СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА УДЕРЖИВАЕМОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ФЛЮИДА

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к компьютерно-реализуемому способу и системе для определения количества углеводородов, присутствующих в углеводородсодержащей материнской породе.

Уровень техники

Кинетическая схема "Orgas" была создана компанией BP в конце 1980-х - начале 1990-х годов с целью моделирования генерации углеводородного флюида (нефти и газа) в материнской породе пласта и, следовательно, прогнозирования объемов нефти и газа, вытесняемых из органического материала, относящегося к различным типам материнской породы. В схеме "Orgas" используются разные кинетики химических реакций для описания генерации нефти и газа из различных типов органического материала, именуемых "органофациями" в соответствии с определением, данным компанией BP. Органический материал, сохранившийся в бассейнах, присутствует, главным образом, в виде органического полимера (керогена), распадающегося на нефть и газ при подводе тепла. В зависимости от типа керогена, этот распад обычно происходит при температурах в интервале 100-230°С. Вытеснение нефти и газа начинается после насыщения ими керогена. Коэффициенты адсорбции для нефти и газа определяются на основе содержания нефти и газа, наблюдаемого в материнских породах.

В схеме "Orgas" используются пять разных типов органофаций. Эти типы связаны с видом органического материала, сохранившегося в разных условиях осадконакопления, и отличаются тем, что образуют нефть и газ при разных температурах и разных кинетиках химических реакций. Различие кинетик генерации нефти и газа было установлено для каждого типа органофаций в результате лабораторных экспериментов и наблюдений за материнскими породами с естественным подогревом в бассейнах, характеризующихся описываемым процессом в активной фазе. Тип органофации является ключевым фактором для определения вида и количества углеводородного флюида, выделяющегося при нагреве. Связь между типом органофаций и условиями осадконакопления позволяет специалистам по разработке месторождений прогнозировать тип материнской породы в отсутствие образцов последней.

Следующим шагом после определения типа органофаций материнской породы является оценка органического богатства этой породы. Это осуществляют, в основном, путем измерения содержания общего органического углерода (ООУ, или ТОС - от англ. Total Organic Carbon), которое обычно выражается в весовых процентах, относящихся к органическим компонентам породы. Этот органический углерод подразделяется на реакционноспособную и инертную фракции, а реакционноспособная часть может быть преимущественно нефте- или газогенерирующей при нагреве.

Для определения количества реакционноспособного и инертного керогена в материнской породе образцы последней нагревают до температуры 250-550°С в пиролитической установке типа Rock-Eval™. Измеряют массу нефти и газа, выделяющихся из материнской породы при повышении температуры, и соотносят ее с двумя главными пиками, Р1 и Р2, что обычно выражается в кг/тонну или в тысячных долях массы углеводородного флюида, отнесенных к массе породы. Р1 представляет меру свободного углеводородного флюида, выделяющегося при более низкой температуре, чем в случае пика Р2, относящегося к нефти и газу, генерированным в результате распада керогена.

Температуру, при которой пик Р2 достигает своего максимума, называют значением T_max и обычно выражают в градусах Цельсия. Она может быть важным индикатором термического напряжения, воздействующего на материнскую породу.

Для получения выражения, показывающего степень реакционноспособности общего углерода, вводится термин "водородный индекс" (HI), определяемый следующим образом:

Единицами измерения здесь являются тысячные доли углерода, или мг/гС. Породы с высоким нефтематеринским потенциалом имеют значения HI, превышающие 500 мг/гС, тогда как породы с низким потенциалом имеют значения HI, равные 100-150 мг/гС и ниже.

Водородный индекс показывает, сколько углеводородного флюида может быть генерировано материнской породой, однако для выяснения вопроса о количественном соотношении нефти и газа в этом углеводородном флюиде проводят измерения значения индекса газонефтяной генерации GOGI (от англ. Gas/Oil Generation Index). Это измерение включает проведение описанного выше эксперимента по нагреву в установке Rock-Eval™ с тем отличием, что пик Р2 анализируют методом газовой хроматографии с целью определения общего выхода газа и общего выхода нефти при распаде керогена. Кероген с высоким нефтематеринским потенциалом имеет значение GOGI, равное 0,2 и ниже, тогда как преимущественно газогенерирующие керогены имеют значения GOGI, превышающие 1.

Содержание свободной нефти в материнской породе измеряется по пику Р1, причем параметр Р1ТОС (или индекс трансформации TI - от англ. Transformation Index) определяет это содержание как долю общего углерода и дается выражением:

Единицей измерения здесь является мг/гС. Эта свободная нефть определяет количество нефти и газа, которое должно быть генерировано керогеном до начала их вытеснения, поскольку до возникновения термической генерации в керогене уже фактически имеет место насыщение нефтью.

Последним параметром, требуемым для определения общего выхода углеводородного флюида из материнской породы, является эффективная мощность последней. Мощность материнского пласта помогает вычислить общий объем генерируемых углеводородов. Многие свойства пород вычисляют из расчета на квадратный километр породы, поэтому их можно пропорционально распространить соответственно протяженности площади материнской породы. В схеме "Orgas" вычисляются начальная и генерированная массы, приведенные к исходной единице. При распаде керогена с образованием нефтяной и газовой фракций последние разделяются на вытесняемую и удерживаемую части, но общая сумма всех углеродных масс по-прежнему составляет единицу. Относительные доли реакционноспособного и инертного углерода вычисляются из введенных значений для водородного индекса, свободной нефти (на основе TI) и GOGI.

Каждая органофация имеет свой собственный набор кинетических констант, определяющих генерацию нефти и газа. При распаде керогена происходит его расщепление на отдельные нефтяную и газовую фракции, каждая из которых тоже имеет свой собственный набор констант. Поскольку из керогена вытесняется только часть генерированной нефти, то с ростом термического напряжения остаток нефти расщепляется с образованием газа. В схеме "Orgas" производится расчет степени расщепления нефти с образованием газа внутри материнской породы с использованием ряда кинетических уравнений реакций первого порядка.

В схеме "Orgas" устанавливаются пороговые уровни для адсорбции нефти и газа внутри керогена. Вытеснение (освобождение) нефти и газа может происходить только при превышении этих пороговых уровней. Нефть и газ здесь определяются углеродными числами химических веществ, входящих в их состав, причем газ имеет углеродное число в диапазоне С1-С5 (например, метан, этан, пропаны, бутаны, пентаны), а нефть имеет углеродное число С6 и выше.

В оригинальной схеме "Orgas" были определены две константы адсорбции для нефти и газа (a_o и a_g), выраженные в мг/гС. Соответствующие индивидуальные пороговые уровни вытеснения нефти и газа привязываются к содержанию углерода в материнской породе. Поскольку материнская порода генерирует нефть и газ, содержание общего углерода в ней уменьшается.

Данная схема сталкивалась с трудностями применительно к некоторым типам органофаций, поскольку получалось, что преимущественно нефтегенерирующие материнские породы могут генерировать достаточно нефти для достижения порогового уровня вытеснения нефти, но недостаточно газа для достижения порогового уровня вытеснения газа, вследствие чего прогноз по первоначально вытесняемому флюиду показывал отсутствие в нем газа или нулевое значение газонефтяного отношения GOR (от англ. Gas to Oil Ratio).

Из вышеизложенного становится понятно, что генерация нефти и газа происходит под воздействием термического напряжения, то есть они имеют термогенное происхождение. Ясно также, что газ (например, метан) может быть генерирован в результате жизнедеятельности бактерий, то есть биогенных процессов, на органическом веществе в случае содержания последнего в больших количествах в материнских породах. Взаимодействие между бактериями и органическим веществом в ходе отложения и погребения осадочного материала является сложным процессом, в который вовлекаются различные типы бактерий, активных на разных этапах погребения. Метан генерируется в зоне метаногенезиса в результате процесса брожения, при котором образуются анионы ацетата, впоследствии преобразующегося в метан и двуокись углерода (СО₂), либо вследствие восстановления двуокиси углерода. Восстановление СО₂ вначале считалось доминирующим процессом в морской среде, а брожение - в пресноводной. Это подтверждалось данными по изотопам водорода в газах, генерированных в этих отличающихся средах. Однако современные исследования показывают, что ацетатное брожение является повсеместно доминирующим процессом. В настоящее время считается, что данные по изотопам водорода отражают различия в воде, содержащейся в порах материнской породы, а не тип бактерий, действующих в морской или пресноводной среде. В существующих кинетических моделях рассматриваются нефть и газ, имеющие только термогенное происхождение.

Результаты проводимых в настоящее время работ по разведке и добыче в породных комплексах, являющихся нетрадиционными источниками углеводородов, показывают, что в схеме "Orgas" недооценивается количество углеводородного флюида, удерживаемого внутри материнской породы. Например, данные по месторождениям сланцевого газа, где вскрываются пласты термически зрелых материнских пород, показывают, что в этих породах удерживаются большие объемы газа. Это не могло бы быть спрогнозировано с помощью схемы "Orgas". Кроме того, наличие этого остаточного газа, обнаруживаемого в результате экспериментов, означает, что вытеснено меньше газа, чем прогнозировалось в соответствии со схемой "Orgas".

Получение надежного прогноза в отношении объемов и физических характеристик нефти и газа, удерживаемых в материнской породе, является важным фактором при добыче сланцевого газа, угольного метана и биогенного газа, например путем осуществления искусственного разрыва ("прокладывания пути") в породе с целью освобождения ранее захваченного газа. Следовательно, невозможно получить надежный прогноз по запасам газа в материнских породах, используя существующие кинетические модели, созданные на основе программных средств, имеющихся на рынке. Напротив, из материнской породы в действительности вытесняется меньше нефти и газа, чем прогнозируется в соответствии со схемой "Orgas", что сказывается на предбуровых прогнозах в отношении объемов углеводородных флюидов в традиционных источниках последних.

Раскрытие изобретения

Одним из объектов настоящего изобретения является компьютерно-реализуемый способ для определения количества углеводородного флюида, присутствующего в породе углеводородсодержащего пласта, причем эта порода содержит органический материал и пористый и проницаемый неорганический материал, а способ включает следующие этапы:

получение данных, относящихся к химическим и кинетическим свойствам органического материала, литологическим характеристикам породы, мощности породы и к температуре и давлению в пласте;

ввод полученных данных в компьютерно-реализуемую модель; и

прогон этой модели с целью:

а) моделирования генерации углеводородного флюида в породе на основе введенных данных и определение с помощью этого количества генерированного углеводородного флюида;

б) формирования прогностических данных, индикативных (характерных) для:

количества генерированного углеводородного флюида, адсорбированного на поверхности органического материала;

количества генерированного углеводородного флюида, присутствующего в порах органического материала, при определении пористости этого органического материала на основе его химических и кинетических свойств; и

количества генерированного углеводородного флюида, присутствующего в порах неорганического материала, при определении пористости этого неорганического материала на основе литологических характеристик породы; и

в) определения общего количества углеводородного флюида, присутствующего в породе, на основе этих прогностических данных.

Другим объектом настоящего изобретения, соответствующим объекту, упомянутому выше, является система для определения количества углеводородного флюида, присутствующего в породе углеводородсодержащего пласта, причем эта порода содержит органический материал и пористый и проницаемый неорганический материал, а упомянутая система включает процессор и приемник данных, причем:

приемник данных выполнен с возможностью приема данных, относящихся к химическим и кинетическим свойствам органического материала, литологическим характеристикам породы, мощности породы и к температуре и давлению в пласте; а

процессор выполнен с возможностью:

а) моделирования генерации углеводородного флюида в породе на основе введенных данных и определение с помощью этого количества генерированного углеводородного флюида;

б) формирования прогностических данных, индикативных для:

количества генерированного углеводородного флюида, адсорбированного на поверхности органического материала;

количества генерированного углеводородного флюида, присутствующего в порах органического материала, при определении пористости этого органического материала на основе его химических и кинетических свойств; и

количества генерированного углеводородного флюида, присутствующего в порах неорганического материала, при определении пористости этого неорганического материала на основе литологических характеристик породы; и

в) определения общего количества углеводородного флюида, присутствующего в породе, на основе этих прогностических данных.

Еще одним объектом настоящего изобретения, соответствующим объекту, упомянутому выше, является компьютерная программа или комплект компьютерных программ, содержащая(-их) набор команд, предназначенных для инициирования выполнения компьютером или рядом компьютеров операций, соответствующих упомянутому выше способу, а также машиночитаемый носитель, содержащий эту программу.

В существующих кинетических моделях пористость материнской породы рассматривается как малосущественный фактор, а весь углеводородный флюид сорбирован внутри органического материала (керогена). Предполагается, что при превышении порогового уровня сорбции органического материала углеводородные флюиды вытесняются из материнской породы. Поэтому ранее разработанные модели сфокусированы на том, что′ вытесняется из породы, а не на том, что′ там фактически удерживается. Однако в настоящее время признано, что, наряду с сорбцией, очень важным фактором удержания углеводородного флюида внутри материнской породы является пористость последней, причем пористость может быть обнаружена как в органическом материале, так и в неорганической матрице материнской породы. Моделирование генерации углеводородного флюида в пласте позволяет получить количественную модель и прогноз по величине пористости материнской породы, включая ее неорганическую и органическую составляющие. Это дает возможность получения более точной оценки нефтематеринского потенциала до начала планирования буровых операций.

Моделирование поведения углеводородного флюида и эволюции пористости органической матрицы позволяет получить более точный прогноз в отношении не только того, в каком количестве углеводородный флюид удерживается в материнской породе, но и того, где именно он удерживается. Можно также получить более точные предварительные данные о количестве ранее вытесненных нефти и газа (например, под действием естественного давления в пласте).

Прочие отличительные признаки и преимущества способа, системы и компьютерной программы будут ясны из приведенного ниже описания предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения, представленных лишь в качестве примера со ссылкой на приложенные чертежи.

Краткое описание чертежей

На чертежах показано:

фиг. 1А-1Е - физический процесс генерации, удержания и вытеснения нефти и газа в углеводородсодержащей материнской породе,

фиг. 2А - схема последовательности операций, выполняемых согласно прогностической модели при определении количества углеводородного флюида, присутствующего в материнской породе,

фиг. 2Б - схема последовательности операций, выполняемых согласно прогностической модели при определении удержания и вытеснения нефти и газа, генерированных в материнской породе,

фиг. 3 - сравнение результатов использования двух моделей с разной конфигурацией для прогнозирования генерации биогенного газа,

фиг. 4А - зависимость пористость - эффективное напряжение, используемая в прогностической модели,

фиг. 4Б - иллюстрация определения эффективного напряжения как разности между литостатическим и поровым давлением,

фиг. 5 - система для определения количества углеводородного флюида, присутствующего в углеводородсодержащей породе,

фиг. 6 - блок-схема программы для модели, включающей операции, выполняемые согласно прогностической модели, представленной на фиг. 2А или фиг. 2Б,

фиг. 7 - пример, иллюстрирующий количество удерживаемого углеводородного флюида, оцененное на основе прогностической модели, представленной на фиг. 2А или фиг. 2Б,

фиг. 8 - пример, иллюстрирующий сравнение прогнозируемого количества удерживаемого углеводородного флюида с данными, полученными в результате экспериментов с образцами, отобранными на месторождении сланцевого газа.

Подробное описание изобретения

На фиг. 1А-1Е показан в динамике физический процесс генерации, удержания и вытеснения нефти и газа в углеводородсодержащей материнской породе, протекающий с увеличением температуры и объединяющий такие характеристики как пористость, насыщение и адсорбция. Моделирование этого процесса можно выполнить с помощью прогностической модели, соответствующей некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения.

Эта прогностическая модель может быть реализована в конфигурации, обеспечивающей выбор генерации биогенного газа в качестве рассматриваемого варианта. В случае выбора этого варианта при прогоне прогностической модели осуществляется моделирование генерации биогенного газа при низких температурах до начала термогенной генерации при более высоких температурах. Как поясняется ниже, кероген может быть насыщен биогенным газом, который затем со временем вытесняется термогенными углеводородными флюидами по мере распада керогена.

На фиг. 1А показан поперечный разрез одного из участков материнской породы. Материнская порода включает пористую и проницаемую неорганическую матрицу 1, которая вначале содержит пластовую воду в своих порах 3, и участок, состоящий из органического материала 2, такого как кероген. На ранней стадии кероген 2 представляет собой, в основном, твердую фазу с малой или нулевой пористостью. В слое 4 на поверхности керогена 2 адсорбировано некоторое количество углеводородного флюида - это уровень Р1 ТОС, определяемый для каждой органофации материнской породы и измеряемый посредством экстракции из материнской породы с помощью растворителя или путем проведения эксперимента на установке Rock-Eval (пик выхода углеводородов Р1).

На фиг. 1Б показано, что по мере погребения материнской породы происходит генерация биогенного газа в форме метана, обусловленная жизнедеятельностью бактерий на твердом керогене, в результате чего кероген 2 насыщается, в основном, биогенным газом, причем в случае генерации достаточного объема газа происходит вытеснение избытка последнего. Это обычно имеет место при температурах в диапазоне 5-45°С.

На фиг. 1В показано начало генерации термогенного газа. Поскольку материнская порода в процессе погребения все больше перекрывается другими породами, а температура достигает значения, при котором начинается термогенная генерация (обычно 90°С и выше в зависимости от типа органофации), кероген 2 начинает распадаться на нефть и газ (с возникновением, как правило, углеводородного флюида), и в части органического материала образуются поры 5. На этой стадии количество генерируемого углеводородного флюида недостаточно для вытеснения его из пор 5 органического материала, а поры 3 неорганической матрицы все еще вмещают биогенный метан. Развитие пористости как в неорганическом, так и в органическом материале протекает в процессе погребения и сопровождается ростом термического напряжения.

Фиг. 1Г иллюстрирует дальнейший распад керогена, в процессе чего генерируются большие объемы нефти и газа. Возникший углеводородный флюид смешивается с биогенным газом и насыщает адсорбирующий слой 4. Образующаяся смесь вытесняется в поры 3 матрицы, а затем вообще из материнской породы. Таким образом, на этой стадии вытесненная(-ый) нефть/газ обычно представляет собой смесь биогенно-генерированного газа и термогенно-генерированного углеводородного флюида.

На фиг. 1Д показано, что с ростом термического напряжения удерживаемая нефть расщепляется с образованием газа. Следствием этого являются более высокие значения газонефтяного отношения (GOR) остаточного и вытесненного флюида. Остаточный (невытесненный) флюид химически разлагается, образуя дополнительный газ и инертный углеродистый остаток (кокс).

В завершение, как показано на фиг. 1Е, вся нефть расщепляется, так что в материнской породе остается только газ. Поскольку температура продолжает расти, все более доминирующим компонентом этого газа становится метан.

Компьютерно-реализуемая модель, соответствующая одному из вариантов осуществления настоящего изобретения, описывается ниже со ссылкой на фиг. 2А, на котором представлена схема высокого уровня, отображающая последовательность операций (шагов), выполняемых согласно этому варианту осуществления. На шаге S101 модель получает данные, относящиеся к химическим и кинетическим свойствам органического материала (в одном варианте осуществления изобретения эти данные включают тип органофации, ТОС, плотность и концентрацию керогена), литологические характеристики породы, мощность породы и данные по температуре и давлению в пласте. Эти полученные данные вводятся в модель на шаге S102. Данные по давлению относятся к давлению, оказываемому флюидами внутри порового пространства пласта, в котором находится материнская порода. После этого осуществляется прогон модели с целью: а) моделирования (шаг S103) генерации углеводородного флюида в породе на основе введенных данных и определения посредством этого количества генерированного углеводородного флюида, б) формирования прогностических данных (шаг S104) и в) определения (шаг S105) общего количества углеводородного флюида, присутствующего в породе, на основе прогностических данных.

Данная модель выполнена с возможностью формирования на шаге S104 прогностических данных, индикативных для 1) количества генерированного углеводородного флюида, адсорбированного на поверхности органического материала, 2) количества генерированного углеводородного флюида, присутствующего в порах органического материала, при определении пористости этого органического материала на основе его химических и кинетических свойств и 3) количества генерированного углеводородного флюида, присутствующего в порах неорганического материала, при определении пористости этого неорганического материала на основе литологических характеристик породы. Затем на основе сформированных прогностических данных эта модель может определить общее количество углеводородного флюида, присутствующего, то есть удерживаемого, в породе.

Определение количеств нефти/газа, удерживаемых и вытесненных на основе физического процесса, описанного выше со ссылками на фиг. 1А-1Е, требует точного моделирования пористости 5, 3 органического и неорганического материалов, поскольку температура и давление изменяются с увеличением глубины погребения. Пористость 3 неорганической матрицы обычно уменьшается с увеличением глубины погребения (под действием веса вышележащих пород зерна сближаются друг с другом, что приводит к вытеканию флюида и уменьшению пористости - процесс, известный как уплотнение). Тем не менее, рост давления флюида в породе может препятствовать уплотнению.

Предполагается, что до вытеснения первоначально генерированного углеводородного флюида через поверхность породы по всему объему последней этот флюид насыщает кероген 2 сначала путем адсорбции, вслед за чем происходит насыщение пор 5 органического материала с последующим насыщением пор 3 неорганической матрицы. Если в конфигурации модели учитывается биогенная активность, то в модель вносится допущение адсорбции биогенного газа на поверхности керогена 2 с последующим заполнением им только пор 3 неорганической матрицы, поскольку при низких температура до термического распада керогена 2 поры 5 в органическом материале отсутствуют.

На фиг. 2Б показан другой пример схемы высокого уровня, отображающей последовательность операций (шагов), выполняемых согласно прогностической модели при определении удержания и вытеснения нефти и газа, генерированных в материнской породе. В этой прогностической модели учитываются миграция и распределение углеводородного флюида в материнской породе. Как правило, все вычисления производятся в массовых единицах, которые в случае необходимости преобразуются в объемные.

Прогностическая модель определяет динамику изменения температуры со временем для каждой рассматриваемой материнской породы. Начальная и конечная температуры определяются вместе со скоростью нагрева в °С на миллион лет с целью задания температурного диапазона для вычисления. Температура в каждом интервале времени обычно возрастает, что определяется ее постепенным приращением в течение этого времени (хотя она может и уменьшаться со временем, если это представляется целесообразным при моделировании более сложной временной зависимости температуры):

где Т - текущая температура в °С, То - начальная температура в °С, dt - интервал времени в миллионах лет (млн. лет) и HR - скорость нагрева в °С/млн. лет.

В конфигурации прогностической модели может быть также предусмотрено вычисление характеристик вытесняемого углеводородного флюида. В этом случае также определяется давление в материнской породе в процессе погребения из выражения:

где Р - давление в фунтах на квадратный дюйм, Р0 - начальное давление у поверхности на уровне морского дна, PG - градиент давления в фунтах/кв. дюйм/м, Z - глубина ниже уровня морского дна в метрах и PC - коэффициент давления.

Кинетическая схема для генерации нефти и газа и их вытеснения из материнской породы позволяет спрогнозировать количество (массу) вытесняемого углеводородного флюида. Тем не менее, многие важные экономические и технические параметры основаны на объемных свойствах флюидов, так что целесообразным является получение прогноза в отношении поверхностных объемов (то есть объемов при атмосферном давлении) и пластовых объемов. Кроме того, некоторые приповерхностные характеристики нефти и газа требуются для оценки применительно к вопросам переработки углеводородов и охраны окружающей среды, а прогноз в отношении некоторых свойств флюидов может дать представление о зрелости материнской породы. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения предусмотрена возможность прогнозирования нескольких свойств флюидов, основанного на корреляции этих свойств для нефти и газа, особенно в отношении того, как различные типы органофаций влияют на все свойства. Эти прогнозируемые свойства флюидов включают плотность пластового флюида, вязкость в пластовых условиях, удельный вес / плотность нефти в градусах Американского нефтяного института (АНИ), удельный вес / плотность газа, сухость газа, процентное соотношение насыщенных углеводородов, ароматических углеводородов, смол и асфальтенов - SARA (от англ. Saturates, Aromatics, Resins, Asphaltenes), металлов и серы. Соответствующие результаты вычислений и константы получают на основе статистического анализа данных измерений свойств флюидов. Минимальный набор входных параметров включает кинетические константы органофаций (которые могут быть получены после определения типа органофаций) и температуру погребения материнской породы (допущение может быть сделано на основе градиента или 3D-модели для данного бассейна, а глубину и температурный градиент можно оценить с помощью сейсмических данных). Следовательно, можно установить приоритетные районы для разведки или принять решение о предпочтительных участках для бурения в пределах конкретной площади, не прибегая к отбору проб флюидов.

Прогностическая модель обеспечивает, кроме того, возможность выбора моделирования более сложной временной зависимости температуры путем использования диаграммы глубина-давление, включающей градиент избыточного давления начиная с конкретной глубины. Глубина воды является заданной и, как предполагается, остается постоянной с течением времени. Если рассматривается бурение, производимое на суше на уровне моря, то глубина воды считается равной нулю, а во входных данных может быть также учтена высота над уровнем моря. Градиент избыточного давления определяется как градиент давления, превышающего гидростатическое давление. Избыточное давление может возникнуть по нескольким причинам. Одной из них является очень быстрое погребение пород, вследствие чего поровый флюид не может выйти из них достаточно быстро, так что возникает избыточное поровое давление. Это выражается в более высоком значении пористости, чем ожидалось для соответствующей глубины погребения. Большая же пористость соответственно означает появление дополнительной накопительной емкости в породе. Поровое давление вычисляется следующим образом:

- если глубина меньше глубины возникновения избыточного давления:

- если глубина равна глубине возникновения избыточного давления или превышает ее:

где:

- "Поровое давление" - давление в поровом пространстве в фунтах/кв. дюйм;

- "глубина воды" - глубина до морского дна в футах;

- "глубина" - глубина ниже уровня морского дна в футах;

- "гидростатический градиент" - градиент гидростатического давления в фунтах/кв. дюйм/фут;

- ОРглубина - глубина в футах до уровня возникновения избыточного давления;

- ОРградиент - градиент избыточного давления в фунтах/кв. дюйм/фут.

На шаге S201 модель получает данные, относящиеся к химическим и кинетическим сройствам органического материала, предварительно определенным исходя из типа органофации в материнской породе. Эти полученные данные вводятся затем на шаге S202 в прогностическую модель, конфигурация которой обеспечивает моделирование генерации углеводородного флюида в материнской породе.

Ниже описывается один из вариантов осуществления настоящего изобретения. На шаге S203 производится расчет для конкретного интервала времени и соответствующей температуры прогнозируемой массы нефти/газа, полученной в результате термогенной (и биогенной, если выбран этот вариант) генерации, а также степени расщепления нефти с образованием газа. Первоначально удерживаемая нефть частично расщепляется с образованием газа, что позволяет вычислить массу нефти и газа, удерживаемых на поверхности керогена. В модели делается предположение, что углеводородная фаза адсорбирована на поверхности керогена и что из этой фазы с ростом термического напряжения выделяется газовая фракция.

Расчеты, связанные с биогенным газом, основаны на вычислении выхода биогенного метана, образующегося в результате жизнедеятельности бактерий на органическом материале в породах с большим содержанием последнего. Это вычисление выхода биогенного газа можно включить в расчеты термогенно-генерированных нефти и газа, описанные ниже, что позволяет спрогнозировать общее количество этих генерированных углеводородов.

Для моделирования генерации метана необходимо знать количество реакционноспособного керогена, скорость его преобразования в метан с течением времени и ростом температуры (кинетику) и степень эффективности всего процесса (микробиальную эффективность). Для оценки количества реакционноспособного керогена можно использовать критерии в отношении баланса масс, полученные из элементного анализа керогена. В процессе диагенеза атомные соотношения Н/С и О/С уменьшаются. Эти изменения позволяют оценить количество генерированного метана, основываясь на протекающих реакциях:

В процессе восстановления (уравнение 6а) для каждой молекулы генерированного метана теряется два атома кислорода на атом углерода, тогда как в процессе брожения (уравнение 6б) это соотношение выглядит как 1:1. При этих изменениях доля углерода, потерянного в процессе диагенеза, должна быть, согласно оценкам, в случае брожения больше, чем в случае восстановления.

Исследуя кинетику, необходимо принять во внимание скорость генерации ацетата. Тем не менее, считается, что ацетат быстро распадается с образованием СО₂, так что кинетику генерации СО₂ можно использовать в качестве показателя для генерации ацетата. В одной из недавно опубликованных работ была изучена скорость генерации СО₂ в осадочных отложениях и представлена кинетическая схема этой генерации в зависимости от температуры. Часть СО₂ генерировалась на сравнительно ранней стадии при температурах ниже 20°С, но генерация основной фазы СО₂ происходила в интервале 20-50°С.

Что касается микробиальной эффективности, то лабораторные эксперименты, в которых исследовалась активность бактерий при различных температурах, позволили высказать предположение, что эта эффективность является максимальной при температурах около 40°С.

В прогностической модели предусмотрены три варианта, которые могут быть выбраны при моделировании биогенного газа. Первый имеет форму простой тепловой модели, в которой основным управляющим фактором является бактериальная эффективность. Две кривых нормального распределения используются для моделирования пары реакций первого порядка, и каждая реакция масштабируется с помощью параметров сравнительного масштабирования. Во втором варианте выбирается гибридная модель, в которой двуокись углерода генерируется в результате разложения органического материала, а рассчитанные выше кривые бактериальной эффективности используются для вычисления общего объема генерированного метана. Расчет генерации двуокиси углерода может быть проведен с использованием средневзвешенного значения трех кинетических реакций первого порядка. В третьем варианте выбирается форсированное разложение, которое предполагает высокую бактериальную эффективность, но с последующим разложением в интервале примерно 40-70°С. На фиг. 3 приведено сравнение начальной бактериальной эффективности в первой модели с эффективностью в третьей модели, учитывающей только разложение.

Для модели, учитывающей только разложение, эффективность описывается кривой нормализованного распределения с начальной температурой 40°С и стандартным отклонением 8°С. Соответствующие уравнения имеют вид:

- если Т<40, то

- если Т≥40, то

где:

- БЭ - бактериальная эффективность;

- Т - текущая температура в °С;

- Т₀ - начальная температура разложения в °С (40°С);

- σ - стандартное отклонение в °С;

- НормРаспр - функция нормализованного распределения в Excel.

Общий выход при конверсии биогенного газа масштабируется в зависимости от выбранной модели, а также от моделируемого типа органофаций материнской породы. Ниже представлены общие факторы такой конверсии, выраженные в процентных долях:

Чисто бактериальная модель

Потенциал генерации СО₂ в гибридной модели

Ниже поясняется кинетика термогенной генерации нефти и газа. Предполагается, что распад керогена на нефть и газ представляет собой химическую реакцию первого порядка:

где с - концентрация керогена, t - время и k - постоянная скорости реакции. Эта постоянная определяется уравнением Аррениуса:

где А - предэкспоненциальный множитель (в сек^-1), Е - энергия активации (в Дж/моль) и Т - абсолютная температура (в K). R представляет собой универсальную газовую постоянную.

Генерация углеводородного флюида (нефти и газа) из керогена представляет собой сложную комбинацию из параллельно и последовательно протекающих реакций, в ходе которых происходит разрыв многих типов физических и химических связей, обусловленный термическим напряжением. Предполагается, что энергия связи соответствует нормальному (гауссову) распределению со средней энергией Е и стандартным отклонением σ.

Приведенные выше уравнения модифицируются для каждой i-той компоненты керогена следующим образом:

Распавшийся кероген в целом представляет собой сумму всех i-тых компонент, умноженных на вес каждой компоненты в гауссовом распределении.

В известных кинетических моделях каждая органофация имеет свой собственный набор кинетических констант, определяющих генерацию нефти и газа. При распаде керогена происходит его расщепление на отдельные нефтяную и газовую фракции, каждая из которых тоже имеет свой собственный набор констант. Следовательно, каждой органофации сопоставляются предварительно определенные значения для A_oil (сек^-1), E_oil (кДж), σ_oil (кДж), A_gas (сек^-1), E_gas (кДж) и σ_gas (кДж).

Степень расщепления нефти с образованием газа внутри материнской породы может быть вычислена с использованием той же кинетической схемы с реакциями первого порядка, что была описана выше. Кинетические константы для расщепления определяются на основе зависимости от начального водородного индекса HI₀:

Эта зависимость основана на утверждении, что в материнской породе, богатой керогеном, генерируется нефть, которая меньше поддается расщеплению, чем нефть, полученная из бедной материнской породы.

На шаге S204 модель определяет, превышает ли прогнозируемое количество генерированного углеводородного флюида пороговое значение адсорбции. Пороговое значение адсорбции обычно устанавливают на уровне 100 мг/гС, при этом отсутствует разделение на пороговые значения адсорбции для газа (углеводороды С1-С5) и для нефти (углеводороды С6+). Вместо этого предполагается, что газовая фракция адсорбированного углеводородного флюида образует одну единую фазу с остальными выделяющимися компонентами последнего, а пороговый уровень адсорбции регулируется давлением, температурой, зрелостью и природой органического материала. Выделение газовой фракции происходит с ростом термического напряжения. Изменения в газовой фракции регулируются кинетическими параметрами материнской породы как описано выше.

Если пороговое значение адсорбции превышено, то модель переходит к шагу S205, где избыточное количество генерированного углеводородного флюида рассматривается моделью как подлежащее вытеснению в поры органического материала. Органический материал становится пористым по мере распада твердого керогена на жидкую и газообразную фазы углеводородного флюида вследствие изменений плотности и объема. Это отчетливо подтверждается в угольных пластах, где наблюдается первоначальное уменьшение пористости по мере повышения термической зрелости (теплотворности), или степени углефикации, угля, с последующим ростом пористости в процессе генерации из него нефти и газа. Поры в органическом материале также образуются в сланцах, богатых таким материалом (что, как известно, связано с распадом керогена), и идентифицируются как нанопоры. Исследования сланцев формаций Игл Форд (Eagle Ford) и Барнетт (Barnett) показали, что уровень пористости органического материала низок при степени зрелости ниже уровня приблизительно 0,7-0,8%Ro, но активно повышается при повышении уровня зрелости. Показатель "%Ro" представляет собой отражательную способность витринита в материнской породе. Витринит является органическим компонентом углей и большинства керогенов. Отражательная способность витринита характеризует термическую зрелость углеводородсодержащих материнских пород, поскольку она чувствительна к температурным диапазонам, которые в значительной степени совпадают с температурными диапазонами генерации углеводородов. Отражательную способность витринита можно измерить с помощью стандартного геохимического метода: образцы породы помещают в брикет из смолы, а свет отражается от частиц витринита, присутствующих в породе.

Считается, что поры в органическом материале насыщены, в основном, углеводородным флюидом и представляют собой важную структуру, обеспечивающую накопление нефти и газа в промежутке между генерацией и вытеснением. Оценка пористости органического материала основана на потере объема при превращении твердого керогена в углеводородный флюид. Уравнение, используемое в прогностической модели, имеет вид:

где:

- "Пористость органич." - доля пор в органическом материале;

- "ТОС начальн." - начальное долевое значение ТОС незрелой материнской породы;

- "ТОС конечн." - конечное долевое значение ТОС;

- "плотность керогена" - начальная плотность органического материала в кг/м³.

Можно выделить органический материал и измерить его плотность, используя стандартные лабораторные методы. ТОС тоже можно измерить в лаборатории, последовательно исследуя образцы.

Накопительная емкость органического материала применительно к углеводородам определяется на основе прогнозируемой пористости органического материала. Накопительную емкость пор можно вычислить с помощью следующего уравнения:

где:

- накопительная емкость измеряется в кг/м³ - кг углеводородного флюида, удерживаемого в м³ породы;

- пористость измеряется в объемных %;

- порог насыщения измеряется в %;

- плотность углеводородного флюида измеряется в кг/м³.

Порог насыщения представляет собой процентную долю пор, насыщаемых до вытеснения углеводородного флюида. Для пор органического материала порог насыщения обычно составляет 80-100%. Прогностическая модель позволяет пользователю выбрать постоянный (например, 100%) или переменный (например, начинающийся со 100% и уменьшающийся с ростом термического напряжения) порог насыщения пор органического материала. Это объясняется наличием данных, полученных с месторождений сланцевого газа в США и свидетельствующих о том, что с течением времени газ мигрирует из материнской породы, так что при высокой (то есть превышающей 3% Ro) степени зрелости породы в ней остается мало газа.

На шаге S206 прогностическая модель определяет, превышает ли прогнозируемое количество генерированного углеводородного флюида также и накопительную емкость органического материала.

В случае превышения накопительной емкости органического материала модель переходит к шагу S207, где избыточное количество генерированного углеводородного флюида рассматривается моделью как подлежащее вытеснению в поры неорганического материала (матрицы).

Насыщение пор неорганической матрицы углеводородным флюидом может быть важным фактором при определении количества удерживаемого флюида во время вытеснения. Поэтому необходимо учесть в вычислениях, производимых прогностической моделью, литологический тип, чтобы рассчитать пористость неорганической матрицы при возрастающем эффективном напряжении в процессе погребения.

Например, можно использовать в вычислениях, производимых прогностической моделью, поднабор основных литологических типов материнской породы. Эффективное напряжение вычисляется на основе данных, введенных в прогностическую модель и относящихся к глубине погребения и градиенту избыточного давления.

После этого корреляция между эффективным напряжением и пористостью используется для определения последней в случае неорганической матрицы. На фиг. 4А показан типичный график зависимости пористость - эффективное напряжение, который может быть использован в прогностической модели. Эффективное напряжение численно представляет собой разность между литостатическим и поровым давлениями (фиг. 4Б). Литостатическое давление можно вычислить из объемной плотности породы и глубины. Аналогичным образом, гидростатическое давление можно вычислить из плотности воды и глубины.

Уравнения для получения прогностических данных по эффективному напряжению с увеличением глубины в общей форме имеют вид:

Где:

- Z - глубина ниже уровня морского дна в метрах;

- а, b, с и d - постоянные, индивидуальные для каждого литологического типа и определяемые из данных измерений, проводимых на образцах сланцев.

Уравнение для получения прогностических данных по пористости неорганической матрицы как функции эффективного напряжения в общей форме имеет вид:

где:

- "Пористость матрицы" - доля пор в неорганической матрице;

- "ЭффективноеНапряжение" - эффективное напряжение в МПа;

- x, у и z - постоянные, индивидуальные для каждого литологического типа и определяемые из данных измерений, проводимых на образцах сланцев.

Приведенное выше уравнение (17) применимо не ко всем литологическим типам. Считается, что для биогенного кремнезема потеря пористости является функцией термического напряжения. Для этого материала было использовано уравнение, позволяющее получить прогностические данные по пористости матрицы как функции отражательной способности витринита. Это уравнение имеет вид:

где:

- "Пористость матрицы" - доля пор в силикатной матрице;

- "ВитСред - прогнозируемое среднее значение отражательной способности витринита;

- е, f и g - постоянные, индивидуальные для биогенного кремнезема и определяемые из данных измерений, проводимых на образцах сланцев.

Накопительная емкость неорганического материала применительно к углеводородам определяется на основе прогнозируемой пористости неорганической матрицы. Накопительная емкость пор неорганической матрицы и в этом случае вычисляется с помощью приведенного выше уравнения (15). Порог насыщения представляет собой процентную долю пор, насыщаемых до вытеснения избытка углеводородного флюида. Для пор неорганического материала порог насыщения обычно составляет 2-20%.

На шаге S208 прогностическая модель определяет, превышает ли прогнозируемое количество генерированного углеводородного флюида также и накопительную емкость неорганического материала. В случае превышения накопительной емкости неорганического материала модель переходит к шагу S209, где избыточное количество генерированного углеводородного флюида рассматривается моделью как подлежащее вытеснению. Затем модель определяет прогнозируемое количество вытесняемого углеводородного флюида, соответствующее избыточному количеству, на которое превышена накопительная емкость неорганической матрицы.

В случае отсутствия превышения значений адсорбции и накопительной емкости органического или неорганического материала при работе модели в текущем интервале времени она переходит к следующему интервалу времени (шаг S210) и производит повторные вычисления прогностических данных для этого интервала и соответствующих данных по температуре в пласте.

Таким образом, согласно настоящему изобретению, накопление нефти и газа прогнозируется применительно к трем участкам внутри материнских пород. Такой подход к моделированию генерации, удержания и вытеснения углеводородного флюида обеспечивает более реалистичную, чем у ранее созданных моделей, картину формирования накопительных емкостей для углеводородов. Вытеснение происходит только после насыщения всех трех накопительных емкостей.

Данная прогностическая модель позволяет получить более точные предбуровые прогнозы в отношении объема, состава и физических свойств вытесняемого углеводородного флюида. Эта информация важна для получения представления о вероятных качестве, ценности и объеме углеводородного флюида, который может присутствовать в каком-либо бассейне или перспективном районе, относящемся к месторождению традиционного или нетрадиционного типа.

На фиг. 5 представлена система 500 для определения количества углеводородного флюида, присутствующего в углеводородсодержащей породе. Эта система включает прогностическую модель 511, описанную выше применительно к варианту осуществления настоящего изобретения, показанному на фиг. 2А или фиг. 2Б.

Данная система выполнена с возможностью определения одного или более рабочих режимов системы создания искусственных трещин в пласте (разрыва пласта), которая может индуцировать трещинообразование в требуемом месте и на требуемой глубине в материнской породе. Для определения оптимальных установочных параметров для различных компонентов системы создания искусственных трещин может быть использована геологическая модель 521, которая, как известно специалистам в данной области, представляет собой концептуальную трехмерную схему пласта, строящуюся на основе неполных данных, где значительная часть межскважинного пространства оценивается в соответствии с информацией, полученной с близлежащих скважин или из материалов сейсморазведки. Вместе с геологической моделью используется гидродинамическая модель, реализуемая на компьютере и дающая прогноз по потокам флюидов через пористые среды (и, следовательно, основывающаяся на геологической модели). В гидродинамической модели может быть использована информация, содержащаяся в геологической модели 521 и включающая объем и форму пласта 3 (в том числе строение перекрывающих породных формаций и местонахождение имеющихся в них разломов или трещин), пористость нефтесодержащих пород, проницаемость нефтесодержащих пород в различных направлениях (в том числе относительная проницаемость для нефти и воды), начальная нефтенасыщенность нефтесодержащих пород, местонахождение эксплуатационных и нагнетательных скважин, прогнозируемый охват пласта промывкой (объем пласта, промываемый вытесняющей жидкостью, закачиваемой через нагнетательные скважины), в сочетании с результатами, полученными с помощью прогностической модели 511, с целью получения ориентиров для выбора участка пласта, потенциально пригодного для успешного создания искусственных трещин.

В одном варианте осуществления, представленном на фиг. 5, система 500 выполнена в виде системы обработки данных, конфигурированной для прогона прогностической модели 511 и геологической модели 521 и представляющей собой, например, систему управления на какой-либо платформе, которая может включать обычную операционную систему и компоненты памяти, такие как системная шина, соединенная с центральным процессором (ЦП) 505, жесткий диск 503, оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) 502, адаптеры ввода-вывода и сетевые адаптеры 507, обеспечивающие соединение с устройствами пользователя и другими устройствами в сети N1. ОЗУ 502 содержит программное обеспечение операционной системы 531, управляющей, известным образом, операциями низкого уровня системы 500 обработки данных. ОЗУ 502 сервера содержит модели 511, 521 во время прогона последних. Каждая модель может конфигурироваться посредством данных измерений и/или заранее введенных данных, хранящихся в базе данных или в другом компоненте памяти, оперативно соединяемом или соединенном с системой 500 обработки данных. В системе, показанной на фиг. 5, в компоненте БД памяти хранятся, с возможностью доступа к ним, все упомянутые данные, относящиеся к компонентам системы 500, включая прогностическую модель 511. В предпочтительном варианте осуществления система 500 оперативно соединяется, например через сеть N1, с устройством 533 управления системой создания искусственных трещин. Устройство 533 управления системой создания искусственных трещин автоматически конфигурируется для работы в одном или более предусмотренных режимах, определяемых системой 500.

Данные измерений или заранее вводимые данные поступают в приемник 501 системы 500, например через графический интерфейс пользователя, в который пользователь может ввести данные, либо непосредственно из измерительного оборудования 55 или из базы БД1 данных. Принятые данные могут включать конкретные значения, представляющие собой непосредственные результаты измерений, проводимых с помощью подходящим образом размещенного измерительного оборудования 55, либо отношения значений характеристик, а также могут включать значения, полученные посредством ряда отдельных измерений характеристик в соответствии с известными методами. Следовательно, "сырые" результаты измерений характеристик могут быть обработаны, если это необходимо или целесообразно, с помощью подходящей программы, выполняемой ЦП 505 системы 500, с целью получения данных измерений, пригодных для ввода в прогностическую модель 511. Такая обработка может заключаться просто в преобразовании единиц измерения или в получении требуемого отношения измеренных значений.

Ниже описываются параметры, требуемые для ввода в модель 511. Многие или все принятые данные, вводимые в модель, являются предварительно заданными либо определенными без проведения физических измерений или отбора образцов. Например, данные по температуре можно получить из известных температурных градиентов. Тип органофации можно ввести с целью установления некоторых химических и кинетических свойств органического материала. ТОС не зависит от органофаций и может быть измерено для каждой материнской породы. В альтернативном варианте ТОС (и другим входным параметрам) могут быть присвоены типичные значения, которые в отсутствие возможности проведения непосредственных измерений берутся из имеющихся данных.

Прочие входные параметры включают литологический тип и мощность породы, а также данные по давлению (литостатическое и поровое давления используются для вычисления эффективного напряжения и определяются из объемной плотности / плотности воды и глубины погребения). В качестве входных значений для плотности и концентрации керогена можно использовать типичные значения, поскольку в природных условиях их изменчивость невелика.

После начала прогона прогностической модели она выдает выходные данные в подходящей форме. Например, выходные данные по общей массе или объему удерживаемого углеводородного флюида могут выводиться на дисплей пользователя. В альтернативном варианте такое суммарное значение может быть разбито на составляющие, чтобы показать, на какой стадии происходит удержание флюида.

В качестве дополнения или альтернативы программа, выполняемая ЦП 505 системы 500, может определять, на основе прогностических данных, один или более рабочих режимов системы 553 создания искусственных трещин. В этом варианте осуществления настоящего изобретения прогностическая модель 511 выполнена с возможностью определения рабочего(-их) режима(-ов) в процессе формирования прогностических данных либо посредством отдельного программного компонента 513.

В одном варианте осуществления данные, относящиеся к пороговому количеству углеводородного флюида, которое должно быть удержано, чтобы создание искусственных трещин в пласте стало целесообразным, могут сохраняться в базе БД данных и извлекаться оттуда по мере необходимости с целью определения рабочего режима. В качестве альтернативы или дополнения рабочий режим может включать один или более конкретных установочных параметров для системы создания искусственных трещин, таких как конкретный объем жидкости, закачиваемой в процессе создания этих трещин.

Прогностическая модель 511 и отдельный программный компонент 513 для определения рабочего режима выполнены с возможностью использования заданного набора правил в сочетании с входными данными, такими как пороговые уровни, соответствующие конкретным условиям, и/или заданные значения и прогностические данные, с целью определения рабочего режима. Эти правила хранятся в базе БД данных и могут извлекаться оттуда по мере необходимости.

В данном компьютерно-реализуемом способе может быть также по выбору предусмотрен шаг, включающий применение определенного рабочего режима или ввод последнего в устройство 533 управления системой создания искусственных трещин.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения программа для выполнения вычислений в прогностической модели 511 написана на языке программирования Фортран и включает стандартные операции теплового 1D-моделирования, что позволяет проводить расчеты сложных временных зависимостей температуры. Конфигурация прогностической модели 511 обеспечивает возможность увеличения или уменьшения температуры с течением времени в зависимости от ситуации, а в вычислениях надлежащим образом учитывается суммарная протяженность реакций. В альтернативном варианте программирование модели может выполняться в Excel с использованием виртуального языка Бейсик или альтернативных языков программирования.

На фиг. 6 представлена блок-схема программы для модели, включающей вычисления, выполняемые согласно прогностической модели, описанной выше, а также операции с другими параметрами по выбору, приведенные ниже. Интерфейс 501, показанный на фиг. 5, позволяет пользователю ввести (шаг S601) число (например, 50) "подтипов" органофаций (керогена), составляющих материнскую породу в целом. Пользователь может создать эти подтипы внутри каждого типа, изменяя такие параметры как ТОС, GOGI, мощность и водородный индекс. Геохимические измерения, проводимые с образцами флюида, помогают определить вклад каждого типа органофаций в нефть или газ в какой-либо залежи. Затем программа задает начальные значения фиксированных констант, включая кинетические константы для распада керогена на нефть и газ, кинетические параметры расщепления и данные по органическому богатству и мощности породы (шаг S602), после чего проходит в цикле по всем введенным подтипам и выводит для них средние значения характеристик материнской породы с целью оценки результирующих значений таких характеристик материнской породы как ТОС, мощность, тип органофации, HI и GOGI (шаги S603 и S604).

На шаге S605 программа запрашивает, следует ли рассматривать биогенную генерацию газа. Этот вопрос может быть задан пользователю через интерфейс или предварительно запрограммирован либо введен при первоначальном вводе данных на шаге S601. При выборе биогенной генерации в качестве рассматриваемого варианта выдается прогноз по количеству биогенно-генерированного газа для конкретного рассматриваемого временного интервала и соответствующей температуры (шаг S606).

На шаге S607 программа задает все компоненты химических реакций и их начальные значения. Программа проходит в цикле по всем керогенам (шаг S608), присваивая каждому из них кинетические параметры материнской породы (шаг S609), и после циклического прохода по последовательности интервалов времени и соответствующих температур (шаг S610) вычисляет для каждого(-ой) из них характеристики распада керогена (S611), степень расщепления нефти с образованием газа (S612), количество удержанного/вытесненного газа (S613) согласно прогностической модели, описанной со ссылками на фиг. 2А или 2Б, отражательную способность витринита (S614) и различные характеристики флюидов (S615) как описано ниже. На шаге S617 выводятся окончательные значения требуемых параметров сразу после подтверждения на шаге S616, что был рассмотрен последний кероген из введенного списка. Затем шаги S610-S617 повторяются для каждой температуры в требуемом периоде времени ("Нет" на шаге S618). После прохождения программой конечной температуры в данном периоде времени ("Да" на шаге S618) и последнего керогена в цикле ("Да" на шаге S619) программа может вывести выходные данные и/или применить рабочий режим системы создания искусственных трещин.

На фиг. 7 и фиг. 8 показан пример выходных данных, представляющих собой результат работы прогностической модели с входными данными, полученными на месторождении Игл Форд, расположенном на суше. Образцы материнской породы из 34 скважин с изменяющимся термическим напряжением, были отобраны и исследованы в отношении сланцевого газа, а данные были усреднены для каждой скважины. Керогену были присвоены следующие характеристики: тип органофации - A, HI - 600 мг/гС, начальное ТОС - 10%, остаточное ТОС - 2-5% (при высокой степени зрелости) и мощность - 100 м. Модель "Orgas" дает по сравнению с данными измерений очень низкую оценку содержания остаточного газа, составляющую около 0,5 млрд. куб. футов/км² (приблизительно 0,1-0,2 кг/м³). Однако прогностическая модель с введенными дополнительными данными (пороговый уровень адсорбции - 20 мг/гС, насыщение матрицы - 2% и насыщение пор органического материала - 100%) дает прогноз по остаточному газу, по меньшей мере в 100 раз превышающий указанное значение, причем, согласно этому прогнозу, большая часть этого газа удерживается в порах органического материала (фиг. 7). Этот прогноз хорошо коррелирует с результатами измерений, проведенных на образцах, отобранных в скважинах месторождения Игл Форд, и давших для удерживаемого газа значение около 10 кг/м³, как показано на фиг. 8, где кружочками обозначены данные измерений, линия 1 представляет прогноз по газу, присутствующему в порах органического материала, линия 2 - прогноз по адсорбированному газу, линия 3 - прогноз по газу, присутствующему в порах матрицы, и линия 4 - общее прогнозируемое количество газа, удерживаемого в материнской породе.

Приведенные выше примеры осуществления настоящего изобретения следует рассматривать как иллюстративные и предполагающие наличие других вариантов осуществления. Следует иметь в виду, что любой отличительный признак, описанный применительно к любому варианту осуществления настоящего изобретения, может быть использован в отдельности или в комбинации с другими описанными отличительными признаками, в комбинации с одним или более отличительных признаков любых других вариантов осуществления или любой комбинации любых других вариантов осуществления. Кроме того, можно использовать эквивалентные и измененные элементы, не описанные выше, в пределах объема настоящего изобретения, определяемого приложенной формулой изобретения.