NO20111257A1 - Fremgangsmate for a integrere reservoarpafyllingsmodellering og nedhulsfluidanalyse - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse omhandler generelt feltene hydrokarbonletear-beid, simulering av sedimentært basseng, påfyllingsmodellering for undergrunns-hydrokarbonreservoar, geologisk modellering, evaluering av petrofysiske egenskaper i undergrunns bergformasjon og nedhullsfluidanalyse. Mer spesifikt, omhandler oppfinnelsen teknikker for å integrere mange forskjellige typer målinger av undergrunnsbergformasjoner og relaterte tolkningsmetoder for å evaluere sann-synlig romlig fordeling og variasjoner derav for hydrokarboner innen et sedimentært basseng. En hensikt med slik evaluering er å redusere usikkerhet i løpet av letearbeidet og vurderingen av olje- og gassreservoarer.

Bakgrunnsteknikk

Et geologisk sedimentært basseng er en senkning i overflaten på jordens skorpe som undergår oppfylling med sedimentavsetninger. Slike sedimenter er typisk avledet fra forvitrede bergformasjoner, fra biogen aktivitet, fra utfelling av mineraler fra løsning og kombinasjoner av det foregående. Når avsatte sedimenter blir gravd ned, blir de utsatt for økende trykk og temperatur. Slik nedgraving og utsetting for forhøyet trykk og temperatur begynner prosessen med litifisering (om-forming av ukonsoliderte sedimenter til bergformasjoner).

Petroleum (dvs. olje og gass) kan bli dannet innen et basseng ved kjemiske reaksjoner av sedimentært biogent forstadiummateriale. Etter generering er petroleum romlig fordelt innen bassenget via permeable baner inntil den akkumuleres innen porøse og permeable reservoar bergformasjoner eller den dissiperes ved kjemiske eller biokjemiske reaksjoner, eller lekkasje til overflaten av bassenget. Innen ethvert spesielt basseng, kan det være én eller flere "letemodeller" for mulig produksjon av hydrokarboner. U.S. Geological Survey definerer en "letemodell" som "et sett av olje- og gass akkumuleringer eller prospekter som er funnet eller ikke funnet og utviser nær identiske geologiske karakteristikker slik som innfang-ningsmåte, type reservoar og natur av forseglingen". En akkumulering kan bestå av flere forskjellige reservoarer som avviker fra hverandre ved naturen av fluidene innen porerommene av bergformasjonene og/eller trykket derav. Til slutt er et "reservoar" definert som en bergformasjon med hovedsakelig enhetlige bergmineral-egenskaper og romlig fordeling av permeabilitet slik at bergformasjonen har evnen til å lagre fluider, og har evnen til at fluider kan bli flyttet derigjennom ved utøvelse av passende trykkvariasjoner.

Bassengmodellering er en teknikk som sørger for rekonstruksjon av geologiske prosesser som kan ha forekommet i sedimentære bassenger over geologisk tidsskala, og mer spesifikt fører hendelsene til generering, migrering og akkumulering av hydrokarboner i reservoarbergarter. Viktige inngangsdata for bassengmodellering er "påfyllingen" (kildebergartens fraksjonelle innhold av hydrokarbonforstadium, kildebergartens tykkelse og hydrokarbonmodenhet) og innfangningen

(bassengets geometri, reservoar og forseglingskvaliteter) av et prospekt eller letemodell. Termikken, trykket og hydrokarbongenereringen og migreringshistorien blir også modellert for å gjøre prediksjoner av gjeldende hydrokarbonkvalitet og romlig fordeling innen bassenget. Beskrivelsen av petroleumfluider i bassengmodellering blir hovedsakelig bestemt ved prosessene for generering og utdriving som styrer den totale sammensetningen av fluidene, og trykk-, volum- og temperatur- ("PVT") oppførselen som er ansvarlig for fordelingen av komponenter i hver fluidfase i lø-pet av sekundær migrering og akkumulering i et reservoar. Påfyllingshistorien for en akkumulering eller et individuelt reservoar kan bli sporet i sammensetningsmessig form ifølge utvalgte forbindelsesklasser, for eksempel, CO2, H2S, metan, C2-5, C6-15, C16+. Termodynamiske modeller kjent som tilstandsligninger, f.eks. SRK og Peng-Robinson, kan bli brukt for å gjøre faseegenskapsprediksjoner slik som gass-olje forhold (GOR), fluidtetthet og/eller fluidviskositet. Endringspro-sesser etter-akkumulering slik som biologisk nedbrytning, vannvasking og olje-til-gasskrakking kan også bli simulert. Kildebergartssporing, utviklingen av sammensetningen med tiden, utbytter og sammensetninger av de genererte og frigitte pro-duktene kan også bli modellert. Disse simuleringene kan bli utført ved anvendelse av en kommersielt tilgjengelig bassengsimuleringsprogramvarepakke, for eksempel, én solgt under varemerket PETROMOD, som er et registrert varemerke til Western Geco, LLC, 10001 Richmond Avenue, Houston, TX 77042. Den foregående programvaren har evnen til at brukeren kan modifisere fluiddata for å kalibrere fluidmodellen. Hydrokarboner er beskrevet i bassengsimuleringsprogramvaren ved anvendelse av et begrenset antall komponenter, f.eks. opp til 14 komponenter. Det er også vanlig å slå sammen flere komponenter til én eller flere pseudo-komponenter (f.eks. C2-C6, C15+) for å redusere beregningstid.

Dagens hydrokarbonsammensetning avhenger fremfor alt av kvaliteten av den organiske materien som er forstadium (kerogenet) og prosessene for petro-leumgenerering innen kildebergarten. De kontrollerende mekanismene fordannel- sen av hydrokarbonene er det petroleumsgenererende potensiale for kildebergarten, bestemt ved det totale organiske (ikke-karbonat) karbon (TOC) og hydrogenindeksen (Hl), og nedgravingshistorien, som bestemmer temperaturhistorien, og som regulerer de mange kjemiske reaksjonene som finner sted over geologisk tidsalder for å transformere kerogenet til petroleumskomponenter. For eksempel, er én metode for å beskrive den petroleumsgenererende prosessen ved Arrhenius type reaksjonsskjemaer. I slikt tilfelle, er modellparameterene Aktiveringsenergien, som beskriver den krevede terskelenergien som er krevet for å initiere reaksjonen, og Frekvensfaktoren (også kjent som pre-eksponensiell faktor), som representerer frekvensen som molekylene vil bli transformert ved. Siden mange reaksjoner finner sted, kunne det være flere aktiveringsenergi- og frekvensfaktorverdier. Det er vanlig praksis å anse frekvensfaktoren som konstant på grunn av dens svakere avhengighet av temperatur, og å representere aktiveringsenergien ved hjelp av en diskret sannsynlighetsfordeling. De tilsvarende frekvensfaktorer og aktiveringsenergier kan grovt sett bli bestemt ved organofaciesene, dvs. en empirisk beskrivelse av typen av forstadiematerialet, konsentrasjon, avsettingsmessige prosesser og dets forhold til dagens hydrokarbonsammensetning. Hydrokarbongenererings-modeller er basert på analysen av kildebergartprøver eller på passende geologiske antagelser om historien til et sedimentært basseng. Slike modeller består av en fordeling av organofacies, med passende frekvensfaktorer og aktiveringsenergier, og mengden av forstadiemateriale, som vanligvis blir spesifisert ved hjelp av TOC og Hl kart.

Den romlige utstrekning dekket av typiske bassengmodeller er større enn for reservoarsimuleringsmodeller. Den romlige oppløsning av bassengmodeller er derfor typisk lavere enn den krevet for reservoarsimulering. Noen etter-migreringsprosesser som påvirker kvaliteten av hydrokarbonet, slik som biologisk nedbrytning og vannvasking, blir bedre modellert ved bassengskalaen; en annen viktig prosess som forekommer at reservoarskalaen og som påvirker produksjonen av hydrokarboner fra ethvert spesielt reservoar er imidlertid blandingen av hydrokar-bonenheter. Naturen av hydrokarbonene generert i kildebergarten varierer typisk over tid, et resultat av nedgravingen og den termiske historien for bassenget. Hydrokarboner med lengre kjede (tunge komponenter) blir først utdrevet fulgt av hydrokarboner med kortere kjede (lettere komponenter). Det har vært vanlig praksis i bassengmodellering å anta at fluidsammensetning er homogen gjennom hele ak kumuleringen, dvs. de kjemiske komponenter er godt blandet gjennom hele hydro-karbonkolonnen. I tillegg til biologisk nedbrytning og temperaturgradienter, kan imidlertid variasjoner i fluidsammensetning innen en akkumulering være et resultat av påfyllingshistorien og kunne til og med reflektere aktiv påfylling. Se, for eksempel, Mullins, O.C, Elshahawi, H., Stainforth, J.G., Integration ofBasin Modeling Considerations with Wireline Logging, SPWLA 49th Annual Logging Symposium, Edinburgh, Scotland, 25.-28. mai, 2008 og J.G. Stainforth, New Insights into Reservoir Filling and Mixing Processes i J.M. Cubit, W.A. England, S. Latter, (Eds.) Understanding Petroleum Reservoirs: toward and Integrated Reservoir Engineer-ing and Geochemical Approach, Geological Society, London, Special Publication,

(2004).

Det er viktig å omsette den foreliggende fordelingen av hydrokarboner i en akkumulering til relevante parametere i bassengmodellen som vil hjelpe til med å redusere usikkerhet når det gjelder den romlige fordelingen av hydrokarbonenhe-ter. Fluidegenskaper er ett av nøkkelelementene ved bassengmodellering siden de er en direkte konsekvens av rekken av hendelser som fant sted over geologisk tidsskala fra opphavet av hydrokarbonet. Én måte for å bestemme fluidegenskaper er ved å senke et prøvetakningsinstrument ned i en borebrønn boret gjennom de relevante bergformasjoner og trekke ut en prøve av fluidet fra bergformasjonen under spesielle betingelser. Den foregående teknikken muliggjør ervervelsen av fluidprøver svært nær det naturlige reservoartrykket og temperaturen, og maksi-merer derfor sannsynligheten for at prøvene er representative for fluidet som eksisterer i det spesielle reservoaret. Noen analyser av fluidet i undergrunnsformasjoner kan dessuten bli utført ettersom det entrer prøvetakningsinstrumentet, og minimerer risikoen for prøvetilgroing og tilveiebringer en innretning for å identifisere fluidet som kan bli brukt for sporing av prøven i løpet av påfølgende analyser i laboratoriet. Visse fluidkjennetegn slik som H2S, CO2 og asfalteninnhold blir foretrukket bestemt nedhulls for å unngå irreversible overganger i løpet av prøve-transporten til laboratoriet som fører til unøyaktige målinger. Prøver kan bli tatt ved slike instrumenter ved flere dybder langs borebrønnen, derfor kan den foregående teknikken tilveiebringe nivået for romlig oppløsning krevet for å løse fluidsammen-setningsvariasjoner ved reservoarskalaen. Metoder brukt for analysen av reservo-arfluider i borebrønnen inkluderer synlig-nær-infrarød absorpsjonsspektroskopi, gasskromatografi, massespektroskopi, kjernemagnetisk resonans (NMR) og andre sensorer, å bestemme sammensetning (f.eks. fraksjonelle mengder av CO2, H2S, Ci, C2, C3, C4, C5, C6, etc), gass-olje forhold, fordeling av hydrokarbonfraksjoner basert på karbontall og forbindelsesklasser (mettede forbindelser, aromater, harpikser, parafiner, naftener og asfaltener), fluidtetthet, fluidviskositet, metningstrykk og identifikasjon av visse biomarkører. Tetthet og viskositet av fluidprøver kan bli målt i det nedhullsprøvetakningsverktøyet ved forskjellige trykk for å oppnå en bedre karakterisering av PVT-oppførselen for fluidet. Den foregående teknikken muliggjør også pålitelig vurdering av asfalteninnhold i petroleum. En annen teknikk basert på kjernemagnetisk resonans muliggjør en analyse av fluidene innen berg-arten for å estimere fordeling av hydrokarbonfraksjoner basert på karbontall, gass-olje forhold og relative forhold av hydrokarbonforbindelsesklasser. Kombinasjon av både in situ analyse og analyse av fluidet slik det blir trukket inn i prøvetagningsin-strumentet tillater en mer fullstendig karakterisering av fluidet og tilveiebringer umiddelbare resultater som kan bli brukt for å optimalisere dataervervelsesproses-sen mens prøvetagningsverktøyet fremdeles er i brønnen. Fluidegenskapene som kan bli bestemt ved de foregående analyser er konsistente med detaljnivået for fluidinformasjonen som er krevet for bassengsimulering.

Høy-oppløsningslaboratoriemålinger tilveiebringer ytterligere detaljer om kjemien for nedhullsfluidprøvene som også er relevante for bassengmodellering. Slike teknikker inkluderer høyfelts<13>C og<1>H kjernemagnetisk resonans, høyopp-løsningsmassespektroskopi, to-dimensjonal gasskromatografi (GCxGC), svovel røntgenabsorpsjon nær kant struktur (XANES) og karbon røntgen råman spektroskopi. Resultatene oppnådd med disse teknikkene kan bli kombinert med ned-hullsfluidanalysene for ytterligere testing på naturen av fluidene, ved å sammen-ligne prøver (sammensetningsmessige variasjoner), identifisere prøvekilde, identifisere post-migreringsprosesser slik som vannvasking og biologisk nedbrytning og analysere den tunge fraksjonen av råolje, som har den største kjemiske likheten med kerogenet som ga dagens hydrokarbon. Før disse laboratorieanalysene, skulle nedhullsfluidprøver bli utsatt for en "chain of custody" prosedyre, bestående av rekondisjonering av prøven til de samme betingelser av trykk og temperatur som råder i løpet av ervervelsen av prøven nedhulls, analyse av et undersett av fluid-prøven ved anvendelse av de samme teknikkene som ble anvendt i nedhullsmiljø-et, og sammenligning av laboratorie- og nedhullsresultatene for å bestemme kvaliteten av prøven, dvs. bevaring av den kjemiske sammensetningen.

Nedhullsfluidanalyser (DFA) ettersom fluider blir trukket ut fra et reservoar ved anvendelse av VIS-NIR spektroskopi, NMR, gasskromatografi og andre sensorer, in situ fluidanalyser med NMR, og trykk- og temperaturgradientmålinger kan tilveiebringe den følgende informasjonen: (a) fluidsammensetning, forbindelsesklasser (mettede forbindelser, aromater, harpikser, asfaltener, parafiner, naftener), tetthet, viskositet, (b) fluidsammensetnings- og trykkvariasjoner mellom stratigra-fiske enheter. Dette tilveiebringer informasjon om nivået av kompartmentalisering i akkumuleringen; (c) fluidsammensetningsvariasjon innen det samme laget. Fluid-sammensetningsvariasjonen kunne bli observert innen det samme laget i tykke intervaller og ved boring langs et reservoar (geostyrte brønner). Spesiell kjemisk analyse i laboratoriet kan tilveiebringe mer detaljert informasjon om naturen av hydrokarbonene: (a) prinsipielle kjemiske klasser som foreligger i prøven; (b) gassisotoper (c) nærvær av tungmetaller, etc. Analyse av kjemien av større mole-kyler (den tunge fraksjonen av råolje) kan tilveiebringe informasjon angående: (a) likhet mellom fluider analysert ved forskjellige romlige lokasjoner; (b) kjemisk sammensetning av forstadiematerialet (kerogen)

Alt det foregående tilveiebringer informasjon om nivået av blanding av hy-drokarbonenheter innen en akkumulering, om det mulige opphavet for hydrokarbonene, om nivået av hydrokarbonmodning, og om hydrokarbonet har blitt utsatt for biologisk nedbrytning eller vannvasking, alle disse er viktige komponenter ved bassengmodellering.

Fluidanalyse i reservoaret og laboratorieanalyser har blitt brukt i reservoar-letearbeid/taksering for å hjelpe til med å bestemme reservoarstrukturen. Fluid-trykkdata blir brukt for å vurdere arealet og den vertikale kontinuiteten av spesifik-ke reservoarenheter. En fluidmodell som bruker de observerte fluidkjennetegnene som inngangsdata kan bli kombinert med den geologiske modellen for reservoaret. Siden felttaksering og utvikling kan forekomme ved en raskere takt enn letear-beid, er det ønskelig å være i stand til å forutsi fluidegenskaper ved lokasjonene til borebrønner forventet å bli boret for å fremme sanntidsanalyse og kontinuerlig oppdatering av den geologiske modellen.

Oppsummering av oppfinnelsen

En fremgangsmåte ifølge ett aspekt av oppfinnelsen for å estimere egenskaper for fluider i bergformasjoner ved utvalgte geodetiske lokasjoner innen et geologisk basseng inkluderer å generere en innledende modell av det geologiske bassenget. Modellen inkluderer som utgangsdata romlig fordeling av minst bergformasjonens mineralsammensetning, bergformasjonens porøsitet og sammensetning av fluider i bergformasjonens porøsitet. Et innledende estimat av fluidsammensetning blir generert for minst én bergformasjon ved minst én utvalgt lokasjon innen bassenget. En prøve av fluid blir trukket ut fra porerom av den minst ene bergformasjonen fra innen en borebrønn boret gjennom den. Sammensetning av fluidprøven blir analysert fra innen borebrønnen. Den innledende modellen av bassenget blir justert slik at modellprediksjoner hovedsakelig tilsvarer den analyserte fluidsammensetningen. Den justerte modellen blir brukt for å generere et innledende estimat av fluidsammensetning ved minst én ytterligere geodetisk lokasjon innen bassenget.

Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil bli tydelig fra den følgende beskrivelsen og de vedlagte kravene.

Kort beskrivelse av tegningene

FIG. 1A viser et eksempelvis brønnboringssystem som inkluderer et fluid-prøvetakningsinstrument. FIG. 1B viser et eksempelvis wirelineinstrument for å ta formasjonsfluidprø-ver. FIG. 2 er et flytskjema av ett eksempel på fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse

FIG. 1A illustrerer et brønnsitesystem inkludert en formasjonsfluidprøvetak-ningsapparatur. Brønnsiten kan være på land eller offshore. I dette eksempelsys-temet, er en borebrønn 311 boret gjennom undergrunnsformasjoner ved roterende boring på en måte som er velkjent innen faget. Annet eksempel på oppfinnelsen kan bli brukt i forbindelse med retningsboringsapparatur og metoder.

En borestreng 312 blir hengt opp innen borebrønnen 311 og inkluderer en bunnhullssammenstilling ("BHA") 300 nær den nedre enden derav. BHA-en 300 inkluderer en borkrone 305 ved dens nedre ende. Overflatedelen av brønnsite-systemet inkluderer plattform og boretårnsammenstilling 310 posisjonert over bo-rebrønnen 311, sammenstillingen 310 inkluderer en roterende plate 316, kelly 317, krok 318 og roterende svingledd 319. Borestrengen 312 blir rotert ved den roterende platen 316, som i seg selv blir operert ved velkjente innretninger som ikke er vist i tegningen. Den roterende platen 316 kontakter kellyen 317 ved den øvre en den av borestrengen 312. Borestrengen 312 er hengt opp fra kroken 318. Kroken 318 er festet til en bevegelig blokk (heller ikke vist), gjennom kellyen 317 og det roterende svingleddet 319 som tillater rotasjon av borestrengen 312 i forhold til kroken 318. Som det er velkjent, kunne et toppdrevet system (ikke vist) alternativt bli brukt istedenfor kellyen 317 og den roterende platen 316 for å rotere borestrengen 312 fra overflaten.

I det foreliggende eksempelet, inkluderer overflatesystemet videre borefluid ("mud") 326 lagret i en tank eller grop 327 dannet ved brønnsiten. En pumpe 329 leverer borefluidet 326 til det indre av borestrengen 312 via en åpning i svingleddet 319, og forårsaker at borefluidet 326 strømmer nedover gjennom borestrengen 312 som indikert ved retningspilen 308. Borefluidet 326 forlater borestrengen 312 via vannløp, eller dyser ("jets") i borkronen 305, og sirkulerer deretter oppover gjennom den ringformede regionen mellom utsiden av borestrengen og veggen av borehullet, som indikert ved retningspilene 309. På denne velkjente måten, smører borefluidet 326 borkronen 305 og fører formasjonens borekaks opp til overflaten, hvorpå borefluidet 326 blir rengjort og returnert til gropen 327 for resirkulering.

Bunnhullssammenstillingen 300 av det illustrerte eksempelet kan inkludere en logging-under-boring (LWD) modul 320, en måling-under-boring (MWD) modul 330, et roto-styrbart retningsboresystem og hydraulisk operert motor og borkronen 305.

LWD modulen 320 er huset i en spesiell type vektrør, som det er kjent innen faget, og kan inneholde ett eller flere kjente typer brønnloggingsinstrumenter. Det vil også bli forstått at mer enn én LWD og/eller MWD modul kan bli anvendt, f.eks. som representert ved 320A. (Referanser, gjennom det hele, til en modul ved posisjonen av LWD modul 320 kan alternativt også bety en modul ved posisjonen for MWD modul 320A.) LWD modulen 320A inkluderer typisk evner til å måle, proses-sere og lagre informasjon, så vel som til å kommunisere med overflateutstyret. I foreliggende utførelsesform, inkluderer LWD modulen 320 en fluidprøvetagnings-anordning som vil bli videre forklart under.

MWD modulen 330 er også huset i en spesiell type vektrør, som er kjent innen faget, og kan inneholde én eller flere anordninger for å måle karakteristikker for borestrengen og borkronen. MWD modulen 330 inkluderer videre en apparatur (ikke vist) for å generere elektrisk kraft for nedhullsdelen av brønnsitesystemet. Slik apparatur inkluderer typisk en turbingenerator drevet ved strømmen av bore fluidet 326, det blir forstått at andre energi- og/eller batterisystemer kan bli brukt mens en forblir innen omfanget av foreliggende oppfinnelse. I det foreliggende eksempelet, kan MWD 330 modulen inkludere én eller flere av de følgende typer måleanordninger: en vekt-på-borspiss måleanordning, en dreiemomentmålean-ordning, en vibrasjonsmåleanordning, en støtmåleanordning, en "stick slip" måleanordning, en retningsmåleanordning og en stigningsmåleanordning.

FIG. 1B er et forenklet diagram av en anordning for prøvetagning-under-boring, og kan være av en type beskrevet, for eksempel, i U.S. patentsøknad pub-likasjonsnr. 2008/0156486, inkorporert heri ved referanse. Loggeanordningen for prøvetagning under boring kan bli anvendt som LWD verktøyet (320 i FIG. 1A) eller del av en LWD verktøysserie. LWD verktøyet (320 i FIG. 1 A) er utstyrt med en sensor 406 for å etablere fluid kommunikasjon med formasjonen og trekke for-masjonsfluidet 421 inn i verktøyet, som indikert ved pilene. Sensoren 406 kan bli posisjonert i et stabiliseringsblad 423 av LWD verktøyet (320 i FIG. 1A) og strukket derfra for å kontakte borebrønnveggen. Stabilisererbladet 423 omfatter ett eller flere blader som er i kontakt med borebrønnveggen. Fluid trukket inn i nedhulls-verktøyet ved anvendelse av sensoren 406 kan bli målt for å bestemme, for eksempel, for-test og/eller trykk, og/eller formasjonstemperaturparametere. I tillegg kan LWD verktøyet 320 være utstyrt med anordninger, slik som prøvekammere, for samling av fluidprøver for henting ved overflaten. Backupstempler 481 kan også være tilveiebrakt for å assistere i å utøve kraft for å presse boreverktøyet og/eller sensoren mot borebrønnveggen.

Det er også mulig å bruke prøvetakningsinstrumentet illustrert i FIG. 1B ved slutten av en armert elektrisk kabel ("wireline"). Følgelig er måten for befordring av prøvetakningsinstrumentet ikke en grense for omfanget av foreliggende oppfinnelse. Andre eksempler på wireline befordrede fluidprøvetakningsinstrumenter inkluderer ett identifisert ved varemerket MDT - MODULAR FORMATION DYNAMICS TESTER, som er et varemerke tilhørende innehaveren av foreliggende oppfinnelse. En beskrivelse av det foregående instrumentet kan sees på the Uniform Re-source Locator http://www.slb.com/media/services/evaluation/reservoir/mdt.pdf.

I ett eksempel kan prøvetakningsinstrumentet (f.eks., LWD verktøy 320 i

FIG. 1A eller MDT instrumentet identifisert over) inkludere en fluidanalysemodul kjent ved varemerket CFA ("Composition Fluid Analyzer"), som er et varemerke til innehaveren av foreliggende oppfinnelse. I slik modul blir nær-infrarød optisk ab- sorpsjonsspektrometri og fluorescens emisjonsmålinger brukt for å henholdsvis

bestemme gass-fraksjon konsentrasjoner og identifisere fluidtyper, ettersom fluider strømmer gjennom CFA modulen. Et annet eksempel på et fluidprøvetagnings- og fluidanalyseinstrument som kan bli brukt i noen eksempler er kjent ved varemerket INSITU FLUID ANALYZER, som er et varemerke til innehaveren av foreliggende oppfinnelse. Det foregående instrumentet inkluderer doble nær infrarød optiske absorpsjonsspektrometere, et filtermatrisespektrometer for bestemmelse av CO2innhold, en fluidfargeanalysator og forskjellige andre fluidsensorer, inkludert resistivitet, tetthet, trykk, temperatur og fluorescens. Andre målinger som kan bli brukt for å analysere fluidprøvene inkluderer NMR, som kan bli gjort ved anvendelse av et instrument identifisert ved ett av de følgende varemerker: MR Scanner, proVI-SION og CMR, alle disse er varemerker til innehaveren av foreliggende oppfinnelse. Det er også innen omfanget av foreliggende oppfinnelse å analysere fluidprø-vene ved anvendelse av gass- eller væskekromatografi, kjernemagnetisk reso-nansmåling, massespektroskopi, utførelse av PVT eksperimenter innen prøvetak-ningsinstrumentet, synlig-nær infrarød optisk absorpsjonsspektroskopi, tetthetsmåling, viskositetsmåling, hydrogensulfidkonsentrasjonsmåling og måling av variasjoner av tetthet ved en kontrollert trykkavlastning i prøvetakningsinstrumentet.

I en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen, kan nedhullsfluidanalyse ("DFA") bli utført ved anvendelse av målinger gjort ved formasjonsfluidprøvetakningsinstru-menter slik som forklart over. Refererer til FIG. 2, i en eksempelvis fremgangsmåte, ved 200, kan en innledende modell av et geologisk basseng bli generert. En slik modell kan som inngangsdata bruke enhver tilgjengelig seismisk data, og enhver tilgjengelig data om bergartens sammensetning, kilder til sediment og annen geologisk informasjon. En modell kan bli generert ved anvendelse av, for eksempel, datamaskinprogramvaren beskrevet i bakgrunnsdelen heri, nemlig, program-vare solgt under varemerket PETROMOD, som er et registrert varemerke til Western Geco, LLC, 10001 Richmond Avenue, Houston, TX 77042. Den foregående programvaren, også som forklart i bakgrunnsdelen heri, har evnen til at brukeren kan modifisere fluidegenskapsdata for å kalibrere fluidmodellen. Den innledende modellen inkluderer som utgangsdata den forventede romlige fordeling av berg-formasjonstype (f.eks. mineralsammensetning), bergformasjonens fraksjonelle volum av porerom ("porøsitet"), poretrykk og temperatur og fluidinnhold innen porerommene i bergformasjonene. Ved 202, kan fluidmodelldelen av bassengmodel len bli brukt for å forutsi hva responsen av DFA vil være i enhver spesiell geodetiske lokasjon innen det modellerte bassenget. Typisk, men ikke utelukkende, vil slik forutsagt DFA-respons være for en geodetisk lokasjon som tilsvarer en tiltenkt geodetisk lokasjon av en borebrønn som vil bli boret i det modellerte bassenget. Ved 204 blir borebrønnen boret. Slik boring kan, for eksempel, bli utført ved anvendelse av et brønnstedsystem slik som vist i og forklart over med referanse til FIG. 1 A. Borebrønnfluid kan bli trukket ut ved anvendelse av et prøvetakningsin-strument, for eksempel, som forklart over med referanse til FIG. 1A og/eller FIG. 1B. Andre målinger gjort ved forskjellige brønnloggingsinstrumenter satt inn i bo-rebrønnen (enten i løpet av boring eller deretter) kan inkludere, uten begrensning, elektrisk resistivitet, kompresjons- og skjærakustisk hastighet, naturlig forekom-mende gammastråling, gamma-gamma Comptonspredning formasjonstetthet, formasjonens nøytronhydrogenindeks (relatert til det fluidfylte fraksjonelle volum av porerom av bergformasjonene), kjernemagnetisk resonans transvers og longi-tudinal relaksasjonstidfordeling og diffusjonskonstant, og trykk/volum/temperatur (PVT) oppførsel for prøver av fluid trukket ut fra formasjonene. Slik PVT oppførsel kan inkludere statisk reservoarfluidtrykk, fluidviskositet og dets forhold til temperatur og trykk. Geologisk informasjon, slik som bergmineralsammensetning kan bli antydet fra målinger slik som gammastrålingen, den kompresjons- og skjærakus-tiske hastigheten, tettheten og hydrogenindeksen anført over, eller kan bli bestemt fra analyse av prøver av bergformasjonen i form av borekaks, sideveggkjerneprø-ver eller hele kjerneprøver. Alt det foregående kan bli brukt for å oppdatere den innledende bassengmodellen, både med hensyn til den geodetiske lokasjon av borebrønnen og for andre geodetiske lokasjoner innen bassenget, ettersom det er anvendelig.

Ved 206, blir det gjort en bestemmelse fra borebrønnmålingene beskrevet

over når det gjelder om hydrokarboner eksisterer ved den geodetiske lokasjon for den spesielle borebrønnen. Hvis ingen hydrokarboner blir bestemt å eksistere ved slik lokasjon, så kan ved 212, en lokalisert geologisk modell, slik som kan inkludere deskriptorer for innfangningsmekanismer, bli oppdatert. Ved 214, blir bassengmodellen også oppdatert for å reflektere mangel på hydrokarbon funnet ved bore-brønnlokasjonen.

Hvis det imidlertid ved 206 blir bestemt at hydrokarboner foreligger ved bo-rebrønnlokasjonen, blir det utført avansert fluidisk analyse, ved 208, for å evaluere sammensetningen (f.eks. ved anvendelse av DFA) og fysiske parametere (PVT oppførsel, etc.) for hydrokarbonene som er nødvendige for å modellere oppførse-len av hydrokarbonfasene med en tilstandsligning. Etter at slik analyse er utført, blir fluiddelen av bassengmodellen oppdatert, ved 214. Parametere som kan bli modifisert i bassengmodellen er, for eksempel, aktiveringsenergifordelingen og/ eller frekvensfaktoren for settet av ligninger som beskriver petroleumsgenererings-reaksjonene og petroleumsgenereringsparameterne for kildebergarten (TOC og Hl). En slik oppdatert bassengmodell kan bli brukt, ved 216, for å evaluere om og hvor en skal utføre ytterligere borebrønnboring for reservoarvurdering og/eller utvikling. I tilfelle slik vurdering og utvikling skal fortsette, kan den oppdaterte fluidmodellen bli brukt, en gang til ved 202 for å forutsi DFA-respons ved enhver ny foreslått borebrønnlokasjon. Slik prosedyre kan bli brukt i løpet av vurdering og/ eller utvikling for å raffinere eller oppdatere geodetiske lokasjoner for foreslått bo-rebrønn for å redusere muligheten for en mislykket brønn, dvs. en borebrønn som ikke penetrerer et reservoar som har økonomisk nyttige mengder av produserbart hydrokarbon.

Ved videre forklaring av de forskjellige elementer ved foreliggende fremgangsmåte, er bassengmodellering ikke deterministisk, men krever typisk en sto-kastisk tilnærmelse, det vil si at et antall plausible innledende bassengmodeller kan bli generert og testet med hensyn til målinger oppnådd fra undergrunnsforma-sjonene. Formålet ved å integrere bassengmodellering med DFA er å redusere usikkerheten i fluidpåfyllingsmodellen.

Hovedparametrene i bassengmodellering er kerogentype, nedgravingstakt og geometri (romlig fordeling) av de geologiske lagene (det antas at sedimenter typisk innledende blir avsatt som hovedsakelig horisontale lag som har definert eller udefinert arealutstrekning. Fluidblanding i et spesielt reservoar, eller graden av fluidsammensetningsmessig variasjon innen reservoaret, er en indikator for påfyllingshistorien for en hydrokarbonakkumulering og kompleksiteten av hydro-karbonmigreringsveiene. DFA måler fluidegenskaper in situ med høy romlig opp-løsning og tilveiebringer nyttig informasjon for å rekonstruere påfyllingshistorien for enhver spesielle akkumulering av hydrokarbon. Typen kerogen (hydrokarbonforstadium) er en viktig parameter i reservoarpåfyllingsmodellen, imidlertid er kero-genprøver sjelden tilgjengelig. Kerogentypen antas å kontrollere typen av hydrokarbon som til slutt finnes i en akkumulering. For eksempel, har "type I" kerogen det høyeste atomiske hydrogen til karbon forhold; det er det best kjente flytende hydrokarbonforstadium og har det laveste svovelinnholdet av alle de kjente kero-gentypene. "Type II" kerogen produserer også overveiende flytende hydrokarboner og er også den vanligste typen av kerogen funnet. "Type IM" kerogen produserer primært hydrokarbongasser. Derfor er det i foreliggende oppfinnelse foreslått å antyde typen kerogen som produserte akkumuleringen under evaluering basert på dagens sammensetning målt med DFA og den termiske historien for akkumuleringen. DFA resultater kan bli brukt som en indikator på forstadiumskerogentypen og temperatur- (nedgravings) historien. Fremoverrettet simulering eller modellering kan bli utført på innledende estimater av kerogentype for å identifisere om den målte hydrokarbonsammensetning fra DFA er konsistent med visse typer kerogen og visse temperaturhistorier. For eksempel, hvis det er en langsom nedgravingstakt har hydrokarbonet en tendens til å ha en lav GOR. Når nedgravingstakten er langsom, undergår kerogenet diagenese ved relativt lav temperatur og lite gass blir generert (dvs. det er ikke mye hydrokarbonkrakking). På den andre siden, hvis det er en hurtig nedgraving, vil kerogenet bli utsatt for relativt høye temperaturer, som derved akselererer krakkingprosessen. Det resulterende hydrokarbonet vil ha en høyere GOR. Total hydrokarbonsammensetning bestemt ved anvendelse av DFA kan også bli brukt for å indikere opphavet til gass i et reservoar. For eksempel vil biogen gass inneholde minst 98 % metan. Konsentrasjonen av ikke-hydrokarbon enheter (H2S, CO2, N2) målt med DFA kunne også være en indikator på sammensetningen av forstadiumskerogenet. Ved utførelse av kerogenidentifi-kasjon, kan et innledende estimat av kerogentype bli gjort basert på DFA resultatene, som forklart over. Det innledende estimatet av kerogentype kan bli brukt i bassengmodellen, f.eks. den modellerte termiske historie, for å generere en forventet eller estimert fluidsammensetning ("fremoverrettet modellert sammensetning") i akkumuleringen som er under evaluering. Den fremoverrettede modellerte sammensetningen blir deretter sammenlignet med sammensetningen bestemt ved DFA. Den innledende modellen kan bli revidert ved å justere én eller begge av den innledende kerogentype og den termiske historien. Den fremoverrettede modellerte sammensetningen kan bli bestemt igjen. Den foregående prosedyren kan bli gjentatt inntil forskjellen mellom den analyserte sammensetningen og den fremoverrettede modellerte sammensetningen faller under en valgt terskel.

Den innledende modellen kan også inkludere beskrivelser av hydrokarbon-kildebergart. Kildebergartbeskrivelser kan inkludere estimater av totalt organisk karbon (TOC) innhold, som er vektfraksjonen av ikke-karbonat karbonforbindelser i kildebergarten. Den blir derfor brukt som en indikator på mengden av kerogen i kildebergarten. Kildebergartbeskrivelsen kan også inkludere hydrokarbonindeks (Hl) som er en indikator på potensialet den spesielle kildebergarten har til å produ-sere hydrokarboner ved nedgraving og modning. Hl kan bli bestemt ved å utsette prøver av kildebergart for pyrolyse eller forbrenning for å akselerere krakking og relatere massen av hydrokarboner generert til massen av organisk karbon. De foregående målinger for å bestemme TOC og Hl kan bli gjort på prøver av kildebergarten i fremspring (hvis tilgjengelig) eller fra kjerner i borede brønner (hvis tilgjengelig) ved anvendelse av en laboratorieprosedyre kjent som RockEval. Det er også mulig å bestemme TOC fra tolkningen av brønnloggmålinger (f.eks., gamma-stråle, nøytronporøsitet, bulktetthet, akustiske hastigheter og elektrisk resistivitet). TOC og Hl er typiske inngangsdata til den innledende modellen som kart for deres romlige fordeling.

DFA utført ved flere lokasjoner, for eksempel, mange dybder, innen en akkumulering kan tilveiebringe informasjon om utstrekningen av blanding av hydrokarbonene i reservoaret og graden av kompartmentalisering, basert på variasjonen i de målte fluidegenskapene. I noen tilfeller varierer egenskapene av hydrokarbonene påfylt i reservoaret med tiden. Hvis det ikke er noen blanding innen reservoaret vil det være store romlige variasjoner i fluidsammensetning innen akkumuleringen, på tross av tilsynelatende hydraulisk kontinuitet. Når et reservoar er svært kompartmentalisert, kan det innebære at kilden er gravd dypere ned. Et innledende trinn er å forkaste muligheten til at de observerte fluidvariasjoner skyldes gravitasjon og/eller termiske gradienter. Dette gjøres ved å modellere fluidet med en tilstandsligning som betrakter reservoaret som et "termodynamisk lukket system". Kompartmentalisering innen reservoaret og utilstrekkelig blandingstid kan for eksempel vurderes fra en kombinert tolkning av petrofysiske logger, nedhullsfluid-sammensetningsmålinger, trykkgradienter og interferenstrykk transienttester. Hvis det blir vurdert at variasjonen i fluidegenskaper gjennom hele reservoaret skyldes en variasjon av påfyllingstider, så krever dette en modifikasjon av utdrivings- og migreringshendelsene i bassengmodellen.

Med én gang en brønn har blitt boret og ny fluidsammensetnings- og geologisk informasjon blir tilgjengelig fra en slik brønn, kan reservoarpåfyllingmodellen bli oppdatert. Dette kan bli utført ved å eliminere de modellene som ikke tilsvarer den nylig oppnådde informasjonen og/eller nye modeller kan bli generert som tilsvarer den nylig oppnådde informasjonen. Påfyllingshistorien for en spesiell akkumulering kan bli bestemt i sammensetningsmessig form, for eksempel American Petroleum Institute (API) gravitasjon, GOR, hydrokarbonkomponentkonsentrasjo-ner (f.eks., Ci, C2-5, C6+). Derfor blir de oppdaterte modellene brukt for å forutsi en rekke plausible fluidegenskaper og DFA resultater ved lokasjonene for foreslåtte nye brønner. De oppdaterte modellene blir typisk testet ved en direkte sammenligning med faktiske DFA målinger fra slike borebrønner i løpet av eller etter boring. Ettersom mer data blir samlet, blir usikkerheten i de geologiske, fluid- og påfyl-lingsmodellene redusert. Modellene blir foretrukket kontinuerlig kalibrert mot nylig ervervede data (DFA, labanalyser, petrofysiske, seismiske, produksjonstester, etc). Det vil være en sløyfe av DFA responsprediksjon og kalibrering av reservoarpåfyllingsmodellen, den geologiske modellen og av seismisk inversjon gjennom hele feltletearbeidet og vurderingstrinnene ettersom nye data kommer.

Fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen kan redusere usikkerheten av fluidty-pe og sammensetning som sannsynligvis påtreffes i undergrunnsbergformasjoner ved utvalgte lokasjoner innen et geologisk basseng. Redusering av slik usikkerhet kan redusere kostnaden for å utvinne petroleum fra undergrunnsreservoarer og kan øke effektiviteten derav.

Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn til et begrenset antall utførelsesformer, vil fagfolk, som har fordel av denne redegjørelsen, anerkjenne at andre utførelsesformer kan tenkes ut som ikke avviker fra omfanget av oppfinnelsen som presentert heri. Følgelig skulle omfanget av oppfinnelsen bare bli begrenset av de vedlagte kravene.

Claims (12)

1. Fremgangsmåte for å estimere egenskaper av fluider i bergformasjoner ved utvalgte geodetiske lokasjoner innen et geologisk basseng, omfattende å: generere en innledende modell av bassenget, modellen inkluderer som utgangsdata romlig fordeling av minst bergformasjonsmineralsammensetning, bergforma-sjonsporøsitet og sammensetning av fluider i bergformasjonsporøsiteten; generere et innledende estimat av fluidsammensetning i minst én bergformasjon ved minst én utvalgt geodetisk lokasjon innen bassenget; trekke ut en prøve av fluid fra porerom i den minst ene bergformasjonen fra innen en borebrønn boret derigjennom; analysere sammensetning av fluidprøven fra innen borebrønnen; justere den innledende modellen av bassenget slik at et justert innledende estimat av fluidsammensetning hovedsakelig samsvarer med den analyserte sammensetningen; og anvende den justerte modellen for å generere et innledende estimat av fluidsammensetning ved minst én ytterligere geodetisk lokasjon innen bassenget.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den innledende modellen blir generert ved anvendelse av seismiske data.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori analyseringen av fluidegenskaper omfatter å utføre minst én av nær infrarød optisk absorpsjonsspektroskopi, synlig-nær infrarød optisk absorpsjonsspektroskopi, tetthetsmåling, viskositetsmåling, hydrogensulfidkonsentrasjonsmåling, kjernemagnetisk resonans måling, gasskromatografi, massespektroskopi og måling av variasjoner i tetthet ved en kontrollert trykkavlastning.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori uttrekkingen av en prøve blir utført ved minst én av et instrument plassert innen et boresystem brukt for å bore borebrøn-nen og et instrument befordret i borebrønnen ved en armert elektrisk kabel.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 som videre omfatter å måle minst én egen-skap for formasjonen som prøven blir trukket ut fra, egenskapen inkluderer minst én av elektrisk resistivitet, akustisk hastighet, tetthet, nøytronhydrogenindeks, kjernemagnetisk resonans relaksasjonstid og kjernemagnetisk resonans diffusjon.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori justeringen av den innledende modellen omfatter å anvende den målte minst ene egenskapen.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori justeringen av den innledende modellen omfatter å: generere minst ett innledende estimat av kerogentype; fremoverrettet modellering av sammensetning av hydrokarbon fra det innledende estimatet av kerogentype og en termisk historie til bassenget generert i den innledende modellen sammenligning av den analyserte sammensetningen med den fremoverrettede modellerte sammensetningen; og justere minst én av det innledende kerogentype estimatet og den termiske historien, og gjenta den fremoverrettede modelleringen inntil den analyserte sammensetningen og den fremoverrettede modellerte sammensetningen avviker med mindre enn en valgt terskelverdi.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori den fremoverrettede modelleringen inkluderer minst én av de følgende parametere: en beskrivelse av petroleumgene-rende reaksjoner inkludert fordeling av aktiveringsenergier og en frekvensfaktor; og en beskrivelse av en petroleumkildebergart.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvori beskrivelsen av petroleumkildebergar-ten omfatter minst én av totalt organisk karboninnhold og hydrokarbonindeks.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den minst ene ytterligere geodetiske lokasjon er en lokasjon for boring av en borebrønn.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1 som videre omfatter å trekke ut prøver av fluid fra bergformasjoner ved mange forskjellige lokasjoner innen en akkumulering av hydrokarbon, analysere prøvene og anvende de analyserte prøvene for å bestemme om hydrokarboner fra mange kilder har blandet seg innen akkumuleringen.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori de mange lokasjoner innen akkumuleringen omfatter mange dybder.