СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ, СВЯЗАННОЙ С ОРГАНИЧЕСКИМ ВЕЩЕСТВОМ, В СКВАЖИНЕ ИЛИ В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ
METHOD FOR DETERMINING POROSITY, ASSOCIATED WITH ORGANIC SUBSTANCE, IN A WELL OR IN A PRODUCTIVE STRATA

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001]
В настоящей заявке испрашивается приоритет в соответствии с 119 (e) Патентного закона США (Раздел 35 Свода федеральных законов США) по предварительной заявке на патент США № 62/219363, поданной 16 сентября 2015 года, которая включена в настоящий документ в полном объеме посредством ссылки.
[0002]
Настоящее изобретение относится к способу определения величины пористости, связанной с органическим веществом, в скважине или в продуктивных пластах. Настоящее изобретение также относится к системам для осуществления способов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0003]
Получение характеристик материнских пород является важным для оценки как традиционных, так и нетрадиционных продуктивных пластов. Органическое вещество осаждается и сохраняется на дне озер, морей и устьев рек. По мере накопления все большего и большего количества материала органическое вещество захоранивается, а тепло и давление, которые создаются в захоронении, превращают органическое вещество в геополимеры, такие как кероген и битум. Когда горные породы, содержащие органическое вещество, захоронены достаточно глубоко, эти горные породы подвергаются катагенезу, при котором температура начинает превращать кероген в битум и, в конечном итоге, в углеводороды, такие как нефть и газ. Горные породы, которые дают углеводороды, известны под названием материнских пород. Пористость в органическом веществе часто является преобладающим типом общего развития пористости в материнских породах. В связи с гидрофобной природой органического вещества органическая пористость, которую также можно назвать пористостью, связанной с органическим веществом (porosity associated with organic matter, ʺPAOMʺ), в большинстве случаев полностью занята углеводородами, в то время как вода находится во внутричастичных и в межзерновых порах неорганического материала.
[0004]
Морфология, генезис и распределение пор нанометрического размера в кремниевых аргиллитах миссисипского сланца Барнетт.
Предварительная классификация пор материнской породы в иловато-глинистых породах
От преимущественно нефтеносной материнской породы до газодобывающего сланцевого коллектора ̶ геологическая и петрофизическая характеристика нетрадиционных сланцевых газовых коллекторов
Нетрадиционные ресурсы стали основным источником добычи углеводородов в Соединенных Штатах и в других местах. В связи с тем, что появилось больше информации об этих богатых органическим веществом мелкозернистых горных породах, которые часто называют сланцем, стало очевидно, что одной из важных характеристик является количественное значение величины пористости вещества, которое возникло из того, что изначально было керогеном, битумом или другим твердым органическим веществом. Величина пористости в органическом веществе зависит от степени его термической зрелости и итогового разложения органического вещества во время процесса образования углеводородов. В результате анализа изображений подвергнутого ионной обработке вещества, полученных с помощью сканирующего электронного микроскопа (Scanning Electron Microscope, SEM) с высоким разрешением, исследователи обнаружили, что пространство пор сланца может быть в целом разделено на три типа: межкристаллитное, внутригранулярное, и связанное с органическим веществом. Например, Loucks, R.G. и др. 2009,  Журнал исследований осадочных пород, т. 79, с. 848-861, DOI: 10.2110/jsr.2009.092; Loucks, R.G. и др. 2010, , Труды Ассоциации геологических обществ побережья Мексиканского залива, т. 60, с. 435-441; Passey, Q.R., и др., 2010, , Общество инженеров-нефтяников Американского института горных инженеров (Society of Petroleum Engineers, SPE), Китайское нефтяное общество и общество инженеров-нефтяников. Международная конференция и выставка по нефти и газу в Китае, 8-10 июня, Пекин, Китай, номер реферата статьи SPE 131350, 29 с., DOI: 10.2118/131350-MS.
[0005]
Было проведено наблюдение за развитием пористости в органическом веществе, а также были выполнены расчеты площади поверхности органических пор на основе анализов изображений SEM таких подвергнутых ионной обработке веществ. Опора на анализы изображений SEM подвергнутых ионной обработке веществ для поочередной оценки геологических проб для вычисления величины PAOM может быть проблематичной, так как этот подход может отнимать много времени и быть дорогостоящим.
[0006]
Не существует надежного метода для вычисления величины PAOM с помощью наиболее распространенных данных каротажа скважины или исходя из данных сканирования керна методом компьютерной томографии (КТ).
[0007]
Обработка данных каротажа скважин является общепринятой и важной частью оценки продуктивных углеводородных пластов для определения величины пористости, содержания нефти, газа и воды. Существует множество методов для вычисления величины общей и эффективной пористости, исходя из электрического сопротивления, объемной плотности, пористости по данным нейтронного каротажа и других измерений, полученных при обработке данных каротажа. Несмотря на это, сланцевые скважины представляют особенно сложную проблему для обработки данных каротажа скважин, потому что многие традиционные методы, которые работают в случае песчаников и карбонатов, плохо работают в случае органогенных сланцев. Не существует надежного метода для вычисления PAOM, исходя из обычных данных каротажа скважины. При условии получения диаграмм каротажа скважин с применением некоторых новейших технологий, таких как, например, ядерный магнитный резонанс или измерение диэлектрических свойств, существует теоретическая возможность для вычисления величины PAOM. Однако эти данные часто являются либо недоступными, либо ненадежными в сланцевых пластах, а также являются более дорогими, чем обычные данные каротажа, такие как стандартный каротаж, состоящий из 3-х методов: индукционного, плотностного и нейтронного каротажа.
[0008]
В последнее время были разработаны способы расчета пористости, содержания глины, содержания органических веществ и других свойств продуктивного пласта, исходя из результатов измерения объемной плотности методом плотностного гамма-гамма каротажа (RHOB) и фотоэлектрического эффекта (PEF) в результате рентгеновской компьютерной томографии плюс исходя из данных спектрального гамма-каротажа на образцах керна. Это предполагает интеграцию нескольких различных форм анализа, как в частности, в опубликованной патентной заявке США №2013/0182819 A1. Несмотря на это, не существует известного способа для вычисления величины PAOM для любого местоположения по всей длине полноразмерного керна из доступных данных, таких как объемная плотность, PEF и данные спектрального гамма-каротажа.
[0009]
3
Было предложено уравнение для прямого вычисления величины PAOM с помощью других установленных значений параметров. Предложенное уравнение для вычисления величины PAOM было выражено в виде: органическая пористость (% объема породы)=TR(фракция)*HI (мг/гTOC)*TOC(%вес.)*2,5/1,2/1150, в котором TR представляет собой коэффициент трансформации (фракция лабильного керогена, которая уже перешла в нефть), при этом HI представляет собой водородный индекс незрелого керогена, при этом TOC представляет собой первоначальное общее содержание органических углеводородов, при этом постоянная 2,5 представляет собой плотность породы, при этом 1,2 представляет собой плотность керогена в г/см, а 1150 представляет собой эквивалент HI углеводородов. Приведенное выше уравнение основано на геохимических данных и нескольких допущениях. Главной неизвестной в этом уравнении является TR. Для того, чтобы получить значение для TR, необходимо знать количество поддающегося превращению керогена, который уже превратился в углеводород. Такое определение поддающегося превращению керогена является нелегким и, как правило, требует знания общего содержания органических углеводородов TOC незрелого керогена в определенном месте. Данные о незрелом керогене, как правило, недоступны, и TR не просто определить количественно. В патентной заявке США № 2014/0052420 A1 уровень зрелости пробы породы может быть оценен с помощью вычисления коэффициента преобразования (CR) как PAOM/(PAOM+OM), при этом CR может быть напрямую увязан со значением уровня зрелости пробы породы.
[0010]
Желательно иметь способ, который может быть использован для более быстрого определения величины PAOM для геологических проб, полученных из перспективной скважины или перспективного пласта в направлении глубины по вертикали или в направлении по горизонтали, или надежным образом как для ствола скважины, так и для продуктивного пласта. Кроме того, желательно иметь такой способ определения величины PAOM, который может использовать более легкодоступные или широкодоступные данные каротажа скважины или данные снимков компьютерной томографии.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011]
Отличительным признаком настоящего изобретения является создание усовершенствованного способа оценки величины пористости, связанной с органическим веществом геологического материала.
[0012]
Другим отличительным признаком настоящего изобретения является включение указанного способа в процесс оценки потенциала добычи скважины или продуктивного пласта.
[0013]
Дополнительным отличительным признаком настоящего изобретения является система для осуществления таких определений.
[0014]
Другим отличительным признаком настоящего изобретения является создание машиночитаемого носителя с программным продуктом для компьютера, реализованным в нем, который может быть запущен на одном или нескольких процессорах компьютера для выполнения вычислений и получения результатов указанных способов.
[0015]
Для достижения этих и других преимуществ и в соответствии с целями настоящего изобретения, как осуществлено и в общих чертах описано в настоящем документе, настоящее изобретение относится, в частности, к способу оценки величины пористости, связанной с органическим веществом в скважине или продуктивном пласте, включающему (a) получение изображений с помощью сканирующего электронного микроскопа (SEM) или сканирующего электронного микроскопа со сфокусированным ионным пучком (FIB-SEM) для множества проб горных пород, полученных из скважины или продуктивного пласта, например, образцов из полноразмерного керна, керна из стенки ствола скважины, обломков выбуренной породы или из другого источника; (b) определение величины пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) при помощи изображений SEM или FIB-SEM; (c) определение максимального коэффициента кажущейся трансформации (ATR) для множества образцов горных пород с использованием уравнения (1): ATR=PAOM/(PAOM+OM), в котором величины PAOM и OM определяются в (b); (d) подбор аппроксимирующей кривой отношения величины PAOM к PHIT и TOC по меньшей мере для трех точек данных, получаемых в (b), для получения по меньшей мере одного из уравнений математической функции или графика зависимости (2) из вышеуказанного; (e) определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) для образца в местоположении вдоль по длине подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна скважины или продуктивного пласта; (f) вычисление первой величины PAOM для пробы подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна с использованием уравнения математической функции или графика зависимости (2), полученного с использованием величины общей пористости (PHIT), и содержания (TOC) органического вещества (OM), определенного в (е); (g) вычисление второй величины PAOM для пробы подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна с использованием уравнения (3): PAOM=ATR × OM/(1-ATR), в котором значение ATR определяется в (c), а величина OM определяется в (e); (h) сравнение первой величины PAOM, вычисленной из (f), со второй величиной PAOM вычисленной в (g); и (i) выбор первой вычисляемой величины PAOM, если не выполняется условие, согласно которому первая величина PAOM является большей, чем вторая величина PAOM, при котором выбирается вторая величина PAOM.
[0016]
Кроме того, настоящее изобретение относится к способу оценки потенциала добычи скважины или продуктивного пласта, включающему указанные этапы (a)-(i) и следующий этап (j), включающий оценку потенциала добычи скважины или продуктивного пласта, основанную по меньшей мере частично на выбранной первой или второй величине PAOM в (i).
[0017]
Кроме того, настоящее изобретение относится к системе для оценки величины пористости, связанной с органическим веществом в скважине или продуктивном пласте, содержащей (a) SEM или FIB-SEM, выполненные с возможностью сканирования множества проб пород, полученных для получения из них оцифрованных изображений; (b) одну или большее количество компьютерных систем, выполненных с возможностью (i) определения величины пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) с помощью оцифрованных изображений, (ii) определения максимального коэффициента кажущейся трансформации (ATR) для множества образцов горных пород с использованием уравнения (1): ATR=PAOM/(PAOM+OM), в котором величины PAOM и OM определяются в (i); (iii) подбор аппроксимирующей кривой отношения величины PAOM к PHIT и TOC по меньшей мере для трех точек данных, получаемых в (i), для получения из них по меньшей мере одного из уравнений математической функции или графика зависимости (2); (iv) определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) для образца в местоположении вдоль по длине подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна скважины или продуктивного пласта; (v) вычисление первой величины PAOM для пробы подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна с использованием уравнения математической функции или графика зависимости (2), полученного с использованием величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM), определенного в (iv), (vi) вычисление второй величины PAOM для пробы подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна с использованием уравнения (3): PAOM=ATR × OM/(1-ATR), при этом значение ATR определяется в (ii), а величина OM определяется в (iv), (vii) сравнение первой величины PAOM, вычисленной из (v), со второй величиной PAOM вычисленной в (vi), (viii) выбор первой вычисленной величины PAOM, если не выполняется условие, согласно которому первая величина PAOM превышает вторую величину PAOM, при котором выбирается вторая величина PAOM, и в качестве варианта дополнительная (ix) оценка потенциала добычи скважины или продуктивного пласта, основанная по меньшей мере частично на выбранной первой или второй величине PAOM в (viii); и (c) по меньшей мере одно устройство для визуального отображения данных, выполнения печати или сохранения результатов этих вычислений.
[0018]
Настоящее изобретение также относится к энергонезависимой компьютерной машиночитаемой среде с программным продуктом для компьютера, реализованным в ней таким образом, что при выполнении на процессоре в устройстве со встроенным компьютером он осуществляет способ для выполнения вычислений одного или большего количества или всех из перечисленных этапов указанных способов.
[0019]
Следует понимать, что как приведенное выше общее описание, так и последующее подробное описание являются только иллюстративными и пояснительными и предназначены для предоставления дополнительных разъяснений в рамках заявленного изобретения.
[0020]
Сопроводительные графические материалы, которые включены в настоящий документ и составляют его часть, иллюстрируют различные детали настоящего изобретения и вместе с описанием служат для объяснения принципов настоящего изобретения. Детали, изображенные на графических материалах, не обязательно вычерчены в масштабе. Аналогично пронумерованные элементы на разных фигурах представляют собой аналогичные компоненты, если не указано иное.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0021]
На фиг. 1 проиллюстрирован график, демонстрирующий данные по величине пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), полученные с помощью двумерных изображений SEM, деленные на величину общей пористости (PHIT), полученной с использованием SEM, который построен в зависимости PAOM/ PHIT от содержания (TOC) органического вещества (OM), и калибровочную кривую, основанную на подборе аппроксимирующей кривой в соответствии с одним из примеров настоящей заявки.
[0022]
На фиг. 2 проиллюстрирован график, демонстрирующий данные по ATR (%), построенный в зависимости от объема органического вещества OM в % об., и максимальное значение ATR («Max ATR»), определенное с использованием данных в соответствии с одним из примеров настоящей заявки.
[0023]
На фиг. 3 проиллюстрировано изображение пространства поры, включенного в изолированную часть разбитого на сегменты двухмерного изображения SEM пробы, в котором проиллюстрирован периметр пор, который частично ограничен органическим веществом и частично ограничен минералом в соответствии с одним из примеров настоящей заявки.
[0024]
На фиг. 4 проиллюстрирована блок-схема процесса определения величины пористости, связанной с органическим веществом для скважины или продуктивного пласта в соответствии с одним из примеров настоящей заявки.
[0025]
На фиг. 5 проиллюстрирован схематическое изображение системы в соответствии с одним из примеров настоящей заявки.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0026]
Настоящее изобретение относится, в том числе, к усовершенствованному способу определения величины пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), в скважине или в продуктивном пласте. Способ в соответствии с настоящим изобретением может позволить сравнительно быстрым и надежным образом осуществить оценку значений величины PAOM для пробы в любом месте по длине ствола скважины или керна, полученного из продуктивного пласта. С использованием типов пород для данной скважины или продуктивного пласта формируется калибровочная кривая, которая математически устанавливает зависимость значений величины PAOM от доли органического вещества (ОМ) (связанное с содержанием органического вещества ʺTOCʺ) и общей кажущейся пористости (PHIT). Для оценки величины PAOM в продуктивных пластах с низкой долей OM значения величины PAOM с математической точки зрения находятся в зависимости от максимального значения кажущейся трансформации (ATR) и от доли органического вещества (OM), что является альтернативным решением по отношению к использованию калибровочной кривой. С помощью калибровочной кривой или альтернативной математической зависимости данные каротажа скважины или данные компьютерной томографии керна могут быть использованы при осуществлении способа по настоящему изобретению для надежного вычисления значений величины PAOM для проб из других мест на всем протяжении одного и того же керна или других мест в таком же или подобном стволе скважины или продуктивном пласте. Эти расчеты величины PAOM для других проб с помощью калибровочной кривой или альтернативной математической зависимости могут быть интерполяционными или экстраполяционными. Широко используемые способы каротажа скважины или компьютерной томографии керна или другие их типы могут быть адаптированы для использования при осуществлении способа по настоящему изобретению. Доля органического вещества (OM) (или ʺTOCʺ) и значения величины общей кажущейся пористости (PHIT), как правило, могут быть определены с помощью широко используемых технологий каротажа скважины или компьютерной томографии керна, в то время как надежные значения величины PAOM не являются непосредственно доступными при использовании таких методов. Способы каротажа скважины или компьютерной томографии керна, которые могут быть использованы для определения доли органического вещества (OM) (или ʺTOCʺ) и значения величины общей кажущейся пористости (PHIT) пробы, могут быть использованы для обеспечения входными данными указанных калибровочной кривой и математической зависимости, которые используются для вычисления величины PAOM пробы в соответствии со способом по настоящему изобретению. Способ по настоящему изобретению может уменьшить необходимость анализа изображений SEM при определении значений величины PAOM для проб, расположенных на всем протяжении керна или ствола скважины. Способ также может быть использован для определения величины PAOM проб в перспективной скважине или в перспективном продуктивном пласте в направлении глубины по вертикали или в направлении по горизонтали, или в обоих направлениях ствола скважины или продуктивного пласта. Способ может быть использован для оценки потенциала добычи скважины или продуктивного пласта.
[0027]
Предлагаемое настоящим изобретением решение для указанных ранее проблем при определении величины PAOM для материнских пород может начинаться с получения большого количества двухмерных изображений SEM или трехмерных изображений FIB-SEM, содержащих органические вещества типов пород, полученных из материнской породы данной скважины или данного продуктивного пласта. Материнской породой может быть полноразмерный керн, вырезанные из стенок скважины образцы, обломки выбуренной породы или другие скважинные материалы или пластовые породы, которые предпочтительно берутся с известной глубины или с известного интервала глубин. Например, если материнская порода является полноразмерным керном, то полноразмерный керн может быть керном, подвергнутым компьютерной томографии, а изображение, полученное при компьютерной томографии, может быть использовано для определения и отбора дополнительных проб, таких как образцы, которые извлекаются из полноразмерного керна и которые содержат целый ряд различных органических составляющих. Предпочтительно отбираются дополнительные пробы, которые имеют относительно более высокое содержание органических веществ. Могут быть отобраны дополнительные пробы, которые содержат от приблизительно 1% до приблизительно 40%, или от приблизительно 2% до приблизительно 30%, или от приблизительно 4% до приблизительно 20% органических составляющих (OM или TOC, % об.) или другие диапазоны. Дополнительные пробы после извлечения из полноразмерного керна могут быть просканированы с помощью SEM для того, чтобы обеспечить их двумерное цифровое изображение. В качестве альтернативного варианта дополнительные пробы могут быть сначала просканированы с помощью SEM для получения двухмерного изображения, используемого с целью выбора участка для сканирования с более высоким разрешением с использованием FIB-SEM, который используется для создания трехмерного объемного изображения. Как только эти изображения будут получены, обработаны и разбиты на сегменты (сегментированы), их можно использовать для получения количественных значений величины пористости, доли органического вещества (ОМ) и PAOM. В качестве варианта изображения SEM или FIB-SEM могут быть переведены в серую шкалу и сегментированы для распределения минимальных элементов изображения (пикселей) на разные фазы, включая, например, поры, органическое вещество, минерал и пирит (или минеральный материал с высокой плотностью). Участки пор с PAOM в изображениях могут быть распознаны путем определения всех пор в сегментированном изображении или в изображениях, которые непосредственно ограничены (окаймлены) по меньшей мере частично органическим веществом по меньшей мере в предварительно выбранном процентном содержании. Для изображений SEM это определение может быть сделано на основе программы просмотра на экране двухмерных срезов, полученных при сканировании пробы. Определение материалов органических веществ и неорганических веществ, которые ограничивают поры, может быть выполнено автоматически или вручную. Так как изображение может быть разбито на сегменты, в которых все пиксели могут быть классифицированы как пространство поры, органическое вещество, минерал или пирит, то можно определить внешний периметр пространства поры, а типы непосредственно прилегающего материала могут быть определены по всему периметру пористого пространства. Может быть определена общая длина периметра пространства поры и может быть определено наличие непосредственно прилегающего органического вещества и процент общей длины периметра поры, который имеет непосредственно примыкающее к нему органическое вещество. На фиг. 3 проиллюстрировано изображение пространства поры 301, включенного в изолированную часть 300 сегментированного двухмерного изображения SEM пробы, которое имеет периметр 302 поры (жирная линия), который частично ограничен органическим веществом 303A и 303B на соответствующих участках 304А и 304В длины периметра 302 поры и частично ограничен минералом 305A и 305B на соответствующих участках 306A и 306B длины периметра 302 поры. Участки 303А и 303В обозначают участки органического вещества, которые непосредственно ограничивают пространство поры 301 и определяют соответствующие участки общей длины всего периметра 300 поры. Пространство поры на фиг. 3 показано исключительно в иллюстративных целях и пространства пор могут иметь другие геометрические параметры. Органическое вещество может частично или полностью ограничивать или окружать пространство поры.
[0028]
Предварительно выбранное процентное содержание ограничивающего поры материала, который должен быть органическим веществом когда речь идет о пространстве поры, которое должно обозначаться как PAOM, представляет собой значение, которое может быть различным в зависимости от оцениваемого продуктивного пласта. Например, для сланцевых продуктивных пластов предварительно выбранный процент общей длины периметра пространства поры, который должен иметь непосредственное примыкающее органическое вещество когда речь идет о пространстве поры, которое должно обозначаться как PAOM, может быть выбран таким, чтобы быть по меньшей мере 5%, или по меньшей мере 10%, или по меньшей мере 20%, или по меньшей мере 25%, или по меньшей мере 30%, или по меньшей мере 40%, или по меньшей мере 50%, или по меньшей мере 60%, или по меньшей мере 70%, или по меньшей мере 75%, или по меньшей мере 80% или по меньшей мере 90% вплоть до 100% или другими положительными значениями. Величина общей площади PAOM пробы определяется как сумма величин отдельных площадей пор, классифицированных как PAOM, то есть как сумма величин отдельных площадей всех пор в двухмерном изображении, которые соответствуют критерию классификации для PAOM. Величина PHIT определяется из изображения как общая площадь всех пор, независимо от того, какой вид материала или материалов ограничивает пору. Объемы трехмерных изображений FIB-SEM могут быть компонентами серии двухмерных изображений SEM, отснятых при последовательном экспонировании поверхностей на все больших глубинах по направлению внутрь пробы. В отношении объемов трехмерных изображений FIB-SEM классификация PAOM может обуславливаться в зависимости от всей поверхности, которая частично или полностью окружает каждую поры. Участки пор с PAOM в объеме трехмерного изображения могут быть распознаны путем определения всех пор в сегментированном объеме изображения, которые непосредственно ограничены (окаймлены) по меньшей мере частично органическим веществом по меньшей мере в предварительно выбранном процентном содержании. Например, вся площадь поверхности твердого материала, который окружает пору в трех измерениях, может быть проанализирована для определения в нем количества органического вещества. Если это количество соответствует предварительно выбранному критерию, то пора обозначается как PAOM, а ее объем объединяется с объемом остальных пор, которые были классифицированы как PAOM для определения общей величины PAOM. Величина PHIT может быть непосредственно определена из изображения как общий объем всех пор независимо от того, какой вид материала ограничивает пору. Доля органического вещества OM является связанной с TOC и иногда используется взаимозаменяемо с TOC. Величины OM или TOC могут быть непосредственно определены из сегментированных изображений.
[0029]
Из этих данных, полученных с помощью изображений SEM, "коэффициент кажущейся трансформации" (ATR) также может быть вычислен с использованием полученных значений величин PAOM и OM, которые представляют собой количество, указывающее на то, сколько исходного твердого органического вещества было преобразовано или трансформировано в пористое пространство. Данные по ATR для SEM и FIB-SEM определяются уравнением (1) в следующей форме:
ATR=PAOM/(PAOM+OM).
[0030]
В способе по настоящему изобретению ATR является поддающимся количественной оценке на любой пробе или группе проб, которые могут быть получены из конкретной интересующей скважины. Для этого нужно только сегментировать изображения SEM на органическое вещество, пористость и минералы, а затем определить, какая часть пористости ограничена органическим веществом по сравнению с той частью, которая ограничена твердыми зернами для получения значений величины PAOM и соответствующих значений OM для проб.
[0031]
Отношение, в котором PAOM делится на общую видимую пористость PAOM/PHIT, также может быть вычислено, при этом PHIT представляет собой сумму PAOM плюс внутри- и межзернистая пористость. Отношение пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), к общей пористости (PHIT) может определять степень насыщенности углеводородами.
[0032]
b
x
a
a
b
Следующий этап способа по настоящему изобретению включает в себя вычисление некоторых эмпирических закономерностей, средних и максимальных значений для данных SEM и их использование для расчета того, каким образом величина PAOM связана с эффективной или общей пористостью изображения, органическим веществом и, возможно, содержанием глины. Например, данные двухмерных изображений SEM для одной скважины показывают такую закономерность, которая проиллюстрирована на фиг. 1. На фиг. 1 величины PAOM, полученные с помощью двумерных изображений SEM, деленные на величину общей SEM пористости (PHIT), построены в зависимости от содержания ОМ (TOC) (% об.). Экспериментальные точки составляют кривую, пригодную для получения на ее основе калибровочной кривой. Подбор аппроксимирующей кривой по экспериментальным точкам, порядок которого указан в данном документе, относится к процессу построения кривой или математической функции, которая наилучшим образом подходит для ряда экспериментальных точек, возможно, при некоторых ограничениях. Для подбора аппроксимирующей кривой по экспериментальным данным на фиг. 1 используется логарифмический способ сглаживания, с помощью которого можно делать вычисления для подбора методом наименьших квадратов промежуточных точек путем использования следующего общего уравнения: y=ln+,в котором и  представляют собой постоянные величины, а ln представляет собой функцию натурального логарифма. Эта модель требует соблюдения условия x > 0 для всех экспериментальных точек. Для этого вычисления может быть использован метод нелинейной регрессии. Статистические математические методы для подбора аппроксимирующей кривой по экспериментальным данным являются общеизвестными и могут быть реализованы с помощью доступного компьютерного программного обеспечения. В качестве альтернативного варианта значения величины PAOM, полученные с использованием трехмерных данных FIB-SEM и деленные на общую пористость SEM, могут быть построены в виде графика в зависимости от величины содержания OM (TOC). Эти экспериментальные точки также могут составлять кривую, пригодную для получения на ее основе калибровочной кривой.
[0033]
Одна или обе эти закономерности могут быть использованы для вычисления величины PAOM из более легко определяемых общей пористости (PHIT) и TOC, которые, как правило, интерпретируются исходя из данных каротажа или вычисляются из данных рентгеновской компьютерной томографии плюс из данных спектрального гамма-каротажа. Общая формула для этого вычисления представляет собой уравнение (2):
PAOM=PHIT*a*(Ln (OM)+b)
в котором a и b являются эмпирическими коэффициентами. Уравнение (2) представляет собой полиномиальное уравнение первой степени.
Следует отметить, что это логарифмическое уравнение является лишь одной возможной функциональной формой, которая может использоваться для подбора данных. Могут быть использованы также другие формы в зависимости от особенностей данных.
[0034]
Другим возможным методом является вычисление максимального значения ATR и после этого вычисление величины PAOM, исходя из следующего уравнения (3):
PAOM=ATR*OM/(1-ATR).
[0035]
Согласно наблюдениям, уравнение (2) может преувеличивать величину PAOM в продуктивных пластах с низким низких содержанием ОМ, и что значение ATR может существенно меняться при переходе от одной глубины к другой, что приводит к дополнительному разбросу значений результатов, полученных из уравнения (3). В связи с этим предлагается метод, который объединяет эти два уравнения таким образом, что величина PAOM вычисляется из уравнения (2), за исключением тех случаев, когда оно превышает значение величины, вычисленное из уравнения (3), и в этом случае используется значение из уравнения (3). В этом случае максимальное значение ATR определяется из всех проб из данной скважины или данного продуктивного пласта с помощью кривой, аппроксимирующей значения ATR (%) и данные по величине OM в % об. и определяющей максимальное значение ATR на линии подбора кривой, где она проходит между нулевым значением величины OM в % об. и наибольшим значением величины OM в % об. в нанесенной на график экспериментальной точке (например, 26% на фиг. 2), а затем используют это максимальное значение для ATR в уравнении (3) при определении величины PAOM для новых проб. Демонстрация этого метода проиллюстрирована на фиг. 2. На этой иллюстрации линия подбора кривой представляет собой полиномиальное уравнение первой степени. Как показано штрихованной горизонтальной линией на фиг. 2, значение ATR около 0,40 является максимальным значением ATR на линии подгонки кривой на основе экспериментальных точек, нанесенных на этой фигуре.
[0036]
Подвергнутые ионной обработке данные SEM или FIB-SEM могут не потребоваться для каждой отдельной скважины, если имеются достаточные данные из других скважин в конкретном бассейне или продуктивном пласте. В связи с этим значения, используемые в уравнениях (2) и (3), можно получить из предыдущего анализа аналогичных типов пород. Следует отметить, что если бы наблюдались другие закономерности в данных, таких как отношения между величиной PAOM и содержанием глины, или между величиной PAOM и данными гамма-каротажа, то эти закономерности также могли бы быть использованы для уточнения обусловленного этим ожидаемого значения PAOM.
[0037]
Не существует известного способа для вычисления величины PAOM по всей длине полноразмерного керна из доступных данных, таких как объемная плотность, PEF и спектральные данные гамма-каротажа. Предлагаемый способ обеспечивает решение, которое основано на наблюдениях, полученных с помощью подвергнутых ионной обработке двухмерных данных SEM или трехмерных данных FIB-SEM. Также не существует широко доступного метода для вычисления величины PAOM, исходя из обычных данных каротажа скважины. Если бы были получены диаграммы каротажа скважины с применением некоторых новейших технологий, как например ядерный магнитный резонанс или измерение диэлектрических свойств, то было бы возможным вычислить величину PAOM, однако эти данные часто являются либо недоступными, либо ненадежными в сланцевых пластах, а также являются более дорогими, чем обычные данные каротажа, такие как стандартный каротаж, состоящий из 3-х методов: индукционного, плотностного и нейтронного каротажа.
[0038]
Вычисление величины PAOM вдоль по длине пробы керна или подвергнутого каротажу ствола скважины может помочь обнаружить нефть или газ в пласте и дать указание относительно будущего потенциала добычи скважины или продуктивного пласта. Эта информация может иметь большое значение для операторов нефтяных и газовых скважин и владельцев лицензий на добычу нефти и природного газа.
[0039]
На фиг. 4 проиллюстрирована последовательность операций процесса осуществления способа в соответствии с одним из примеров настоящей заявки. Способ проиллюстрирован на фигуре как процесс (400), который может включать этапы 401-415. Последовательность этапов обозначена стрелками на фигуре, и один или большее количество этапов может быть необязательным (в частности, этап 415) или может представлять предпочтительный вариант. Дополнительная информация об этих различных этапах способа демонстрируется в описаниях настоящего документа с дополнительной ссылкой на эту или другие фигуры. Как показано на фиг. 4, этапы 404 и 405, связанные с получением изображения FIB-SEM, могут быть обойдены по стрелке 4030, в зависимости от того, выбрано ли двухмерное или трехмерное изображение SEM для использования в способе.
[0040]
Процесс сегментирования, который может использоваться на этапе 406, может классифицировать отдельные элементы объемного изображения (воксели) как твердые, так и поры. Например, может быть создано двух- или трехмерное цифровое представление пробы (пористой среды), которое содержит один или много упорядоченных слоев вокселей, в которых каждый из вокселей может представлять собой пору (поровый воксель) или твердую частицу (зернистый воксель). Как указано, предпочтительным вариантом является, если в пористой среде пробы определяется более, чем один тип твердого материала, включая по меньшей мере органическое вещество и другие виды твердых материалов, таких как минерал и пирит (или в общем случае материал с высокой плотностью). Процесс сегментации требуется в связи с другой разрешающей способностью сканера по сравнению с размером зерен и пор в пористой среде. Для этой цели по мере необходимости может быть использован ряд методов для сегментации двухмерного или трехмерного изображения с серой тоновой шкалой. В качестве примера наборы данных об изображении могут быть проанализированы для выделения или сегментирования пикселей в двумерных изображениях с серой тоновой шкалой на разные фазы (например, пространство поры, органическое вещество, минерал или пирит в некоторых образцах горных пород) для того, чтобы сформировать базу анализируемых двухмерных изображений. Значение, приписываемое каждому пикселю двумерных срезов, как правило, представляет собой целое число, которое может изменяться, например, от 0 до 255, где 0, например, является чисто черным, а 255 является чисто белым. Такое целое число в большинстве случаев называется значением "серой шкалы". В приведенном примере числа в диапазоне от 0 до 255 могут быть связаны, например, с восемью цифровыми битами в цифровом слове, представляющем значение шкалы серого в каждом пикселе. Другие диапазоны шкалы серого могут быть связаны с более длинными или короткими цифровыми словами в других вариантах реализации настоящего изобретения, а диапазон чисел от 0 до 255 не предназначен для ограничения объема изобретения. В качестве варианта для целей моделирования процесса с использованием такого численного объекта (шкала серого) для образца породы выделение пикселей может включать выделение пикселей в изображениях для пространства пор, органических веществ, минерала или пирита путем определения, соответствует ли этот пиксель предварительно выбранным пороговым критериям на основе значений серой шкалы, предварительно выбранных для этих классов материалов в указанном порядке. Числовой объект может быть обработан, например, таким образом, чтобы все пиксели, выделенные для пространства пустот в образце горной породы (пространство пор), были представлены общим числовым значением, например, только нулями и всеми пикселями, связанными с органический веществом, минералом породы или пиритом, которые представлены различными (например, все более высокими) численными значениями, к примеру, значением или значением диапазона ближе к 255 для пирита (самый яркий), промежуточным значением или значением диапазона между значениями пирита и поры для минерала (следующий самый яркий) и органического вещества. Один из таких способов, например, описан Nur в патенте США № 6516080, полное содержание которого включено в настоящий документ посредством ссылки. Процессы сегментации, которые могут быть приспособлены для использования в настоящих способах, составляют патент США № 9064328 B2 и патент США № 8155377 B2, каждый из которых включен в данный документ в полном объеме посредством ссылки. Любой способ, способный создавать цифровое двухмерное или трехмерное изображение пористой среды, может быть достаточным для настоящего изобретения. Шкала серого является неограничивающим примером. Эти и другие методы и технические средства сегментации могут быть применены или адаптированы для использования в способе и системе настоящего изобретения.
[0041]
Материалы, также упоминаемые в настоящем документе как пробы, к которым может применяться настоящее изобретение, не обязательно являются ограниченными. Материалы могут быть пористыми геологическими материалами, такими как пористые горные породы, или их пробы или их дополнительные пробы. Виды горных пород, к которым может применяться способ в соответствии с настоящим изобретением, не обязательно являются ограниченными. Образец горной породы может быть, например, органической глинистой породой, сланцем, карбонатом, песчаником, известняком, доломитом или другими горными породами или любыми их комбинациями или другими видами. Любой источник пробы горной породы удобного физического размера и формы может использоваться при осуществлении настоящего изобретения. Микрокерны, дробленые или сломанные куски керна, обломки выбуренной породы, керны из стенки ствола скважины, карьерные породы, цельные неповрежденные горные породы и тому подобное могут обеспечить подходящие пробы горной породы в виде кусков или обломков для анализа с использованием способов в соответствии с настоящим изобретением.
[0042]
Как можно видеть, на фиг. 5, проиллюстрирована система 500, которая может быть применена для осуществления предложенных способов. Как показано в этом примере, трехмерные (3D) изображения пробы, полученной из источника, генерируются основным компьютерным томографом 501. Двухмерное изображение SEM пробы или проб, отличных от пробы, могут быть получены с использованием сканера 502 SEM. Ряд двухмерных изображений пробы может быть получен с помощью сканера 503 FIB-SEM, который может быть интегрирован в объем трехмерного изображения путем обработки изображений на сканере или на внешнем компьютере. Вывод 504 изображения основного компьютерного томографа и по меньшей мере один из двухмерных выводов изображения 505 сканера SEM, а также вывод трехмерного изображения 506 сканера FIB-SEM могут быть переданы на компьютер 507, который содержит программные инструкции для выполнения анализа изображения и указанных данных и анализа методом моделирования для того, чтобы генерировать выходные данные или результаты анализа пробы, которые могут быть переданы одному или большему количеству устройств 508, таким как дисплей, принтер, среда для хранения данных или их комбинации. Компьютерные программы, используемые для анализа изображений и для вычислений, могут быть сохранены как программный продукт по меньшей мере на одном энергонезависимом компьютере, который может использоваться в качестве среды 5007B для хранения данных (например, жесткий диск, устройство флэш-памяти, компакт-диск, магнитная лента или диск или другой носитель), связанный по меньшей мере с одним процессором 5007A (например, ЦП), который выполнен с возможностью выполнения программ, или эти программы могут быть сохранены на внешнем компьютере, который может использоваться как среда для хранения данных (не показан), который доступен для компьютерного процессора. Компьютер 507 может иметь в своем составе по меньшей мере один энергонезависимый блок памяти или устройство 5007C для хранения программ, входных данных и выходных данных, а также других результатов работы программ или их комбинаций. Устройство 508 для отображения вывода может быть, например, монитором дисплея, электронно-лучевой трубкой (ЭЛТ) или другими визуальными средствами отображения (не показаны). Компьютер 507 может иметь в своем составе один или большее количество системных компьютеров, которые могут быть реализованы как один персональный компьютер или как сеть компьютеров. Однако специалисты в данной области понимают, что реализация различных технологий, описанных в настоящем документе, может осуществляться с использованием других конфигураций компьютерных систем, включая серверы, использующие протокол передачи гипертекста (НТТР), ручные устройства, мультипроцессорные системы, потребительскую электронику на основе микропроцессоров или программируемую потребительскую электронику, сетевые ПК, миникомпьютеры, универсальные вычислительные машины и тому подобное. Блоки системы 500, включая сканеры 501, 502 и 503, компьютер 507 и выходной дисплей, принтер и/или устройство или среду 508 для хранения данных, могут быть связаны друг с другом для связи (например, для передачи данных и т.д.) через любые из проводных каналов связи, радиочастотных систем связи, телекоммуникаций, подключения к сети Интернет или других средств связи.
[0043]
Указанная система или устройство по настоящему изобретению могут быть пригодны для анализа материала в лаборатории в здании или в полевых условиях, как например, в подвижном транспортном средстве или механизме передвижения по земле или под землей.
[0044]
Настоящее изобретение включает следующие аспекты или варианты реализации или отличительные признаки в любом порядке и/или в любом сочетании:
1. Способ оценки величины пористости, связанный с органическим веществом в скважине или в продуктивном пласте, включающий:
(a) получение изображений с помощью сканирующего электронного микроскопа (SEM) или сканирующего электронного микроскопа со сфокусированным ионным пучком (FIB-SEM) для множества проб горных пород (например, двух или большего количества проб, как например 2-5 или большего количества, 2-10 или большего количества, 3-10 или большего количества, 5-15 или большего количества), полученных из скважины или продуктивного пласта;
(b) определение величины пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) с помощью изображений SEM или FIB-SEM (например, при помощи всех изображений или некоторых из изображений или одного из изображений);
(c) определение максимального значения коэффициента кажущейся трансформации (ATR) для множества проб горных пород с использованием уравнения (1): ATR=PAOM/(PAOM+OM), в котором величины PAOM и OM определяются в (b);
(d) подбор аппроксимирующей кривой отношения величины PAOM к величинам PHIT и TOC по меньшей мере для трех экспериментальных точек, полученных в (b) для получения по меньшей мере одного из группы, состоящей из уравнения математической функции или графика их зависимости (2);
(e) определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) для пробы (которая, например, может быть любой длины или размера) в местоположении вдоль по длине подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна скважины или продуктивного пласта;
(f) вычисление первой величины PAOM для пробы керна или подвергаемого каротажу ствола скважины с использованием уравнения математической функции или графика зависимости (2), полученного с использованием величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM), определенного в (e);
(g) вычисление второй величины PAOM для подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна с использованием уравнения (3): PAOM=ATR × OM/(1-ATR), в котором значение ATR определяется в (c), а величина OM определяется в (e);
(h) сравнение первой величины PAOM, вычисленной из (f), со второй величиной PAOM, вычисленной в (g); и
(i) выбор первой вычисленной величины PAOM, если не выполняется условие, согласно которому первая величина PAOM превышает вторую величину PAOM, при котором выбирается вторая величина PAOM.
2. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, при этом скважина или продуктивный пласт содержит сланец.
3. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, при этом множество проб горных пород в (a) являются пробами полноразмерных кернов, кернов из стенки ствола скважины, обломков выбуренной породы или карьерных пород.
4. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, в котором определение величины пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) в (b) включает сегментацию изображений SEM на органическое вещество и поры и количественное определение доли поры, которая ограничена органическим веществом по сравнению с долей, которая ограничена твердыми зернами.
5. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, при этом определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) в (e) включает интерпретацию величин PHIT и TOC с помощью данных каротажа скважины.
6. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, при этом определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) в (e) включает вычисление величин PHIT и TOC с помощью рентгеновской компьютерной томографии и данных спектрального гамма-каротажа.
7. Настоящее изобретение также относится к способу для оценки потенциала добычи скважины или продуктивного пласта, включающему:
(a) получение изображений с помощью сканирующего электронного микроскопа (SEM) или сканирующего электронного микроскопа со сфокусированным ионным пучком (FIB-SEM) для множества проб горных пород (например, двух или большего количества проб, как например 2-5 или большего количества, 2-10 или большего количества, 3-10 или большего количества, 5-15 или большего количества), полученных из скважины или продуктивного пласта;
(b) определение величины пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) с помощью изображений SEM или FIB-SEM (например, при помощи всех изображений или некоторых из изображений или одного из изображений);
(c) определение максимального значения коэффициента кажущейся трансформации (ATR) для множества проб горных пород с использованием уравнения (1): ATR=PAOM/(PAOM+OM), в котором величины PAOM и OM определяются в (b);
(d) подбор аппроксимирующей кривой отношения величины PAOM к величинам PHIT и TOC по меньшей мере для трех экспериментальных точек, полученных в (b) для получения по меньшей мере одного из группы, состоящей из уравнения математической функции или графика их зависимости (2);
(e) определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) для пробы (которая, например, может быть любой длины или размера) в местоположении вдоль по длине подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна скважины или продуктивного пласта;
(f) вычисление первой величины PAOM для пробы подвергаемого каротажу ствола скважины пробы керна или с использованием уравнения математической функции или графика зависимости (2), полученного с использованием величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM), определенного в (e);
(g) вычисление второй величины PAOM для подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна с использованием уравнения (3): PAOM=ATR × OM/(1-ATR), в котором значение ATR определяется в (c), а величина OM определяется в (e);
(h) сравнение первой величины PAOM, вычисленной из (f), со второй величиной PAOM вычисленной в (g); и
(i) выбор первой вычисленной величины PAOM, если не выполняется условие, согласно которому первая величина PAOM превышает вторую величину PAOM, при котором выбирается вторая величина PAOM, и
(j) оценку потенциала добычи скважины или продуктивного пласта, основанную по меньшей мере частично на выбранной первой или второй величине PAOM в (i).
8. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, дополнительно включающий (k) добычу по меньшей мере одного из группы, состоящей из нефти и природного газа из скважины или продуктивного пласта.
9. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, при этом скважина или продуктивный пласт содержит сланец.
10. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, при этом множество проб горных пород в (a) являются пробами полноразмерных кернов, кернов из стенки ствола скважины, обломков выбуренной породы или карьерных пород.
11. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, в котором определение величины пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) в (b) включает сегментацию изображений SEM на органическое вещество и поры и количественное определение доли поры, которая ограничена органическим веществом по сравнению с долей, которая ограничена твердыми зернами.
12. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, при этом определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) в (e) включает интерпретацию величин PHIT и TOC с помощью данных каротажа скважины.
13. Способ по любому из предшествующих или последующих вариантов осуществления или отличительных признаков или аспектов, при этом определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) в (e) включает вычисление величин PHIT и TOC с помощью рентгеновской компьютерной томографии и данных спектрального гамма-каротажа.
14. Настоящее изобретение также относится к системе для определения величины пористости, связанной с органическим веществом в скважине или в продуктивных пластах, содержащей:
(a) SEM или FIB-SEM, выполненные с возможностью сканирования множества проб горных пород (например, двух или большего количества проб, как например 2-5 или большего количества, 2-10 или большего количества, 3-10 или большего количества, 5-15 или большего количества), получаемых для получения из них оцифрованных изображений;
(b) одну или большее количество компьютерных систем, выполненных с возможностью для (i) определения величины пористости, связанной с органическим веществом (PAOM), величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) с помощью оцифрованных изображений, (ii) определение максимального коэффициента кажущейся трансформации (ATR) для множества образцов горных пород с использованием уравнения (1): ATR=PAOM/(PAOM+OM), в котором величины PAOM и OM определяются в (i); (iii) подбор аппроксимирующей кривой отношения величины PAOM к PHIT и TOC по меньшей мере для трех точек данных, получаемых в (i), для получения из них по меньшей мере одного из уравнений математической функции или графика зависимости (2); (iv) определение величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM) для образца в местоположении вдоль по длине подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна скважины или продуктивного пласта; (v) вычисление первой величины PAOM для пробы подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна с использованием уравнения математической функции или графика зависимости (2), полученного с использованием величины общей пористости (PHIT) и содержания (TOC) органического вещества (OM), определенного в (iv), (vi) вычисление второй величины PAOM для пробы подвергаемого каротажу ствола скважины или пробы керна с использованием уравнения (3): PAOM=ATR x OM/(1-ATR), в котором значение ATR определяется в (ii), а величина OM определяется в (iv), (vii) сравнение первой величины PAOM, вычисленной исходя из (v), со второй величиной PAOM, вычисленной в (vi), (viii) выбор первой вычисляемой величины PAOM, если не выполняется условие, согласно которому первая величина PAOM является большей, чем вторая величина PAOM, при котором выбирается вторая величина PAOM, и в качестве варианта дополнительная (ix) оценка потенциала добычи скважины или продуктивного пласта, основанная по меньшей мере частично на выбранной первой или второй величине PAOM в (viii); и
(c) по меньшей мере одно устройство для визуального отображения данных, выполнения печати или сохранения результатов этих вычислений.
15. Настоящее изобретение также относится к энергонезависимой компьютерной машиночитаемой среде с программным продуктом для компьютера, реализованным в ней таким образом, что при выполнении на процессоре в устройстве со встроенным компьютером он осуществляет способ для выполнения вычислений одного или большего количества или всех из перечисленных этапов любых предшествующих способов.
[0045]
Настоящее изобретение может включать любую комбинацию этих различных отличительных признаков или вариантов осуществления выше и/или ниже в порядке, предусмотренном в предложениях и/или параграфах. Любая комбинация раскрытых отличительных признаков в настоящем документе рассматривается как часть настоящего изобретения, и никаких ограничений в отношении комбинируемых отличительных признаков не предусмотрено.
[0046]
Заявитель конкретно включает все содержание всех цитированных ссылок в это раскрытие изобретения. Кроме того, когда количество, концентрация или другое значение или параметр задаются либо как диапазон, либо как предпочтительный диапазон или как список предпочтительных верхних значений и нижних предпочтительных значений, то это следует понимать как конкретное раскрытие всех диапазонов, образованных из любой пары любого верхнего предела диапазона или предпочтительного значения и любого нижнего ограничения диапазона или предпочтительного значения независимо от того, раскрыты ли диапазоны отдельно. Если в настоящем документе описывается диапазон числовых значений, если не указано иное, то диапазон предназначен для включения в него конечных точек и всех целых чисел и всех дробных чисел в пределы диапазона. Не предполагается, что объем изобретения ограничивается конкретными значениями, указанными при определении диапазона.
[0047]
Другие варианты осуществления изобретения будут очевидны для специалистов в данной области техники после рассмотрения настоящего описания и практики осуществления настоящего изобретения, раскрытой в настоящем документе. Предполагается, что настоящее описание и примеры следует рассматривать только как иллюстративные с учетом того, что истинный объем и сущность настоящего изобретения указаны в следующих пунктах формулы изобретения и их эквивалентах.