдавать геохимические данные в количественных единицах согласно изобретению, которые могут быть легко соотнесены не геохимиками с

- 11 027574 производительностью коллектора, представляет серьёзный прогресс, который не способны обеспечить другие геохимические аналитические методы, используемые в качестве вспомогательного средства для характеристики коллектора.

Метод определения объёма органического вещества (УОМ), применяемый для определения объёма разных органических конечных членов в образце породы нефтяного коллектора, представляет весьма необходимое дополнение к имеющимся в настоящее время петрофизическим методам, которые используются для оценки присутствия смолы. Известные методы количественной оценки компонентов органического вещества путём физических разделений занимают много времени и чреваты различными трудностями при отделении органического материала от породы и заключительного получения точных данных, с помощью которых могли быть установлены относительные массы компонентов.

Чисто аналитические методы для оценки количеств этих материалов требуют, чтобы каждый образец подвергался ряду усложнённых тестов, что является дорогостоящим и занимает много времени.

Предложенный метод даёт хорошо воспроизводимые результаты, которые могут быть быстро и недорого применены к большому числу образцов, и обладает другими преимуществами, которые перевешивают занижение углеводородных структур, содержащихся в не углеводородах. Кроме того, объём занижения может быть в разумной степени оценен для разных типов органических веществ благодаря применению элементного анализа и анализу на суммарный органический углерод для относительно небольшого числа типичных образцов. Благодаря же тому, что водород составляет относительно малую долю веса органического вещества, и тому, что суммарное количество углерода может быть определено с высокой точностью с помощью анализа на суммарный органический углерод, погрешность, обусловленная применением таких корректировок, невелика и оценивается как не превышающая приблизительно 1,5%.

Метод определения объёма органического вещества согласно настоящему изобретению предлагает, таким образом, весьма нужное дополнение к петрофизическим методам, которые используются в настоящее время для оценки присутствия смолы при характеристике нефтяных коллекторов. Как уже отмечалось выше, оценивание смолы и/или пиробитума в коллекторах осложняется тем, что такой материал не присутствует в коллекторах в виде однородного состава. Напротив, коллекторы, как правило, содержат смеси разных материалов, таких как нефть, смола и пиробитум, что пространственно выражается в постоянно меняющихся количествах каждого из компонентов. Настоящее изобретение отказывается от известных методов количественной оценки этих компонентов путём физических разделений, которые занимают много времени, дороги и включают в себя многочисленные погрешности, обусловленные отделением органического материала от породы и конечным получением точных данных, из которых могут быть получены массовые доли компонентов.

Описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, и рядовым специалистам в данной области очевидно из приведённого описания, что возможны различные модификации и замены, которые предоставляет объём изобретения, определённый в приведённой ниже формуле изобретения.

Claims (10)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ геохимического анализа для определения объёма компонентов органического вещества (ОМ) в образце породы нефтяного коллектора, взятого из конкретного нефтяного месторождения, при этом компоненты органического вещества соответствуют всем компонентам группы, которая включает нефть, смолу, пиробитум, кероген, уголь, дизельную фракцию и буровой раствор, включающий этапы, на которых:

   a) выполняют количественный элементный анализ подготовленных проб указанных компонентов органического вещества в образце породы для получения массового процентного содержания элементов С, Н, Ν, 8 и О_орг, на основе которых определяют общее процентное содержание элементов Ν, 8, О_орг, (%И8О_орг) и отношение элементов Н/С;

   b) выполняют пиролитический анализ подготовленных проб указанных компонентов органического вещества в образце породы и определяют значения следующих параметров: ЬУ, ΤΌ, ТС, ТОС, ΤΗΙ, ТНС, где

   ЬУ - масса (в миллиграммах) легких летучих компонентов углеводородов НС, выделяющихся на 1 г породы нефтяного коллектора в условиях постоянной температуры равной 180°С в течение 3 мин, когда тигель, содержащий пробу породы нефтяного коллектора, вводят в пиролитическую камеру перед проведением пиролиза при программированной температуре, где НС - соединения, содержащие углеводородные звенья с формулой С_пН_т, или части таких соединений, где η - число атомов углерода, х - среднее число атомов водорода на один атом углерода,

   ТО - масса (в миллиграммах) термически отгоняемых компонентов углеводородов НС, выделяющихся на 1 г породы нефтяного коллектора при температуре от 180°С до Т_т1п (°С), где Т_т1п (°С) - температура, при которой испаряемость углеводородов НС является минимальной в области между температурами максимальной испаряемости углеводородов НС в зонах определения параметров ТО и ТС и определяется как Д(НС)/Д(Т)=0,

   - 12 027574

   ТС - масса (в миллиграммах) термически расщепляемых компонентов углеводородов НС, выделяющихся из 1 г породы нефтяного коллектора при температуре от Т_ш;_п (°С) до 600°С,

   ТОС - общий органический углерод в виде массового процентного содержания органического углерода в образце породы нефтяного коллектора,

   ТН1 - индекс суммарных углеводородов в мг углеводородов на 1 г углерода:

   ΤΗΙ = [(ЬУ + ТО + ТС)/ТОС] X 100; (3)

   ТНС - общая масса в миллиграммах углеводородов НС, выделяющихся в течение начального нагрева и программируемого пиролиза от 180 до 600°С, на 1 г породы:

   ТНС = (ЬУ + ТО + ТС)·

   с) определяют среднее количество водорода, содержащегося в пиролизуемых и непиролизуемых частях органического вещества в породе в расчете на 1 г общего органического углерода, на основании полученных данных пиролитического и элементного анализа в соответствии с уравнениями:

   масса Ннс-пир(мг) = 0,143 х ΤΗΙ (мг) (5) с учетом того, что доля водорода в углеводородных звеньях С_пН_2п равна 14,3%, и масса Ннепир(мг) = масса Н_орг (мг) - масса Ннс-пир(мг), (6) где масса органического водорода масса Н_орг (мг) = Н/С_орг х (1000 мг/мол.масса_углерОд)

   ά) определяют массу углерода в пиролизуемом ОМ и непиролизуемом ОМ в расчете на 1 г общего органического углерода в соответствии с уравнениями:

   масса Снс-пир(мг) = ΤΗΙ (мг) - масса Ннс-пир(мг) (7) масса Снепир(мг) = 1000 мг - масса Снс-пир(мг) (8)

   е) определяют общую массу элементов Ν, 8, О в компоненте органического вещества в расчете на 1 г общего органического углерода на основании полученного на этапе (а) процентного содержания элементов Ν, 8, О в пробе и величин, полученных на этапах (с) и (ά), в соответствии с уравнением пир

   ΜΗΰΝδΟ_ορΓ = (%Ν5Ο_ορΓ/100) х (мас.Снс+М а с Снепир '5 МНС. Ннс-пир⁺мас. Н_неПц_р (9) (1 - (%ΝδΟ_ορΓ/100)) где %Л'8О_1;._р - общее процентное содержание элементов Ν, 8, О в пробе;

   ί) определяют массу органического вещества для каждого компонента в расчёте на 1 г общего органического углерода:

   массаОМ =массаНнс-пир+массаНнс-непир+массаСнс-п_Нр+массаСнс-непир+массаН8О_орг (10)

   д) определяют отношение массы органического вещества к массе углеводородов (ОМ/НС_пир) в пиролизуемой части органического вещества в расчете на 1 г общего органического углерода в соответствии с уравнением

   ОМ/НС_пир = массаОМ/ΤΗΙ или (11)

   ОМ/НСпир~ масса ОМ/(масса Н_Нс-пир+масса Снс-лир) (12)

   Ь) определяют массу каждого компонента (масса ОМ_{компонент}) органического вещества в миллиграммах на 1 г породы на основании полученного на этапе (д) отношения ОМ/НС_пир, параметра ТНС, полученного на этапе (Ь), и коэффициента %ОоМой выход_ЕОМ|10Нент, представляющего относительный выход компонента, полученного путем применения метода моделирования состава (СоМой), где метод СоМой предполагает, что выход углеводорода на каждом отдельном шаге, который характеризуется связанной с ним конкретной температурой, составляет совместный выход разных компонентов органического вещества:

   масса ОМкомпонент - ОМ/НС_ПИр X масса НС_{компоне}нт, (14) где Масса НС_КОмпонент — ТНС X %СоМоЙ ВЫХОДкомионент;

   ι) определяют объём каждого компонента на 1 г породы путём деления массы каждого компонента на плотность компонента в соответствии с уравнением объём ОМкомпонента = МЯССЯ ОМ_КОМПОНента/пЛОТНОСТЬом (16)

   |) записывают результаты этапа (ι) для каждого компонента и выполняют визуальное представление данных для анализа.
2. 2. Способ по п.1, в котором определяют объём каждого компонента органического вещества в виде процентной доли от общего объёма породы, при этом:

   k) получают данные, по меньшей мере, по средней пористости и плотности минерального скелета для породы коллектора на глубине, откуда взят образец;

   l) определяют удельный объём образца породы (в микролитрах) в соответствии с уравнением удельный объём (мкл)=1 /(плотность минерального скелета - (плотность минерального скелета х Ф/100)) х 1000, (18) где Φ - средняя измеренная пористость образца породы или оцененная методом электрокаротажа на

   - 13 027574 заданной глубине;

   т) используют удельный объём образца породы, определённый на этапе (1), для расчёта процентной доли определенных на этапе (ΐ) компонентов органического вещества в образце породы коллектора.
3. 3. Способ по п.1, в котором повторяют этапы (Ь) и (ΐ) для множества образцов, взятых с разных глубин в стволе скважины.
4. 4. Способ по п.1, в котором применяемым на этапе (ΐ) значением плотности для нефти является ΑΡΙ-плотность в г/см³.
5. 5. Способ по п.1, в котором значения плотности для компонентов, отличных от нефти, определяют с помощью анализа репрезентативных образцов компонентов, предварительно полученных с нефтяного месторождения.
6. 6. Способ по п.1, в котором применяемые данные моделирования состава основаны на решении, в котором суммируют разность между рассчитанным выходом и реальным выходом по множеству шагов данных для каждой пробы органического компонента с тем, чтобы итерационно минимизировать накопленную погрешность по всем компонентам.
7. 7. Способ по п.2, в котором данные, относящиеся к массе и объёму, записывают и выводят на дисплей для интерпретации персоналом в режиме реального времени и используют интерпретированную информацию для геологического управления горизонтальным бурением скважин.
8. 8. Способ по п.1, в котором элементный анализ выполняют на репрезентативных частях образцов кернов породы коллектора, предварительно полученных с нефтяного месторождения.
9. 9. Способ по п.3, в котором выполняют графическое отображение в виде графика рассчитанного объёма органического материала, по меньшей мере, для нефти, смолы и пиробитума в зависимости от глубины.
10. 10. Способ по п.9, в котором на указанном графическом отображении представлен график пористости в зависимости от глубины.