NO321736B1 - Fremgangsmate for a karakterisere oljeforende reservoarbergarter ved hjelp av oljeproduktivitetstall - Google Patents

Description

Område for oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelse vedrører anvendelse av data avledet fra den pyrolytiske oljeproduktivitetsindeks, eller POPI, for videre å predikere andre karakteristikker i oljebærende reservoarbergarter, og karakteristikker for oljen i slike reservoarer.

Bakgrunn og teknikkens stilling.

En fremgangsmåte for å karakterisere reservoarbergart fra pyrolytisk analyse

av steinprøver kjent som pyrolytisk oljeproduktivitetsindeksmetode, eller

«POPI-metoden», er beskrevet i USP 5.866.814.

Ved praktisering av POPI-metoden, karakteriseres kvaliteten av reservoarbergarten ved en gitt lokalisasjon og dybde som (a) oljetproduserende, (b) marginalt oljeproduserende, eller (c) ikke-reservoar eller tjæreokkludert. Disse relative karakteriseringer er basert på en sammenligning av verdien av POPI*

for en gitt steinprøve X med verdien av POPlo som tidligere er blitt bestemt enten (1) olje-flekkete reservoarsteinprøver tilsvarende til boremål som er kjent for å være av god reservoarkvalitet, eller (2) en prøve av olje som er tilsvarende til den forventede sammensetning av brønnens målsone. Hovedfordelen med POPI-metoden er dets evne til å tilveiebringe data i sanntid basert på bore-prøver tatt fra boreriggen, slik at man hurtig kan foreta forandringer f.eks. i horisontale boreretninger, for å holde borekronen i oljeproduserende reservoarbergarter. POPI-metoden kan også anvendes for å samle sammen en mengde sammenlignende data for en gitt region eller et oljefelt som kan anvendes i planlegging av videre undersøkelser og produksjon.

De analytiske prosedyrer for å bestemme verdiene for POPI er beskrevet i US 5,866.814 (Jones and Tobey), og i lys av forholdet til foreliggende oppfinnelse og POPImetoden, gis den påfølgende oversikt for å fremme en forståelse av terminologien og betydningen av datapunktene.

US 5,866,814 beskriver en fremgangsmåte for å karakterisere reservoarbergarter. Ut fra data fra pyrolytisk analyse av steihprøver angis bergartskvaliteten ved beregning av prøvens pyrolytiske oljeproduktivitetstall

(POPI).

1. Definisjoner

Som anvendt i denne beskrivelse og patentkrav, har de påfølgende termer følgende betydning:

HC betyr hydrokarboner.

ln betyr naturlig logaritme.

LV er vekten i mg av HC frigitt pr. gram av bergart ved de statiske temperaturbetingelser av 180°C (idet smeltedigelen innsettes inn i det pyrolytiske kammer) før den temperaturprogrammerte pyrolyse av prøven.

TD er vekten i mg av HC frigitt pr. gram av stein ved en temperatur mellom 180°C og Tm/n°C.

TC er vekten i mg av HC frigitt pr. g bergart ved en temperatur mellom 180°C og Tm/n°C og 600°C.

LV + TD + TC representerer total HC-fordampning mellom

180°C og 600°C. En lav total HC indikerer bergart med lav porøsitet eller effektiv porøsitet. En lav verdi kan også indikere soner av vann og/eller gass.

POPIn er en verdi for den pyrolytiske oljeproduktivitetsindeks beregnet for en representativ prøve av råolje av den type som forventes å finnes i gode kvalitetsreservoarbergarter i regionen av boringen, og velges som en standard.

Tmjn( °C) er temperaturen hvorved HC-fordampning er ved et minimum mellom temperaturen av maksimum HC-fordampning for TD og TC, og bestemmes empirisk for hver prøve. Alternativt kan en temperatur på 400°C anvendes for prøver hvor der ikke er skillbar minimum mellom TD og TC. De siste prøvetyper har generelt svært lavt totalt HC-utbytte.

Fi er gjennomsnittlig porøsitet i stein.

Sxo er en metning av boreslamfiltrat og representerer mengden av HC erstattet av filtratet, og derfor, flyttbar HC.

Fi* Sxo vs dvbdeplott - arealet under kurven representerer forholdet av porøsitet som inneholder flyttbar HC.

Fi vs dvbdeplott - arealet mellom Fi-kurven og Fi<*>Sxokurven representerer ikke-flyttbar HC, eller tjære.

Gamma - de naturlig forekommende gammastråler som avgis av forskjellige litologier ved måling direkte i borehullet med redskap fra den petrofysikalske teknologi, og rapporteres i standard API ( American Petroleum Institute) enheter.

Kaliper - den målte diameter av borehullet idet man kjører de petrofysikalske logger.

Tetthetsporøsitet - porøsiteten beregnet med teknikkens metoder fra petrofysikalske bulk-tetthetsverktøy ved anvendelse av antatt fluid- og partikkeltetthet.

Nøvtron<p>orøsitet - porøsiteten målt med en fremgangsmåte ifølge teknikkens stilling fra petrofysikalske nøytronredskaper.

Dvbderesistivitet - resistiviteten målt med dybdeinvasjon (langt mellomrom mellom kilde og mottaker), lateral logg eller induksjon petrofysikalske redskaper som anvendes som et mål på ikke-forstyrret formasjonsresistivitet.

Medium- resistivitet - resistiviteten målt ved mediuminvasjon (medium-mellomrom mellom kilde og mottaker), lateral logg eller induksjon petrofysikalske redskaper som anvendes som et mål på resistivitet i formasjonen som er blitt flush'et med slamfiltrat fra borefluidet.

Grunne- resistivitet - resistiviteten målt ved grunneinvasjon (kort mellomrom mellom kilde og mottaker), lateral logg eller induksjon petrofysikalsk analytiske teknikker som anvendes som et mål på resitiviteten av slamfiltratet fra slamkaken som dannes på det indre av borehullet under boreoperasioner.

Nøvtron- tetthet krvss- plott porøsitet ( N- D Fi) -porøsiteten bestemt fra en felles metode innen teknikkens stilling som kompenserer for effektene av litologiske og fluidforandringer som fører til unøyaktigheter ved anvendelse av enten tetthet- eller nøytronporøsitetsmålinger.

Kjerneplugg- permeabilitet - permeabiliteten målt med teknikker innen teknikkens stilling fra sylindriske steinprøver som kuttes fra kjerner tatt fra drilleprosessen som rapporteres i enhetene av millidarc (md).

1. Analytiske pvrolvseprosedvre.

Den analytiske fremgangsmåte anvendt for å kvantitativt å bestemme nærvær av hydrokarboner i steinprøver fra reservoarer, er kjent som en åpen-system-pyrolyse. Ved praktisering av POPI-metoden ifølge oppfinnelse, anvendes det følgende uttrykk for å tilveiebringe ett eller flere datapunkter:

ln(LV+TD+TC)x(TD-TC)=POPI

I uttrykket ovenfor angir termen «ln(LV+TD+TC)» den naturlige logaritme av verden, og termen «POPI» anvendes som forkortelse for pyrolytisk oljeproduktivitetsindeks. Termen POPI anvendes også mer bredt heretter som referanse til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.

I POPI-fremgangsmåten for pyrolyse oppvarmer et tids- og temperaturprogrammert instrument en liten mengde av en grunnbergartsprøve fra en starttemperatur på 180°C (holdes i 3 minutter) til 600°C ved en hastighet med økning i temperatur på 25°C pr. minutt. Under den programmerte oppvarming overvåkes hydrokarboner som avledes fra steinen som en funksjon av temperaturen. Fig.1 viser et typisk instrumentplott, som er kjent som et «pyrogram». En typisk analyse resulterer i tre topper. Den første er sammen-satt av hydrokarboner som kan være volatisert, desorbert og detektert ved eller under 180°C idet temperaturen holdes konstant i de 3 første minutter i prosedyren. Disse kalles lett flyktige hydrokarboner, eller «lett flyktige» (LVHC, eller LV). Den neste fase av den pyrolytiske analyse består av en programmert temperaturøkning fra 180°C til 600°C som vanligvis resulterer i to mer distinkte topper. Den første av disse topper forekommer mellom 180°C og ca. 400°C, og korresponderer til termisk desorpsjon av løsemiddel-ekstrahérbar bitumen, eller den lette oljefraksjon. Disse benevnes «termisk destillerte hydrokarboner»

(TDHC, eller TD). Den andre topp i denne fase (tredje totale topp) forekommer etter ca. 400°C, generelt etter et minimum i pyrolytisk utbytte observeres, og strekker seg typisk til ca. 55°C. Temperaturen som korresponderer til minimum i pyrolytisk utbytte mellom TD og TC benevnes som Tmin. Denne topp skyldes pyrolyse (cracking) av tyngre hydrokarboner, eller asfaltener. Materialene som termisk cracker, benevnes «termisk crackede hydrokarboner», eller

«pyrolyserbare» (TCHC, eller TC).

De som er kjent innen fagfeltet vil forstå, at mange andre typer data benyttes i karakterisering av reservoarbergarter og oljen i reservoaret for formålet å modulere oljeutvinning og produksjon. Det er således et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte for å bestemme karakteristikker for reservoarbergarter og oljen i reservoaret basert på POPI-metoden.

Sammendrag av oppfinnelsen

Det ovenfor angitte formål, og andre fordeler oppnås ved forbedringene av oppfinnelsen i fremgangsmåten for å karakterisere oljeførende reservoarbergarter i krav 1, kjennetegnet ved de karakteriserende trekk.

Alternative utførelser av fremgangsmåten ifølge krav 1 er beskrevet i de uselvstendige krav 2-8.

Den forbedrede fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen resulterer i standardisering av de nummeriske verdier avledet av POPI-metoden. Ved å anvende normalisering eller standardiseirngsprosess til POPI-metoden, resulterer dette i en omdanning av den nummeriske verdi av POPI0 for gode oljeproduserende reservoarbergarter til en standardverdi, f.eks. 100, som angis som POP\ norm\ en prøve som vurderes til å være en ikke-reservoarbergart har en nummerisk verdi på mindre enn 50 (dvs. mindre enn halvparten av den opprinnelige verdi av POPlo), og prøveverdier fra !4 POPlo til POPlo vurderes til å være marginalt produktive reservoarbergarter som har korresponderende nummeriske verdier, dvs. mellom 50 og 100. Denne normalisering eller standardisering av POPIø-verdier har flere fordeler over fremgangsmåter kjent innen fagfeltet, inkludert det å tilveiebringe en basis for å utføre direkte sammenligninger mellom, og blant indiser for forskjellige brønner og/eller regioner.

Den pyrolytiske oljeprodutivitetsindeksmetode (POPI) ifølge teknikkens stilling er forbedret i samsvar med oppfinnelsen for å utnytte en normalisert skala, angitt som POPInorm, som er basert på en standardiseringsverdi som angir god til utmerket oljeproduktivitet for reservoarbergarten. I en foretrukket utførelse er den standardiserte eller normaliserte verdi, 100. Som det vil være opplagt for ordinært fagkyndige, kan en annen verdi, f.eks. 1000, også anvendes for oppfinnelsens formål. Imidlertid tilveiebringer 100 en hensiktsmessig normaliseringsverdi for anvendelse med analyse av dataene. Fremgangsmåten omfatter trinnene å beregne en normaliseringsfaktor, Fnorm, som forsynes til POPI-verdiene som blir beregnet i samsvar med metoden ifølge teknikkens stilling. Den forbedrede metode for å bestemme cut-off-verdier for POPI, gjør det enklere å sammenligne POPI-data fra brønn til brønn, eller fra felt til felt.

Kort beskrivelse av figurene

Oppfinnelsen og dens foretrukne utførelser vil nå bli ytterligere beskrevet ved henvisning til de medfølgende figurer, hvori: Fig. 1 er et typisk pyrogram ifølge teknikkens stilling fra et åpent system temperaturprogrammert pyrolyse av en oljeprøve, som indikerer områdene tilhørende med dataene anvendt for å beregne POPI-verdier i samsvar med formel (1). Fig. 2 er et plott av POPI versus totale hydrokarboner (LV+TD+TC) som viser lineære interpoleringer ifølge teknikkens stilling for å bestemme POPlo for to forskjellige oljer. Fig. 3 er en serie av plott av POPI versus totale hydrokarboner (LV+TD+TC) for en rekke oljer med vesentlig forskjellige pyrolytiske karakterer. Fig. 4 er et plott av dybde versus predikert API-egenvekt basert på pyrolytiske dataforhold for individuelle kjerneprøver. Fig. 5 er et plott av POPI prelogaritmisk koeffisient versus API-egenvekt for oljer ifølge Fig. 3.

Fig. 6 er et plott av pyrolytisk utbytte versus APIegenvekt.

Fig. 7 er et plott av POPI versus totale hydrokarboner (LV+TD+TC) for et datasett som oppfører seg godt av reservoarsteinprøver. Fig. 8 er et eksempel på en kurvetilpasning av POPI versus totale hydrokarboner for å undersøke PPLC og API-egenvekt. Fig. 9 er et plott av API-egenvekt beregnet fra PPLC på olje og reservoarsteinprøver versus aktuell API-egenvektverdier bestemt fra oljeprøvene, eller fra de produserte oljer fra de respektive brønner med reservoarsteinprøver. Fig. 10 er et plott av API-egenvekt for PPLC på reservoarsteinprøver versus API-egenvektmålinger på de korresponderende oljer. Fig. 11 er et sammenlignende grafisk plott av POPI og kjernepluggpermeabilitet versus dybde for en brønn som oppviser en godt definert olje-vann-kontakt. Fig. 12 er et grafisk plott av POPI versus totale hydrokarboner (LV+TD+TC) for en brønn med en relativt lav korrelasjon av PPLC. Fig. 13 er et grafisk plott av POPI versus totale hydrokarboner (LV+TD+TC) med iso-AS^Imjer som separerer felter av tilsvarende ASw verdier. Fig. 14 er et grafisk plott av dybde versus tilsynelatende vannmetning

(AS*).

Fig. 15 er et sammenlignende grafisk plott av dybdeprofiler på en komposittlogg for tilsynelatende vannmetning (ASW) fra pyrolytiske data, og for petrofysikalsk logg og avledede data opptatt ved metoder innen teknikkens stilling. Fig. 16 er et sammenlignende grafisk plott av dybdeprofiler presentert på en komposittbrønnlogg for tilsynelatende vannmetning (ASW) som beregnet fra pyrolytiske data, og for petrofysikalsk logg og avledede data oppnådd ved metoder innen teknikkens stilling. Fig. 17 er et sammenlignende grafisk plott for dybdeprofiler på en komposittbrønnlogg som inkluderer tilsynelatende vannmetning (ASw) som beregnet fra pyrolytiske data, omberegnet vannmetning ved anvendelse av variabel sementering ( m) og metning ( n) eksponentverdier som angitt, og petrofysikalsk logg, og avledede data oppnådd ved metoder innen teknikkens stilling.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

De forskjellige aspekter og utførelser av oppfinnelsen beskrives med henvisning til de medfølgende figurark, hvor figurene utgjøres av grafer eller plott av data eller datasett som er basert på empirisk informasjon for aktuelle brønner. Informasjonen antas å være representativ for formålet å beskrive de forbedrede fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen. Som det vil forstås av fagkyndige for utvikling og tolkning av slike geofysiske data for formål å karakterisere reservoarbergarter og dets petroleumsinnhold, vil betydelige variasjoner forekomme mellom regioner og også innen regioner pga. geologiske avvik. I ethvert tilfelle skal den detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen, idet denne leses i sammenheng med figurene, tilveiebringe en forståelse som er tilstrekkelig til å sette en fagkyndig i besittelse av oppfinnelsen.

Normalisering av POPI- verdier

For å tilveiebringe et standardsett av verdier for POPI'ene oppnådd fra flere brønnsteder i en region, eller for å muliggjøre en enkelt sammenligning av data fra forskjellige geofysiske og/etler geografiske regioner, påføres en normalisert funksjon til POPI-verdiene.

Som eksempel, og med formål å beskrive den foretrukne utførelse av oppfinnelsen, angis den normaliserte verdi for POPlo til å ha en verdi av 100. Det skal forstås at verdien av POPlo for et gitt sett av pyrolytiske data bestemmes i samsvar med metoden beskrevet i USP 5.866.814, og ovenfor.

Praktiseringen av den forbedrede fremgangsmåte ifølge forbindelsen omfatter trinnene: (a) bestemme verdien av POPlo i samsvar med ligningen ifølge

teknikkens stilling:

(b) beregne verdien av normaliseringsfaktoren Fa/orm

i samsvar med følgende ligning (2):

(c) normalisering av verdien av POPIx avledet fra en gitt steinprøve

«X» i samsvar med den følgende ligning (3A):

(d) oppta verdien for POPI/vcwMrø.

Denne normaliseringsprosess gjentas for verdier oppnådd ved steinprøve «Y», og for POPI-dataene oppnådd for alle prøver i det ønskede sett av prøver. Deretter kan dataene manipuleres som ønsket, og skrives ut i grafisk- eller tabellform. Ut fra det som er angitt ovenfor, vil det forstås at negative POPI-verdier forblir negative, imidlertid vil de komme ut med større negative tall, og de vit fremdeles indikere en hydrokarbonmetning som er for lav til å være innen en oljekolonne, og som dermed enten er våt, i en gass-sone, eller en svært fast stein. Fordelene med dette nye analyseregimet, er å gjøre POPI mer anvendbar for direkte sammenligning mellom brønner med vesentlig forskjellige oljekarakteristika.

Beregning av API- eaenvekt fra POPI- data

Som angitt ovenfor, er POPlo den pyrolytiske oljeproduktivitets-indeksverdi som forventes for en steinprøve med god reservoarkvalitet gitt at den er tilstrekkelig høy i oljekolonnen til å være fri fra olje-vann-transisjonssonen, og at karakteristikaene for den produserte olje er i samsvar med dem som er forventet. Tidligere er to hovedmetoder blitt anvendt for å bestemme verdien av POPlo. En metode for å bestemme verdien av POPlo, var å analysere en serie prøver fra et reservoar, bestemme POPI-verdien for hver av prøvene, produsere en POPI versus dybdeplott for settet av prøver, og deretter sammenligne POPI-verdiene med reservoarkvalitet som bestemt ved konvensjonell elektrisk logg. Ved utførelse av dette vil de områder med god reservoarkvalitet vanligvis ha et område av POPI-verdier, hvor minimum av disse kan anvendes for å separere reservoarbergarter av god kvalitet (dvs. en høyere POPIverdi) fra reservoarbergarter med lavere kvalitet (dvs. en lavere POPI-verdi).

Den andre metode anvendt for å bestemme POPlo, var gjennom en analyse av olje som er tilsvarende til den aktuelle olje som produseres, eller som forventes å kunne produseres, i den regionen hvorfra stein- eller kjerneprøven som testes, var hentet. Den siste prosedyre er beskrevet nedenfor: 1) Til 1 cm3 av oljeprøven tilsettes 9 cm<3> av et egnet løsemiddel, så som metylenklorid, dimetylsulfid eller andre egnede løsemidler som fullstendig vil oppløse oljeprøven, og som enkelt kan evaporeres ved under 60°C. 2) Fremstille 9 smeltedigler av stål med ca 100 mg av ren silikagel. 3) Påføre til silikagélen, f.eks. ved hjelp av en sprøyte, 3 prøver av hver av løsningene av oljen i løsemiddelmengder av 10, 20 og 30 mikroliter. 4) Tørke prøvene ved 60°C i smeltedigelen i en vakuumovn i 4 timer. 5) Underlegge prøvene for pyrolytisk analyse der det anvendes 100 mg som den nødvendige input-prøvestørrelse for instrumentet for å tilveiebringe data som korresponderer til LV, TD og TC. 6) Benytte standard regneark og grafikkprogramvare for å mate inn dataene og fremstille et kart eller plott (som det i Fig.2) hvor y-parametrene er POPI-verdien og x-parametrene er summen av totale hydrokarboner (LV+TD+TC). 7) Velge området for verdien av POPlo fra kartet hvor verdien av totale hydrokarboner er mellom 4 og 6 mg pr. gram prøve.

I samsvar med beskrivelsen i US 5,866,814, kolonne 7, linjene 30-39, skal det forstås at en total hydrokarbonverdi i området fra 4-6 mg var ganske typisk for restflekking etter prøvefremstilling for oljer som er mindre enn 42% API-egenvekt. Det var også tenkt at lettere oljer som har høyere API-egenvektverdier kan kreve anvendelse av lavere verdier for totale hydrokarboner, siden resthydrokarbonflekken kunne være signifikant lavere pga. evaporering av de lette komponenter og lavere mengder av medium og tunge komponenter. Det blir derfor angitt at evaluering av god kvalitet og produktiv reservoarbergart var det foretrukne middel for å bestemme verdien av POPI for de reservoarer som ga olje som har en API-egenvekt større enn 42%.

En mer nøyaktig forståelse av forholdet mellom forandring i POPI-verdi med forandring i oljekarakteristika er nå blitt bestemt som et resultat av analysen av et større antall råolje- og steinprøver. Fig. 3 er et plott av POPI-verdier versus totale hydrokarboner (LV+TD+TC) for et sett av oljeprøver som ble analysert med fremgangsmåtene i trinnene 1-7 som angitt ovenfor. I dette prøvesett hadde prøvene et volum av 10, 20 og 30 mikroliter, og noen prøver som var opptil 80 mikroliter bie også inkludert. Som det vil fremgå fra Fig. 3, er de slående karakteristika av plottet av testdataene at den beste tilpasning for variasjon av POPI ikke er lineær, som tidligere antydet av Fig.2 i teknikkens stilling, men i stedet er trenden for dataene en logaritmisk form. Dette skyldes sannsynligvis det faktum at POPI-beregningene inkluderer den naturlige logaritme for totale hydrokarboner i formelen.

Forskjellige andre fremgangsmåter for å estimere API-egenvektverdier fra pyrolytiske data, er blitt utviklet. Disse metoder har et felles trekk i at de produserer en separat API-egenvektbestemmelse for hver analyserte prøve. Videre, ved vurdering av en brønnprofil, viser disse predikerte API-egenvekter betydelig variasjon, spesielt idet en olje-vann-transisjonssone vurderes, som vist i Fig. 4. Imidlertid, under produksjon av en brønn, er generelt én enkelt API-egenvekt representativ for den produserte olje.

Basert på denne praktiske bestemmelse, etableres forholdene for hver av disse oljeprøver med følgende ligning (4).

hvor PPLC er POPI prelogaritmisk koeffisient, og er en konstant for en gitt type olje,

In er den naturlige logaritme,

(LV+TD+TC) er den totale mengde hydrokarboner i prøven, og b er en empirisk bestemt konstant.

Det er blitt funnet empirisk at konstanten b er typisk mindre enn ca. 0,1, og siden variasjoner i POPI av denne størrelse ikke er signifikant, kan verdien b ignoreres. Dermed, for formålet å praktisere oppfinnelsen, kan ligningen (2) ovenfor forenkles til ligning (5):

hvor POPIoije er verdien av POPI oppnådd med forskjellige konsentrasjoner av olje på enten et silikagelsubstrat eller på reservoarbergartsprøver, og de andre termer er som definert ovenfor.

Verdiene av POPI0ije ved forskjellige konsentrasjoner plottes for å gi en trendlinje, hvor formen eller kurven av denne reflekterer karakteristika for oljen. Fra ligningene 4 og 5 ovenfor, skal det forstås at det er PPLCen som bestemmer formen av kurven som resulterer fra plottet av POPI versus totale hydrokarboner. I samsvar med et annet aspekt ved oppfinnelsen, er verdien av PPLC og dermed formen av kurven direkte relatert til API-egenvekten for reservoaroljen. Fig.5 er et plott av PPLC versus API-egenvekt for de forskjellige olje-prøver. Som det fremgår, oppviser plottet av PPLC versus.API-egenvekt en eksellent eksponentiell tilpasning, med en høy korrelasjonskoeffisient r=0,967. Som et resultat, kan API-egenvekt alene anvendes for å beregne verdien av PPLC, og PPLC kan anvendes for å beregnes API-egenvekt. Validiteten av dette forhold ble etablert ved sammenligning av empiriske data fra en geografisk stor oljeproduksjonsregion. Som det vil forstås av fagkyndige, vil andre bassenger eller regioner kreve bestemmelser av deres egne spesifikke verdier. Imidlertid vil prinsippene og den underliggende atferd av ligningen være den samme. Derfor vil trinnene for å utvikle alternative forhold for andre bassenger resultere i relativt små totale forskjeller. Dermed, for et gitt datasett kan den følgende ligning 6 anvendes for bestemmelse av PPLC.

hvor PEC er den pre-eksponensielle koeffisient (bestemt empirisk fra dataene til å være ca. 0,151),

e er basisverdien for den naturlige logaritme (et irrasjonelt tall med en desimaltilnærming på ca. 2,718281),

c er en konstant (bestemt empirisk fra aktuelle feltdata til å være 0,0976), og

API er den nummeriske verdi for API-egenvekt.

Ved å erstatte de nummeriske verdier i (6) ovenfor, blir

Denne ligning kan løses for API-egenvekt i termer av PPLC, som

Fra ligningene 6 og 6A-6C ovenfor, kan en rekke relevant informasjon bestemmes. Først kan POPlo, cut-offVerdien for POPI som er i samsvar med god reservoarkvalitet beregnes fra API-egenvekt alene ved anvendelse av en forenklet versjon av ligning (6). Siden konstanten i ligning (4) er neglisjerbar, så:

hvor HCmin er minimumsmengde av resthydrokarbonflekking for gode kvalitetsreservoarbergarter lokalisert ovenfor en olje-vann-transisjonssone.

Som tidligere angitt, basert på empiriske data, er denne verdi mellom 4-6 mg av totalt pyrolytisk utbytte (LV+TD+TC) gram av stein. Resultatet av oljeanalyser har også gitt en fremgangsmåte for å estimere HCmin fra den aktuelle antatte API-egenvekt av en prøve. Fig.6 er et kryss-plott av totalt pyrolytisk utbytte (LV+TD+TC) pr. 10 mikroliter oljeprøve versus API-egenvekt. Dataene viser at med økende API-egenvekt, reduseres det forventede utbyttet for den samme kvalitet av opprinnelige hydrokarboner. Dette skyldes evaporering av de lettere komponenter, spesielt LV, i prøvene med høyere gravitet. POPI-verdien avledet fra pyrolytiske data fra et reservoar som inneholder 31 ° APIegenvektolje på dette plott, gir en verdi på 5 mg total HC/mikroliter olje. Derfor, i reservoarbergarter av god kvalitet, etter å ha tatt hensyn til effektene ved flushing av bergarten med slamfiltrat og prøvepreparering, forblir flekking, representativ til 10 mg pr. prøve av den opprinnelige i-reservoaroljen, igjen. Av de gjenværende resthydrokarboner vil totalutbyttet variere med API-egenvekt i samsvar med ligning:

Ved å anvende dette forhold, substitueres HCmin i ligninger 5 eller 7 for å løse for POPI cut-off-verdi for reservoarbergarter av god kvalitet, som følger:

PPLC, og således POPlo kan deretter bestemmes enten gjennom dataanalyse på et sett av prøver, eller ved å løse ligning (6) ved anvendelse av API-egenvekt. Fig. 7 er et typisk kryssplott av POPI-verdier versus totalt hydrokarbonutbytte (LV+TD+TC) som oppviser et datasett med god oppførsel fra reservoarsteinprøver. I dette tilfellet er den heltrukne linjen den logaritmiske trendlinje generert fra datasettet, og denne kan uttrykkes ved ligningen:

(korrelasjonskoeffisient r=0,94).

Det stiplede kurve er en hypotetisk linje som representerer en olje med den samme PPLC som steindataene (ca. 7,5) og med en ubetydelig konstant b. Denne kurve er representativ for kurven som genereres av den aktuelle oljeprøve, dvs. POPI=POPI0ffe, hvor POPI0/y0. er POPI-verdien som oljen ville ha gitt ved ethvert totalt hydrokarbonutbytte. Dermed kan PPLCen som bestemt ved å plotte disse data, nå anvendes i ligning (7) for å beregne POPlo, og dersom API-egenvekten er ukjent, kan den også bestemmes gjennom ligning (6), og deretter anvendes for estimering av HCmin i ligning (8).

Som vist ovenfor, kan API-egenvekten også estimeres gjennom analyse av POPI-data. For et sett av data generert fra enten en oljeprøve (ved anvendelse av fremgangsmåten ovenfor for å bestemme POPI0 fra oljeprøver, f.eks. som i Fig.3), eller fra kjerne, eller fra borekuttingsprøver, et plott av POPI versus totale hydrokarboner (LV+TC+TC) genereres, som i Fig.7. Fra dette plott oppnås POPI prelogaritmisk koeffisient (PPLC) ved å tilpasse dataene til en logaritmisk kurve. Som vist i Fig.5, har PPLC en eksellent eksponentiell tilpasning idet disse plottes mot API-egenvekt, og uttrykkes med ligning (3), (korrelasjonskoeffisient r=0,98).

Av grunner som vil bli beskrevet senere, produserer POPI data for reservoar-steinprøver ikke en klar trend hvor de fleste datapunkter faller langs en trendlinje i samsvar med ligning (5), som f.eks. i Fig.8.1 et slikt tilfelle kan en iterativ tilnærming benyttes i samsvar med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, og en hypotetisk linje for POPI0ije kan konstrueres ved å benytte forskjellige verdier for PPLC-faktoren inntil en tilfredsstillende kurvetilpasning oppnås, med de høyeste POPI-verdier opptatt for gitte totale hydrokarbon-mengder. POPI-dataene i dette tilfellet, kan ses som tilpasning i rammen som dannes av X-aksen og linjen beskrevet av ligning:

Fig. 9 er et kryssplott av API-egenvekt som bestemt fra PPLC versus målt API-egenvekt for oljer og de produserte oljer fra brønnene korresponderende til reservoarsteinprøvene som er analysert. Av spesiell signifikans i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er det faktum at stigningen er svært nær til 1 (0,94), skjæringen er liten (1,7), og korrelasjonskoeffisienten er svært høy (r=0,97). Dette plott demonstrerer at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan benyttes over et stort spekter av API-egenvekter, og at forskjellen mellom API-egenvekt predikert fra PPLC generelt er innen 2-3 API-egenvektenheter, eller mindre. Fig. 10 er det samme plott som i Fig.9, men benytter kun steindata. For dette sett av data er korrelasjonen noe lavere (korrelasjonskoeffisient r=0,87) pga. det faktum at prøvesettet kun er i området fra 27 til 42° API-egenvekt. Imidlertid er tilpasningen fremdeles god, og forskjellen mellom API-egenvekt og det predikerte fra PPLC er generelt innen 2-3° API, eller mindre.

Bestemmelse av tilsynelatende vannmetning fra POPI- data

Fra en analyse av POPI-feltdata ble det observert at POPI-verdier ble redusert betraktelig i olje-vann transisjonssoner, og at POPI-verdiene generelt ble negative ved basis av transmisjonssonen. Se f.eks. Fig.11. Dette skyldes to faktorer:

1) total hydrokarbonmetning reduseres med økende vannmetning, noe som resulterer i nedsatt pyrolytisk utbytte, og 2) ved økende vannmetning er det en nedgang i andelen av lettere komponenter (LV og TD) sammenlignet med asfaltén (termisk crackbar, TC) komponenter som omfatter olje. Økningen i tyngre (TC) komponenter i forhold til de lettere komponenter (LV+TD) assosiert med økende vannmetning antas å være resultatet av forskjellige absorpsjonseffekter. I et oljereservoar starter systemet som fjell-matriks med vannfylte porer. Idet reservoaret fylles med olje, vil en gitt andel av reservoaret enten oppleve tilstrekkelig kapillært trykk til å erstatte vannet med hydrokarboner til et punkt hvor vannmetningen er ved et ikkereduserbart nivå { Swirr), eller kapillærtrykket vil være tilstrekkelig til å erstatte kun en andel av vannet i porene ( Sw> Swirr). Det er blitt funnet at restflekkingen på fjellmatriksen ligner den opprinnelige olje (POPI=POPI0ije) kun idet reservoaret har oppnådd (eller tilnærmet har oppnådd) en situasjon med ikke-reduserbar vannmetning, og at den ikke-reduserbare vannmetning generelt er lav (f.eks. < 20%); I dette tilfellet er den relative absorpsjon A av komponentene som er representative for LV, TD og TC pyrolytiske produkter tilstrekkelig lik slik at flekkingen tilpasses oljekarakteristika svært nært, dvs. Alv« Atd« Are- Imidlertid vil den finale hydrokarbonmetning som får en bestemt porsjon av reservoaret, resultere i en progressiv større vannmetning ( Sw), den relative absorpsjon av de tunge komponenter (TC) favoriseres over de lette komponenter (LV+TD) slik at absorpsjonen av LV er mindre enn, eller tilnærmet lik absorpsjonen av TD, som er mye mindre enn absorpsjon av TC. Dette kan uttrykkes matematisk som ALV <, eller «Aro « Are- Fremgangsmåten for å bestemme tilsynelatende vannmetning ( ASW) fra pyrolytiske data er basert på anerkjennelse av: 1) den ovenfor angitte forståelse av forskjellige absorpsjonseffekter og 2) at det generelt nedsetter hydrokarbonutbyttet assosiert med økende vannmetning.

To sluttpunkter kan defineres som korresponderer til disse betingelser:

1) vannmetning er ved et ikke-reduserbart nivå (f.eks. Sw er mellom 0,05 til 0,1 på basis av porevolum-til-porevolum), og den korresponderende resthydrokarbonfarging er svært nær reservoaroljen, resulterende i en situasjon hvor, for en serie reservoarsteinprøver som analyseres, så vil POPI=POPI0øe, eller 2) vannmetning er svært høy ( Sw = 1,00), restfarging ligner ikke reservoaroljen (Arc»ArD>, eller «Alv), og det totale hydrokarbonutbyttet er svært lavt ((LV+TD+TC) * eller<1,0 mgHC/g stein), resulterende i en POPI-verdi som er nær ved, eller under 0. Ved et plott av POPI versus totale hydrokarboner (LV+TD+TC), vil disse to sluttpunktene klart kunne identifiseres. Fig.7 er et eksempel av en POPI versus totale hydrokarboner for et datasett som oppføres seg godt (dvs. den logaritmiske tilpasning for datasettet fra steinprøvene resulterer i en høy korrelasjonskoeffisient, r=0,94). I dette eksempel er den faste linje den logaritmiske tilpasning av dataene, og den stiplede linje er den hypotetiske linje som antas å være tilpasset oljekarakteristika, og som således defineres som POPI=POPIo/> Langs den stiplede linje korresponderende til POPI=POPI0øe, antas det at steinen er fullstendig mettet med olje (So=1,0, S^O.0), og at ethvert datapunkt som faller på denne linje, eller over den, representerer steinprøver hvis porerom er fullstendig mettet med olje. Siden ikke-reduserbar vannmetning ikke kan være mindre enn ca. 0,05 i praksis, settes linjen POPI=POPI0øe, til (l-S^/r), og enhver beregnet tilsynelatende oljemetning (ASo) som overstiger 0,95 settes til å være lik 0,95. Den andre linje av plottet representerer situasjonen hvor POPI=0 (x-aksen) og dette korresponderer til full vannmetning (So=0, Sw=1,0). Med disse to endepunkter kan beregningen av ASo og ASW for ethvert gitt datapunkt være en enkel lineær interpolering mellom POPIo/ye-verdien korresponderende til det bestemte totale hydrokarbonutbyttet av prøven og x-aksen. Dermed, for en gitt prøve «a» med pyrolytiske data korresponderende til LVa, TDa og TCa:

Fig. 12 er et eksempel som benytter fremgangsmåten for et datasett av prøver som ikke oppfører seg godt i den logaritmiske tilpasning (heltrukken linje) av dataresultatene i en lavkorrelasjonskoeffisient (r=0,75) og PPLCen er høy (9,69) sammenlignet med det som er predikert fra API-gravitet (7,6), noe som resulterer i en API-egenvektprediksjon på 42,7° sammenlignet med den aktuelle verdi 40,2° for oljen som ble produsert fra brønnen under testing. For formålet å beregne AS„ for denne brønn, er anvendelse av PPLC-verdien representativ for den aktuelle produserte olje (stiplet linje, Fig.12) foretrukket.

Tolkning av dataene kan utføres grafisk, se Fig.11, ved å konstruere en serie iso-ASw-linjer som oppdeler plottet i felter tilsvarende ASW. Tolkningen av ASW for en brønn avbildes som oftest i en dybde versus ASW plott, som illustrert i Fig.14. Som det vil fremgå av dybde versus ASW plottene, kan ASW variere i stor grad over korte dybdeintervaller. AS^-data sammenlignes oftest med Sw som bestemt med Archie-ligningen. På grunn av dette faktum, vil en utjevning av dataene ved anvendelse av et aritmetisk gjennomsnitt påført over et 3-5 fots intervall være en foretrukket metode for å simulere oppløsningen av elektriske logger med AS^-data, noe som dermed forenkler datasammenligningen som f.eks. den stiplede linjen i Fig. 14.

En annen laboratoriemetode for å bestemme vannmetning er «Dean- Stark Method for Oil and Water Saturation Measuremenb>. Applikasjon av ASW har flere fordeler over Dean-Stark-metoden, inkluderende:

1) vendingstiden er langt hurtigere enn ved Dean-Stark-metoden,

2) organiske løsemidler anvendes ikke under den pyrolytiske teknikk, noe som resulterer i reduserte kostnader og miljø- og helsemessige fordeler, 3) ASw-metoden krever ikke preserverte kjerner, som er langt mer kostbar å fremstille og senere behandle for å oppnå kvantitative resultater,

4) ASw-metoden kan benytte drillekuttingsprøver, og

5) ASw-metoden er nøyaktig over et bredt spekter av oljetyper, dvs. fra API 17° til API 42°.

Fig. 15 er en komposittbrønnlogg som muliggjør sammenligning av metningsdata fra Dean-Stark-metoden, AS^-metoden, og Sw fra Archie-ligningen, med andre elektriske loggdata. Komposittloggen i Fig. 15 består av syv logg «spor» med følgende informasjon: Spor 1 inneholder det spontane potensialet (SP), gammastråler (GR) og kaliper (kal); spor 2 inneholder en grafisk representasjon av litofacier; spor 3 inneholder litofacier-beskrivelser i tekstform; spor 4 inneholder tetthetsporøsitet (DPLE) og nøytronporøsitet (NPHI); spor 5 inneholder dypundersøkelser (ILD), mediumundersøkelser (ILM) og grunnundersøkelser (MSFL) resistivitetslogger; spor 6 inneholder tilsynelatende vannmerkning (ASW), og vannmetning (Sw) beregnet med Archie-ligningen (RDD.SW); og spor 7 inneholder metningen av olje og vann fra Dean-Stark-analysene som identifiseres som DEAN-STARK.SO og DEAN-STARK.SW, respektivt. I Fig.5 er den tilsynelatende vannmetning (ASW) og Archie-ligning-vannmetning (SW,RDD.SW) svært tilpasset hverandre. Her er ASw-dataene presentert de samme som i Fig. 14, og disse er blitt utjevnet ved å påføre et aritmetisk gjennomsnitt over en 3 fots prøvehastighet. Dette viser at ASw-dataene oppnådd med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er kvantitative og sammenlignbare med andre industristandarder for å bestemme vannmetning. Til sammenligning er dataene fra Dean-Stark-analysen vanskelig å tolke. Oljemetningen (Dean-Stark.SO) når de høyeste nivåer godt under den aktuelle hydrokarbonkolonne. Videre oppviser vannmetning (Dean-Stark.Sw) kun en svak økning, korresponderende til den svært uttalte olje-vann transisjonssone fra 5050 til 5070 fot. Det upålitelige i Dean-Stark-dataene i dette tilfellet skyldes at man ikke har preservert kjerneprøvene og den høye andel av lette oljer i reservoaret (API-egenvekt ~ 40°). Således er fremgangsmåten for estimering av ASW for datasettet mer pålitelig enn Dean-Stark-metoden.

Kalibrering av sementering ( m) og metning ( n) eksponenter for Archie-beregninger fra elektriske logger. Den mest kjente fremgangsmåte benyttet innen petroleumsindustri for å bestemme metning av reservoarbergarter med vann (og således, ved forskjellen, metningen med hydrokarboner) er anvendelse av Archie-ligningen ( Archie, 1942, Chen and Fang, 1986) på resistivitet og porøsitetselektriske loggdata.

Hoved-Archie-ligningen kan uttrykkes som (12):

hvor Sw er vannmetningen,

<f> er porøsiteten fra elektriske logger,

m er sementeringseksponenten som bestemt fra labtester,

Rw er formasjonsvannresistivitet som bestemt fra elektriske logger eller som bestemt med laboratoriemålinger av formasjonsvannprøver,

Rt er den sanne resistivitet av formasjonen som målt ved dype undersøkelsesresistivitetsredskaper, og

n er metningseksponenten som bestemt med labtester.

Der er en rekke velkjente laboratorieteknikker for å bestemme verdien av eksponentene m og n. Imidlertid er disse teknikker tidkrevende, og krever videre utstrakt arbeidskraft. Det er således blitt vanlig praksis innen fagfeltet å bestemme disse parametere empirisk ved å utføre interaktive applikasjoner av Archie-ligningen idet man varierer verdiene av mogn slik at reservoarene som er oljefylte (S^S^/rr) vannfylte (S^fI ,0) gir akseptable vannmetningsverdier. Når man har bestemt akseptable verdier for m og n, benyttes disse verdier over hele reservoarintervallet, med den antagelse at disse parametere er uniforme innen reservoaret. Denne antagelse kan være begrunnet i relativt konsistente litofacia. Imidlertid, dersom betydelige variasjoner eksisterer innen reservoar-egenskapene, kan signifikante feil forekomme i estimering av vannmetning, og derfor også i hydrokarbonreserven som beregnes for en bestemt brønn. Disse feil kan ha en vesentlig påvirkning på reservoaradministreringsspørsmål, og den totale prosjektøkonomi.

Fremgangsmåten for å estimere ASW gir også en annen fremgangsmåte for å kalibrere verdiene av m og n med formål å forbedre nøyaktigheten i Archie-ligningsberegningene. I én utførelse utfører fremgangsmåten iterative applikasjoner av Archie-ligningen, mens verdiene av m og n varieres slik at den kalkulerte Sw som bestemt av Archie-ligningen som nært matcher det som er bestemt av AS^-metoden. Et eksempel på anvendelse av denne teknikk er illustrert med det følgende.

235 kjerneprøver tatt fra en enkelt brønn ble analysert med pyrolyse ved anvendelse av metodene beskrevet i US 5,866,814, og angitt ovenfor. Prøveintervaller var fra 4918,8 fot til 5306,7 fot, dvs. 388 fot. Fig. 16 er en komposittbrønnlogg bestående av basiselektriske loggdata, litofacia-beskrivelser og i spor 6, tilsynelatende vannmetning (ASiv,SMOOTH.ASw) som beregnet fra pyrolytiske data, vannmetning ( Sw) som beregnet ved Archie-ligningen (RDD. Su,) fra elektriske loggdata, og individuelle verdier for ureduserbar vannmetning (Sw) som bestemt med laboratorieanalyser. Generelt var det stort samsvar mellom Archie-beregnet og pyrolytiske S^-verdier mellom 4920 fot og 4973 fot. Under 4973 fot hadde imidlertid AS^-dataene blitt konsistent høyere tilsynelatende vannmetning (ASW), enn det som var beregnet ved Archie-ligningen fra elektriske loggdata (RDD.SW). Årsaken til dette manglende samsvar, skyldes sannsynligvis en forverring av reservoarkvalitet, som ville produsere enten en høyere ureduserbar vannmetning ( Swirr), eller en betydelig forskjellig kapillær trykkurve med en tilsvarende lengre

transisjonssone. Bestemmelse av ureduserbar vannmetning på kjerneplugg-prøver med laboratorieanalyser, i dette tilfellet, behjelper identifisering av årsaken til disse forskjeller.

Nedenfor er en tabell over verdier for SWirr, sementeringseksponent (m) og metningseksponent ( n) for fire (4) kjerneprøver som bestemt i lab'en.

Som vist med de ovenfor angitte data, og plottet i Fig. 16, kan S^ variere sterkt over et svært kort intervall. Videre er området for variasjonen lik til størrelsen av variasjonen av ASurverdiene hvor prøvene lokaliseres tilstrekkelig over olje-vann-transisjonssonen slik at Sw= S^. I Fig. 16 er prøver ned til 4986,6 fot korresponderende til ASwdata, noe som angir den relative økning av ASW over Archie-S*, og at dette er resultatet av økende ureduserbare vannmetningsverdier. Under 4986 fot, indikerer det faktum at AS^verdiene er generelt over Si*-verdiene at disse prøver enten er fra en olje-vann-transisjonssone, eller der er en økning i Swirr-verdiene. En annen signifikant observasjon med hensyn til forskjellene i ASW og Archie S^-dataene er den ca. 25 fot signifikante hydrokarbonmetning under basis av hydrokarbonkolonnen for Archie Sykurven (RDD.SW, 5040 til 5065 fot). Dette indikerer nærvær av bedre enn gjennomsnittlige reservoaregenskaper i denne sone, enn det som ville kunne sluttes fra anvendelsen av uniforme m- og n-verdier.

Som et middel for å undersøke variasjonen i reservoarkvalitet og dets effekter på sementering og metningseksponenter, ble Sw bestemt fra elektriske logger kalkulert på nytt ved anvendelse av variabel sementering og metnings-eksponentverdier for å løse Archie-ligningen for å produsere resultater eller verdier som nært matcher ASwdataene. De nykalkulerte S^-verdier er vist i Fig. 17 (spor 6, RDD.SwT). Verdiene for sementeringseksponenten ( m) og metningseksponenten ( n) som ble anvendt for de forskjellige deler av kurven, er angitt på høyre side av figuren.

Som det fremgår av Fig. 17 er reservoarseksjoner mellom 4920 fot og 4975 fot, mellom 5025 og 5045 fot, og under 5080 fot, har Sw og ASty-verdier som er ganske nærme. Derfor har mogn fått den uniforme verdi av 2,0 som er blitt applisert i dette reservoar. Over resten av reservoaret ble flere intervaller av

forskjellige m og n-verdier, i området fra 1,7 til 2,8, benyttet for å omforme den gjenkalkulerte Archie-kurve (RDD.SWT) for å gi mer konsistent match med ASw verdiene. Justeringer som er nødvendig for å matche Sw beregnes fra dataene oppnådd ved elektriske logger med ASwrverdiene ( m og n > 2) som antyder dårligere reservoarkvalitet i soner med AS^-verdier betydelig høyere enn de korresponderende S^-verdier. Likeledes, der hvor AS* er mindre enn Sw, er reservoarkvaliteten predikert til å være noe bedre enn gjennomsnittet.

Området for variasjon av verdiene av mogn eksponentverdier som er nødvendige for å matche AS^-data til RDD.Sw-data er sammenlignbare med verdiene bestemt for direkte petrofysikalsk analyse av kjerneprøvene. Dette faktum demonstrerer at de avledede m og n-verdier oppnådd ved matching av AS*- og Sykurvene gir mening, og at fremgangsmåten tilveiebringer en nøy-aktig og effektiv forbedring for kalibrering av disse viktige input-parametere for reservoarkarakterisering og modulering.

Claims (8)

1. Fremgangsmåte for å karakterisere oljeførende reservoarbergarter ved bruk av oljeproduktivitetstall avledet fra pyrolytiske data, karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter: a) å tilveiebringe en POPIo(A)-verdi for region A, hvor POPI0(A) er den pyrolytiske oljeproduktivitetsindeksen for god kvalitetsreservoarbergart i regionen A, b) å beregne verdien for en normaliseringsfaktor Fnorm(a> for region A i samsvar med ligning (2A): c) å anvende normaliseringsfaktoren for en gitt reservoarsteinprøve «a» fra region A i samsvar med følgende ligning (3A): hvor POPIrø er oljeproduktivitetsindeksen for steinprøven a, og . POPI NORM( A)( a) er den normaliserte oljeproduktivitetsindeksen for regionen A for steinprøven a, d) å registrere verdien av POPI norm( a)( s) e) å gi en POPIorø-verdi for region B, hvor POPI0(B) er den pyrolytiske oljeproduktivitetsindeksen for god kvalitetsreservoarbergart i regionen B, f) å beregne verdien for en normaliseringsfaktor av Pnorm( b) for region B i samsvar med ligning (2B): g) å anvende normaliseringsfaktoren for en gitt reservoarsteinprøve «a» fra region B i samvar med følgende ligning (3A<1>): FNORM( B) XPOP\( a) =POP\ NORM( B)( a)', OQ (3A<1>), hvor POP\ NORM( B)( a)& den normaliserte oljeproduktivitetsindeksen for regionen B for steinprøven a, h) å registrere verdien av POP\ norm( B)( 3), hvormed verdiene av POP\ norm( A)( b) og POP\ NORMma) er direkte sammenlignbare for å.bestemme den relative kvalitet av reservoarsteinen i regionene A og B, i) å plotte en graf med POPI-verdier versus verdier med totale hydrokarboner for å bestemme geologiske bergartkarakteristikker under oljeproduksjon.

2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1,karakterisert ved at normaliserings-faktorer Fnorm( a) og F Fnorm( B) anvendes til et flertall verdier POPI(A)(x) og POPI(B)(x) assosiert med et korresponderende flertall av reservoar-bergartsprøver «x» hentet fra regioner A og B, hvor POPI-dataene normalisert på denne måte er direkte sammenlignbare for å bestemme den relative kvalitet og de korresponderende reservoarbergartsprøver fra regioner A og B.

3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1,karakterisert ved at POPI-dataene registreres i en elektronisk datalagringsanordning tilhørende en vanlig datamaskin.

4. Fremgangsmåte i samsvar med krav 3, karakterisert ved at verdiene av POPI0(A) og POPI0(B) tilveiebringes ved å aksessere datalagrings-anordningen.

5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 4, karakterisert ved at datamaskinen er programmert for å beregne normaliseringsfaktorer for hver av flertallet datoer fra regioner A og B, for å påføre normaliseringsfaktorene for hver av POPI-datoer valgt for hver av regionene A og B, og for å overføre normaliserte data til datalagringsenheten.

6. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at verdiene av POPI0(A) eller POPIo(B). eller begge, beregnes i samsvar med ligning (7), hvor PPLC er POPI prelogaritmisk koeffisient, og er en konstant for en gitt type olje, In er den naturlige logaritme, og HCmin gis en verdi i området 4-6 mg HC/gram stein, og verdien av PPLC bestemmes ved å benytte en logaritmisk tilpasning av POPI og (LV+TD+TC) datapunkter for et flertall av steinprøver i samsvar med ligning (5): hvor (LV+TD+TC) er den totale mengde hydrokarboner i prøven.

7. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at verdien av POPI0(A) eller POPI0(B) eller begge, beregnes i samsvar med ligning (7): hvor termene er som definert ovenfor, og hvor verdien av PPLC beregnes i samsvar med ligning (6A): PPLC=0,01515xe(<0>'<097<MP/J> (6A) hvor API er den nummeriske verdi av API-egenvekt.

8. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at verdien av POPIo(A) eller POPIo(B) eller begge, beregnes i samsvar med ligning 6C: