EA029010B1 - Способ реконструирования общего содержания органического углерода из композиционного моделирующего анализа - Google Patents

Abstract

В изобретении описаны способы использования результатов анализа методом композиционного моделирования для получения точных общих величин углерода без обязательного использования стадии окисления или длительной подготовки пробы, а также для вычисления величины органического углерода, который может быть приписан загрязнителям, таким как присадки бурения.

Description

изобретение относится к способу реконструирования количества общего органического углерода (ТОС) в геологических пробах путем комбинирования пиролиза, химического анализа и композиционного моделирования для определения качества нетрадиционных источников нефти или горных пород-источников для использования для подготовительного бурения и/или операций исследования.

Уровень техники

Использование пиролиза открытой системы, как он используется в коммерческом анализе Коек Еуа1 (ТМ), и общем измерении органического углерода, используемом системами анализа Коек Еуа1 (ТМ) и ЬЕСО (ТМ), являются способом, который долго использовался в оценке горных породисточников нефти; см., например, Рс1сг5. К.Е., 1986, ОшДе1ше8 Гог Еуа1иа1шд Ре1го1еит 8оигсе Коек Икшд РгодгаттеД Руго1у818, ВиПеОп оГ 1йе Атепсап Л88ос1а1юп оГ Ре1го1еит Оео1од1818, ν. 70, р. 318-329; патент США 5811308, ЕхрйаПе и др., МеОюД Гог ОеЮгтиипд Ре1го1еит СЬагас1ег1811с8 оГ Сео1ощс §еД1теп18 8ер1етЬег 22, 1998; ЬаидГогД, Р.Р. и М.-М. В1апк-Уа11егоп, 1990, 1п1егргейп§ Коск-Еνа1 Руго1у818 Иа1а И8т§ ОгарЙ8 оГ РугоИхаЫе НуДгосагЬоп8 ν8. То1а1 Огдашс СагЬоп, ВийеПп оГ Пзе Атепсап Л88ос1а1юп оГ Ре1го1еит Оео1од1818, ν. 74, р. 799-804; ЬаГагдие, Е., 1. Е8рйаПе, Р. Магсцщ и Ό. Рй1о1, 2000, Коск-Еуа1 6 АррПсаИоп8 ш НуДгосагЬоп Ехр1ога1юп, РгоДисйоп и в 8оП Сойат1па1юп §1иД1е8: Кеуие бе ЫшШи! Ргапса18 Ди Ре1го1е, Уо1. 53, Ио, 4, р. 421-437. Однако эти способы основаны на валовых измерениях всего органического материала, присутствующего в пробе, и могут обеспечивать только информацию, основывающуюся на эмпирически полученных пределах и параметрах. Способы и системы, описанные в патенте США 7363206 и \УО 2008/100614 (РСТ/И82008/002102), показывают, что данные пиролиза могут быть использованы для характеристики относительных количеств органического материала и загрязняющих примесей в геологических пробах.

Технологию "Пиролитический индекс продуктивности нефти (РОР1) ", первоначально описанную в патенте США 5866814, успешно использовали в исследовании и разработке буровых скважин для быстрой и аккуратной оценки горной породы для битуминозных пластов и других типов органического материала при подготовительном бурении через эти слои в горной породе резервуара (коллектора). Способ РОР1 был включен в коммерчески доступную вспомогательную программу, называемую ОС-КОХ (ТМ), которая является акронимом от "Оеосйешюа1 Ке8|Диа1 Ой еХреП-тоДеПпц". Программа ОС-КОХ (ТМ) может быть использована для оптимизации разработки нефтяного месторождения путем идентификации и количественного определения плоского фильтра нефтяного месторождения и может быть использована для валидации, организации и хранения данных о месторождении (полевых данных). Более ранние наблюдения для различных полевых данных позволили предполагать, что предел (отсечка) продуктивности находится приблизительно при 3% смолы. Однако на основании более точной информации, полученной с использованием вспомогательной программы ОС-КОХ, целевой уровень в 1% смолы используется коммерчески для целей инжекции. Определенный интерес вызывает также связь между способом РОР1 и информацией по вязкости. Предполагают, что можно разработать косвенные методы, но основным применением данного способа является идентификация и количественное измерение смолы.

Процесс созревания породы-источника нефти и генерирования углеводорода хорошо понятен и включает эффекты залегания и температуры, заставляющих кероген разрушаться в битум, свободную нефть, которая выбрасывается и мигрирует, и, в конце концов, в газ. Способы, использующие композиционное моделирование, описаны в патенте США 7363206, причем эти способы позволяют пользователю идентифицировать относительные процентные соотношения множества компонентов конечных членов в пробе горной породы резервуара. Эта методология представляет собой существенный прогресс в данной области, поскольку известные ранее способы обеспечивали только оценку валовых величин или параметров.

Композиционный моделирующий способ для оценки окрашивания остаточного углеводорода, описанный в патенте США 7363206 в столбце 6, строка 56 до колонки 9, строка 48, предпочтителен для использования в данном изобретении. В данном изобретении и конкретно в формуле изобретения термин "композиционное моделирование" означает способ, описанный в патенте США 7363206 и соответствующий описанию ниже. Раскрытие патента США 7363206 включено в настоящее описание посредством ссылки.

Факторами являются: (1) величина общего выхода углеводорода и (2) сходство окрашивания углеводорода с полученными нефтепродуктами. Инструменты пиролиза применимы для определения количества окрашивания углеводорода, и способ РОР1 оценивает сходство с полученными нефтепродуктами путем подразделения этих углеводородов на легкоиспаряемые компоненты (ЬУ), термически дистиллируемые (ТИ) и термически крекируемые (ТС) компоненты (фиг. 1). Однако было обнаружено, что визуальное изучение пирограмм также может быть полезным в оценке типов присутствующих углеводородов, так как нефтепродукт, смола, пиробитум и другие типичные органические материалы, каждый, также имеют очень характерный вид.

Фиг. 2а-2Д являются примерами пирограмм для проб с почти однородным составом специфического углеводорода или пиролитически идентифицируемым типом компонентов конечных членов органического материала. Эти графики показывают выход углеводорода на у-оси для каждой стадии данных, ко- 1 029010

торые откладываются на х-оси.

Количество стадий данных для конкретного анализа может варьироваться в зависимости от типа используемого прибора пиролиза. Двумя такими коммерчески доступными приборами являются νίποί'δ КОСК-ЕУЛК(ТМ) и НитЫе'з 8ОИКСЕ КОСК ΑΝΑΕΥΖΕΚ(ΤΜ). Данные, которые получают из прибора и превращают в цифровой файл, могут также варьироваться. В нижеследующих описании и примерах использовали 8ОИКСЕ КОСК ΑΝΑΕΥΖΕΚ(ΤΜ), и эти данные выводили в цифровую форму с использованием файла М1СКО8ОЕТ ЕХСЕЕ(ТМ) С8V, который регистрировал выход и температуру на протяжении 611 стадий данных. Первые 111 стадий регистрируют изотермальную блокировку при 195°С в течение 3 мин, а следующие 500 стадий регистрируют программированный температурой проход от 195 до 630°С. В общем, температура, ассоциированная с любой конкретной стадией, одна и та же от погона к погону, так что номер стадии может быть соотнесен с температурой печи во время погона.

Композиционное моделирование для пробы включает ввод в запрограммированный соответствующим образом компьютер данных по выходу для каждой индивидуальной стадии данных в виде величины, которую получают из агрегатного (общего) выхода компонентов различных компонентов конечных членов. В этом способе конкретная и постоянная температура ассоциируется с каждой конкретной стадией. Разница между моделированным выходом, рассчитанным в соответствии с этим алгоритмом из теоретического конечного компонента или компонентов, и фактическим выходом, обеспечивает основу для оценивания того, точно ли данный раствор отражает фактический состав пробы породы резервуара.

Каждый такой оцениваемый раствор должен суммировать различие между рассчитанным выходом и действительным выходом на протяжении всех стадий данных для данной пробы. Любой из ряда статистический способов может быть использован в количественном определении общей ошибки для любого предполагаемого решения. Это моделирование основано на итеративно варьирующейся концентрации различных компонентов, пока составная (общая) ошибка не минимизируется и кривые не окажутся очень сходными. В одном предпочтительном варианте осуществления программа использует итеративный процесс подбора различных композиций с расчетом гипотетической кривой на основе выхода в каждой стадии данных, с оценкой ошибки для каждого конкретного решения и последующей минимизацией этой совокупной ошибки. Эти стадии процесса могут быть выгодным образом осуществляться с применением макросов и аддона 8о1уег, который является стандартным компонентом программы Мюгозой Ехсе1(ТМ), так как их использование в значительной степени автоматизирует и ускоряет процесс. Существуют и другие пакеты программ, которые также могут использоваться для облегчения способов, используемых для моделирования состава углеводорода, которые являются коммерчески доступными и включают в себя Соге1 ОиаПго Рго, Ео1из 1-2-3, Соге1 Рагабох, Ео1из ΑρρίοαΛ, Мшгозой Αссезз и Мюгозой νί3πα1 ЕохРго.

Табл. 1, показанная на фиг. 6, является выходным файлом из НитЫе 8ОИКСЕ КОСК ΑΝΑ^ΥΖΕК(ΤΜ), который был превращен в формат С8V. Этот файл выходных данных регистрирует одну и ту же информацию в одном и том же местоположении для каждой тестируемой пробы и облегчает ее извлечение посредством программ анализа электронных таблиц. Информация в заголовке на самом верху отчета записывает вычисленные параметры из данного прибора и данных параметров прогона. Начиная со строки 22, этот прибор записывает сигнал кривой в первые три столбца файла. Первый столбец содержит количество стадий данных, второй столбец записывает сигнал от детектора пламенной ионизации (ЕГО) в миллиВольтах ^ν или мВ), и третий столбец записывает температуру печи, соответствующую стадии данных.

Для преобразования данных прибора в выход углеводорода с использованием программного обеспечения прибора анализируют известное стандартное соединение или композицию в районе резервуара. С данными из этого стандарта данный прибор может вычислять коэффициент преобразования (СЕ) для соотнесения миллиВольт из ЕГО с выходом углеводорода в единицах миллиграмм на 1 г горной породы (дКоск или г-Коск). Из файла данных эти коэффициенты преобразования вычисляют для каждой пробы суммированием общего сигнала в столбце два и последующим делением этого сигнала на общий выход углеводорода этой пробы в соответствии со следующим математическим выражением:

СЕрю= [Есигн ал _СТад_Ия 1-бн(мВ)]/[(ЬУ+ТО+ТС)(мгНС/гКоск)] (1)

Затем сигнал, который берется для любой конкретной стадии данных, преобразуют в мг-НС/г-Коск простым делением этого сигнала на СЕ:

Вьгход51ерх(мгНС/гКоск)=[Сигнал_Стадиях(мВ)]/[СРрш(мВ/мгНС/гКоск)] (2)

В одном предпочтительном варианте осуществления все данные прибора превращают в величины выхода с целью выполнения подходящих вычислений для объединения конечных членов (епб-тетЬег, ЕМ) и для вычисления результатов на основе смоделированных решений. Это делают, так как фактический выход, который дается для каждой пробы конечного члена и для каждой моделируемой пробы, будет уникальным. Для моделирования относительного состава конечных членов, которые образуют конкретную пробу, данные для каждого конечного члена нормализуют таким образом, что общие выходы углеводорода каждого пересчитанного конечного члена, являются такими же, что и в фактической пробе. Таким образом, количество компонента конечного члена, которое могло бы представлять чистый конеч- 2 029010

ный член, имеющий тот же самый выход, что и проба, может быть выражено следующим образом:

Выхода [В ыходем8терх]*( [Общий Выход(ТНС)Образца]/[Общий выход ЕМ]) (3)

В приведенном выше уравнении (3) и в нижеследующих уравнениях знак "*" используется для указания на операцию умножения.

Уравнение (3) используется для вычисления совокупного выхода, который мог бы быть найден для гипотетической пробы, которая содержала бы различные проценты конечных членов, которые являются необходимыми для описания поведения проб. Таким образом, вычисленный выход для предложенной композиции углеводородов на любой стадии данных является суммой процентов каждого конечного члена (% ЕМ_1-5), деленной на 100 и умноженной на выход конечного члена в стадии х (Выход_ЕМ1 _{ΐ0 5},_х) и умноженной на отношение общего выхода этой пробы к общему выходу конечного члена (ТНС_{образец}/ТНС_ЕМ1-5). Эта стадия может быть выражена следующим образом:

Вычисленный ВЫХОД_ЕМ 1-₅,Χ=(% ЕМ1/100)*ВыХОДЕМ1,Х*(ТНСобразцр/ТНС_ЕМ1)+

(% ЕМ2/100)*ВыХОД_Ем2,Х*(ТНСобразец/ТНС_ЕМ2)+(% Μ3/100)*ВЫХОД_ЕМЗ,Х*

(ТНС_об_разец/ТНС_ЕМз)+(% ЕМд/100)*Вь1ХОД_ЕМ4,Х*(ТНС_образец/ТНС_Ем4)+

(%ЕМ5/100)*ВыхОД_Ем5,Х*(ТНС_образец/ТНС_ЕМ5) (4)

Ошибка между конкретным моделированным решением для стадии X и реальным аналитическим результатом для стадии X может быть получена простым вычитанием. Однако, поскольку некоторые из этих величин будут положительными, а другие отрицательными, обработку ошибок для всех вычисленных величин, например для стадий 1-611, легче выполнять через использование среднеквадратичного значения (КМ8). Другие методы статистической обработки могут быть использованы для достижения также тех же самых результатов при использовании разницы между каждым моделированным выходом и фактическим выходом в качестве абсолютной величины.

В одном предпочтительном способе среднеквадратичную (КМ8) разницу вычисляют в процентах, относящихся к общему отклику данного образца, и можно выразить следующим образом:

% КМ8„ыч. Υ8 действ =100*((СРЕДНЕЕ₈ТЕР_>1-611(ВыХОД_выч.-ВыХОДдейств.)

²)^1/2/(СРЕДНЕЕ_8ТЕР,1-611(ВыХОДдейств.)) (5)

Процесс моделирования включает в себя стадии варьирования процента конечных членов, которые присутствуют в системе, причем предпочтительно используются (ЕМ_1-5), до тех пор, пока вычисленная кривая не совпадет с фактической кривой и ошибка % КМ8 не минимизируется. Вследствие того факта, что для оценки любого решения необходимо выполнить так много вычислений, использование программы электронных таблиц для выполнения этих вычислений и автоматического построения графика достигаемого результата в большой степени упрощает этот процесс. Кроме того, использование программы, такой как 8окег, которая представлена как аддон к ΜίοΓΟδοίΊ Ехсе1(ТМ), может в значительной степени увеличить эффективность обработки данных итеративно решаемых задач с множественными переменными, которые стремятся к схождению на желаемом решении, которое в этом случае означает минимизацию ошибки.

Фиг. 3 показывает графический интерфейс, который использовался для системы компонентов с пятью конечными членами в области скважины Ζ. Эта графическая иллюстрация включает в себя кривые для текущей пробы, рассчитанное решение на основе процента компонентов, нефтепродуктовый конечный член, смоляной конечный член, сланцевый конечный член (обычно диспергированный кероген, обнаруживаемый в сланцеватых литологиях), каменноугольный конечный член и конечный член, соответствующий грязи от бурения (загрязнения). Параметр, указанный на верхней линии как ΏΕν_ΚΜ, является КМ8 отклонением в виде процента от общего выхода и является величиной, минимизируемой для получения разумного решения для данной пробы. Когда все пробы анализируют для конкретного резервуара (скважины), результаты могут быть построены, как на фиг. 4, для выявления, как композиция варьируется через анализируемый разрез. Числовые ссылки 1-4 на этом графике соответствуют подписям наверху. Графики, подобные этим, очень полезны в идентификации важных тенденций (трендов), таких как увеличение смолы, или в идентификации индивидуальных единиц каменного угля или смолы, которые могут иметь важные последствия для режима работы резервуара. Одним из альтернативных способов представления этих данных, как показано на фиг. 5, является график относительного вклада каждого компонента ЕМ по глубине, где каждая кривая подогнана для соответствия изменениям выхода в этих пробах. Этот тип графика особенно полезен для идентификации истинных битуминозных пластов, с которыми обычно ассоциируется драматическое увеличение выхода углеводородов, в противоположность изменению композиции, которая кажется смолой, но присутствует в относительно низких концентрациях и едва ли влияет на производительность резервуара.

В данном изобретении, как будет понятно из описания, "композиционное моделирование" включает в себя следующие стадии:

a) идентификация компонентов конечных членов, о которых известно, что они присутствуют в породе резервуара в данном нефтяном месторождении;

b) приготовление индивидуальных пирограмм, состоящих из рсб, для каждого из компонентов,

- 3 029010

идентифицированных в стадии (а);

с) хранение этого рей для каждого компонента в файле цифровых данных;

й) проведение пиролитического анализа пробы из нефтяного месторождения горной породы резервуара, которая содержит один или несколько углеводородов и компонентов органического материала типа, идентифицированного в стадии (а), для получения рей для этой пробы;

е) сравнение рей для этой пробы с рей, полученным в стадии (Ь) для каждого из компонентов, измерение и регистрация разницы между рей пробы и рей для каждого из этих компонентов;

ί) применение статистического анализа для минимизации агрегатных (общих) различий между рей для каждой пробы и комбинированной рей из этих компонентов;

д) регистрация рей, которая характеризуется минимальной совокупной ошибкой на протяжении диапазона температур этого пиролитического анализа, для сохранения и отображения для анализа;

й) анализ отображенных данных для идентификации соответствующих компонентов.

В данном изобретении "нетрадиционная нефть" и "нетрадиционные источники нефти" включают в себя нефтяные сланцы; богатые органикой мелкозернистые карбонаты, низкопористые низкопроницаемые песчаники/илистые осадки/карбонаты, которые являются смежными с источниками углеводородов; нефтяные пески и тяжелые сырые нефтепродукты. Нетрадиционные резервуары нефти часто являются горными породами-источниками, которые эксплуатируют для получения углеводородов, неспособных к миграции как в стандартных углеводородных резервуарах. Одной из проблем, с которыми сталкиваются ученые-геологи, является проблема, как классифицировать органический материал и углеводородные компоненты при конкретных глубинах и/или интервалах в резервуаре (скважине), поскольку считается, что такая информация, если она доступна, могла бы быть исключительно полезной в оценке резервуара во время исследования и в ходе подготовительного бурения.

Знание количества и типов органического материала и углеводородов, присутствующих в нетрадиционных резервуарах (скважинах), является критически важным для оценки эффективности скважины, и для получения этой информации используются геохимические способы. Традиционный петрофизический анализ фокусируется, главным образом, на матриксе горной породы; однако запасы и пропускная способность нетрадиционных резервуаров в высокой степени зависят от органической пористости, происходящей из трансформации керогена. Хотя общие величины органического углерода (ТОС) важны для расчета и оценки, традиционное измерение ТОС недоступно в местоположении скважины в режиме реального времени для сколько-нибудь значительной помощи в оптимизации операций бурения.

Способы уровня техники требуют либо длительной обработки пробы, такой как деминерализация, необходимая для анализатора ЬЕСО (ТМ), например анализатора углерода ЬЕСО (ЕС 12); и подготовки проб с использованием измерения ТОС, либо они требуют продолжительных аналитических периодов времени посредством более сложной контрольно-измерительной аппаратуры (приборного оснащения), что не подходит для использования в местах бурения скважин, где пробы породы извлекают из жидкости бурения. Кроме того, способы известного уровня являются валовыми аналитическими способами, которые не дифференцируют материалы, присутствующие в смесях.

Необходим новый способ, который может использоваться в местоположении резервуара для получения информации, которая может быть использована для управления операцией бурения для разведочных и подготовительных скважин.

Определения

В данном изобретении следующие термины и обозначения имеют указанные значения.

Вйитеп (битум) - обычно относится к органическому материалу, который является экстрагируемым посредством использования органических растворителей, и включает в себя материалы, полученные посредством сильных органических растворителей, таких как метиленхлорид, хлороформ и толуол.

Епй МетЬег (ЕМ) (конечный элемент или конечный член) - особый тип органического материала или углеводорода, который можно различать путем пиролитического анализа. Конечные элементы включают в себя нефть, растворимую смолу, пиробитум (нерастворимую смолу), кероген, уголь, шлам (буровой раствор) и другие загрязняющие примеси. Специфические конечные элементы ассоциируются со специфическими скважинами и резервуарами. Ссылка на "локальные" конечные элементы означает конечные элементы, которые, как было определено, присутствуют в данной области и/или вблизи скважин, как следует из анализа и исследования кернов, каротажных диаграмм и проб породы бурения, и которые называют ниже "сравнительными пробами".

ЕМ_х \Уе1дЫ ОМ - масса, которую можно приписать органическому материалу (в миллиграммах на 1 г горной породы) одного компонента конечного члена (х) в пробе.

ЕМ_х \Уе1дЫ N805 ОМ - масса, которую можно приписать содержанию элементных азота, серы и кислорода (в миллиграммах на 1 г горной породы) одного компонента конечного члена (х) в пробе.

ЕМ_х \Уе1д1и Н - масса, которую можно приписать содержанию элементного водорода (в миллиграммах на 1 г горной породы) одного компонента конечного члена (х) в пробе.

РГО - пламенно-ионизационный детектор.

Свободные нефтепродукты - углеводороды, которые были получены в результате созревания керогена, которые являются сходными с продуцируемым нефтепродуктом и могут выбрасываться из породы- 4 029010

источника при достаточном уровне насыщения.

НС - сокращение для углеводородов, ТНС используют для общих углеводородов.

Н/С_ОМ - отношение водорода к углероду в органическом материале компонента конечного члена.

Инертный углерод - органический углерод, который может быть окислен до СО₂ и СО приложением тепла как в традиционном анализе породы-источника в окислительном цикле или посредством анализатора углерода ЬЕСО, но не может высвобождаться пиролизом в инертной атмосфере либо вследствие характера органического материала, либо вследствие адсорбционных свойств минерального матрикса.

Кероген - продукт биохимической деградации, поликонденсации, переведения в нерастворимую форму биологически-полученного материала вследствие его захоронения, а также вследствие температуры и протекания времени.

ЬУ - сокращение для легкоиспаряемых компонентов. В данном изобретении ЬУ, более конкретно, относится к массе в миллиграммах НС, высвобождаемых на 1 г породы при постоянной начальной температуре 180°С (когда тигель, содержащий пробу породы, вставляют в пиролитическую камеру) перед пиролизом этой пробы с программируемой температурой.

Непиролизуемые углеводороды (НС_Коп-ру) - соединения, состоящие первоначально из углерода и водорода, которые не могут высвобождаться выпариванием или разложением органического материала во время пиролиза и требуют сжигания для анализа различных элементных компонентов.

ΝΟ8_Χ% - мас.% азота, кислорода и серы в органическом материале компонента конечного члена.

Органический материал (ОМ) - материал, имеющий в основном биологическое происхождение, который состоит, прежде всего, из углерода и водорода, такой как материалы, подобные сланцу или каменному углю.

ОМ/НС_ру - отношение органического материала к пиролизуемым углеводородам в компонентах конечных членов.

ΡΟΡΙ - сокращение для пиролитического индекса продуктивности нефти. ΡΟΡΙ вычисляют из пиролитических данных посредством следующего уравнения: ΡΟΡΙ = 1п(бУ+ТЭ+ТС) х (ΤΌ/ТС), где 1п является логарифмической величиной и ΤΌ и ТС имеют определенные ниже значения.

Пиролизуемые углеводороды (НС_ру) - соединения, по большей части состоящие из углерода и водорода, которые могут высвобождаться выпариванием или разрушением органического материала в ответ на применение тепла в инертной атмосфере (т.е. не содержащей кислорода).

Данные пиролитического исследования (рей) - величины данных, измеренные при заранее определенном числе точек данных, причем каждая точка данных соответствует заранее определенной температуре.

Коск-Еуа1(ТМ) 81 выход-масса в миллиграммах НС, высвобождаемая на 1 г породы при постоянной начальной температуре 300°С в стандартном анализе Коск-Еуа1™ пиролиза, как описано в ΡοΙοιέ. К.Е., 1986, Ошйейпек Тот Еуа1иайпд Ρеί^о1еит 8оигсе Коек Икшд ΡΐΌβπιιηιηού Ρ\τό1\·515. Ви11ейп о£ 1Нс Лтепсап ЛккошаДоп о£ Ρеΐго1еит Сео1од1818, ν. 70, р. 318-329.

Коск-Еуа1(ТМ) 82 выход-масса в миллиграммах НС, высвобождаемая на 1 г породы, в ходе запрограммированного пиролиза в стандартном анализе Коск-Еуа1, где температуру повышают от 300 до 550600°С при скорости 25°С/мин, как описано в Ρеΐе^8, К.Е., 1986, Ошйейпек £от Еуа1иайп§ ЛеДокит 8оигсе Коск Иктд Бгодгаттей Ρу^о1у8^8, Ви11ейп о£ 1Не Лтепсап Л^отаПоп о£ Ρеΐго1еит Сео1од1818, ν. 70, р. 318-329.

Порода-источник - осадочная порода, депонированная в низкоэнергетическую среду, обычно мелкозернистой природы (т.е. состоящая из частиц ила и частиц с размером глинозема), обычно сланцеватые, обычно состоящие из диоксида кремния, глины и карбонатных минералов, и с достаточным содержанием органического материала и свойством генерирования и выбрасывания углеводородов (т.е. нефти).

ТЭ - сокращение для "термически дистиллируемых" компонентов, которое, в данном контексте относится специфически к массе в миллиграммах НС, высвобождаемой на 1 г породы при температуре между 180°С (195°С на анализаторе НцтЫе 8К Лпа1у/ег) и Т_тт(°С).

ТС - сокращение для "термически крекируемых" компонентов, которое при использовании в настоящем изобретении относится специфически к массе в миллиграммах НС, высвобождаемой на 1 г породы при температуре между Т_т1п(°С) и 600°С (630°С на анализаторе НцтЫе 8К Лпа1у/ег).

ТНС - сокращение для общего уровня углеводородов.

Т_тт - температура, при которой выход углеводорода, как измерено посредством пламенноионизационного детектора (ЕГО) во время пиролиза, использующего способ ΡΟΡΙ, достигает минимума между пиками, представляющими термически дистиллируемые и термически крекируемые пики углеводородов, обычно встречающиеся между 380 и 420°С.

Общий индекс углеводородов (ТН1) - означает общий высвобождаемый НС, в том числе во время первоначального нагрева и программируемого пиролиза от 195 и 630°С, относительно общего органического углерода в пробе. Уравнением для вычисления ТН1 является: ТН1 = [(ЕУ+ТП+ТС)/ТОС] х 100.

ΊΉΙ_ΟΜ - общий индекс углеводородов органического материала в компоненте конечного члена.

- 5 029010

Общий органический углерод (ТОС) - величина ТОС является мас.% органического углерода, обнаруженного в пробе породы.

ТОС_ЕМх [%] - этот общий органический углерод в мас.%, который можно приписать конкретному конечному члену. Высчитывается взятием общей массы органического материала, представленного этим конечным членом (ЕМ_х ОМ), вычитанием массы конечного члена, приписываемой к элементным

азоту, сере и кислороду (ЕМх N805), вычитанием массы конечного члена, приписываемой к элементному водороду, затем превращением результата в десятичное число, делением на 1000 мг/г Коек и наконец умножением на 100 для приведения этого числа в проценты.

Т0С_тег1 - часть общего органического углерода в мас.%, которая не может быть разрушена и детектирована пиролизом, но требует измерения диоксида углерода и монооксида, продуцируемых во время стадии окисления при высокой температуре.

Т0С|<_С·,.· - этот реконструированный общий органический углерод, который измеряется не прямо, а суммированием ТОС для каждого конечного члена и инертного углерода, присутствующего в этой пробе (также известного как ТОС_СоМо<0 следующим образом: Т0С_КС, = Т0С_ЕМ1 + ТОС_ЕМ2.... ТОС_ЕМх + Т0С_тег1.

\νΐ% Н_ОМ - мас.% водорода в органическом материале, как определено элементным анализом СН,08.

ВыходЕМх - выход углеводорода (в миллиграммах углеводорода на 1 г породы), который можно приписать каждому конечному члену в результате использования композиционного моделирования, как описано в патенте США 7363206.

Сущность изобретения

В соответствии с данным изобретением описывается способ для использования результатов из анализа композиционного моделирования для обеспечения точных данных по общему органическому углероду (ТОС) для оценки без обязательного использования стадии окисления, или длительной подготовки пробы, как требуется аппаратом и способом ЬЕС0 ТОС. Данный способ использует неочевидные процедуры для оценки уровня инертного углерода, присутствующего в пробах породы геологического резервуара, и идентифицирует и количественно определяет разницу между количеством пиролизуемых углеводородов относительно геологического созревания пробы. Способ по изобретению также учитывает присутствие органического углерода, который можно приписать известным загрязняющим примесям, таким как присадки для бурения, которые могут включать в себя большое разнообразие веществ.

Способы по изобретению являются уникальными, так как они делают возможным определение общего органического углерода в геологических пробах без длительных стадий подготовки проб, не подвергают эту пробу сжиганию и требуют только использования пламенно-ионизационного детектора (РГО). Эти способы обеспечивают превосходную оценку типов органического материала, присутствующего в пробах, а также указывают присутствие подвижных углеводородов.

Хотя другие исследователи отмечали вклад различных материалов, присутствующих в геологических пробах, подлежащих анализу на общий органический углерод, все из способов известного уровня техники основываются на простых валовых измерениях этих материалов. Поскольку способ по изобретению обеспечивает детальную оценку органических материалов, обнаруживаемых в пробе горной породы, посредством нового способа можно добиться уникального понимания процесса преобразования органического материала. Ни один из способов известного уровня техники не мог обеспечить подробной картины в форме графического отображения органического материала, вносящего вклад в общую величину органического углерода из пробы породы.

Заявляемый способ включает в себя следующие стадии:

a) сбор множества репрезентативных проб горной породы, типичной для нетрадиционных нефтяных резервуаров и пород-источников;

b) выполнение пиролитического анализа на пробах пород в соответствии со способом (способами) Ρ0ΡΙ, как описано в патенте США 5866814;

c) получение и просмотр данных пиролиза для проб из резервуара для оценки возможных компонентов конечных членов, которые, по-видимому, присутствуют в пробе;

4) отбор проб, которые, по-видимому, имеют почти однородный состав конкретных конечных членов, т.е. проб, которые, по всей видимости, состоят большей частью из одного члена, например из "свободной нефти", битума, керогена или т.п., на основе проверки кривой пиролиза или визуальной проверки этой пробы квалифицированным техническим или инженерным персоналом;

е) отделение от этой пробы-породы любых подвижных углеводородных компонентов путем экстракции неполярным растворителем, например циклогексаном, и сохранение как экстракта растворителя, так и экстрагированной породы;

1) отделение растворимой смолы от экстрагированной пробы породы путем экстракции сильным органическим растворителем (например, метиленхлоридом), с сохранением как экстракта растворителя, так и экстрагированной породы;

д) отделение остаточного органического материала на части сильного органического материалаэкстрагированной пробы породы способами деминерализации;

й) анализ всех экстрактов и выделенного органического материала элементным анализом для опре- 6 029010

деления процента С, Н, Ν, О и δ в каждой пробе;

ί) анализ всех экстрактов растворителей, экстрагированных пробах пород и выделенного органического материала способом пиролиза-ТОС для определения индекса общих углеводородов (ΤΗΙ) в соответствии со способами известного уровня техники, как описано в \ΥΟ 2008/100614 или υδ 2010/0057409 А1;

_)) анализ данных пиролиза с использованием способа композиционного моделирования из известного уровня техники, как описано в патенте США 7363206;

k) регистрация результатов полученных процентов для конечных членов данной группы проб от общего выхода;

l) использование способов известного уровня техники, описанных в \УО 2008/100614 или υδ 2010/0057409 А1, для получения параметров для индекса общего водорода (ΤΗΙ_ΟΜ), отношения органического материала к пиролизуемым углеводородам (ОМ/НСр_у), отношения водорода к углероду в органическом материале (Н/С_ОМ), процента азота, кислорода и серы в органическом материале (ΝΟδ_χ%), и массы водорода в органическом материале (\νΐ%> Н_ОМ);

т) анализ множества проб из скважины, которая имеет породу-источник или нетрадиционный резервуар, для которого требуются реконструированные величины ТОС;

п) использование способа композиционного моделирования, описанного в патенте США 7363206 для получения выхода углеводорода, который можно приписать каждому конечному члену (Выход_ЕМх) в группе проб из породы-источника или нетрадиционного резервуара;

о) определение массы органического материала, представленной выходом углеводорода, с применением уравнения: ЕМ_х \Уещ1и ОМ = Выход_ЕМх * ОМ/НС_РУ;

р) определение массы элементного азота, серы и кислорода посредством уравнения: ЕМ_х ^е1дй1 ΝδΟδ = ΝΟδ_χ% * ЕМх ^е1§Ы ОМ;

с.]) определения массы Водорода для каждого конечного члена в пробе посредством уравнения: ЕМ_х ^е1§ы Н = Ж%> Ном * ЕМх ^е1§Ы ОМ;

г) вычисление общего органического углерода для конечного члена (ТОС_ЕМх) следующим образом: ТОС_ЕМх = (ЕМ_х ^е1§Ы ОМ - ЕМ_х ^е1§Ы ΝδΟδ - ЕМ_х ^е1§Ы Н) х 100/1000 мг/г Коек;

8) суммирование ТОС для каждого конечного члена и инертного углерода, присутствующего в данной формации, для получения величины реконструированного общего органического углерода (ΤΟΟ_Κο_Ν или ΤΟ('·. .:) следующим образом: ΤΟΟ_Ρον = ΤΟ('·. + ТОСем2···· ТОСемх + ΤΟ('_Χ...

Это реконструирование измерения ТОС из композиционного моделирования в соответствии с вышеупомянутым способом требует значительно меньшего аналитического времени для получения данных для принятия решения, по сравнению со способами известного уровня. Следовательно, эти результаты получают с большей частотой для помощи в идентификации потенциально продуктивных интервалов резервуаров. Кроме того, поскольку таким образом можно дифференциировать индивидуальные органические материалы, присутствующие в пробе породы, включая себя органические примеси из шлама буровой грязи, эти результаты могут корректироваться для учета только ТОС, присущего породе, полученной во время бурения этой скважины.

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение будет описано в дополнительных деталях ниже и со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:

фиг. 1-5 показывают графики известного уровня техники, и конкретно:

фиг. 1 является типичной выходной пирограммой из прибора, выполняющего типичный пиролиз с запрограммированной температурой;

фиг. 2а является типичной пирограммой ΑΡΙ 30° нефти из района резервуара К; фиг. 2Ь является типичной пирограммой смолы из района резервуара К;

фиг. 2с является типичной пирограммой богатого углем органического материала из района резервуара К;

фиг. 26 является типичной пирограммой богатого сланцем органического материала из района резервуара К;

фиг. 3 является графиком, показывающим интерфейс композиционного моделирования, который был разработан для выполнения вычислений, где график показывает пирограммы, ассоциированные с текущей пробой, вычисленное решение и конечные члены, которые использовали в процессе моделирования;

фиг. 4 является результирующим композиционным моделированием для скважины Ζ-95, показывающим процент нефти, смолы, сланца ОМ и угля, присутствующих в пробах породы резервуара;

фиг. 5 является графиком, полученным из композиционного моделирования скважины Ζ-95, показывающим относительный пиролитический выход нефти, смолы, сланца ОМ и угля, присутствующих в пробах породы резервуара, и демонстрирует, как выход углеводородов увеличивается значимо в истинных битуминозных или угольных пластах;

фиг. 6 - к которой в описании присутствует отсылка как к табл. 1, является иллюстративной репрезентативной репродукцией для гипотетической пробы выходного файла коммерческого прибора пироли- 7 029010

за;

фиг. 7 является графиком выхода углеводородов §2 против ТОС для соседней скважины "ΆΜΆΌ1".

фиг. 8 является графиком пирограмм конечных членов, используемым для моделирования скважины, идентифицированной как "ΌΒΥΤ-1";

фиг. 9 показывает результаты из моделирования типичной пирограммы из той же самой скважины ΌΒΥΤ-1;

фиг. 10 является графиком, сравнивающим определение ТОС из данных моделирования ΡΟΡΙ с измерением ТОС по данным прибора;

фиг. 11 является сводной каротажной диаграммой, сгенерированной посредством программного обеспечения ОС-ΚΟΧ для скважины ΌΒΥΤ-1;

фиг. 12 - к которой в описании присутствует отсылка как к табл. 2, является вычислением ΤΟΟ_Κ·_Ν для скважины Атаб_2;

фиг. 13 - к которой в описании присутствует отсылка как к табл. 3, является вычислением ТОС_к,-\ для скважины Атаб_2;

фиг. 14 является сводным графиком приборного ТОС против реконструированного ТОС (ТОС_КСМ) из скважины ΌΒΥΤ-1;

фиг. 15 является сводным графиком приборного ТОС против реконструированного ТОС (ТОС_КСК) из скважины, идентифицированной как "АМАЭ-2";

фиг. 16 является графиком пирограммы для репрезентативной пробы из скважины ΌΒΥΤ-1, полученной во время стандартного анализа Коск-Еуа1;

фиг. 17 является соответствующим графиком для репрезентативной пробы из скважины ΜΖυ-29; фиг. 18 и 19 являются соответствующими графиками проб фиг. 14 и 15 при оценке по способу по

настоящему изобретению;

фиг. 20 является сводной каротажной диаграммой данных, полученных из способа по настоящему изобретению, в соответствии с фиг. 11, из скважины ΌΒΥΤ-1.

Подробное описание этого изобретения

При использовании описываемого способа для реконструирования ТОС из композиционного моделирующего анализа пробы породы из скважины собирают и анализируют в соответствии со способами, описанными в и.§. Раб Νοδ. 5866814, 6823298 и 7363206, описания которых включено в настоящее описание посредством ссылки. В использовании способа из патента США 7363206 необходимо идентифицировать локальные конечные члены, которые пригодны для использования в композиционном моделировании. Это выполняется либо анализом проб, прежде полученных из скважин в том же самом месторождении, где представляемая интерес зона расположена, как описано ниже, либо полагаясь исключительно на пробы, собранные из скважины, которая оценивается во время исследовательского или подготовительного бурения. Предпочтительно могут быть получены пробы из других близко расположенных сходных скважин. Если нет другого подходящего аналога, то могут быть использованы пробы из скважины, подлежащей бурению. Однако это может привести к меньшей достоверности любых сделанных интерпретаций. При оценке проб из этой скважины все еще может быть необходимо получать результаты в реальном времени.

Идентификация подходящих конечных членов может выполняться испытанием предварительно существующих кернов, образцов "с долота" (буровой грязи) и каротажа электробуром, которые были собраны для поля или вблизи скважин. Эти источники предоставят геологам и инженерам-нефтяникам знания о локальных нефтяных местоположениях и основу для идентификации присутствия богатых органическим материалом сланцев, которые являются породами-источниками или нетрадиционными резервуарами. Таким образом, типичные стадии в нахождении подходящих локальных органических конечных членов могли бы включать в себя пробы пород из зон, где такие месторождения органического материала отмечались в эквивалентных геологических интервалах от районов резервуара поблизости от исследуемой скважины.

Первоначальный скрининг проб данных, приготовленный и подвергнутый анализу способом индекса пиролитической нефтепродуктивности (ΡΟΡΙ), как описано в патенте США 5866814, включает в себя сравнение результирующих пирограмм для нахождения сходства форм кривых и служит для направления пользователя в отношении того, какие пробы должны быть использованы для разделения органического материала и стадий анализа, которые следуют далее.

Базовый аналитический способ пиролиза, описанный в патенте США 5866814 в столбце 3, линия 51 и до столбца 4, линия 33, является предпочтительным для использования в данном изобретении. В данном контексте и конкретно в формуле изобретения, термин "пиролиз" должен обозначать способ, описанный в патенте США 5866814, и описанный ниже. Раскрытие патента США 5866814 включено здесь посредством ссылки.

В процессе пиролитического анализа малые пробы (например, < 100 мг) порошковой породы помещают в стальной тигель. Этот тигель помещают в печь и эту пробу нагревают в потоке газа гелия до начальной температуры 180°С. После нагревания при 180°С в течение приблизительно 3 мин температу- 8 029010

ру увеличивают. Скорость увеличения в температуре равна приблизительно 25°С или менее и предпочтительно приблизительно 10° в 1 мин, и температура прогрессирует от 180 до предпочтительно 600°С.

Газообразный гелий несет продукты углеводородов, высвобождаемых из пробы породы в печи, в детектор, который является чувствительным к органическим соединениям. Во время этого процесса осуществляются следующие три типа событий.

1. Углеводороды, которые могут испаряться при 180°С или ниже, десорбируются и детектируются, в то время как температура удерживается постоянной во время первых 3 мин этой процедуры. Эти компоненты называют легкоиспаряемыми углеводородами (ЬУНС или ЬУ).

2. При температурах между 180 и около 400°С происходит термическая десорбция экстрагируемого растворителем битума или этой легкой фракции нефти. Их называют термически дистиллированными углеводородами или "дистиллируемыми" (ТОНС или ТО).

3. При температурах выше около 400°С происходит пиролиз (крекинг) более тяжелых углеводородов или асфальтенов. Эти материалы, которые термически крекируются, называют термически крекируемыми углеводородами или "пиролизуемыми" (ТСНС или ТС).

Эти события дают три "пика" на первоначальном выходе прибора (называемом пирограммой). Пик при постоянной температуре 180°С является стандартным выходным параметром приборов νίηοί или НитЫе. Его называют либо 8_Ь либо легкоиспаряемыми общими углеводородами нефти (УТРН) соответственно. В данном изобретении эта величина будет называться легкоиспаряемыми компонентами ЬУ, как описано выше. Данные, полученные из программируемой температурой части пиролиза указанной процедуры, обрабатываются вручную оператором для определения количества углеводородов в миллиграммах на 1 г пробы выше и ниже Т_тш. Эта обработка является тривиальной задачей для квалифицированного оператора и может выполняться рутинным образом с использованием либо νίηοί, либо НитЫе приборов. Первый пик выше 180°С представляет количество термически дистиллируемых углеводородов в этой пробе и называются ТО, второй пик выше 180°С представляет количество пиролизуемых или термически "крекируемых" углеводородов в этой пробе и называется ТС. В случае более легких углеводородов или анализа проб нефти непосредственно для калибровки, Т_тт может не быть различимой. В этом случае, если анализ этой пробы воспроизводим при 400°С, величины ЬУ, ТО и ТС, используемые в способе данного изобретения, являются величинами относительно специфических диапазонов температур, определенных выше.

Способы, описанные в опубликованной заявке И8 2010/0057409, используют для идентификации конечных членов, которые потенциально присутствуют в этих пробах, посредством скрининга и анализа и совместимых форм кривых. Затем эти пробы подвергают операции физического отделения этих компонентов экстракцией растворителем для оценки однородности органического материала в этих пробах. Для отделения всех подвижных или "свободных" углеводородов, присутствующих в этой пробе, которая могла бы быть получена из этой скважины, предпочтительно используют циклогексан. Другие насыщенные алкановые растворители также могут быть использованы для получения сходных результатов, но было обнаружено, что циклогексан дает экстракт, который часто совпадает с жидкостями, действительно получаемыми из несущих углеводороды зон.

После экстракции компонента, характерного для подвижных углеводородов, экстрагируется все оставшиеся растворимые органические материалы. Растворимый материал, обнаруженный в породеисточнике или нетрадиционном резервуаре, будет обычно иметь высокий компонент асфальтена, что является типичным для битума, который образуется рано в процессе деградации керогена во время созревания породы-источника. Одним предпочтительным растворителем для битуминозных соединений является дихлорметан, который является сильным органическим растворителем, который может солюбилизировать большинство асфальтенов и тяжелых углеводородных компонентов. Однако любой другой сильный или высокополярный органический растворитель, такой как хлороформ, дисульфид углерода и т.п., также может быть использован, пока он не экстрагирует весь или большую часть растворимого органического материала. Оставшийся нерастворимый органический материал в пробе после экстракции растворителем породы-источника может быть репрезентативным для нескольких материалов, таких как кероген, инертный углерод и рецикловый и окисленный органический материал.

После идентификации подходящих конечных членов способы, описанные в опубликованной заявке \УО 2008/100614 (РСТ/И82008/002102), применяют для определения величин для общего индекса водорода (ТН1_ОМ), отношения органического материала к пиролизуемым углеводородам (ОМ/НС_ру), отношения водорода к углероду в органическом материале (Н/С_ОМ), процента азота, кислорода и серы в органическом материале (ΝΟ8_Χ%) и массы водорода в органическом материале (\νΐ%ι Н_ОМ).

Эти стадии, описанные в И8 2010/0057409 в параграфах [0062]-[0075], являются предпочтительными для применения в данном изобретении, как описано ниже. Описание И8 2010/0057409 включено в настоящее описание посредством ссылки.

В оценке проб породы резервуара целью является охарактеризовать все углеводороды, будь они "свободными" углеводородами или углеводородами, связанными в комплексной структуре. Кроме того, эти способы различаются в том, что эта аналитическая процедура использует исходную температуру, которая является гораздо более низкой (180-195°С). Тем не менее, для каждого конечного члена, напри- 9 029010

мер нефти, смолы и пиробитума, количество углеводорода посредством пиролиза на 1 г углерода будет довольно постоянным. Этот параметр называют общим индексом углеводорода (ΤΗΣ) и его вычисляют следующим образом:

ΤΗΙ = [(ЬУ + Τϋ + ТС)/ТОС] х 100 (6)

Эти единицы для ΤΗΣ являются такими же, как ΗΣ, т.е. 1 мг углеводорода на 1 г органического углерода. Анализаторы Коек-Еуа1 6 или НитЫе ΡΟΡΣ/ТОС могут быть использованы для оценки различий в водороде для различных конечных членов. ΤΗΣ является отношением, причем и ТОС, и ТНС (ЬУ+ТЭ+ТС) определяются во время одного и того же анализа, таким образом, ошибки, ассоциированные с выделением ОМ, взвешиванием и малыми размерами проб, которые могут встречаться в элементном анализе, не влияют на эти данные. Важно, что могут быть получено достаточное разделение органических конечных членов, так что результаты будут воспроизводимыми. Дополнительной информацией, которая необходима для каждого конечного члена органического материала, являются результаты элементного анализа, т.е. при получении из анализатора СΗNΟδ. С процентными величинами этих элементов и ΤΗΣ, среднее количество водорода, присутствующего в пиролизуемых и непиролизуемых частях конечных членов, может быть определено для вычисления массы всего материала. Как указано выше, присутствие гетероатомов в различных конечных членах и неполный пиролиз действительно приводят к некоторому заниженному значению вычисляемого количества структурных единиц углеводородов на основе отклика ΡΣΏ. Однако эти эффекты обрабатываются как вклад в один и тот же результат при оценке пиролизуемой по сравнению с непиролизуемой частью органического материала.

Типичное разделение органического материала в породе резервуара может выполняться посредством ряда стадий экстракция/анализа. Желательно анализировать продуцируемую нефть, которая может быть измерена помещением нескольких микролитров нефти на силикагель в тигле и высушиванием ее в печи при 30°С в течение приблизительно 6 ч для удаления летучих компонентов. Результаты этого анализа плюс СΗNΟδ на этой нефти обеспечивают способ для вычисления массы нефти на 1 г породы, содержащейся в пробе. Другим путем оценивания фракции нефти является экстрагирование пробы породы циклогексаном. Этот экстракт, который получают из этой процедуры, будет обычно сходным с подвижными углеводородами в резервуаре, и последующее измерение ΤΗΣ и СΗNΟδ будет обеспечивать данные, которые являются подходящими для анализа УОМ. Кроме измерения параметров для этого экстракта, данные ΤΗΣ и СΗNΟδ также измеряют на породе, экстрагированной циклогексаном. Эти данные представляют "неподвижный" битум, остающийся на этой породе после экстрагирования циклогексаном.

Следующей стадией в этом процессе является выполнение второй экстракции на экстрагированной циклогексаном породе, с использованием сильного полярного растворителя, такого как метиленхлорид. Полученный экстракт считается типичным для остаточной смолы и асфальтенового компонента окрашивания углеводородов, в то время как оставшийся органический материал, оставленный в этой породе, состоит либо из пиробитума (смолы, которая была изменена, потеряла значительную часть ее водорода, и стала нерастворимой даже в сильных органических растворителях) или другого нерастворимого материала, такого как уголь или кероген. Различные механизмы предлагались для образования пиробитума, в том числе термохимическое сульфатное восстановление (Τ5Κ) и термическое изменение. Однако до сих пор нет единого общепризнанного пути. Тем не менее, содержание водорода в пиробитуме является более низким и выход углеводородов на 1 г углерода также является более низким. Как и с циклогексановым экстрактом и с оставшейся породой, метиленхлоридный экстракт и экстрагированную метиленхлоридом породу, анализировали пиролизом для определения ΤΗΣ, и элементным анализом на композицию СΗNΟδ этих проб.

Определение пиролитического выхода и отношения масса/объем для конечных членов.

Использование данных пиролиза для определения объема различных органических компонентов в окрашивании остаточного углеводорода основано на определении ΤοΙαΙ 11ус1госаг1эоп Σηбеx для различных типов органического материала резервуара (ОМ), и результатах из ранее описанного способа композиционного моделирования (СоМоб). Подробный анализ конечных членов, присутствующих в резервуаре, необходим только для ограниченного количества проб для получения соотношения (зависимости) между массой углеводородного компонента и общей массой конечного члена. Табл. 1 иллюстрирует в виде таблицы стадии вычисления, требуемые для получения факторов преобразования для нефти, смолы и пиробитума и их применение для определения объема конечных членов вместе с результатами СоМоб. Поскольку ΤΗΣ основан на мг углеводорода ТОС, композиция конечных членов также дается относительно 1 г ТОС. Кроме того, поскольку приборы пиролиза оценивают массу углеводорода в мг на 1 г породы, величина матрикса породы предполагается в этом вычислении также равной 1 г.

В этом примере результаты из Коек Еуа1 6 для этого резервуара обеспечивают ΤΗΣ 1050, 525 и 250, соответственно для конечных членов нефти, смолы и пиробитума. Эти результаты из элементного анализа СΗNΟδ указывают на то, что эти конечные члены имеют соотношения Н/С_ОМ 1,9, 1,05 и 0,65 соответственно для нефти, смолы и пиробитума. Поскольку эти вычисления основаны на 1 г углерода, масса водорода в этом органическом материале на основе элементного анализа в этой пробе может быть рассчитана следующим способом

- 10 029010

АУТ Ном (мг/1г ТОС) = Н/Сомх (1000мг С/Мол.АУТ_СагЬоп) (7)

Как отмечалось ранее, использование комбинированного пиролиза и способа РГО приводит к занижению показателей мас.% водорода, так как некоторое количество водорода ассоциируется с пиролизуемым ОМ и некоторое количество ассоциировано с непиролизуемым ОМ. Поскольку алифатические связи в комплексных молекулах, таких как асфальтены и кероген, наиболее легко разрушаются, предполагается, что стехиометрия алифатических структурных единиц, т.е. -С_пН_2п, является доминантной в пиролизуемой части этого органического материала. Это приводит к среднему мас.% для водорода в пиролизуемых углеводородах (%Н С_пН_2п) 14,3%. С использованием этого предположения масса водорода в пиролизуемых углеводородах определяется следующим образом:

XVI. Ннсру (мг/1 г ТОС) = %Н С_пН_2п / 100 х ΤΗΙ (мг НС/ г ТОС) 1 г ТОС (8)

Массу водорода в неполяризированном ОМ определяют следующим образом:

АУТ Η_Νοη.ρ_γ (мг/1 г ТОС) = АУТ Ном (мг/1 г ТОС) - АУ1. Н_НСр_у (мг/1 г ТОС) (9)

В соответствии со способом по настоящему изобретению массы водорода в непиролизуемой части нефти, смолы и пиробитума для этого примера являются 8,2 (мг/1 г ТОС), 12,4 (мг/1 г ТОС) и 18,4 (мг/1 г ТОС) соответственно. Таким образом, это предположение, что углеводород, высвобождаемый из органического материала пиролизом, по большей части состоит из алифатических единиц, приводит к заниженному показателю водорода, который является относительно большим для смолы (14,2%) и еще большим для пиробитума (34%). Кроме того, в предположении, что средний состав измеренных углеводородов из пиролиза-РГО имеет более низкое соотношение Н/С, это могло бы только увеличивать показатели занижения водорода из пиролиза, что могло бы потребовать еще более высокой коррекции.

Для упрощения этого подхода в способе этого изобретения предполагается, что -С_пН_2п-структурные единицы являются доминантной формой, которая продуцируется в результате пиролиза органического материала из нефтяных резервуаров. Однако следует заметить, что ошибка, присутствующая в неправильном представлении количества водорода в этой пробе, является относительно малой. Например, занижение 18,4 мг Н/1 г ТОС для водорода в пиробитуме могло бы приводить только к ошибке 1,75%, при его игнорировании. Когда целью вычисления является оценка объема смолы в резервуаре, и критическое количество смолы равно приблизительно 5 об.%, то будет понятно, что различие между 4,9 и 5,1% смолы по объему является незначительным.

Как только соответствующие массы для водорода в пробе будут определены, масса углерода в пиролизуемом ОМ и непиролизуемом ОМ могут быть вычислены следующим образом:

АУТ Снсру (мг/1гТОС) = ΤΗΙ (мг/1гТОС) х 1г ТОС - АУТНнсРу (мг/1гТОС) (10)

АУТ С_Моп._Ру (мг/1гТОС) = 1000мг ТОС - АУТ С_НСр_у (мг/1гТОС) (11)

Элементный анализ композиции сырой нефти показывает, что на элементарный N80 обычно приходится 1-4%, и асфальтеновые фракции обычно присутствуют в диапазоне от 5 до 12%. В данном примере величины N80, определенные для этих нефти, смолы и пиробитума, были 2,8, 7,3 и 7,6% соответственно, что находится в диапазоне, отмечаемом в литературе; например, см. АнсНеу1а, е1 а1., Епегду апб Рие1з, Уо1. 16, р. 1121-27, 2002; Но11егап, У88 ТесЬпо1оду ЫЪгагу, Уа11еу 81иггу 8еа1 Сотрапу, ^^^.з1иггу.сот/1есйрарегз соп1тЫТзЫт1, 2000. Таким образом, из элементного анализа СНN08, мас.%, приписываемый элементным азоту, сере и кислороду в этой в этой пробе, могут быть легко определены. Как только эти величины были определены, масса этого материала в органическом конечном члене может быть вычислена следующим образом:

АУТИ8О_Ом = (%Ν8Οη_Μ/100) х (АУТ Снсру. + АУТ Ο_Νοη._Ρν+ АУТ Н_НСРу + Ж.Н_№п._Ру)

(1-(%Ν8Ο_ΟΜ/100)) (12)

Общая масса органического материала для каждого конечного члена может быть вычислена относительно 1 г ТОС, и отношение органического материала к пиролизуемому углеводороду (ОМ/НС_Ру) может быть определено следующим образом:

АУТ ОМ (мг/1 г ТОС) =

АУТ Ннсру+ АУТ Нмоп-Ру + АУТ Снсру + АУТ Скоп-Ру + АУтЫ8Оом (13)

ОМ/НС_Ру = АУТ ОМ / ΤΗΙ, или (14)

ОМ/НС_Ру = АУТ ОМ / (АУТ Ннсру + АУТ С_Нср_у) (15)

Как и с массой водорода в пробе, вариации в количестве элементарного N80 в органическом материале в резервуаре, вероятно, не влияют на оцениваемый объем органического материала более чем на несколько процентов. Это важно для определения подходящих конечных членов, которые дают точные СоМоб-результаты. Поскольку отношения 0М/НС_Ру для показанного примера были равны 1,13 для нефти, 2,23 для смолы и 4,56 для пиробитума, ошибки в процессе моделирования являются гораздо более важными, чем малые погрешности, связанные с химическим составом этих материалов. Таким образом, особенно важно подтвердить смоделированные результаты лабораторными разделениями, которые пока- 11 029010

зывают, что относительное количество растворимых по сравнению с нерастворимыми материалами, является сходным. Это объясняется тем, что 5% объем пиробитума имеет отклик, который равен приблизительно 2,5% объема смолы.

Наконец, количество инертного углерода (ТОС;_пег1) в этих пробах определяют построением выхода углеводорода ТОС против выхода углеводорода по сравнению с хорошо известными и обычно используемыми способами, такими как способы, описанные Бапд£огй, Р.Р. апй М.-М. В1апк-Уа11егоп, 1990, 1п1егргейпд Коск-Еуа1 Руго1уз18 Ба1а Изтд ОгарЬз о£ РугоН/аЫе НуйгосагЬопз уз. То1а1 Огдатс СагЬоп, Вийейп о£ 1Ье Атепсап ЛззосчаИоп о£ Ре1го1еит Оео1од1з1з, ν. 74, р. 799-804; ОаЫ, В., 1. Во_]езеп-Кое£оей, А. Но1т, Н. .1из1\\ап, Е. Казтиззеп, апй Е. ТЬотзеп, 2004, А \е\с АрргоасЬ 1о 1п1егргейпд Коск-Еνа1 82 апй ТОС Оа1а £ог Кегодеп Оаа1пу Аззеззтеп!, Огдатс ОеосЬет1з1гу, ν. 35, р. 1461-1477, и другими.

С этими параметрами и другими данными, введенными в память подходящим образом запрограммированного компьютера, результаты использования композиционного моделирования, как описано в патенте США 7363206, для каждого конечного члена (ЕМ) используют для вычисления выхода углеводорода, который приписывают каждому конечному члену (Выход_ЕМх) в группе проб из породыисточника или нетрадиционного резервуара. Из этих данных масса органического материала, представленного каждым выходом пробы углеводорода, может быть вычислена посредством использования отношения органического материала к пиролизуемым углеводородам (ОМ/НС_рух) следующим образом:

ЕМ_Х У/е1§Н1 ОМ = Выходемх * ОМ/НС_рух (16)

Массу элементных азота, серы и кислорода вычисляют следующим образом:

ЕМ_Х ХУе^Ы N803 = ΝΟδ_χ% * ΕΜ_Χ ХУе1дЫ ΟΜ (17)

Затем массу водорода вычисляют следующим образом:

ЕМ_Х УАлдЫ Η = ХУ1% Н_ом * ЕМ_Х У/е1дЫ ОМ (18)

Наконец, массу общего органического углерода для конечного члена (ТОСЕМх) вычисляют следующим образом:

ТОСпмх (Μ. %) = (ЕМ_Х \Уе1дЫ ОМ (мг/г Коек) - ЕМ_Х У/е1дЫ N803 (мг/г Коек) - ЕМ_Х У/е1дЫ Н (мг/г Коек)) х 100/1000 мг/г Коек (19)

После вычисления ТОС для каждого компонента конечного члена их суммируют и инертный углерод, присутствующий в этой формации, как определено из близкой нефтяной скважины с использованием стандартных способов, добавляют к выходу преобразованного общего органического углерода (ТОС_КСм или ТОС_СоМоа) следующим образом:

ТОСкси ⁼ ΤΟΟεμι + ТОСем2 ТОСемх + ТОСтеп (20)

Этот способ для определения количества "инертного углерода" в пробе породы является хорошо установленным в области анализа породы-источника и описан, например, в Бапд£огй, Р.Р. апй М.-М. В1апк-Уа11егоп, 1990, 1п1егргейпд Коск-Еνа1 Руго1уз1з 1)а1а Изтд ОгарЬз о£ РугоЬ/аЫе НуйгосагЬопз νδ. То1а1 Огдатс СагЬоп. Например, из ссылки АМАО_2, делается ссылка на фиг. 7, где показан график выхода углеводорода 82 против ТОС для соседней скважины, АМАО_1, которую используют для оценивания количества инертного углерода с обращением внимания на Х-пересечение результирующей линии.

Пример 1.

Следующий пример способа данного изобретения использует способ композиционного моделирующего анализа на основе данных РОР1 для вычисления реконструированных величин общего органического углерода (ТОС). Было обнаружено, что реконструированные величины ТОС точно согласуются с измерениями ТОС стандартными приборами. Способ по изобретению может быть использован в нетрадиционных нефтяных резервуарах для получения релевантных данных в реальном времени в районе скважины для использования при принятии операционных решений при бурении. Кроме обеспечения данных ТОС, этот способ обеспечивает также данные, которые позволяют дифферинциировать органический материал, обнаруживаемый в породе резервуара, такой как свободная нефть, остаточные битум и кероген.

Данные для этого примера основываются на данных, полученных из кернов, собранных из скважины АгаЫап, идентифицированных как ОВУТ-1, которые анализировали на ТОС и также стандартным анализом РОР1. Эти данные РОР1 обрабатывали коммерческим программным обеспечением ОС-КОХ (ТМ), доступным в 8аиЙ1 АгаЫап Ой Сотрапу, и способом композиционного моделирования для оценки относительного вклада каждого конечного члена органического материала в общую пиролитическую характеристику.

На фиг. 8 находится график пирограммы конечного члена, используемой для моделирования скважины ОВУТ-1. Кривая, помеченная "Свободная нефть", является репрезентативной для свободной нефти в резервуаре и была получена экстракцией циклогексаном проб породы, собранных во время бурения. Примечательно, что величины веса АР1 для тех же самых проб оценивались диапазонами между 32 и 34°. АР1 определяли способами пиролиза, описанными в патенте США 6823298 В1. Кривая "битум" является репрезентативной для остаточного битума, присутствующего в этой формации, которая была получена

- 12 029010

экстракцией проб породы с использованием метиленхлорида. Ее вид является типичным видом, наблюдаемым для асфальтеновых фракций. Кривая "Кероген" является характерной для керогена, найденного в этом резервуаре, и была определена пиролитическим анализом проб породы после вышеуказанных экстракций циклогексаном и метиленхлоридом.

Со ссылкой на фиг. 9 показаны результаты моделирования типичной пирограммы из скважины ΌΒΥΤ-1. Тйе Кривая "ЛбщзЮб: (ΌΒΥΤ1-211)" является фактическими данными проб, а заполненная рисунком кривая показывает результаты использования композиционного моделирования в виде суммирования соответствующих компонентов конечных членов. Важно, что модельное решение под оценками количества легких компонентов присутствует в ЬУ (легкоиспаряемой) части пирограммы. Эта более низкая величина отражает потери, обычно встречающиеся в легких концах из процессов экстракции, а также предполагает, что значительные легкие компоненты фактически присутствуют в породе резервуара. Эти результаты моделирования показывают высокие уровни свободной нефти по всему собранному интервалу.

На фиг. 10 показан график сравнения определения ТОС из моделирования данных ΡΟΡΙ с измеренными ТОС по данным прибора. Наклон линии, полученной методом наименьших квадратов, очень близок к 1 с высоким коэффициентом корреляции. Эти результаты указывают на очень надежную корреляцию и обеспечивают подтверждение применимости и надежности композиционного моделирования для определения относительных количеств компонентов органического материала в породах-источниках.

Для превращения данных ΡΟΡΙ в величины ТОС использовали композиционное моделирование для определения относительного количества каждого конечного члена в пробе породы. Химические и физические свойства этих конечных членов использовали затем для вычисления мас.% пиролизуемых и непиролизуемых частей каждого компонента. Важно, что вклад этих трех относительно простых компонентов можно варьировать для достижения жизнеспособных приемлемых вариантов, соответствующих реальным пробам пород. Это означает, что используемая модель приемлемо описывает распределение органического материала, обнаруживаемого в этих породах. Эти результаты могут быть также основой для заключения об уровне трансформации органического материала в углеводороды, встречаемого в породахисточниках.

Фиг. 11 является сводной каротажной диаграммой из пяти дорожек из программного обеспечения ОС-ΚΟΧ (ТМ) для 290-футового сечения скважины ΌΒΥΤ-1. В дорожке 1 показано стэковое изображение объема данных органического материала для каждого конечного члена. В дорожке 2 построено стэковое изображение смоделированных процентов конечных членов из композиционного моделирования (СоМоб %). В дорожке 3 построена величина ТОС, вычисленная из композиционного моделирования (кружки), а также измерения прибора ТОС (треугольники) для большого числа этих проб. В дорожке 4 ТОС сравнивают с количеством свободной нефти в пробах породы, выраженным в виде 1 мг нефти на 1 г пробы породы. В дорожке 5 построены выходы СоМоб ТОС и легкоиспаряемых (ЬУ) углеводородов на 1 г ТОС для иллюстрации значимости кроссовера, как описано ниже относительно ссылки посредством эффекта Еилче. Стоит отметить, что запись "ЬУ аб|." на графике является, по сути, ЬУ, но ОС-ΚΟΧ выполняет контроль качества во время импорта пробы и слегка регулирует выходы вследствие процедур установления базовой (нулевой) линии и алгоритмов сглаживания.

Анализ данных, представленных в дорожках один-два, показывает очень высокий уровень свободной нефти на протяжении скважины ΌΒΥΤ-1. Однако эти данные трудно сравнивать с опубликованными сводками по нетрадиционным резервуарам нефти, использующим другие параметры. Это сравнение затруднено, так как способы известного уровня техники полагаются на простые уровни отсечки по валовому интегрированию и температуре и не различают реальные типы органического материала, присутствующего в этих пробах.

В дорожке три, как показано в свободном графике данных ТОС, имеется очень близкое соответствие между величинами измеренных ТОС и величинами ТОС, вычисленными из СоМоб. Этот график подтверждает высокий уровень достоверности в паттернах, показанных в этих графиках из данных пиролиза.

В дорожках четыре и пять были построены графики, сходные с данными опубликованных способов, используемыми для оценки нетрадиционных нефтяных резервуаров. С точки зрения органического материала в углеводороде, методом, на который больше всего полагались в уровне техники, является сравнение ТОС, полученного способом Коск-Еуа1, и выхода 81. Как показано в 1ату1е 2011, ίη ргезз, ΑΑΡΟ Мешок 97, 8ба1е гезегуокз - Οίαηΐ гезоитсез Гот 1йе 2151 сеШигу. 1. Егеуег. еб., ίη ртезз, 1агу1е, Эаше1 М., 2012, 8ба1е гезоигсе зуз1етз Гог об апб даз: ΡαΠ 1 - 8ба1е даз гезоигсе зуз1етз: ΡαΠ 2 - 8ба1е об гезоигсе зузЮтз, ΑΑΡΟ Меток 97, р. 69-119, предпочтительной формой представления данных является график величин 81 и значений ТОС в одном масштабе. Отмечается, что, когда 81 превышает величину ТОС, эти районы пересекаются и считаются благоприятными для добычи нетрадиционной нефти.

В анализе, показанном на фиг. 11, показаны два несколько отличающихся графика: один является графиком ТОС, построенным против выхода свободной нефти, и второй является графиком ТОС, построенным против выхода ЬУ (легкоиспаряемого компонента). Ни один из них не отражает точно определение выхода 81. В способе Коск-Еуа1 выход 81 определяется углеводородами, которые высвобожда- 13 029010

ются при 300°С, тогда как выход ЬУ является количеством углеводородов, высвобождающихся при 195°С. Таким образом, выход БУ является более консервативным значением, чем выход 81. Этот выход свободной нефти, определенный из композиционного моделирования, представляет фактическую нефть в любой пробе; однако это, возможно, приводит к более высокой величине, чем простой выход 81. Однако использование выхода 81 при 300°С, как предполагает, соответствует легким углеводородам, присутствующим в пробах породы, и считается, что использование величин свободной нефти из композиционного моделирования является в настоящее время разумным индикатором, обладающим хорошей точностью.

Оба способа построения кривых выхода легких углеводородов против ТОС приводят к значимым наблюдаемым эффектам кроссовера в скважине ΌΒΥΤ-1. Это предполагает, что исследованное сечение в скважине ΌΒΥΤ-1 очень благоприятно выглядит в сравнении с продуктивными нетрадиционными резервуарами нефти, обнаруженными в качестве доказанных залежей в Северной Америке.

Актуальное тестирование скважины ΌΒΥΤ-1 на основе способа по настоящему изобретению привело к добыче некоторых количеств нефти, несмотря на трудности, которые встретились во время работы с участком скважины и процедурами тестирования. Ввиду того факта, что большая часть успеха в освоенных нетрадиционных резервуарах нефти в Северной Америке приходит только после значительных инвестиций в экспериментальное бурение скважин и методы освоения, геохимические результаты, полученные для ΌΒΥΤ-1 иллюстрируют жизнеспособный способ для дальнейшего исследования и подготовительного бурения.

Примеры 2 и 3.

Описанный выше способ был применен к пробам из скважин ΌΒΥΤ-1 и ΑΜΑΌ-2 для получения результатов, представленных в табл. 2, показанной на фиг. 12, и табл. 3, показанной на фиг. 13 соответственно.

Фиг. 14 является графиком приборных измерений ТОС против реконструированного ТОС (ТОС_КСн) из данных скважины ΌΒΥΤ-1, приведенных в табл. 2, и фиг. 6 является сводным графиком измерений прибора ТОС против реконструированного ТОС (ТОС_КСК) из данных скважины ΑΜΑΌ-2, приведенных в табл. 3. Эти графики фиг. 14 и 15 демонстрируют, что вычисления ТОС, приведенные на основе композиционного моделирования, обеспечивают очень хорошую корреляцию с величинами ТОС, основанными на измерениях прибора. Линейная аппроксимация методом наименьших квадратов соответствующих графиков дала следующие параметры: ΌΒΥΤ-1, К²=0,9418 и для ΑΜΑΟ-2 К²=0,9493.

Пример 4.

Один пример улучшенной интерпретации, обеспеченной способом реконструирования ТОС, иллюстрируется сравнением данных из скважины ΌΒΥΤ-1 с другой потенциальной нетрадиционной скважиной запаса нефти (ΜΖΠ-29). Фиг. 16 является графиком пирограммы для репрезентативной пробы из ΌΒΥΤ-1, полученной во время стандартного анализа Коск-Еуа1, т.е. с использованием исходной температуры 300°С для установления выхода углеводорода 81 (в мг углеводородов/г Коск) и затем программируемого пиролиза при 25°С/мин до 600°С для установления выхода углеводорода 82. Как упоминалось ранее, выход углеводорода 81 обычно принимается в качестве отражения содержания "Свободной нефти" в пробе, например, см. 1аг\1е. Баше1 М., 2012, 8Ьа1е гекоигсе кук!етк Еог ой апб дак: Рай 1 - 8йа1е дак гекоигсе кук!етк; Рай 2 -8Ьа1е ой гекоигсе кук!етк, ΑΑΡΟ Метой 97, р. 69-119.

Фиг. 17 является соответствующим графиком для репрезентативной пробы из ΜΖΕ1-29. Соответствующие параметры, обычно используемые для анализа породы источника/нетрадиционного резервуара, аннотированы на графике. Для обеих указанных скважин относительное количество компонента "Свободная Нефть", представленного выходом углеводорода 81, является сходным с индексом продуцирования (Р1: 81/(81+82)), равным 0,23 для ΌΒΥΤ-1 и 0,27 для ΜΖΠ-29. Эти данные могут предполагать несколько большее содержание "Свободной Нефти" для ΜΖΠ-29, чем для ΌΒΥΤ-1; однако это различие не является значимым. Другие параметры, такие как величина Τтаx (445,7 для ΌΒΥΤ-1 νκ. 451,3 для ΜΖΠ29) и индекс водорода (ΗΙ; 373 для ΌΒΥΤ-1 νκ. 193 для ΜΖΠ-29), также предполагают, что более высокая трансформация органического материала имела место в скважине ΜΖΠ-29.

Фиг. 18 и 19 являются соответствующими графиками для тех же самых проб, которые оценивались способом по изобретению. Эти пробы пропускали по стандартной аналитической процедуре, как описано в способе РОР1 (патент США 5866814) с последующим применением способа композиционного моделирования (патент США 7363206). В этих графиках первоначальные данные показаны черной сплошной линией пирограммы, а результаты композиционного моделирования показаны заштрихованной пирограммой, где количество каждого конечного члена для "Свободной Нефти", "Битума" и "Керогена" изображены штриховками, соответствующими подписи. В этом случае можно ясно видеть, что проба из скважины ΌΒΥΤ-1 показывает обильную "Свободную Нефть", тогда как проба из ΜΖΠ-29 почти не показывает "Свободной Нефти". Также на этих графиках аннотировано приблизительное разделение между материалом, который мог бы в норме содержать выходы углеводородов 81 и 82 при стандартном анализе Коск-Еνа1. Как можно ясно видеть, большое количество "Битума" может ассоциироваться с ранней стадией пиролиза. Значимые различия наблюдали в форме кривых с использованием более низкой начальной температуры, что позволяет дифференцировать конечные члены "Свободная Нефть" и "Битум".

- 14 029010

Фиг. 20 является сводной каротажной диаграммой данных, полученной способом по изобретению, которая соответствует фиг. 11 из скважины ΌΒΥΤ-1. Как можно легко видеть, результаты для этой скважины в целом сходны с примером для отдельных проб. Наиболее важно в этих графиках в пробах МХЫ29 отсутствует конечный член "Свободная Нефть". Дорожки 4 и 5, которые показывают эффект кроссовера для ΌΒΥΤ-1 при построении графиков ТОС и "Свободная Нефть" или ТОС и ЬУ, не показывают кроссовера для скважины ΜΖυ-29. Наконец, тесты скважин и стимуляция сечения, показанного для скважины ΜΖΕ1-29, не привели к извлечению какого-либо углеводорода, тогда как скважина ΌΒΥΤ-1 оказалась способна давать нефть. Таким образом, рассматриваемые способы способны предсказывать работу скважины в случаях, когда стандартный промышленный способ дает неоднозначную информацию.

Приведенное выше описание должно рассматриваться как иллюстративное, а не исчерпывающее. Это описание предполагает множество возможных модификаций, вариаций и альтернатив, очевидных квалифицированному в данной области специалисту, которые находятся в рамках данного изобретения. Лица, знакомые с этой областью техники, могут знать и другие эквиваленты для конкретных вариантов, описанных выше. Таким образом, объем правовой защиты изобретения должен определяться следующей далее формулой изобретения.

Claims (7)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ реконструирования общего содержания органического углерода (ТОС) методом композиционного моделирования в пробе породы резервуара с известной глубины, взятой из конкретного нефтяного месторождения, где указанные пробы содержат множество различимых компонентов конечных членов (ЕМ), которые могут включать в себя нефть, битум, растворимую смолу, пиробитум, кероген, каменный уголь, присадки шлама бурения, такие как смазочные материалы, стабилизаторы шлама, потерянный материал циркуляции и другие углеродсодержащие загрязняющие примеси, причем указанный способ отличается следующим:

   a) определяют набор локальных конечных членов для композиционного моделирования;

   b) используют композиционное моделирование для определения относительного соотношения каждого из этих локальных конечных членов в данной пробе;

   c) регистрируют величины процентов каждого конечного члена в данной пробе от общего выхода; б) получают параметры для индекса общего водорода (ТН1_0М), отношения органического материала

   к пиролизуемым углеводородам (ОМ/НСр_у), отношения водорода к углероду в органическом материале (Н/С_ОМ), массового процента азота, кислорода и серы в органическом материале (Ν08_χ%) и массового процента водорода в органическом материале (Υΐ% Н_ОМ) для каждого ЕМ в данной пробе;

   е) используют композиционное моделирование для определения выхода углеводорода (Выход_ЕМх), ассоциируемого с каждым ЕМ в данной пробе;

   ί) определяют массу органического материала (ОМ) для каждого ЕМ в данной пробе в миллиграммах на 1 г породы, представленную выходом углеводорода, в соответствии со следующим уравнением:

   ЕМ_х \Уе1уй1 ОМ = Выход_ЕМх х ОМ/НС_Рух, где НС_Рух является конечным членом пиролизуемого углеводорода;

   у) определяют массу элементарного азота, серы и кислорода для каждого ЕМ в данной пробе в соответствии со следующим уравнением:

   ЕМ_х Уеууй! N80 = Ν80_χ% х ЕМ_х \\Учуй1 ОМ;

   й) определяют массу водорода для каждого конечного члена в пробе посредством следующего уравнения:

   ЕМ_х \\Учуй1 Н = \% Н_ОМ х ЕМ_х \\Учуй1 ОМ;

   ί) вычисляют общий органический углерод для конечного члена (ТОС_ЕМх) следующим образом: ТОСемх = ЕМх \\Учуй1 ОМ - ЕМх \\Учуй1 Ν80δ - ΕΜχ \\Учуй1 Н;

   _() суммируют ТОС для каждого конечного члена и инертного углерода, присутствующего в данной пробе, для получения реконструированного значения общего углерода (Τ0ί’ι<,·_Ν или ТОС_СоМоч) следующим образом:

   ^Τ0θΚ<3Ν = ^Τ06:ΛΙ1 + ^Τ0θΕΜ2.... ^ТОСЕМх + ^Τ00η<!ή·
2. 2. Способ по п.1, в котором набор локальных конечных членов определяют (ί) путем анализа пробы для определения присутствия каждого конечного члена или (ίί) путем выбора конечных членов на основе предварительно существующих аналитических результатов для проб породы, полученных из одной или нескольких сравнимых представляющих интерес зон в соседних скважинах в данной формации пород резервуара.
3. 3. Способ по п.1, включающий дополнительные предварительные стадии сбора множества проб с одной и той же глубины, идентификацию одной или нескольких проб, проявляющих однородность в содержании по меньшей мере одного конечного члена, отбор одной пробы, имеющей, по существу, однородное содержание конечного члена, и выполнение стадий (Ъ)-(]) для этой пробы.
4. 4. Способ по п.1, дополнительно включающий:

   - 15 029010

   k) отбор множества проб из различных интервалов в формации пород резервуара;

   l) повторение стадий (Ь)-(]) для каждой из этих проб;

   т) отображение этих результатов в графической и/или табличной форме для визуального анализа пользователем.
5. 5. Способ по п.4, в котором указанные результаты отображают в табличной форме для каждой из указанного множества проб, и эта таблица включает в себя определенные значения ТОС и глубину, с которой была получена данная проба.
6. 6. Способ по п.4, в котором данные ТОС отображают графически в стэковой форме, соответствующей глубине соответствующих проб, и это изображение включает в себя объем органического материала, процент керогена, значение ТОС по сравнению со свободной нефтью, а также величину ТОС по сравнению с легкоиспаряемыми компонентами (ЬУ), как измерено способом пиролиза Руго1у11е 0Ϊ1Ргойиейуйу 1пйех (рОр1).
7. 7. Способ по п.1, используемый для реконструирования общего содержания органического углерода из анализа методом композиционного моделирования, включающий:

   a) сбор множества проб, типичных для нетрадиционных резервуаров нефти и пород источника;

   b) выполнение пиролиза методом пиролиза Руго1уйе ОП-РгойиеЙУЙу 1пйех (РОР1);

   е) получение и просмотр предварительно существующих данных пиролиза для сравнимых проб, полученных из соседней скважины и из того же самого резервуара для оценки возможных компонентов конечных членов, которые предположительно присутствуют в этих сравнительных пробах;

   й) отбор проб, полученных на стадии (а), которые предположительно имеют, по существу, однородный состав конечного члена, выбранный из группы, состоящей из свободной нефти, битума, керогена, такой как, по существу, состоящий из свободной нефти, битума, керогена и загрязнителей;

   е) отделение компонента подвижного углеводорода экстракцией неполярным растворителем с сохранением как экстракта, так и экстрагированной породы;

   ί) отделение растворимой смолы из экстрагированной породы экстракцией полярным растворителем с сохранением как экстракта, так и экстрагированной породы;

   д) осуществление отделения остаточного органического материала для части экстрагированной растворителем породы с использованием методов деминерализации;

   й) анализ всех экстрактов и отделенного органического материала элементным анализом для определения процента С, Н, Ν, О и 8 в каждой пробе;

   ί) анализ всех экстрактов, экстрагированных пород и отделенного органического материала пиролиз-ТОС анализом для определения ТН1;

   _)) анализ данных пиролиза с использованием композиционного моделирования для определения величин процентов конечных членов от общего выхода в данной группе проб;

   k) запись величины процентов конечных членов от общего выхода в данной группе проб;

   l) получение параметров для общего индекса водорода (ТН1_ОМ), отношения органического материала к пиролизуемым углеводородам (ОМ/НСр_у), отношения водорода к углероду в органическом материале (Н/С_ОМ), массового процента азота, кислорода и серы в органическом материале (•О8_х%) и массового процента водорода в органическом материале (\У1%> Н_ОМ) для каждого ЕМ в данных пробах;

   т) анализ множества проб из скважины, имеющей породу источника, или нетрадиционного резервуара, где требуются реконструированные величины ТОС, включающий следующие стадии п)-5);

   п) использование композиционного моделирования для получения выхода углеводорода, ассоциируемого с каждым конечным членом (Выход_ЕМх), в группе проб из породы источника или нетрадиционного резервуара;

   о) определение массы органического материала для каждого ЕМ в данных пробах, представленной выходом углеводородов с использованием уравнения:

   ЕМ_х \Уе1дй1 ОМ = ВыходЕМ_х х ОМ/НС_рух;

   р) определение массы элементарных азота, серы и кислорода для каждого ЕМ в данных пробах с использованием следующего уравнения:

   ЕМ_х Уечдй! ^О5 = ΝΌ8.% х ЕМ_х \\ е1дй1 ОМ;

   с.]) определение массы водорода для каждого конечного члена в пробах с использованием уравнения:

   ЕМх Уечдй! Н = Ном х ЕМх \\ е1дй1 ОМ;

   г) вычисление общего органического углерода для конечного члена (ТОС_ЕМх) следующим образом: ТОС_ЕМх = ЕМ_х Уечдй! ОМ - ЕМ_х \\ е1д1и Ν8()8 - ЕМ_х \\ е1дй1 Н;

   5) суммирование величин ТОС для каждого конечного члена и инертного углерода, присутствующего в данных пробах, для получения реконструированного общего органического углерода (ТОСю.·· или ТОС_СоМой) следующим образом:

   ^ТОС'|<С"\ = ^ТОСЕМ1 + ^ТОСЕМ2.... ^ТОСЕМх + ^ТОСтег1.

   - 16 029010

   (Уровень техники)