NO319676B1 - Fremgangsmate for karakterisering av reservoarbergart ved bruk av pyrolytiske analysedata - Google Patents

Description

Oppfinnelsens område.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte til anvendelse av data avledet fra de pyrolytiske analyser av reservoarbergart for å forutsi oljeproduksjonsegenskåpene i nevnte reservoarbergart innenfor området oljeproduktiv bergart, marginal oljeproduktivt bergart og tjæreokkludert-eller ikke-reservoarbergart,

Oppfinnelsens bakgrunn.

Det har vært anvendt ulike metoder for å bestemme porøsiteten til petroleumsbærende reservoarbergart. Slike porøsitetsmålinger anvendes kvantitativt for å karakterisere reservoarbergarten for det formål å bestemme hydro-karbonproduktiviteten og beregne reservene. En lenge benyttet metode er den direkte analyse av sylindriske kjerneprøver som tas opp under boreoperasjonen. Analyse-metodene som baseres på kjerneprøver har den fordel at det kan frembringes detaljerte og svært nøyaktige data over reservoarkvaliteten i nøyaktig kjente dybder. De prinsi-pielle ulempene med å stole på kjerneprøver er at opp-hentingen av slike prøver både er tidkrevende og kostbart, på samme måte som behandlingen av kjerneskivene for fremstilling av prøver for de en eller flere eventuelle analytiske prosesser hvorfra det kan frembringes data.

Nedihulls "elektriske" eller petrofysiske logger er de mest vanlige midler for å bedømme reservoarkvaliteten. Fordelen med denne teknikk er at dataene blir tilgjengelige umiddelbart etter at brønnen er boret, og data kan fremskaffes over hele partiet av det åpne brønnhull. Ulempen ved denne teknikk er at data ikke blir tilgjengelige før brønnen er ferdigboret, og denne informasjon kan derfor ikke anvendes for å medvirke under beslutninger som gjelder selve boringen. Teknikker så som måling under boring (MWD) eller logging under boring (LWD) overvinner delvis denne ulempe, men kostnadene for denne tjeneste er svært høy og ikke alle petrofysiske verktøyer kan anvendes.

En annen fremgangsmåte til evaluering av reservoarbergart er basert på pyrolyse av bergartborekutt som bringes til overflaten under boreoperasjonene med borefluidet, eller slammet. Oppsamling av bergartborekutt tilhørende kjente dybder er en veletablert metode under petroleums-boreoperasjoner. Dybdefastsettelse i forhold til borekutt er basert på beregninger som tar hensyn til sirkulasjons-hastigheten til borefluidet, hullgeometrien, fluidviskosi-teten og vekten, samt andre parametere. Oppsamling av borekutt og fastsettelse av en dybde ut i fra slike borekutt er rutinemessige prosedyrer under boreoperasjoner.

Pyrolyse av reservoarbergart og/eller bergartborekutt har vært anvendt for å bestemme API-egenvekten av oljen og sammensetningen av det uttatte reservoarbergart. Den pyrolytiske metode betyr at prøven oppvarmes i en inert atmosfære ved en starttemperatur på ca. 180°C Når prøven innsettes i det oppvarmede kammer fjernes og analyseres de lett flyktige hydrokarboner. Temperaturen økes deretter og tyngre fri olje termoavdampes. Over ca. 400°C blir hydrokarboner som ikke er fordampet, termisk krakket til lettere hydrokarboner som så fordamper. Prøven oppvarmes til maksi-mumstemperatur på 600°C i den inerte atmosfære. Hydrokarboner som frigjøres under disse oppvarmingstrinnene kvantifiseres, så som ved hjelp av en flammeioniserings-detektor (FID). Dersom det påkreves en komplett analyse bringes prøven i kontakt med en strøm av oksygen eller luft ved ca. 600^ og det dannete CO2 analyseres ved hjelp av en termisk ledningsdetektor (TCD).

US 4,153/415 omtaler en fremgangsmåte for å bestemme produksjonsegenskaper til reservoarbergarter, hvor pyrolyse av bergartsprøver inngår i fremgangsmåten.

Dataplotter av hydrokarboner frigjort som en funksjon av temperatur kan fremskaffes ved hjelp av kommersielt tilgjengelig utrustning. En slik pyrolyseinnretning og tilhørende analyseutstyr er kommersielt tilgjengelig fra Institut Francais du Petrole via dets distributør Vinci Technologies, (begge i Rueil-Malmaison, Frankrike) under varemerket ROCK-EVAL. En annen leverandør av pyrolytiske instrumenter er Humble Instruments & Services, Inc. i Humble, Texas.

Som anvendt i denne beskrivelse og i kravene, har de følgende betegnelser den angitte betydning:

HC betyr hydrokarboner.

ln betyr naturlig logaritme.

LV er vekten i milligram (mg) av hydrokarboner frigitt pr. gram bergartprøve ved den statiske temperaturbetingelse på 180°C (når digelen innsettes i pyrolysekammeret) forut for den temperaturprogrammerte pyrolyse av prøven.

TD er vekt i milligram av frigjort hydrokarbon pr. gram bergartprøve ved en temperatur mellom 180°C og Tm£n°C.

TC er vekten i milligram av hydrokarbon frigitt pr. gram bergartprøve ved en temperatur mellom Tmin°C og 600°C.

LV+TD+TC betyr den totale mengde hydrokarbonfordampning mellom 180°-600°C. En lav totalmengde HC indikerer bergartprøve med lavere porøsitet eller effektiv porøsitet. En lav verdi kan også indikere soner med vann og/eller gass.

POPIo er verdien av den pyrolytiske oljeproduktivitet-index som. kalkulert for en representativ prøve av råolje av den type som forventes å finnes i reservoarbergart med god kvalitet i boreområdet, og som velges som en standard.

Tmin'°c' er temperaturen hvorved HC-fordampningen er ved et minimum mellom temperaturen for maksimum HC-fordampning for TD og TC og bestemmes empirisk for hver prøve. Alternativt kan en temperatur på 400°C anvendes for prøver hvor det ikke er noe merkbart minimum mellom TD og TC. De sistnevnte prøvetyper har generelt svært lavt totalt HC-utbytte.

Phi er bergartprøvens midlere porøsitet.

Sxo er metningen av boreslamfiltrat og representerer mengden av HC fortrengt av filtratet, og følgelig fjernbart HC.

Phi<*>Sxo vs dybdeplott - arealet mellom kurvene representerer porøsitetsandelen som inneholder fjernbar HC.

Phi vs dybdeplott - arealet mellom Phi-kurven og Phi<*>Sxo-kurven representerer ikke-fjernbart HC, eller tjære.

Gamma - de naturlig forekommende gamma-stråler som avgis av ulike litologier under måling direkte i brønnhullet ved hjelp av de tidligere kjente petrofysiske instrumenter og rapporteres i standard API-enheter (American Petroleum Institute).

Caliper - den målte diameter av brønnhullet tatt ved tids-punktet for de løpende petrofysiske logger. Densitetsporøsitet - porøsiteten beregnet ved hjelp av de kjente metoder ut i fra petrofysiske bulkdensitetsinstru-menter under anvendelse av en antatt fluid- og korndensi-tet.

Nøytronporøsitet - porøsiteten målt ved tidligere kjente metoder ut i fra petrofysiske nøytroninstrumenter.

Dyp resistivitet - resistiviteten målt ved dybdeinvasjon {lang avstand mellom kilde og mottaker), sideveis logg eller induksjonspetrofysiske instrumenter som anvendes som en måling av uforstyrret formasjonsresistivitet.

Medium resistivitet - resistiviteten målt ved midlere invasjon (midlere avstand mellom kilde og mottaker), sideveis logg eller induksjonspetrofysiske instrumenter som anvendes som et mål for resistiviteten i formasjonen som er spylt ved hjelp av slamfiltrat fra borefluidet.

Grunn resistivitet - resistiviteten målt ved grunn invasjon (kort avstand mellom kilde og mottaker), sideveis logg eller induksjonspetrofysiske analyseteknikker som anvendes som et mål for resistiviteten til slamfiltratet fra slam-kaken som dannes på det indre av brønnhullet under boreoperasjonene.

Nøytron-densitet kryssplottporøsitet (N-D Phi) - porøsiteten bestemt ut i fra en vanlig kjent metode som kompenserer for virkningene til litologi- og fluidendringer som fører til unøyaktighet under anvendelse av enten densi-tet eller nøytronporøsitetmålinger.

Kjernepluggpermeabilitet - permeabiliteten målt ved tidligere kjente metoder ut i fra sylindriske bergartprøver som avkuttes fra kjerner tatt fra boreprosesser som rapporteres i form av enheter av millidarcys (md).

I et typisk pyrolytisk dataplott fra oljeproduktiv reservoarbergart preparert i overensstemmelse med de tidligere kjente metoder, stammer den første topp, som detekteres når prøven innledningsvis plasseres i pyrolyseovnen ved starttemperaturen på 180°C og før temperaturprogrammet starter, fra de flyktige komponenter som fortsatt er til stede i prøven etter prepareringen av prøven. Disse skal betegnes som lettflyktige hydrokarboner, og rapporteres i milligram pr. gram steinprøve, og betegnes med LV eller LWHC. Etter hvert som temperaturprogrammet skrider frem, fører et plott av temperaturen som funksjon av detekterte frigjorte hydrokarboner i en kurve som først øker fra et startpunkt ved 180°C, og som deretter synker til en mini-mumsverdi i nærheten av 400°C±20°C hvor termokrakking av de tyngre petroleumskomponentene begynner å skje. Etter hvert som termokrakkingen skrider frem med økende temperatur øker de detekterte frigjorte hydrokarboner til et maksimum for deretter å synke etter hvert som steinborekuttprøven når en maksimal temperatur på 600°C. For en gitt prøve betegnes minimumstemperaturen punktet mellom de to toppene som Tm^n. Arealet under den første topp mellom 180°C (dvs. start-punktet) og Tmj_n representerer totalvekten av frigjorte hydrokarboner i nevnte temperaturområde, og rapporteres generelt som milligram pr. gram (mg/g) av steinprøve, og betegnes som termisk destillerte hydrokarboner og betegnes videre som TD eller TDHC. Arealet under den andre topp mellom Tm^n og 600°C representerer den totale vekt av hydrokarboner som først krakkes termisk før den termiske destillasjon fra substratet og deteksjonen, og betegnes som milligram/gram av steinprøven, og refereres som termisk krakkete hydrokarboner (TC eller TCHC). Det har tidligere vært praktisert forskjellige teknikker for å analysere pyrolysedata som representeres ved LVHC, TDCH og TCHC.

Under den pyrolytiske analyseprosess plasseres mindre prøver (f.eks. <100 mg) av pulverisert bergartprøve i en ståldigel. Digelen plasseres i en ovn og prøven oppvarmes i en strøm av heliumgass til en starttemperatur på 180°C. Etter oppvarming ved 180°C i ca. tre minutter økes temperaturen. Temperaturens økningshastighet er ca. 25°C/min. eller lavere, og er fortrinnsvis 10°C/min., og skrider frem fra 180°C til 600°C.

Heliumgassen bringer med seg hydrokarbonprodukter frigjøres fra bergartprøven i ovnen til en detektor som er sensitiv overfor organiske forbindelser. Under denne prosessen forekommer det tre hendelser: 1) Hydrokarboner som kan forflyktiges ved eller under 180°C desorberes og detekteres mens temperaturen holdes konstant i løpet av prosedyrens første tre minutter. Disse benevnes lettflyktige hydrokarboner {LVHC eller LV). 2) Ved temperaturer mellom 180°C og ca. 400°C skjer den termiske desorpsjon av løsningsmiddel-ekstraherbart bitumen, eller de lette oljefrak-sjoner. Disse benevnes termisk destillerte hydrokarboner eller destillater (TDHC eller TD). 3) Ved temperaturer over ca. 400°C skjer pyrolyse (krakking) av tyngre hydrokarboner eller asfalter. Materialene som termisk krakkes benevnes termisk krakkete hydrokarboner eller pyrolysater {TCHC eller TC).

Disse hendelsene gir opphav til tre topper på den initielle instrumentutgang {betegnet som et pyrogram). Toppen for den konstante temperatur på 180°C er en standard utgangsparameter for både Vinci- eller Humble-instrumentene. Dette betegnes som enten S^ eller flyktige totale petroleumhydrokarboner (VTPH), respektive. I den foreliggende oppfinnelse skal verdien betegnes som LV, slik det er beskrevet ovenfor. Data som genereres ut i fra det temperaturprogrammerte pyrolyseparti av prosedyren, repro-sesseres manuelt av operatøren for å bestemme mengden av hydrokarboner i milligram pr. gram prøve over og under Tmin' Denne reprosesseringen er en triviell øvelse for en fagkyndig operatør og kan gjennomføres rutinemessig med enten Vinci- eller Humble-instrumentene. Den første topp over 180°C representerer mengden termisk destillerbare hydrokarboner i prøven og betegnes som TD, idet den andre topp over 180°C representerer mengden pyrolysater eller termisk krakkete hydrokarboner i prøven og betegnes som TC. I tilfelle med lettere hydrokarboner eller analyser av oljeprøver direkte for kalibrering, trenger ikke Tmj_n å være skillbar. I dette tilfelle, dersom prøveanalysene er repeterbare ved 400°C, gjelder de anvendte verdiene for LV, TD og TC i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, i forhold til de spesifikke temperaturområder som er definert ovenfor.

Ved andre av de tidligere kjente pyrolytiske metoder ble målinger av frigjorte hydrokarboner gjennomført i området opptil 180°C og identifisert som S]_, eller flyktige totale petroleumshydrokarboner (vTPH) mens S2 eller pyrolyserbart totalt petroleumshydrokarbon (pTPH) var verdien assosiert med hydrokarboner frigjort mellom 180°C og 600oC.

De tidligere kjente metoder for oppsamling og analysering av data frembrakt ved pyrolytiske analyser har vist seg å ha begrenset verdi når man skal frembringe pålitelige bestemmelser av kvaliteten og tilstanden til reservoarbergart, særlig i områder hvor det finnes tjæresjikt (tar mats) og okklusjoner.

Det er ofte tilfellet at tjæresjikt finnes mellom produktive reservoarområder. Tjæresjikt kan defineres som høye konsentrasjoner av bitumer anriket på asfalter. De danner mer eller mindre kontinuerlige sjikt i det porøse medium av reservoarbergarten som kan variere fra en halvmeter til titalls meter i tykkelse og kan utgjøre barrierer som er ugjennomtrengelige for strømning for råolje.

Forsinkelser i å oppnå informasjon av karakteren og tilstanden til reservoarbergart kan være særlig kostbart når boreoperasjonen gjennomføres horisontalt. Som anvendt i det etterfølgende under henvisning til brønnboringsoperasjoner, betyr betegnelsen horisontale brønner som bores utad fra det nominelt vertikale brønnskaft eller bor som ledes fra jordoverflaten. Disse horisontale brønnene bores for det formål å utforske områdene horisontalt forskjøvet fra det vertikale brønnskaft. Horisontal boring gjennomføres typisk i et forsøk på å øke totallengden av det produktive reservoarbergart som kan nås av brønnboringen. Som følge av mulighetene for hurtige endringer i tilstandene fra ett område til et annet i horisontalplanet, er det ønskelig å karakterisere reservoarbergarten så hurtig som mulig. Diskontinuerlige boreoperasjoner hvor en må vente på analytiske data, kan føre til betydelige kostnader, og kostnadene for å utnytte analyseteknikkene MWD og LWD beskrevet ovenfor, er også svært høye.

Som det vil være kjent for de som er familiære med de involverte kostnader, vil det være særlig fordelaktig å kunne identifisere nærværet av tjæresjikt på noe tilnærmet nåtidsbasis etter hvert som den horisontale boreoperasjon skrider frem. Denne informasjon kan gjøre det mulig og hurtig forandre boreretningen så snart tjæresjiktet detekteres .

En foretrukket utførelse av fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen er kjennetegnet ved trekkene i krav 1.

Andre ytterligere utførelser av fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen er kjennetegnet ved trekkene i kravene 2-23.

Det er følgelig et formål med den foreliggende oppfinnelse å frembringe en ny fremgangsmåte, som er tids- og kostnadseffektiv, for å bestemme kvaliteten og tilstanden til reservoarbergart under petroleumsutforskende boreoperasjoner .

Det er et annet formål med oppfinnelsen å frembringe en fremgangsmåte til å utnytte pyrolytiske analysedata for å differensiere mellom reservoarbergart av god og utmerket kvalitet.

Det er også et formål med oppfinnelsen å frembringe en ny fremgangsmåte til å utnytte data fra de pyrolytiske analyser av bergartborekutt for å bestemme karakteren og kvaliteten til reservoarbergart, innbefattende forekomsten av soner med bergart av lav porøsitet og bergart av lav-effektiv porøsitet.

Det er et ytterligere formål med oppfinnelsen å frembringe en fremgangsmåte hvorfra informasjonen som vedrører kvaliteten og tilstanden til reservoarbergarten hurtig kan avledes i feltet og på borestedet slik at eventuelle endringer i boreretningen kan gjennomføres hurtig for å opprettholde borkronens posisjon i det stratigrafiske område for optimal produksjon.

Det er enda et annet formål med oppfinnelsen å frembringe en fremgangsmåte hvormed nærværet av tjæresjikt i tilstøt-ning til borkronen hurtig og pålitelig kan bestemmes ved hjelp av analyser av bergartborekutt.

Det er også et formål med denne oppfinnelse å frembringe en pålitelig fremgangsmåte til å bestemme når brønnboret har passert fra oljeproduktivt reservoar enten strukturelt høyere inn i en gasslomme, dersom en slik er tilstede, eller nedad under en olje-vann-kontakt.

Oppsummering av oppfinnelsen

De ovennevnte samt andre formål oppfylles ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.

Det har nå vist seg at data som kan frembringes fra de pyrolytiske analysene av bergartborekuttprøver kan anvendes til å frembringe en ekstremt pålitelig indikator på egenskapene og kvaliteten til reservoarbergart. Det har blitt identifisert datapunkter under anvendelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for å avtegne og skille mellom (a) oljeproduktivt, (b) marginalt oljeproduktivt/marginalt reservoarbergart og (c) tjæreholdig/ikke-reservoarbergart. Disse datapunkter kan bestemmes i nåtid under boreoperasjonene slik at retningsendringer i den horisontale boring kan gjennomføres.

Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen frembringes det data som er minst like pålitelige som konvensjonelle loggdata basert på tidkrevende og relativt komplekse analytiske teknikker som kun er tilgjengelige lenge etter at beslut-ningen om direkteboring er gjort.

Under gjennomføringen av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvendes den etterfølgende ligning for å frembringe et eller flere datapunkter:

I det ovennevnte uttrykk betyr betegnelsen "ln(LV+TD+TC)" den naturlige logaritme av verdien, og betegnelsen POPI anvendes som forkortelse for pyrolytisk oljeproduktivitetsindeks. Betegnelsen POPI anvendes også mer generelt i det etterfølgende som en referanse til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.

Ifølge en foretrukket utførelse av oppfinnelsen innbefatter fremgangsmåten prøvetaking av reservoarbergartborekutt fra kjente dybder og lokaliseringer i et aktivt boreområde, behandling av borekuttene for å frembringe borekutt for analyser, å frembringe data fra pyrolysene til hver av disse spesialbehandlete reservoarbergartborekuttprøver, og fremstilling av en tabulær eller grafisk presentasjon eller plott basert på prøvetakingen og pyrolytiske data hvor presentasjonen av disse vil angi egenskapen og kvaliteten til reservoarbergarten med hensyn til dets potensiale for produksjon av olje.

Nærmere bestemt vedrører fremgangsmåten trinnene:

(a) at det oppsamles bergartborekutt fra en første

lokalisering,

(b) at det prepareres bergartborekutt for pyrolytiske

analyser,

(c) at det preparerte bergartborekutt underkastes pyrolytiske analyser for å frembringe data svarende til LV, TD og TC, (d) at en grafisk plotter relasjonen som uttrykkes ved verdien av: ln (LV+TD+TC) x (TD-5-TC) som funksjon av den målte dybde for den første lokalisering, (e) at en repeterer de nevnte trinn (a) - (d) ovenfor for bergartborekutt som frembringes fra et antall forskjellige lokaliseringer forskjøvet kjente avstander fra den første lokalisering for å frembringe et grafisk plott, og (f) at en identifiserer de vertikale intervaller for nevnte grafiske plott svarende til POPI-verdiene som bestemt ved formelen

(I) :

(i) 0 til ca. ^ POPIo som tjæreokkludert og/eller ikke-reservoarbergart, (ii) fra en H POPIo til POPIo som marginalt oljeproduserende reservoarbergart, og (iii) over ca. POPIo som oljeproduserende reservoarbergart.

Dersom dybden plottes horisontalt settes POPI-verdien svarende til 0, H POPIo og POPIo inn som horisontale linjer. De samme data kan innsettes i tabellform. Grafikk og tabellformer som frembringes ved gjennomføringen av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan prepareres manuelt eller ved hjelp av et typisk såkalt "regneark" eller ved grafisk programvare på en hensiktsmessig programmert vanlig datamaskin.

Verdien av POPIo refererer til POPI-verdien som er bestemt under anvendelse av formel I for typiske reservoarbergart med god kvalitet som inneholder olje med kjent sammensetning fra det område hvor boringen pågår. Sammensetningen eller typen olje i området vil være bestemt tidligere og representerer historisk informasjon ut i fra opprinnelig utforskning av området, f.eks. via vertikale boreoperasjoner. Tilsvarende er egenskapene til reservoarbergarten med god kvalitet bestemt i forhold til området hvor den horisontale boring planlegges eller pågår. Således kan verdien av POPIo som en standard for anvendelse under praktiseringen av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, bestemmes før horisontalboringen starter.

Det er kjent at oljesammensetningen varierer betydelig i spesifikk egenvekt (g/cm-*) eller API-egenvekt. Denne varians skyldes forskjeller i relative mengder av komponenter med lav molekylvekt (typisk hydrokarboner med mindre enn 15 karbonatomer i hvert molekyl), komponenter med midlere molekylvekt (typisk hydrokarboner med mer enn 15 og mindre enn 40 karbonatomer i hvert molekyl), og komponenter med høy molekylvekt (typisk hydrokarboner med mer enn 40 karbonatomer og ikke-hydrokarboner med molekylvekter mellom 500 og 1500 g/mol). Egenskapene til disse variasjoner er ikke vesentlige for den foreliggende oppfinnelse. Imidlertid er det viktig å bestemme verdien av POPIo slik det vil forstås av en gjennomsnitts fagmann på området.

Bestemmelse av standardverdi - POPIo

Verdien av POPIo kan bestemmes ut ifra bergartprøver fra et oljefylt reservoar, samsvarende med boremålet, som har god reservoarkvalitet, eller fra en oljeprøve som tilsvarer den forventede sammensetning av brønnens målsone. I tilfelle hvor det anvendes lignende bergartprøver, gjennomføres trinnene a-c som beskrevet tidligere for å bestemme verdien av POPIo. Når det anvendes en oljeprøve for å bestemme POPIo, gjennomføres den følgende prosedyre: 1) Til 1 cm^ av oljeprøven tilsettes 9 cm-* av et egnet løsningsmiddel, så som metylenklorid, dimetylsulfid eller et annet egnet løsningsmiddel som vil løse opp oljeprøven fullstendig, og som lett avdampes ved 60°C. Egenskaper til løsningsmidler?]

2} Preparer 9 ståldigler med tilnærmet 100 mg klar

silikagel.

3) Tilfør til silikagelen under anvendelse av en nøyaktig sprøyte, tre prøver hver av løsningen av olje i løsningsmiddel i mengder på 10, 20 og 30 m.

4) Tørk prøvene ved 60°C i en vakuumovn i 4 timer.

5) Underkast prøvene pyrolytisk analyse under anvendelse av 100 mg som den nødvendige inngangsprøvestørrelse for instrumentet, for å frembringe data tilsvarende til LV, TD og TC. 6) Anvend programvare for standard "regneark" og grafikk for innføring av data og preparer et plott hvor y-aksen er POPI-verdien og X-aksen er summen av de totale hydrokarboner (LV+TD+TC)-. 7) Velg verdiområdet for POPIo fra diagrammet hvor verdien av de totale hydrokarboner er mellom 4-6 milligram pr. gram prøve.

Denne verdi er en ganske typisk verdi for restmengden (staining) som er tilbake etter prøveprepareringen fra oljer som har en egenvekt på mindre enn 42 API. Oljer med høyere API-egenvekt kan kreve at det anvendes mindre verdier for de totale hydrokarboner, siden restmengden av hydrokarboner kan være betydelig lavere som følge av fordampningen av de lette komponenter og mindre mengder av de midlere og tyngre komponenter. Evalueringen av reservoarbergart med god kvalitet og produktivitet er den foretrukne metode til å bestemme verdien av POPIo for reservoarer som omfatter olje med en API større enn 42.

Prøvepreparering

I følge fremgangsmåtene i de tidligere kjente metoder, kan borekuttprøver hensiktsmessig oppsamlet fra vibrasjons-sikten på boreriggen. De fuktige borekutt siktes for å oppnå ca. 1-2 g. partikler mellom 40/120 mesh.

I følge fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen renses de siktede prøvene med vann og deretter en vandig løsning av saltsyre ved en pH på ca. 5 for å fjerne de vannløselige polymerkomponenter som bringes med fra boreslammet. De vaskede borekutt tørkes i en vakuumovn ved ca. 60°C (tilnærmet en time).

De tørre borekutt males, f.eks, ved å anvende en morter og pistill, og kan nå behandles på samme måte som grunn-kjerneprøver for pyrolytiske analyser i et av de kjente instrumenter.

For det formål å redusere tiden mellom prøveoppsamlingen og genereringen av det grafiske plott, kan tørketrinnet gjennomføres ved å anvende et mekanisk rysteapparat eller andre midler som vil agitere eller tumble bergartprøve-fragmentene omfattende borekuttprøven og eksponere de indi-viduelle overflater. Muligheten til å hurtig kunne preparere prøvene er en betydningsfull faktor siden man, under enkelte forhold, kan bore horisontalt intervaller opptil 33,5m (100 fot) i løpet av den to timers test- og databehandlingstiden.

Ved anvendelse av kjente fremgangsmåter og apparater underkastes den preparerte reservoarbergartprøve for pyrolytisk analyse. De data som diskuteres nedenfor ble frembrakt under anvendelse av instrumentet som selges av IFP under handelsnavnet ROCK-EVAL i kombinasjon med en generell anvendbar datamaskin. Datamaskinen ble programmert {under anvendelse av eksisterende programvare levert av leveran-døren) for å beregne de kvantitative verdier for hydrokarboner som ble frigjort fra de preparerte prøver korresponderende til verdiene for S-^ {eller vTPH eller LV) og $2, som så reprosiseres av operatøren for å bestemme verdiene som korresponderer med TD og TC. Dataverdiene for de fortløpende analysene ble overført til et "regneark" for ytterligere manipulering og evaluering.

Etter at de kvantitative verdiene for LV, TD og TC for en gitt prøve var oppnådd ble fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvendt for å beregne den følgende parameter for en prøve "X":

Ifølge en foretrukket utførelse overføres dette datapunkt på et grafisk plott av POPI i forhold til den målte dybde tilsvarende til nevnte prøve for å frembringe en permanent registrering. Alternativt kan data settes inn i en tabellform, f.eks. på et diagram. Data kan også lagres i minne i en forprogrammert vanlig datamaskin for det formål å generere grafikken og/eller tabulære datautganger etter at analysen av samtlige prøver er fullført.

Som det vil forstås repeteres prosessen for borekuttprøver oppnådd fra tilstøtende lokaliseringer. Antallet prøver oppsamlet og analysert, og deres innbyrdes nærhet, vil bestemme nøyaktigheten av de data som oppnås og det etterfølgende grafiske plott. Et grafisk plott for data-punktene vil frembringe en hensiktsmessig måte for å visua-lisere de områder som avgrenses av POPI-verdiene avledet fra formelen (I).

Det har nå vist seg at enkelte verdier for POPI kan anvendes for pålitelig angivelse av tilstanden og kvaliteten til reservoarbergarten. Verdiene er som følger: En POPI høyere enn ca. POPIo indikerer oljeproduserende reservoarbergart.

En POPI-verdi mellom 0 og H POPIo indikerer tjæreokkludert eller ikke-reservoarbergart, og

en POPI-verdi på mellom H POPIo og POPIo indikerer marginale oljeproduserende reservoarbergart.

Den enestående påliteligheten til POPI er basert på det faktum at den kombinerer forskjellige aspekter ved pyrolyseutgangsparametere til et enkelt tall som vil ha en praktisk anvendelse til å bedømme reservoarkvaliteten. Det første ledd i ligningen ln(LV+TD+TC), reflekterer total-mengden av hydrokarboner som er igjen i en bergartprøve etter innvirkningene av endringene i reservoaret, hydro-karbonspylingen fra borefluidet, avdampningen av de lette komponenter, og tap som følge av rengjøring og behandlingen av prøven som beskrevet ovenfor. Det andre ledd, TD/TC, betegner forholdet mellom mengdene av lette og tunge komponenter i en prøve, eller oljens kvalitet. Hvor nært dette tallet til verdiene av hydrokarbonfluider som virkelig er produsert indikerer om fluidsammensetningen har gjennomgått signifikante endringer. Når det således med POPI-metoden oppnås verdier som er tilnærmet, eller er nær opptil verdien POPIo, er dette overensstemmende med: (1) en gunstig reservoarkvalitet som reflekterer migrasjon av petroleum-migrasjon inn i bergarten, og (2) en mangel på endrings-effekter som generelt assosieres med varierende reservoar-tilstander som fører til dårligere oljeproduktivitet.

Kort beskrivelse av figurene

Fig. 1 viser en typisk instrumentutsignal eller pyrogram (forut for gjenbehandling av data) fra en oljeprøve, og indikerer arealene assosiert med de data som anvendes for å beregne POPI-verdiene i samsvar med formelen (I). Fig. 2A, 2B og 2C er kurver for typiske data som oppnås fra de pyrolytiske analyser av reservoarbergart som indikerer de områder assosiert med verdiene TD og TC for tjæreokkludert reservoarbergart, marginal produktiv reservoarbergart, og oljeproduktiv reservoarbergart, respektive. Fig. 3 viser et sammenlignende grafisk plott over data som er oppnådd ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse og petrofysiske loggdata oppnådd ved tidligere kjente metoder og med indikerte, interpreterte soner for kvaliteten til reservoarbergarten. Fig. 4 viser et grafisk kryssplott av totale hydrokarboner (LV+TD+TC) i forhold til den pyrolytiske olje-produkt ivitetsindeks (POPI) anvendt for å bestemme verdien av POPIo. Fig. 5 viser et kryssplott over Phi<*>Sxo i forhold til POPI for data oppnådd fra brønnen ifølge eksemplet vist på fig. 4. Fig. 6 viser et sammenlignende grafisk plott over POPI og nøytrondensitetkrossplottporøsitet (N-D Phi) som funksjon av dybden til en brønn som oppviser både gass- og olje og olj e-vann-kontakter. Fig. 7 viser et sammenlignende grafisk plott over POPI og kjernepluggpermeabilitet som funksjon av dybde. Fig. 8 viser et sammenlignende grafisk plott over dybde-profiler for pyrolytiske data og petrofysiske loggdata oppnådd ved tidligere kjente fremgangsmåter for en brønn som oppviser både gassolje og olje-vann-kontakter.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Det grafiske plott over det typiske utgangspyrogram oppnådd ved å anvende Rock-Eval-instrumenteringen i overensstemmelse de tidligere kjente metoder er vist på fig. 1. Kurven representerer responsen til flammeioniserings-detektoren (FID) for de initiale statiske temperatur-betingelser og de senere temperaturprogrammerte pyrolyser av prøven. Arealet under kurven representerer de relative verdier eller kvantiteter av lettflyktige hydrokarboner (LV), termisk destillerte hydrokarboner (TD) og termisk krakkete hydrokarboner (TC), hvilke verdier anvendes for å kalkulere POPI. LV-verdien oppnås direkte ut i fra instrumentene som selges av Humble og Vinci uten ytterligere reprosessering, mens verdier for TD og TC krever at opera-tøren gjennomfører ytterligere behandling av de initielle utgangsdata.

På fig. 2A-2C vises de gjenbehandlete grafiske kurver over hydrokarboner som funksjon av temperatur for typiske kvantitative analyser av bergartprøver fra en brønn som indikerer tjæreokkludert, marginal oljeproduktivt, oljeproduktivt reservoarbergart. Kurvene viser umiddelbare manipuleringer av data oppnådd ved anvendelse av ROCK-EVAL-instrumenteringen i overensstemmelse med fremgangsmåtene ifølge den velkjente teknikkens stilling.

Som antydet på kurvene representerer fig. 2A tjæreokkludert bergart, fig. 2B marginal produktiv reservoarbergart og fig. 2C oljeproduktiv reservoarbergart. På kurvene ifølge fig. 2A-2C, motsvarer TD-toppen termoavdampningen av tilnærmet C18-C40-hydrokarbonene som er tilstede i reservo-arbergartprøven, og TC-toppen motsvarer hovedsakelig termoavdampningen og krakkingen av hydrokarboner med tilnærmet 4 0 karbonatomer og høyere, innbefattende krakkingen av harpikser og asfaltene.

Som antydet ovenfor bestemmes uttrykket pyrolytisk oljeproduktivitetsindeks, eller POPI, som følger:

Ved å anvende verdiene for LV, TD og TC oppnådd for bergartprøvene fra en horisontal brønn og ligningen (I), ble den grafiske kurve ifølge fig. 3A fremstilt i samsvar med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.

På figurene 3A og 3B viser abscissen den målte dybde i meter og ordinaten viser forskjellige pyrolytiske og petrofysiske parametere. Plottene på fig. 3A og 3B viser en sammenligning av predikerte reservoaregenskaper for en horisontal brønn ifølge petrofysiske logger 3B og den pyrolytiske oljeproduktivitetsindeks 3A. Interpreteringen av POPI identifiserer de samme endringer i reservoarkvaliteten som interpreteres ut i fra brønnloggene som er plottet på fig. 3B. De mindre forskjeller som er tilstede gjelder et tynt marginalsjikt ved 2585 m (8480 fot), en smal tjæreokkludert seng ved 3030 m (9940 fot) , og skiftingen av enkelte oljeproduktive til marginalt oljeproduktive grenser mot dypere dybder. Disse skiftende grenser stammet fra blandingen av borekutt og kan for-hindres ved å stanse sirkulasjonen av såkalte "bottoms-up"-borekutt under boreoperasjonene. De horisontale linjer ved POPI-verdiene på ca. H POPIo og POPIo anmerker de følgende områder: oljeproduktivt bergart (over POPIo), marginal oljeproduktiv bergart (mellom ca. H POPIo og POPIo), og tjæreokkludert og/eller ikke-reservoarbergart (mellom ca. H POPIo og null) .

Verdien av POPIo kan frembringes ved å underkaste en olje som har en sammensetning som er tilsvarende til den forventede olje i reservoaret, overfor den fremgangsmåte som er angitt i trinnene 1-7 ifølge fremgangsmåten som er beskrevet ovenfor. Fig. 4 viser et kryssplott av POPI og de totale hydrokarboner og viser de separate trender som er karakteristiske tre typiske oljer av to distinkte forskjellige oljetyper. Ut i fra disse data kan POPIo (POPI som er forventet for en prøve fra et reservoar med god oljekvalitet av en gitt oljetype) kan estimeres som verdien av POPI som korresponderer til et totalt hydrokarbonutbytte på ca. 4-6 mg/g bergart.

Igjen bekreftes (under henvisning til fig. 3A og 3B), påliteligheten for resultatene av den pyrolytiske analyse-metode ifølge oppfinnelsen, ved sammenligning med petrofysiske data for det samme område. Data ble frembrakt og analysert for region "A" under boring av en horisontal oljebrønn som penetrerte delvis okkluderte/delvis produktive og oljeproduktive deler av et tjæresjikt. Resultatene fra regionen "A" bekrefter den sterke sammenhengen mellom de pyrolytiske og petrofysiske data. Fra 2579 til 2734 m (84 60 til 8 97 0 fot) ble formasjonen dominert av et fullstendig tjæreokkludert område og enkelte marginale områder, som vil være tydelige utifrå kombinasjonen av høy porøsitet (Phi), høy total HC (LV+TD+TC), og korresponderende lavt TD/TC, Phi<*>Sxo, og POPI-plotter. Mens områdene med lavere porøsitet inneholder tjære, er de ikke fullstendig okkludert som følge av at den lave porøsitet inhiberer at porerommet fylles. Både TD/TC- og POPI-plottene differensierer de oljeproduktive og de tjære-okkluderte/ikke-reservoarpartiene av formasjonen.

POPI-metoden anvendes også for å på en effektiv måte differensiere mellom oljeproduktiv og marginal reservoarkvalitet. For eksempel kan sonen med marginal reservoarkvalitet fra 2979 til 3025 m (9775 til 9925 fot) skjelnes fra oljeproduktivt reservoar ved hjelp av POPI men ikke ved hjelp av TD/TC-forholdet. Det bemerkes at reservoarkvalitetsgrensene forskyves mot større dybder i dette område. Denne skifting skyldes at det bores fremover og ikke stanses periodisk for å sirkulere såkalte "bottoms-up". POPI utfører også en bedre jobb med å identifisere ikke-reservoarbergarten som er tett men inneholder inne-slutninger av normale hydrokarboner. Dette er åpenbart i lavporøsitetssonen fra 2804 til 2896 m (9200 til 9500 fot), hvor TD/TC-forholdet indikerer reservoar med marginal kvalitet, mens POPI tydelig identifiserer dette område som ikke-reservoarbergart. Dessuten kan Phi<*>Sxo særlig misledende i reservoarbergart med lavere permeabilitet. Dette skyldes ineffektiv slamkakedannelse i brønnhullet. Siden slamkaker ikke dannes så hurtig over bergart med lavere permeabilitet, kan slamfiltratvannet invadere formasjonen over et mye lengre tidsrom, og således invadere lengre. Dette kan således gi en for stor fasttettelse av hydrokarbonenes bevegelighet (slik det vil ses i intervallene fra -2621 m til 2652 m (-8600 fot til 8700 fot), -2705 til 2720 m (-8875 til 8925 fot), og fra -2766 m til 2804 m (-9075 fot til 9200 fot) (fig. 3) som avhjelpes ved POPI-metoden.

Den generelle forbindelse mellom reservoarkvaliteten som bestemt ved hjelp av POPI og tidligere kjente metoder fra fig. 3, er vist på fig. 5 ved at Phi<*>Sxo er plottet som funksjon av POPI. Selv om det er noe spredning i dataene så er dette typisk for den spredningen som finnes når man anvender kryssplottgrafikk på petrofysiske data. Viktig-heten av dette generelle forhold er at relative forskjeller som avdekkes i POPI har signifikans for bestemmelse av reservoarkvaliteten.

Dessuten viser en detaljert analyse av produktivformasjonen andre steder, at POPI også kan anvendes for å differensiere mellom gode og utmerkete reservoarer. Fig. 6 viser et plott av denne målte dybde som funksjon av krossplottporøsiteten for nøytrondensitet, (N-D Phi), og POPI hvor reservoaret var karakterisert basert på kombinasjonen de pyrolytiske og petrofysiske data. Trenden i økende POPI fra ca. 3180 m til 3184 m (10433 fot til 10447 fot) motsvarer porøsiteten som øker fra ca. 8% til 14%.

En økning av porøsiteten på 6% tilsvarer en betydelig forbedring i reservoarkvaliteten, noe som bekrefter at POPI-metoden har potensiale til å fastslå forskjellene mellom gode og utmerkete reservoarer forut for kjøringen av brønnlogger.

Den tilsvarende sammenhengen mellom POPI og reservoaregenskaper observeres når det sammenlignes med kjernepluggpermeabilitet. Fig. 7 viser at variasjoner i POPI og kjernepluggpermeabilitet avspeiler hverandre og at de høyeste verdier for POPI motsvarer permeabilitet på over 100 millidarcys ("md") og laveste verdier motsvarer permeabilitet på mindre enn lOmd. Således, ved en rekke forskjellige petrofysiske målinger, gir POPI den samme inter-pretering av reservoarkvaliteten, men på en tids- og kostnadseffektiv måte som tidligere ikke har vært tilgjengelig innenfor denne teknologi. Ved å anvende fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for å optimalisere verdien av POPI under horisontal boring øker sannsynligheten for at man kan holde seg innenfor de mest produktive partier av reservoaret. Anvendelse av fremgangsmåten fører til større produktivitet for enkeltbrønner ved betydelig å kunne øke lengden av brønnløpet i det parti av reservoaret som oppviser opti-male betingelser. Fig. 8 viser en sammenligning av POPI, TD og TC-dybde-profiler for standard petrofysiske data for en brønn med gassolje og oljevannkontakter. I dette plott ble OWC interpretert fra brønnlogger som var forstyrret av en dramatisk endring i formasjonens vannsaltgehalt fra under oljekolonnen. Dette kom av en senere inntregning (post-oljemigrasjon) av ferskt meteorisk grunnvann som er vel-dokumentert fra laboratorieanalyser fra brønner i området. Problemet med å forutsi typen formasjonsfluider (olje eller vann) i dette geografiske område for operasjoner, er vanlig. Fig. 7 og 8 demonstrerer også hvordan data kan anvendes til å bestemme når borekronen er beveget nedad strukturelt gjennom en oljevannkontakt (OWC). Når denne situasjonen inntreffer blir POPI-verdien negativ. Denne overføring kan pålitelig bli tolket hvor det i det minste er til stede et oljeproduktivt reservoar med lav kvalitet. En gass-oljekontakt (GOC) kan også interpreteres på tilsvarende måte, bortsett fra at endringen er fra lave positive eller negative tall til verdier som er indikative for olje-produktiviteten etter hvert som man beveger seg nedad gjennom reservoaret. Dette er interpreteringer som kan gjennomføres rutinemessig, selv av brønnformasjonsgeologer med begrenset erfaring. I dette tilfelle vil undersøkelsen av borekuttprøvene hjelpe til å bekrefte at større litologiske endringer ikke var ansvarlig for forskjellene i

POPI.

Plottet på fig. 8 viser hvordan POPI kan gi en mer nøyaktig bestemmelse av det oljeproduktive reservoar enn de petrofysiske verktøyer. Med hensyn til det bestemte område, var det velkjent at grunnvannstrømning gjennom oljeproduktive reservoarer hadde foregått over minst 50000 år. Dette relativt ferske vann hadde fortrengt det opprinnelige, relativt salte vann med lav resistivitet som var tilstede under den marine avsetning av sandstenreservoarene. Disse historiske hendelser forstyrret resistivitetsresponsen overfor OWC og viser ingen skjelnbar forskjell i invasjonsprofilet over og under OWC. (Invasjonsprofilet refererer til separasjonen av datakurvene ut i fra grunne, midlere og dype radier fra undersøkelsesverktøyet for resistiviteten, og er mer åpenbar mellom 3176 og 3189 m {10420 og 10462 fot)). I dette tilfelle ville ikke anvendelse av kostbare logging-under-boring-verktøyer (LWD) korrekt kunne interpretere fraværet av oljeproduktivitet mellom 3185 og 3189 m (10450 og 10462 fot).

Det nære forhold mellom petrofysiske og POPI-dataplotter bekrefter verdien av å anvende fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for å forutsi reservoaregenskapene, særlig hvor det påvises tjæresjikt og reservoarfluid-kontakter.

Dessuten er muligheten til effektivt å kunne diffirensiere mer hårfine endringer i reservoaregenskapene ut i fra POPI-data, empirisk fastslått. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan anvendes mer kosteffektivt enn tidligere metoder og data som en basis for å dirigere fremover-bevegelsen av borkronen under fortsatte horisontale boreoperasjoner. Analytisk anvendelse av samtlige av de data som genereres fra POPI-metoden kan anvendes til å avtegne ikke bare tjæreokkluderte og ikke-tjæreokkluderte sek-sjoner, men også for å indikere soner med lav porøsitet eller lav effektiv porøsitet.

Mer viktig er det at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen også differensierer mellom reservoarbergart med god og utmerket kvalitet. Disse distinksjoner er viktige indika-torer på endringer i de strategrafiske tilstander innenfor et reservoar og kan anvendes til å opprettholde borkronens posisjon i det "søte punkt" av målreservoaret.

Begrensningene i de tidligere kjente fremgangsmåter for å fastslå virkningene av invasjonen av slamfiltrat i lav-permeabilitetssoner er overvunnet ved POPI-metoden ifølge oppfinnelsen. I tilfeller hvor den lave permeabilitet skyldes en generell lavere porøsitetssone, er de dårligere reservoarer åpenbare ut i fra den lavere totale hydro-karbonverdi for LV+TD+TC og gir en lavere POPI-verdi. I tilfelle med lavere permeabilitet som følge av betydelig tjæreokklusjon, vil TD/TC-forholdet senke POPI-verdien. Og motsatt kan interpreteringen av en lavere POPI-verdi gjøres mer konklusiv ved referanse til verdiene for POPI-kompo-nentvariablene: lave totale hydrokarboner (LV+TD+TC) leder mot lavere porøsitet eller effektiv porøsitet i reservoaret, mens lavere TD/TC-forhold indikerer tjæreokklusjon eller andre oljenedbrytende prosesser.

Fra et driftsstandpunkt kan fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjennomføres på stedet der hvor boreriggen er lokalisert. Dette er en vesentlig faktor for å minimalisere den såkalte "turn-around time" fra oppsamling av borekutt-prøvene til å generere og interpretere data ut i fra de pyrolytiske analyser av slike prøver. Det har blitt oppnådd en midlere omløpstid på to timer for kontinuerlig operasjon hvor det ble anvendt standardutstyr. En reduksjon i prøve-prepareringstiden, så som ved anvendelse av spesialiserte vakuumtørkede, kan føre til ytterligere betydelig reduksjon i omløpstiden. Dette gjør fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen til et uvurderlig verktøy for å kunne forutsi reservoaregenskaper når det er behov for data, dvs. mens brønnen fortsatt er under boring.

En faktor som kan påvirke nøyaktigheten til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen til å predikere kvaliteten og tilstanden til reservoarbergarten på en angitt dybde, er en avskraping eller avskalling av borekutt. Virkningen av avskalling på POPI gjelder den åpenbare skifting av enkelte grenser i reservoaregenskapene dypere i brønnen slik det fremgår av fig. 3. Under analysering av data skal det forstås at endringen i reservoaregenskapen fra oljeproduktiv kvalitet til tjære-okkludert/ikke-reservoarkvalitet kan delvis maskeres av avskalling inntil representative borekutt er oppsamlet for et intervall, enten ved å stanse for å sirkulere såkalte "bottoms-up" når det detekteres en viktig endring i reservoarets egenskaper, eller ved å bore fremover inntil en tilfredsstillende tykkelse av reservoar med tilsvarende kvaliteter utboret for å frembringe en mer homogen prøve. Den andre praksis er ikke anbefalt siden den nedsetter verdien av informasjonen som kan oppnås forut for frembringelse av representative borekutt, noe som følgelig nedsetter oppløsningen av data.

I alle fall er det innenfor denne teknikk utviklet fremgangsmåter for å bestemme forekomsten og virkningen av borekutt på dybdeberegninger og disse teknikker kan anvendes for å korrigere datainnganger assosiert med åpenbare målte dybdeplott eller tabeller under gjennomføringen av den foreliggende oppfinnelse.

Som anmerket ovenfor ble verdiene for LV-, TD-, og TC-parameterene bestemt på pyrolytisk instrumentering kjent som Rock-Eval<®>. Data frembrakt fra et annet instrument trenger ikke være identisk. Dette skyldes at ovngeometrien, utformingen av oppvarmingsmekanismen og varmeoverføringens effektivitet, og digelgeometrien, alle spiller en rolle når LV-, TD-, TC-parametrene skal kvantifiseres. Imidlertid er de grunnleggende relasjoner hvorved POPI-metoden baseres, gyldig. Siden POPI kan bli noe forskjellig for samme prøve dersom det anvendes forskjellige pyrolyseinstrumenter, kan grensene for karakteriseringene av reservoarbergarten variere. Metodologien som beskrevet ovenfor vil gjøre en gjennomsnitts fagmann innen dette område i stand til å bestemme de ekvivalente parametere uten å avvike fra oppfinnelsens idé og ramme.

Det finnes en rekke måter hvormed læren og ideen for den foreliggende oppfinnelse kan gjennomføres, som omfatter trinnene av prøvepreparering, instrumentenes inputpara-metre, og hvordan utgangsdataene rapporteres. F.eks. kan en erfaren fagmann på det foreliggende tekniske område velge forskjellige såkalte "cut-off"-temperaturverdier, som i sin tur kan anvendes til å utvikle nye indekser som kombinerer komponenter som relateres til kvantiteten og egenskapene til hydrokarbonene som er tilstede i bergartprøven. Slike variasjoner i metodologi skal forstås å ligge innenfor rammen for den foreliggende oppfinnelse, og kan i virke-ligheten være nødvendige for anvendelse av teknikken på spesifikke felttilstander.

Claims (23)

1. Fremgangsmåte til anvendelse av data avledet fra de pyrolytiske analyser av reservoarbergart for å forutsi oljeproduksjonsegenskapene i nevnte reservoarbergart innenfor området oljeproduktiv bergart, marginal oljeproduktivt bergart og tjæreokkludert- eller ikke-reservoarbergart, karakterisert ved trinnene: (a) at det oppsamles en prøve av bergarten fra en kjent dybde og lokasjon i feltet, (b) at prøven prepareres for pyrolytiske analyser, (c) at det frembringes verdier for lettflyktige hydrokarboner LV, termisk destillerte hydrokarboner TD, og termisk krakkete hydrokarbon frigitt TC, som resultat av de pyrolytiske analyser av den preparerte prøve, {d) at verdiene for en pyrolytisk oljeproduktivitetsindeks POPI beregnes for prøven i overensstemmelse med den følgende ligning: POPI = ln(LV+TD+TC) x (TD+TC), (I) (e) at verdien for POPI og den målte dybden gjeldende for prøven, registreres, (f) at det oppsamles en prøve av bergarten fra en annen lokalisering og på en kjent målt dybde i feltet, (g) at trinnene (b)-(f) repeteres for et antall kjente prøvetakingslokasjoner, (h) at verdien for POPIo beregnes ut i fra en representativ prøve av råolje av den type som finnes i reservoarbergart av god kvalitet i oljefeltet, og (i) at det identifiseres dybdene som motsvarer POPI-verdiene for (i) fra 0 til ca- ^ POPIo som tjæreokkludert-eller ikke-reservoarbergart, eller begge, (ii) fra ca. H POPIo til POPIo som marginal oljeproduktiv reservoarbergart, (iii) over ca. 5,0 som oljeproduktivt reservoarbergart.

2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at verdien av POPI og den målte dybde for hver prøve registreres på en kurve.

3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at verdien av POPI og den målte dybde for hver prøve registreres i tabellform.

4. Fremgangsmåte i samsvar med krav 2, karakterisert ved at dybden registreres langs med grafens abscisse.

5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at verdiene som oppnås fra de pyrolytiske analyser mates inn i en forprogrammert vanlig (general purpose) datamaskin.

6. Fremgangsmåte i samsvar med krav 2, karakterisert ved at det grafiske plott genereres ved hjelp av en forprogrammert (general purpose) datamaskin.

7. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at prøven er bergartborekutt som produseres av en borkrone.

8. Fremgangsmåte i samsvar med krav 7, karakterisert ved at bergartprøvene oppsamles fra et aktivt boreområde.

9. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at prøven i trinn (h) frembringes fra en borekjerne.

10. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvor det frembringes data avledet fra de pyrolytiske analyser av en prøve "A" fra reservoarbergart oppsamlet fra en forut-bestemt posisjon i et reservoarområde for å bestemme reservoaregenskapene som et oljeproduktivt område, eller et tjæreokkludert område, hvor de pyrolytiske analysedata omfatter verdiene for LV-^A, TD^A og TC^ for prøven, karakterisert ved trinnene: (a) at en beregner verdien av POPIo for en representativ prøve av råolje av den type som finnes i reservoarbergart av god kvalitet i oljefeltet, (b) at en registrerer hvor i reservoaret prøven A ble frembrakt, (c) at det frembringes verdier for Lv^A, TD^A og TC^A som stammer fra de pyrolytiske analyser av det nevnte preparerte prøve A, (d) at en beregner verdien for den pyrolytiske oljeproduktivitetsindeks POPIA for prøven ifølge ligningen P0PIA = ln(L<V>lA<+>TD1A+TClA) x (TD1A+TClA) (I) (e) at det registrerer informasjonen som oppnås fra det ene eller begge av trinnene (b) og (d) ovenfor, for prøven A, (f) at en sammenligner verdiene POPIA beregnet for prøven A med tabellen over POPIo-standardene, hvor POPIA > POPIo indikerer oljeproduktivt bergart, POPIA < ^POPIo indikerer tjæreokkludert- eller ikke-reservoarbergart, og VsPOPIo > POPIA <, POPIo indikerer marginalt produktivt reservoarbergart.

11. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at prøven A er et bergartborekutt produsert av en borekrone.

12. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at prøven A fjernes fra en borekjerne.

13. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at de pyrolytiske analyser gjennomføres på en bergartprøve som er frembrakt fra et aktivt boreområde.

14. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at informasjonen registreres i tabellform.

15. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at informasjonen registreres i grafisk form.

16. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at informasjonen registreres i en minneinnretning i en forprogrammerbar vanlig (general purpose) datamaskin.

17. Fremgangsmåte i samsvar med krav 13, karakterisert ved at boreretningen endres basert på informasjonen som frembringes under trinn (f).

18. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at trinnene (b) til (f) repeteres for et antall fra forskjellige posisjoner i reservoarbergarten.

19. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at informasjonen fra trinnene (b) og (d) for et antall prøver registreres grafisk.

20. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvor en borkrone tilhørende en brønnboringsrigg dirigeres under boring av en horisontal brønn for å lokalisere fremdriften av kronen i et oljeproduktivt felt (stratum) av reservoarbergarten, karakterisert ved trinnene: (a) at en beregner verdien for POPIo for en representativ prøve av råolje av den type som finnes i en reservoarbergart av god kvalitet i oljefeltet, (b) at en oppsamler en første prøve "A" av fra en målt kjent dybde A og lokalisering i feltet, (c) at en preparerer prøven A for pyrolytiske analyser, (d) at en frembringer verdien for LVA, TDA og TCA som stammer fra de pyrolytiske analyser av den preparerte prøve, (e) at en beregner verdien for den pyrolytiske oljeproduktivitetsindeks, P0PIA, for prøven i overensstemmelse med den følgende ligning P0PIA = ln(LVA+TDA<+>TCA) x (TDAtTCa), (f) at en horisontalt driver borkronen fremover dersom verdien av POPIA er større enn eller lik POPIo, (g) at en oppsamler påfølgende prøver av bergarten i dybden A og repeterer trinnene (b) til (e) ovenfor, (h) at en vertikalt forskyver fremdriften av kronen til en annen kjent dybde B dersom verdien av P0PIA for en etterfølgende prøve er mindre enn ^POPIo, (i) at en repeterer trinnene (a)-(g) ovenfor inntil verdien av POPIg for en prøve B er ^POPIo eller høyere, (j) at en fremfører kronen til ca. den samme vertikale dybde fra posisjonen hvor prøven B som produserer en POPIg-verdi på HPOPIo eller høyere ble uttatt, og (k) at en repeterer trinnene (a) til (i) ovenfor.

21. Fremgangsmåte i samsvar med krav 20, karakterisert ved at verdien av POPI for en prøve B i trinn (k) er ca. lik verdien av POPIo.

22. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvor en borekrone tilhørende en brønnboringsrigg dirigeres under boring av en horisontal brønn for å opprettholde fremdriften av kronen i et oljeproduktivt stratum av reservoarbergart, karakterisert ved trinnene: (a) at en beregner verdien av POPIo for en representativ prøve av råolje av den type som finnes i reservoarbergart i oljefeltet med god kvalitet, (b) at en oppsamler en prøve A av bergarten fra en målt kjent dybde A og lokalisering i feltet, (c) at en preparerer prøven A for pyrolytiske analyser, (d) at en frembringer verdiene for LVA, TDA og TCA som stammer fra de pyrolytiske analyser av den preparerte prøve A, (e) at en beregner verdien for den pyrolytiske oljeproduktivitetsindeks POPIA for prøven A i overensstemmelse med den følgende ligning POPIA = ln(LVA<+>TDA<+>TCA) x (TDA+TCA), (f) at en fremfører kronen til ca. den samme vertikale dybde dersom verdien av POPIA er høyere enn H POPIo, (g) at en oppsamler påfølgende prøver av bergarten på dybden A og repeterer trinnene (a)-(e) ovenfor, (h) at en repeterer trinnene (a)-(e) ovenfor inntil en verdi for P0PIA for en prøve er mindre enn en HPOPIo, (i) at en vertikalt forskyver fremdriften av kronen til en annen kjente dybde B, (j) at en repeterer trinnene (a)-(h) ovenfor inntil en verdi for POPIg for prøven B er en 4P0PIo eller høyere, (k) at en fremfører kronen til en vertikal dybde som er ca. den samme som den dybde hvorfra prøven som produserer en POPIg-verdi på en ^POPIo er høyere, ble uttatt, og (1) at en repeterer trinnene (a) til (j) ovenfor.

23. Fremgangsmåte i samsvar med krav 22 som omfatter de ytterligere trinn at en vertikalt forskyver fremdriften av kronen til en annen kjent dybde A inntil verdien av POPIx for en prøve X er ca. lik eller høyere enn POPIo-verdien.