RU2803319C9

RU2803319C9 - Способ и устройство для прогнозирования количества запасов нефти / газа, извлекаемых с помощью внутрипластовой конверсии сланцевой нефти

Info

Publication number: RU2803319C9
Application number: RU2023101807A
Authority: RU
Inventors: Ляньхуа ХОУ; Цзиньхуа ФУ; Тао Цзян; Юйхуа ВАН; Сяньян ЛЮ; Цзинхун ВАН; Юнсинь ЛИ
Original assignee: Петрочайна Компани Лимитед
Priority date: 2020-07-15
Filing date: 2021-07-06
Publication date: 2023-10-25

Abstract

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к прогнозированию извлекаемых запасов углеводородов. Способ включает построение прогнозной модели количества извлекаемой нефти и газа в результате конверсии сланца на месте и получение прогнозируемого количества извлекаемой нефти и газа, построение прогнозной модели нижнего предельного значения общего органического углерода для продуктивного сланца и получение нижнего предельного значения общего органического углерода для продуктивного сланца на основе нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца и измеренного индекса отражательной способности витринита, определение продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распределения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца, построение модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа для интервала продуктивной мощности и получение значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемого газа в интервале продуктивной мощности оцениваемой скважины, построение прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и газа и получение количества извлекаемых запасов нефти и газа. Повышается точность и эффективность прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 табл., 14 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа с помощью внутрипластовой конверсии сланца (ICP) и относится к технической области разведки и разработки нефти и газа.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Сланец относится к осадочной породе с высоким содержанием общего органического углерода (ТОС) и слоистым напластованием. Когда зрелость сланца низкая, то есть индекс отражательной способности витринита (Ro) меньше 1,0%, поры в сланце не развиты, течение текучей среды затруднено, при этом разработка в промышленных масштабах не может быть достигнута с помощью существующей технологии объемного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине, но технология внутрипластовой конверсии может быть использована для разработки сланцев с низкой степенью зрелости. Технология внутрипластовой конверсии представляет собой технологию, которая превращает непревращенные органические вещества в сланцах в нефть и газ с помощью способа местного нагрева и одновременно извлекает превращенные внутри пласта нефть и газ, а также нефть и газ, защемленные в сланцах. Сланец здесь является собирательным термином для сланца со средней и низкой степенью зрелости, то есть сланца с Ro менее 1,0%, включая сланец со средней и низкой степенью зрелости и незрелый горючий сланец.

Согласно оценке, полученной на основе предварительных исследований, объем мировых извлекаемых запасов, полученных в результате внутрипластовой конверсии сланца, превышает 1,5 триллиона тонн, а объем извлекаемых запасов, полученных с помощью технологии природного газа, составляет около 1300 триллионов кубических метров; количество извлекаемых запасов в результате внутрипластовой конверсии сланца в Китае превышает 80 миллиардов тонн, а количество извлекаемых запасов из природного газа превышает 60 триллионов кубометров; это более чем в три раза превышает объем извлекаемых запасов из обычной нефти и природного газа, что представляет собой огромный потенциал.

В предшествующем уровне техники существуют две схемы прогнозирования количества вырабатываемой нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца со средней и низкой степенью зрелости, которые можно использовать в качестве ориентира для оценки количества извлекаемых запасов нефти и газа, но до сих пор нет технология прогнозирования количества извлекаемых запасов в результате внутрипластовой конверсии сланца. Во-первых, на основе исходного отношения водорода к углероду (H/С),исходного общего содержания органического углерода (TOC) и значения Ro сланцев устанавливается модель количества генерируемых нефти и газа из исходного состояния сланцев и модель количества защемленных нефти и газа на стадиях с разными значениями Ro; на основе количества генерируемых нефти и газа и количества защемленных нефти и газа устанавливается модель количества вырабатываемых нефти и газа; количество вырабатываемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии может быть оценено путем экстраполяции. Во-вторых, на основе исходного отношения водорода к углероду (H/С), исходного общего содержания органического углерода (TOC) и значения Ro сланцев устанавливается модель количества генерируемых нефти и газа из исходного состояния сланцев и модель количества защемленных нефти и газа на стадиях с разными значениями Ro, на основании количества сгенерированных нефти и газа и количества защемленных нефти и газа устанавливается модель количества вырабатываемых нефти и газа; объем вырабатываемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии может быть оценен путем экстраполяции.

Существующие две схемы оценки количества вырабатываемых нефти и газа из сланцевой нефти со средней и низкой степенью зрелости в предшествующем уровне техники имеют недостатки при прогнозировании количества извлекаемых запасов при внутрипластовой конверсии путем экстраполяции: во-первых, должны быть получены исходное соотношения водорода и углерода (H/С), исходное общее содержание органического углерода (TOC) и значение Ro сланца; тогда как сам сланец в определенной степени претерпел термическую эволюцию и не находится в своем исходном состоянии, трудно точно получить исходное значение H/С или исходное значение HI и исходное значение ТОС сланца с использованием существующей технологии, поэтому существует большая погрешность в количестве вырабатываемых нефти и газа, которое получается по исходному значению H/С или исходному значению HI и исходному значению ТОС. Во-вторых, количество генерируемых нефти и газа из исходного состояния сланца и количество защемленных нефти и газа на стадиях с разными значениями Ro должно быть определено таким образом, чтобы получить количество вырабатываемых нефти и газа на основе количества генерируемых нефти и газа и количества защемленных нефти и газа; в случае, когда сланец в исходном состоянии отсутствует, а эксперименты по тепловому моделированию не проводятся, количество генерируемых нефти и газа и количество защемленных нефти и газа не может быть точно определено, поэтому количество вырабатываемых нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии не может быть получено, при этом количество нефти и газа, извлекаемых из сланца, также не может быть получено путем экстраполяции.

Таким образом, невозможно точно получить исходное значение H/С, исходное значение HI, исходное значение ТОС, количество вырабатываемых нефти и газа и количество защемленных нефти и газа сланца с термической эволюцией сланца до определенной степени с использованием существующей соответствующей технологии, и, таким образом, невозможно точно провести исследование количества нефти и газа, вырабатываемого в результате внутрипластовой конверсии сланца. В то же время технология оценки извлекаемых запасов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланца существенно отличается от существующей технологии, а технология прогнозирования извлекаемых запасов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланца еще не разработана.

Таким образом, разработка нового способа и устройства для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца стало технической проблемой, которую необходимо срочно решить в этой области техники.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Чтобы преодолеть недостатки, описанные выше, одной целью настоящего изобретения является создание способа прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

Другой целью настоящего изобретения является создание устройства для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание компьютерного устройства.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание машиночитаемого носителя данных. Настоящее изобретение может количественно прогнозировать количество извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца и повышать точность и эффективность прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

Для достижения вышеуказанной цели в одном аспекте настоящее изобретение обеспечивает способ прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, при этом указанный способ включает:

получение общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, которые подлежат измерению в районе, подлежащем оценке;

построение прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и получение количества извлекаемой нефти из сланцев, подлежащих измерению, на основе общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, подлежащих измерению, с использованием прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца;

построение прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца и получение количества извлекаемого газа из сланцев, подлежащих измерению, на основе общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, подлежащих измерению, с использованием прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца;

построение прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце и получение нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце на основе нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца и измеренного индекса отражательной способности витринита сланца, подлежащих измерению;

определение продуктивной мощности сланцев, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения общего содержание органического углерода в продуктивном сланце;

построение, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности и, соответственно, получение значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивных мощностей оцениваемой скважины, исходя из количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа; и

построение, соответственно, прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа и получение количества извлекаемых запасов нефти и количества извлекаемых запасов газа на основе прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа.

В способе, описанном выше, предпочтительно, построение прогнозной модели количества нефти, извлекаемой в результате внутрипластовой конверсии сланца, включает:

построение модели взаимосвязи между количеством вырабатываемой нефти и общим содержанием органического углерода на основе данных о количестве вырабатываемой нефти, полученных в результате проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита образцов сланца, а затем извлечение эмпирических параметров в модели для построения модели с индексом отражательной способности витринита, чтобы получить прогнозную модель количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца.

В способе, описанном выше, прогнозная модель количества нефти, извлекаемой в результате внутрипластовой конверсии сланца, предпочтительно устанавливается в соответствии со следующей формулой:

где Q_po - измеренное количество нефти, извлекаемой из сланца, подлежащего измерению, в мг/г⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита сланца, подлежащего измерению, в %; ТОС - общее содержание органического углерода в сланце, подлежащем измерению, в мас. %; a1, а2, а3, а4, а5 и а6 - эмпирические параметры;

г⋅породы в единице измерения мг/г⋅породы количества Q_po нефти, извлекаемой из сланца, подлежащего измерению, относится к массе на г породы.

Кроме того, специалист в данной области техники может получить конкретные численные значения вышеуказанных эмпирических параметров a1, а2, а3, а4, а5 и а6 в соответствии с результатом эксперимента по тепловому моделированию в районе, подлежащем оценке.

В способе, описанном выше, предпочтительно, построение прогнозной модели количества газа, извлекаемого в результате внутрипластовой конверсии сланца, включает:

построение модели взаимосвязи между количеством вырабатываемого газа и общим содержанием органического углерода на основе данных о количестве вырабатываемого газа, полученных путем проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита образцов сланца, а затем извлечение эмпирических параметров в модели для построения модели с индексом отражательной способности витринита, чтобы получить прогнозную модель количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

В способе, описанном выше, прогнозная модель количества газа, извлекаемого в результате внутрипластовой конверсии сланца, предпочтительно устанавливается в соответствии со следующей формулой:

где Q_pg - измеренное количество газа, извлекаемого из сланца, подлежащего измерению, в м³/т⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита сланца, подлежащего измерению, в %; ТОС - общее содержание органического углерода в сланце, подлежащем измерению, в мас. %; b1, b2, b3, b4, b5, b6, b7, b8, b9, b10, b11, b12, b13, b14 и b15 - эмпирические параметры; w1 составляет 0,5%-1,0%, a w2 составляет 1,0%-1,4%;

т⋅породы в единице измерения м³/т⋅породы количества Q_pg газа, извлекаемого из сланца, подлежащего измерению, относится к массе на тонну породы.

Кроме того, специалист в данной области техники может получить конкретные численные значения вышеуказанных эмпирических параметров b1, b2, b3, b4, b5, b6, b7, b8, b9, b10, b11, b12, b13, b14 и b15 согласно результату эксперимента по тепловому моделированию в оцениваемого района.

В описанном выше способе, предпочтительно, нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца получают на основе нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти любой добывающей группой скважин в одном и том же районе разработки (один и тот же район разработки относится к району разработки с аналогичными геологическими условиями внутрипластовой конверсии и сходными процессами разработки) в результате внутрипластовой конверсии сланца и на основе массива горных пород области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин, по следующей формуле:

где Q_{po_limit} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы при внутрипластовой конверсии сланца, в мг/г⋅породы; Q_{oil_limit} - нижнее предельное значение совокупного количества вырабатываемой нефти одной группой добывающих скважин в результате внутрипластовой конверсии сланца, в мг; Wt_rock - масса горной породы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин в результате внутрипластовой конверсии сланца, в г.

В способе, описанном выше, предпочтительно, построение прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце включает: на основе прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, построение прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце по следующей формуле:

где TOC_{lim t} - нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, мас. %; Q_{po_limt} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, в мг/г⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита сланца, подлежащего измерению, в %; c1, с2, с3, с4, с5 и с6 - эмпирические параметры.

Специалист в данной области может получить конкретные численные значения вышеуказанных эмпирических параметров c1, с2, с3, с4, с5 и с6 в соответствии с результатом эксперимента по тепловому моделированию в районе, подлежащем оценке, процесса разработки, стоимости разработки и тому подобного.

В способе, описанном выше, предпочтительно, продуктивная мощность сланца, интервал продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца определяют на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения содержания общего органического углерода в продуктивном сланце по следующим правилам:

когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, большим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, превышает установленное значение 1-15 м, установленное значение 5 м используют как кажущуюся продуктивная мощность сланца, а интервал глубины, соответствующий кажущейся продуктивной мощности сланца, является интервалом кажущейся продуктивной мощности; между двумя соседними интервалами кажущейся продуктивной мощности, когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, меньшим чем нижнее предельное значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, меньше установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяют как 2 м, и этот интервал пересчитывают в кажущуюся продуктивную мощность сланца; когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, меньшим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, больше установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяют как 2 м, и этот интервал не засчитывают в кажущуюся продуктивную мощность сланца;

когда кажущаяся продуктивная мощность сланца превышает установленное значение 3-15 м, установленное значение 5 м используют как кажущуюся продуктивную мощность сланца, кажущаяся продуктивная мощность сланца является продуктивной мощностью сланца, а интервал, соответствующий верхнему и нижнему значению продуктивной мощности сланца, является интервалом продуктивной мощности;

когда кажущаяся продуктивная мощность сланца меньше или равна установленному значению 3-15 м, установленное значение 5 м используют как кажущуюся продуктивную мощность сланца, однако кажущаяся продуктивная мощность сланца не может использоваться как продуктивная мощность сланцев и, следовательно, не может использоваться как самостоятельно разрабатываемый интервал, при этом количество извлекаемых запасов для этого интервала не рассчитывают; когда продольное расстояние между двумя и более интервалами продуктивной мощности превышает установленное значение мощности 0,5-5 м, каждый интервал продуктивной мощности будет рассматриваться отдельно как отдельный интервал продуктивной мощности сланца, т.е. рассматриваться как независимый ряд пластов разработки;

получение распределения продуктивной мощности сланца в оцениваемом районе методом неэквидистантной интерполяции на основе продуктивной мощности сланца в точках скважин в оцениваемом районе, при этом шаг ячейки метода неэквидистантной интерполяции использует установленное значение 0,1-10 км (предпочтительнее 2 км), а когда продуктивная мощность сланца в оцениваемом районе больше установленного значения 3-15 м продуктивной мощности, за границу продуктивной мощности района распределения сланца принимают 5 м, а район, где продуктивная мощность сланца превышает 5 м, и является районом распределения продуктивного сланца.

Специалист в данной области техники может откалибровать данные каротажа на основе анализа керна и результатов анализа системной скважины, а также получить данные, представленные каротажем, района, подлежащего оценке;

установленное значение может быть определено в соответствии с потребностями внутрипластовой конверсии и геологическими условиями;

метод неэквидистантной интерполяции включает трехточечный метод, пятиточечный метод, метод конечных элементов, метод Кригинга, метод линейной интерполяции, метод нелинейной интерполяции и т.п.

В способе, описанном выше, предпочтительно, соответственно, создают модель значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модель значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца, что включает:

построение, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца в зависимости от количества извлекаемой нефти и количества извлекаемого газа породы в интервале продуктивной мощности на единицу площади, исходя из количества извлекаемой нефти и газа на единицу массы породы, шага каротажа, плотности породы и интервала продуктивной мощности.

В способе, описанном выше, предпочтительно модель значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модель значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца устанавливают, соответственно, согласно следующим формулам:

где AOR - значение распространенности извлекаемых запасов нефти в интервале продуктивного сланца оцениваемого района, в 10000 т/км²; AGR -значение распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца оцениваемого района, в 100 млн м³/км²; Q_{po_i} - количество извлекаемой нефти на единицу массы породы i-й точки каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в мг/г⋅породы; Q_{pg_i} - количество извлекаемого газа на единицу массы породы в i-й точки каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в м³/т⋅породы; ρ_i - значение плотности породы в i-й точке каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в г/см³; L_inter - шаг каротажа оцениваемой скважины, в м; n - общее количество точек каротажа в интервале продуктивной мощности, n - целое число.

В способе, описанном выше, количество извлекаемой нефти на единицу массы породы и количество извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа, предпочтительно получают в соответствии со следующими этапами:

получение общего содержания органического углерода, значения плотности горных пород и измеренного значения расстояния между точками, представленными каротажем, в интервале продуктивных сланцев на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, а затем получение количество извлекаемой нефти на единицу массы породы и количество извлекаемого газа на единицу массы породы точки, представленной каротажем, в соответствии с прогнозной моделью количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и в соответствии с прогнозной моделью количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода, значения плотности породы и измеренного значения расстояния между точками каротажа, в интервале продуктивных сланцев и индекс отражательной способности витринита места скважины в целевом пласте.

В описанном выше способе значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемых запасов газа для всех мест скважин в оцениваемом районе могут быть получены на основе построенной выше модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и построенной выше модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца; затем на основе значений распространенности извлекаемых запасов нефти и значений распространенности извлекаемых запасов газа для всех мест скважин в оцениваемом районе, можно получить планарное распределение распространенности извлекаемых запасов нефти и распространенности извлекаемых запасов газа в оцениваемом районе, используя методы неэквидистантной интерполяции, такие как трехточечный метод, пятиточечный метод, метод конечных элементов, метод Кригинга, метод линейной интерполяции и метод нелинейной интерполяции; на основе планарного распределения можно получить значение распространенности извлекаемых запасов нефти j-ого узла сетки в области продуктивного распределения сланцев и значение распространенности извлекаемых запасов газа j-ого узла сетки в области распространения продуктивного сланца.

В более предпочтительном варианте выполнения настоящего изобретения шаг сетки неэквидистантной интерполяции трехточечного метода, пятиточечного метода, метода конечных элементов, метода Кригинга, метода линейной интерполяции, метода нелинейной интерполяции и т.п. принимает заранее установленное значение 0,1-10 км, предпочтительно, 2 км.

В способе, описанном выше, предпочтительно, на основе значения распространенности извлекаемых запасов нефти и газа в узлах сетки области распространения продуктивного сланца и площади области распространения продуктивного сланца, прогнозную модель количества извлекаемых запасов нефти и прогнозную модель количества извлекаемых запасов газа устанавливают, соответственно, по следующим формулам:

где NO - количество извлекаемых запасов нефти в оцениваемом районе, в 10000 т; NG - количество извлекаемых запасов газа в оцениваемом районе, в 100 млн куб. м; AOR_j - значение распространенности извлекаемых запасов нефти j-ого узла сетки в области распространения продуктивного сланца, в 10000 т/км²; AGR_j - значение распространенности извлекаемых запасов газа j-ого узла сетки в области распространения продуктивного сланца, в 100 млн м³/км²; Aj - площадь j-ой ячейки сетки в области распространения продуктивного сланца, в км²; m - количество ячеек сетки в области распространения продуктивного сланца, m - целое число.

В другом аспекте настоящее изобретение дополнительно обеспечивает устройство для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, при этом указанное устройство содержит:

модуль сбора данных, используемый для получения общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, которые должны быть измерены в районе, подлежащем оценке;

модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и получения количества извлекаемой нефти из сланца, подлежащего измерению, на основе общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, подлежащего измерению с использованием прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца;

модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца и получения количества извлекаемого газа из сланца, подлежащего измерению, на основе общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, подлежащего измерению с использованием прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца;

модуль для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, используемый для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце и получения нижнего предела значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце на основе нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца и измеренного индекса отражательной способности витринита сланца;

модуль для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце;

модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности, используемый для построения, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности и, соответственно, получения значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности оцениваемой скважины на основе количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точке, представленной каротажем; и

модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа, используемый для построения, соответственно, прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа и получения количества извлекаемых запасов нефти и количества извлекаемых запасов газа на основе прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца специально используется для построения модели взаимосвязи между количеством вырабатываемой нефти и общим содержанием органического углерода на основе данных о количестве вырабатываемой нефти, полученных путем проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также общим содержанием органического углерода и индекса отражательной способности витринита в образцах сланца, а затем извлечения эмпирических параметров в модели для построения модели с индексом отражательной способностью витринита, чтобы создать прогнозную модель количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца дополнительно используется для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца в соответствии со следующей формулой:

где Q_po - подлежащее измерению количество извлекаемой нефти из сланца, в мг/г⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита подлежащего измерению сланца, в %; ТОС - общее содержание органического углерода в подлежащем измерению сланце, в мас. %; a1, а2, а3, а4, а5 и а6 - эмпирические параметры.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца специально используется для построения модели взаимосвязи между количеством вырабатываемого газа и общим содержанием органического углерода, на основе данных о количестве вырабатываемого газа, полученных путем проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также об общем содержании органического углерода и индекса отражательной способности витринита в образцах сланца, а затем извлечения эмпирических параметров в модели для построения модели с индексом отражательной способностью витринита, чтобы построить прогнозную модель количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца дополнительно используется для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца в соответствии со следующей формулой:

где Q_pg - подлежащее измерению количество извлекаемого газа из сланца, в м³/т⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита подлежащего измерению сланца, в %; ТОС - общее содержание органического углерода в подлежащем измерению сланце, в мас. %; b1, b2, b3, b4, b5, b6, b7, b8, b9, b10, b11, b12, b13, b14 и b15 - эмпирические параметры; w1 составляет 0,5%-1,0%, a w2 составляет 1,0%-1,4%.

В вышеописанном устройстве, предпочтительно, модуль для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце содержит блок получения нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для получения нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти любой добывающей группой скважин в одном и том же районе разработки в результате внутрипластовой конверсии сланца и горной массы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин, по следующей формуле:

где Q_{po_limt} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, в мг/г⋅породы; Q_{oil_limt} - нижнее предельное значение совокупного количества вырабатываемой нефти одной группой добывающих скважин в результате внутрипластовой конверсии сланца, в мг; Wt_rock - масса горной породы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин, в результате внутрипластовой конверсии сланца, в г.

В устройстве, описанном выше, модуль для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце специально используется для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце на основе прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, по следующей формуле:

где TOC_limt - нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, в мас. %; Q_{po_limt} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, в мг/г⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита подлежащего измерению сланца, в %; c1, с2, с3, с4, с5 и с6 - эмпирические параметры.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца специально используется для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце в соответствии со следующими правилами:

когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, большим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, превышает установленное значение 1-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, а интервал глубины, соответствующий кажущейся продуктивной мощности сланца, является интервалом кажущейся продуктивной мощности; между двумя соседними интервалами кажущейся продуктивной мощности, когда сплошная мощность сланца с содержанием общего органического углерода, представленным каротажем, меньшим чем нижнее предельное значения содержания общего органического углерода в продуктивном сланце, ниже установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяется как 2 м, и этот интервал пересчитывается в кажущуюся продуктивную мощность сланца; когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, меньше нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, превышает установленное значение 0,5-5 м, установленное значение определяется как 2 м, и этот интервал не засчитывается в кажущуюся продуктивную мощность сланца;

когда кажущаяся продуктивная мощность сланца превышает установленное значение 3-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, кажущаяся продуктивная мощность сланца является продуктивной толщиной сланца, а интервал, соответствующий верхнему и нижнему значению продуктивной мощности сланца, является интервалом продуктивной мощности;

когда кажущаяся продуктивная мощность сланца меньше или равна установленному значению 3-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, однако, кажущаяся продуктивная мощность сланца не может использоваться как продуктивная мощность сланцев и, следовательно, не может использоваться как самостоятельно разрабатываемый интервал, а количество извлекаемых запасов для этого интервала не рассчитывается; когда продольное расстояние между двумя и более интервалами продуктивной мощности превышает установленное значение мощности 0,5-5 м, каждый интервал продуктивной мощности будет рассматриваться отдельно как отдельный интервал продуктивной мощности сланца, т.е. рассматриваться как независимый ряд пластов разработки;

получение распределения продуктивной мощности сланцев в оцениваемом районе методом неэквидистантной интерполяции на основе продуктивной мощности сланца в точках скважин в оцениваемом районе, при этом шаг ячейки сетки метода неэквидистантной интерполяции использует установленное значение 0,1-10 км, а когда продуктивная мощность сланца в оцениваемом районе превышает установленное значение 3-15 м продуктивной мощности, в качестве границы области распространения продуктивной мощности сланцев используется значение 5 м, причем область, где продуктивная мощность сланца превышает 5 м, является областью распространения продуктивного сланца.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности специально используется для, соответственно, построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца в зависимости от количества извлекаемой нефти и количества извлекаемого газа породы в интервале продуктивной мощности на единицу площади, исходя из количества извлекаемой нефти и газа на единицу массы породы, шага каротажа, плотности породы и интервала продуктивной мощности.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности дополнительно используется для построения, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца по следующим формулам:

где AOR - значение распространенности извлекаемых запасов нефти в интервале продуктивного сланца оцениваемого района, в 10000 т/км²; AGR - значение распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца оцениваемого района, в 100 млн м³/км²; Q_{po_i} - количество извлекаемой нефти на единицу массы породы в i-й точке каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в мг/г⋅породы; Q_{pg_i} - количество извлекаемого газа на единицу массы породы в i-й точке каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в м³/т⋅породы; ρ_i - значение плотности породы в i-й точке каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в г/см³; L_inter - шаг каротажа оцениваемой скважины, в м; n - общее количество точек каротажа в интервале продуктивной мощности, n - целое число.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности содержит блок получения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точки, представленной каротажем, используемый для:

получения общего содержания органического углерода, значения плотности горной породы и измеренного значения расстояния между точками, представленными каротажем, в интервале продуктивного сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, а затем получения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точке, представленной каротажем, посредством прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода, значения плотности породы и измеренного значения расстояния между точками, представленными каротажем, в интервале продуктивного сланца и индекса отражательной способности витринита в месте скважины в целевом пласте.

В устройстве, описанном выше, предпочтительно, модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа специально используется для,

на основе значения распространенности извлекаемых запасов нефти и газа в узлах ячейки области распространения продуктивного сланца и площади области распространения продуктивного сланца, создавая, соответственно, прогнозную модель количества извлекаемых запасов нефти и прогнозную модель количества извлекаемых запасов газа по формулам:

где NO - количество извлекаемых запасов нефти в оцениваемом районе, в 10000 т; NG - количество извлекаемых запасов газа в оцениваемом районе, в 100 млн куб. м; AOR_j - значение распространенности извлекаемых запасов нефти в j-й ячейке сетки в области распространения продуктивного сланца, в 10000 т/км²; AGR_j - значение распространенности извлекаемых запасов газа j-й ячейке сетки в области распространения продуктивного сланца, в 100 млн м³/км²; A_j - площадь j-й ячейки сетки в области распространения продуктивного сланца, в км²; m - количество ячеек сетки в области распространения продуктивного сланца, m - целое число.

В еще одном аспекте настоящее изобретение дополнительно обеспечивает компьютерное устройство, содержащее память, процессор и компьютерные программы, хранящиеся в памяти и способные выполняться на процессоре, при этом процессор при выполнении компьютерных программ реализует этапы описанного выше способа прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

В еще одном аспекте настоящее изобретение дополнительно обеспечивает машиночитаемый носитель данных, на котором хранятся компьютерные программы, которые при выполнении процессором реализуют этапы вышеуказанного способа для прогнозирования количества извлекаемых нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

Техническое решение, в соответствии с настоящим изобретением, обеспечивает следующие полезные технические результаты.

Во-первых, на основе значения ТОС и значения Ro сланца, подлежащего измерению, а также предварительно построенной прогнозной модели количества извлекаемой нефти и прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, получают количество извлекаемой нефти и количество извлекаемого газа из сланца, подлежащего измерению, что преодолевает недостатки предшествующего уровня техники только путем получения исходного HI или исходного Н/С и исходного ТОС сланца и количества нефти и газа, образованного незрелыми сланцами, и количества защемленной нефти и газа, может быть установлено количество извлекаемой нефти и количество извлекаемого газа, недостаток, заключающийся в низкой точности при извлечении исходного HI или исходного ТОС с использованием сланцев, которые испытали определенную тепловую эволюцию, и недостаток, заключающийся в том, что только путем получения количества защемленной нефти и газа и количества генерируемой нефти и газа можно получить количество вырабатываемой нефти и газа, и достигается эффект использования текущих ТОС и Ro сланца в пласте для получения количества извлекаемой нефти и количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии. Таким образом, настоящее изобретение использует прогнозную модель количества извлекаемой нефти и прогнозную модель количества извлекаемого газа внутрипластовой конверсии сланца, которые не только реализуют количественный прогноз количества извлекаемой нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, но также повышает точность прогнозирования количества извлекаемой нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

Во-вторых, нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца получают на основе нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти любой группой добывающих скважин в одном районе разработки (под одним и тем же районом разработки понимается район разработки со схожими геологическими условиями внутрипластовой конверсии и сходными процессами разработки) в результате внутрипластовой конверсии сланца и горной массы области эффективного нагрева, контролируемой одной группой добывающих скважин, и соответственно, получают прогнозную модель нижнего предельного значения ТОС продуктивного сланца, чтобы получить нижнее предельное значение ТОС продуктивного сланца, чтобы продуктивная мощность сланца, интервал продуктивной мощности и область распространения продуктивного сланца были точно получены, что устраняет недостаток, заключающийся в том, что нижнее предельное значение ТОС продуктивного сланца не может быть определено в предшествующем уровне техники, а также недостаток, заключающийся в том, что продуктивная мощность сланца, интервал продуктивной мощности и область распространения продуктивного сланца не могут быть точно получены.

Наконец, на основании значения ТОС района, подлежащего оценке, представленной каротажем, значения плотности породы, измеренного значения шага, анализа и значения анализа Ro (индекса отражательной способности витринита в месте скважины в целевом пласте) и интервала продуктивной мощности, а также предварительно построенной прогнозной модели количества извлекаемой нефти и прогнозной модели количества извлекаемого газа, получают количество извлекаемой нефти на единицу массы породы и количество извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа; на основании предварительно полученных модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа получают значение распространенности извлекаемых запасов нефти и значение распространенности извлекаемого источника газа; на основании области распространения продуктивного сланца в оцениваемом районе и предварительно полученных прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа, получают количество извлекаемых запасов нефти и количество извлекаемых запасов газа, что устраняет недостаток, заключающийся в том, что для расчета соответствующих параметров в предшествующем уровне техники используются средние значения параметров, и недостаток фактической ситуации, заключающийся в том, что нелинейная зависимость между количеством извлекаемых запасов нефти и газа и TOC не может быть отражена с использованием среднего параметра, а достигается расчетом для различных вкладов в количество извлекаемых запасов нефти и газа различных точек ТОС в продольном направлении в пределах интервала продуктивного сланца.

Таким образом, техническое решение, в соответствии с настоящим изобретением, может количественно прогнозировать количество извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца и повышать точность и эффективность прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг. 1 представляет собой блок-схему способа прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, предложенного в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 2 представляет собой диаграмму соотношения температуры теплового моделирования и Ro в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 3 представляет собой диаграмму соотношения количества вырабатываемой нефти, полученного с помощью теплового моделирования, и ТОС в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 4 представляет собой диаграмму соотношения количества вырабатываемого газа, полученного путем теплового моделирования, и ТОС в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 5 представляет собой диаграмму соотношения максимального количества вырабатываемого газа и максимального количества вырабатываемой нефти, полученного с помощью теплового моделирования в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 6 представляет собой диаграмму соотношения нижнего предельного значения ТОС и Ro, когда нижнее предельное значение количества нефти, вырабатываемой на единицу сланца, составляет 14 мг/г в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 7 представляет собой схематическую диаграмму, когда в интервале продуктивного сланца в варианте выполнения настоящего изобретения отсутствует промежуточный слой;

Фиг. 8 представляет собой схематическую диаграмму при наличии промежуточного слоя в интервале продуктивного сланца в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 9 представляет собой диаграмму распределения общего органического углерода сланца на участке Чанг 7₃ бассейна Ордос в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 10 представляет собой диаграмму распределения Ro сланца на участке Чанг 7₃ бассейна Ордос в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 11 представляет собой диаграмму распределения продуктивной мощности сланца на участке Чанг 7₃ бассейна Ордос в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 12 представляет собой диаграмму распределения значения распространенности извлекаемых запасов нефти в сланцах на участке Чанг 7₃бассейна Ордос в варианте выполнения настоящего изобретения;

Фиг. 13 представляет собой диаграмму распределения значения распространенности извлекаемых запасов газа в сланцах на участке Чанг 7₃бассейна Ордос в варианте выполнения настоящего изобретения; и

Фиг. 14 представляет собой структурную схему устройства для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, предложенного вариантом выполнения настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Технические решения в вариантах выполнения настоящего изобретения ясно и полностью описаны ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи в вариантах выполнения настоящего изобретения. Очевидно, что описанные варианты выполнения представляют собой лишь некоторые, а не все варианты выполнения настоящего изобретения. Все другие варианты выполнения, полученные без творческих усилий специалистом в данной области техники на основе вариантов выполнения настоящего изобретения, подпадают под объем защиты настоящего изобретения.

Технология внутрипластовой конверсии сланца для разработки нефти и газа отличается от существующих технологий и носит революционный характер. В соответствии с технологией внутрипластовой конверсии легкая нефть и природный газ генерируются и вырабатываются из непревращенного органического вещества и защемленной нефти в пласте путем искусственного нагрева, а технология внутрипластовой конверсии применима к незрелым сланцевым глинам средней и низкой зрелости. Количество извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца является ключевым фактором для развития внутрипластовой конверсии и управляет преимуществами разработки внутрипластовой конверсии. Технология прогнозирования извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии явно отличается от разрабатываемой в настоящее время технологии оценки запасов нефти и газа, которые были сгенерированы и сохранены в пласте. Для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии необходим совершенно новый способ мышления и способ оценки, чтобы удовлетворить потребности оценки выбора участка для внутрипластовой конверсии, разведки и разработки.

Для преодоления недостатка, заключающегося в отсутствии технологий для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца в известном уровне техники, на первый план выходит решение для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца. Решение для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, относящееся к вариантам выполнения настоящего изобретения, подробно описано ниже.

Фиг. 1 представляет собой блок-схему способа прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, предложенного в варианте выполнения настоящего изобретения, причем из Фиг. 1 видно, что способ включает следующие этапы:

101: измерение общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца;

102: построение прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и получение количества извлекаемой нефти из подлежащего измерению сланца, на основе общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита подлежащего измерению сланца с использованием прогнозной модели количества нефти, извлекаемой в результате внутрипластовой конверсии сланца;

103: построение прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца и получение количества извлекаемого газа из подлежащего измерению сланца, на основе общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита в подлежащем измерению сланце с использованием прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца;

104: получение нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца на основании нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти одной группой добывающих скважин в результате внутрипластовой конверсии сланца и горной массы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин;

105: построение прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце и получение нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце на основании нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца и индекса отражательной способности витринита в подлежащем измерению сланце;

106: получение продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца на основании общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения общего содержание органического углерода в продуктивном сланце;

107: построение, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности, и получение, соответственно, значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности оцениваемой скважины, исходя из количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа; и

108: построение, соответственно, прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа и получение количества извлекаемых запасов нефти и количества извлекаемых запасов газа на основе прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа.

Техническое решение вариантов выполнения настоящего изобретения обеспечивает следующие полезные технические результаты.

Во-первых, на основе значения ТОС и значения Ro подлежащего измерению сланца, а также предварительно построенной прогнозной модели количества извлекаемой нефти и прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, получают количество извлекаемой нефти и количество извлекаемого газа из подлежащего измерению сланца, что преодолевает недостатки предшествующего уровня техники только путем получения исходного HI или исходного Н/С и исходного ТОС сланца, и количества нефти и газа, образованных незрелыми сланцами, и количества защемленной нефти и газа, можно установить количество извлекаемой нефти и количество извлекаемого газа, при этом преодолевается недостаток, заключающийся в низкой точности при извлечении исходного HI или исходного ТОС с использованием сланца, который испытал определенную тепловую эволюцию, а также преодолевается недостаток, заключающийся в том, что только путем получения количества защемленной нефти и газа и количества генерируемой нефти и газа можно получить количество вырабатываемых нефти и газа, при этом достигается эффект использования текущих ТОС и Ro сланца в пласте для получения количества извлекаемой нефти и количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии. Таким образом, настоящее изобретение использует прогнозную модель количества извлекаемой нефти и прогнозную модель количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, которая не только реализует количественный прогноз количества извлекаемой нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, но также повышает точность прогнозирования количества извлекаемой нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

Во-вторых, нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца получают на основе нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти любой группой добывающих скважин в одном районе разработки в результате внутрипластовой конверсии сланца и горной массы области эффективного нагрева, управляемой одной группой добывающих скважин, и, соответственно, устанавливают прогнозную модель нижнего предельного значения ТОС продуктивного сланца, чтобы получить более низкое предельное значение ТОС продуктивного сланца, так что продуктивная мощность сланца, интервал продуктивной мощности и область распространения продуктивного сланца получают точно, что устраняет недостаток, заключающийся в том, что нижнее предельное значение ТОС продуктивного сланца не может быть определено в известном уровне техники, а также недостаток, заключающийся в том, что продуктивная мощность сланца, интервал продуктивной толщины и область распространения продуктивного сланца не могут быть точно получены.

Наконец, на основе значения ТОС района, подлежащего оценке, представленной каротажем, значения плотности горных пород, измеренного значения интервала, значения Ro, полученного из анализа и оценки (индекса отражательной способности витринита точки скважины в целевом пласте) и интервала продуктивной мощности, а также предварительно построенной прогнозной модели количества извлекаемой нефти и прогнозной модели количества извлекаемого газа, количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы месторождения, получают точки каротажа; на основе заранее построенной модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемого источника газа получают значение распространенности извлекаемых запасов нефти и значение распространенности извлекаемых запасов газа; на основе области распространения продуктивного сланца в оцениваемом районе и предварительно построенной прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа, получают количество извлекаемых запасов нефти и количество извлекаемых запасов газа, что устраняет недостаток, заключающийся в том, что для расчета соответствующих параметров в предшествующем уровне техники используются средние значения параметров, а также недостаток фактической ситуации, заключающийся в том, что нелинейная зависимость между количеством извлекаемой нефти и газа и ТОС не может быть отражена с использованием усредненного параметра, при этом достигается расчет для различных вкладов различных точек ТОС в количество извлекаемых запасов нефти и газа в продольном направлении в пределах интервала продуктивного сланца.

Таким образом, техническое решение варианта выполнения настоящего изобретения может количественно прогнозировать количество извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца и повысить точность и эффективность прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

Со ссылкой на Фиг. 2 - Фиг. 13, все этапы способа прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, предусмотренного в варианте выполнения настоящего изобретения, подробно описаны ниже.

I. Эксперименты по тепловому моделированию проводились на образцах сланца до построения всех моделей.

Было отобрано несколько групп образцов сланца в целевом пласте оцениваемого района с различными значениями ТОС и значением Ro менее 0,5%. В этом варианте выполнения указанные несколько групп образцов сланца представляют собой образцы сланца, взятые на обнаженных породах на участке Чанг 7₃ бассейна Ордос, причем образцы сланца с различным ТОС и Ro менее 0,5% находятся в общей сложности в 9 группах, отмеченных как №1 - №9, при этом каждую группу образцов сланца измельчали до образцов сланца размером 40-80 меш, предпочтительно 60 меш, и полностью однородно перемешивали; затем каждую группу однородно перемешанных образцов сланцев делили на 11 частей, причем масса каждой части образцов сланцев превышала 3 кг.

Общее содержание органического углерода (ТОС) и индекс отражательной способности витринита (Ro) каждой группы образцов сланца измеряли отдельно, причем детали полученных экспериментальных данных представлены в Таблице 1 ниже.

ТОС каждой группы образцов сланца измеряли в соответствии с национальным стандартом GB/T 19145-2003 «Определение общего содержания органического углерода в осадочных породах»; Ro измеряли в соответствии с отраслевым стандартом SY/T 5124-2012 «Способ определения индекса отражательной способности витринита в осадочной породе».

Все эксперименты по тепловому моделированию в этом варианте выполнения используют полуоткрытую экспериментальную систему с установленным давлением 5 МПа и различными установленными температурами. Эксперимент по тепловому моделированию, в частности, включает: загрузку образца сланца в реактор и многократное уплотнение образца сланца давлением 20 МПа, взвешивание массы образца сланца в реакторе перед моделированием, а затем вакуумирование реактора и введение Не. В эксперименте по тепловому моделированию использовалось 11 установленных температурных точек, а именно 250°С, 300°С, 320°С, 335°С, 350°С, 360°С, 390°С, 440°С, 500°С, 540°С и 580°С, причем эти установленные температуры охватывают различные этапы от начала до конца добычи нефти и газа. Для первой установленной температуры при температуре 250°С используется запрограммированная скорость нагрева 20°С/день до тех пор, пока температура моделирования не станет 200°С; между 200°С и 250°С температуры моделирования используется запрограммированная скорость нагрева 5°С/день; для установленных температурных точек со второй по одиннадцатую используется запрограммированная скорость нагрева 20°С/день до тех пор, пока температура моделирования не достигнет температуры одной предыдущей установленной температурной точки из целевой установленной температурной точки; когда температура моделирования имеет значение между температурой одной предыдущей установленной температурной точки из целевой установленной температуры и температурой целевой установленной температурной точки, используется запрограммированная скорость нагрева 5°С/день; после того, как температура моделирования достигает установленной температуры, установленная температура поддерживается постоянной в течение 10 часов, и так далее, пока тепловое моделирование всех точек установленной температуры не завершено. Установленное давление выброса углеводородов составляет 7 МПа, а количество нефти и газа, выбрасываемых во время теплового моделирования, используется для расчета количества вырабатываемой нефти и газа на единицу массы породы.

Для каждого образца сланца были проведены эксперименты по тепловому моделированию вырабатываемой нефти и газа, соответственно, при 11 установленных температурах. После завершения моделирования количество вырабатываемой нефти и количество вырабатываемого газа на единицу массы породы в соответствующей установленной температурной точке были получены на основе отношения количества вырабатываемой нефти и количества вырабатываемого газа, полученных при сборе, к массе образца сланца перед тепловым моделированием в соответствующем реакторе, при этом экспериментальные данные представлены в Таблице 2. После окончания теплового моделирования в каждой установленной температурной точке измеряли ТОС и Ro остатков после экстракции, причем экспериментальные данные представлены в Таблице 3.

ТОС каждой группы образцов нефтегазоматеринских пород измеряли в соответствии с национальным стандартом GB/T 19145-2003 «Определение общего содержания органического углерода в осадочных породах»; Ro измеряли в соответствии с отраслевым стандартом SY/T 5124-2012 «Способ определения индекса отражательной способности витринита в осадочной породе».

Среднее значение Ro после теплового моделирования различных образцов сланца при одной и той же установленной температуре в эксперименте по тепловому моделированию было получено для установления связи между температурой моделирования пиролиза и Ro. Количество вырабатываемой нефти и газа при тепловом моделировании сланца связано с Ro, чтобы облегчить соответствующее исследование степени тепловой эволюции сланца в стратиграфических условиях, причем температура моделирования преобразуется в соответствующее значение Ro согласно следующей формуле 1):

в формуле (1): Ro - индекс отражательной способности витринита, %; Т - температура моделирования пиролиза, °С; x1 и х2 являются эмпирическими коэффициентами и могут быть равны, соответственно, 0,13797 и 0,005667.

В этом варианте выполнения график зависимости между средним значением Ro после теплового моделирования различных образцов сланца при одной и той же установленной температуре и моделируемой температурой пиролиза показан на Фиг. 2.

II. По данным, полученным в ходе вышеуказанного эксперимента по тепловому моделированию, построены все модели.

1. В соответствии с данными о количестве вырабатываемой нефти, полученными в результате вышеописанного эксперимента по тепловому моделированию, а также значениям ТОС и Ro для образцов сланца, предварительно устанавливают модель оценки количества вырабатываемой нефти из различных сланцев при соответствующих условиях ТОС и Ro (прогнозная модель количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца).

Количество вырабатываемой нефти из сланца связано с Ro и ТОС сланца. По результатам экспериментов по тепловому моделированию построена модель зависимости между количеством вырабатываемой нефти и ТОС Эмпирические параметры модели извлекают для построения модели с Ro. Таким образом, построена модель оценки количества вырабатываемой нефти, как показано в следующей формуле (2) и на Фиг. 3.

где Q_po - количество остаточной нефти на единицу массы сланца (подлежащего разделению), в мг/г⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита, в %; ТОС - содержание органического углерода, в мас. %; a1, а2, а3, а4, а5 и а6 - эмпирические параметры, причем a1 и а6 равны, соответственно, 0,99892 и 0,01538; при Ro≤0,76% а2 и а3 равны, соответственно, 0,4265 и 0,7516; когда 0,76%<Ro≤1,0%, а2 и а3 равны, соответственно, -0,4593 и 1,41; когда Ro>0,98%, а2 и а3 равны, соответственно, -4,164 и 5,3161; при Ro≤0,77% а4 и а5 равны, соответственно, 0,068 и 1,1297; когда 0,775%<Ro≤1,06%, а4 и а5 равны, соответственно, -2,6881 и 3,2629, а когда Ro>1,06%, а4 и а5 равны, соответственно, -3,5488 и 4,1449.

2. В соответствии с данными о количестве вырабатываемого газа, полученными в результате вышеописанного эксперимента по тепловому моделированию, а также значениям ТОС и Ro образцов сланца, предварительно устанавливают модель оценки количества вырабатываемого газа различных сланцев при соответствующих условиях ТОС и Ro (прогнозная модель количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца).

Количество вырабатываемого газа из сланца связано с Ro и ТОС сланца. По результатам экспериментов по тепловому моделированию устанавливают модель зависимости между количеством вырабатываемого газа и ТОС Эмпирические параметры модели извлекают для построения модели с Ro. Тем самым, построена модель оценки количества вырабатываемого газа, как показано в следующей формуле (3) и на Фиг. 4.

где Q_pg - количество остаточного вырабатываемого газа на единицу массы сланца, в м³/т⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита, в %; ТОС - содержание органического углерода, в мас. %; b1, b2, b3, b4, b5, b6, b7, b8, b9, b10, b11, b12, b13, b14 и b15 - эмпирические параметры, равные, соответственно, 1,0062, 0,9478, 0,5744, -0,0997, -1,1745, 3,4118, 2,1756, 1,5235, -2,3651, -0,2334, 2,9012, -2,9174, -0,0967, 0,5035 и -0,4776.

Во время конкретной реализации решение, обеспечиваемое вариантом выполнения настоящего изобретения, преодолевает недостаток предшествующего уровня техники, заключающийся в том, что только путем проведения моделирующего эксперимента или предоставления исходного ТОС и исходного HI или исходного Н/С сланца и получения количества генерируемых нефти и газа и количества защемленных нефти и газа, можно получить количество вырабатываемых нефти и газа, а построенные зависимости ТОС, Ro и количества вырабатываемых нефти и газа (прогнозную модель количества вырабатываемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и прогнозную модель количества вырабатываемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца) преодолевают недостаток предшествующего уровня техники, заключающийся в том, что количество вырабатываемых нефти и газа из сланца с разными ТОС и Ro не может быть оценено (прогнозируемо), так что количество вырабатываемой нефти и количество вырабатываемого газа из сланца с различными значениями ТОС и Ro можно соответственно прогнозировать.

В связи с тем, что для моделирования количества вырабатываемых нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца требуется длительное время, для районов без данных эксперимента по тепловому моделированию можно использовать формулы (3) и (4) для получения данных о количестве вырабатываемых нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца в оцениваемом районе, которые используется для оценки и оптимизации извлекаемых запасов нефти и газа и «золотой зоны».

III. На основе полученной выше прогнозной модели количества вырабатываемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и прогнозной модели количества вырабатываемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца построена прогнозная модель количества извлекаемых запасов нефти и прогнозная модель количества извлекаемых запасов газа.

1. Построена прогнозная модель нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца.

В процессе разработки внутрипластовой конверсии сланца, чтобы разрабатывать в экономическом масштабе, количество извлекаемой нефти и количество извлекаемого газа на единицу массы сланца должно быть больше определенного нижнего предельного значения. Поскольку существует очень хорошая линейная зависимость между максимальным количеством извлекаемой нефти и максимальным количеством извлекаемого газа, необходимо только определить нижнее предельное значение извлекаемой нефти. Фиг. 5 представляет собой диаграмму зависимости максимального количества извлекаемой нефти и максимального количества извлекаемого газа в образцах сланца, полученную в результате теплового моделирования экспериментов.

При освоении внутрипластовой конверсии сланца в хозяйственном масштабе нижнее предельное значение извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца получается исходя из нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти любой группой добывающих скважин в той же области разработки внутрипластовой конверсии сланца и горной массы области эффективного нагрева, контролируемой группой добывающих скважин по следующей формуле (4):

где Q_{po_limt} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы при внутрипластовой конверсии сланца, в мг/г⋅породы; Q_{oil_limt} - нижнее предельное значение совокупного количества вырабатываемой нефти одной группой добывающих скважин, в мг; Wt_rock - массив горных пород области эффективного нагрева, контролируемой группой добывающих скважин, в г.

Если для разработки используются горизонтальные скважины, то предполагается, что группа добывающих скважин включает 10 нагревательных и 1 добывающую скважины; нагревательные скважины расположены на расстоянии 15 м друг от друга; длина горизонтальной скважины 1200 м; масса горной породы в области эффективного нагрева 708×104 т. Нижнее предельное значение количества вырабатываемой нефти одной группой добывающих скважин составляет 10×104 т, а нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы, рассчитанное по приведенной выше формуле (4), составляет 14 мг/г⋅породы.

2. Построена прогнозная модель нижнего предельного значения ТОС в результате внутрипластовой конверсии сланца.

На основании определения нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы нижнее предельное значение ТОС в результате внутрипластовой конверсии сланца, соответствующее нижнему предельному значению количества извлекаемой нефти на единицу массы породы, выводится из формулы (2), а предварительно построенная прогнозная модель нижнего предельного значения ТОС в результате внутрипластовой конверсии сланца соответствует формуле (5), представленной ниже.

где TOC_{lim t} - нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивных сланцах, в мас. %; Q_{po_limt} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы при внутрипластовой конверсии сланца, в мг/г⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита подлежащего измерению сланца, в %;; c1, с2, с3, с4, с5 и с6 - эмпирические параметры, причем c1 и с4 равны, соответственно, 1,0011 и 0,0154; когда Ro≤0,77% с2 и с3 равны, соответственно, 0,068 и 1,1297; когда 0,775%<Ro≤1,06%, с2 и с3 равны, соответственно, -2,6881 и 3,2629; когда Ro>1,06%, с2 и с3 равны, соответственно, -3,5488 и 4,1449; когда Ro≤0,76% с5 и с6 равны, соответственно, 0,4265 и 0,7516; когда 0,76%<Ro≤1,0%, с5 и с6 равны, соответственно, -0,4593 и 1,41; когда Ro>0,98% с5 и с6 равны, соответственно, -4,164 и 5,3161.

Фиг. 6 представляет собой диаграмму изменения нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивных сланцах с Ro, рассчитанным по формуле (5), при нижнем предельном значении количества извлекаемой нефти на единицу массы породы, равном 14 мг/г⋅породы, при этом соответствующее нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце может быть получено в соответствии с различными значениями Ro, когда Ro составляет около 0,8%, соответствующее нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце составляет как минимум около 6%.

3. Определены продуктивная мощность сланца, интервал продуктивной мощности и продуктивная область распределения сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца.

Продуктивная мощность сланца, интервал продуктивной мощности и область распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца определяются с использованием нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце и ТОС, представленного каротажем, а также индекса отражательной способностью витринита по следующим правилам.

Когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, большем, чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, превышает установленное значение 1-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, а интервал мощности, соответствующий кажущейся продуктивной мощности сланца, является интервалом кажущейся продуктивной мощности; между двумя соседними интервалами кажущейся продуктивной мощности, когда сплошная мощность сланца с представленным каротажем содержанием общего органического углерода меньше нижнего предельного значения содержания общего органического углерода в продуктивном сланце меньше установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяется как 2 м, и этот интервал пересчитывается в кажущуюся продуктивную мощность сланца; когда сплошная мощность сланцев с представленным каротажем общим содержанием органического углерода меньше нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивных сланцах больше установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяется как 2 м, и этот интервал не засчитывается в кажущуюся продуктивную мощность сланца.

Когда кажущаяся продуктивная мощность сланца превышает установленное значение в 3-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, причем кажущаяся продуктивная мощность сланца является продуктивной мощностью сланца, а интервал, соответствующий верхней и нижней продуктивной мощности сланца, является интервалом продуктивной мощности.

Когда кажущаяся продуктивная мощность сланца меньше или равна установленному значению 3-15 м, в качестве кажущейся продуктивной мощности сланца используется установленное значение 5 м, однако кажущаяся продуктивная мощность сланца не может использоваться в качестве продуктивной мощности сланцев и, следовательно, не может быть использована в качестве независимо разрабатываемого интервала, а количество извлекаемых запасов для этого интервала не рассчитывают; когда продольное расстояние между двумя или более интервалами продуктивной мощности превышает установленное значение мощности 0,5-5 м (предпочтительно 3 м), каждый интервал продуктивной мощности рассматривается отдельно как отдельный интервал продуктивной мощности сланцев, т.е. рассматривается как независимый ряд пластов разработки.

На основе продуктивной мощности сланца в точках скважины в оцениваемого района распределение продуктивной мощности сланца в оцениваемого района получают с помощью способа неэквидистантной интерполяции, такого как трехточечный способ, пятиточечный способ, способ конечных элементов, способ Кригинга, способ линейной интерполяции и способ нелинейной интерполяции, при этом шаг ячейки способа неэквидистантной интерполяции использует установленное значение 0,1-10 км (например, 2 км), когда продуктивная мощность сланца в оцениваемого района превышает установленное значение 3-15 м продуктивной мощности, 5 м используется как граница области распределения продуктивной мощности сланца, а область, где продуктивная мощность сланца более 5 м - продуктивная область распространения сланцев.

Фиг. 7 представляет собой схематическую диаграмму, когда в продуктивном интервале сланцев отсутствует прослойка, а Фиг. 8 представляет собой схематическую диаграмму, когда в продуктивном интервале сланца существует прослойка.

4. Построены прогнозные модели количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

На основе ТОС, представленного каротажем, получают значение ТОС точки каротажа, в интервале продуктивных сланцев, значение плотности породы и измеренное значение расстояния; на основе значения Ro точки скважины в целевом пласте, полученного анализом и опробованием, количество извлекаемой нефти на единицу массы породы и количество извлекаемого газа на единицу массы породы точки каротажа, получают путем с использованием предварительно построенной прогнозной модели количества извлекаемой нефти и прогнозной модели количества извлекаемого газа.

Значение распространенности извлекаемых запасов нефти и значение распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивных сланцев оцениваемой скважины соответственно получают в соответствии с моделями, как показано в следующих формулах (6) и (7).

где AOR - значение распространенности извлекаемых запасов нефти в оцениваемом районе, в 10000 т/км²; AGR - значение распространенности извлекаемых запасов газа в оцениваемом районе, в 100 млн м³/км²; Q_{po_i} - количество извлекаемой нефти на единицу массы породы i-й точки каротажа в продуктивном интервале, в мг/г⋅породы; Q_{pg_i} - количество извлекаемого газа на единицу массы породы i-й точки каротажа в продуктивном интервале, в м³/т⋅породы; ρ_i - значение плотности породы i-й точки каротажа в продуктивном интервале, в г/см³; L_inter - шаг каротажа оцениваемой скважины, в м; n - общее количество точек каротажа в продуктивном интервале, n - целое число.

На основе значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемых запасов газа для всех точек скважин в оцениваемом районе планарное распределение значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемых запасов газа в оцениваемом районе может быть получено с использованием методов неэквидистантной интерполяции, таких как трехточечный метод, пятиточечный метод, метод конечных элементов, метод Кригинга, метод линейной интерполяции и метод нелинейной интерполяции, шаг ячейки интерполяции использует заранее установленное значение 0,1-10 км, например 2 км.

На основе площади области распространения продуктивного сланца в оцениваемом районе количество извлекаемых запасов нефти и количество извлекаемых запасов газа в области распространения продуктивного сланца оцениваемого района соответственно получают с использованием моделей как показано в формуле (8) и формуле (9).

где NO - объем извлекаемых запасов нефти в оцениваемом районе, в 10000 т; NG - объем извлекаемых запасов газа в оцениваемом районе, в 100 млн куб.м; AOR_j - значение распространенности извлекаемых запасов нефти j-й ячейки в области распространения продуктивного сланца, в 10000 т/км²; AGR_j -значение распространенности извлекаемых запасов газа j-й сети в области распространения продуктивного сланца, в 100 млн м³/км²; A_j - площадь j-й ячейки в области распространения продуктивного сланца, в км²; m - количество сеток в области распространения продуктивного сланца, m - целое число.

Фиг. 9 представляет собой диаграмму распределения ТОС с ТОС больше, чем TOC_limt, полученную с использованием ТОС, интерпретированного путем каротажа сланца из участка Чанг 7₃ бассейна Ордос.Фиг.9 представляет область распространения, которая может быть подвергнута разработке в результате внутрипластовой конверсии с точки зрения ТОС, и чем выше ТОС, тем больше потенциал внутрипластовой конверсии.

Фиг. 10 представляет собой диаграмму распределения Ro, полученную в результате анализа керна сланца участка Чанг 7₃ бассейна Ордос. Из Фиг. 9, мы можем видеть зрелость сланца, пригодного для добычи, в результате внутрипластовой конверсии и потенциал внутрипластовой конверсии сланца. Чем меньше Ro, тем больше потенциал внутрипластовой конверсии.

Фиг. 11 представляет собой диаграмму распределения продуктивной мощности сланца, полученную с использованием способа, предусмотренного вариантом выполнения настоящего изобретения, для сланца участка Чанг 7₃бассейна Ордос, где чем больше продуктивная мощность сланца, тем больше потенциал внутрипластовой конверсии.

Фиг. 12 представляет собой диаграмму распределения значения распространенности извлекаемых запасов нефти в области распространения продуктивного сланца, полученного с использованием способа, предусмотренного вариантом выполнения настоящего изобретения, для сланца участка Чанг 7₃ бассейна Ордос, причем чем больше значение распространенности извлекаемых запасов нефти, тем больше извлекаемые запасы нефти за счет внутрипластовой конверсии на единицу площади сланца и тем благоприятнее развитие внутрипластовой конверсии.

Фиг. 13 представляет собой диаграмму распределения значения распространенности извлекаемых запасов газа, полученного с использованием способа, предусмотренного вариантом выполнения настоящего изобретения, для сланцев участка Чанг 7₃ бассейна Ордос, причем чем больше значение распространенности извлекаемых запасов газа, чем больше извлекаемый запас газа за счет внутрипластовой конверсии на единицу площади сланца, тем благоприятнее развитие внутрипластовой конверсии.

Количество извлекаемых запасов нефти из сланцевой породы участка Чанг 7₃ бассейна Ордос, полученный с использованием способа, предусмотренного вариантом выполнения настоящего изобретения, составляет 45,2 миллиарда тонн, а объем извлекаемых запасов газа составляет 37 трлн кубометров.

Во время конкретной реализации техническое решение варианта выполнения настоящего изобретения может количественно оценивать количество извлекаемых запасов нефти и количество извлекаемых запасов газа в результате внутрипластовой конверсии сланца с различными ТОС и Ro.

Основываясь на той же концепции изобретения, вариант выполнения настоящего изобретения дополнительно обеспечивает устройство для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, поскольку принцип устройства для решения проблем аналогичен принципу способа прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланца, реализация устройства может относиться к реализации способа, и одно и то же описание не будет повторяться. Фиг. 14 представляет собой структурную схему устройства для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, предусмотренного вариантом выполнения настоящего изобретения. Как показано на Фиг. 14, устройство для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца включает:

модуль 1 сбора данных, используемый для получения общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, которые должны быть измерены в районе, подлежащем оценке;

модуль 2 для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и получения количества извлекаемой нефти из сланца, подлежащего измерению на основе общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, подлежащего измерению с использованием прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца;

модуль 3 для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца и получения количества извлекаемого газа из сланца, подлежащего измерению на основе общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита сланца, подлежащего измерению с использованием прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца;

модуль 4 для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, используемый для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, и получения нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце на основе нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца и измеряемого индекса отражательной способности витринита сланца;

модуль 5 для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце;

модуль 6 для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности, используемый для построения, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивных мощностей, соответственно, получения значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивных мощностей оцениваемой скважины на основе количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы точки, представленной каротажем; и

модуль 7 для построения прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа, используемый для построения, соответственно, прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количество извлекаемых запасов газа и получение количества извлекаемых запасов нефти и количества извлекаемых запасов газа на основе прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа.

В одном варианте выполнения модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца специально используется для построения модели взаимосвязи между количеством вырабатываемой нефти и общим содержанием органического углерода на основе данных количества вырабатываемой нефти, полученных путем проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также общего содержания органического углерода и индекса отражательной способности витринита в образцах сланца, а затем извлечения эмпирических параметров в модели для построения модели с индексом отражательной способностью витринита, чтобы установить прогнозную модель количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца.

В одном варианте выполнения модуль для построения прогнозной модели количества нефти, извлекаемой в результате внутрипластовой конверсии сланца, дополнительно используется для построения прогнозной модели количества нефти, извлекаемой в результате внутрипластовой конверсии сланца, в соответствии со следующей формулой:

В одном варианте выполнения модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа при внутрипластовой конверсии сланца специально используется для построения модели взаимосвязи между количеством вырабатываемого газа и общим содержанием органического углерода на основе данных о количестве вырабатываемого газа, полученных путем проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также общего содержания органического углерода и индекс отражательной способности витринита в образцах сланца, а затем извлечения эмпирических параметров в модели для построения модели с индексом отражательной способности витринита, чтобы установить прогнозную модель количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

В одном варианте выполнения модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа при внутрипластовой конверсии сланца дополнительно используется для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа при внутрипластовой конверсии сланца в соответствии со следующей формулой:

В одном варианте выполнения модуль для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивных сланцах содержит блок для получения нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для получения нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти любой группой добывающих скважин в той же области разработки в результате внутрипластовой конверсии сланца и горной массы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин по следующей формуле:

где Q_{po_limt} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы при внутрипластовой конверсии сланца, в мг/г⋅породы; Q_{oil_limt} - нижнее предельное значение совокупного количества вырабатываемой нефти одной группой добывающих скважин в результате внутрипластовой конверсии сланца, в мг; Wt_rock - масса горной породы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин в результате внутрипластовой конверсии сланца, в г.

В одном варианте выполнения модуль для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце специально используется для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце на основе прогнозной модели количества извлекаемой нефти при внутрипластовой конверсии сланца и нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы при внутрипластовой конверсии сланца по следующей формуле:

где TOG_{lim t} - нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, в мас. %; Q_{po_limt} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы при внутрипластовой конверсии сланца, в мг/г⋅породы; Ro - индекс отражательной способности витринита подлежащего измерению сланца, в %; c1, с2, с3, с4, с5 и с6 - эмпирические параметры.

В одном варианте выполнения модуль для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца специально используется для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, который должен быть оценен, путем представления каротажной диаграммой, и нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце в соответствии со следующими правилами:

когда сплошная мощность сланца с представленным каротажем общим содержанием органического углерода, большим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, превышает установленное значение 1-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, а интервал глубины, соответствующий кажущейся продуктивной мощности сланца, является интервалом кажущейся продуктивной мощности; между двумя соседними интервалами кажущейся продуктивной мощности, когда сплошная мощность сланца с представленным каротажем общим содержанием органического углерода меньше нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце меньше установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяется как 2 м, и этот интервал пересчитывается в кажущуюся продуктивную мощность сланца; когда сплошная мощность сланцев с представленным каротажем общим содержанием органического углерода меньше нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивных сланцах больше установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяется как 2 м, и этот интервал не засчитывается в кажущуюся продуктивную мощность сланца;

когда кажущаяся продуктивная мощность сланца превышает установленное значение 3-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, кажущаяся продуктивная мощность сланца является продуктивной мощностью сланца, а интервал, соответствующий верхнему и нижнему значениям продуктивной мощности сланца, является интервалом продуктивной мощности;

когда кажущаяся продуктивная мощность сланца меньше или равна установленному значению 3-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, однако кажущаяся продуктивная мощность сланца не может использоваться как продуктивная мощность сланца и, следовательно, не может использоваться как самостоятельно разрабатываемый интервал, а объем извлекаемых запасов для этого интервала не рассчитывается; когда продольное расстояние между двумя и более интервалами продуктивной мощности превышает установленное значение мощности 0,5-5 м, каждый интервал продуктивной мощности будет рассматриваться отдельно как отдельный интервал продуктивной мощности сланцев, т.е. рассматриваться как независимый ряд пластов разработки;

получение распределения продуктивной мощности сланцев в оцениваемом районе методом неэквидистантной интерполяции на основе продуктивной мощности сланцев в точках скважин в оцениваемом районе, при этом шаг ячейки метода неэквидистантной интерполяции использует установленное значение 0,1-10 км, а когда продуктивная мощность сланцев в оцениваемом районе превышает установленное значение 3-15 м продуктивной мощности, 5 м используется в качестве границы области распределения продуктивной мощности сланцев, причем район, где продуктивная мощность сланца превышает 5 м, является областью распространения продуктивного сланца.

В одном варианте выполнения модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности специально используется для, соответственно, построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивных сланцев в зависимости от количества извлекаемой нефти и количества извлекаемого газа породы в интервале продуктивной мощности на единицу площади на основе количества извлекаемой нефти и газа на единицу массы породы, шага каротажа, плотности породы и интервала продуктивной мощности.

В одном варианте выполнения модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности дополнительно используется для соответственного построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивных сланцев по следующим формулам:

где AOR - значение распространенности извлекаемых запасов нефти в интервале продуктивных сланцев оцениваемого района, в 10000 т/км²; AGR - значение распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивных сланцев оцениваемого района, в 100 млн м³/км²; Q_{po_i} - количество извлекаемой нефти на единицу массы породы i-й точки каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в мг/г⋅породы; Q_{pg_i} - количество извлекаемого газа на единицу массы породы i-й точки каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в м³/т⋅породы; ρ_i - значение плотности породы i-й точки каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, в г/см³; L_inter - шаг каротажа оцениваемой скважины, в м; n - общее количество точек каротажа в интервале продуктивной мощности, n - целое число.

В одном варианте модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности содержит блок для получения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа, используемый для:

получения общего содержания органического углерода, значения плотности горных пород и измеренного значения расстояния между точками каротажа в интервале продуктивных сланцев на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, а затем получение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы точки каротажа по прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода, значения плотности породы и измеренного значения расстояния между точками каротажа в интервале продуктивных сланцев и индекса отражательной способности витринита точки скважины в целевом пласте.

В одном варианте выполнения модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа специально используется для,

на основе значения распространенности извлекаемых запасов нефти и газа в узлах ячейки области распространения продуктивного сланца и площади области распространения продуктивного сланца, соответственно, построение прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа по формулам:

где NO - количество извлекаемых запасов нефти в оцениваемого района, в 10000 т; NG - объем извлекаемых запасов газа в оцениваемого района, в 100 млн куб. м; AOR_j - значение распространенности извлекаемых запасов нефти j-й ячейки в области распространения продуктивного сланца, в 10000 т/км²; AGR_j- значение распространенности извлекаемых запасов газа j-й ячейки в области распространения продуктивного сланца, в 100 млн м³/км²; A_j - площадь j-й ячейки в области распространения продуктивного сланца, в км²; m - количество сеток в области распространения продуктивного сланца, m - целое число.

То, что описано выше, является только конкретным вариантом выполнения настоящего изобретения и не может использоваться для ограничения объема реализации изобретения. Следовательно, замена эквивалентных компонентов или эквивалентных изменений и модификаций в соответствии с объемом охраны патента настоящего изобретения по-прежнему будет подпадать под объем настоящего патента. Кроме того, в настоящем изобретении технические признаки и технические признаки, технические признаки и технические аспекты, а также технические аспекты и технические аспекты могут свободно комбинироваться для использования.

Claims

1. Способ прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, включающий:

определение продуктивной мощности сланцев, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце;

2. Способ по п. 1, в котором при построении прогнозной модели количества нефти, извлекаемой в результате внутрипластовой конверсии сланца, устанавливают модель взаимосвязи между количеством вырабатываемой нефти и общим содержанием органического углерода на основе данных о количестве вырабатываемой нефти, полученных в результате проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также общим содержанием органического углерода и индексом отражательной способности витринита образцов сланца, а затем извлекают эмпирические параметры в модели для построения модели с индексом отражательной способности витринита, чтобы получить прогнозную модель количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца.

3. Способ по п. 2, в котором прогнозную модель количества нефти, извлекаемой в результате внутрипластовой конверсии сланца, устанавливают в соответствии со следующей формулой:

,

где Q_po - измеренное количество нефти, извлекаемой из сланца, подлежащего измерению, мг/г⋅породы;

Ro - индекс отражательной способности витринита сланца, подлежащего измерению, %;

ТОС - общее содержание органического углерода в сланце, подлежащем измерению, мас.%;

a₁, а₂, а₃, а₄, а₅ и а₆ - эмпирические параметры.

4. Способ по п. 1, в котором при построении прогнозной модели количества газа, извлекаемого в результате внутрипластовой конверсии сланца, устанавливают модель взаимосвязи между количеством вырабатываемого газа и общим содержанием органического углерода на основе данных о количестве вырабатываемого газа, полученных путем проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также общим содержанием органического углерода и индексом отражательной способности витринита образцов сланца, а затем извлекают эмпирические параметры в модели для построения модели с индексом отражательной способности витринита, чтобы получить прогнозную модель количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

5. Способ по п. 4, в котором прогнозную модель количества газа, извлекаемого в результате внутрипластовой конверсии сланца, устанавливают в соответствии со следующей формулой:

,

где Q_pg - измеренное количество газа, извлекаемого из сланца, подлежащего измерению, м³/т⋅породы;

b₁, b₂, b₃, b₄, b₅, b₆, b₇, b₈, b₉, b₁₀, b₁₁, b₁₂, b₁₃, b₁₄ и b₁₅ - эмпирические параметры;

w₁ составляет 0,5-1,0%, a w₂ составляет 1,0-1,4%.

6. Способ по п. 1, в котором нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца получают на основе нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти любой добывающей группой скважин в одном и том же районе разработки в результате внутрипластовой конверсии сланца и на основе массива горных пород области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин, по следующей формуле:

,

где Q_{po_lim t} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, мг/г⋅породы;

Q_{oil_lim t} - нижнее предельное значение совокупного количества вырабатываемой нефти одной группой добывающих скважин в результате внутрипластовой конверсии сланца, мг;

Wt_rock - масса горной породы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин в результате внутрипластовой конверсии сланца, г.

7. Способ по п. 1 или 6, в котором при построении прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце устанавливают, на основе прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, прогнозную модель нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце по следующей формуле:

,

где TOC_{lim t} - нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, мас. %;

Q_{po_lim t} - нижнее предельное значение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, мг/г⋅породы;

c₁, с₂, с₃, с₄, с₅ и с₆ - эмпирические параметры.

8. Способ по п. 1 или 7, в котором продуктивную мощность сланца, интервал продуктивной мощности и область распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца определяют на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения содержания общего органического углерода в продуктивном сланце по следующим правилам:

когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, большим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, превышает установленное значение 1-15 м, установленное значение 5 м используют как кажущуюся продуктивную мощность сланца, а интервал глубины, соответствующий кажущейся продуктивной мощности сланца, является интервалом кажущейся продуктивной мощности; между двумя соседними интервалами кажущейся продуктивной мощности, когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, меньшим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, меньше установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяют как 2 м и этот интервал пересчитывают в кажущуюся продуктивную мощность сланца; когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, меньшим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, больше установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяют как 2 м и этот интервал не засчитывают в кажущуюся продуктивную мощность сланца;

получают распределение продуктивной мощности сланца в оцениваемом районе методом неэквидистантной интерполяции на основе продуктивной мощности сланца в точках скважин в оцениваемом районе, при этом шаг ячейки метода неэквидистантной интерполяции использует установленное значение 0,1-10 км, а когда продуктивная мощность сланца в оцениваемом районе больше установленного значения 3-15 м продуктивной мощности, за границу продуктивной мощности района распределения сланца принимают 5 м, а район, где продуктивная мощность сланца превышает 5 м, является областью распределения продуктивного сланца.

9. Способ по п. 1, в котором при построении, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца устанавливают, соответственно, модель значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модель значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца в зависимости от количества извлекаемой нефти и количества извлекаемого газа породы в интервале продуктивной мощности на единицу площади, исходя из количества извлекаемой нефти и газа на единицу массы породы, шага каротажа, плотности породы и интервала продуктивной мощности.

10. Способ по п. 9, в котором модель значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модель значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца устанавливают, соответственно, согласно следующим формулам:

,

где AOR - значение распространенности извлекаемых запасов нефти в интервале продуктивного сланца оцениваемого района, в 10000 т/км²;

AGR - значение распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца оцениваемого района, в 100 млн м³/км²;

Q_{po_i} - количество извлекаемой нефти на единицу массы породы в i-й точке каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, мг/г⋅породы;

Q_{pg_i} - количество извлекаемого газа на единицу массы породы в i-й точке каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, м³/т⋅породы;

ρ_i - значение плотности породы в i-й точке каротажа в интервале продуктивной мощности оцениваемого района, г/см³;

L_inter - шаг каротажа оцениваемой скважины, м;

n - общее количество точек каротажа в интервале продуктивной мощности, n - целое число.

11. Способ по любому из пп. 1, 9 или 10, в котором количество извлекаемой нефти на единицу массы породы и количество извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа получают в соответствии со следующими этапами:

получение общего содержания органического углерода, значения плотности горных пород и измеренного значения расстояния между точками, представленными каротажем, в интервале продуктивных сланцев на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, а затем получение количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы точки, представленной каротажем, в соответствии с прогнозной моделью количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и в соответствии с прогнозной моделью количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода, значения плотности породы и измеренного значения расстояния между точками каротажа в интервале продуктивных сланцев и индекса отражательной способности витринита места скважины в целевом пласте.

12. Способ по п. 1, в котором на основе значения распространенности извлекаемых запасов нефти и газа в узлах сетки области распространения продуктивного сланца и площади области распространения продуктивного сланца прогнозную модель количества извлекаемых запасов нефти и прогнозную модель количества извлекаемых запасов газа устанавливают, соответственно, по следующим формулам:

,

где NO - количество извлекаемых запасов нефти в оцениваемом районе, в 10000 т;

NG - количество извлекаемых запасов газа в оцениваемом районе, в 100 млн м³;

AOR_j - значение распространенности извлекаемых запасов нефти j-го узла сетки в области распространения продуктивного сланца, в 10000 т/км²;

AGR_j - значение распространенности извлекаемых запасов газа j-го узла сетки в области распространения продуктивного сланца, в 100 млн м³/км²;

A_j - площадь j-й ячейки сетки в области распространения продуктивного сланца, км²;

m - количество ячеек сетки в области распространения продуктивного сланца, m - целое число.

13. Устройство для прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца, содержащее:

модуль для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, используемый для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце и получения нижнего предела значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце на основе нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца и измеренного индекса отражательной способности витринита сланца;

модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности, используемый для построения, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности и, соответственно, получения значения распространенности извлекаемых запасов нефти и значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности оцениваемой скважины на основе количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа; и

14. Устройство по п. 13, в котором модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца специально используется для построения модели взаимосвязи между количеством вырабатываемой нефти и общим содержанием органического углерода на основе данных о количестве вырабатываемой нефти, полученных путем проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также общим содержанием органического углерода и индекса отражательной способности витринита в образцах сланца, а затем извлечения эмпирических параметров в модели для построения модели с индексом отражательной способности витринита, чтобы создать прогнозную модель количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца.

15. Устройство по п. 14, в котором модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца дополнительно используется для построения прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца в соответствии со следующей формулой:

,

где Q_po - подлежащее измерению количество извлекаемой нефти из сланца, мг/г⋅породы;

Ro - индекс отражательной способности витринита подлежащего измерению сланца, %;

ТОС - общее содержание органического углерода в подлежащем измерению сланце, мас.%;

16. Устройство по п. 13, в котором модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца специально используется для построения модели взаимосвязи между количеством вырабатываемого газа и общим содержанием органического углерода, на основе данных о количестве вырабатываемого газа, полученных путем проведения экспериментов по тепловому моделированию на множестве различных образцов сланца, а также об общем содержании органического углерода и индекса отражательной способности витринита в образцах сланца, а затем извлечения эмпирических параметров в модели для построения модели с индексом отражательной способности витринита, чтобы построить прогнозную модель количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца.

17. Устройство по п. 16, в котором модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца дополнительно используется для построения прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца в соответствии со следующей формулой:

,

где Q_pg - подлежащее измерению количество извлекаемого газа из сланца, м³/т⋅породы;

w₁ составляет 0,5-1,0%,

a w₂ составляет 1,0-1,4%.

18. Устройство по п. 13, в котором модуль для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце содержит блок получения нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, используемый для получения нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе нижнего предельного значения совокупного количества вырабатываемой нефти любой добывающей группой скважин в одном и том же районе разработки в результате внутрипластовой конверсии сланца и горной массы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин, по следующей формуле:

,

Wt_rock - масса горной породы области эффективного нагрева, управляемой группой добывающих скважин, в результате внутрипластовой конверсии сланца, г.

19. Устройство по п. 13 или 18, в котором модуль для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце специально используется для построения прогнозной модели нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце на основе прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и нижнего предельного значения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы в результате внутрипластовой конверсии сланца, по следующей формуле:

,

где TOC_{lim t} - нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, мас.%;

c₁, c₂, с₃, c₄, c₅ и с₆ - эмпирические параметры.

20. Устройство по п. 13, в котором модуль для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца специально используется для определения продуктивной мощности сланца, интервала продуктивной мощности и области распространения продуктивного сланца в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, и нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце в соответствии со следующими правилами:

когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, большим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, превышает установленное значение 1-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, а интервал глубины, соответствующий кажущейся продуктивной мощности сланца, является интервалом кажущейся продуктивной мощности; между двумя соседними интервалами кажущейся продуктивной мощности, когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, меньшим чем нижнее предельное значение общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, ниже установленного значения 0,5-5 м, установленное значение определяется как 2 м и этот интервал пересчитывается в кажущуюся продуктивную мощность сланца; когда сплошная мощность сланца с общим содержанием органического углерода, представленным каротажем, меньшим нижнего предельного значения общего содержания органического углерода в продуктивном сланце, превышает установленное значение 0,5-5 м, установленное значение определяется как 2 м и этот интервал не засчитывается в кажущуюся продуктивную мощность сланца;

когда кажущаяся продуктивная мощность сланца меньше или равна установленному значению 3-15 м, установленное значение 5 м используется как кажущаяся продуктивная мощность сланца, однако кажущаяся продуктивная мощность сланца не может использоваться как продуктивная мощность сланцев и, следовательно, не может использоваться как самостоятельно разрабатываемый интервал, а количество извлекаемых запасов для этого интервала не рассчитывается; когда продольное расстояние между двумя и более интервалами продуктивной мощности превышает установленное значение мощности 0,5-5 м, каждый интервал продуктивной мощности будет рассматриваться отдельно как отдельный интервал продуктивной мощности сланца, т.е. рассматриваться как независимый ряд пластов разработки;

получения области распространения продуктивной мощности сланцев в оцениваемом районе методом неэквидистантной интерполяции на основе продуктивной мощности сланца в точках скважин в оцениваемом районе, при этом шаг ячейки сетки метода неэквидистантной интерполяции использует установленное значение 0,1-10 км, а когда продуктивная мощность сланца в оцениваемом районе превышает установленное значение 3-15 м продуктивной мощности, в качестве границы области распространения продуктивной мощности сланцев используется значение 5 м, причем область, где продуктивная мощность сланца превышает 5 м, является областью распространения продуктивного сланца.

21. Устройство по п. 13, в котором модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности специально используется для, соответственно, построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца в зависимости от количества извлекаемой нефти и количества извлекаемого газа породы в интервале продуктивной мощности на единицу площади, исходя из количества извлекаемой нефти и газа на единицу массы породы, шага каротажа, плотности породы и интервала продуктивной мощности.

22. Устройство по п. 21, в котором модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности дополнительно используется для построения, соответственно, модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивного сланца по следующим формулам:

,

L_inter - шаг каротажа оцениваемой скважины, м;

n - общее количество точек каротажа в интервале продуктивной мощности,

n - целое число.

23. Устройство по любому из пп. 13, 21 и 22, в котором модуль для построения модели значения распространенности извлекаемых запасов нефти и модели значения распространенности извлекаемых запасов газа в интервале продуктивной мощности содержит блок получения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа, используемый для получения общего содержания органического углерода, значения плотности горной породы и измеренного значения расстояния между точками каротажа в интервале продуктивного сланца на основе общего содержания органического углерода в районе, подлежащем оценке, представленной каротажем, а затем получения количества извлекаемой нефти на единицу массы породы и количества извлекаемого газа на единицу массы породы в точке каротажа посредством прогнозной модели количества извлекаемой нефти в результате внутрипластовой конверсии сланца и прогнозной модели количества извлекаемого газа в результате внутрипластовой конверсии сланца на основе общего содержания органического углерода, значения плотности породы и измеренного значения расстояния между точками каротажа в интервале продуктивного сланца и индекса отражательной способности витринита в месте скважины в целевом пласте.

24. Устройство по п. 13, в котором модуль для построения прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа специально используется для создания, соответственно, прогнозной модели количества извлекаемых запасов нефти и прогнозной модели количества извлекаемых запасов газа на основе значения распространенности извлекаемых запасов нефти и газа в узлах ячейки области распространения продуктивного сланца и площади области распространения продуктивного сланца по формулам:

,

NG - количество извлекаемых запасов газа в оцениваемом районе, в 100 млн куб. м;

AOR_j - значение распространенности извлекаемых запасов нефти в j-й ячейке сетки в области распространения продуктивного сланца, в 10000 т/км²;

AGR_j - значение распространенности извлекаемых запасов газа в j-й ячейке сетки в области распространения продуктивного сланца, в 100 млн м³/км²;

m - количество ячеек сетки в области распространения продуктивного сланца,

m - целое число.

25. Компьютерное устройство, содержащее память, процессор и компьютерные программы, которые хранятся в памяти и могут выполняться процессором, при этом процессор при выполнении указанных компьютерных программ реализует этапы способа прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца по любому из пп. 1-12.

26. Машиночитаемый носитель данных, на котором хранятся компьютерные программы, которые при их выполнении процессором реализуют этапы способа прогнозирования количества извлекаемых запасов нефти и газа в результате внутрипластовой конверсии сланца по любому из пп. 1-12.