СПОСОБ И СИСТЕМА МОДЕЛИРОВАНИЯ ПОТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СЛОИСТЫХ СЛАНЦЕВЫХ ФОРМАЦИЙ
METHOD AND SYSTEM FOR SIMULATION OF HYDROCARBON FLOW FROM LAMINAR SHALE FORMATIONS

Перекрестная ссылка на родственные заявки
Отсутствует.
Уровень техники
Достижения в области наклонно-направленного бурения (т.е. горизонтального бурения) наряду с достижениями в области гидравлического разрыва пласта сделали добычу нефти и газа из сланцевых формаций экономически выгодной. Компаниям, участвующим в добыче нефти и газа, необходимы оценки будущих объемов добычи из таких сланцевых формаций в целях планирования на будущее. Стремление получить такие оценки будущей добычи привели к предпринимавшимся в нефтегазовой отрасли попыткам использовать средства моделирования формаций, первоначально предназначенные для традиционных пластов-коллекторов (с высокой проницаемостью). Однако сланцевые формации существенно отличаются от традиционных пластов-коллекторов. Например, некоторые сланцевые формации могут обладать проницаемостью в 500 раз меньшей, чем у традиционных пластов-коллекторов.
Хотя существующие средства моделирования формаций можно настроить в соответствии с фактическим поведением сланцевой формации с начала разработки, модели формаций оказываются крайне неточными в отношении будущей добычи из сланцевых формаций.
Любое достижение, делающее моделирование будущей добычи углеводородов из сланцевых формаций более точным, обеспечит серьезные выгоды.
Краткое описание чертежей
Для подробного описания примеров осуществления изобретения далее приводятся ссылки на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 показан в поперечном разрезе вертикальный вид слоистой сланцевой формации вместе с соответствующим графиком общего содержания органических веществ.
На фиг. 2 показаны графики вытеснения и удержания углеводородов сланцевой формации конкретного керогенного типа с целью объяснения вычисления пористости керогена.
На фиг. 3А показан график иллюстративного соотношения между отражательной способностью витринита (Ro) и пористостью в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления.
На фиг. 3В показан график иллюстративного соотношения между пористостью и глубиной осадконакопления в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления.
На фиг. 4 показан вид в аксонометрии решетчатой структуры для моделирования потока углеводородов в отношении керогенных частиц в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления.
На фиг. 5 показана структурная схема имитационного моделирования трещиноватой пористости, керогенной пористости и гидрофильной пористости в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления.
На фиг. 6 показан способ в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления.
На фиг. 7 показан способ в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления.
На фиг. 8 показана компьютерная система в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления.
Осуществление изобретения
Обозначения и терминология
Некоторые термины используются по всему тексту следующего описания и формулы изобретения для обозначения конкретных компонентов. Как должно быть понятно специалисту в данной области, различные компании могут использовать для обозначения того или иного компонента разные названия. В настоящем документе не проводится различия между компонентами, которые отличаются по названию, но не по выполняемой функции.
В дальнейшем обсуждении и в формуле изобретения термины «включающий» и «содержащий» используются в неограничивающем смысле и, таким образом, должны толковаться как означающие «включающие в себя, помимо прочего …». Кроме того, термин «соединен» или «соединяется» может означать прямое или непрямое соединение. Так, если первое устройство соединяется со вторым устройством, это может быть реализовано посредством прямого соединения или непрямого соединения, выполненного через другие устройства и соединения.
«Керогенная пористость» означает показатель существующей пористости, присутствие которой объясняется углеродным материалом, осажденным вместе с глиной и другими минералами. «Керогенная пористость» не говорит о сродстве скальных пород формации к углеводородам.
«Гидрофильная пористость» означает показатель существующей пористости, присутствие которой объясняется водой, первоначально осажденной вместе с отложениями формации, которая, однако, может отсутствовать в настоящее время. «Гидрофильная пористость» не говорит о сродстве скальных пород формации к воде.
«Трещиноватая пористость» означает наличие поровых пространств, обусловленных трещинами, вызванными напряжениями в формации. Трещины, вызванные напряжениями, могут быть обусловлены естественным напряжением (таким как напряжение, возникшее вследствие уплотнения, образования сбросов, поднятия), а также напряжением, вызванным проведением выработок (таким как напряжение, возникшее вследствие операций гидроразрыва, связанных со стволом скважины).
«Слоистая сланцевая формация» означает формацию осадочных пород, содержащую слои, богатые керогеном, и слои, бедные керогеном, чередующиеся между собой.
«Слой, богатый керогеном» означает слой в пределах слоистой сланцевой формации, имеющий общее содержание органических веществ 2% (два процента) или выше.
«Слой, бедный керогеном» означает слой в пределах слоистой сланцевой формации, имеющий общее содержание органических веществ меньше 2% (двух процентов).
«Критерий Кнудсена» означает отношение длины свободного пробега молекул к диаметру канала для прохождения потока углеводородов.
«Поток Кнудсена» означает описание потока флюидов в ситуациях, когда критерий Кнудсена превышает 1,0.
«Механизм переноса» относится к типу математической модели, используемой для описания потока флюидов (например, статистическая механика для потока Кнудсена, механика сплошных (непрерывных) сред для ламинарного потока (потока Дарси)).
«Моделирование» и/или имитационное моделирование» относится к компьютерным операциям, выполняемым за меньшее время, чем может потребоваться одному человеку для выполнения вычислений с помощью карандаша и бумаги.
Подробное описание
Дальнейшее обсуждение относится к различным вариантам осуществления настоящего изобретения. Хотя один или более таких вариантов осуществления могут быть предпочтительными, раскрытые варианты изобретения не следует толковать или иным образом использовать как ограничивающие объем раскрытия, включая формулу изобретения. Кроме того, специалисту в данной области должно быть понятно, что последующее описание имеет широкую сферу применения, и обсуждение любого варианта осуществления служит только в качестве примера и не означает, что объем раскрытия, включая формулу изобретения, ограничивается этим вариантом осуществления.
Различные варианты осуществления относятся к системам и соответствующим способам повышения точности моделирования в сфере добычи углеводородов из сланцевых формаций. Более конкретно, сланцевые формации во многих случаях подвержены расслоению, где богатые керогеном слои чередуются с бедными керогеном слоями, при этом различные варианты осуществления относятся к учету богатых и бедных керогеном слоев при прогнозировании будущей добычи углеводородов. В данном описании изобретения сначала рассматриваются слоистые сланцевые формации, а также создание различных видов проницаемости и пористости в сланцевых формациях.
Слоистые сланцевые формации
Сланцевые формации представляют собой осадочную породу, созданную путем отложения илов, содержащих комки глины, и других минералов, таких как кварц и кальцит, которые могут содержать органическое вещество. Часто слои, обладающие более высоким содержанием органического вещества, чередуются со слоями с более низким содержанием органического вещества. Расслоение органического вещества при отложении привело к созданию существующих слоистых сланцевых формаций, содержащих чередующиеся богатые керогеном слои (например, с высоким общим содержанием органических веществ ОСОБ (ТОС, total organic content)) и бедные керогеном слои (например, с низким ОСОБ). Во многих случаях толщина богатого керогеном слоя (измеряемая перпендикулярно слоям) может составлять всего несколько футов или меньше. Аналогичным образом, толщина бедных керогеном слоев также может составлять лишь несколько футов. Независимо от расслоения в отношении органических веществ, углеводороды создаются из органического вещества в условиях повышенного давления и повышенной температуры, связанных с историей глубокого осадконакопления. Изменчивость содержания керогена во всей сланцевой формации затрудняет моделирование будущей добычи углеводородов.
На фиг. 1 показан вертикальный вид слоистой сланцевой формации в поперечном разрезе. Конкретно, слоистая сланцевая формация 100 может содержать множество слоев, одни из которых являются богатыми керогеном, а другие - бедными керогеном. На фиг. 1 представлены четыре богатых керогеном слоя (102, 104, 106 и 108) наряду с пятью бедными керогеном слоями (110, 112, 114, 116 и 118). Типы и количество керогенов в каждом из богатых керогеном слоев 102, 104, 106 и 108 может быть различным. Например, преобладающий тип керогена в слое 102 может отсутствовать или лишь в минимальном количестве присутствовать в слое 108. Кроме того, как показано на фигуре, слои (богатые керогеном или иные) могут иметь различную толщину (например, толщину Т1 слоя 102 по сравнению с толщиной Т2 слоя 108).
Отчасти вследствие механизма отложения, и отчасти - отложившихся веществ, существующие на настоящий день пористость и проницаемость сланца очень низкие. Например, количество и размер внутрипоровых пространств между отдельными частицами отложившихся минералов в сланце, а также сообщаемость таких внутрипоровых пространств очень низка, например, по сравнению с песчаником. Кроме того, богатые керогеном слои в слоистой сланцевой формации имеют высокое содержание керогена (например, также по сравнению с песчаником) и, таким образом, механизмы добычи нефти и газа отличаются от механизмов в традиционных пластах-коллекторах (резервуарах).
Моделирование потока углеводородов
По меньшей мере некоторые варианты осуществления относятся к моделированию добычи углеводородов из слоистой сланцевой формации, в которую введена или в которую будет введена скважина. В соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления применяется геологическая модель, ранее использовавшаяся для прогнозирования добычи углеводородов из несланцевых формаций, таких как высокопроницаемый песчаник. Однако параметры модели выбираются и/или регулируются с учетом использования для сланцевой формации, а, более конкретно, параметры модели выбираются и/или регулируются с учетом использования для слоистой сланцевой формации.
Таким образом, проблема применения геологической модели, ранее использовавшейся для несланцевых формаций, с целью прогнозирования будущей добычи углеводородов из слоистой сланцевой формации состоит в том, как выбрать проницаемость и пористость, подлежащие использованию для каждого слоя. Более конкретно, проблема состоит в том, как выбрать различные параметры для каждого богатого керогеном слоя, и как выбрать различные параметры для каждого бедного керогеном слоя, чтобы модель позволяла лучше прогнозировать будущую добычу углеводородов. В следующей таблице представлен обобщенный обзор источников конкретных параметров, используемых при моделировании будущей добычи углеводородов.
Конкретно, для каждого бедного керогеном слоя проницаемость и пористость определяются на основе физических свойств, устанавливаемых путем каротажа (например, определяются путем спуска каротажного инструмента в изыскательскую скважину или другие скважины, расположенные поблизости от фактического или планируемого пути прохождения через слоистую сланцевую формацию). Проницаемость, используемая для каждого богатого керогеном слоя, выбирается или определяется на основе маломасштабного имитационного моделирования конкретного слоя. Пористость, используемая для каждого богатого керогеном слоя, оценивается на основе керогенной пористости (получаемой на основе бассейнового геологического моделирования и калибруемой в соответствии с каким-либо параметром, таким как отражательная способность витринита) и гидрофильной пористости. В описании изобретения сначала рассматривается оценка пористости, а затем маломасштабное имитационное моделирование с целью определения проницаемости для каждого богатого керогеном слоя.
Керогенная пористость
Понятие «керогенная пористость» относится к поровым пространствам в зернах керогена в богатом керогеном слое и к связанным с ними микротрещинам. При отложении органического вещества поровые пространства в зернах керогена отсутствуют. Напротив, поровые пространства в зернах керогена возникают с течением геологического времени под действием оседания, осадконакопления и итогового нагревания. Под действием давления и температуры органическое вещество превращается в жидкие и газообразные углеводородные компоненты. Превращение в жидкие и газообразные углеводородные компоненты создает увеличение объема и соответствующего давления, что приводит к возникновению микроскопических трещин и вытеснению некоторой части генерируемых нефти и газа. Таким образом, «керогенная пористость» в данном контексте относится к механизму создания пористости, а не к способности к молекулярному взаимодействию между молекулами углеводородов и молекулами минералов.
При конечной цели, которой является моделирование или имитационное моделирование будущей добычи углеводородов из богатых керогеном слоев слоистой сланцевой формации, первоначальный шаг состоит в определении величины, указывающей керогенную пористость богатого керогеном слоя слоистой сланцевой формации. В соответствии с различными вариантами осуществления керогенную пористость можно оценить или вычислить на основе нескольких базовых параметров. Одним из таких параметров является показатель общего содержания органических веществ богатого керогеном слоя слоистой сланцевой формации. Существует много механизмов для получения показателя общего содержания органических веществ каждого слоя слоистой сланцевой формации. Например, при помощи разведочных скважин могут быть получены образцы керна сланцевой формации, а содержание керогена в каждом слое может быть определено путем лабораторного анализа. В некоторых вариантах осуществления не только определяется содержание керогена (например, общее процентное содержание керогена в скальной породе), но и могут быть определены также показатели различных типов керогена и относительных концентраций различных типов керогена.
Возвращаясь к фиг. 1, вместе с вертикальным видом слоистой сланцевой формации 100 в поперечном разрезе показан график 120, иллюстрирующий показатель общего содержания органических веществ (ТОС) как функцию глубины в слоистой сланцевой формации. Конкретно, график 120 отклоняется вправо на величину, пропорциональную общему содержанию органических веществ каждого слоя. Например, бедный керогеном слой 110 демонстрирует низкое общее содержание органических веществ на участке 122 графика (меньше 2% общего содержания органических веществ), тогда как богатый керогеном слой 102 демонстрирует высокое общее содержание органических веществ на участке 124 графика (2% общего содержания органических веществ или больше). График 120 показывает также, что общее содержание органических веществ в слоистой сланцевой формации 100 может изменяться от одного богатого керогеном слоя к другому. Например, богатый керогеном слой 102 имеет более высокое содержание органических веществ (как показано участком 124 графика), чем богатый керогеном слой 104 (как показано участком 126 графика).
Другим параметром, который может использоваться при общем определении керогенной пористости, является отражательная способность витринита или какой-либо другой показатель, связанный со зрелостью вещества, такой как степень зрелости органического вещества СЗОВ (LOM) или отражательная способность конодонтов. Конкретно, витринит представляет собой мацерал, присутствующий в керогенах, одно из свойств которого заключается в том, что витринит изменяет цвет в зависимости от максимальной температуры, воздействию которой он был подвергнут.Термин «отражательная способность витринита», таким образом, относится к показателю максимальной температуры, воздействию которой витринит (и, вследствие этого, близко расположенные керогены) повергался в течение геологического времени. Другим набором параметров, который может использоваться при общем определении керогенной пористости, является история осадконакопления для данной формации. История осадконакопления для самых современных сланцевых формаций доступна для моделирования на основании различных источников.
История осадконакопления (в частности, температура при осадконакоплении) вносит свой вклад в части температур активации керогенов. Конкретно, каждый тип керогенов имеет температуру активации и степень вытеснения, отличные от других типов. Термин «температура активации» относится к температуре, при которой кероген начинает генерировать углеводороды, а также к относительным количествам нефти и газа в генерируемых углеводородах (как функции температуры). Степень вытеснения указывает на количество нефти и газа, вытесненное и мигрировавшее в другие формации. По причине вытеснения в некоторых случаях сланцевые формации называют коллекторской породой-источником (исходной породой резервуара), так как сланец служит источником углеводородов для других породных формаций, таких как песчаник.
На фиг. 2 показан иллюстративный набор связанных графиков (Pepper и Corvi, 1995 г.), изображающих относительные количества углеводородов, вытесняемых и удерживаемых для конкретного типа керогена. Конкретно, на верхнем графике 200 изображен показатель углеводородов, удерживаемых (ось Y) в зависимости от максимальной температуры, воздействию которой подвергался кероген (ось X), при этом на нижнем графике 202 изображен показатель углеводородов, вытесняемых (ось Y) в зависимости от максимальной температуры, воздействию которой подвергался кероген (ось X).
Рассматривая нижний график 202, для конкретного типа керогена нефть не вытесняется до тех пор, пока кероген не достигнет температуры порядка 115 градусов Цельсия. При температурах, превышающих 150 градусов Цельсия, кероген вытесняет как нефть, так и газ. Если иллюстративная максимальная температура при осадконакоплении достигает порядка 205 градусов Цельсия, то, как показывает нижний график, доля потенциально вытесняемых углеводородов находится вблизи своего максимума. Доля потенциально вытесняемых углеводородов для отложений керогена непосредственно связан с пористостью вследствие закона сохранения массы. Более конкретно, когда доля потенциально вытесняемых углеводородов для керогена очень высока, результирующая пористость также может быть высока, достигая в некоторых случаях 30% в зависимости от типа керогена. Сланцы на месторождениях Марцелл и Барнетт, которые в связи с типом своих керогенов и историей осадконакопления достигли или почти достигли максимальной доли потенциально вытесняемых углеводородов, имеют значения пористости в диапазоне порядка 20-25%. Каждый сланец породы-источника обладает индивидуальными характеристиками и может калиброваться в ходе анализа. Недавний пример такой калибровки показывает, что максимальная керогенная пористость в бассейне Powder River изменяется в соответствии с величиной первоначального общего содержания органического углерода (Modica и LaPierre, 2012 г.).
На верхнем графике 200 на фиг. 2 в качестве иллюстрации показана доля углеводородов, удерживаемых керогеном в зависимости от максимальной температуры. При иллюстративной максимальной температуре, составляющей 205 градусов Цельсия, остается порядка 2,0% углеводородов, образовавшихся за геологическое время, причем больше половины остающихся углеводородов существуют в виде газа. В настоящее время из сланцевых формаций добывают углеводороды, удерживаемые в состоянии зрелости.
Таким образом, для определения керогенной пористости в различных вариантах осуществления могут использоваться показатели содержания керогенов, отражательная способность витринита и история осадконакопления. На основе этой информации можно определить показатель доли потенциально вытесняемых углеводородов для каждого типа керогена. Исходя из доли потенциально вытесняемых углеводородов для каждого типа керогена и, в некоторых случаях, из относительного процентного содержания различных типов керогена, присутствующих в формации, можно определить керогенную пористость.
На фиг. 3А показан график иллюстративного соотношения между зрелостью керогена (выраженной в виде отражательной способности Ro витринита, отложенной вдоль оси X) и керогенной пористостью (вдоль оси Y). Конкретно, текущие данные авторов изобретения демонстрируют изображенное соотношение между отражательной способностью витринита и керогенной пористостью, где кривая круто растет на участке между 0,75 и 1,75 Ro и асимптотически приближается к уровню 25% при более высоких значениях Ro. Это соотношение изменяется для каждой породы-источника и типа керогена. Хотя авторы изобретения не хотели бы ограничиваться каким-либо конкретным физическим механизмом, связывающим вытеснение с пористостью, одна из возможных корреляций касается объема. Иначе говоря, по мере образования и вытеснения углеводородов, ранее занятый ими объем остается незанятым, что приводит к возникновению пористости. Далее в описании рассматривается гидрофильная пористость.
Гидрофильная пористость
Термин «гидрофильная пористость» относится к пористости, связанной с водой, первоначально осажденной вместе с органическим веществом, глинистыми породами и другими минералами. Вода занимает пространство в отложившемся веществе, что, в конечном счете, вносит свой вклад в создание существующей пористости сланцевой формации. Из-за низкой проницаемости вода в некоторых случаях может по-прежнему присутствовать внутри пространства с гидрофильной пористостью, однако в других случаях вода может мигрировать в другие места, например, вследствие трещинной проницаемости, обусловленной естественными напряжениями в формации. Таким образом, «гидрофильная пористость» в данном контексте относится к механизму создания пористости, а не к способности к молекулярному взаимодействию между молекулами воды и молекулами минералов.
На фиг. 3В показано уменьшение пористости с глубиной осадконакопления гидрофильной сланцевой пористости вследствие уплотнения и потери флюида. Керогенная пористость во время осадконакопления находится вблизи нуля и остается низкой, пока не будут достигнуты достаточная глубина и температура для образования и вытеснения углеводородов. При такой глубине и температуре керогенная пористость начинает возрастать пропорционально объему вытесненных углеводородов, пока не будет достигнуто максимальное значение. Вследствие этого общая пористость коллектора породы-источника первоначально уменьшается при возрастании глубины осадконакопления. Затем, во время вытеснения углеводородов, общая пористость начинает возрастать при продолжающихся осадконакоплении и нагреве, пока вытеснение не прекратится.
В соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления получен показатель гидрофильной пористости. В некоторых случаях показатель гидрофильной пористости определяется на основе керогенной пористости и общей пористости. Конкретно, общую пористость богатого керогеном слоя слоистой сланцевой формации применительно к настоящему изобретению можно рассматривать как комбинацию гидрофильной пористости и керогенной пористости в соответствии со следующим уравнением:
общ
гф
кер
кер
где ПОР представляет собой общую пористость слоистой сланцевой формации, ПОР - гидрофильную пористость для богатого керогеном слоя, а ПОР- керогенную пористость для богатого керогеном слоя. ПОР можно определить как обсуждалось выше в разделе, озаглавленном «Керогенная пористость». Общую пористость можно определить по нескольким доступным источникам. Например, компания Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, Техас) предоставляет сервис SHALELOG, при помощи которого оцениваются и/или определяются несколько параметров сланцевой формации, таких как общее содержание органических веществ каждого слоя внутри слоистой сланцевой формации и общую пористость сланцевой формации. Таким образом, используя общую пористость, керогенную пористость и приведенное выше уравнение (1), можно определить гидрофильную пористость.
Маломасштабное имитационное моделирование
Как обсуждалось со ссылкой на таблицу 1, в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления значение проницаемости для каждого богатого керогеном слоя определяется на основе маломасштабного имитационного моделирования богатого керогеном слоя. Иными словами, принимая во внимание типы и количество керогенных частиц в богатом керогеном слое, выполняется имитационное моделирование с целью определения значения проницаемости для использования в последующих крупномасштабных моделях. Более конкретно, в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления маломасштабное имитационное моделирование основано на объеме модели, имеющем величину порядка кубического сантиметра. В отличие от этого, крупномасштабные модели, применяемые для прогнозирования будущей добычи углеводородов, могут иметь объемы модели порядка физического размера слоистой сланцевой формации.
Принципы маломасштабного моделирования могут быть основаны на нескольких основополагающих допущениях. Во-первых, в дополнение к керогенной и гидрофильной пористости сланцевые формации пересекаются системой трещин, вызванных геологическими напряжениями, наряду с искусственным образованием трещин в результате операций гидравлического разрыва (там, где это применимо), которые, по отдельности или совместно, называют «трещиноватой пористостью».Предполагается, что система трещин обладает пористостью (т.е. отверстиями в породной формации) и проницаемостью (т.е. способностью флюида перемещаться за счет существующей пористости). Во-вторых, для керогенных частиц, не соприкасающихся с трещиноватым пористым пространством, предполагается, что перемещение углеводородов из керогенной пористости пространства в трещиноватую пористость происходит через микротрещины, возникшие в сланце при вытеснении углеводородов в далеком геологическом прошлом. Поток через керогенную пористость и/или микротрещины представляет собой статистический поток (т.е. поток, не подчиняющийся закону Дарси). Хотя микротрещины могли быть соединены по текучей среде с гидрофильной пористостью в прошлом (и, вследствие этого, гидрофильная пористость может содержать промышленно значимые количества углеводородов), очень маленький размер устья поры для микротрещин (в некоторых случаях он может иметь значение порядка 5 нанометров), цементация и/или диагенез могут отделять каналы прохождения потока углеводородов от керогенной пористости к трещиноватой пористости от каналов течения непрерывной среды (т.е. потока Дарси) из гидрофильной пористости в трещиноватую пористость. Одним из известных показателей применимости режима течения непрерывной среды является критерий Кнудсена. При критерии Кнудсена <0,001 (диаметрах пор большего размера) возникает непрерывное течение, описываемое уравнениями Дарси или типа Дарси, однако при больших значениях критерия Кнудсена (диаметрах пор меньшего размера) имеют место другие режимы потока, при этом уравнения течения непрерывной среды не могут успешно применяться, и в этом случае используются статистические способы.
Далее, несмотря на то что гидрофильная пористость может содержать углеводороды, гидрофильная пористость может быть гидрофильной (в плане сродства), и, таким образом, механизм добычи углеводородов для каждой системы отличается от случая керогенной пористости, добыча из которой может происходить посредством диффузионного потока. Наконец, в некоторых вариантах осуществления при маломасштабном имитационном моделировании предполагается, что проницаемость, связанная с керогенной пористостью, отличается от проницаемости, связанной с гидрофильной пористостью.
Учитывая основополагающие предположения, маломасштабное имитационное моделирование потока углеводородов может быть основано на некоторых или всех рассмотренных видах пористости (и связанных с ними проницаемостях). В некоторых случаях керогены моделируются в виде однородных керогенов на решетке, как показано на фиг. 4. В частности, на фиг. 4 в качестве примера показана решетка, содержащая керогенные частицы (например, 400А, 400В), связанные между собой микротрещинами (например, 402А, 402В). Хотя на фиг. 4 показана лишь двухслойная решетка, чтобы чрезмерно не усложнять чертеж, для данной маломасштабной модели можно использовать множество слоев. Кроме того, хотя на фиг. 4 изображены только двадцать керогенных частиц в каждом слое (не все керогенные частицы второго слоя видны), в маломасштабное имитационное моделирование может быть включено большее или меньшее количество керогенных частиц исходя из относительной плотности керогенных частиц в конкретном богатом керогеном слое. Таким образом, компьютерная система, выполняющая программу, может выполнять имитационное моделирование движения углеводородов через керогенные частицы 400 и/или из из них (имеющие сродство с нефтью, а также содержащие поглощенный газ) через микротрещины 402 (которые могут быть, с точки зрения сродства, смачиваемыми нефтью или гидрофильными) в трещиноватую пористость (не показанную специально). Шаг между порами и проницаемость для трещиноватой пористости можно определить любым подходящим способом, например, с помощью образцов керна, или по отношению к зонам сланцевой формации, подвергшимся гидравлическому разрыву, - при помощи компьютерных программ, имитирующих тип и протяженность гидроразрыва.
Отдельный учет керогенных частиц 400 и микротрещин 402 обеспечивает более высокое качество прогнозирования при маломасштабном имитационном моделировании. Иными словами, углеводороды могут выделяться из керогенов в результате действия различных механизмов, некоторые или все из которых можно моделировать на маломасштабном уровне. Например, в керогенной пористости может присутствовать непоглощенный газ, при этом гидроразрыв может открывать каналы прохождения потока из керогенных частиц в трещиноватую пористость, и, в конечном счете, в ствол скважины. Кроме того, по мере уменьшения давления в керогенной пористости может выделяться поглощенный газ. Таким образом, оба этих иллюстративных механизма добычи углеводородов можно имитировать на маломасштабном уровне, чтобы определить крупномасштабную проницаемость для использования в последующих крупномасштабных моделях.
Изображение, представленное на фиг. 4, основано на однородных керогенных частицах, равномерно распределенных в объеме маломасштабной модели, и микротрещинах 402, соединяющих по текучей среде керогенные частицы с ближайшими соседними керогенными частицами и, в конечном счете, с трещиноватой пористостью. Однако в других вариантах осуществления керогенные частицы 400 могут моделироваться отдельно с учетом типа керогена. Иными словами, например, если анализ сланцевой формации выявляет три различных типа керогена, то имитационное моделирование слоя может аналогичным образом содержать три различных типа керогенных частиц, пропорции которых практически соответствуют пропорциям реальных керогенных частиц конкретного богатого керогеном слоя. Например, керогенная частица 404 может моделироваться как кероген типа II, тогда как керогенная частица 406 может представлять собой кероген типа III/IV, при этом каждый тип керогена имеет отличающиеся от других керогенов внутреннюю пористость, а также типы и объемы сохраняемых углеводородов. Хотя различные типы керогенов в сланцевой формации могут быть известными благодаря различным типам анализа, точное расположение различных типов керогена может оставаться неизвестным, в связи с чем можно использовать случайное распределение типов керогенов по решетке.
Более того, расположение керогенных частиц в маломасштабной модели необязательно должно быть регулярным, как показано на фиг. 4. Конкретно, керогенные частицы (однородные или содержащие различные, случайно выбранные типы) в объеме маломасштабной модели могут быть распределены по решетке с неравномерным шагом. Например, богатый керогеном слой с пониженным общим содержанием органических веществ (такой как слой 104 на фиг. 1) может моделироваться в виде объема маломасштабной модели с неравномерно распределенными керогенными частицами, чтобы лучше имитировать характеристики потока углеводородов. И, кроме того, пространство между керогенными частицами также можно моделировать (например, в виде частей матрицы) с использованием частей матрицы, обладающих проницаемостью (хотя и небольшой), которая вносит вклад в определение крупномасштабной проницаемости. На фиг. 4 не показаны компоненты матрицы, чтобы не усложнять чрезмерно рисунок.
В некоторых вариантах осуществления предполагается, что каналы прохождения потока углеводородов, связанные с керогенной пористостью и соответствующими микротрещинами (каналы потока, не являющегося потоком Дарси), являются отдельными и четко отличимыми от каналов гидрофильной пористости (поток Дарси), и что такие отдельные каналы прохождения потока не смешиваются. Таким образом, пока углеводороды не достигнут трещиноватой пористости, через каждую систему проходит отдельный поток. В силу описанных причин в некоторых вариантах осуществления две четко отличимые системы имитируются отдельно для одного и того же объема маломасштабной модели. На фиг. 4 не показана гидрофильная пористость, чтобы излишне не усложнять рисунок, но специалист в данной области техники, знакомый теперь с моделированием, связанным с керогенной пористостью, мог бы реализовать маломасштабное моделирование потока, соответствующего параллельной гидрофильной пористости (например, гидрофильной с точки зрения сродства, без поглощения), пользуясь знанием способов моделирования потока Дарси. Таким образом, существуют четыре непрерывных среды, которые можно явно моделировать на маломасштабном уровне в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления: керогенная пористость (смачиваемая нефтью с точки зрения сродства, содержащая поглощенный газ); микротрещины (которые могут быть смачиваемыми нефтью или гидрофильными с точки зрения сродства); гидрофильная пористость (гидрофильная с точки зрения сродства и без поглощения); и трещиноватая пористость.
На фиг. 5 показана структурная схема, иллюстрирующая формирование решетки на явно моделируемых непрерывных средах на маломасштабном уровне. Конкретно, на фиг. 5 изображена трещиноватая пористость и/или проницаемость (далее - просто трещиноватая пористость 500) при помощи внешней части блок-схемы. Иначе говоря, трещиноватая пористость 500 может рассматриваться в качестве окружающей или охватывающей другие компоненты, моделируемые явным образом. Трещиноватая пористость может быть гидрофильной или смачиваемой нефтью с точки зрения сродства, и в большинстве случаев обладает высокой проницаемостью. Трещиноватая пористость 500 ограничивает собой керогенную пористость и/или проницаемость (далее - просто керогенная пористость 502). Непрерывные участки, соответствующие керогенной пористости 502, представляют каналы прохождения потока через керогенную пористость и/или микротрещины (не показанные отдельно). Опять же, керогенная пористость 502 в большинстве случае является смачиваемой нефтью с точки зрения сродства, газонаполненной, и содержит поглощенный газ в порах керогена. Наконец, трещиноватая пористость 500 ограничивает гидрофильную пористость и/или проницаемость (далее - просто гидрофильная пористость 504). Хотя на чертеже гидрофильная пористость 504 показана заключенной только внутри керогенной пористости 502, гидрофильная пористость 504 аналогичным образом может граничить и с керогенной пористостью 502, и с трещиноватой пористостью 500. Участки, соответствующие гидрофильной пористости 504, представляют каналы прохождения потока через гидрофильную пористость среду. Опять же, гидрофильная пористость 504 в большинстве случае является гидрофильной с точки зрения сродства, может быть газонаполненной и характеризуется потоком Дарси.
Керогенная пористость может содержать непоглощенный газ (выделяющийся через микротрещины), однако керогенная пористость также может содержать поглощенный газ, находящийся внутри структуры керогенных частиц. Таким образом, по меньшей мере в некоторых вариантах осуществления при имитационном моделировании на маломасштабном уровне принимаются во внимание не только непоглощенный газ, но и поглощенный газ, высвобождаемый при понижении порового давления. Это явление характеризуется уравнением Ленгмюра (известным также как изотермы Ленгмюра).
Пользуясь маломасштабным имитационным моделированием, можно моделировать перемещение углеводородов через богатый керогеном слой, и, на основе маломасштабной модели, определить крупномасштабную проницаемость, которая может использоваться в последующих крупномасштабных моделях для прогнозирования добычи углеводородов. Более конкретно, на маломасштабном уровне рассматриваются несколько видов проницаемости (например, поток, отличный от потока Дарси, через керогенную пористость среду и микротрещины, а также поток Дарси через гидрофильную пористость) наряду с несколькими видами механизмов добычи (например, непоглощенный газ, поглощенный газ), все из которых в различной степени вносят свой вклад в крупномасштабную проницаемость, используемую при последующем крупномасштабном моделировании.
На фиг. 6 показан способ определения крупномасштабной проницаемости на основе маломасштабных имитационных моделирований. Конкретно, способ начинается (блок 600) и переходит к выполнению маломасштабного имитационного моделирования (блок 602). Маломасштабное имитационное моделирование, учитывающее рассмотренные выше вопросы, позволяет получить норму добычи углеводородов в зависимости от набора временных данных, а также давление в зависимости от набора временных данных. Затем описываемый способ переходит к преобразованию наборов данных в безразмерную норму и безразмерное время (блок 604). Наборы безразмерных данных объединяют (например, откладывают на графике) с типовыми кривыми, взятыми из крупномасштабных моделей (блок 606). Иными словами, множество крупномасштабных моделей выполняются применительно к общей формации, при этом каждая крупномасштабная модель выполняется с изменением параметров (например, с изменение времени, пористости, проницаемости, ширины пласта-коллектора, длины пласта-коллектора, забойного давления и т.д.). При изменении крупномасштабных моделей создается семейство наборов данных (т.е. семейство кривых). Однако, за счет изменения масштаба компонентов (например, с использованием сочетания времени, длины, пористости и проницаемости) семейство кривых стягивается в единую кривую - типовую кривую.
После этого описываемый способ переходит к вычислению масштабированной проницаемости (т.е. k*phi, где phi - коэффициент масштабирования, а k - проницаемость), аппроксимируя набор безразмерных данных к типовой кривой (блок 608). На основе этой аппроксимации можно выполнить оценку коэффициента масштабирования phi (блок 610). После того, как phi определен, способ переходит к вычислению немасштабированной проницаемости (блок 612), представляющей собой крупномасштабную проницаемость, используемую в крупномасштабных моделях. После этого выполнение способа заканчивается (блок 614). Следует отметить, что способ, представленный на фиг. 6, просто иллюстрирует определение проницаемости, используемой в крупномасштабных моделях, на основе маломасштабных имитационных моделирований. Специалист в данной области техники, знакомый теперь, благодаря данному описанию изобретения, с идеей определения крупномасштабной проницаемости на основе значений проницаемости, имитируемых на маломасштабном уровне, может разработать другие способы получения крупномасштабной проницаемости на основе маломасштабных имитационных моделирований, которые входят в объем охраны прилагаемой формулы изобретения. После того, как крупномасштабная проницаемость для каждого богатого керогеном слоя определена, можно моделировать добычу из слоистой сланцевой формации на крупномасштабном уровне.
Крупномасштабная модель
После того, как крупномасштабная проницаемость для каждого богатого керогеном слоя определена, в различных вариантах осуществления рассматривается моделирование добычи углеводородов из слоистой сланцевой формации - крупномасштабная модель. Конкретно, значения параметров крупномасштабной модели присваиваются, как показано выше в таблице 1. Иными словами, для каждого богатого керогеном слоя используются пористость и проницаемость, где проницаемость определена из маломасштабной модели. Аналогичным образом, для каждого бедного керогеном слоя используются пористость и проницаемость, определенные с помощью каротажных работ. Основываясь на выбранных параметрах, крупномасштабную модель можно использовать для прогнозирования будущей добычи углеводородов за любой релевантный период времени.
В некоторых случаях крупномасштабная модель работает, моделируя одинаковый механизм переноса как для богатых, так и для бедных керогеном слоев. Например, в некоторых случаях используемый механизм переноса представляет собой поток Дарси как в богатых, так и в бедных керогеном слоях, несмотря на то, что механизм переноса по меньшей мере в части богатых керогеном слоев представляет собой поток, отличный от потока Дарси. Однако в некоторых других случаях крупномасштабная модель модифицируется, чтобы использовать в богатых керогеном слоях механизм переноса, отличный от механизма переноса в бедных керогеном слоях. Например, в некоторых вариантах осуществления крупномасштабная модель может быть модифицирована, чтобы использовать режим потока на основе статистической механики (например, поток Кнудсена) в богатых керогеном слоях, используя при этом режим потока на основе механики сплошных сред (например, поток Дарси) в бедных керогеном слоях. Такая модификация позволяет обеспечить лучшие возможности прогнозирования углеводородов, чем использование потока Дарси независимо от моделируемого слоя.
На фиг. 7 показан способ (который может быть реализован компьютерной системой) в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления. Конкретно, способ начинается (блок 700) и переходит к моделированию перемещения углеводородов через керогенную пористость, при этом перемещение происходит через первый объем модели (блок 702). После этого способ может содержать оценку первой проницаемости богатого керогеном слоя слоистой сланцевой формации на основе моделирования (блок 704). После того, как проницаемость определена, способ может содержать моделирование добычи углеводородов из слоистой сланцевой формации (блок 706). Моделирование добычи углеводородов может осуществляться путем использования первой проницаемости для богатого керогеном слоя слоистой сланцевой формации (блок 708); а также, путем использования второй проницаемости для бедного керогеном слоя слоистой сланцевой формации (блок 710). В некоторых случаях моделирование добычи углеводородов осуществляется по отношению ко второму объему модели, превышающему первый объем модели. После этого выполнение способа заканчивается (блок 712).
На фиг. 8 показана компьютерная система 800 в соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами осуществления. Конкретно, компьютерная система 800 содержит главный процессор 810, соединенный с массивом 812 основной памяти, и различные другие периферийные компоненты компьютерной системы через встроенный хост-мост 814. Главный процессор 810 может представлять собой устройство с единственным процессорным ядром, или процессор, реализующий несколько процессорных ядер. Кроме того, в компьютерной системе 800 могут быть реализованы несколько главных процессоров 810. Главный процессор 810 соединен с хост-мостом 814 при помощи главной шины 816, или хост-мост 814 может быть встроен в главный процессор 810. Таким образом, в компьютерной системе 800 могут быть реализованы другие конфигурации шин или шинных мостов в дополнение или вместо тех, которые показаны на фиг. 8.
Основная память 812 соединена с хост-мостом 814 при помощи шины 818 памяти. Таким образом, хост-мост 814 содержит модуль управления памятью, управляющий операциями обмена с основной памятью 812, контролируя сигналы управления для доступа к памяти. В других вариантах осуществления главный процессор 810 непосредственно реализует модуль управления памятью, при этом основная память 812 может быть непосредственно соединена с главным процессором 810. Основная память 812 функционирует в качестве рабочей памяти главного процессора 810 и содержит устройство памяти или массив устройств памяти, в которых хранятся программы, команды и данные. Основная память 812 может включать любой подходящий тип памяти, такой как динамическое оперативное запоминающее устройство (DRAM) или любые различные типы устройств (DRAM), такие как синхронное динамическое ОЗУ (SDRAM), динамическая память с увеличенным временем доступности выходных буферов данных (EDODRAM) или DRAM фирмы Rambus (RDRAM). Основная память 812 служит примером постоянного машиночитаемого носителя информации, сохраняющего программы и команды, при этом другими его примерами являются дисковые приводы и устройства флэш-памяти.
Иллюстративная компьютерная система 800 содержит также второй мост 828, соединяющий главную шину 826 расширения с различными вспомогательными шинами расширения, такими как шина 830 с малым количеством выводов (LPC) и шина 832 соединения периферийных компонентов (PCI). Мостовое устройство 828 может поддерживать также различные другие вспомогательные шины расширения.
Компонент 836 FWH (firmware hub) присоединяется к мостовому устройству 828 при помощи 830 шины LPC. Компонент 836 FWH включает постоянное запоминающее устройство (ROM), которое содержит программное обеспечение, исполняемое главным процессором 810. Программное обеспечение включает программы, исполняемые во время и сразу после процедур самотестирования при включении питания (POST), а также код, связанный с обращением к памяти. Процедуры POST и код, связанный с обращением к памяти, выполняют различные функции внутри компьютерной системы, прежде чем управление компьютерной системой будет передано операционной системе. Компьютерная система 800 содержит также сетевую интерфейсную карту (NIC) 838, соединенную, в качестве наглядного примера, с шиной 832 PCI 832. Карта 838 NIC служит для подключения компьютерной системы 800 к сети связи, такой как сеть Интернет, либо локальные или глобальные сети.
По-прежнему обращаясь к фиг. 8, компьютерная система 800 может также содержать суперконтроллер 840 ввода-вывода, соединенный с мостом 828 при помощи шины 830 LPC. Суперконтроллер 840 ввода-вывода управляет многими функциями компьютерной системы, например, сопряжением с различными устройствами ввода и вывода, такими как клавиатура 842, указывающее устройство 844 (например, мышь), указывающее устройство в виде игрового контроллера 846, различные последовательные порты, накопители на гибких дискетах и магнитных дисках. Для суперконтроллера 840 ввода-вывода часто используется приставка «супер», чтобы подчеркнуть большое количество выполняемых им функций ввода-вывода.
Компьютерная система 800 может также содержать графический процессор (GPU) 850, соединенный с хост-мостом 814 при помощи шины 852, такой как шина PCI Express (PCI-E) или шина усовершенствованной обработки графических данных (AGP). С равным успехом могут использоваться другие системы шин, включая системы шин, разработанные впоследствии. Кроме того, графический процессор 850 альтернативно может быть подключен к главной шине 826 расширения или к одной из вспомогательных шин расширения (например, к шине 832 PCI). Графический процессор 850 соединен с устройством 854 отображения, представляющим собой любое подходящее электронное устройство индикации, на котором может строиться и/или отображаться любое изображение или текст. Графический процессор 850 может содержать встроенный процессор 856, а также встроенную память 858. Процессор 856 может, таким образом, выполнять обработку графических данных по командам главного процессора 810. Кроме того, объем памяти 858 может быть значительным, порядка нескольких сотен мегабайтов или больше. Таким образом, получив команду от главного процессора 810, графический процессор 850 может выполнить значительный объем вычислений, касающихся графических данных, отображаемых на устройстве отображения, и, в конечном счете, отобразить такие графические данные, не прибегая к вводу дополнительной информации или поддержке главного процессора 810.
Таким образом, с помощью иллюстративной компьютерной системы 800 могут осуществляться различные виды моделирования и имитационного моделирования, раскрытые выше. Кроме того, моделирование и/или имитационное моделирование могут выполняться группировкой компьютерных систем, таких как компьютерная система 800, работающих параллельно. Результаты моделирования и/или имитационного моделирования можно отображать при помощи устройства 854 отображения, при этом манипулировать ими и/или исследовать их можно при помощи любых пользовательских интерфейсных устройств.
Следует отметить, что хотя все или часть вычислений, имитаций и/или моделирований теоретически может выполнять человек, пользуясь только карандашом и бумагой, измерения при таком подходе к выполнению задач могут потребовать времени в диапазоне от человеко-дней до человеко-лет, если не больше. Таким образом, данный параграф служит в качестве аргумента в отношении любого ограничения изобретения, существующего в настоящее время или добавленного позднее, утверждающего, что период времени выполнения любой раскрытой здесь задачи меньше, чем время, необходимое для выполнения этой задачи вручную, меньше, чем половина времени, необходимого для выполнения этой задачи вручную, и меньше, чем четверть времени, необходимого для выполнения этой задачи вручную, где «вручную» относится к выполнению работы с помощью только карандаша и бумаги.
С помощью приведенного здесь описания специалисты легко могут скомбинировать программное обеспечение, созданное как здесь описано, с универсальными или специализированными компьютерными аппаратными средствами в целях создания компьютерной системы и/или компьютерных субкомпонентов в соответствии с различными вариантами осуществления, создания компьютерной системы и/или компьютерных субкомпонентов для реализации способов различных вариантов осуществления и/или создания постоянных машиночитаемых носителей (т.е. отличных от передачи сигнала по проводнику или с помощью несущей волны) для хранения программы, реализующей аспекты способов различных вариантов осуществления.
Приведенное выше обсуждение предназначено для того, чтобы проиллюстрировать принципы и различные варианты осуществления настоящего изобретения. Специалисту в данной области техники, полностью изучившему настоящее описание, понятно, что в него могут быть внесены многочисленные изменения и модификации. Приведенную ниже формулу изобретения следует понимать как охватывающую все такие изменения и модификации.