Изобретение касается интерпретации подземной структуры и истории путем анализа включений текучих сред в пробы осадочных пород, взятых под землей. С одной стороны, изобретение касается устройства и способа для реализации и/или анализа летучих компонентов, высвобождающихся из бесчисленных текучих включений в каждой из множества проб осадочных пород. Такие пробы летучих компонентов, высвобождаемые из бесчисленных текучих включений в пробу осадочных пород, именуются здесь как совокупные летучие компоненты или совокупные летучие компоненты газово-жидких включений. С другой стороны, изобретение касается способов разведки нефти и газа путем картографирования химических районов подземных пород, используя анализ композиции совокупных летучих компонентов.
Наиболее близким способом к предлагаемому является способ геохимического поиска месторождений нефти и газа [1] включающий бурение скважин, отбор проб, анализ состава газово-жидких включений с помощью масс-спектрометра, сопоставление составов газа эталонных и изучаемых площадей, суждение по аномальным значениям этих показателей о наличии скоплений нефти и газа.
Однако для эффективного составления карты земного разреза важно вести анализ газов в микровключениях, базируясь на их местоположении в земле, а не на конкретных типах минералов и включений, присутствующих не во всех местоположениях.
Для идентификации простираний соединений в разрезе также важно получить достаточное число проб породы. То есть число проб должно быть достаточным для идентификации простираний в разрезе, несмотря на разброс или вариацию данных в информации о составе.
Наиболее близким к заявленному устройству является масс-спектрометрическая установка с вакуумной электромагнитной ступкой-приставкой [2]
Подобное устройство действует по высвобождению и анализу некоторых из составных частей летучих компонентов газово-жидких включений. Однако из-за того, что подготовку и анализ каждой пробы надо проводить отдельно, потребное на анализ время резко ограничивает использование летучих компонентов при составлении карты разреза.
Отсюда следует необходимость в усовершенствованном устройстве для определения состава и летучих компонентов большого числа проб осадочных пород, выполняющего это просто и быстро, не прибегая к сложным подготовительным и рабочим операциям, применяемым в известных методах.
В основу данного изобретения положена задача создать способ, в котором летучие компоненты непрерывно удаляются без контакта с материалами, которые могут значительно изменить композицию освобожденных летучих компонентов, а также создать устройство для определения композиций совокупных текучих включений летучих компонентов.
Изобретение касается способа поисков скоплений нефти и газа. Согласно изобретению отбирают пробы осадочных пород, последовательно освобождают пробу совокупных летучих компонентов газово-жидких включений от каждого отдельного образца породы посредством последовательного и индивидуального удара по каждому отдельному образцу породы, полученный образец совокупных летучих компонентов газово-жидких включений дополнительно анализируют на содержание кислорода, азота, аргона, неона, ксенона, гелия, сероводорода, аммиака и хлористого водорода, по результатам анализа выделяют зоны, характеризующиеся относительной распространенностью газов, и группы палео-атмосферных газов, неорганических газов и органических соединений, карту расположения выделенных зон и распределения выбранных компонентов выделенных групп используют для определения наличия структурных элементов, характеризующих скопления нефти и газа по их значениям.
Согласно одному отличительному признаку изобретения в группу палео-атмосферных газов включают кислород, азот, неон, аргон, ксенон и углекислый газ, в группу неорганических газов включают гелий, сероводород, аммиак и хлористый водород, а в группу органических соединений включают метан и тяжелые водорастворимые углеводороды.
Согласно другому отличительному признаку анализируют на масс-спектрометре фоновый состав совокупных летучих компонентов в вакуумированной камере перед ударом по образцу и состав совокупных летучих компонентов в вакуумированной камере после удара по образцу.
Согласно еще одному отличительному признаку осуществляют предварительную математическую обработку результатов анализа состава совокупных летучих компонентов газово-жидких включений путем вычитания из значений концентраций совокупных летучих компонентов, присутствующих в вакуумированной камере после удара по образцу, фоновых концентраций совокупных летучих компонентов, присутствующих в вакуумированной камере до удара по образцу.
Для решения поставленной задачи согласно изобретению устройство дополнительно содержит блок управления, не менее одного масс-спектрометра, не менее одного бойка, карусельный держатель образцов, несущий на верхней поверхности не менее двух концентрично расположенных серий ячеек для размещения в них образцов, и устройство перемещения держателя относительно бойков, при этом блок управления соединен обратной связью с приводами бойков, устройством перемещения держателя образцов и масс-спектрометрами, причем блок управления выполнен с возможностью путем воздействия по меньшей мере на два масс-спектрометра определять состав совокупных летучих компонентов в вакуумированной камере путем определения отношения массы к заряду (ОМЗ) как характеристики состава совокупных летучих компонентов газово-жидких включений.
В дальнейшем изобретение поясняется конкретным вариантом его выполнения со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых изображены
на фиг. 1 изображение в разобранном виде системы автоматического пробоотборника для автоматического получения проб летучих компонентов совокупных газово-жидких включений из каждой из множества проб осадочных пород;
на фиг. 2 иллюстрация образования включений в тонком сечении минерала, какое может быть получено из пробы 38 породы на фиг. 1;
на фиг. 3 иллюстрация вида с частичным разрезом части автоматического пробоотборника 10 на фиг. 1 в смонтированном виде;
на фиг. 4 иллюстрация системы для масс-спектроскопического анализа проб летучих компонентов совокупных текучих включений;
на фиг. 5 иллюстрация посредством упрощенной блок-схемы управления системой автоматического пробоотборника анализа на фиг. 1 и 4;
на фиг. 6 иллюстрация посредством упрощенной блок-схемы системы для суммирования характеристик отношений массы к заряду (ОМЗ) для каждого из множества сканирований диапазона ОМЗ в отношении одной пробы совокупных летучих компонентов для получения суммированных величин ОМЗ в отношении всей совокупности сканированной в отношении одной пробы совокупных летучих компонентов, которые могут быть визуализированы на дисплее как спектрограмма ОМЗ;
на фиг. 7 схематическая иллюстрация измерений основополагающих данных автоматического пробоотборника и основополагающих данных автоматического пробоотборника плюс данные пробы совокупных текучих газово-жидких включений;
на фиг. 8 иллюстрация отличия газов включения от невключения путем вычитания основополагающих данных из данных пробы;
на фиг. 9 иллюстрация спектрограммы ОМЗ в логарифмическом масштабе пробы летучих компонентов совокупных текучих включений;
на фиг. 10 иллюстрация спектрограммы на фиг. 9 ОМЗ, но в линейном масштабе;
на фиг. 11 иллюстрация троичного графика данных о составе текучего включения, показывающая две зоны, имеющие характеристичные составы текучих включений, при этом каждая зона представляет множество точек в подземной формации;
на фиг. 12 иллюстрация изображения каротажа как функции изменений глубины при изобилии метана в летучих компонентах совокупных газово-жидких включений в специфической скважине и показывает идентификацию зон и уплотнений миграции углеводородов;
на фиг. 13 иллюстрация логарифмической спектрограммы ОМЗ пробы летучих компонентов совокупных газово-жидких включений в зоне 150 на фиг. 12;
На фиг. 14 иллюстрация изображения каротажа состава текучих включений как функции изменений глубины с изобилием аргона в специфической скважине и иллюстрирует идентифицирование зон палео-местоположения;
на фиг. 15 и 16 иллюстрация изображения каротажей состава текучих включений как функции изменений содержания CO2 и показывает в 162 и 164 соответственно район состава газово-жидкого включения в подземной формации, имеющей широкое применение как стратиграфического временного маркера;
на фиг. 17 иллюстрация изображения каротажа состава газово-жидкого включения как функции изменения глубины по содержанию гелия и показывает другой район состава газово-жидкого включения в подземной формации, имеющей широкое применение как стратиграфический временной маркер;
на фиг. 18 изображение простой ложной ловушки испытания скважины;
на фиг. 19 изображение каротажа, показывающего район состава текучего включения как функции глубины, характеризующийся изобилием парафинов, налагающихся на скважину на фиг. 20;
на фиг. 20 иллюстрация структурой контурной карты следуемой формации;
на фиг. 21 иллюстрация изменений в CO2//CO2 + метан/ во включениях смежных скважин на фиг. 20;
на фиг. 22 иллюстрация тернарных диаграмм скважин на фиг. 20, показывающих относительное изменение в метане, CO2 и ОМЗ 41, представляющего более тяжелые углеводороды;
на фиг. 23 иллюстрация изменений в составах летучих компонентов совокупных текучих включений путем изображения троичных графиков на фиг. 22 на карте (фиг. 20) подземной структуры;
на фиг. 24 иллюстрация троичных графиков в соответствии согласно изобретению с изменениями CO2/CH4/H2S летучих компонентах текучих включений в формациях, смежных со скважиной;
на фиг. 25 иллюстрация троичного графика согласно изобретению, показывающего разные характеристичные популяции CO2/CH4/H2S составов летучих компонентов включений продуктивных и непродуктивных напоров;
на фиг. 26 иллюстрация изображения каротажа H2S, нормализованного относительно CO2, как функция глубины смежно с буровой скважиной;
на фиг. 27 иллюстрация изображения каротажа изменения CO2, нормализованного относительно CH4, как функция глубины смежно со скважиной.
на фиг. 28 иллюстрация изображения каротажа изменений гелия, нормализованного относительно водорода, как функция глубины смежно с буровой скважиной.
Текучие включения захватываются текучими средами, имеющимися в матрице пород в очень малых полостях, которые не содействуют системе пор породы ни в отношении макропористости, ни в отношении микропористости. Текучие включения классифицируются как углеводородные включения, когда жидкие углеводороды преобладают, как водные включения, когда преобладает жидкая вода, и газообразные, когда преобладают газы. Включения также могут быть классифицированы как жидкостнозаполненные, газозаполненные или смешанные жидкостно- и газозаполненные включения, которые обычно встречаются.
Летучие компоненты высвобождаются из газово-жидких включений и объединяются, например, путем суммирования во время анализа данных из большого числа текучих включений в каждой пробе осадочных пород. Освобожденные летучие компоненты представляют гетерогенную смесь, освобожденную из всех разных поколений и всех разных типов включений в каждую пробу породы. Молекулы, имеющие разные молекулярные веса, движутся через аналитическую систему с разными скоростями и требуют аналитической операции, которая точно и безошибочно отражает оригинальный состав смеси. Разные пробы имеют разные гетерогенные смеси текучих включений в зависимости от их соответствующих геологических историй. Путем анализа состава разных гетерогенных проб эффективным способом для получения регистрации всех присутствующих молекул могут быть идентифицированы изменения в составах, которые говорят о различных в популяции (скопления) текучих включений от района к району в земле.
Обратимся теперь к фиг. 2, на ней показаны включения, которые могут наблюдаться в минеральном тонком разрезе пробы 38 породы на фиг. 1.
Под позицией 310 обозначена в целом часть пробы, взятая из естественно происходящего минерального образования, которое может быть сделано из пробы 38 породы на фиг. 1. Пробы 310 состоит из отрезанной секции, имеющей толщину около от 0,03 до 1 миллиметра, которая полирована с обеих сторон и которая смонтирована на стеклянном слайде (не показано на фиг. 1). Вид на фиг. 2 является видом полированной секции при виде через микроскоп и поэтому сильно увеличен. Примерный масштаб может быть указан тем, что по существу все текучие включения подобно включению 312, образованные в разных минеральных образованиях в пробе 310, имеют около 10 микрон в диаметре. Проба 310 включает в себя множество минеральных образований подобно минералам 314, 316, 318, 320, 322 и 324. Минералы 316 и 318 каждый включает в себя сросшиеся минералы 326 и 328, которые действуют и именуются как цемент.
Минерал 324 включает в себя множество первичных включений, таких как включения 330 и 332. Эти включения были образованы в течение первоначального роста минерала 324. Скрытая трещина 334 образована в минерале 324 и скрытая трещина 336 образована в минерале 322 и в минерале 324. Трещина 334 была образована в минерале 324 после первоначального роста минерала 324 и таким образом после первичных включений подобно включениям 330 и 332, которые были образованы. Трещина 336 также была образована в минералах 322 и 324 после образования первичных включений в обоих минералах 322 и 324. Каждая из трещин 334 и 336 имеет множество вторичных включений, как показано, образованных позже. Эти вторичные включения были образованы во время укрытия трещин 334 и 336, когда рост минерала развивался в трещинах. Следует отметить, что вторичные включения в трещине 334 удерживают в себе окружающие текучие среды в более позднее время, чем первичные включения в минерале 324, и вторичные включения вдоль трещины 336 захватывают такие поля в более позднее время, чем когда окружающие поля были захвачены в первичных включениях в минералах 322 и 324. Кроме того, вторичные включения в трещинах 334 могут быть также образованы в течение времени, достаточно отдаленного от образования в трещине 336, и таким образом вторичные образования в трещине 334 могут быть другого поколения, чем образования в трещинах 336. Аналогичным образом первичные включения, образованные в разных минералах и цементах в пробе 310, могут быть образованы в значительно разных положениях относительно друг друга, тем самым захватывая окружающие текучие среды, присутствующие на момент образования.
Согласно изобретению эти разные классы и поколения текучих включений хаотично раскрываются и текучие включения освобождаются. Предпочтительно все или по существу все, или, по крайней мере, преобладающие текучие включения раскрываются и летучие компоненты освобождаются.
Проба содержит типично только фракцию грамма, и так как включения образованы на продолжающемся основании, они представляют интеграцию истории захоронений (полезных ископаемых) во времени, которые однако могут значительно отличаться друг от друга в своих пробах буквально в нескольких дюймах в сторону друг от друга.
Каждая проба сравнивается со многими и другими пробами для получения надежной информации в отношении разведки углеводородов. Таким образом, каждый район состава текучих включений имеет характеристичный состав текучего включения по сравнению со множеством местоположений в земле. Сравнение только нескольких проб оставляет слишком большую неопределенность в отношении того, являются или нет индивидуальные наблюдения типичной формацией. Ссылки на фиг. 11, 12 и 13 ниже показывают, что имеется значительное рассеяние в данных и поэтому требуются большие количества проб для надежного идентифицирования тенденций. На фиг. 11, 12 и 13 интенсивность отбора проб под землей составляет примерно каждые 60-90 футов. Из количества от 50 до 10000 или больше пробы анализируются в отношении каждого стратиграфического исследования, предпочтительно от 100 до 500 или больше, чтобы получить статистически и стратиграфически надежные группы данных. Пробы предпочтительно берутся, по крайней мере, каждые 200, 100, 50 или меньше футов. Интервал 60 футов дает отличные результаты во многих случаях. Более частый отбор проб может быть также выгодным. Обращаясь снова к фиг. 11, 12 и 14, можно отметить, что каждая зона представляет множество проб (см. табл. 1).
Вообще опыт показывает, что зоны могут быть надежно определены, когда каждая зона характеризуется по крайней мере 5 пробами, и конечно больше проб улучшает надежность, и меньше проб может также использоваться в случаях, когда позволяет рассеяние данных.
Данные о композиции летучих компонентов совокупных текучих включений могут проверяться в отношении тенденций поперек домена, который отратиграфически картографируется. Для стратиграфического картографирования пробы выбираются с охватом домена в осадочном бассейне. Каждая скважина в домене может тогда быть исследована, как описано в предшествующем абзаце, и результаты могут быть изображены в поперечном разрезе домена и даже конкретной формации в домене.
Пробы могут быть промытыми буровыми шламами, кернами, пробами обнаженных пород, пробами почвы и тому подобное. Буровые шламы широко доступны и дают возможность исследовать по существу всю длину буровой скважины. Далее буровые шламы собираются из многих существующих буровых скважин, так что новые скважины или пробы часто не требуются. Проба породы около 10 кубических сантиметров или даже меньше дает возможность многочисленным измерениям, если они требуются, так как только часть кубического сантиметра требуется для каждого измерения.
Для исследования домена из многих разнесенных скважин могут быть взяты пробы по существу вдоль всей длины или вдоль зоны, представляющей конкретный интерес, например конкретная формация, в нескольких скважинах. Эти домены анализа находятся в осадочном бассейне и дают информацию о геологических образованиях, смежных с каждой из скважин, исследуемой в зоне. От 50 до 100 и больше проб, охватывающих домен или интерес, выбираются и анализируются для определения состава текучего включения.
Согласно изобретению совокупные текучие компоненты предпочтительно извлекают путем применения удара к каждой пробе породы, как описано подробно ниже, так как это освобождает и жидкие и газообразные включения. Могут применяться и другие способы, например нагревание, используя, например, нагревающую робу на одном из напоров 50, описываемом ниже, или с помощью лазера. По причине относительно небольшого числа молей присутствующего газа такие способы вообще неэффективны для раскрывания газовых включений, хотя такие способы хорошо себя проявляют в случае заполненных жидкостью включений. Нагревание также может вызвать увлечение или захват газов, не имеющих отношения к включениям.
Обратимся теперь к фиг. 1, на ней показана в разобранном виде система, включающая в себя контроллер для освобождения, доставки и анализа состава множества проб летучих компонентов газово-жидких включений. Устройство включает в себя средство 10 освобождения для последовательного и индивидуального нанесения удара и деформирования каждой из множества проб осадочных пород, эффективного для освобождения пробы летучих компонентов совокупных текучих включений из каждого аналитического средства 12 для определения состава каждой пробы летучих компонентов текучих включений, когда они освобождаются; средства доставки-подачи 11, 27, 28 для транспортирования каждой пробы летучих компонентов текучих включений из освобождающегося средства в аналитическое средство, когда они освобождаются, и средство 16 контроллера для инициирования последовательного и индивидуального освобождения проб летучих компонентов совокупных текучих включений посредством освобождающегося средства 10 и для инициирования последовательного и индивидуального анализа каждой пробы летучих компонентов совокупных текучих включений с помощью аналитического средства 12, когда они освобождаются.
На фиг. 1 показан автоматический пробоотборник 10, управляемый контроллером 16 и обеспечивающий пробы летучих компонентов совокупных текучих включений в отношении каждой из множества проб пород для масс-спектрометра 12. Вакуумный насос 14 устанавливает вакуумный каскад 10 под вакуумом в начале последовательности анализа. После этого система поддерживается под вакуумом с помощью насосов 151, взаимодействующих с системой масс-спектрометра, см. фиг. 4.
Система 10 включает в себя верхний корпус 27 и нижний корпус 28, имеющие между собой герметизирующее уплотнение 30 для образования вакууминизируемой камеры 60 (см. фиг. 3), когда корпуса 27 и 28 выравниваются друг с другом и соединяются. Уплотнение 30 может быть прокладкой из высокоэлектропроводной меди без содержания кислорода. Корпуса 27 и 28 могут быть адаптированы с помощью ножевых кромок для герметизации при контакте с прокладкой 30. Для каждого измерения используется новая прокладка. Вакууминизируемая камера имеет выходное отверстие 11 с клапаном и функционирует для подачи освобожденных летучих компонентов на анализ, когда они освобождаются.
Верхний корпус 27 имеет множество линейных вакуумных сквозных полостей 19, 21, 23 и 25 для возможности валам от пневматических плунжеров 18, 20, 22 и двигателю 24 проходить в камеру 60 (см. фиг. 2) без потери вакуума. Каждый плунжер 18, 20, 22 и двигатель 24 имеют кожухи с фланцами 18f, 20f, 22f, 25f соответственно для герметичного сопряжения с фланцами 19f, 21f, 22f, 25f линейных сквозных полостей. Двигатель 24 может быть шаговым двигателем или серводвигателем с шифратором углового положения или любым двигателем, способным иметь управляемое угловое положение вала. Контроллер 16 может включать в себя системы, которые хорошо известны для генерирования сигналов и приводных сил для движения плунжеров 18, 20 и 22.
Нижний корпус 28 содержит фланцы 28f, боковую стенку 28с и основание 28b. Основание 28b имеет паз 32, в котором может быть размещено множество подшипников 34. Круглая карусель 26 выполнена со множеством ячеек 36 для проб и центрированной щелью 46 для приема шпонки 44 вала на валу 42 шагового двигателя. Карусель 26 имеет паз 32b для контакта с подшипниками 34 в канавке 32a в основании 28b. В результате, когда карусель 26 устанавливается в нижнем корпусе 28, пазы 32b и 32a взаимодействуют для выравнивания карусели 26 аксиально, и подшипники 34 обеспечивают вращение карусели 26 в ответ на вращение вала 42 двигателя 24 благодаря соединению шпонки 44 со щелью (шпоночной канавкой) 46.
Ячейки 36 для проб каждая являются эффективными для приема пробы 38 породы и для сохранения ее в ограниченном пространстве во время освобождения летучих компонентов между стенками и основанием камеры и ударонаносящим средством.
Как показано, имеются три пневматических плунжера 18, 20 и 22, проходящие в верхний корпус 27. Может использоваться больше или меньше плунжеров. Показанная карусель 26 имеет три концентрических кольца ячеек 36 для проб, и каждый пневматический плунжер соосно выравнивается с соответствующим концентрическим кольцом ячеек для проб. Плунжер 19 показан с толкателем 52 и наконечником плунжера 54. Плунжер 19 соосно выровнен с наружным кольцом 36о; плунжер 20 соосно выровнен с промежуточным кольцом 36i и плунжер 22 соосно выровнен с центральным кольцом 36с. Таким образом, когда ячейка 36 для пробы соосно выровнена с соответствующим плунжером, плунжер может приводиться в действие для совершения удара по пробе 38 в ячейке, эффективного для освобождения пробы совокупных летучих компонентов. Предпочтительно каждая ячейка для пробы также образована со вставкой 40 ячейки для пробы для предотвращения перекрестного загрязнения проб во время нанесения удара. Вставка 40 может считаться частью ударонаносящего средства. Проба 38 и вставка 40 показаны в увеличенном масштабе в круге 39 для большей ясности. Однако вставка 40 адаптирована закрывать пробу 38 в ячейке 36, одновременно давая возможность летучим компонентам улетучиваться через кольцевой зазор между вставкой 40 и стенкой ячейки 36. Хотя показаны только одна вставка 40 и проба 38, обычно вставок 40 и проб 38 столько же, сколько ячеек 36.
Обратимся теперь к фиг. 3, на ней показано более подробно функционирование пневматических плунжеров. На фиг. 3 показан пневматический плунжер 19, который, как показано, аксиально выровнен с наружным рядом 36о ячеек для проб на карусели 26. В ответ на сигнал с контроллера 16 (см. фиг. 1) сильфоны 48 пневматического плунжера расширяются, приводя в движение вал 50 и толкатель 52 для вхождения в контакт со вставкой 40, нанося удар по пробе 38 (см. фиг. 1) в ячейке 36. Нанесение удара по пробе может производиться один или больше раз, предпочтительно несколько раз под управлением контроллера 16 для обеспечения освобождения по существу всех летучих компонентов текучих включений. Освобожденные газы текучих газово-жидких включений затем транспортируются в камеру 60 через пространство между нижней поверхностью верхнего корпуса 27 и верхней поверхностью карусели 26 на масс-спектрометр 12 для анализа.
Нанесение удара по пробе предпочтительно производится в то время, когда проба плотно окружена вставкой 40 в ячейке 36. Удар может быть любым ударом, достаточным для освобождения пробы летучего компонента совокупных текучих включений, например, путем измельчения, пульверизации и тому подобное. Предпочтительно удар является эффективным, чтобы вызвать деформацию или сотрясение пробы, эффективное для освобождения пробы совокупных летучих компонентов по существу без крошения или измельчения в порошок пробы. Для большинства измерений буровых шламов удар около 400 фунтов на квадратный дюйм является эффективным. Благодаря этому образование новых поверхностей, на которых может происходить адсорбция освобожденных летучих компонентов, снижается. Результатом дробления предпочтительно является деформированная проба породы, сформованная ячейкой пробы и дробящим средством в компактную объединенную массу.
Нанесение удара может производиться фактически мгновенно длительностью до 10 секунд и даже больше. Десять секунд дают очень удовлетворительные результаты. В таком случае толкатель ударяет пробу породы и поддерживает деформирующее давление на текучее включение в течение 10 секунд, например, когда используется итеративное нанесение удара, все итерации могут производиться в течение 10 секунд или меньше, если необходимо. Нанесение удара может быть в течение времени, эффективном для освобождения объема газов текучих включений. Предпочитается освобождение по существу всех или по крайней мере предпочитаемых летучих компонентов текучего включения.
Как показано, изобретение включает в себя контроллер 16 для управления пробоотборником 10, например, путем управления двигателем 24, плунжерами 18, 20, 22 для освобождения последовательно массы из каждой из множества проб породы компонентов текучих включений и для управления масс-спектрометром 12 для транспортирования и анализа освобожденных текучих сред.
Контроллер 16 описан более подробно со ссылкой на фиг. 5.
Контроллер 16 может быть, например, персональным компьютером, запрограммированным для управления автоматическим пробоотборником и загрузки в память данных о составе, полученных от масс-спектрометра 12, на диск, вместе с устройством для возбуждения плунжеров, двигателя, управления масс-спектрометром и тому подобное. Такое оборудование хорошо известно и может быть легко смонтировано специалистами в этой области техники, к какой относится изобретение. Использование персонального компьютера для такого управления здесь описывается, но может использоваться любой соответствующий компьютер.
Как обозначено под позицией 220 на фиг. 5, некоторые предварительные операции могут управляться контроллером 16. Так, например, контроллер 16 может генерировать сигналы для форматирования диска данных в контроллере 16 для калибровки системы 12 масс-спектрометра и для позиционирования карусели 26 для анализа заданной первой пробы породы.
Для каждой породы контроллер 16 генерирует сигналы, инициирующие измерения и регистрации (записи) основополагающих данных, инициируя нанесение удара по пробе породы, инициируя измерение и регистрацию основополагающих данных и плюс летучих компонентов текучих включений, инициируя загрузку предварительно записанных данных на диск и определяя, все ли пробы были измерены. Если все пробы были измерены, контроллер 16 генерирует сигнал, управляющий двигателем 24, для переведения карусели 26 в положение для дробления следующей пробы породы. Когда все пробы были измерены, контроллер 16 может выполнить конец операции измерения, такой как снятие вакуума в системе, передача данных и тому подобное. Работа контроллера 16 показана более подробно на фиг. 5, описываемой ниже.
Пробы пород.
Промытый шлам, керн, пробы обнаженных пород, даже пробы почвы, собранные в разных местах в или на земле, могут быть анализированы. Керны бокового грунтоноса ударного типа в настоящее время не предпочитаются по причине разлома зерна, что приводит к разрыву включений во время отбора керна. Как описано со ссылкой на фиг. 7 и 8 ниже, способ согласно изобретению различает газы включения от газов, не содержащихся во включении, и часто не имеет значения, являются ли буровые шламы из скважины, пробуренной с помощью раствора на нефтяной основе или на водяной основе. Однако иногда основополагающие уровни, полученные из некоторых шламов из скважин, пробуренных с помощью промывочного раствора на нефтяной основе, так высоки, что маскируют или скрывают реагирование от раскрытия включений. Буровые и другие текучие среды, присутствующие в порах или адсорбированные на породе, такие как текучие среды формации, происходящие в системе пор породы, могут удаляться перед освобождением текучих включений для снижения фоновых уровней. Извлечение остатков бурового раствора в растворителе очевидно снимает проблему, но является дорогим и может занимать недели или месяцы в отношении нескольких сот проб, которые могут использоваться в одном исследовании включений. Однако предпочитаемый способ раскрывания включений, описанный ниже, отличает газы включения от газов невключения в большинстве случаев. Далее нагревание, например, при 200oC в воздухе в течение ночи перед анализом часто снижает фон до требуемого уровня.
Способ может использоваться в отношении карбонатов, пластических пород и песчаников.
Типичная проба породы менее 10 см3 по объему, что обеспечивает достаточно материала для нескольких измерений, если это необходимо. Пробы в виде керна и обнаженных пород обычно ломаются перед анализом, тогда как пробы из бурового шлама могут вводиться непосредственно в ячейки для проб. Индивидуальные пробы для анализа вообще занимают диапазон примерно от 1/100 до 1/2 см3, типично примерно от 1/25 до 1/2 см3.
В отношении профилей одной скважины проба из бурового шлама на каждые 60-90 футов может анализироваться. Может использоваться более частый пробоотбор поперек зон особой важности. Пробы предпочтительно не комбинированные, т. е. буровые шламы из разных глубин не объединяются, хотя при необходимости комбинированные пробы могут использоваться. Частота проб из обнаженных пород или кернов, например, каждые 10-20 футов зависит от масштаба проблемы, которая поставлена, и возможности средств. В целом предпочитаются интервалы между 1 и 200 футов.
Анализы.
Пробы анализируются путем использования автоматического пробоотборника текучих включений. Пробы 38 загружаются в карусель 26, содержащую отверстия или ячейки 36 для проб. Стальные вставки 40 помещаются в ячейки 36 сверху проб. В течение анализа вставки 40 вталкиваются толкателями 50, имеющими плунжерные наконечники 52. Вставки 40 обеспечивают, что вся проба подвергается удару и предотвращает межпробное загрязнение (т.е. взаимное загрязнение проб друг друга) из-за рассеиваемых крошек и кусков. Глубины регистрируются путем ввода в компьютер, такой как контроллер 16, когда пробы загружаются в заданные ячейки для проб на карусели. Глубины позже могут быть переданы на другой компьютер, такой как основной компьютер для анализа получаемых данных, если это требуется.
Загруженная карусель 26 может нагреваться при 200oC в течение ночи перед анализом для устранения большинства поглощенной воды и других летучих компонентов, снижая время вакууминизации в вакуумной системе. Загруженные карусели 26 могут быть затем извлечены из сушильной печи и загружены в нижний корпус 28. При конфигурации понижения давления величина 13b размыкается, а величина 11b замыкается; при автоматической конфигурации пробоотбора 11b замыкается и 13b размыкается. Автоматический пробоотборник 10 может нагреваться для поддержания проб при температуре около 150oC в течение операции. Линии впуска и выпуска в систему 12 масс-спектрометра могут также нагреваться до 150oC.
Вообще температура анализа может быть любой температурой, эффективной для испарения конкретных молекул, представляющих интерес, до температуры менее чем температура, при которой тепловое растрескивание вызывает освобождение летучих компонентов текучих включений. Для разведки нефти и газа температуры в диапазоне от 150 до 200oC являются, в частности, выгодными для испарения углеводородов.
Автоматический пробоотборник 10 затем вакууминизируется, например, сначала до очень высокого вакуума, используя турбомолекулярный насос, такой как насос 14, не открывающийся в масс-спектрометры. Вся система может затем вакууминизироваться в своей аналитической конфигурации, например, в течение периода времени три часа перед началом аналитического измерения. Когда система находится в аналитической конфигурации, освобожденные летучие компоненты включений из автоматического пробоотборника 10 могут накачиваться непосредственно в масс-спектрометры 12 (см. фиг. 4). Иначе говоря, используемый во время анализа должен нагнетаться через ионизационные камеры масс-спектрометров, чтобы откачивать в сторону. Это можно видеть более четко на фиг. 4.
В системе поддерживается вакуум порядка от 10-8 до 10-6 торр. Даже во время освобождения летучих компонентов давление не будет снижаться ниже 10-6 торр. Вообще насосы, вакууминизирующие систему во время аналитической конфигурации, поддерживают низкие давления для обеспечения по существу всех освобожденных летучих компонентов или прошедших через масс-спектрометры для анализа.
Автоматический пробоотборник 10 изображен на фиг. 1 и 3. Круговая канавка 32 в основании карусели 26 покоится на шарикоподшипниках 34, которые смонтированы в круговой канавке в нижней пластине нижнего корпуса 28. Асимметричное ушко 44 входит в паз 46 в карусели. Асимметрия ушка и паза обеспечивает, что лоток проб правильно устанавливается в автоматическом пробоотборнике, так что каждая проба имеет единственную определенную позицию относительно пробоотборника. Верхний и нижний корпуса 27 и 28 автоматического пробоотборника 10 скрепляются вместе. Не содержащая кислорода высокой электропроводности медная прокладка 30 вставляется между двумя половинами перед их соединением. Вакуумное уплотнение достигается с помощью ножевых кромок в верхней и нижней половинах, врезающихся в прокладку. Предпочтительно никакие углеводородные компоненты не используются ни в одной части системы.
Двигатель 24 под управлением контроллера 16 по линии 12c приводит в движение вал 42, который вращает асимметричный паз 44, который вращает карусель 26. Как показано, предусмотрены три узла нанесения удара, по одному на каждый из трех рядов проб. Каждая проба, в свою очередь, устанавливается под одним из ударных средств.
На фиг. 3 показаны с частичным разрезом ударные средства, установленные над пробой в герметизированном автоматическом пробоотборнике 10. Ударное средство может быть типа сильфонов 48 из нержавеющей стали, которые передают линейное движение, генерируемое снаружи вакуумной камеры, валу 50 внутри вакуумной камеры 60. Сильфоны 48 могут приводиться в действие от вышеупомянутого посредством воздушного поршня, который может быть включен в контроллер 16 для опускания и поднятия сильфонов 48. Плунжерный наконечник 52 покрывает конец вала 50. Вал 50 установлен непосредственно над вставкой 40, которая находится на верхней поверхности пробы породы 38, как показано на фиг. 1. Проба теперь готова для анализа.
На фиг. 4 показан масс-спектрометрический анализ проб совокупных текучих включений согласно изобретению.
Обратимся теперь к фиг. 4, на ней показан источник 10' проб летучих компонентов совокупных текучих включений, такой как автоматический пробоотборник 10 на фиг. 1, соединенный посредством линии 11', имеющей клапан 11'v, с предпочитаемым вариантом масс-спектрометров 12'. Во время аналитической конфигурации клапан 11'v открыт и пробы отводятся, как только они освобождаются путем крошения. Таким образом, система, показанная на фиг. 4, является динамической, т.е. открытой для пробоотборника отборника 10' во время освобождения проб. Как показано, масс-спектрометры выполнены в двух группах из трех, каждая группа имеет насос 15' для прокачки пробы из линии 11' в каждый из масс-спектрометров 12' по выходной линии 13'. Каждый масс-спектрометр имеет конфигурацию для опробования специфического набора характеристик ОМЗ, используя оптимальное усиление для каждого, например, следующим образом.
Масс-спектрометр Опробованные характеристики отношения массы к заряду (ОМЗ)
1 2, 16, 17, 18, 28, 44
2 3, 4, 12, 13, 14, 15, 19-27, 29-43, 45-60
3 61-120
4 121-180
5 181-240
6 241-300
Вообще нет пиков при ОМЗ от 5 до 11. Специалисты по использованию масс-спектрометров могут видеть, что путем распределения специфических масс-спектрометров по пробам, набор характеристик ОМЗ, которые имеют сравнимые амплитуды, временные потери при переключении усилителей для масс-спектрометров могут быть снижены. Таким образом, пробы масс-спектрометра 1, которые он измеряет, являются наиболее обильными ОМЗ 61, и масс-спектрометр 2 измеряет пробы, наименее обильные ОМЗ 61.
Линия сигнала 0-10 В каждого масс-спектрометра 12' операционно соединяется с группой из пяти формирователей 17' сигналов, каждый с конфигурацией для разных оптимальных усилений, например, следующего типа:
Формирователь сигнала Конфигурация усиления
1 0-10 B
2 0-5 B
3 0-1 B
4 0-0,5 B
5 0-0,1 B
Выходы формирователей сигналов 17 соединены с аналого-цифровым преобразователем (АЦП) 17' и затем с контроллером 16' компьютера. Для упрощения показан только выход одного масс-спектрометра 12', другой масс-спектрометр 12' имеет ту же конфигурацию.
Как показано, система масс-спектрометров на фиг. 4 открыта для пробоотборника 10' во время измерения проб. Это снижает время присутствия летучих компонентов в пробоотборнике 10', но означает, что летучие компоненты пропускаются через систему масс-спектрометров в течение периода времени в зависимости от относительного молекулярного веса летучих компонентов и период времени, когда летучие компоненты высвобождаются из конкретной пробы. Например, скорость пробега летучих компонентов зависит от молекулярного веса, так что более легкие летучие компоненты анализируются до более тяжелых летучих компонентов. Также, когда пробоотборник 10' является автоматическим пробоотборником 10 согласно другому отличительному признаку изобретения, нанесение удара по пробе для освобождения летучих компонентов занимает дискретную величину времени, и, если применяются многократные удары, может иметь место серия освобождений летучих компонентов для анализа одной пробы породы.
Согласно отличительным признакам изобретения необходимо иметь запись ОМЗ для пробы породы, которая надежно обеспечивает сравнение соединений, представленных одним или больше ОМЗ, с одним или больше других соединений.
Согласно одному отличительному признаку изобретения предусмотрена система масс-спектрометров для получения такой надежной записи. Система масс-спектрометров выполнена и управляется для сканирования диапазона ОМЗ, представляющих интерес множество раз во время периода освобождения летучих компонентов из каждой пробы породы, и результаты из всего множества сканирований суммируются на основе ОМЗ за ОМЗ для каждой пробы породы.
Как здесь описано, диапазон ОМЗ, представляющих интерес, это диапазон 2-300 ОМЗ для охвата преимущественного диапазона для анализа. Может использоваться меньший или больший диапазон. Как показано, система масс-спектрометров выполнена с расчетом измерять пробы наиболее распространенных ОМЗ, используя одни масс-спектрометр, чтобы избежать потери времени из-за переключения усилителя. Как здесь описано, множество сканирований составляет 256. Может использоваться меньше или больше сканирований. Однако уменьшение числа сканирований ведет к потере точности и правильности. Поэтому необходимо скорее сканирований больше, чем меньше.
Обратимся теперь к фиг. 5, на ней показано управление системой масс-спектрометров на фиг. 4, интегральное с управлением автоматического пробоотборника 10 на фиг. 1. Вообще система сканирует пробоотборник 10' множество раз в течение времени, когда проба не освобождается, и суммирует результаты на основе ОМЗ за ОМЗ. Затем система сканирует пробоотборник 10' множество раз в течение времени, когда проба летучих компонентов освобождается из конкретной пробы породы, и суммирует результаты на основе ОМЗ за ОМЗ. Система повторяет предшествующие две стадии, пока не будет измерено множество проб. На стадии редактирования предварительных данных основополагающие показания, взятые перед считыванием каждой пробы, могут быть удалены из показаний пробы. Редактирование предварительных данных описано более подробно со ссылкой на фиг. 7 и 8.
Обратимся теперь к фиг. 5 подробно, на ней показана система для управления пробоотборником 10 и системой масс-спектрометров на фиг. 4, используя персональный компьютер, в котором данные записаны на диске ЗУ, и они передаются на другой компьютер для анализа. Ясно, что возможны другие системы контроллера для использования с изобретением и изобретение не ограничивается конкретным описанным компьютерным устройством.
Стадия 220 предназначена для выполнения некоторых предварительных операций, таких как форматирование диска данных, калибровка масс-спектрометров и позиционирование карусели 26 для дробления первой пробы.
Стадия 222 предназначена для установления начала диапазона ОМЗ (ОМЗ=2). Стадия 224 предназначена для контроллера 16, измеряющего выход масс-спектрометра с конфигурацией для ОМЗ 2, и стадия 226 предназначена для компьютера, выбирающего формирователь сигнала для оптимального усиления сигнала ОМЗ 2, и инициирование выхода выбранного формирователя появиться на выходной линии АЦП 17', когда компьютер выбирает его (стадия 228). Стадия 230 предназначена для подачи масс-спектрометра на следующий испытываемый ОМЗ. Это может быть достигнуто, например, путем использования цифроаналогового преобразователя в контроллере 16(см. дополнительную таблицу в отношении конкретного распределения ОМЗ по масс-спектрометрам). Стадия 232 предназначена для загрузки выбранных АЦП в соответствующий сумматор. Компьютер затем посредством стадий 234 и 236, которые предназначены для компьютера, выбирает аналогичным образом через схему 244 масс-спектрометр, предписанный следующему ОМЗ, пока не будет сканирован весь диапазон ОМЗ, как показано ОМЗ 2-300.
Стадия подачи соответствующего масс-спектрометра на следующий ОМЗ показана на фиг. 4 линией 121 и на фиг. 5 стадией 230. Это может быть достигнуто путем использования контроллера 16, содержащего ЦАП (цифроаналоговый преобразователь). Таким образом персональный компьютер может обеспечить сигнал, выбирающий следующий масс-спектрометр для следующего ОМЗ, для ЦАП в отношении конкретного масс-спектрометра. ЦАП может тогда инициировать соответствующий масс-спектрометр принять конфигурацию для следующего ОМЗ, подлежащего считыванию.
На стадии 238 весь диапазон ОМЗ, представляющих интерес, сканируется множество раз в отношении каждой пробы породы и данные в отношении каждого ОМЗ, суммируемого на основе ОМЗ за ОМЗ в отношении множества сканирований. После 256 сканирований компьютер проверяет, было ли это сканирование фоновых данных или данных о пробе на стадии 240. Это может быть простым определением комплекта 256 сканирований как второго комплекта с момента нанесения ударов по предшествующей пробе породы. После определения, что считанные показания были фоновыми показаниями, на стадии 242 фоновые данные загружаются для пробоотборника в ЗУ компьютера и генерируется сигнал для автоматического пробоотбирателя 10, побуждающий произвести удар по первой пробе и вернуться к стадии 244.
Стадии с 224 по 240 затем повторяются, и когда стадия 240 теперь реагирует, то указывает, что данные пробы измерены и стадия 246 загружает данные пробы на диск. Стадия 248 определяет, все ли пробы измерены, и если нет, то с помощью стадии 250 и схемы 252 посылает сигнал по линии 12c (см. фиг. 1) на пробоотборник 10 для установления следующей пробы породы для анализа. После того, как стадия 248 указывает, что все пробы измерены, стадия 254 заканчивает измерения и тогда данные могут быть переданы (см. стадию 256) на другой компьютер для редакции предварительных данных. Все описанные выше стадии могут быть легко реализованы специалистами в этой области техники компьютеризованного управления из приведенного здесь описания, используя оборудование, выпускаемое промышленностью.
Обратимся теперь к фиг. 6, на ней показана программа автоматического переключения диапазонов измерений для выбора оптимального формирователя сигналов для каждого показания ОМЗ и для суммирования показаний на основе ОМЗ за ОМЗ. Для каждого показания ОМЗ выбирается конкретный формирователь сигналов, например, посредством управляющего устройства 200 усилением 0-5B. Затем каждая характеристика ОМЗ направляется на соответствующее ЗУ для суммирования стадий 202, 204, 206 и 208. Таким образом, если стадия 202 показывает, что сигнал S для данного ОМЗ больше 5 B, характеристика опробывается на канале 0-10 B и суммируется, используя сумматор 203, предназначенный для 0-10 B. Если 1<S<5, стадия 204 опробывает и суммирует характеристику, используя сумматор 205 на 0-5 B. Если 0,5<S<1, стадия 206 опробывает и суммирует характеристику, используя сумматор 207 на 0-1 B. Если 0,1<S<0,5, стадия 208 опробывает и суммирует характеристику, используя сумматор 209; если меньше 0,1, используя сумматор 211. После того, как, например, 256 масс-сканирований суммировано для каждой масс-характеристики в диапазоне 2-300 результатов отношения массы к заряду, компьютер 16 может суммировать характеристики ОМЗ для каждого ОМЗ во всех сканированиях и может генерировать для каждой пробы летучих компонентов совокупных текучих включений масс-спектрограмму типа, показанного под позицией 220. Масс-спектрограммы для основополагающих данных автоматического пробоотборника и для пробы также показаны в упрощенном виде под позициями 132 и 136 соответственно на фиг. 7 и 8.
Во время функционирования контроллер 16 считывает выход масс-спектрометров 12' 256 раз в течение примерно 10 секунд, когда проба летучих компонентов высвобождена из индивидуальной пробы породы для сбора полного спектра 256 ОМЗ от ОМЗ 2 до 300, т.е. для каждой пробы летучих компонентов выполняется 256 сканирований ОМЗ 2-300. Сумматор 213, например, в компьютере 16 суммирует 256 характеристик от каждого ОМЗ из всего множества сканирований, какие накапливаются. Сигнал 0-10 В от каждого масс-спектрометра посылается на группу из пяти формирователей сигналов, отрегулированных на разные усиления. Усиления формирователей 30 сигналов калибруются, используя стандарты Национального Бюро Стандартов. Компьютер использует программу автоматического переключения диапазонов измерений такую, как показано на фиг. 6, чтобы выбрать оптимальный формирователь сигналов для каждого сканирования ОМЗ.
Для каждого ОМЗ после выбора формирователя оптимального сигнала, сбора данных, сложения их в целом для этого ОМЗ и загрузки результатов и ЗУ контроллер 16 возбуждает соответствующую систему масс-спектрометров, чтобы приступить к следующему ОМЗ. Затем компьютер считывает сигнал с масс-спектрометров в конфигурации для выборки этого ОМЗ и т.д. пока 256 сканирований ОМЗ не будет суммировано. Протекает около 100 микросекунд между каждым опробованным ОМЗ.
Множество масс-спектрометров используется для опробования диапазона ОМЗ, представляющих интерес при нефтяной или газовой разведке. Предпочтительно по существу все или по крайней мере предпочтительные диапазоны, как 2-60, 2-120, 2-180, 2-240, 2-300 и тому подобное, сканируются множество раз, когда проба летучих компонентов освобождена из каждой пробы породы.
Для каждой пробы породы суммированные данные из первого множества сканирований представляют анализ фоновых газов в системе (см. 130 фиг. 7). Эти газы вытекают в результате излома водных минералов, а также освобождения летучих компонентов, адсорбированных на породах, равно как остаточных газов, остающихся от прежних проб. Все пробы пород, а также автоматический пробоотборник и остальная часть вакуумной системы содействуют фону системы.
После того, как фон охарактеризован, компьютер посылает сигнал и управляет соответствующим воздушным поршнем один или больше раз для вталкивания соответствующей стальной вставки, тем самым нанося удар по пробе (время протекания показано на фиг. 7 стрелкой 134). 256 новых сканирований ОМЗ 2-300 инициируются каждый раз, когда проба породы подвергается удару или когда проба породы крошится много раз. Большинство текучих включений в пробе ломается/разрушается в результате этого процесса и высвобождает свои газы в вакуумную систему. Сумма второго и последующего множеств из 256 сканирований представляет анализ газов текучих включений плюс фон, как показано под позицией 136 на фиг. 7.
Обратимся теперь к фиг. 8, на ней показана стадия редакции (сокращения) предварительных данных, на которой часть 132 фонового газа, охарактеризованная непосредственно перед нанесением удара на каждую пробу породы, вычитывается из данных 136 на основе ОМЗ за ОМЗ в отношении каждой пробы летучих компонентов совокупных текучих включений плюс фон. Этот способ эффективен для дискриминации газов включений от газов невключений, так что конечная запись летучих компонентов представляет газы включений.
Это газовый анализ, здесь нет несущей текучей среды. Анализы каждой пробы занимают около 25 секунд. Короткий период времени, например девяносто секунд, может допускаться между пробами для системы, чтобы откачать (выпустить) как можно больше освобожденных газов включений, насколько это практически возможно. Многие вещества, которые являются жидкими при комнатной температуре и давлениях, являются газами при сверхвысоком вакууме и 150oC, как например вода и углеводороды бензинового ряда. Однако углеводороды с очень длинной цепью остаются жидкими даже при названных условиях и поэтому типично не анализируются.
Масс-спектрометрия.
Данные с композиции, используемые для стратиграфического картографирования подземной структуры, предпочтительно являются результатом масс-спектрографических анализов содержаний летучих компонентов текучих включений, освобожденных в массе из проб породы. Устройство и способы для быстрого и эффективного получения проб совокупных летучих компонентов описаны выше.
В масс-спектрометре молекулы в каждой объемной пробе ионизируются, ускоряются, разделяются по ОМЗ и измеряются. Ионизация обычно сопровождается частичной фрагментацией молекул, что является характеристичным для специфических молекул и рабочих условий. Хотя фрагментация усложняет интерпретацию, данный фрагмент молекулярного веса может происходить от разных молекул, она также дает возможность различать изомеры и дает информацию о молекулярной структуре. Выход может быть разных форм ОМЗ в зависимости от записей относительных составов масс-спектрограмм и тому подобное.
Хотя предпочитается масс-спектрометрия, другие способы, например хроматографический (ГХ) и газовая хроматография/масс-спектрометрия (ГХ/МС), могут использоваться для анализа.
По сравнению с МС анализы с помощью ГХ и ГХ/МС относительно медленные, требующие час на одну пробу. МС-анализы занимают лишь 24 секунды на пробу с 90-секундой откачкой между пробами. Стратиграфически и статистически большие группы данных необходимы при использовании текучих включений, чтобы помочь в определении тонких мест-ловушек, имеющих бассейны углеводородов, и картографировать пути и барьеры миграфии углеводородов.
Масс-спектрометрия анализирует многие газы, которые не анализируют ГХ и ГХ/МС. В частности, диагностика газов поверхностных обнаженных палеозон, таких как O2, N2, Ar, Ne и Xe, не анализируются указанными другими способами. Эта информация также может быть критической в подземной корреляции и реконструкциях подземных историй. К другим газам, типично не анализируемым способами ГХ и ГХ/МС, относятся CO2 и H2, два наиболее распространенных газа в текучих включениях. Аммиак, сульфат, HCl (возможный индикатор солености), метан и другие легкие углеводороды, и H2S обычно не анализируются. В некоторых залегающих бассейнах единственными опознавательными компонентами являются метан, CO2 и H2S, H2S является полезным индикатором дефектов напора в некоторых бассейнах и маркером стратиграфической корреляции в других.
Водные включения могут содержать водорастворимые углеводороды, которые могут быть индикаторами близости нефти. Эти включения не стали бы рассматриваться, если бы исследования текучих включений были ограничены пробами, имеющими большие включения распространенной нефти.
МС также отличает газы невключений от газов включений. Такая дискриминация невозможна с помощью ГХ или ГХ/МС. Пробы текучих включений, анализируемые с помощью других названных способов, должны быть фактически абсолютно чистыми, чтобы избежать анализа загрязняющих веществ, требующих значительно большей подготовки пробы.
Одна причина, почему прежние усилия в отношении текучих включений были безуспешны в отношении создания значительной и выгодной разведки недр, состоит в том, что эти усилия были часто основаны на способах, таких как ГХ/МС и флуоресцентная микроскопия с помощью лазера-УФ, которые применимы только к небольшому числу проб и полезны только в отношении проб, которые имеют большие и изобильные нефтяные включения. Все пробы содержат текучие включения, которые могут быть анализированы путем использования масс-спектрометра, и стратиграфические анализы масс-спектра текучих включений обеспечивают полезную информацию независимо от присутствия изобильных нефтяных включений.
Масс-величины некоторых фрагментов, встречающихся в анализе текучих включений, и молекулы источника приведены ниже.
Сигнатуры ОМЗ газы неорганические газово-жидких включений см. ниже.
Неорганические газы Сигнатура ОМЗ
H 2
He 4
H2O 18
CO2 22,44
Ar 40
N2 28,14
NH3 17
CO 28
H2S 34
O2 32
SO (1-3) 48
COS 60
CS2 76
Ne 20, 22
HCl 35, 36, 37, 38
Xe 129, 130, 131, 132, 133, 134
Сигнатуры массы органические газы газово-жидких включений см. ниже.
Органические газы Сигнатура массы
Метан 15
Этан 30
Пропан 44
Бутан 58
Бензол 78
Толуол 91
Ксилен 105
Тритерпены 191
Стераны 217
Масс-спектры в отношении более высоких масс органических соединений становятся очень сложными со многими перекрывающимися пиками масс-спектров, делая затруднительным и невозможным опознавание одних соединений с уверенностью. Однако классы органических соединений пользуются сообща общими фрагментами.
Сигнатуры ОМЗ органические соединения более высокой массы см. ниже.
Органические газы Сигнатура ОМЗ
Парафины 57
Нафтены 55
Ароматические 77
Толуол 91
Алкилированные нафтены 97
Дополнительно к этим пикам (максимам) эти семейства углеводородов имеют тенденцию реагировать на каждые 14 массовых чисел в силу повторения CH2 в органических полимерах.
Сигнатуры ОМЗ органические соединения более высокой массы с повторяющимся CH2 см. ниже.
Органические газы Сигнатуры ОМЗ
Парафины 57, 71, 85, 99, 113, 127 и т.д.
Нафтены 55, 69, 83, 97, 111, 125 и т.д.
В случае органических соединений с более высокой массой количественные анализы индивидуальных соединений не так важны, как идентификация характеристичных районов или зон состава текучих включений (получение "отпечатков пальцев" районов), используя данные о составе текучих включений. Такая идентификация районов под землей требует множества проб из соответствующего множества местоположений в земле для характеристики каждого района. После того, как класс включений дал свои отпечатки пальцев, его распределение в земле может быть картографировано.
Обратимся теперь к фиг. 9, на ней показаны результаты анализа пробы после того, как фон автоматического пробоотборника удален. На фиг. 10 показан масс-спектр совокупной пробы, состоящий из множества пиков с разными пиками ОМЗ. Это не только результат наличия большого числа соединений во включениях, но также потому, что соединения распадаются или "трескаются" во время ионизации путем электронной бомбардировки в масс-спектрометре. Например, молекулярный вес воды, H2O, составляет 18. Однако вода имеет свой характеристичный образец растрескивания, приводящий к участию масс 17 (OH), 16 (O) и 2 (H2). CO2 главные участия 28 (CO), 16 (O) и 12 (C), а также 22 (CO2++). Метан, CH4, имеет молекулярный вес 16, и основной пик метана находится на 16, но вода и CO2 также имеют главное участие 16 по кислороду. Поэтому трудно определить содержание метана непосредственно из массы 16, особенно в ситуации с небольшим количеством метана в присутствии больших количеств H2О или CO2. Однако метан также имеет пик при 15 (CH3), который свободен от влияния кислорода. Хотя более высокие алканы также имеют свое участие при 15, их участие в отношении этого пика незначительное, так что 15 считается чистым, т.е. свободным от помех, метано-пиком.
На фиг. 9 также показано появление повторения пиков примерно при 14 ОМЗ как единиц интервалов. Такие повторяющиеся пики не наблюдаются на линейном изображении на фиг. 10, но являются полезными для исследования подземных формаций (см. пример 1 ниже).
Фиг. 9, как сказано, является логарифмическим изображением распространенности ОМЗ в пробе совокупных текучих компонентов, вытекающей из суммирования множества (256) сканирований ОМЗ 2-300 для каждой пробы. Логарифмическая запись и множественное сканирование каждой пробы облегчают идентифицирование распространенности следов элементов и соединений, полезных согласно изобретению для включения в картографирование подземных фракций.
Это может быть показано со ссылкой на фиг. 10, на которой приведены данные фигуры 9, изображенные с использованием линейного масштаба. На фиг. 10 показано, что ОМЗ при 16 (представляет кислород), 17 (представляет аммиак NH3), 18 (представляет H2O), 14, 28 (представляет N2), 22, 44 (представляет CO2) являются наиболее распространенными неорганическими летучими компонентами в осадочных текучих включениях. Пик метана при ОМЗ 15 и другие небольшие пики углеводородов можно видеть на изображении. Следует отметить, что согласно изобретению полезно использовать нелинейный, например, логарифмический масштаб данных ОМЗ для усиления характеристик ОМЗ у молекулярных органических и неорганических летучих компонентов относительно более преобладающих компонентов в текучих включениях.
Согласно дальнейшему отличительному признаку изобретения данные о составе, вытекающие из анализа летучих компонентов совокупных текучих включений, изображаются как функция глубины вдоль буровой скважины в земле. Так как данные о составе представляют гетерогенные текучие включения, ОМЗ может быть выбрано представляющим конкретные соединения, представляющие интерес, и изображено относительно другого ОМЗ. Такие изображения могут именоваться как изображения каротажа состава текучих включений.
При сравнении одного или больше типов молекул с одним или больше других типов молекул, таких как A с B, предпочтительно определять отношение A/(A+B). Это обеспечивает полуколичественную оценку от скважины к скважине. А является нормализованной относительно B. Любая A или B может представлять одно или больше ОМЗ.
Разные изображения полезны для разных целей, как описано более подробно ниже. Вообще двойные изображения, в которых одно ОМЗ или группа ОМЗ сравнивается с другим ОМЗ или группой ОМЗ, являются полезными для изображений каротажа текучих включений. Такие двойные изображения полезны как изображающие относительную распространенность одного или больше соединений относительно одного или больше других соединений. Обращаясь к фиг. 1, путем измерения и интегрирования изменения давления во время освобождения летучих компонентов, например, используя манометр P, измерение абсолютной распространенности разных ОМЗ также можно получить, используя закон идеального газа.
В таблице 2 приведены некоторые полезные двойные изображения, однако много других выборок изображеинй относительных или абсолютных распространенностей элементов и соединений в текучих включениях может использоваться согласно изобретению. Использование картографирования как примера также приведено в таблице 2, однако все измерения могут использоваться как маркеры химических уединений в соответствующих случаях.
Обратимся теперь к фиг. 12. Она здесь приводится для иллюстрации двойного изображения каротажа по глубине.
На фиг. 12 показано изменение в массе 15 (метан) относительно суммы масс 15 и 44 (метан плюс CO2), как функция местонахождения вдоль буровой скважины. Ссылка на таблицу 2 выше будет указывать, что такое отношение говорит об изменении распространенности метана, особенно распространенности метана относительно CO2, наиболее преобладающего неорганического газа в текучих включениях.
Другая полезная форма изображения тройкой график, на котором три ОМЗ или группы ОМЗ в отношении множества проб текучих включений изображаются относительно друг друга. Полезные тройные изображения приведены ниже, однако может быть выбрано много других форм согласно изображению.
Тройные графики масса/масса/масса.
Масса/масса/масса Соединение/соединение/соединение
12/28/44 /N2/CO2
91/97/15 Толуол/алкилирован.нафтан/метан
34/44/15 H2S/CO2/метан
Обратимся теперь к фиг. 11, на ней показано тройное изображение масса/масса/масса проб совокупных текучих включений вдоль буровой скважины. Тройные графики полезны, в частности, для распознавания химических компонентов или "отпечатков пальцев", так как они легко распознаются визуально. Сторона 180 представляет отношение ОМЗ, представляющего парафины, к ОМЗ, представляющему толуол/парафин/ /парафин плюс толуол/; сторона 182 представляет отношение ОМЗ, представляющего метан, к ОМЗ, представляющему метан плюс толуол; и сторона 184 представляет отношение ОМЗ, представляющего метан, к ОМЗ, представляющему метан плюс парафины.
Каждый из символов 186, 188 представляет пробу на глубине вдоль буровой скважины местоположения компонентов метана, парафина, толуола относительно распространенности в изображении на тройном графике.
Символы 186 показывают объединения в группы, показанные пунктирными линиями 190, имеющие характеристичные определяемые диапазоны на тройном графике, тогда как символы 188 представляют объединения в группы, имеющие характеристичные определяемые диапазоны на тройном графике, показанные пунктирными линиями 192.
Группа 188 отличается своим диапазоном на тройном графике от группы 192. Группа 188 связана с более глубокой формацией, смежной с буровой скважиной, уровни которой исследуются, и группа 192 связана с более мелкими уровнями. Таким образом группы 188 и 192 представляют районы характеристичных включений разных химических составов под землей и указывают на разные геологические истории в отношении двух районов.
После того, как такие группы идентифицированы на основе множества проб летучих компонентов из множества местоположений в одной или больше скважин в районе, группы могут быть картографированы по распространению в земле, например, как функция протяженности по глубине или площади, или того и другого одновременно. Кроме того, соответствующие группы могут быть идентифицированы в других скважинах в районе и используются как индикаторы химических компонентов от скважины к скважине по площади. Это именуется здесь как картографирование протяженности зон под землей, причем каждая зона имеет характеристичный состав включения и каждая зона основана на множестве проб летучих компонентов из множества местоположений.
Зоны, имеющие характеристичные составы текучих включений, могут быть идентифицированы, используя разные изображения при изменении состава включения как функцию местоположения в земле. Такие зоны могут быть идентифицированы путем использования двойного, тройного или иного графиков, показывающих изменение в составе включения из множества проб текучих включений, взятых из множества местоположений в земле.
В двойном графике каждая зона может быть распознана путем рассмотрения интервалов глубины в подземной формации, отличающейся относительной распространенностью или недостатком распространенности одного или больше элементов или соединений, представляющих интерес. Последовательность таких зон, как функция глубины, также важна и полезна в сопряженных районах от скважины к скважине поперек поля или бассейна. Например, если характеристичный образец чередующихся районов как распространенность или отсутствие распространенности соединения происходит поперек поля, это указывает о совместно используемой последовательностью геологической истории поперек поля. Альтернативно, если часть образца записи повторяется от скважины к скважине, а другая часть не повторяется, это указывает, что имеет место совместное использование истории до или после некоторого геологического события, как сброс, что может часто идентифицироваться и использоваться при разведке нефти и газа. Наконец, если ни одна часть образца записи не является общей с двумя или больше скважинами, это указывает на разные истории формаций.
Картографирование по включениям подземных формаций показывает, что разные части одной геологической формации часто имеют районы включений очень разных составов, которые полезны для разведки нефти и газа (см. пример VI ниже). Кроме того, картографирование состава включения может показать общие образцы поперек разных формаций, например миграции углеводородов. Поэтому картографирование текучих (газово-жидких) включений под землей обеспечивает очень важную информацию для разведки нефти и газа, которая не обеспечивается традиционной стратиграфической информацией, указывающей, какие районы в формации или поперек формаций совместно участвовали в событиях в геологической истории.
После идентифицирования районов характеристичных текучих включений под землей такие районы могут использоваться как стратиграфические временные маркеры разных текучих окружающих сред. Такие временные маркеры могут делить поперек геологическую формацию в одном и том же или разных исторических периодах (возрастах).
Три отличительных признака изобретения показаны в примерах I-IV ниже, представляющих анализы в одной скважине с использованием изобретения.
Для обобщения примеров I-IV анализы текучих включений в буровых шламах из одной скважины указывают зоны углеводородной миграции, говорят о наличии перемычки, ограничивают отсчет времени углеводородной миграции, образуют два горизонта стратиграфических временных маркеров, полезных в локальном масштабе, и иллюстрируют два горизонта широко встречающихся стратиграфических текучих включений, которые могут быть полезны в международном масштабе.
Примеры I-IV представляют результат анализа в соответствии с изобретением 90 проб бурового шлама в течение 3,5 часов.
Пример I перемычки и зоны миграции углеводородов.
Взаимодействие текучей среды и породы, которое представляет наибольший интерес для разведки нефти и газа, это миграция углеводорода. На фиг. 12 приведен пример типичного каротажа текучего включения, показывающий глубину по отношению к некоторому аспекту состава текучего включения, в данном случае распространенность метана, особенно метана к CO2, т.е. метан/(метан+CO2). Это отношение умножается на 100 и поэтому графически изображается как процентная величина. Самая высокая возможная величина по оси X на графике этого примера будет 100 и самая низкая 0. Этот график содержит много информации о миграции углеводородов в породах, пробуренных скважиной. Метан и двуокись углерода являются двумя наиболее распространенными газами под землей. При этом метан является наиболее восстановленным соединением, а CO2 наиболее окисленным соединением. По сравнению с водой CO2 является следующим наиболее распространенным соединением включений под землей, но легче анализируется. Поэтому отношение CH4 к CO2 дает относительное предположение о распространенности метана под землей, что может также использоваться для сравнения разных скважин в зоне.
Очень высокие величины метана по отношению к CO2 обнаружены на высоте от 14500 до 17000 футов, как обозначено под цифровой позицией 150. Присутствие метана и других углеводородов во включениях в этой секции породы указывает, что фаза текучих углеводородов мигрировала в эти породы, часть которых была захвачена как текучие включения. Как обозначено под цифровой позицией 152, между 13000 и 14500 футов находится зона с очень незначительным содержанием метана. Недостаточность углеводородных включений в секции породы 152, сразу перекрывающая зону 150, говорит о том, что зона 152 является перемычкой. Эта интерпретация, основанная на данных включений, подкрепляется фактом, что только газовое присутствие оказалось в этой скважине и произошло в зоне 150, имеющей богатые метаном включения, говорит о захватывании углеводородов зоной 152. Газовые присутствия, конечно, свидетельствуют о текучих средах пористой системы, а не о текучих средах включений. Промежуточная величина метана/(метан+CO2) наблюдается между 3000 и 13000 футами, обозначенными под цифровой позицией 154. Содержание метана в зоне 156 от поверхности земли и до примерно 3000 футов очень низкое.
Промежуточное содержание метана включений в зоне 154 между 3000 и 13000 футов говорит о миграции углеводородов в эти глубины, а также в зону 150 между 15000 и 17000 фут. Недостаточность значительного количества метана в зоне 156 между поверхностью земли и 3000 футами говорит, что углеводороды не мигрировали через эту зону. Разрыв на уровне 3000 футов между зонам 154 и 156 соответствует кембрийскому-предкембрийскому стратиграфическому несогласию. Песчаники обнаружены с обеих сторон этого стратиграфического несогласия и нет петрофизического доказательства, что эта поверхность является перемычкой. Взятые вместе эти данные говорят, что углеводородная миграция, по крайней мере, через зону 154 примерно между 3000 и 13000 футов произошла до осаждения кембрийских песков в зоне 156.
Обратимся теперь к фиг. 13, на ней показан масс-спектр летучих компонентов совокупных включений на глубине 16000 фут. в скважине, показанной на фиг. 12. Углеводороды, которые наблюдаются, по крайней мере, далеки от бензинового ряда. Так как газы включений подвергаются тем же тепловым напряжениям, действующим в открытой пористой системе, наблюдаются углеводороды не бензинового ряда, говоря об отсутствии теплового крекинга, и данные на фиг. 13 указывают, что породы в зоне 150 не достигали катагенетических или разрушающих температур. Следует отметить, что эта интерпретация была бы затруднена или невозможна, используя такое изображение, как на фиг. 10.
Пример II субаэральные обнаженные зоны.
Палеоверхние зоны и поэтому палеообнаженные зоны могут быть быстро идентифицированы, используя автоматические анализы летучих компонентов текучих включений в соответствии с изобретением. Седименты верхней зоны включают в себя все седименты выше горизонта воды во время образования минералов. Поры в седиментах в верхней зоне заняты смесью атмосферного воздуха и воды.
Палеоверхние зоны обычно распознаются посредством комбинации петрологии и химической стратиографии стабильных изотопов. Карбонаты, которые образуют верхние зоны, имеют характеристичные цементы, именуемые "мениск" и "подвеска". Петрографическая идентификация этих цементов является положительным доказательством палеоверхней среды.
Верхние зоны также имеют характеристично легкие сигнатуры изотопного углерода. Изотопно легкий углерод, обнаруженный в верхней зоне, происходит из гниющей растительности. Эти данные используются для определения палеоверхних зон. Хотя эти способы могут быть определенными, они являются значительное время потребляющими и включают в себя подготовку значительной пробы.
Цементы, которые образуются вокруг и между минералами в верхней зоне, захватывают переменные количества воздуха и воды в текучие включения. Петрографическая идентификация включений, имеющих переменные количества воздуха и воды, может поэтому также использоваться для идентификации палеоверхних зон. Однако этот способ также потребляет очень много времени и требует подготовки значительного образца пробы.
Быстрый способ идентификации палеоверхних зон представлен автоматическими анализами летучих компонентов в текучих включениях согласно изобретению.
Включения, которые образуют верхние вмещающие породы, захватывают небольшие количества воздуха. Характеристичным газом в воздухе, который не встречается в подземной среде, является молекулярный кислород, аргон, ксенон и тому подобное, т. е. O2, Ar, Xe. Система автоматический пробоотборник/масс-спектрометр согласно изобретению быстро идентифицирует эти пробы, которые содержат эти молекулы во включениях. Верхние зоны, которые были идентифицированы таким образом, т.е. на основании присутствия кислорода, аргона или ксенона в текучих включениях, были подтверждены петрографическими и изотопными исследованиями.
Документирование палеоверхних зон является важным при разведке нефти и газа, поскольку это документирует палеообнаженные зоны. Региональное изучение палеообнажений может дать делимитацию (разграничение) палеобереговых линий, а также палеотопографию, так как горизонты воды следуют топографии. Знание палеотопографии может использоваться для разведки бассейнов углеводородов вдоль несогласных напластований. Далее палеообнаженные зоны часто являются либо зонами увеличения пористости, либо зонами разрушения пористости. Зоны увеличения пористости являются потенциальными бассейнами, а зоны разрушения пористости являются потенциальными перемычками. Поэтому способ быстрого и легкого идентифицирования палеообнаженных зон под землей предоставляет большое преимущество разведчикам нефти и газа.
Обратимся теперь к фиг. 14, на ней показано изменение содержания аргона в массовом отношении включений 40/41+40 как функция глубины. Аргон имеет массу 40 и иногда маскируется благодаря наличию смежных углеводородных фрагментов. Поэтому один из этих фрагментов, такой как отношение 41 фрагмента ОМЗ, выбирается для сравнения для удаления в некоторой степени эффектов углеводородов из реагирования аргона при 40. Следует отметить присутствие двух положительных аномалий: зоны 158 между 13000 и 15000 футами и зоны 160 между 8500 и 9500 футами. Эти зоны также показывают высокую распространенность азота и молекулярного кислорода (каротаж не показан). Молекулярный кислород является газом, обнаруживаемым только на поверхности земли, и как таковой является прямым индикатором субаэрального обнажения. Азот является наиболее распространенным атмосферным газом и аргон является диагностическим меченым атмосферным газом. Содержания растворенных аргона, азота и кислорода в поверхностных водах очень низкие особенно по сравнению с атмосферными содержаниями. Эти две обогащенные аргоном зоны включений поэтому считаются индикаторами палеосубаэральных обнаженных поверхностей. Нижняя обнаженная зона 158 соответствует углеводородной перемычке (зона 152), показанной на фиг. 12. Поэтому эта поверхность показана как изолирующая обнаженную зону. Зона 160 обогащенных аргоном включений на глубине около 9000 футов имеет содержание метана, которое незначительно отличается от стратиграфически более высоких и более низких предкемберийских песков (см. фиг. 12). Эта зона показана как неизолирующая обнаженную зону.
Независимое подтверждение, которое было получено, указывает, что зоны 158 и 160 являются субаэральными обнаженными поверхностями. Нижняя зона 158 состоит из красного мелкозернистого песчаника с преобладанием в нем грязевых отложений. Красный цвет этого песчаника говорит об окисленной природе, согласующейся с обнаженной зоной. Мелкозернистая природа этого песчаника также согласуется с гипотезой изолирования. Керн из верхней зоны 160 исследовался и описывался как золовая последовательность, которая по определению является субаэральной обнаженной зоной. Если эти обнаженные зоны в поперечном направлении протяженные, тогда сигнатура их включений образует стратиграфический временной маркер в бассейне.
Пример III стратиграфический маркер кембрийского/предкембрийского и согласного напластования.
Обратимся теперь к фиг. 15, на ней показано изменение в содержании азота по отношению к CO2 в скважине. Разрыв или переход между двумя зонами обозначен под цифровой позицией 162 на глубине около 3000 футов в кембрийском-предкембрийском несогласном напластовании. Предкембрийские породы в зоне ниже разрыва 162 обогащены азотом по сравнению с кембрийскими породами выше разрыва 164. Это поведение обнаруживается повторно в палеозойных-предкембрийских несогласных напластованиях. На фиг. 16 показан тот же образец в другой скважине под цифровой позицией 164.
Анализы газово-жидких включений в буровых шламах указывают на палеозойско-предкембрийское несогласное напластование на основе содержания азота: предкембрийские седименты имеют обогащенные азотом включения, а палеозойские включения обеднены азотом и поэтому образуют предкембрийский стратиграфический маркер. Без ограничения изобретения этот гипотетический образец должен быть вызван взрывом жизни в начале плеозоя. Скопление чрезвычайно больших количеств боимассы привело к удалению азота из атмосферы и, следовательно, к снижению растворенного азота в водах, захваченных в текучие включения. Это может быть мировым стратиграфическим горизонтом.
Пример IV предкембрийский стратиграфический маркер гелий.
На фиг. 17 показано изменение содержания гелия включений в скважине. Измерение гелия под землей достигается путем использования отношения 4/4+2. Гелий и дейтерий оба содействуют пику при 4, но только водород содействует пику при 2. Распространенность дейтерия изменяется с распространенностью водорода. Поэтому отношение 4/4+2 может использоваться для устранения в некоторой степени эффекта дейтерия на пик при 4. Следует отметить, что содержание гелия увеличивается очень быстро в зоне 166 ниже 13000 футов. Аналогичные изменения происходят в скважинах, которые испытывались в отношении верхнего предкембрийского напластования в других скважинах мира. Содержание гелия такой величины не наблюдалось в анализах более молодых пород. В более молодых породах, которые имеют гелий в некоторых включениях, такие стратиграфически толстые обогащенные гелием секции не наблюдались. Подробные петрографические анализы песчаников из скважины не показывают заметных петрографических изменений, близких к резкому увеличению содержания гелия. Красные песчаники, имеющие гематитовый цемент, располагаются выше и ниже этого гелиевого перехода. Поэтому этот гелиевый маркер является предкембрийским стратиграфическим временным маркером.
Без ограничения изобретения это изменение в содержании гелия текучих включений предполагается как результат изменения состояний окисления земной атмосферы. Богатые гелием включения предположительно образуются в осадочных породах, осевших в то время, когда земная атмосфера была достаточно восстановлена, так что валентное состояние урана было таким, чтобы сделать его относительно нерастворимым в воде. При этих условиях уран должен бы был оседать как россыпь опорных пород. Уран, измененный первоначальным седиментом, мог образовать гелий с течением времени в результате радиоактивного распада. Этот гелий мог быть захвачен, когда текучие включения были однажды освобождены, или если были захвачены небольшие количества урана как твердотельные включения, гелий мог бы быть захвачен тем же включением. При более окисляющих атмосферных условиях уран мог бы растворяться в воде и не оседал бы как россыпь опорных пород. Поэтому богатые гелием включения не предполагаются.
Пример V идентификация ловушки и миграции.
Этот пример иллюстрирует использование стратиграфии газово-жидких включений для идентификации захватывающих и незахватывающих ловушек (здесь "ловушка" это полость в формации для скопления нефти и газа, обусловленная наличием сброса прим. переводчика).
Обратимся теперь к фиг. 18, на ней показана скважина 350 для испытания простой ловушки. Как показано, скважина имеет поперечные ловушки A и B (изображены стрелками 352, показывающими относительное движение разных пород 354), опуская нефть, захваченную в резервуарах R, доходящую до ловушки A. Неизвестно, является ли ловушка A захватывающей ловушкой.
Обратимся теперь к фиг. 21, на ней показано изображение каротажа 356 распространенности парафинов в текучих включениях как функции глубины смежной буровой скважины 350. Изобретение каротажа сглажено и обобщено для упрощения.
Между ловушками A и B кривая 356 показывает, что имеется зона относительно высокого содержания парафинов. Возврат к низким величинам парафинов над ловушкой A указывает, что ловушка A является захватывающей ловушкой. Возврат к низким величинам парафинов ниже ловушки B указывает, что ловушка B может быть траекторией миграции, по которой нефть мигрировала в ловушки R.
Пример VI трудноразличимые стратиграфические ловушки.
Этот пример показывает, что стратиграфия газово-жидких включений может использоваться для определения местоположения трудноразличимых стратиграфических ловушек в формации. Фиг. 20 представляет собой контурную карту структуры топографической верхней части производительной формации. В районе находятся производительные скважины NN 3, 4 и 5. Тройные графики, показывающие изменения в составах текучих включений в разных скважинах и вокруг месторождения на фиг. 20, показаны на фиг. 22. Эти тройные графики показывают относительные изменения масс 15 (метан), 44 (CO2) и 41 (нефтяной фрагмент). Интенсивность массы 41 умножается на коэффициент 10 перед построением графика. Следует отметить, что все производительные скважины N 3, N 4, N 5 в месторождении показывают очень похожие образцы составов текучих включений. Безрезультатная по падению скважина N 6 показывает составы текучих включений, также очень сходных с теми, которые имеются в месторождении. Скважины N 1, N 2 по восстанию барьера до линии 238 миграции углеводородов имеют составы включений, четко отличающиеся от составов включений производительных скважин N 3, N 4, N 5 в месторождении, но похожи друг на друга. Одна из этих двух скважин давала воду до нефти.
Месторождение могло быть обнаружено путем использования анализов текучих включений трех безрезультатных скважин, упомянутых выше. Сходство данных о включениях в скважинах N 1 и N 2 не создает уверенности в продолжении разведки недр в них. Однако заметное различие в составе включений в месторождении между двумя скважинами и скважиной N 6 показывает некоторый тип подземного химического уединения, говоря о возможности ловушки, что указывает на различие между этими типами скважин. В отличие от скважины N 6 разведка скважин N 1 и N 2 привела к открытию месторождения.
Обратимся теперь к фиг. 21, на ней показано процентное отношение CO2 к CO2 плюс метан во включениях в скважинах с N 1 по N 6. Скважины N 1 и N 2 похожи друг на друга, но отличаются от скважин N 3, N 4, N 5, которые полусхожи, и от скважины N 6. Если в течение времени, предшествующего открытию месторождения, скважины N 1, N 2 и N 6 были пробурены и признаны непроизводительными (как показано пунктиром на фиг. 21), анализ текучих включений согласно изобретению показал, что потенциальная ловушка существовала как отличие между этими скважинами на основании контрастирующих содержаний CO2 во включениях. Последующие бурения скважин N 2 и N 6 привело к открытию месторождения в скважине N 2.
На фиг. 23 показаны тройные графики фигуры 22, изображенные относительно карты 15а формации.
Пример VII стратиграфия текучих (газово-жидких) включений.
Тридцать завершенных скважин было проанализировано в зоне. Повторяющаяся стратиграфия текучих включений, т.е. разные зоны, имеющие характеристичные составы текучих включений, были видны во многих из этих скважин. Например, путем рассмотрения изменения парафинов относительно метана зоны с низким парафиновым содержанием оказались мелкие и глубокие, а зона с преобладающими парафинами оказалась на промежуточных глубинах. Богатая парафином зона была толщиной несколько тысяч футов. Пористые пески располагались вообще в, над и под этими зонами, богатыми парафинами. Таким образом, богатые парафинами зоны не совпадали с нормальной стратиграфией от скважины к скважине. Верхние части и нижние части этих богатых парафинами зон были обычно ограничены сбросами. В скважинах, имеющих признаки нефти, зоны нефтяных включений оказались расположенными на тысячи футов ниже самого глубокого сообщенного признака нефти.
Сходство этих образцов включений в целом от скважины к скважине говорит об общем генетическом процессе. Нижняя часть этих зон определена как метка траектории миграции базальных углеводородов в этой скважине и верхняя часть
как метка барьера для миграции углеводородов. Предполагается, что вертикальная миграция может происходить внутри этих зон.
Предварительные данные показывают, что траектория базальной миграции становится мельче и на восток и на запад от месторождения. Эти данные говорят, что системы специфических сбросов породы могут быть основными путями в месторождении. Траектория базальной миграции может использоваться для прогнозирования максимальной производительной глубины в зоне.
Пример VIII определение направления скоплений нефти путем измерения диффундированных ароматических углеводородов в текучих включениях.
Все различные отличительные признаки изобретения касаются по крайней мере частично стратиграфического картографирования подземных формаций, используя данные о составе летучих компонентов совокупных текучих включений. Гетерогенные смеси газов, как было показано, являются модным инструментом для картографирования и интерпретации подземной формации, инструментом, который дает возможность картографировать химические сосредоточения независимо от знания геологической структуры под землей, который значительно содействует интерпретации геологической структуры.
Ароматические углеводороды известны способностью диффундировать наружу из нефтяных скоплений, образующих градиент относительно содержания. Текучие включения образованы на имеющемся базисе. Это говорит о том, что измерение ароматических углеводородов в текучих включениях может использоваться для идентификации направления скопления нефти.
В отношении анализа известного скопления нефти с использованием изобретения определялись отношения толуола к толуолу плюс CO2 (представляет распространенность толуола). Результирующие данные показывают увеличение отношения толуол//толуол плюс CO2/ в направлении скопления нефти.
Этот пример показывает полезность изобретения для идентификации направления скоплений нефти.
Пример IX детектирование ловушки и бассейна на основании составов газово-жидких включений.
Этот пример показывает использование зон составов газово-жидких включений для картографирования конкретных месторождений.
Данные о составе газово-жидких включений, полученные из проб кернов и бурового шлама из пяти скважин в зоне, использовались для картографирования месторождения в соответствии с настоящим изобретением.
Подробное измерение кернов (одна проба на фут) из производительных и непроизводительных напорных пластов дают возможность графопостроения данных о составах газово-жидких включений, где изменения литологии и пористости хорошо известны. Обратимся к фиг. 24, на ней показан тройной график согласно изобретению CO2/CH4/H2S, показывающий образцы характеристичных составов в пористых песчаниках, сланцах и непористых песчаниках.
На фиг. 25 показан тройной график CO2/CH4/H2S, показывающий характеристичные составы включений в производительных и непроизводительных напорах. Эти данные указывают на адекватное химическое сосредоточение текучих включений в отношении использования анализа текучих включений в этом месторождении для различения этих геологических признаков.
Обратимся теперь к фиг. 26, на ней показано изображение каротажа согласно изобретению H2S (нормализованный относительно CO2) как функции глубины. Зоны с высоким содержанием H2S 270, 272, 274 обнаружены в надвиговых пропластках с хорошими признаками или производительными газовыми бассейнами. Графики H2S не дают отличия между экономическими и неэкономическими газовыми скоплениями в этом месторождении.
Обратимся теперь к фиг. 27, на ней показано изменение в отношении CO2/CO2 плюс CH4 в скважине. Аномалии CO2 в 276, 278, 280, 284 являются отрицательными и в интервалах песчаников, содержащих пористые зоны. Путем идентифицирования по подъему пористых зон идентифицированы новые зоны для проведения испытаний. Это показывает использование изобретения для определения местонахождения зон пористости.
Обратимся теперь к фиг. 28, на ней показаны изменения в отношении гелий //гелий плюс водород/. Положительные гелиевые аномалии в 286, 288, 290, 292 и 294 обнаружены путем сравнения с сейсмическими данными, которые оказываются в зонах ловушек бассейнов. Это показывает использование изобретения для содействия идентификации зон напоров.
Положительные гелиевые аномалии, происходящие в зонах ловушек бассейнов, происходят независимо от того, производительные или нет ловушки месторождений.
Этот пример показывает, что в отношении этого месторождения аномалии сероводорода происходят в производительных пропластках, аномалии углекислого газа происходят в пористых песчаниках и аномалии гелия происходят в солях взбросов.
Эти характеристичные сигнатуры текучих включений могут использоваться для картографирования этих зон в других скважинах в месторождении и могут быть обобщены в отношении других месторождений.
Пример X картографирование структурных особенностей на основании данных о составе газово-жидких включений.
Этот пример показывает использование зон составов газово-жидких включений для идентифицирования структурных особенностей в месторождении.
Семь скважин в зоне исследования были выбраны для анализа и тройные графики разных элементов выполнены для отличия друг от друга восходящей платформы, нисходящего лагунного известняка и пористой породы (заполненной газом или водой).
Текучие включения в породах восходящей платформы имеют относительно высокие насыщения метана.
Текучие включения в наполненных битумом наклонных фациях могут легко различаться по обогащению толуолом и сероводородом.
Текучие включения в лагунных известняках богаты углекислым газом и бедны метаном.
Текучие включения в кальците поздней стадии бедны метаном и богаты сероводородом или HCl плюс (больше соли).
Используя эти характеристические составы, месторождение может быть картографировано как функция идентифицированных зон.
В ходе реализации изобретения в его разных аспектах были решены многие проблемы.
Система была разработана для индивидуального дробления и анализа содержания включений множества проб. Дробление проб проводится в непрерывно поддерживаемом вакууме для ускорения обработки и обеспечения, чтобы вновь освобожденные летучие компоненты поглощались как можно меньше поверхностями, образовавшимися при дроблении. Разработано средство для удерживания множества проб изолированными друг от друга во время крошения каждой из них отдельно под вакуумом. Для эффективности система разработана для использования меньшего числа средств дробления для крошения проб, чем количество проб, и также средство для перемещения проб в положения для крошения. Система выполнена прочной достаточно для повторных использований. Освобожденные летучие компоненты быстро передаются на анализирующее средство для получения адекватной записи большинства всех элементов и соединений, присутствующих для картографирования зон химических включений подземной формации. Сами аналитические приборы были разработаны для детектирования низких количеств следов элементов и соединений, присутствующих в текучих включениях, которые, как показано выше, предлагают многие преимущества разведчикам нефти и газа. Большие количества результирующих данных о составе загружаются в память в форме с возможностью поиска. Результирующие данные, представляющие гетерогенные смеси элементов и соединений, освобожденных из многочисленных включений в каждой пробе, обрабатываются и интерпретируются, а разные изображения по глубине и аэральному местонахождению были образованы для содействия интерпретации и использованию данных.
Использование изобретения в его разных аспектах дает возможность проводить анализ и интерпретацию составов текучих включений в трех измерениях в формации земли, т.е. в вертикальном и горизонтальном направлениях. Стратиграфия газово-жидких включений седиментационных формаций была сопряжена с трудностями получения адекватных данных в отношении многочисленных микроскопических (типично менее 10 микрон) присутствующих текучих включений, которые ранее не пытались серьезно решить или рассмотреть другие разработчики.
Использование картографирования химических составов газово-жидких включений подземных формаций обеспечивает картографирование путей миграции нефти/газа, установление временных ограничений в отношении миграции нефти/газа, демонстрирование многих эпизодов миграции нефти и газа, местоположение перемычек (барьеров), местоположение ловушек, демонстрирование миграции текучих сред вдоль ловушек, местоположение несогласий, местоположение палеообнаженных поверхностей (палеоверхние зоны), прогнозирование теплового обнажения (созревание и катогенез углеводородов) и создание горизонтов времени (стратиграфические временные маркеры) в разных осадочных породах. Многие другие преимущества могут быть получены.
Стратиграфия текучих включений согласно изобретению является быстродействующим способом, основанным на анализе сотен или тысяч проб в день состава летучих компонентов текучих включений. Эта скорость и легкость получения данных делают возможным этот тип исследований.
Изобретение описано в виде предпочтительных вариантов реализации и специфических применений, но оно этим не ограничивается, а ограничивается только прилагаемой здесь формулой изобретения и охватывает весь диапазон эквивалентных технических решений, допускаемых законом.
Использование: при проведении геохимических поисков залежей нефти и газа и при изучении по составу газово-жидких включений путей миграции флюидов в горных породах. Сущность изобретения: отбирают пробы горных пород, после механической или термомеханической дегазации каждой пробы в вакуумной установке определяют на масс-спектрометре состав выделившихся газов по величине отношения массы к заряду (ОМЗ), разделяют их на группы палеоатмосферных, неорганических газов, органических соединений и по расположению зон распространения выделенных групп газов и по значениям концентраций газов судят о наличии структурных элементов, характеризующихся скоплениями нефти и газа. Для анализа газов используется устройство, содержащее вакуумную камеру, в которой расположен карусельный держатель образцов, не менее двух бойков для нанесения удара по образцам с целью разрушения образца и освобождения газов из газово-жидких включений. Вакуумная камера соединена с группой масс-спектрометров, которых должно быть не менее двух, и снабжена приводами для вращения карусельного держателя и для нанесения бойком удара по образцу. Устройство снабжено блоком управления. 2 с. и 9 з.п. ф-лы, 2 табл., 28 ил.
| Печь для непрерывного получения сернистого натрия | 1921 |
|
SU1A1 |
| Способ геохимического поиска месторождений нефти и газа | 1985 |
|
SU1249617A1 |
| Печь для непрерывного получения сернистого натрия | 1921 |
|
SU1A1 |
| Аппарат для очищения воды при помощи химических реактивов | 1917 |
|
SU2A1 |
| Калюжный В.А | |||
| Основы учения о минералообразующих флюидах | |||
| - Киев, Наукова Думка, 1982, с | |||
| Пуговица | 0 |
|
SU83A1 |
