RU2590921C2 - Способ определения наличия и местоположения подземной углеводородной залежи и происхождения связанных углеводородов - Google Patents
Способ определения наличия и местоположения подземной углеводородной залежи и происхождения связанных углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2590921C2 RU2590921C2 RU2014123723/03A RU2014123723A RU2590921C2 RU 2590921 C2 RU2590921 C2 RU 2590921C2 RU 2014123723/03 A RU2014123723/03 A RU 2014123723/03A RU 2014123723 A RU2014123723 A RU 2014123723A RU 2590921 C2 RU2590921 C2 RU 2590921C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- determining
- underground
- sample
- hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 205
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 205
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 120
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 105
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 31
- 230000000155 isotopic effect Effects 0.000 claims description 28
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 claims description 18
- 230000008774 maternal effect Effects 0.000 claims description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 7
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 claims description 5
- 239000000090 biomarker Substances 0.000 claims description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 4
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 7
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 229910052805 deuterium Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000001464 adherent effect Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- -1 for example Chemical compound 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 3
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035800 maturation Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000000302 molecular modelling Methods 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003775 Density Functional Theory Methods 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N Deuterium Chemical compound [2H] YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100059509 Mus musculus Ccs gene Proteins 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 238000005284 basis set Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000003083 coupled cluster method Methods 0.000 description 1
- 238000004693 coupled cluster singles and doubles theory Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000001307 laser spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 230000001151 other effect Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000003077 quantum chemistry computational method Methods 0.000 description 1
- 238000001028 reflection method Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- CCEKAJIANROZEO-UHFFFAOYSA-N sulfluramid Chemical group CCNS(=O)(=O)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F CCEKAJIANROZEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
- G01V9/007—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00 by detecting gases or particles representative of underground layers at or near the surface
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
- G01N33/241—Earth materials for hydrocarbon content
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/64—Geostructures, e.g. in 3D data cubes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе и способу определения происхождения и температуры хранения и, следовательно, глубины подземных залежей углеводородов. Техническим результатом является повышение степени идентифицирования местоположения углеводородной залежи. Предложен способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения. Определяется ожидаемая концентрация изотопологов углеводородного компонента. Ожидаемая температурная зависимость изотопологов, присутствующих в образце, моделируется с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов. Измеряется сигнатура слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце. Сигнатура слипшихся изотопов сравнивается с ожидаемой концентрацией изотопологов. С помощью сравнения определяется, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи. Определяется текущая равновесная температура хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность. Определяется местоположение подземной залежи. Данная информация может быть интегрирована с моделями обстановки осадконакопления в бассейне до начала бурения для калибровки бассейновой модели. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Перекрестные ссылки на родственные заявки
[0001] Данная заявка устанавливает приоритет на основании предварительной патентной заявки США 61/558822 от 11 ноября 2011, озаглавленной METHOD FOR DETERMINING THE PRESENCE AND LOCATION OF A SUBSURFACE HYDROCARBON ACCUMULATION AND THE ORIGIN OF THE ASSOCIATED HYDROCARBONS, которая в полном объеме включена в настоящее описание посредством ссылки.
Область техники, к которой относится изобретение
[0002] Варианты осуществления настоящего изобретения в целом относятся к области геохимии. В частности, настоящее изобретение относится к системам и способам определения происхождения и температуры хранения (и, следовательно, глубины) подземных залежей углеводородов.
Уровень техники
[0003] Данный раздел предназначен для представления различных аспектов уровня техники, которые могут быть связаны с приводимыми в качестве примера вариантами осуществления настоящего изобретения. Данное описание, вероятно, поможет задать рамки, способствующие лучшему пониманию конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, данный раздел необходимо понимать именно в этом смысле и не обязательно в качестве допущения существующего уровня техники.
[0004] Основными компонентами, необходимыми для наличия подземных залежей углеводородов в осадочном бассейне, являются: (1) образование и выделение жидких углеводородов из материнской породы, (2) миграция жидких углеводородов и накопление в коллекторе, (3) улавливание и изоляция для предотвращения значительной утечки углеводородов из коллектора.
[0005] В настоящее время сейсморазведка методом отраженных волн является преобладающим методом идентификации залежей углеводородов. Данный метод оказался успешным при идентификации структур, которые могут вмещать залежи углеводородов, и в некоторых случаях использовался для отображения углеводородных флюидов в подземных залежах. Однако, в некоторых случаях данному методу не хватает необходимой достоверности для обеспечения точных оценок местоположения подземных залежей углеводородов из-за плохой визуализации подземных пластов. Кроме того, с помощью дистанционных измерений нелегко дифференцировать наличие и типы углеводородов от других флюидов в подземных пластах.
[0006] Современные несейсмические методы обнаружения углеводородов не улучшают в значительной степени нашу способность идентифицировать местоположение углеводородной залежи. Например, выход углеводородов на морском дне или на суше дает некоторые указания на активную или рабочую углеводородную систему, в которой углеводороды образовались и выделились во время термического созревания материнской породы на глубине и мигрировали по более или менее сложным путям миграции к поверхности. Однако, по современным несейсмическим методам трудно определить, происходит ли такая фильтрация углеводородов непосредственно из материнской породы или из углеводородной залежи, и невозможно локализовать подземные залежи, связанные с выходами.
[0007] В связи с этим существует необходимость в дополнительных методах, которые могут более эффективно обнаруживать наличие и местоположение залежей углеводородов в подземных пластах. В частности, относительно недорогой и быстрый способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов и происхождения связанных углеводородов (т.е. материнских фаций и термической зрелости материнской породы, которая генерирует данные углеводороды) предоставил бы ценный инструмент, который мог бы использоваться при разведке углеводородов на всех стадиях проведения работ, от разведки новых областей до расширения разведанных месторождений или разведки высококачественных запасов в разведанных месторождениях.
Сущность изобретения
[0008] В соответствии с описанными аспектами и методологическими подходами предложены система и способ оценки/определения равновесной температуры нахождения углеводородных образцов.
[0009] В соответствии с описанными аспектами и методологическими подходами раскрывается способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения. Согласно данному способу определяется ожидаемая концентрация изотопологов углеводородного компонента. Ожидаемая температурная зависимость изотопологов, присутствующих в образце, моделируется с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов. Измеряется сигнатура слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце. Сигнатура слипшихся изотопов сравнивается с ожидаемой концентрацией изотопологов. С помощью сравнения определяется, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи. Определяется текущая равновесная температура хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность. Определяется местоположение подземной залежи.
[0010] Кроме того, в соответствии с описанными методологическими подходами и методами предлагается способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов. В соответствии с данным способом отбирают образец углеводородов из выхода. Образец углеводородов анализируют для определения его геохимической сигнатуры. Анализ включает в себя измерение распределения изотопологов углеводородного компонента, присутствующего в образце углеводородов. Определяется стохастическое распределение изотопологов углеводородного компонента. Определяется отклонение измеренного распределения изотопологов от стохастического распределения изотопологов углеводородного компонента. Определяется происхождение образца углеводородов. Определяется температура хранения углеводородного компонента, когда источником происхождения образца углеводородов является залежь углеводородов. По температуре хранения определяется местоположение залежи углеводородов.
[0011] В соответствии с методологическими подходами и методами, описанными в настоящем документе, предлагается способ определения наличия подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения. Согласно данному способу определяется ожидаемая концентрация изотопологов углеводородного компонента. Ожидаемая температурная зависимость изотопологов, присутствующих в образце, моделируется с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов. Измеряется сигнатура слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце. Сигнатура слипшихся изотопов сравнивается с ожидаемой концентрацией изотопологов. С помощью сравнения определяется, выделились ли углеводороды, присутствующие в образце, из подземной залежи, благодаря чему устанавливается наличие подземной залежи.
[0012] В соответствии с описанными методологическими подходами и методами предлагается компьютерная система, выполненная с возможностью определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения. Компьютерная система включает в себя процессор и материальный машиночитаемый носитель данных, который хранит машиночитаемые команды для выполнения процессором. Машиночитаемые команды включают в себя: программу для определения ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента; программу для моделирования, использующую высокоуровневые неэмпирические расчеты, ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце; программу для измерения сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце; программу для сравнения сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов; и программу для определения, с помощью указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи.
[0013] В соответствии с подробно описанными методологическими подходами и методами предлагается способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов и происхождения связанных углеводородов, отобранных из поверхностного выхода. Согласно данному способу проводится молекулярное моделирование для определения ожидаемой концентрации изотопологов исследуемого углеводородного компонента. Концентрация изотопологов исследуемого углеводородного компонента измеряется. Проводится статистический регрессионный анализ для нахождения температурно-зависимой константы равновесия и изотопной сигнатуры, уникальной для абсолютных содержаний, измеренных для множества одновременно существующих изотопологов. Для углеводородов, отобранных из поверхностного выхода, определяется по меньшей мере один из показателей: температура хранения, материнские фации и термическая зрелость материнской породы, связанной с ними.
[0014] Эти и другие признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны при рассмотрении следующего описания в сочетании с прилагаемыми чертежами.
Краткое описание чертежей
[0015] На фиг. 1 представлен вид сбоку морского дна.
[0016] На фиг. 2 представлена блок-схема способа в соответствии с описанными методологическими подходами и методами.
[0017] На фиг. 3 представлен график концентрации изотополога в зависимости от температуры.
[0018] На фиг. 4 представлена блок-схема компьютерной системы в соответствии с описанными методологическими подходами и методами.
[0019] На фиг. 5 показана блок-схема, представляющая машиночитаемые команды в соответствии с описанными методологическими подходами и методами.
Подробное описание
[0020] Использованные в настоящем документе различные термины определяются ниже. Если объем термина, использованного в пункте формулы изобретения, не определен ниже, ему следует давать определение, даваемое специалистами в данной области техники, в контексте, в котором он употребляется.
[0021] Употребляемое в настоящем документе единственное число объекта относится к одному или нескольким объектам. В связи с этим, выражения «один», «один или несколько» и «по меньшей мере один» могут использоваться взаимозаменяемым образом, если не указано иное.
[0022] Используемые в настоящем документе выражения «содержащий», «содержит», «имеющий», «имеет», «иметь», «включающий в себя», «включает» и «включать» являются открытыми выражениями перехода, используемыми для перехода от объекта, указанного перед выражением, к одному или нескольким элементам, перечисленным после выражения, где элемент или элементы, перечисленные после выражения перехода, не обязательно являются единственными элементами, которые составляют объект.
[0023] Как используется в настоящем документе, «приводимый в качестве примера» означает исключительно «служащий в качестве примера, частного случая или иллюстрации». Любой вариант осуществления, описанный в данном документе как приводимый в качестве примера, не должен быть истолкован как предпочтительный или преимущественный над другими вариантами осуществления.
[0024] Используемое в настоящем документе выражение «углеводороды» обычно определяется как молекулы, состоящие преимущественно из атомов углерода и водорода, как, например, нефть и природный газ. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы или соединения, в числе прочего, такие как галогены, металлические элементы, азот, кислород, сера, сероводород (H2S) и углекислый газ (CO2). Углеводороды могут быть добыты из коллекторов углеводородов с помощью скважин, вскрывающих углеводородсодержащий пласт. Углеводороды, полученные из коллектора углеводородов, могут включать, в числе прочего, нефть, кероген, битум, пиробитум, асфальтены, смолы, масла, природный газ или их сочетания. Углеводороды могут находиться внутри или прилегать к подземным минеральным матрицам, называемым коллекторами. Матрицы могут включать, в числе прочего, осадочные горные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды.
[0025] Используемое в настоящем документе выражение «добыча углеводородов» относится к любой деятельности, связанной с извлечением углеводородов из скважины или другого отверстия. Добыча углеводородов обычно относится к любой деятельности, проводимой в или на скважине, после того как скважина закончена. Соответственно, добыча или извлечение углеводородов включает в себя не только первичные методы извлечения углеводородов, но и вторичные и третичные методы добычи, такие как инжекция газа или жидкости для повышения вытесняющего давления, мобилизация углеводородов или обработка, например, химическими реагентами, или гидравлический разрыв пласта через ствол скважины, способствующий повышению дебита, обслуживание скважин, каротаж и другие воздействия на скважину и ствол скважины.
[0026] Используемый в настоящем документе термин «изотоп» относится к одному из двух или более атомов с одинаковым атомным числом, но с различным числом нейтронов. Углеводородные молекулы могут содержать различные изотопы. Углеводородные молекулы содержат одновременно атомы углерода и водорода. Углерод может присутствовать в молекуле в виде одного из двух стабильных изотопов: 12C, который имеет 6 протонов и 6 нейтронов (показан в данном документе как C); и, в гораздо более низких концентрациях, 13C, который имеет 6 протонов и 7 нейтронов. Аналогичным образом водород может присутствовать в молекуле в виде одного из двух стабильных изотопов: Н, который содержит 1 протон, но не имеет нейтронов; и, в гораздо более низких концентрациях, дейтерия (D), который имеет 1 протон и 1 нейтрон.
[0027] Используемый в настоящем документе термин «сигнатуры» относится к относительным распространенностям, концентрациям и/или соотношениям различных элементов, изотопов и изотопологов данного компонента.
[0028] Используемый в настоящем документе термин «изотополог» как правило относится к молекулам, которые имеют одинаковый химический состав, но различную изотопную сигнатуру, например метан содержит 1 атом углерода и 4 атома водорода. Каждый атом в структуре метана может содержать один из двух стабильных изотопов данного атома, и, соответственно, существует 10 возможных изотопологов метана.
[0029] Используемый в настоящем документе термин «полизамещенный изотополог», как правило, относится к изотопологу, который содержит по меньшей мере два редких изотопа в своей структуре, например полизамещенный изотополог метана должен содержать один атом 13С и один атом D, или по меньшей мере 2 атома D в отсутствие атома 13С.
[0030] Используемый в настоящем документе термин «слипшийся изотополог», как правило, относится к изотопологу, который содержит по меньшей мере два редких изотопа, которые имеют общую химическую связь в своей структуре, например слипшийся изотополог метана должен содержать один атом 13С, который имеет общую химическую связь с по меньшей мере одним атомом D.
[0031] Используемый в настоящем документе термин «стохастическое распределение», как правило, относится к системе, в которой стабильные изотопы в данной совокупности молекул распределены случайным образом среди всех возможных изотопологов данного компонента. Данное стохастическое распределение является системой отсчета, от которой измеряются отклонения, и используется для обеспечения базового уровня для выявления аномалий, которые могут быть связаны с вторичными процессами изотопного обмена.
[0032] Хотя в целях простоты объяснения, проиллюстрированные методологические подходы показаны и описаны в виде последовательности блоков, необходимо иметь в виду, что методологические подходы не ограничены порядком блоков, поскольку некоторые блоки могут находиться в другом порядке и/или одновременно с другими блоками, отличными от показанных и описанных. Кроме того, для реализации примера методологического подхода могут потребоваться не все проиллюстрированные блоки. Блоки могут быть объединены или разделены на несколько компонентов. Кроме того, дополнительные и/или альтернативные методологические подходы могут задействовать дополнительные, не проиллюстрированные блоки. Хотя фигуры иллюстрируют различные последовательно происходящие действия, необходимо иметь в виду, что различные действия могут происходить одновременно, по сути параллельно, и/или в существенно разные моменты времени.
[0033] В следующем разделе описаны конкретные варианты осуществления настоящего изобретения применительно к описанным аспектам и методам. Однако, в той степени, в которой нижеследующее описание является специфичным для определенного аспекта, метода или определенного применения, оно предназначено только для иллюстративных целей. Соответственно, изобретение не ограничивается описанными ниже аспектами и методами, а скорее оно включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы объема прилагаемой формулы изобретения.
[0034] В соответствии с аспектами описанных методологических подходов и методов сигнатура слипшихся изотопов многочисленных сосуществующих изотопологов углеводородов может использоваться для определения (i) наличия и глубины подземной залежи углеводородов, и (ii) происхождения связанных углеводородов с помощью интеграции с более традиционными методами изотопной и молекулярной геохимии. При дальнейшей интеграции с традиционными геофизическими методами, такими как метод сейсмического отражения, можно определить точное местоположение (глубину плюс латеральное местоположение) подземной залежи углеводородов.
[0035] На фиг. 1 показана схема, иллюстрирующая многочисленные подземные источники и пути миграции углеводородов, находящихся или выделяющихся из выходов на океаническом дне 100. Углеводороды 102, образованные в материнской породе (не показано), мигрируют вверх по разломам и трещинам 104. При ограничении геологическим строением углеводороды могут улавливаться в залежах углеводородов, таких как коллектор 106 газа, коллектор 108 нефти/газа или газогидратная залежь 110. Углеводороды, просачивающиеся из газогидратной залежи, могут растворяться в метан в океане 112, как показано позицией 114, или могут оставаться в виде газовых гидратов на океаническом дне 100, как показано позицией 116. В качестве альтернативы, нефть или газ из коллектора 108 нефти/газа могут просачиваться в океан, как показано позицией 118, и образуют нефтяное пятно 120 на океанической поверхности 122. Газ, просачивающийся из коллектора 106 газа, может образовывать бактериальный мат 124, который может генерировать биогенные газообразные углеводороды, что является другим признаком выхода. Еще один способ выхода углеводородов происходит с помощью грязевого вулкана 126, который может формировать нефтяное пятно 128 на океанической поверхности. Нефтяные пятна 120 и 128 или газообразный метан 130, выделяющийся из них, являются признаками выхода углеводородов, которые, в свою очередь, являются признаками возможной подземной залежи углеводородов. Сигнатуры, измеренные для каждого из этих выходов, могут быть детально исследованы в соответствии с описанными в настоящем документе методологическими подходами и методами, чтобы дифференцировать углеводороды разного происхождения, встречающиеся в данных выходах. В частности, данное изобретение позволит дифференцировать углеводороды, которые мигрировали непосредственно к поверхностному выходу, не встречая на пути структуру/флюидоупор, в которой они могли бы аккумулироваться (источник 1), от углеводородов, которые выделились из подземной залежи (источник 2). Если наличие и местоположение такой залежи углеводородов может быть установлено, углеводороды из такой залежи могут быть извлечены.
[0036] На фиг. 2 представлена блок-схема способа 200 для определения (i) местоположения подземной залежи углеводородов, и (ii) материнских фаций и термической зрелости связанных углеводородов, отобранных из выхода на морском дне. В соответствии с данным способом в блоке 202 определяется стохастическое распределение изотопологов исследуемого углеводородного компонента для заданной общей изотопной сигнатуры данного компонента. Определение стохастического распределения изотопологов требует знания общей изотопной сигнатуры компонента, из которого они происходят. Например, при определении стохастического распределения изотопологов метана вычисление стохастического распределения требует 13С и D сигнатур метана. Изотопная сигнатура углеводородных газов, которые накоплены в подземной залежи или которые присутствуют в выходах, может отражать изотопную сигнатуру газа, образованного в материнской породе. В связи с этим данная сигнатура одновременно может быть определена при диагностике углеводородов, присутствующих в выходе, и подставлена непосредственно в расчеты стохастического распределения. Однако, могут быть случаи, когда изотопная сигнатура газов может измениться в результате различных процессов, таких как смешивание с биогенным газом. В таких случаях могут применяться коррекционные схемы, такие как предложенные Chung et al., "Origin of gaseous hydrocarbons in subsurface environment: theoretical considerations of carbon isotope distribution", Chemical Geology, v. 71, p. 97-104 (1988), для деконволюции таких вкладов и получения исходной первичной изотопной сигнатуры, которая должна использоваться при вычислении стохастического распределения.
[0037] В блоке 204 проводятся неэмпирические расчеты для определения теоретической сигнатуры слипшихся изотопов для каждого изотополога исследуемого углеводорода. Неэмпирические расчеты проводятся в фокусе молекулярного моделирования способом расчета распространенностей всех изотопологов для любого данного углеводорода в термически уравновешенной совокупности изотопологов. Данный способ включает в себя три взаимосвязанных алгоритма. Первый из этих алгоритмов способен выбирать подмножество изотопологов любого заданного компонента, которое может однозначным образом определить общий изотопный состав данной совокупности молекул (например, отношение H/D, включающее вклады всех изотопологов). Второй алгоритм используется для определения набора реакций изотопного обмена между всеми изотопологами, для которых необходим расчет константы равновесия. Наконец, третий алгоритм используется для расчета выбранных констант равновесия по молекулярным свойствам, таким как молекулярная масса, вращательные постоянные, колебательные частоты, поправки ангармоничности и константы колебательно-вращательного соединения. Последние параметры вычисляются с помощью высокоуровневых первопринципных расчетов, описанных ниже (например, метод связанных кластеров с учетом одно-, двух- и трехкратных возбуждений с использованием очень широкого корреляционно-согласованного базисного набора).
[0038] Если метан, основной химический компонент природных газов, используется в качестве примера, можно исследовать возможность образования слипшегося двузамещенного изотополога 13CH3D и двузамещенного изотополога 12CH2D2. Как показано на фиг.3, на которой термическое повышение различных концентраций 13CH3D изображено в зависимости от температуры, смоделированные сигнатуры слипшихся изотопов 13CH3D и 12CH2D2 варьируют в зависимости от температуры. Действительно, можно рассчитать температурную зависимость для любого изотополога любого углеводородного компонента с учетом изотопной сигнатуры.
[0039] Если рассматривать изотополог 13CH3D, его общая относительная распространенность в основной массе метана должна регулироваться (а) независящими от температуры процессами случайного распределения (стохастического распределения) и (b) термическим равновесием изотопного обмена. Последний процесс регулируется или зависит от температуры окружающей среды. Данные процессы могут быть определены из первопринципных квантово-механических расчетов (таких как расчеты связанных кластеров с включением однократных, двукратных и трехкратных возбуждений (CCSD(Т)) или теория функционала плотности (DFT)) для исследования образования 13CH3D, его термодинамического уравновешивания и температурной зависимости.
[0040] Концентрация двузамещенных изотопологов метана N[13CH3D]0 относительно общей концентрации метана N[CH4]0 при стохастическом распределении может быть рассчитана для любых заданных относительных содержаний 13С и D (N[13С] и N[D]) по уравнению (1) ниже:
[0041] Любое отклонение между данной моделируемой концентрацией и измеренной концентрацией для заданного изотополога (см. ниже) является просто функцией температуры, при которой компоненты аккумулировались, при условии, что достигнуто изотопное равновесие для данной температуры в геологических масштабах времени. Зависящий от температуры изотопный обмен любого компонента регулируется термическим равновесием с известной константой равновесия, Keq(T), и может быть описан для приведенных выше примеров следующей реакцией:
[0042] Если зависящая от температуры разница между стохастическим и нестохастическим распределением задана как N[13CH3D]Т, то после достижения термического равновесия концентрация изотопологов, участвующих в уравнении (2), может быть описана следующими уравнениями:
[0043] Из уравнений (3)-(6) можно описать константу равновесия для начальной реакции, приведенной в уравнении (2). Константа равновесия затем может быть рассчитана для любой заданной температуры с помощью высокоуровневых квантово-химических расчетов и использования модели Юри по функции распределения продуктов и реагентов.
[0044] Общая распространенность N[13CH3D], следовательно, может быть рассчитана, зная Keq(T), N[13C] и N[D], объединяя статистические результаты и эффекты термического равновесия при любой заданной температуре.
[0045] Описанный выше пример может быть применен для определения ожидаемой распространенности любого изотополога, для которого могут быть проведены измерения, где погрешность, связанная с измерением, не превышает отклонения от чисто стохастического распределения при заданной температуре и первичной общей изотопной сигнатуре исследуемого углеводородного компонента.
[0046] Возвращаясь к фиг. 2, в блоке 206 измеряется сигнатура слипшихся изотопов для изотопологов исследуемых углеводородов. Измерение абсолютной распространенности изотопологов для любого данного углеводорода требует знания молекулярной массы, которую они имеют, и, следовательно, требует знания фактических отличительных признаков каждого возможного изотополога этого компонента. Измерение распространенности каждого изотополога может выполняться с помощью многих методов, таких как масс-спектрометрия и/или лазерная спектроскопия.
[0047] В блоке 208 температурно-зависимый избыток слипшихся изотопов сравнивается с ранее определенным стохастическим распределением. После измерения абсолютной распространенности сосуществующих изотопологов, можно интегрировать смоделированную температурную зависимость изотопологов с измеренными концентрациями для (1) дифференциации углеводородов, которые происходят непосредственно из материнской породы, от углеводородов, которые выделились из подземной залежи, и (2) определения текущей равновесной температуры хранения компонентов в коллекторе до поступления на поверхность.
[0048] Дифференциация между прямой фильтрацией из материнской породы и утечкой углеводородов из подземной залежи требует рассмотрения сигнатур слипшихся изотопов, которые могут следовать из двух моделей фильтрации. Углеводороды, которые мигрировали непосредственно из материнской породы, могут либо (i) сохранять стохастическую сигнатуру слипшихся изотопов при недостаточном времени для термического вклада в «слипание» полизамещенных изотопологов, или (ii) проявлять неустойчивую сигнатуру слипшихся изотопов, которая возникает в результате изменчивости скорости изотопного обмена отдельных изотопологов. В противоположность этому, углеводороды, происходящие из подземной залежи, будут сохранять сигнатуру слипшихся изотопов, которая более устойчиво отражает температуру, при которой они хранятся в недрах. Это некинетическое регулирование реакций изотопного обмена в изотопологах углеводородов, происходящих из подземной залежи, возникает в результате изначально длительного времени пребывания углеводородов в недрах. Аспекты описанных методологических подходов и методов тем самым позволяют обнаруживать наличие подземных залежей углеводородов. После обнаружения можно применить подходящий геотермический градиент к равновесной температуре хранения для оценки местоположения (глубины) под землей, на которой находится сопряженная углеводородная залежь.
[0049] Другой аспект описанных методологических подходов и методов характеризует материнскую породу, из которой происходят углеводороды. Как представлено блоком 210, результаты предыдущих частей способа интегрируют с известными геохимическими прокси-программами, которые могут одновременно использоваться для определения материнских фаций с помощью оценки распределения биомаркеров связанных углеводородов и оценок термической зрелости посредством изотопного анализа связанных углеводородов. В частности, по информации о распределении биомаркеров различных источников органического вещества и как это может быть генетически связано с углеводородами, которые образуются из таких источников, можно определить материнские фации, из которых образовались скопления углеводородов. В дополнение к этому, по информации о том, как изотопная сигнатура углеводородов из разных источников органического вещества видоизменяется в ходе созревания, можно определить термическую зрелость материнской породы, из которой образовались углеводороды. Результаты способа 200 также могут быть объединены с традиционными поисково-разведочными методами для подтверждения или снижения рисков определения наличия и/или местоположения углеводородной залежи и оценки возможных путей миграции из материнской породы к выходу. Такие методы могут включать сейсморазведку методом отраженных волн, высокоразрешающую сейсморазведку, акустические методы, бассейновое моделирование и/или вероятностные или статистические оценки. С помощью интеграции данных технологий можно оценивать различные характеристики залежи, такие как запасы углеводородов, тип углеводородов (например, нефть или газ) и тому подобное. После того, как залежь углеводородов была обнаружена и локализована, находящиеся в ней углеводороды могут быть извлечены или добыты иным образом с использованием известных принципов организации добычи углеводородов.
[0050] Альтернативный вариант одновременного определения температуры коллектора, материнских фаций и термической зрелости может включать статистический регрессионный анализ для нахождения температурно-зависимой константы равновесия и редких изотопов, таких как 13C и D, которые могут быть уникальными для относительных содержаний, характерных для множества сосуществующих изотопологов.
[0051] На фиг. 4 представлена блок-схема компьютерной системы 400, которая может использоваться для осуществления некоторых или всех из описанных аспектов и методологических подходов. Центральный процессор (CPU) 402 соединен с системной шиной 404. CPU 402 может быть любым процессором общего назначения, хотя другие типы архитектур CPU 402 (или других компонентов приводимой в качестве примера системы 400) могут использоваться при условии, что CPU 402 (и другие компоненты системы 400) поддерживает разработанные операции, описанные в данном документе. CPU 402 может выполнять различные логические команды в соответствии с различными приводимыми в качестве примера вариантами осуществления. Например, CPU 402 может выполнять команды машинного уровня для выполнения обработки данных в соответствии с описанной выше последовательностью работы. Один или несколько графических процессоров (GPU) 414 могут быть включены и использоваться, как известно в данной области техники.
[0052] Компьютерная система 400 также может включать в себя компьютерные компоненты, такие как оперативное запоминающее устройство (RAM) 406, которое может быть SRAM, DRAM, SDRAM или тому подобным. Компьютерная система 400 может также включать в себя постоянное запоминающее устройство (ROM) 408, которое может быть PROM, EPROM, EEPROM или тому подобным. RAM 406 и ROM 408 содержат пользовательские и системные данные и программы, как известно в области техники. Компьютерная система 400 также может включать в себя адаптер 410 ввода/вывода (I/O), адаптер 422 связи, адаптер 424 интерфейса пользователя и адаптер 418 дисплея. I/O адаптер 410, адаптер 424 интерфейса пользователя и/или адаптер 422 связи могут в некоторых вариантах осуществления позволять пользователю взаимодействовать с компьютерной системой 400, чтобы вводить информацию.
[0053] I/O адаптер 410 предпочтительно соединяет устройство (устройства) 412 хранения данных, такие как один или несколько жестких дисков, привод для компакт-дисков (CD), дисковод для гибких дисков, ленточный накопитель и т.д., с компьютерной системой 400. Устройство (устройства) хранения данных может использоваться, когда RAM 406 не дает достаточной требуемой памяти, связанной с хранением данных, для выполнения операций в вариантах осуществления настоящих методов. Устройство хранения данных компьютерной системы 400 может применяться для хранения информации и/или других данных, использованных или образованных, как описано в настоящем документе. Адаптер 422 связи может соединять компьютерную систему 400 с сетью (не показано), что может позволить ввод и/или вывод информации из системы 400 через сеть (например, Интернет или другую сеть широкого охвата, локальную сеть, телефонную коммутируемую сеть общего или частного пользования, беспроводную сеть, любое сочетание из вышеперечисленного). Адаптер 424 интерфейса пользователя соединяет пользовательские устройства ввода, такие как клавиатура 428, указательное устройство 426 и тому подобное, с компьютерной системой 400. Адаптер 418 дисплея приводится в действие CPU 402 для управления дисплеем 420 с помощью драйвера 416 дисплея. Информация и/или изображения, относящиеся к части схемы цепочки поступления или моделированию транспортировки, как, например, отображение данных, относящихся к представляющей интерес физической или финансовой характеристике, может таким образом отображаться в соответствии с определенными приводимыми в качестве примера вариантами осуществления.
[0054] Архитектура системы 400 может меняться по усмотрению. Например, может использоваться любое подходящее устройство на основе процессора, включая без ограничения персональные компьютеры, ноутбуки, компьютерные рабочие станции и мультипроцессорные серверы. Кроме того, варианты осуществления могут выполняться на специализированных интегральных схемах (ASIC) или сверхбольших интегральных схемах (VLSI). Фактически специалисты могут использовать любое число подходящих структур, способных выполнять логические операции в соответствии с вариантами осуществления.
[0055] На фиг. 5 показано представление машиночитаемой логической схемы или программы 500, которая может использоваться или выполняться вычислительной системой, такой как компьютерная система 400. В блоке 502 предлагается программа для определения ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента. В блоке 504 предлагается программа для моделирования, с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов, ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце. В блоке 506 предлагается программа для измерения сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце. В блоке 508 предлагается программа для сравнения сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов. В блоке 510 предлагается программа, чтобы определить с помощью указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи. При выполнении или применении с помощью компьютерной системы, такой как компьютерная система 400, такая программа способна определять наличие и местоположение подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения. Также может быть предложена программа для осуществления или выполнения других функций описанных аспектов и методологических подходов. Данная дополнительная программа представлена на фиг.5 в виде блока 512 и может быть помещена в любое место в программе 500 в соответствии с методами программирования компьютерных программ.
[0056] Иллюстративные неисключительные примеры способов и продуктов в соответствии с настоящим изобретением представлены в следующих ненумерованных параграфах. В пределах объема настоящего изобретения отдельный этап способа, приведенного в настоящем документе, в том числе в следующих ненумерованных параграфах, может дополнительно или альтернативно называться «этапом для» осуществления указанного действия.
А. Способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения, включающий в себя:
определение ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента;
моделирование с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце;
измерение сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце;
сравнение сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов;
определение с помощью указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи;
определение текущей равновесной температуры хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность; и
определение местоположения подземной залежи.
А1. Способ в параграфе А, в котором определение ожидаемой концентрации изотопологов включает в себя определение стохастического распределения изотопологов углеводородного компонента для данной общей изотопной сигнатуры компонента.
А2. Способ по любому из предшествующих параграфов А-A1, дополнительно включающий:
применение коррекционной схемы для достижения исходной первичной изотопной сигнатуры, дающей представление о том, что образовалось из материнской породы, там, где данная общая изотопная сигнатура углеводородного компонента была изменена в результате вторичных процессов изотопного обмена или смешивания.
А3. Способ по любому из предшествующих параграфов А-А2, в котором местоположение включает глубину.
А4. Способ по любому из предшествующих параграфов А-А3, в котором определение местоположения включает применение термического градиента к равновесной температуре хранения подземной залежи.
А5. Способ по любому из предшествующих параграфов А-А4, дополнительно включающий определение материнских фаций, из которых образовались углеводороды в подземной залежи.
А6. Способ по любому из предшествующих параграфов А-А5, в котором определение материнских фаций включает генетическое связывание распределения биомаркера источников органического вещества с углеводородами, образованными из материнских фаций.
А7. Способ по любому из предшествующих параграфов А-A6, дополнительно включающий определение термической зрелости материнской породы, из которой образовались углеводороды в подземной залежи.
А8. Способ по любому из предшествующих параграфов А-A7, в котором определение термической зрелости включает в себя информацию о том, как изотопная сигнатура углеводородов из различных источников органического вещества видоизменяется в ходе созревания.
А9. Способ по любому из предшествующих параграфов А-A8, дополнительно включающий определение точного местоположения подземной залежи углеводородов с помощью метода геофизического отображения.
А10. Способ по любому из предшествующих параграфов А-A9, в котором метод геофизического отображения является сейсмическим отражением.
B. Способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов, включающий:
получение образца углеводородов из выхода;
анализ образца углеводородов для определения его геохимической сигнатуры, причем указанный анализ включает в себя измерение распределения изотопологов углеводородного компонента, присутствующего в образце углеводородов;
определение стохастического распределения изотопологов углеводородного компонента;
определение отклонения измеренного распределения изотопологов от стохастического распределения изотопологов углеводородного компонента;
определение происхождения образца углеводородов;
определение температуры хранения углеводородного компонента, когда источником происхождения образца углеводородов является залежь углеводородов; и
определение местоположения залежи углеводородов по температуре хранения.
B1. Способ в параграфе В, в котором геохимическая сигнатура включает в себя один или несколько показателей из валового состава, изотопных сигнатур, молекулярной геохимии и химии слипшихся изотопов/изотопологов.
B2. Способ по любому из предшествующих параграфов B-B1, в котором углеводородный компонент является метаном.
B3. Способ по любому из предшествующих параграфов В-В2, в котором местоположение залежи углеводородов включает глубину.
B4. Способ по любому из предшествующих параграфов В-В3, в котором источником происхождения образца углеводородов являются материнские фации.
B5. Способ по любому из предшествующих параграфов B-B4, дополнительно включающий идентификацию материнских фаций, связанных с образцом углеводородов.
B6. Способ по любому из предшествующих параграфов B-B5, дополнительно включающий определение термической зрелости материнской породы, связанной с образцом углеводородов.
B7. Способ по любому из предшествующих параграфов B-B6, дополнительно включающий подтверждение наличия и местоположения залежи углеводородов с помощью одного или нескольких из следующих методов: метода отраженных волн, акустических методов, вероятностных оценок наличия и местоположения залежи углеводородов и бассейнового моделирования.
B8. Способ по любому из предшествующих параграфов B-B7, дополнительно включающий добычу углеводородов из подземной залежи.
С. Способ определения наличия подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения, включающий в себя:
определение ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента;
моделирование с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце;
измерение сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце;
сравнение сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов;
определение с помощью указанного сравнения, выделились ли углеводороды, присутствующие в образце, из подземной залежи, тем самым устанавливая наличие подземной залежи.
С1. Способ в параграфе C, дополнительно включающий:
определение текущей равновесной температуры хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность; и
определение местоположения подземной залежи.
D. Компьютерная система, выполненная с возможностью определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения, причем компьютерная система включает в себя:
процессор; и
материальный машиночитаемый носитель данных, который хранит машиночитаемые команды для выполнения процессором, причем машиночитаемые команды включают в себя:
программу для определения ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента;
программу для моделирования с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце;
программу для измерения сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце;
программу для сравнения сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов, и
программу для определения с помощью указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи.
D1. Система в параграфе D, в которой программа для определения ожидаемой концентрации изотопологов включает в себя программу для определения стохастического распределения изотопологов углеводородного компонента для данной общей изотопной сигнатуры компонента.
D2. Система по любому из предшествующих параграфов D-D1, дополнительно включающая в себя программу для определения текущей равновесной температуры хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность.
D3. Система по любому из предшествующих параграфов D-D2, дополнительно содержащая программу для определения местоположения подземной залежи с помощью применения термического градиента к равновесной температуре хранения подземной залежи.
D4. Система по любому из предшествующих параграфов D-D3, дополнительно содержащая программу для определения материнских фаций, из которых образовались углеводороды в подземной залежи.
Е. Способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов и происхождения связанных углеводородов, отобранных из поверхностного выхода, включающий в себя:
интеграцию молекулярного моделирования для определения ожидаемой концентрации изотопологов исследуемого углеводородного компонента;
измерение концентрации изотопологов исследуемого углеводородного компонента;
проведение статистического регрессионного анализа для нахождения температурно-зависимой константы равновесия и изотопной сигнатуры, уникальной для абсолютных содержаний, измеренных для множества одновременно существующих изотопологов; и
для углеводородов, отобранных из поверхностного выхода, определение по меньшей мере одного из показателей:
температуры хранения,
материнских фаций, и
термической зрелости материнской породы, связанной с ними.
E1. Способ в параграфе Е, дополнительно включающий в себя интегрирование по меньшей мере одного из показателей температуры хранения, материнских фаций и термической зрелости материнской породы, связанной с углеводородами, отобранными из поверхностного выхода, с моделями обстановки осадконакопления в бассейне до начала бурения для калибровки сопряженной бассейновой модели.
[0057] Описанные методологические подходы и методы могут допускать различные модификации и альтернативные формы, и рассмотренные в настоящем документе варианты осуществления являются неограничивающими примерами. Действительно, описанные методологические подходы и методы включают в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в пределы сущности и объема прилагаемой формулы изобретения.
Claims (19)
1. Способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения, включающий в себя:
определение ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента;
моделирование с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце;
измерение сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце;
сравнение сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов;
определение с помощью указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи;
определение текущей равновесной температуры хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность; и
определение местоположения подземной залежи.
определение ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента;
моделирование с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце;
измерение сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце;
сравнение сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов;
определение с помощью указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи;
определение текущей равновесной температуры хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность; и
определение местоположения подземной залежи.
2. Способ по п. 1, в котором определение ожидаемой концентрации изотопологов включает в себя определение стохастического распределения изотопологов углеводородного компонента для данной общей изотопной сигнатуры компонента.
3. Способ по п. 2, дополнительно включающий:
применение коррекционной схемы для достижения исходной первичной изотопной сигнатуры, дающей представление о том, что образовалось из материнской породы там, где данная общая изотопная сигнатура углеводородного компонента была изменена в результате вторичных процессов изотопного обмена или смешивания.
применение коррекционной схемы для достижения исходной первичной изотопной сигнатуры, дающей представление о том, что образовалось из материнской породы там, где данная общая изотопная сигнатура углеводородного компонента была изменена в результате вторичных процессов изотопного обмена или смешивания.
4. Способ по п. 1, в котором местоположение включает в себя глубину.
5. Способ по п. 2, в котором определение местоположения включает применение термического градиента к равновесной температуре хранения подземной залежи.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение материнских фаций, из которых образовались углеводороды в подземной залежи.
7. Способ по п. 6, в котором определение материнских фаций включает генетическое связывание распределения биомаркера источников органического вещества с углеводородами, образованными из материнских фаций.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение термической зрелости материнской породы, из которой происходят углеводороды в подземной залежи.
9. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение точного местоположения подземной залежи углеводородов с помощью метода геофизического отображения.
10. Способ по п. 9, в котором метод геофизического отображения является сейсмическим отражением.
11. Способ по п. 1, дополнительно включающий получение образца углеводородов из выхода.
12. Способ по п. 11, в котором сигнатура слипшихся изотопов включает в себя один или несколько показателей из валового состава, изотопных сигнатур, молекулярной геохимии и химии слипшихся изотопов/изотопологов.
13. Способ по п. 11, дополнительно включающий подтверждение наличия и местоположения залежи углеводородов с помощью одного или нескольких из следующих методов: метода отраженных волн, акустических методов, вероятностных оценок наличия и местоположения залежи углеводородов и бассейнового моделирования.
14. Способ по п. 11, дополнительно включающий добычу углеводородов из подземной залежи.
15. Компьютерная система, выполненная с возможностью определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения, причем компьютерная система включает в себя:
процессор; и
материальный машиночитаемый носитель данных, который хранит машиночитаемые команды для выполнения процессором, причем машиночитаемые команды включают в себя:
программу для определения ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента;
программу для моделирования с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце;
программу для измерения сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце;
программу для сравнения сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов, и
программу для определения с помощью указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи.
процессор; и
материальный машиночитаемый носитель данных, который хранит машиночитаемые команды для выполнения процессором, причем машиночитаемые команды включают в себя:
программу для определения ожидаемой концентрации изотопологов углеводородного компонента;
программу для моделирования с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в образце;
программу для измерения сигнатуры слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце;
программу для сравнения сигнатуры слипшихся изотопов с ожидаемой концентрацией изотопологов, и
программу для определения с помощью указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи.
16. Система по п. 15, в которой программа для определения ожидаемой концентрации изотопологов включает в себя программу для определения стохастического распределения изотопологов углеводородного компонента для данной общей изотопной сигнатуры компонентов.
17. Система по п. 15, дополнительно включающая в себя программу для определения текущей равновесной температуры хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность.
18. Система по п. 17, дополнительно включающая программу для определения местоположения подземной залежи с помощью применения термического градиента к равновесной температуре хранения подземной залежи.
19. Система по п. 15, дополнительно включающая программу для определения материнских фаций, из которых образовались углеводороды в подземной залежи.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161558822P | 2011-11-11 | 2011-11-11 | |
| US61/558,822 | 2011-11-11 | ||
| PCT/US2012/052542 WO2013070304A1 (en) | 2011-11-11 | 2012-08-27 | Method for determining the presence and location of a subsurface hydrocarbon accumulation and the origin of the associated hydrocarbons |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014123723A RU2014123723A (ru) | 2015-12-20 |
| RU2590921C2 true RU2590921C2 (ru) | 2016-07-10 |
Family
ID=48290439
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014123723/03A RU2590921C2 (ru) | 2011-11-11 | 2012-08-27 | Способ определения наличия и местоположения подземной углеводородной залежи и происхождения связанных углеводородов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20150127313A1 (ru) |
| EP (1) | EP2776663B1 (ru) |
| AR (1) | AR088606A1 (ru) |
| BR (1) | BR112014007825B1 (ru) |
| CA (1) | CA2853295C (ru) |
| RU (1) | RU2590921C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013070304A1 (ru) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9594879B2 (en) | 2011-10-21 | 2017-03-14 | California Instutute Of Technology | System and method for determining the isotopic anatomy of organic and volatile molecules |
| GB2561998A (en) | 2012-10-10 | 2018-10-31 | California Inst Of Techn | Mass spectrometer, system comprising the same, and methods for determining isotopic anatomy of compounds |
| US9470068B2 (en) * | 2013-08-28 | 2016-10-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods and systems for historical, geological modeling to produce an estimated distribution of hydrocarbons trapped in subsurface clathrates |
| US10145974B2 (en) | 2014-03-07 | 2018-12-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Exploration method and system for detection of hydrocarbons from the water column |
| CA2950435C (en) | 2014-07-18 | 2019-10-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for identifying and sampling hydrocarbons |
| WO2017209990A1 (en) | 2016-05-31 | 2017-12-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHODS FOR lSOLATING NUCLEIC ACIDS FROM SAMPLES |
| WO2018005514A1 (en) | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to determine conditions of a hydrocarbon reservoir |
| WO2018044495A1 (en) * | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Geochemical methods for monitoring and evaluating microbial enhanced recovery operations |
| CA3051877C (en) | 2017-02-28 | 2021-07-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Metal isotope applications in hydrocarbon exploration, development, and production |
| CA3060843C (en) * | 2017-05-08 | 2021-09-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for using isotopic signatures to determine characteristics of hydrocarbon sources |
| US10570706B2 (en) * | 2017-06-23 | 2020-02-25 | Saudi Arabian Oil Company | Parallel-processing of invasion percolation for large-scale, high-resolution simulation of secondary hydrocarbon migration |
| CN110927015A (zh) * | 2018-09-20 | 2020-03-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多参数地球化学指标重建天然气运聚成藏过程的方法 |
| US11073637B2 (en) * | 2018-10-04 | 2021-07-27 | Saudi Arabian Oil Company | Data structure for fast invasion percolation modeling software |
| MX2021015078A (es) | 2019-06-13 | 2022-01-18 | Shell Int Research | Metodo para determinar la presencia de hidrocarburos en yacimientos. |
| EP3983831B1 (en) | 2019-06-13 | 2024-08-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for determining presence of reservoired hydrocarbons |
| WO2020252246A1 (en) | 2019-06-13 | 2020-12-17 | Shell Oil Company | Method for determining subsurface hydrocarbon fluid properties of reservoired hydrocarbons |
| US11047233B2 (en) * | 2019-08-28 | 2021-06-29 | Saudi Arabian Oil Company | Identifying hydrocarbon sweet spots using carbon dioxide geochemistry |
| CN111444612B (zh) * | 2020-03-26 | 2021-04-16 | 北京科技大学 | 一种致密油藏水平井多级压裂流场形态模拟方法 |
| CN113407898B (zh) * | 2021-08-20 | 2021-10-26 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 海相高过成熟烃源岩残留烃量评价方法 |
| CN113736943A (zh) | 2021-08-20 | 2021-12-03 | 中冶赛迪工程技术股份有限公司 | 一种富烃类气体转化生产海绵铁的直接还原方法 |
| WO2023201239A2 (en) * | 2022-04-12 | 2023-10-19 | Aethon Blue Llc | Isotopologue marker for fluid resources or pollutants |
| CN116106502B (zh) * | 2022-11-18 | 2024-01-23 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种确定天然气来源的方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039369C1 (ru) * | 1993-08-03 | 1995-07-09 | Нижарадзе Тинатин Николаевна | Способ поиска залежи углеводородов |
| US7704746B1 (en) * | 2004-05-13 | 2010-04-27 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method of detecting leakage from geologic formations used to sequester CO2 |
| US20110088895A1 (en) * | 2008-05-22 | 2011-04-21 | Pop Julian J | Downhole measurement of formation characteristics while drilling |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE4021465A1 (de) * | 1990-07-05 | 1992-01-16 | Kettel Dirk | Verfahren zum nachweis des erdgaspotentials in sedimentbecken und daraus abgeleitet des erdoelpotentials |
| WO2007008932A2 (en) * | 2005-07-11 | 2007-01-18 | Yongchun Tang | Development of optical method for gas isotopologue measurement and paleothermometry based on concentration of methane isotopoloque (13cdh3) |
| GB2451287A (en) * | 2007-07-26 | 2009-01-28 | Envirogene Ltd | Identification of hydrocarbon deposits through detection of a microbial polynucleotide |
| US8061444B2 (en) * | 2008-05-22 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to form a well |
| US8165817B2 (en) * | 2009-03-09 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for integrating reservoir charge modeling and downhole fluid analysis |
| US9594879B2 (en) * | 2011-10-21 | 2017-03-14 | California Instutute Of Technology | System and method for determining the isotopic anatomy of organic and volatile molecules |
| US9470068B2 (en) * | 2013-08-28 | 2016-10-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods and systems for historical, geological modeling to produce an estimated distribution of hydrocarbons trapped in subsurface clathrates |
| US9429554B2 (en) * | 2014-01-13 | 2016-08-30 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | Boron and lithium isotopic method for tracing hydrocarbons and their by-products |
-
2012
- 2012-08-27 WO PCT/US2012/052542 patent/WO2013070304A1/en active Application Filing
- 2012-08-27 RU RU2014123723/03A patent/RU2590921C2/ru active
- 2012-08-27 CA CA2853295A patent/CA2853295C/en active Active
- 2012-08-27 US US14/350,911 patent/US20150127313A1/en not_active Abandoned
- 2012-08-27 EP EP12847565.4A patent/EP2776663B1/en active Active
- 2012-08-27 BR BR112014007825-4A patent/BR112014007825B1/pt active IP Right Grant
- 2012-11-01 AR ARP120104089 patent/AR088606A1/es not_active Application Discontinuation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039369C1 (ru) * | 1993-08-03 | 1995-07-09 | Нижарадзе Тинатин Николаевна | Способ поиска залежи углеводородов |
| US7704746B1 (en) * | 2004-05-13 | 2010-04-27 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method of detecting leakage from geologic formations used to sequester CO2 |
| US20110088895A1 (en) * | 2008-05-22 | 2011-04-21 | Pop Julian J | Downhole measurement of formation characteristics while drilling |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| HOHL et al., DCO Energy, Environment and Climate Workshop, Shell Bellaire Technology Center in Houston, * |
| pages 1-38. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112014007825A2 (pt) | 2017-04-18 |
| CA2853295A1 (en) | 2013-05-16 |
| AR088606A1 (es) | 2014-06-18 |
| WO2013070304A1 (en) | 2013-05-16 |
| US20150127313A1 (en) | 2015-05-07 |
| EP2776663B1 (en) | 2020-07-22 |
| CA2853295C (en) | 2020-12-01 |
| RU2014123723A (ru) | 2015-12-20 |
| EP2776663A4 (en) | 2015-08-19 |
| EP2776663A1 (en) | 2014-09-17 |
| BR112014007825B1 (pt) | 2021-03-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2590921C2 (ru) | Способ определения наличия и местоположения подземной углеводородной залежи и происхождения связанных углеводородов | |
| US10083258B2 (en) | Combining downhole fluid analysis and petroleum systems modeling | |
| US10527601B2 (en) | Method for determining the location, size, and fluid composition of a subsurface hydrocarbon accumulation | |
| US9703006B2 (en) | Method and system for creating history matched simulation models | |
| US8457940B2 (en) | Model-consistent structural restoration for geomechanical and petroleum systems modeling | |
| US8271243B2 (en) | System and method of integrating subterranean computer models for oil and gas exploration | |
| US20170315266A1 (en) | Method and system for forming and using a subsurface model in hydrocarbon operations | |
| US9890617B2 (en) | Method to determine the presence of source rocks and the timing and extent of hydrocarbon generation for exploration, production and development of hydrocarbons | |
| EP3195023B1 (en) | Method to perform hydrocarbon system analysis for exploration, production and development of hydrocarbons | |
| Huseby et al. | Natural and conventional tracers for improving reservoir models using the EnKF approach | |
| US20190219558A1 (en) | Reservoir fluid characterization system | |
| Acheampong et al. | Quantitative interpretation of time‐lapse seismic data at Farnsworth field unit: Rock physics modeling, and calibration of simulated time‐lapse velocity responses | |
| Abrar et al. | Unlocking Recovery Potential in a Mature Clastic Oil-Rim Reservoir Using an Integrated Reservoir Simulation Model: A Case Study of the Eastern Potwar Basin, Pakistan | |
| Melikov et al. | Well Placement and Operation Parameters Optimization of Horizontal Wells in the Development of the PK1 Reservoir of the Kharampurskoye Oil and Gas Condensate Field | |
| Tamaki et al. | 3-D Geological Modeling for Numerical Flow Simulation Studies of Gas Hydrate Reservoirs at the Kuparuk State 7-11-12 Pad in the Prudhoe Bay Unit on the Alaska North Slope | |
| Li et al. | New approach of evaluating fracturing interference based on wellhead pressure monitoring data: a case study from the well group-A of Fuling shale gas field | |
| Wu | Improved Basin Analog System to Characterize Unconventional Gas Resource | |
| Martin et al. | Integration of advanced geoscience and engineering techniques to quantify interwell heterogeneity in reservoir models. First annual report, September 29, 1993--September 30, 1994 |