Способ наблюдения за коллектором с использованием данных о скученных изотопах и/или инертных газах

Изобретение относится к способу управления добычей углеводородов при осуществлении наблюдения за коллектором с использованием данных о скученных изотопах, данных об инертных газах или сочетания данных о скученных изотопах и инертных газах. Техническим результатом является повышение эффективности мониторинга. Способ содержит получение пробы из одного из числа одного или нескольких подземных регионов, интерпретацию пробы для определения сигнатуры инертного газа и сигнатуры скученного изотопа углеводорода для полученных проб, образование характерного признака представляющего интерес региона, имеющего сигнатуру инертного газа и сигнатуры скученного изотопа углеводорода для полученных проб, добычу флюидов из одного из числа одного или нескольких подземных регионов, при этом добываемые флюиды содержат углеводороды, и осуществление наблюдения за коллектором относительно флюидов, добываемых из одного из числа одного или нескольких подземных регионов. 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] По этой заявке испрашивается преимущество приоритета находящейся на национальной стадии международной заявки PCT/US2012/52542, поданной 27 августа 2012 года, по которой испрашивается преимущество приоритета предварительной заявки № 61/558822 на патент США, поданной 11 ноября 2011 года, под названием “Method for determining the presence and location of a subsurface hydrocarbon accumulation and the origin of the associated hydrocarbons”, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки. По этой заявке также испрашивается преимущество приоритета предварительной заявки № 61/616813 на патент США, поданной 28 марта 2012 года, под названием “Method for determining the presence and volume of a subsurface hydrocarbon accumulation”, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ РАСКРЫТИЕ

[0002] В общем варианты осуществления настоящего раскрытия относятся к области геохимии. Более конкретно, настоящее раскрытие относится к системам и способам для управления добычей углеводородов при осуществлении наблюдения за коллектором с использованием данных о скученных изотопах, данных об инертных газах или сочетания данных о скученных изотопах и инертных газах. Эти данные об инертных газах и/или скученных изотопах объединяют с геохимическими и физическими данными для образования всеобъемлющих геохимических характерных признаков, необходимых для осуществления наблюдения за коллектором в одном или нескольких представляющих интерес районах.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] Этот раздел предназначен для введения в различные аспекты данной области техники, которые могут быть связаны с примерами вариантов осуществления настоящего раскрытия. Можно полагать, что это рассмотрение поможет усвоить основные положения для содействия лучшему пониманию конкретных аспектов раскрытых методологий и способов. В соответствии с этим должно быть понятно, что этот раздел следует читать в свете этого и необязательно как признание справедливости предшествующего уровня техники.

[0004] Для добычи углеводородов из подземных залежей или пластов обычно используют план разработки. План разработки может включать в себя схему истощения коллектора и стратегию наблюдения за коллектором. Такая стратегия наблюдения за коллектором может включать в себя мониторинг добываемых флюидов для обнаружения и прогнозирования статической фрагментации коллектора на участки и для определения отношений составных частей смеси из различных интервалов коллектора в смешанной углеводородной фазе при продолжительной поставке углеводородов (например, для распределения добычи). Дополнительным фактором, который следует учитывать при разработке коллектора, является прогнозирование изменения отдачи коллектора при добыче в течение периода времени до десятков лет. Прогнозирование динамических изменений добычи углеводородов из отдельных участков, интервалов и отдельных коллекторов обычно основано на измерениях на месте проведения работ свойств флюидов, таких как давление, объем и температура, и на них могут влиять химические или физические процессы, такие как, например, выпадение жидкости.

[0005] Эффективный способ ослабления эффектов химических и физических процессов, которые могут отрицательно влиять на отдачу коллектора, заключается в мониторинге геохимических и физических параметров (таких как давление). То есть изменение условий можно идентифицировать и затем выполнять корректировку добычи углеводородов. Действительно, геохимию нефти применяют в нескольких аспектах наблюдения за коллектором на основании изменчивости состава флюидов в пределах аналогичных участков, интервалов или коллекторов. См., например, Larter and Aplin (1995). См., например, Larter S.R. and Aplin A.C., “Reservoir geochemistry: methods, applications and opportunities”, Geological Society of London Special Publication, 86, 5-32, 1995. Например, изотопные и молекулярные композиционные анализы углеводородов и/или воды позволяют получать различные сигнатуры углеводородных продуктов и воды в коллекторе в случаях, когда между интервалами или участками существуют различия в сигнатурах. Однако в случаях, когда геохимические сигнатуры углеводородов, получаемых из различных коллекторов или участков представляющем интерес районе, неразличимы, эти изотопные и композиционные сигнатуры находят ограниченное применение в прикладной области статического наблюдения за коллектором. В дополнение к этому в прикладной области динамического наблюдения за коллектором традиционные способы реагируют на начало таких процессов и не обеспечивают упреждающих указаний относительно неизбежных изменений свойств флюидов коллектора. Это усугубляется тем, что имеется недостаточное количество индикаторов, пригодных для осуществления наблюдения за коллектором при наличии в коллекторных системах преимущественно природного газа. Действительно, в настоящее время при таких исследованиях или при применении на практике мониторинга обычно используют только органическую или неорганическую геохимию валового состава и/или систематику стабильных изотопов углеводорода и водорода. Кроме того, валовой состав и стабильные изотопы могут давать информацию относительно источника, зрелости и степени изменения процессов, таких как биологическое разложение. Этими способами не обеспечивается проникновение в физические процессы, такие как фазовые превращения, выпадение жидкости или дегазация пластовой воды, а также не обеспечивается возможность получения оценок изменений объема углеводородов, которые возникают во время добычи из участка, интервала или коллектора (представляющего интерес региона).

[0006] Как следствие этого для осуществления наблюдения за коллектором существует необходимость в улучшении геохимических индикаторов. Эти индикаторы смогут охватывать большую изменчивость, чем существующие индикаторы, и отображать чувствительность к химическим и/или физическим процессам, что позволит получать более эффективные способы статического и динамического мониторинга коллектора и наблюдения за коллектором. Таким образом, стратегии истощения запасов можно будет корректировать для повышения добычи углеводородов и совершенствования нашего понимания долговременной оценки месторождений и применения на практике управления ресурсами.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ

[0007] Согласно одному варианту осуществления описан способ добычи углеводородов. Способ может включать в себя получение пробы из одного из числа одного или нескольких подземных регионов; интерпретацию пробы для определения одной или нескольких из сигнатур инертных газов и сигнатур скученных изотопов для полученных проб; образование характерного признака представляющего интерес региона, имеющего одну или несколько из сигнатуры инертного газа и сигнатуры скученного изотопа для полученных проб; добычу флюидов из одного из числа одного или нескольких подземных регионов, при этом добываемые флюиды содержат углеводороды; и осуществление наблюдения за коллектором относительно флюидов, добываемых из одного из числа одного или нескольких подземных регионов.

[0008] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления способ может включать в себя определенные признаки. Например, осуществление наблюдения за коллектором относительно добываемых флюидов дополнительно содержит получение первой пробы из добываемых флюидов; определение характерного признака первой пробы для полученной первой пробы, при этом характерный признак первой пробы содержит одну или несколько из сигнатуры инертного газа и сигнатуры скученного изотопа; сравнение характерного признака первой пробы с характерным признаком представляющего интерес региона; и определение, изменился ли характерный признак первой пробы, на основании сравнения характерного признака первой пробы с характерным признаком представляющего интерес региона. Согласно другому примеру осуществление наблюдения за коллектором относительно добываемых флюидов дополнительно содержит получение второй пробы из добываемых флюидов, при этом вторую пробу получают в период времени после получения первой пробы; определение характерного признака второй пробы для полученной второй пробы, при этом характерный признак второй пробы содержит одну или несколько из сигнатуры инертного газа и сигнатуры скученного изотопа; сравнение характерного признака второй пробы с характерным признаком представляющего интерес региона; и определение, изменился ли характерный признак второй пробы, на основании сравнения характерного признака второй пробы с характерным признаком представляющего интерес региона. Кроме того, выполняют сравнение между характерным признаком первой пробы и статическим характерным признаком представляющих интерес регионов, чтобы определить межрегиональные измерения, и/или выполняют сравнение между характерным признаком первой пробы и динамическим характерным признаком представляющих интерес регионов, чтобы определить внутрирегиональные изменения. Кроме того, способ может включать в себя разработку стратегии истощения запасов на основании характерного признака представляющего интерес региона для добычи углеводородов определенного качества и состава.

[0009] Эти и другие признаки и преимущества настоящего раскрытия без труда станут понятными при рассмотрении нижеследующего описания в сочетании с сопровождающими чертежами.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0010] Преимущества предложенных способов могут стать очевидными при рассмотрении нижеследующего подробного описания и сопровождающих чертежей. На чертежах:

[0011] фиг. 1 - блок-схема последовательности действий при добыче углеводородов согласно примеру варианта осуществления предложенных способов;

[0012] фиг. 2 - блок-схема последовательности действий при использовании различных способов наблюдения за коллектором согласно примеру варианта осуществления предложенных способов;

[0013] фиг. 3 - блок-схема последовательности действий при использовании статических характерных признаков из многочисленных, представляющих интерес регионов согласно примеру варианта осуществления предложенных способов;

[0014] фиг. 4 - вариант блок-схемы последовательности действий при использовании динамического изменения характерного признака отдельного или единственного, представляющего интерес региона для осуществления наблюдения за коллектором согласно варианту осуществления предложенных способов; и

[0015] фиг. 5 - функциональная схема вычислительной системы согласно раскрытым методологиям и способам.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0016] Различные термины, используемые в этой заявке, определяются ниже. В тех случаях, когда термин, используемый в формуле изобретения, не определен ниже, специалисты в данной области техники должны давать термину определение в контексте, в котором он используется.

[0017] Используемый в этой заявке неопределенный артикль имеет отношение к одному или нескольким объектам. Соответственно, неопределенный артикль, термины «один или несколько» и «по меньшей мере один» могут использоваться в этой заявке взаимозаменяемо, если специально не установлено ограничение.

[0018] Используемые в этой заявке термины «содержащий», «содержит», «содержат», «содержащийся», «состоящий из», «состоит из», «состоят из», «имеющий», «имел», «имеет», «включающий в себя», «включает в себя» и «включают в себя» представляют собой неограничивающие переходные термины, используемые для перехода от объекта, приведенного перед термином, к одному или нескольким элементам, перечисляемым после термина, при этом элемент или элементы, перечисляемые после переходного термина, необязательно представляют собой исключительно элементы, которые составляют объект.

[0019] Используемый в этой заявке термин «примерный» единственно означает «служащий примером, образцом или иллюстрацией». Любой вариант осуществления описан в этой заявке как пример и не должен толковаться как предпочтительный или выгодный по сравнению с другими вариантами осуществления.

[0020] Используемый в этой заявке термин «углеводороды», например нефть и природный газ, в общем случае определяется как молекулы, образованные прежде всего из атомов углерода и водорода. Кроме того углеводороды могут включать в себя другие элементы или соединения, такие как, но без ограничения ими, галогены, металлические элементы, азот, кислород и сера. Неуглеводородные газы, такие как сероводород (H₂S), азот (N₂) и диоксид углерода (CO₂), могут добываться вместе с углеводородами или в дополнение к ним. Углеводороды и неуглеводородные газы могут добываться из углеводородных коллекторов через скважины, проникающие в пласт, содержащий углеводороды. Углеводороды, извлекаемые из углеводородного коллектора, могут включать в себя, но без ограничения ими, нефтепродукты, кероген, битум, пиробитум, асфальтены, смолы, нефть, природный газ или комбинацию из них. Углеводороды и неуглеводородные газы могут располагаться в геологической среде внутри минеральных матриц или вблизи них, называемых коллекторами. Матрицы могут включать в себя, но без ограничения ими, осадочную породу, пески, силикаты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды.

[0021] Используемый в этой заявке термин «добыча углеводородов» или «добываемые углеводороды» относится к любой активности, связанной с извлечением углеводородов из скважины или другого вскрытия месторождения. Добычей углеводородов обычно называют любую деятельность, осуществляемую в скважине или относительно нее после заканчивания скважины. В соответствии с этим добыча или извлечение углеводородов включает в себя не только первичное извлечение углеводородов, но также способы вторичной или третичной добычи, такие как нагнетание газа или жидкости для повышения давления вытеснения, придания подвижности углеводороду, или обработка, например, химическими реагентами, или гидравлический разрыв пласта в буровой скважине для содействия повышенному движению флюида, обслуживание скважины, каротаж скважины и другие обработки приствольной зоны и буровой скважины.

[0022] Используемый в этой заявке термин «инертные газы» относится к ряду химически инертных элементов, которые имеют подобные свойства. Шесть инертных газов, которые встречаются в природе, представляют собой гелий (He), неон (Ne), аргон (Ar), криптон (Kr), ксенон (Xe) и радон (Rn). Инертные газы, которые рассматриваются в этом раскрытии, представляют собой He, Ne, Ar, Kr и Xe.

[0023] Используемый в этой заявке термин «изотоп» относится к одному из двух или нескольких атомов с одним и тем же атомным номером, но с разным количеством нейтронов. Например, гелий может иметься в виде одного из двух изотопов: ³He, который имеет 2 протона и 1 нейтрон (в этой заявке обозначается как ³He); и ⁴He, который имеет 2 протона и 2 нейтрона.

[0024] Используемый в этой заявке термин «сигнатуры» относится к относительным содержаниям, концентрациям и/или отношениям различных элементов и изотопов данных видов.

[0025] Используемый в этой заявке термин «пластовая вода» относится к любой воде, находящейся в пласте, который может иметься в коллекторной породе, однако вода в пласте может также встречаться в водоносных горизонтах, осадочных отложениях или может быть не связана с залеганием углеводородов. Для задач, обозначенных в этой заявке, основное внимание сосредоточено на воде, встречающейся в пористых средах внутри залежи или непосредственно под ней, но в контакте с залежью углеводородов (то есть на водяной части залежи). Она может быть а) метеорного происхождения, b) обусловлена всасыванием поверхностных вод, таких как дождевая вода или морская вода, которые мигрировали через проницаемую породу в пласт, и с) водой, захваченной в осадочном отложении во время залегания и оставшейся на месте.

[0026] Используемый в этой заявке термин «время пребывания» относится к периоду времени, в течение которого пластовая вода присутствует в геологической среде, и может считаться возрастом пластовой воды.

[0027] Используемый в этой заявке термин «радиогенный» относится к образованию или созданию вещества через радиоактивный распад другого вещества. Радиогенные инертные газы включают в себя ⁴He, ²¹Ne, ⁴⁰Ar, ⁸²Kr, ⁸⁶Kr, ¹²⁹Xe, ¹³⁰Xe и ¹³⁶Xe.

[0028] Используемый в этой заявке термин «представляющий интерес регион» относится к интервалу, участку или коллектору, где углеводороды, неуглеводородные газы и/или вода могут находиться. «Представляющими интерес регионами» именуются многочисленные интервалы, участки или коллекторы, где углеводороды, неуглеводородные газы и/или вода могут находиться.

[0029] Используемый в этой заявке термин «межрегиональный» или «межучастковый» относится к сравнениям многочисленных геохимических характерных признаков, получаемых из многочисленных представляющих интерес регионов, включающих в себя, но без ограничения ими, участки, интервалы или коллекторы. Отклонения межрегиональных характерных признаков можно получать на основании различных пропорций индивидуальных представляющих интерес регионов, вносящих вклад в объединенный поток в процессе добычи, многочисленных участков, которые связаны в геологической среде, которые позволяют получить характерный признак, согласованный с многочисленными входными данными, и т.п. «Внутрирегиональный» или «внутриучастковый» относятся к сравнениям многочисленных геохимических характерных признаков, получаемых из одного представляющего интерес региона, в том числе, но без ограничения ими, из участков, интервалов или коллекторов. Отклонения «внутриучастковых» характерных признаков получают на основании изменений свойств в одном представляющем интерес регионе, например, добываемых флюидов или процессов, происходящих в одном представляющем интерес регионе.

[0030] Используемый в этой заявке термин «характерный признак» или «геохимический характерный признак» относится к совокупности геохимических сигнатур, которые связаны с конкретным, представляющим интерес регионом.

[0031] Используемый в этой заявке термин «сигнатуры» относится к химическим или геохимическим составам, компонентам, концентрациям или отношениям одних или нескольких элементов, изотопов, соединений или подобных им. Эти сигнатуры могут быть получены для одного или нескольких из углеводородов, неуглеводородных газов, воды, инертных газов и скученных изотопов.

[0032] Используемый в этой заявке термин «термогенный» относится к углеводородам, образованным из керогена, который в настоящее подвергается или раньше подвергался воздействию высокой температуры и давления.

[0033] Используемый в этой заявке термин «снижение риска» относится к оценке возможности присутствия нежелательных веществ, таких как H₂S, CO₂, в концентрациях, которые делают добычу или очистку углеводородов более трудной или уменьшают количество добываемых углеводородов.

[0034] Используемый в этой заявке термин «компьютерный компонент» относится к компьютерному объекту, аппаратному обеспечению, встроенной программе, программному обеспечению, сочетанию из них или к программному обеспечению при выполнении. Например, компьютерным компонентом могут быть, но без ограничения ими, процесс, выполняемый на процессоре, процессор, объект, выполняемый файл, выполняемый поток, программа и/или компьютер. Один или несколько компьютерных компонентов могут находиться в процессе и/или выполняемом потоке и компьютерный компонент может быть локализован на одном компьютере и/или распределен между двумя или большим количеством компьютеров.

[0035] Используемый в этой заявке термин «считываемый компьютером носитель» или «материальный считываемый компьютером носитель» относится к любому материальному запоминающему устройству, которое участвует в снабжении процессора инструкциями для выполнения программы. Такие носители могут иметь многочисленные формы, включая, но без ограничения или, энергонезависимые носители и энергозависимые носители. Например, энергонезависимые носители включают в себя энергонезависимое оперативное запоминающее устройство или магнитные или оптические диски. Энергозависимые носители включают в себя динамическое запоминающее устройство, такое как основное запоминающее устройство. Считываемые компьютером носители могут включать в себя, например, дискету, гибкий диск, жесткий диск, магнитную ленту или любой другой магнитный носитель, магнитооптический носитель, компакт-диск, доступный только для чтения и другой оптический носитель, оперативное запоминающее устройство, программируемое постоянное запоминающее устройство и стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство, флэш-память, твердотельный носитель, подобный голографической памяти, карту памяти или любую другую микросхему памяти или модуль, или любой другой физический носитель, который может считываться компьютером. При конфигурировании считываемых компьютером носителей в качестве базы данных следует понимать, что база данных может быть базой данных любого вида, такой как реляционная, иерархическая, объектно-ориентированная и/или подобная. В соответствии с этим примеры вариантов осуществления предложенных способов могут считаться включающими материальный носитель данных или материальный дистрибутивный носитель и принятые в данной области техники эквиваленты и альтернативные носители, на которых сохраняются реализации программного продукта, используемого при осуществлении предложенных способов.

[0036] Некоторые части подробного описания, которые следуют ниже, представлены в виде процедур, этапов, логических блоков, обработки и других символических представлений операций относительно битов данных в памяти компьютера. Эти описания и представления являются средством, используемым специалистами в области обработки данных, для более эффективной передачи сущности их работы другим специалистам. В настоящей заявке процедуру, этап, логический блок, процесс или что-либо подобное следует воспринимать как логическую последовательность этапов или инструкций, приводящую к желаемому результату. Для этапов требуется физическая обработка физических величин. Обычно, хотя необязательно, эти величины имеют форму электрических или магнитных сигналов, которые можно сохранять, передавать, объединять, сравнивать и иным образом обрабатывать в вычислительной системе.

[0037] Однако следует помнить, что все эти и подобные термины должны быть связаны с соответствующими физическими величинами и представляют собой лишь удобные пояснения, придаваемые этим величинам. Из последующих рассмотрений станет очевидно, что во всей настоящей заявке, если особо не оговорено иное, рассмотрения с использованием терминов, таких как «моделирование», «модификация», «измерение», «сравнение», «определение», «анализ», «вывод», «отображение», «оценивание», «интегрирование» или аналогичные, относятся к действиям и процессам вычислительной системы или аналогичного электронного вычислительного устройства, которое преобразует данные, представленные в виде физических (электронных) величин в регистрах и запоминающих устройствах вычислительной системы, в другие данные, подобные представленным в виде физических величин в запоминающих устройствах или регистрах вычислительной системы или в других таких устройствах хранения, передачи или отображения информации. Примеры способов можно лучше понять при обращении к схемам последовательностей операций.

[0038] Хотя для простоты пояснения представляемые методологии показываются и описываются в виде последовательности блоков, следует понимать, что методологии не ограничены порядком блоков, поскольку некоторые блоки могут следовать в ином порядке и/или одновременно с другими блоками из числа показанных и описанных блоков. Кроме того, не все показанные блоки требуются для реализации примера методологии. Блоки могут быть объединены или разделены на многочисленные компоненты. Кроме того, в дополнительных и/или альтернативных методологиях могут использоваться дополнительные непоказанные блоки. Хотя на чертежах показаны различные, последовательно происходящие действия, следует понимать, что различные действия могут происходить одновременно, по существу параллельно и/или по существу в различные моменты времени.

[0039] В нижеследующем разделе конкретные варианты осуществления раскрываемых методологий и технологий описываются применительно к раскрываемым аспектам и технологиям. Однако в том смысле, что нижеследующее описание является специфическим для конкретного аспекта, технологии или конкретного использования, оно предназначено быть только примером и не ограничено раскрываемыми аспектами и технологиями, описываемыми ниже, а точнее, включает в себя все варианты, модификации и эквиваленты, попадающие в объем прилагаемой формулы изобретения.

[0040] Это настоящее раскрытие включает в себя систему и способ для более эффективной добычи углеводородов путем использования наблюдения за коллектором. В частности, предложенными способами предоставляется новый набор консервативных геохимических индикаторов, которые обладают большей изменчивостью, чем индикаторы из современных способов, и которые отображают чувствительность к химическим и/или физическим процессам, что позволяет получить технологию более эффективного статического и динамического мониторинга коллектора. В частности, при некоторых применениях способом предоставляется механизм для раннего прогнозирования и/или идентификации начала физических процессов, которые возникают в коллекторах, перед действием, наблюдаемым в продуктивной скважине. Этот прогноз можно использовать для улучшения стратегий истощения путем реагирования на изменения добычи прежде чем изменения станут значительной проблемой. То есть стратегию истощения можно корректировать, чтобы сокращать периоды закрытия скважины и в конечном счете повышать добычу углеводородов. В соответствии с этим объединение геохимических индикаторов и физических свойств дает ценный недорогой способ прогнозирования, которым обеспечивается более широкий набор технологий для наблюдения за коллектором.

[0041] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления предложенные способы могут включать в себя объединение сигнатур скученных изотопов углеводородов и неуглеводородных газов (например, CO₂, H₂S, N₂, H₂) с элементными и изотопными сигнатурами инертных газов, полученными на основании проб газа, нефти, воды и флюидного включения. Использование этих двух геохимических технологий, которые представляют собой геохимию скученных изотопов и геохимию инертных газов, может повысить качество процесса наблюдения за коллектором. При сочетании и объединении с традиционными геохимическими технологиями, такими как молекулярная геохимия (например, метана, этана, диоксида углерода, азота), геохимия объемов (например, смесей газов) или геохимия стабильных изотопов (например, углерода, водорода, азота, серы) углеводорода и неуглеводородных газов, и с физическими измерениями (например, давления, объема и температуры (ДОТ)) этими способами обеспечивается повышение качества наблюдения за коллектором на основании проб с идентификацией отдельных, представляющих интерес регионов (например, коллекторов, интервалов или участков) и последующим мониторингом добываемых углеводородов. То есть новые геохимические индикаторы можно использовать при выполнении способов наблюдения за коллектором, таких как распределение добычи, когда традиционные способы не обладают необходимой чувствительностью для проведения различия между потоками из различных, представляющих интерес регионов. Кроме того, впервые предоставляется механизм, с помощью которого можно заблаговременно прогнозировать или идентифицировать начало химических и/или физических процессов, таких как выпадение жидкости, которые могут оказывать отрицательное влияние на отдачу пласта. Этой технологией предоставляется механизм изменения стратегий добычи для предотвращения или уменьшения влияния таких процессов на добычу углеводородов.

[0042] Инертные газы (He, Ne, Ar, Kr и Xe) представляют собой группу химически инертных или консервативных газов, которые имеют низкую распространенность в природе в системах земной коры. Различные физические процессы приводят к образованию различных залежей инертных газов (мантийных, атмосферных залежей и залежей в земной коре), соответствующих различиям в изотопном составе и относительных содержаниях элементов. Низкое содержание и особый изотопный характер инертных газов в различных залежах означает, что вклады от этих различных источников в накопленный флюид земной коры, например в углеводородную залежь, часто можно разрешать и количественно оценивать (Ballentine and Burnard, 2002). См., например, Ballentine C.J. and Burnard P.G., “Production, release and transport of noble gases in the continental crust”, Reviews in Mineralogy and Geochemistry, 47, 481-538, 2002. Состав инертных газов в коллекторе регулируется количеством атмосферных инертных газов (например, 20Ne, 36Ar), вносимых из пластовой воды, и приростом радиогенных инертных газов (например, 4He, 40Ar), образующихся при радиоактивном распаде в коллекторе минералов, содержащих уран, торий или калий. Этот последний компонент в конечном счете регулируется концентрацией этих минералов и масштабами времени, в течение которого происходит прирост. Консервативный характер инертных газов означает, что они не вовлекаются в химические или биологические процессы, которые могут влиять на другие геохимические индикаторы. Однако они чувствительны к физическим процессам, таким как фазовое разделение, извлечение тяжелых углеводородных газов и дегазация.

[0043] Концентрации инертных газов в нефти, газе и воде базируются на совместном влиянии растворимостей их, которые являются функцией давления, температуры и состава флюида (ДТС), превалирующими во время растворения или выделения из раствора, взаимодействия и смешения с другими флюидами, и прироста инертных газов в результате радиоактивного распада минералов в земной коре. Состояние ДТС воды в контакте с подземной углеводородной залежью можно оценить или измерить, размер углеводородной залежи можно оценить или вычислить на основании распределения растворимостей инертных газов между водой и углеводородами.

[0044] Например, один вариант осуществления может включать в себя способ определения объема и отношения газ/нефть, конденсат/газ, или газ/вода, или нефть/вода для подземной углеводородной залежи на основании пробы, относящейся к ней. Исходную концентрацию атмосферных инертных газов, присутствующих в пластовой воде в контакте с подземной углеводородной залежью, измеряют или моделируют. Модельную исходную концентрацию модифицируют путем учета прироста радиогенных инертных газов в течение времени пребывания пластовой воды. Получают пробу, относящуюся к подземной углеводородной залежи. Измеряют концентрации и изотопные отношения инертных газов, присутствующих в пробе. Измеренные концентрации и изотопные отношения атмосферных инертных газов и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе, сравнивают с измеренными/модифицированными модельными концентрациями в пластовой воде для множества процессов обмена. Определяют источник углеводородов, присутствующих в пробе. Сигнатуру атмосферного инертного газа, измеренную в углеводородной фазе, сравнивают с измеренной/модифицированной модельной концентрацией атмосферных инертных газов в пластовой воде для множества процессов обмена. Для подземной залежи определяют вид и объемное отношение углеводород/вода и/или газ/нефть, конденсат/газ и/или объем подземной залежи.

[0045] Согласно другому аспекту раскрыт способ определения типа и объема типа и объема подземной углеводородной залежи на основании анализа пробы, относящейся к ней. Пробу анализируют, чтобы определить геохимическую сигнатуру пробы. Определяют исходную концентрацию атмосферных инертных газов, присутствующих в пластовой воде в контакте с подземной углеводородной залежью. Прирост радиогенных инертных газов моделируют, чтобы модифицировать исходную концентрацию для заданных времен пребывания пластовой воды. Определяют время пребывания пластовой воды. Определяют степень взаимодействия с углеводородной фазой. Определяют происхождение пробы. Объемное отношение углеводород/вода определяют в случае, когда проба происходит из углеводородной залежи. Объем углеводородной залежи определяют на основании объемного отношения углеводород/вода.

[0046] Согласно еще одному аспекту раскрыт способ определения типа и объема подземной углеводородной залежи на основании пробы углеводородов, относящейся к ней. Определяют исходную концентрацию атмосферных инертных газов, присутствующих наряду с углеводородными видами. Диапазон ожидаемых концентраций атмосферных и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе, моделируют для диапазона времен пребывания и для различных степеней взаимодействия между пластовой водой и углеводородной фазой. Измеряют концентрации и изотопные отношения инертных газов, присутствующих в пробе. Измеренные концентрации инертных газов сравнивают с полученным моделированием диапазоном ожидаемых концентраций атмосферных и радиогенных инертных газов. С использованием результата сравнения определяют, вышли ли углеводороды, присутствующие в пробе, из подземной залежи. На основании измеренных концентраций инертных газов и полученного моделированием диапазона ожидаемых концентраций атмосферных и радиогенных инертных газов оценивают объемное отношение углеводород/пластовая вода для подземной углеводородной залежи. Объемное отношение углеводород/пластовая вода для подземной залежи объединяют с ограничениями метода отраженных волн, накладываемыми на объем углеводородной залежи и объем воды, присутствующей в углеводородной залежи, в результате чего определяют объем углеводородов, присутствующих в подземной залежи.

[0047] Вычислительная система включает в себя процессор и материальный машиночитаемый носитель данных, на котором сохраняются машиночитаемые инструкции для исполнения процессором. Машиночитаемые инструкции включают в себя код для определения ожидаемой концентрации изотопологов углеводородных видов; код для моделирования с использованием высокоуровневых неэмпирических вычислений ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в пробе; код для измерения сигнатуры скученного изотопа изотопологов, присутствующих в пробе; код для сравнения сигнатуры скученного изотопа с ожидаемой концентрацией изотопологов; и код для определения с использованием результата указанного сравнения, происходят ли углеводороды, присутствующие в пробе, непосредственно из материнской породы или углеводороды, присутствующие в пробе, вышли из подземной залежи.

[0048] Геохимия скученных изотопов основана на вариации распределения изотопов в пределах молекулы, которая приводит к молекулам, которые идентичны по элементному составу, но могут различаться по изотопному составу отдельных атомов в пределах молекулы. Эти виды называют изотопологами. Например, имеются три изотополога азота (¹⁴N₂, ¹⁵N¹⁴N и ¹⁵N₂). Изотополог, в котором два или большее количество редких изотопов присутствуют в непосредственной близости (то есть изотопные «комки»), называют многократно замещенным изотопологом или скученным изотопом (например, ¹⁵N₂). Изотополог углеводорода включает в себя углеводородные соединения (например, атомы углерода и водорода), которые имеют природные изотопы ¹²С, ¹³С, ¹Н или ²Н (дейтерий или D). ¹²С образует 98,93% углерода на земле, тогда как 13С образует оставшиеся 1,07%. Аналогичным образом, распространенность на земле изотопа ¹Н составляет 99,985%, тогда как распространенность ²Н составляет 0,015%. Сигнатура скученного изотопа любой молекулы является функцией (i) не зависящего от температуры случайно заселенного процесса (стохастического распределения) и (ii) термически равновесного изотопного обмена. Последний процесс может регулироваться окружающей температурой или зависеть от нее. Стохастическое распределение любого изотополога можно определять по объемным сигнатурам изотопов видов, из которых он получен. Например, для определения стохастического распределения изотопологов метана требуется знание сигнатур ¹³С и D метана.

[0049] Например, один вариант осуществления может включать в себя способ определения местоположения подземной углеводородной залежи или представляющего интерес региона на основании пробы вещества естественного происхождения. Согласно способу определяют ожидаемую концентрацию изотопологов углеводородных видов. Ожидаемую температурную зависимость изотопологов, присутствующих в пробе, моделируют с использованием высокоуровневых неэмпирических вычислений. Измеряют сигнатуру скученного изотопа изотопотологов, присутствующих в пробе. Сигнатуру скученного изотопа сравнивают с ожидаемой концентрацией изотопологов. Определяют текущую равновесную температуру хранения углеводородных видов в представляющем интерес регионе. Определяют местоположение представляющего интерес региона. Различные аспекты предложенных способов дополнительно показаны на фиг. с 1 по 5.

[0050] На фиг. 1 представлена блок-схема 100 последовательности действий при добыче углеводородов согласно варианту осуществления предложенных способов. Блок-схема 100 последовательности действий включает в себя сбор проб флюидов (например, воды, газа и/или нефти) и проб материалов (например, образцов обломков выбуренной породы или кернов) из изолированных, представляющих интерес регионов (например, участков, интервалов или коллекторов). Блок-схема 100 последовательности действий включает в себя этап бурения, который включает в себя блоки с 102 по 106, этап анализа, который включает в себя блоки с 108 по 118, и последующий этап добычи углеводородов, который включает в себя блоки с 120 по 124.

[0051] Прежде всего способ включает в себя этап бурения, который включает в себя блоки с 102 по 106. Согласно блоку 102 определяют местоположение скважины, чтобы получить доступ к углеводородам. Определение места бурения может быть основано на различных данных и моделях, связанных с подземным регионом. Согласно блоку 104 скважину пробуривают до подземного коллектора, имеющего углеводороды. Бурение скважины можно производить с использованием обычных способов. Затем, как показано в блоке 106, можно получить пробы. Пробы, которые могут включать в себя пробы флюидов (например, воды, газа и/или нефти) и пробы материалов (например, образцов обломков выбуренной породы или кернов) из изолированных, представляющих интерес регионов, можно получать одновременно с бурением скважины или после бурения скважины. Пробы флюидов можно собирать такими способами, как опробование пласта во время бурения (ОПБ) испытателем, спускаемым на колонне бурильных труб, получение сепараторных проб, отбор проб модульным испытателем пласта (МИП) или аналогичными, тогда как пробы материалов или образцы кернов или обломков выбуренной породы обычно собирают при бурении скважины. Кроме того, процесс получения пробы может зависеть от вида пробы и задачи, которая должна быть решена (например, отбор пробы флюидных включений в противоположность отбору пробе газов). Например, как отмечено ниже в блоке 110, пробы для анализа инертных газов можно собирать в пробоотборники, в которых предотвращается проникновение атмосферных загрязнителей в газы.

[0052] После получения проб выполняют этап анализа, который включает в себя блоки с 108 по 118. При наличии полученных проб над пробами можно выполнять действия согласно одному или нескольким из блоков 108, 110 и 112. Различные способы анализа могут включать в себя измерение молекулярной и изотопной геохимии в пробе, показанное в блоке 108, измерение составов инертных газов в пробе, показанное в блоке 110, и/или измерение составов скученных изотопов в пробе, показанное в блоке 112. Измерения молекулярной геохимии, геохимии объемов и изотопной геохимии проб газа, воды и нефти выполняют, чтобы охарактеризовать органическую сигнатуру флюидов, в том числе воды и углеводородов, извлеченных из пробы. Они могут включать использование сочетания газовой хроматографии и масс-спектрометрии (ГХ-МС), сочетания двухколоночной газовой хроматографии и масс-спектрометрии, а также жидкостной хроматографии. Кроме того, можно выполнять неорганический анализ проб. Он может включать в себя, но без ограничениями ими, масс-спектрометрию с индуктивно связанной плазмой (МС-ИСП) и оптическую эмиссионную спектроскопию с индуктивно связанной плазмой. Кроме того, можно выполнять анализ химического состава газов и он может включать в себя масс-спектрометрию изотопного отношения и газовую хроматографию. Измерение относительного содержания каждого изотопа инертного газа можно выполнять в соответствии со стандартными способами экстракции с использованием масс-спектрометрии. Измерение относительного содержания каждого скученного изотопа или изотополога можно выполнять с использованием многочисленных способов, таких как масс-спектрометрия и/или лазерная спектроскопия.

[0053] Затем согласно блоку 114 могут быть интерпретированы составы инертных газов и/или скученных изотопов. Интерпретация может включать в себя получение характеристик элементов инертного газа и изотопных сигнатур, а также сигнатур скученных изотопов, которые могут приводить к возникновению характерного признака пробы. Составы, получаемые в результате анализа инертного газа и/или скученного изотопа, можно интерпретировать в контексте отдельного, представляющего интерес региона, такого как коллектор или участок. Сигнатуры инертного газа из различных, представляющих интерес регионов разнятся вследствие различий в минералогии коллекторов (которые обусловлены концентрациями радиогенного инертного газа), предыстории флюида (например, имелись потери инертных газов вследствие дегазации нефти, растворения в пластовых водах, которые впоследствии мигрируют, и т.д.) и взаимодействий между флюидными фазами в коллекторе. Точно так же сигнатуры скученных изотопов могут различаться в коллекторах вследствие чувствительности их к температуре коллектора и сигнатурам стабильных изотопов. Сигнатуры стабильных изотопов могут не различаться в представляющих интерес регионах, таких как участки или коллекторы, однако сигнатуры скученных изотопов разнятся в представляющих интерес регионах при различных температурных режимах, но могут не различаться на участках одного и того же коллектора.

[0054] Согласно блоку 116 геохимические сигнатуры скученного изотопа и инертного газа объединяют с данными из других геохимических способов. Эти геохимические способы могут включать в себя традиционные молекулярные и изотопные способы, которые включают в себя, но без ограничения ими, сигнатуры биологических маркеров, стабильные изотопы углерода и водорода и составы неуглеводородных газов (например, H₂S, N₂, CO₂). Кроме того, эти интерпретации могут быть дополнительно уточнены объединением с другими традиционными геохимическими данными, перечисленными выше, для идентификации общих различий, связанных с дополнительными параметрами, таких как фации источника, термическая зрелость и отношение термогенного и биогенного газов, происхождение неуглеводородных газов и т.д. Затем согласно блоку 118 характерный признак представляющего интерес региона определяют при наличии многочисленных геохимических сигнатур. Характерный признак представляющего интерес региона может включать в себя сочетание одних или нескольких проанализированных данных, которые можно использовать в качестве различных индикаторов. Этот характерный признак является однозначно определенным для отдельных, представляющих интерес регионов (например, участков, интервалов или коллекторов, представляющих интерес). После того как характерные признаки представляющего интерес региона получены, их можно использовать в широком диапазоне работ по наблюдению за коллектором и улучшению стратегий истощения запасов.

[0055] После того как характерные признаки представляющего интерес региона определены, выполняют этап добычи углеводородов, который включает в себя блоки 120 и 124. Согласно блоку 120 углеводороды добывают на основании характерного признака представляющего интерес региона. Углеводороды можно добывать из углеводородного коллектора или залежи на основании стратегии истощения запасов. Добыча может включать в себя установку эксплуатационного оборудования, выполненного с возможностью мониторинга и добычи углеводородов из продуктивных интервалов, на которых обеспечивается доступ к коллектору, расположенному в подземном пласте. Эксплуатационное оборудование может включать в себя одну или несколько установок для извлечения или управления потоком продуктивных флюидов, таких как углеводороды и/или вода, из пласта. Для получения доступа к продуктивных интервалам эксплуатационное оборудование может быть соединено с фонтанной арматурой и различными распределительными клапанами через распределительный составной шланг, насосно-компрессорную колонну для прохождения флюидов из фонтанной арматуры в эксплуатационное оборудование, а также соединено с распределительной трубой для гидравлических и электрических устройств, и распределительным кабелем для связи с другими устройствами в буровой скважине.

[0056] Согласно блоку 122 выполняют наблюдение за коллектором относительно углеводородов на основании характерного признака представляющего интерес региона. То есть анализируют добываемые флюиды, чтобы определять геохимические сигнатуры. Эти геохимические сигнатуры можно определять способом, аналогичным способам, использованным согласно одному из блоков с 108 по 116. Пример наблюдения за коллектором дополнительно описан на фигуре 2.

[0057] Согласно блоку 124 корректировки добычи выполняют на основании, по меньшей мере частично, характерного признака представляющего интерес региона. Эти корректировки могут включать в себя выполнение одной или нескольких эксплуатационных задач для повышения добычи углеводородов. В качестве примера эксплуатационные задачи могут включать в себя уменьшение или прерывание движения флюида из одного или нескольких коллекторов.

[0058] Мониторинг сигнатур инертного газа и/или скученного изотопа как часть наблюдения за коллектором может выгодно предоставлять дополнительный механизм для упреждающего реагирования на изменения добычи из буровой скважины.

[0059] Наблюдение за коллектором можно осуществлять рядом различных способов. Для примера на фигуре 2 показана блок-схема 200 последовательности действий при использовании различных способов наблюдения за коллектором согласно примеру варианта осуществления предложенных способов. Согласно этой блок-схеме 200 последовательности действий однозначный естественный или основанный на добыче геохимический характерный признак многочисленных, представляющих интерес регионов можно использовать для повышения качества операций по наблюдению за коллектором. В частности, характерный признак представляющего интерес региона, который можно определять согласно указанному выше в блоке 118 из фиг. 1, можно использовать в части операций по наблюдению за коллектором. Благодаря использованию характерных признаков представляющего интерес региона, определенных в виде профиля коллектора, при наблюдении за коллектором можно прогнозировать потенциальные проблемы, связанные с добычей из буровой скважины, на основании характерных признаков различных, представляющих интерес регионов, которые могут включать в себя один или несколько участков, интервалов или коллекторов, представляющих интерес. В дополнение к этому наблюдение за коллектором можно также использовать для улучшения распределения добычи.

[0060] В соответствии с этой блок-схемой 200 последовательности действий наблюдение за коллектором осуществляют с использованием характерного признака представляющего интерес региона согласно блоку 202. Наблюдение за коллектором можно осуществлять относительно добываемых флюидов (например, нефти, газа и воды), которые анализируют для определения геохимических сигнатур, приведенных выше применительно к блоку 122 из фиг. 1. Выполнение наблюдения за коллектором может включать в себя выполнение определенных анализов на основе аспекта, подлежащего мониторингу. То есть определенные индикаторы (например, геохимические сигнатуры) могут относиться к естественной/геологической композиционной изменчивости (например, к «межрегиональным» аспектам), которая рассмотрена в блоках с 204 по 208, тогда как другие индикаторы могут относиться к вызываемой добычей углеводородов композиционной изменчивости (например, к «внутрирегиональным» аспектам), которая рассмотрена в блоках с 210 по 214.

[0061] Один аспект наблюдения за коллектором основан на изменчивости геохимических характерных признаков различных, представляющих интерес регионов (например, участков, интервалов, коллекторов, представляющих интерес), которую можно отнести к межрегиональной изменчивости, показанной в блоке 204, возникающей в результате действия природных или геологических процессов. Эти компоненты характерного признака могут быть статическими (например, статическим характерным признаком представляющего интерес коллектора) и могут не изменяться в течение периодов времени добычи. Примеры наблюдений за коллектором, которые основаны на этих природных или статических характерных признаках, включают в себя, но без ограничения ими, распределение добычи, упомянутое в блоке 206, и анализ связности коллектора, упомянутый в блоке 208.

[0062] Другой аспект наблюдения за коллектором основан на динамической изменчивости геохимических характерных признаков (например, на динамическом характерном признаке представляющего интерес региона) в пределах отдельных представляющих интерес регионов (например, в пределах участка, интервала или коллектора, представляющих интерес), которую можно отнести к внутрирегиональной изменчивости, упомянутой в блоке 210, возникающей во время добычи углеводородов. Компоненты характерного показателя чувствительны к химическим и/или физическим процессам, таким как фазовое разделение и дегазация, которые возникают вследствие изменений физических условий, таких как давление и температура. Примеры наблюдений за коллектором, которые основаны на этих динамических, вызываемых добычей углеводородов характерных признаках, включают в себя, но без ограничения ими, прогнозирование прорыва воды, упомянутое в блоке 212, и идентификацию с упреждением внутриколлекторного фазового разделения, упомянутую в блоке 214.

[0063] Как отмечалось выше, при наблюдении за коллектором можно использовать изменчивость геохимических характерных признаков различных, представляющих интерес регионов, таких как участки, интервалы или коллекторы, представляющие интерес, для улучшения различных межрегиональных аспектов, таких как распределение добычи, связность коллектора и аналогичные аспекты, и/или внутрирегиональных аспектов, таких как прогнозирование прорыва воды и идентификация с упреждением внутриколлекторного фазового разделения. Изменения характерных признаков представляющих интерес регионов (региона) используют для осуществления межрегионального и внутрирегионального наблюдения за коллектором. При этом мониторинге можно измерять изменения смешанных флюидов, обусловленные изменениями количественного соотношения между жидкостями, газами или водой, получаемыми из многочисленных участков, интервалов или коллекторов, которые сравнивают с ранее полученными пробами или определенными геохимическими характерными признаками. В частности, в этих характерных признаках могут учитываться физические свойства и геохимические сигнатуры, связанные с каждым отдельным регионом. Физические характеристики или свойства могут включать в себя, но без ограничения ими, температуру и давление коллектора. Эти измерения можно получать на основании характеристики давление-объем-температура (ДОТ) проб или чего-либо подобного.

[0064] В качестве примера на фиг. 3 представлена блок-схема 300 последовательности действий при применении геохимического характерного признака к наблюдению за коллектором согласно примеру варианта осуществления предложенных способов. В соответствии с этой блок-схемой 300 последовательности действий изменения геохимического характерного признака используют для осуществления межрегионального наблюдения за коллектором. Этот способ может включать в себя этап разработки, который включает в себя блоки с 302 по 304, и этап мониторинга, который включает в себя блоки с 306 по 314.

[0065] Этап разработки, который включает в себя блоки с 302 по 304, можно использовать для образования характерного признака представляющего интерес региона и разработки стратегии истощения запасов, в которой учитываются многочисленные геохимические сигнатуры. Согласно блоку 302 физические свойства и геохимические сигнатуры можно объединить, чтобы образовывать однозначный геохимический характерный признак представляющего интерес региона (например, отдельного участка, интервала или коллектора, представляющих интерес). Отдельный характерный признак можно образовывать для каждого из различных, представляющих интерес регионов (например, участка, интервала или коллектора). Затем согласно блоку 304 определяют заданные состав и качество добываемых флюидов (например, нефти, газа и/или воды). Заданные состав и качество добываемых флюидов можно формулировать и использовать в качестве части стратегии истощения запасов. Стратегию истощения запасов разрабатывают для обеспечения заданного состава с учетом заданной добычи углеводородов (например, заданных качества и количества), ограниченной добычи менее желательных компонентов (например, H2S), а также инфраструктуры и допусков на оборудование. Эту стратегию истощения запасов можно осуществлять при идентификации количественных соотношений между различными участками, интервалами и/или коллекторами, из которых вносится вклад в совместно добываемые флюиды. Кроме того, добычу из отдельных участков, интервалов или коллекторов необходимо корректировать, чтобы в течение временного интервала добычи состав оставался в заданных диапазонах. Заданные состав и качество могут включать в себя добычу нефти с заданными плотностью в градусах Американского нефтяного института, концентрацией H2S, содержанием асфальтена и парафина, кислотностью, отношением газ/нефть, отношением газ/вода и т.п.

[0066] После этапа разработки выполняют этап мониторинга, который включает в себя блоки с 306 по 314. Согласно блоку 306 разрабатывают стратегию распределения добычи и истощения запасов, чтобы получить заданные состав, дебит и физические свойства. Состав, дебит и физические свойства могут включать в себя отношение конденсат/газ, сухость газа, рабочее давление и выход воды. Согласно блоку 307 в процессе добычи можно осуществлять мониторинг физических свойств, содержащих температуру и давление, с использованием датчиков в скважине или на поверхности. Также согласно блоку 307 геохимию добываемого флюида (нефти, газа и/или воды) получают из одного или нескольких подземных регионов (например, из одного или нескольких участков, интервалов и/или коллекторов) и осуществляют мониторинг ее. Добываемые флюиды можно получать из буровой скважины (например, модульным испытателем пласта (МИП)) или на поверхности (например, из одного или нескольких сепараторов, из которых выпускаются вода, нефть или газ). В некоторых вариантах осуществления эти пробы можно получать из буровой скважины и связанного с ней отдельного участка, интервала и/или коллектора, тогда как другие варианты осуществления могут включать в себя мониторинг смесей добываемых флюидов из различных подземных регионов. Мониторинг физических свойств и получение проб этих добываемых флюидов можно осуществлять в различные моменты времени на протяжении временных интервалов добычи, чтобы получать данные относительно того, в какой степени представляющие интерес подземные регионы являются продуктивными по сравнению с прогнозируемыми вкладами. Затем согласно блоку 308 определяют, имеется ли изменение геохимического характерного признака или физических свойств. Это определение может включать в себя сравнение геохимического характерного признака добываемых флюидов с исходным геохимическим характерным признаком добываемых флюидов, которые являются частью представляющего интерес региона. Сравнение может включать в себя вычисление изменения одной или нескольких из геохимических сигнатур добываемого флюида, связанного с одним или несколькими из различных отдельных участков, интервалов и/или коллекторов. Если изменение сигнатур не наблюдается, процесс можно продолжить, как описано в блоке 307, для мониторинга физических свойств и геохимического характерного признака добываемых флюидов.

[0067] Как отмечено в блоке 310, если изменения состава произошли, можно идентифицировать источник изменения. Например, когда из многочисленных, представляющих интерес регионов вносятся вклады в добываемый флюид (совместный флюид), мониторинг геохимического характерного признака добываемого флюида позволяет идентифицировать повышение концентрации радиогенных инертных газов, которое является результатом повышенного вклада из одного, представляющего интерес региона в добываемый флюид. Затем согласно блоку 312 моделируют изменения геохимических сигнатур и свойств флюидов, обусловленные изменениями долей, вкладываемых из каждого подземного региона. Моделирование может охватывать корпорацию из одной или нескольких моделей определенных геохимических сигнатур или свойств флюидов (например, сигнатур инертных газов, изменений давления или отношения конденсат/газ (ОКГ). Например, понимание статической сигнатуры инертного газа из различных, представляющих интерес регионов можно использовать для количественного определения относительных вкладов из различных регионов при идентификации отклонений от ожидаемой сигнатуры согласно блоку 308. Эту информацию можно объединять со сведениями относительно режима давления этих различных, представляющих интерес регионов. Поэтому пробы этих флюидов, добываемых из различных интервалов в пределах временных интервалов добычи, можно использовать совместно с моделью для получения некоторой дополнительной информации и данных относительно того, в какой степени представляющие интерес подземные регионы являются продуктивными по сравнению с прогнозируемыми вкладами. Затем при необходимости изменений модель можно использовать для определения прогнозируемого характерного признака добываемого газа. Согласно блоку 314 стратегию истощения запасов можно корректировать для поддержания заданных состава, качества и дебитов. Эта корректировка стратегии истощения запасов может быть основана на определении моделей, разработанных согласно блоку 312. То есть добычу из отдельных участков, интервалов или коллекторов можно корректировать, чтобы оставаться в пределах заданных диапазонов геохимических характерных признаков или физических свойств из стратегии истощения запасов.

[0068] В то время как традиционными способами наблюдения за коллектором не всегда можно провести различие между различными подземными регионами, предложенными способами выгодно предоставляются дополнительные усовершенствования способов наблюдения за коллектором, которыми обеспечиваются значительные расширения технических возможностей относительно подземных регионов. То есть остальные способы наблюдения за коллектором могут быть основаны на меньшем количестве индикаторов (например, биологических маркеров или маркеров геохимии газов) и поэтому стабильные изотопные (δ¹³C, δD) и органические сигнатуры углеводородов, связанные со зрелостью, фациями источника и внутриколлекторными процессами изменения, могут не быть однозначно определенными для различных регионов в пределах представляющего интерес района. В результате этими способами не всегда можно провести различие между компонентами, получаемыми от одного и того же источника, которые имеют аналогичные зрелость и качество. В противоположность этому изотопная сигнатура инертных газов и сигнатура скученного изотопа углеводородов особенно чувствительны к небольшим изменениям температуры и состава коллекторных пород и обеспечивают однозначные геохимические индикаторы (например, компоненты в пределах профиля коллектора или геохимический характерный признак). Таким образом, предложенными способами обеспечиваются различимые индикаторы для проведения различия между различными подземными регионами. Кроме того, вероятно, что инертные газы и легкие углеводороды со скученными изотопами быстро приходят к равновесию в пределах одного региона и поэтому имеют постоянную сигнатуру на всем протяжении региона. Например, в расположенных друг над другом и разделенных на участки углеводородных коллекторах, в которых каждый участок имеет отличающуюся среднюю температуру, сигнатура скученного изотопа углеводородов повышена относительно случайного распределения. Это повышение однозначно чувствительно к средней температуре коллектора и по существу отражает температуру хранения в данном коллекторе.

[0069] В отличие от этого сигнатура инертного газа из любого данного, представляющего интерес региона в коллекторной породе однозначно отражает размер зерен, пористость и проницаемость, состав (например, концентрацию U, Th и K) и контакт с пластовой водой. В таком случае эта наследуемая сигнатура может находиться под влиянием процессов переноса (например, дисперсионных в противоположность диффузионным), оказывающих влияние на инертные газы и отражающих способность участка удерживать углеводороды. С учетом различных возрастов и гетерогенного характера осадков в коллекторных породах сигнатуры инертного газа и скученного изотопа углеводородов должны быть однозначно определенными для отдельных участков. Получением характеристик однозначных сигнатур обеспечивается механизм для идентификации вкладов различных коллекторов в добываемые флюиды, подлежащих количественному определению в скважине со смешанными флюидами.

[0070] Геохимическими характерными признаками, описанными в предложенных способах, обеспечиваются дополнительные механизмы для разрешения проблемы различий между подземными регионами, которые не могут предоставляться традиционными способами. То есть, всеобъемлющий набор новых доступных индикаторов образуют путем объединения традиционных геохимических способов, таких как геохимия стабильных изотопов, и биологических маркеров с сигнатурами скученного изотопа и инертного газа в контексте физических свойств. Этим всеобъемлющим геохимическим характерным признаком представляющего интерес региона в сочетании со статистическими способами или способами моделирования предоставляется значительно больше возможностей для идентификации едва заметных изменений в совместно добываемых флюидах, связанных с различными вкладами из конкретных участков, интервалов или коллекторов, до начала значительных изменений в продуктивном потоке. Соответственно, в таком случае можно корректировать стратегии истощения запасов и управление коллекторами, чтобы поддерживать заданные составы, качество и дебиты.

[0071] В качестве другого примера на фиг. 4 представлена альтернативная блок-схема 400 последовательности действий при применении геохимического характерного признака для выполнения наблюдения за коллектором согласно примеру варианта осуществления предложенных способов. Согласно этой блок-схеме 400 последовательности действий введением в рассмотрение инертных газов и скученных изотопов, описанным выше, обеспечиваются дополнительные индикаторы для выполнения динамического анализа связности коллектора с помощью периодического мониторинга полученных геохимических характерных признаков. Изменения геохимического характерного признака используют для выполнения внутрирегионального наблюдения за коллектором. То есть последовательностью действий предоставляется механизм для упреждающего внутрирегионального наблюдения за коллектором. При этом наблюдении за коллектором осуществляют мониторинг изменений геохимического характерного признака отдельных, представляющих интерес регионов, чтобы идентифицировать отклики геохимического характерного признака, которые возникают в результате начала химических или физических процессов в коллекторе. Способ может включать в себя этап разработки, который включает в себя блоки 402 и 404, и этап мониторинга, который включает в себя блоки с 406 по 414.

[0072] Этап разработки, который включает в себя блоки 402 и 404, можно использовать для образования характерного признака представляющего интерес региона и разработки стратегии истощения запасов, в которой учитывается геохимический характерный признак. Согласно блоку 402 объединяют физические свойства и геохимические сигнатуры, чтобы образовать однозначный геохимический характерный признак отдельного, представляющего интерес региона (например, участка, интервала или коллектора). Отдельный характерный признак можно образовывать для каждого из различных, представляющих интерес регионов. Геохимический характерный признак отдельного региона (например, участка, интервала или коллектора) сочетают или объединяют с физическими наблюдениями, которые включают в себя, но без ограничения ими, температуру и давление коллектора. Эти измерения можно получать на основании замеров давления, объема и температуры проб или чего-либо подобного. Затем согласно блоку 404 разрабатывают качественные руководящие принципы относительно изменений геохимических сигнатур добываемых флюидов (например, газа), чтобы идентифицировать вероятные физические или химические процессы. Качественными руководящими принципами могут предоставляться один или несколько руководящих принципов различных сценариев событий. Этот аспект может включать в себя разработку ряда качественных руководящих принципов, которые связывают химические или физические процессы, такие как прорыв воды, фазовое разделение или взаимодействие кислоты с породой, с изменениями характерного признака добываемых флюидов. В качестве примера при наблюдении за коллектором можно осуществлять мониторинг в буровой скважине изменений сигнатуры инертного газа. Можно осуществлять мониторинг картин элементного фракционирования в сигнатурах инертных газов из числа добываемых газов и использовать результаты для отображения определенных идентифицированных процессов, таких как прорыв воды или фазовое разделение. Например, сигнатурой инертного газа из добываемых углеводородов поддерживается сигнатура, которую можно использовать для идентификации взаимодействия углеводородной фазы с пластовыми водами, которые имеют высокое содержание атмосферных инертных газов. В качестве исходной точки концентрация инертных газов в природном газе является функцией трех переменных: (i) исходной концентрации и изотопной сигнатуры инертных газов в водной фазе, (ii) растворимости инертных газов в воде и нефти (растворимость инертных газов в нефти регулируется качеством нефти) и (iii) отношения объемов нефть/вода, газ/вода или газ/нефть/вода. С учетом соотношения между тремя переменными любое изменение отношения нефть/вода, газ/вода или газ/нефть/вода приводит к изменению сигнатуры инертного газа из газовой фазы.

[0073] В качестве другого примера фазовое разделение может возникать во время добычи. Добыча газовой фазы может происходить во время снижения давления в нефтяной фазе или выпадение жидкости может возникать во время снижения давления в газовой фазе. Фракционирование инертных газов между газом или жидкими фазами основано на их относительных растворимостях. Легкие инертные газы является менее растворимыми, чем тяжелые инертные газы, и это приводит к тому, что легкие инертные газы становятся доминирующими в газовой фазе (например, He и Ne) и тяжелые инертные газы (например, Kr и He) становятся доминирующими в жидкой углеводородной фазе (нефти или конденсате). Это приводит к фракционированию в элементных картинах сигнатуры инертного газа из жидкой углеводородной и газовой фазы.

[0074] После этапа разработки выполняют этап мониторинга, который включает в себя блоки с 406 по 414. Согласно блоку 406 выполняют мониторинг физических свойств и геохимических характерных признаков добываемых флюидов (например, нефти, газа или воды), получаемых из региона (например, участка, интервала или коллектора). Добываемые флюиды можно получать из буровой скважины (например, модульным испытателем пласта (МИП)) или на поверхности (например, из одного или нескольких сепараторов, из которых выпускаются вода, нефть или газ). В некоторых вариантах осуществления эти пробы можно получать из буровой скважины и связанного с ней отдельного участка, интервала и/или коллектора, тогда как другие варианты осуществления могут включать в себя мониторинг смесей добываемых флюидов из различных подземных регионов. Затем согласно блоку 408 определяют, наблюдается ли отклонение. Отклонения одних или нескольких из физических свойств или геохимических сигнатур исходного геохимического характерного признака можно идентифицировать путем сравнения данных мониторинга с геохимическим характерным признаком, образованным применительно к статическому характерному признаку представляющего интерес региона. Отклонения могут включать в себя изменения одного или нескольких компонентов (например, инертных газов, скученных изотопов, стабильных изотопов) в добываемом флюиде, связанном с одним или несколькими из различных отдельных участков, интервалов и/или коллекторов. Например, сигнатура инертного газа в геохимическом характерном признаке может указывать на повышение вклада атмосферных, полученных из воды инертных газов в представляющем интерес регионе. Это увеличение количества атмосферных, полученных из воды инертных газов может возникать как результат дегазации водной фазы вследствие возрастания объема воды, поскольку концентрации инертных газов зависят от объемного отношения углеводородов к воде. Оно указывает на возможность прорыва воды в устье скважины. Если отклонение не наблюдается, процесс можно продолжить, чтобы, как описано в блоке 406, осуществить мониторинг физических свойств и характерных признаков добываемых флюидов.

[0075] Если отклонения наблюдаются, то, как отмечено в блоке 410, можно идентифицировать химические и физические процессы, связанные с изменениями химического характерного признака или физических свойств. В качестве примера количественный руководящий принцип, разработанный согласно блоку 404, можно использовать для идентификации, какие физические или химические процессы могут быть ответственными за идентифицированное изменение. Затем согласно блоку 412 разрабатывают одну или несколько количественных моделей, связывающих изменения геохимического характерного признака с физическими процессами. Количественные модели могут включать в себя модели определенных сигнатур (например, сигнатур инертных газов, стабильных изотопов, валового состава). Всеобъемлющую количественную модель можно разработать, чтобы выполнить моделирование динамических взаимодействий, которые связывают изменения геохимии с физическими и химическими процессами (например, изменения давления влияют на отношения конденсат/газ). Например, когда при сравнении отклонения характерного показателя представляющего интерес региона, идентифицированного согласно блоку 408, с количественной моделью, разработанной согласно блоку 404, идентифицируют конкретный процесс, происходящий в коллекторе, можно разработать модель для количественного оценивания эффекта (например, в части увеличения/уменьшения объема конкретной фазы) в коллекторе. Согласно блоку 414 управление физическими свойствами можно корректировать, чтобы снижать влияние идентифицируемого процесса. Эта корректировка может быть основана на количественных моделях и/или идентифицированных химических и физических процессах.

[0076] Например, инертные газы доминируют в водной фазе благодаря атмосферным инертным газам. Когда давление в продуктивном коллекторе падает, объем воды в коллекторе может возрастать с поддержанием давления, когда, например, имеется активное вытеснение нефти водой. Скорость или перенос газа в коллекторе превышает скорость, с которой вода может мигрировать в коллекторе. По существу, добываемые газы могут вытягиваться из дистальных секций коллектора, где они первоначально были в контакте с водой, со скоростью, которая превышает скорость, при которой пластовые воды могут мигрировать в геологической среде. Постепенно возрастающей сигнатурой получаемых из атмосферы инертных газов и «водоподобными» объемными сигнатурами изотопов поддерживается повышенный объем воды в коллекторе.

[0077] В этом варианте осуществления сценарий прорыва воды идентифицируют как процесс, чувствительный к отклонениям характерного признака представляющего интерес региона, путем мониторинга согласно блоку 406 и сравнения с качественными моделями, разработанными согласно блоку 404. Затем разрабатывают модель для количественного определения повышения объема воды в коллекторе еще до прорыва в буровую скважину. Этот прорыв воды в буровую скважину может влиять на добычу углеводородов. Согласно блоку 412 разрабатывают количественную модель, в соответствии с которой вычисляют объем воды, присутствующей в коллекторе, на основании концентрации атмосферных инертных газов в газовой или водной фазе, измеренной согласно блоку 406. Кроме того, из этой модели можно получить диапазон объемов для диапазона концентраций атмосферных инертных газов, так что можно идентифицировать тенденцию к повышению или снижению объема воды. Эту сигнатуру можно использовать для прогнозирования ожидаемого возрастания обводненности добываемых флюидов пластовой водой перед миграцией водной фазы в скважину. Эту информацию можно использовать для принятия упреждающих мер путем изменения условий движения (например, путем регулирования рабочего противодавления на пласт) для предотвращения или ограничения объема воды, добываемой из пласта. В соответствии с этим наблюдением повышенного вклада получаемых из воды инертных газов в добываемый газ обеспечивается раннее предупреждение об ожидаемом прорыве воды прежде, чем водная фаза достигает скважины, что можно идентифицировать с помощью растворимых в воде индикаторов.

[0078] Согласно другому примеру, если в соответствии с блоком 410 выпадение жидкости идентифицируют как физический процесс, создающий изменения геохимического характерного признака, этим способом можно осуществлять ранее обнаружение небольших объемов конденсата, образующегося в коллекторе. Количественная модель, разработанная в соответствии с блоком 412, позволяет определять объем конденсата, образованного в коллекторе, путем измерения концентраций инертных газов в добываемом газе. В таком случае дебит скважины можно снижать для поддержания давления в коллекторе и предотвращения дальнейшего выпадения жидкости в коллекторе. Затем можно продолжать осуществлять мониторинг состава добываемого газа, чтобы идентифицировать любые дальнейшие изменения геохимического характерного признака.

[0079] Согласно еще одному примеру, когда в соответствии с блоком 408 идентифицируют отклонение характерного признака, на основании которого согласно блоку 402 был образован геохимический характерный признак представляющего интерес региона, то согласно блоку 410 процесс, такой как фазовое превращение, идентифицируют путем сравнения с качественной моделью согласно блоку 404. Это изменение можно регистрировать благодаря изменению сигнатуры инертного газа из добываемых углеводородов. Когда это фазовое превращение связано с образованием газовой шапки в представляющем интерес регионе, которая может получаться в результате снижения давления внутри нефтяного коллектора, то согласно блоку 412 разрабатывают модель, в соответствии с которой количественно определяют объем образованного газа. Сигнатура инертного газа из добываемой нефти может указывать на фракционированную сигнатуру. В частности, сигнатура инертного газа в нефтяной фазе может быть обеднена легкими инертными газами и относительно обогащена тяжелыми инертными газами в результате различий в растворимости между разными инертными газами. В модели согласно блоку 412 степень фракционирования сигнатуры инертного газа используют для определения объема добываемого газа. Кроме того, в продолжение добычи моделью даются прогнозы относительно повышения или снижения объема с течением времени благодаря учету потенциальных изменений сигнатуры инертного газа из добываемых углеводородов. Этим способом наблюдения за коллектором можно идентифицировать пласт газовой шапки до добычи газа, а также прогнозировать изменения соотношения между газом и нефтью, которые могут добываться из представляющего интерес региона.

[0080] Согласно еще одному применению этот способ наблюдения за коллектором можно использовать для количественного определения остающихся на месте углеводородов на различных этапах добычи из представляющего интерес региона. Когда согласно блоку 408 идентифицируют отклонение характерного признака от геохимического характерного признака представляющего интерес региона, образованного согласно блоку 402, процесс, такой как снижение объема углеводородов в представляющем интерес регионе (газа, нефти или газа и нефти), идентифицируют согласно блоку 410 путем сравнения с качественной моделью согласно блоку 404. Это изменение можно регистрировать благодаря изменению сигнатуры инертного газа из добываемых флюидов. Когда это фазовое превращение связано со снижением объема одного или нескольких из газа и нефти и/или изменением объема воды в представляющем интерес регионе, происходящем вследствие добычи, разрабатывают модель согласно блоку 412, в соответствии с которой количественно определяют эти изменения объема. Сигнатура инертного газа из добываемой нефти и/или газа, и/или воды может отображать фракционированную сигнатуру. В частности, когда объем нефти или газа снижается в системе нефть-вода или газ-вода или же газ и нефть истощаются с одинаковой скоростью (например, с поддержанием отношения газ/нефть), концентрация атмосферных инертных газов возрастает в каждой из углеводородных фаз в результате снижения объемного отношения углеводород/вода. Когда отношение газ/нефть в системе газ-нефть-вода изменяется во время добычи, сигнатура инертного газа из каждой углеводородной фазы отображает фракционированную сигнатуру инертного газа, согласованную с модифицированным объемным отношением в динамике во времени. Например, когда газ истощается в представляющем интерес регионе и отношение газ/нефть уменьшается, картина фракционирования в газовой фазе может приближаться к картине фракционирования в нефтяной фазе как результат различий растворимостей между разными инертными газами. В модели согласно блоку 412 степень фракционирования сигнатуры инертного газа используется для определения остающегося объема газа и нефти в представляющем интерес регионе. Кроме того, модель позволяет во время добычи делать прогнозы снижения объема углеводородов в зависимости от времени благодаря учету потенциальных изменений сигнатуры инертного газа из добываемых углеводородов. Как рассмотрено в примере прорыва воды, это также может отражаться на сигнатуре инертного газа из воды. Следовательно, этот способ наблюдения за коллектором позволяет количественно оценивать остающуюся углеводородную фазу и оптимизировать стратегии истощения запасов при этих изменениях объема во время добычи из представляющего интерес региона.

[0081] Согласно еще одному применению этот способ наблюдения за коллектором можно использовать для оценивания и количественного определения эффективности нагнетания наземной или добытой воды, поддерживающей давление в коллекторе и добычу углеводородов из представляющего интерес региона. Геохимический характерный признак представляющего интерес региона, образуемый согласно блоку 402, назначают до нагнетания флюидов в больших объемах. Первичная добыча из коллектора может приводить к снижению давления в коллекторе и следовательно, потока углеводородов из представляющего интерес региона. В таких случаях добытую воду или наземную воду можно нагнетать в представляющий интерес регион для создания и поддержания давления, достаточного для продолжения добычи углеводородов из этого региона. Нагнетаемые флюиды имеют сигнатуру, отличающуюся от сигнатуры типичной подземной воды. В частности, этот нагнетаемый флюид может быть обеднен радиогенными инертными газами по сравнению с подземными водами. При нагнетании этот флюид может смешиваться с подземными флюидами и контактировать с углеводородами. Этот контакт приводит к дополнительному распределению инертных газов из воды к углеводородным фазам. Когда в геологической среде объем нагнетаемого флюида возрастает, концентрация радиогенных инертных газов в смешанной воде в представляющем интерес регионе понижается. Это приводит к последующему уменьшению количества радиогенных инертных газов в углеводородной фазе в контакте с этим флюидом. Понижение сигнатуры радиогенного инертного газа, мониторинг которой осуществляют согласно блоку 406, можно идентифицировать в соответствии с блоком 408. Сравнением характерного признака добываемых флюидов с качественной оценкой согласно блоку 404 нагнетание воды идентифицируют в соответствии с блоком 410 как процесс, ответственный за изменение. На основании модели, разработанной согласно блоку 412, можно количественно определить объем нагнетаемой воды, которая вносит вклад в это изменение. Сравнение определенного количественно объема с полным объемом нагнетаемого флюида позволяет определить эффективность нагнетания воды. Непрерывное нагнетание воды для поддержания давления приводит к снижению отношений газ/вода и/или нефть/вода, что влечет за собой появление углеводородных фаз, которые более точно соответствуют сигнатурам инертных газов из нагнетаемой воды (повышенному атмосферному вкладу), при уменьшении количества радиогенного инертного газа вследствие последующего разбавления нагнетаемой водой.

[0082] В одном или нескольких вариантах осуществления способ объединенных геохимических и физических технологий для наблюдения за коллектором может включать в себя геохимическую изменчивость, такую как межрегиональная или внутрирегиональная, идентифицируемую при объединении геохимии скученного изотопа и/или геохимической характеристики инертного газа с другими геохимическими или физическими свойствами. Способ может включать в себя получение данных с датчика при мониторинге добываемых флюидов (например, периодическом) и мониторинге физических изменений в подземных регионах. Наблюдение за коллектором можно использовать при внутрирегиональных применениях, которые могут включать в себя, но без ограничения ими, идентификацию прорыва воды до добычи воды выше пороговой величины в скважине и/или до фазового превращения (например, выпадения жидкости). Наблюдение за коллектором можно использовать при межрегиональных применениях с использованием статических/геологических (естественных) однозначных составов из отдельных коллекторов/участков для идентификации отклонений от заданных отношений составных частей смеси в динамике во времени, которые могут включать в себя, но без ограничения ими, распределение добычи и связность коллектора.

[0083] Кроме того, согласно одному или нескольким вариантам осуществления способы межрегиональной и внутрирегиональной изменчивости можно объединять в более крупную составную последовательность действий для идентификации изменчивости отношений составных частей смеси на основании статических составов и изменений в системах смешанных коллекторов и изменений, наводимых добычей в коллекторе, чтобы оптимизировать долговременную продуктивность и технологичность месторождения. То есть стратегия истощения запасов может быть разработана на основании однозначных геологических/естественных геохимических характерных признаков представляющих интерес регионов для добычи углеводородов с заданными качеством (например, сухого газа) и составом (например, отношением конденсат/газ). Таким образом, наблюдение за коллектором можно осуществлять, чтобы выполнять мониторинг состава и/или качества, проверять действие стратегии истощения запасов и корректировать распределение добычи для получения соответствующих составов в промысловом оборудовании в течение временного интервала или при четырехмерном наблюдении за коллектором.

[0084] Согласно одному или нескольким вариантам осуществлениям могут анализироваться сигнатуры инертных газов и/или сигнатуры скученных изотопов из проб (например, добываемых флюидов). Это измерение может включать в себя анализ сигнатур инертных газов (He, Ne, Ar, Kr и He) и сигнатуры изотополога или скученного изотопа неуглеводородных и углеводородных молекул (в газах, воде или нефти). Представляющая интерес проба может содержать воду, нефть, природный газ, осадки или породу другого вида, или флюиды, присутствующие в осадках, породах, воде или воздухе. Измерение относительного содержания каждого изотопа инертного газа можно выполнять в соответствии со стандартными способами экстракции с использованием масс-спектрометрии. Измерение относительного содержания каждого скученного изотопа или изотополога можно выполнять с использованием многочисленных способов, таких как масс-спектрометрия и/или лазерная спектроскопия. Молекулярные и изотопные сигнатуры неуглеводородных газов (например, H₂S, CO₂, N₂) и углеводородов обычно измеряют в добываемых флюидах. Стандартные молекулярные анализы выполняют, чтобы характеризовать органическую сигнатуру углеводородов, извлекаемых из пробы. Он может включать в себя сочетание газовой хроматографии и масс-спектрометрии (ГХ-МС), сочетание двухколоночной газовой хроматографии и масс-спектрометрии, жидкостную хроматографию. Кроме того, можно выполнять неорганический анализ проб. Он может включать в себя, но без ограничения ими, масс-спектрометрию с индуктивно связанной плазмой (МС-ИСП) и оптическую эмиссионную спектроскопию с индуктивно связанной плазмой. Кроме того, можно выполнять анализ химического состава газов и он может включать в себя масс-спектрометрию изотопного отношения и газовую хроматографию.

[0085] Кроме того, можно выполнять интерпретацию новых молекулярных и изотопных сигнатур, в том числе сигнатур инертных газов и сигнатур скученных изотопов углеводородных и неуглеводородных молекул, и присоединять их к геохимическому характерному признаку представляющего интерес региона. Например, как описано в заявке № 61/616813 на патент США, инертные газы можно использовать для определения вида и объема углеводородов. Поскольку исходно природные газы и нефть свободны от инертных газов, присоединение их в результате взаимодействия с пластовой водой обеспечивает информацию о пробах. Влияния этого взаимодействия на изотопные отношения и абсолютные концентрации инертных газов, присутствующих в углеводородной фазе, является функцией трех переменных, растворимости инертных газов, исходной концентрации в водной фазе и объемного отношения углеводород/вода. Исходную концентрацию инертных газов в водной фазе до взаимодействия с любыми углеводородами можно точно измерять или оценивать. Инертные газы растворяются в воде во время пополнения атмосферной водой или на границе воздух/вода в случае морской воды. Поэтому на исходную сигнатуру оказывают преобладающее влияние атмосферные инертные газы, а именно, ²⁰Ne, ³⁶Ar, ⁸⁴Kr и ¹³²Xe. Количество инертных газов, которые растворяются в водных фазах, подчиняется закону Генри, которым устанавливается, что количество инертных газов, растворяющихся в воде, пропорционально парциальному давлению инертных газов в атмосфере (которое изменяется как функция высоты в случае пополнения атмосферной водой). Постоянная Генри непосредственно связана с соленостью водной фазы и окружающей температурой во время перехода инертных газов в воду. Пластовые воды, пополняемые из атмосферных вод на границе раздела воздух/почва, могут иметь дополнительную компоненту получаемых из атмосферы инертных газов, которую рассчитывают исходя исключительно из равновесного состояния, «избыточный воздух». Эти эффекты можно подвергать корректировкам (например, в соответствии со схемами коррекции, такими, как приведенные, например, в статье Aeschbach-Hertig и соавторов, 2000). См., например, Aeschbach-Hertig W., Peeters F., Beyerle U., Kipfer R., “Palaeotemperature reconstruction from noble gases in ground water taking into account equilibrium with entrapped air”, Nature, 405, 1040-1044, 2000. Поэтому для любой заданной температуры результирующая сигнатура инертного газа находится между сигнатурами насыщенной воздухом воды (НВВ), насыщенной воздухом морской воды (НВМВ) и насыщенного воздухом соляного раствора (НВСР). Кроме того, радиогенные инертные газы вводятся после пополнения вследствие радиоактивного распада минералов в геологической среде. Концентрация радиогенных инертных газов обычно возрастает с повышением времени пребывания (или возраста) пластовой воды. Эта эволюционирующая сигнатура инертного газа в водной фазе изменяется в результате смешивания и взаимодействия с другими флюидами. Как известно в данной области техники, растворимость инертных газов в воде определяют для диапазона различных температур (например, Crovetto et al., 1982; Smith, 1985). См., например, Smith S.P., “Noble gas solubilities in water at high temperature”, EOS Transactions of the American Geophysical Union, 66, 397, 1985, и Crovetto R., Fernandez-Prini R., Japas M.L., “Solubilities of inert gases and methane in H2O and D2O in the temperature range of 300 to 600K”, Journal of Chemical Physics 76 (2), 1077-1086, 1982. Точно так же измеряемая растворимость инертных газов в нефти возрастает с понижением плотности нефти (Kharaka and Specht, 1988). См., например, Kharaka Y.K. and Specht D.K., “The solubility of noble gases in crude oil at 25-100°C”, Applied Geochemistry, 3, 137-144, 1988. Обмен атмосферными инертными газами между пластовой водой и нефтью и/или газообразной углеродной фазой может происходить с помощью различных процессов и степень фракционирования, создаваемая каждым из этих процессов, приводит к различным сигнатурам в разных фазах. Эти процессы можно моделировать и модели могут содержать равновесную растворимость, рэлеевское фракционирование и очистку газа. Следствием обмена инертными газами между нефтью и водой может быть нефтяная фаза, в которой обнаруживается обогащение тяжелыми инертными газами (Kr и Xe) и связанное обеднение легкими инертными газами (He и Ne) относительно водной фазы. Это происходит вследствие более высокой растворимости тяжелых инертных газов в нефти, чем в воде. В противоположность этому взаимодействие газовой фазы с водой может привести к тому, что газовая фаза станет относительно обогащенной легкими инертными газами и обедненной тяжелыми инертными газами относительно водной фазы. Величина этого фракционирования может изменяться в зависимости от действующего процесса обмена и от плотности нефтяной фазы.

[0086] Инертными газами обеспечивается консервативный индикатор вида углеводородов, присутствующих в геологической среде (нефти в противоположность газу). Наконец, при условии, что две из трех переменных, которыми регулируется обмен инертными газами между водой и углеводородами, известны или могут быть получены моделированием, можно определить объемное отношение углеводород/вода в подземной углеводородной залежи. На основании этого можно численно прогнозировать объем углеводородов, присутствующих в подземной залежи, и объем воды, и их можно сравнивать с другими данными модели.

[0087] В дополнение к использованию инертных газов для определения объема углеводородной залежи и вида углеводородов, геохимию скученных изотопов можно использовать для определения глубины залегания продуктивного, представляющего интерес региона. Например, в заявке № 61/558822 на патент США описан процесс определения сигнатуры скученного изотопа любой молекулы. Сигнатура скученного изотопа любой молекулы является функцией (i) независимых от температуры процессов со случайной заселенностью (например, со стохастическим распределением) и (ii) термически равновесного изотопного обмена. Последний процесс регулируется окружающей температурой или зависит от нее. Стохастическое распределение любых изотопологов можно определять на основании объемных сигнатур изотопов видов, из которых он получен. Например, для определения стохастического распределения изотопологов метана требуется знание сигнатур 13С и D метана.

[0088] Ожидаемое повышенное содержание любого данного изотополога или скученного изотопа или обогащение ими можно моделировать или определять эмпирически для любой заданной температуры. На основании измерения сигнатур скученного изотопа и изотополога данной молекулы и при известности стохастического распределения повышение измеренных концентраций относительно стохастического распределения можно использовать для определения температуры в геологической среде, из которой эта молекула получена.

[0089] В углеводородах, которые получают из представляющего интерес региона, может сохраняться сигнатура скученного изотопа, которая дополнительно отражает температуру, при которой углеводороды сохраняются в геологической среде. Это некинетическое управление реакциями изотопного обмена в изотопологах углеводородов, которые происходят из подземной залежи, по существу является результатом большого времени пребывания углеводородов в геологической среде. На фигуре 5 представлена структурная схема вычислительной системы 500, которую можно использовать для выполнения любого из способов, раскрытых в этой заявке. Центральный процессор (ЦП) 502 соединен с системной шиной 504. Центральный процессор 502 может быть любым центральным процессором общего назначения, хотя другие виды архитектур центрального процессора 502 (или другие компоненты приведенной в качестве примера системы 500) можно использовать, если только центральный процессор 502 (как и другие компоненты системы 500) поддерживает действия изобретения, описанные в этой заявке. Центральный процессор 502 может исполнять различные логические инструкции в соответствии с раскрытыми аспектами и методологиями. Например, центральный процессор 502 может исполнять инструкции машинного уровня для выполнения обработки в соответствии с аспектами и методологиями, раскрытыми в этой заявке.

[0090] Кроме того, вычислительная система 500 может включать в себя компоненты компьютера, такие как оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) 506, которое может быть статическим оперативным запоминающим устройством, динамическим оперативным запоминающим устройством, синхронным динамическим оперативным запоминающим устройством или аналогичным. Вычислительная система 500 может также включать в себя постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) 508, которое может быть программируемым постоянным запоминающим устройством, стираемым программируемым постоянным запоминающим устройством, электрически стираемым программируемым постоянным запоминающим устройством или аналогичным. В оперативном запоминающем устройстве 506 и постоянном запоминающем устройстве 508 сохраняются пользовательские и системные данные и программы, известные в данной области техники. Вычислительная система 500 может также включать в себя адаптер 510 ввода-вывода (В/В), коммуникационный адаптер 522, адаптер 524 пользовательского интерфейса и дисплейный адаптер 518. В некоторых аспектах и способах адаптер 510 ввода-вывода, адаптер 524 пользовательского интерфейса и/или коммуникационный адаптер 522 обеспечивают пользователю возможность взаимодействия с вычислительной системой 500 для ввода информации.

[0091] Предпочтительно, чтобы адаптер 510 ввода-вывода соединял устройство (устройства) 512 хранения данных, такое как один или несколько жестких дисков, компакт-диск (КД), накопитель на гибких магнитных дисках, ленточный накопитель и т.д., с вычислительной системой 500. Устройство (устройства) хранения данных может использоваться, когда объем памяти оперативного запоминающего устройства 506 недостаточен для сохранения данных, связанных с выполнением действий вариантов осуществления предложенных способов. Система хранения данных вычислительной системы 500, раскрытой в этой заявке, может использоваться для сохранения информации и/или других данных, используемых или создаваемых. Коммуникационный адаптер 522 может соединять вычислительную систему 500 с сетью (непоказанной), и этим может обеспечиваться ввод информации в систему 500 и вывод информации из нее через сеть (например, через глобальную сеть, локальную сеть, беспроводную сеть, любое сочетание указанных сетей). Адаптер 524 пользовательского интерфейса соединяет пользовательские устройства ввода, такие как клавиатуру 528, указывающее устройство 526 и т.п., с вычислительной системой 500. Дисплейный адаптер 518 управляется центральным процессором 502 для осуществления отображения на дисплейном устройстве 520 с помощью дисплейного драйвера 516. Информация и/или представления в виде одного или нескольких двумерных холстов и одного или нескольких трехмерных окон могут отображаться в соответствии с раскрытыми аспектами и методологиями.

[0092] Архитектуру системы 500 можно изменять по желанию. Например, можно использовать любое подходящее процессорное устройство, в том числе, но без ограничения ими, персональные компьютеры, портативные компьютеры, компьютерные рабочие станции и многопроцессорные серверы. Кроме того, варианты осуществления можно реализовывать на основе специализированных интегральных схем (СИС) или сверхбольших интегральных схем (СБИС). Фактически, специалисты в данной области техники могут использовать любое количество подходящих структур, способных выполнять логические операции в соответствии с вариантами осуществления.

[0093] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления любой способ из фиг. с 1 по 4 может быть реализован в рамках машиночитаемой логики, набора инструкций или кода, при выполнении которых выполняется способ управления добычей углеводородов при осуществлении наблюдения за коллектором с использованием количественных моделей, составленных из данных о скученном изотопе, инертном газе или из сочетания данных о скученном изотопе и инертном газе. Этот выполняемый код может также включать в себя количественные модели, составленные из традиционных геохимических сигнатур и физических свойств, полученных наблюдением в представляющем интерес регионе. Количественные модели, разработанные согласно блоку 412, и код можно использовать или выполнять при помощи вычислительной системы, такой как вычислительная система 500.

[0094] Например, предложенные способы могут включать в себя вычислительную систему, имеющую процессор и/или запоминающее устройство, при этом набор инструкций сохраняется в запоминающем устройстве и доступен для процессора. Набор инструкций выполнен с возможностью использования объединенных геохимических и физических способов для наблюдения за коллектором.

[0095] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления способ может включать в себя сохранение и использование внутрирегиональной геохимической изменчивости (например, идентифицируемой при объединении геохимии скученных изотопов, геохимических характеристик инертных газов с обычными геохимическими и физическими свойствами), возникающей в результате динамических/вызванных добычей (временных) физических изменений в представляющем интерес регионе, которую можно использовать для идентификации прорыва воды до добычи воды из скважины и фазового превращения (например, выпадения жидкости).

[0096] При использовании статических/геологических (естественных) однозначных составов для отдельных регионов межрегиональную геохимическую изменчивость (идентифицируемую при объединении геохимии скученных изотопов, геохимических характеристик инертных газов с обычными геохимическими и физическими свойствами) применяют для идентификации отклонений от предполагаемых отношений составных частей смеси, которые могут включать в себя распределение добычи и связность коллектора. Кроме того, способы межрегиональной и внутрирегиональной изменчивости можно объединять в более крупную составную последовательность действий для идентификации изменчивости отношений составных частей смеси на основании статических составов и изменений в системе смешанных коллекторов, на основании внутриколлекторных изменений, создаваемых добычей, чтобы гарантировать оптимизированную долговременную продуктивность и технологичность месторождения.

[0097] Иллюстративные неисключительные примеры способов и продуктов согласно настоящему раскрытию представлены в нижеследующих пронумерованных пунктах. В объеме настоящего раскрытия находится то, что отдельный этап способа, изложенного в этой заявке, в том числе в нижеследующих пронумерованных пунктах, может дополнительно или альтернативно именоваться как «этап для» выполнения изложенного действия.

1. Способ добычи углеводородов, содержащий получение пробы из одного из числа одного или нескольких подземных регионов в подземной углеводородной залежи; интерпретацию пробы для определения одной или нескольких из сигнатур инертных газов и сигнатур скученных изотопов для полученных проб; образование характерного признака представляющего интерес региона, имеющего одну или несколько из сигнатуры инертного газа и сигнатуры скученного изотопа для полученных проб; добычу флюидов из одного из числа одного или нескольких подземных регионов, при этом добываемые флюиды содержат углеводороды; и осуществление наблюдения за коллектором относительно флюидов, добываемых из одного из числа одного или нескольких подземных регионов.

2. Способ по п. 1, в котором осуществление наблюдения за коллектором относительно добываемых флюидов дополнительно содержит получение первой пробы из добываемых флюидов; определение характерного признака первой пробы для полученной первой пробы, при этом характерный признак первой пробы содержит одну или несколько из сигнатуры инертного газа и сигнатуры скученного изотопа; сравнение характерного признака первой пробы с характерным признаком представляющего интерес региона; и определение, изменился ли характерный признак первой пробы, на основании сравнения характерного признака первой пробы с характерным признаком представляющего интерес региона.

3. Способ по п. 1, в котором осуществление наблюдения за коллектором относительно добываемых флюидов дополнительно содержит получение второй пробы из добываемых флюидов, при этом вторую пробу получают в период времени после получения первой пробы; определение характерного признака второй пробы для полученной второй пробы, при этом характерный признак второй пробы содержит одну или несколько из сигнатуры инертного газа и сигнатуры скученного изотопа; сравнение характерного признака второй пробы с характерным признаком представляющего интерес региона; и определение, изменился ли характерный признак второй пробы, на основании сравнения характерного признака второй пробы с характерным признаком представляющего интерес региона.

4. Способ по п. 2, в котором сравнение выполняют между характерным признаком первой пробы и статическим характерным признаком представляющих интерес регионов, чтобы определить межрегиональные изменения.

5. Способ по п. 2, в котором сравнение выполняют между характерным признаком первой пробы и динамическим характерным признаком представляющих интерес регионов, чтобы определить внутрирегиональные изменения.

6. Способ по п. 1, дополнительно содержащий разработку стратегии истощения запасов на основании характерного признака представляющего интерес региона для добычи углеводородов определенного качества и состава.

7. Способ по любому одному из п.п. с 1 по 6, в котором определение сигнатуры инертного газа содержит измерение или моделирование исходной концентрации атмосферных инертных газов, присутствующих в пластовой воде в контакте с подземной углеводородной залежью; модификацию измеренной/модельной исходной концентрации путем учета прироста радиогенных инертных газов в течение времени пребывания пластовой воды; измерение концентраций и изотопных отношений атмосферных инертных газов и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе; сравнение измеренных концентраций и изотопных отношений атмосферных инертных газов и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе, с измеренными/модифицированными модельными концентрациями в пластовой воде для множества процессов обмена; определение источника углеводородов, присутствующих в пробе; сравнение сигнатуры атмосферного инертного газа, измеренной в углеводородной фазе, с измеренной/модифицированной модельной концентрацией атмосферных инертных газов в пластовой воде для множества процессов обмена; и определение по меньшей мере одного из наличия подземной углеводородной залежи, вида углеводородов в подземной залежи и объемного отношения углеводород/вода в подземной залежи до выхода на поверхность и объема подземной залежи.

8. Способ по п. 7, в котором множество процессов обмена включают в себя по меньшей мере одно из законов равновесной растворимости, калиброванных для отражения условий в подземной залежи, рэлеевского фракционирования для представления дегазации нефтяной фазы и очистки газа от тяжелых углеводородов для представления обогащения в газовой фазе.

8А. Способ по п. 8, в котором условия включают в себя по меньшей мере одно из температуры коллектора, давления, солености пластовой воды и плотности нефти.

9. Способ по п. 7, в котором инертные газы включают в себя по меньшей мере один из гелия (He), неона (Ne), аргона (Ar), криптона (Kr) и ксенона (Xe).

10. Способ по п. 7, в котором изотопные отношения включают в себя отношение Kr к Ar, и они могут включать в себя отношение Kr к Ar в виде отношения ⁸⁴Kr/³⁶Ar.

11. Способ по п. 7, в котором изотопные отношения включают в себя отношение Xe к Ar, и они могут включать в себя отношение Xe к Ar в виде отношения ¹³²Xe/³⁶Ar.

12. Способ по п. 7, в котором изотопные отношения включают в себя отношение Ne к Ar, и они могут включать в себя отношение неона к аргону в виде отношения ²⁰Ne/³⁶Ar.

13. Способ по п. 7, дополнительно содержащий добычу углеводородов на основании по меньшей мере одного из определенных типа, объемного отношения углеводород/вода и объема подземной залежи.

14. Способ по п. 7, в котором исходную концентрацию моделируют, чтобы отразить соленость флюида и температуру обмена во время пополнения/обмена с атмосферой.

15. Способ по п. 7, в котором проба содержит одно из воды, нефти, природного газа, осадков, породы, флюидов, присутствующих в осадках, флюидов из пор породы и флюидов, захваченных во флюидных включениях.

16. Способ по п. 7, дополнительно содержащий получение характеристики риска появления неуглеводородного газа, связанного с подземной углеводородной залежью.

17. Способ по любому одному из пп. с 1 по 6, в котором определение сигнатуры инертного газа содержит анализ пробы для определения геохимической сигнатуры пробы; определение исходной концентрации атмосферных инертных газов, присутствующих в пластовой воде в контакте с подземной углеводородной залежью; моделирование прироста радиогенных инертных газов для модификации исходной концентрации для заданных времен пребывания пластовой воды; определение времени пребывания пластовой воды; определение степени взаимодействия с углеводородной фазой; определение происхождения пробы; определение по меньшей мере одного из типа и объемного отношения углеводород/вода, когда источником пробы является углеводородная залежь; и определение объема углеводородной залежи на основании объемного отношения углеводород/вода.

18. Способ по любому одному из пп. с 1 по 6, в котором определение сигнатуры инертного газа содержит определение исходной концентрации атмосферных инертных газов, присутствующих наряду с углеводородными видами; моделирование диапазона ожидаемых концентраций атмосферных и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе, для диапазона времен пребывания и для ряда степеней взаимодействия между пластовой водой и углеводородной фазой; измерение концентраций и изотопных отношений инертных газов, присутствующих в пробе; сравнение измеренных концентраций инертных газов с полученным моделированием диапазоном ожидаемых концентраций атмосферных и радиогенных инертных газов; определение с использованием результата сравнения, вышли ли углеводороды, присутствующие в пробе, из подземной залежи; оценивание на основании измеренных концентраций инертных газов и полученного моделированием диапазона ожидаемых концентраций атмосферных и радиогенных инертных газов вида и качества углеводородов в подземной залежи и объемного отношения углеводород/вода для подземной залежи; и объединение оцененных вида углеводородов в подземной залежи и объемного отношения углеводород/вода для пластовой залежи с ограничениями метода отраженных волн относительно объема углеводородной залежи и объема воды, присутствующей в углеводородной залежи, вследствие чего определяют объем углеводородов, присутствующих в подземной залежи.

19. Способ по любому одному из пп. с 1 по 6, в котором определение сигнатуры инертного газа содержит использование процессора и материального машиночитаемого носителя данных, на котором сохраняют машиночитаемые инструкции для исполнения процессором, при этом машиночитаемые инструкции включают в себя код для определения ожидаемых концентраций инертных газов, присутствующих в пластовых водах, код для моделирования одного или нескольких процессов обмена и фракционирования при ожидаемых концентрациях инертных газов, присутствующих в пробе, код для измерения концентраций инертных газов, присутствующих в пробе, код для сравнения измеренных концентраций инертных газов с модельными концентрациями инертных газов в пластовых водах, код для определения с использованием результата указанного сравнения вида углеводородов, присутствующих в геологической среде.

20. Способ по любому одному из пп. с 1 по 6, в котором определение сигнатуры инертного газа содержит использование компьютерного программного продукта, имеющего выполняемую компьютером логику, записанную на материальном машиночитаемом носителе, при этом компьютерный программный продукт содержит код определения ожидаемых концентраций инертных газов, присутствующих в пластовых водах, код для измерения концентраций инертных газов, присутствующих в углеводородной пробе, код для сравнения измеренных концентраций инертных газов с модельными концентрациями инертных газов в пластовых водах, код для определения с использованием результата указанного сравнения вида углеводородов, присутствующих в углеводородной пробе.

21. Способ по любому одному из пп. с 1 по 20, в котором определение сигнатуры скученного изотопа из пробы содержит определение ожидаемой концентрации изотопологов углеводородных видов; моделирование с использованием высокоуровневых неэмпирических вычислений ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в пробе; измерение сигнатуры скученного изотопа изотопологов, присутствующих в пробе; сравнение сигнатуры скученного изотопа с ожидаемой концентрацией изотопологов; определение с использованием результата указанного сравнения текущей равновесной температуры хранения углеводородных видов в подземном, представляющем интерес регионе.

22. Способ по п. 21, в котором определение ожидаемой концентрации изотопологов включает в себя определение стохастического распределения изотопологов углеводородных видов для данной объемной изотопной сигнатуры видов.

23. Способ по п. 22, дополнительно содержащий в случае, когда данная объемная изотопная сигнатура углеводородных видов изменяется в результате процессов обмена вторичными изотопами или в результате смешения, применение схемы коррекции для получения исходной первичной изотопной сигнатуры, характеризующей то, что она была получена из материнской породы.

24. Способ по п. 21, в котором местоположение содержит глубину.

25. Способ по п. 24, в котором определение местоположения включает в себя приложение термического градиента к равновесной температуре хранения в подземной залежи.

26. Способ по любому одному из пп. с 1 по 20, в котором определение сигнатуры скученного изотопа из пробы содержит получение пробы углеводородов; анализ пробы углеводородов для определения геохимической сигнатуры, при этом указанный анализ включает в себя измерение распределения изотопологов углеводородных видов, присутствующих в пробе углеводородов; определение стохастического распределения изотопологов углеводородных видов; определение отклонения измеренного распределения изотопологов от стохастического распределения изотопологов углеводородных видов; определение происхождения пробы углеводородов; определение температуры хранения углеводородных видов, когда источником пробы углеводородов является углеводородная залежь, на основании температуры хранения.

27. Способ по п. 1, в котором осуществление наблюдения за коллектором относительно добываемых флюидов из одного из числа одного или нескольких подземных регионов содержит идентификацию процессов, ответственных за отклонение от характерных признаков представляющего интерес региона.

28. Способ по п. 27, дополнительно содержащий разработку стратегии снижения негативного воздействия для уменьшения влияния идентифицируемых процессов.

29. Способ по п. 1, в котором осуществление наблюдения за коллектором относительно флюидов, добываемых из одного из числа одного или нескольких подземных регионов, содержит использование отклонений от характерных признаков применительно к связности коллектора.

[0098] Следует понимать, что предшествующее является только подробным описанием конкретных вариантов осуществления изобретения и что многочисленные изменения, модификации и варианты раскрытых осуществлений могут быть сделаны в соответствии с раскрытием в этой заявке без отступления от объема изобретения. Поэтому предшествующее описание не означает ограничения объема изобретения. Точнее, объем изобретения должен определяться только прилагаемой формулой изобретения и эквивалентами. Кроме того, предполагается, что структуры и признаки, включенные в представленные примеры, могут изменяться, перегруппировываться, заменяться, исключаться, дублироваться, объединяться или добавляться друг к другу. Определенные и неопределенные артикли не обязательно ограничены значением только «один», а являются инклюзивными и открытыми, так что при желании могут охватывать многочисленные такие элементы.

1. Способ добычи углеводородов, содержащий:

получение пробы из одного из числа одного или нескольких подземных регионов;

интерпретацию пробы для определения сигнатуры инертного газа и сигнатуры скученного изотопа углеводорода для полученных проб;

образование характерного признака представляющего интерес региона, имеющего сигнатуру инертного газа и сигнатуры скученного изотопа углеводорода для полученных проб;

добычу флюидов из одного из числа одного или нескольких подземных регионов, при этом добываемые флюиды содержат углеводороды; и

осуществление наблюдения за коллектором относительно флюидов, добываемых из одного из числа одного или нескольких подземных регионов.

2. Способ по п. 1, в котором осуществление наблюдения за коллектором относительно добываемых флюидов дополнительно содержит:

получение первой пробы из добываемых флюидов;

определение характерного признака первой пробы для полученной первой пробы, при этом характерный признак первой пробы содержит сигнатуру инертного газа и сигнатуры скученного изотопа углеводорода;

сравнение характерного признака первой пробы с характерным признаком представляющего интерес региона; и

определение, изменился ли характерный признак первой пробы, на основании сравнения характерного признака первой пробы с характерным признаком представляющего интерес региона.

3. Способ по п. 1, в котором осуществление наблюдения за коллектором относительно добываемых флюидов дополнительно содержит:

получение второй пробы из добываемых флюидов, при этом вторую пробу получают в период времени после получения первой пробы;

определение характерного признака второй пробы для полученной второй пробы, при этом характерный признак второй пробы содержит сигнатуру инертного газа и сигнатуру скученного изотопа углеводорода;

сравнение характерного признака второй пробы с характерным признаком представляющего интерес региона; и

определение, изменился ли характерный признак второй пробы, на основании сравнения характерного признака второй пробы с характерным признаком представляющего интерес региона.

4. Способ по п. 3, в котором сравнение выполняют между характерным признаком первой пробы и статическим характерным признаком представляющих интерес регионов, чтобы определить межрегиональные изменения.

5. Способ по п. 3, в котором сравнение выполняют между характерным признаком первой пробы и динамическим характерным признаком представляющих интерес регионов, чтобы определить внутрирегиональные изменения.

6. Способ по п. 1, дополнительно содержащий разработку стратегии истощения запасов на основании характерного признака представляющего интерес региона для добычи углеводородов определенного качества и состава.

7. Способ по п. 1, в котором определение сигнатуры скученного изотопа углеводорода содержит:

определение ожидаемой концентрации изотопологов углеводородных видов из пробы;

моделирование с использованием высокоуровневых неэмпирических вычислений ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в пробе;

измерение сигнатуры скученного изотопа углеводорода изотопологов, присутствующих в пробе;

сравнение сигнатуры скученного изотопа углеводорода с ожидаемой концентрацией изотопологов;

определение текущей равновесной температуры хранения углеводородных видов в подземной залежи до выхода на поверхность; и

определение местоположения подземной залежи.

8. Способ по п. 7, в котором определение ожидаемой концентрации изотопологов включает в себя определение стохастического распределения изотопологов углеводородных видов для данной объемной изотопной сигнатуры видов.

9. Способ по п. 7, в котором местоположение содержит глубину.

10. Способ по п. 7, в котором определение местоположения включает в себя приложение термического градиента к равновесной температуре хранения в подземной залежи.

11. Способ по п. 7, дополнительно содержащий определение точного местоположения подземной углеводородной залежи с использованием геофизического способа построения изображений.

12. Способ по п. 1, в котором определение сигнатуры инертного газа содержит:

измерение или моделирование исходной концентрации атмосферных инертных газов, присутствующих в пластовой воде в контакте с просачиванием, связанным с подземной углеводородной залежью;

модификацию измеренной/модельной исходной концентрации путем учета прироста радиогенных инертных газов в течение времени пребывания пластовой воды;

измерение концентраций и изотопных отношений атмосферных инертных газов и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе;

сравнение измеренных концентраций и изотопных отношений атмосферных инертных газов и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе, с измеренными/модифицированными модельными концентрациями в пластовой воде для множества процессов обмена;

определение источника углеводородов, присутствующих в пробе;

сравнение сигнатуры атмосферного инертного газа, измеренной в углеводородной фазе, с измеренной/модифицированной модельной концентрацией атмосферных инертных газов в пластовой воде для множества процессов обмена; и

определение вида углеводородов в подземной залежи.

13. Способ по п. 12, в котором множество процессов обмена включает в себя по меньшей мере одно из законов равновесной растворимости, калиброванных для отражения условий в подземной залежи, рэлеевского фракционирования для представления дегазации нефтяной фазы и очистки газа для представления обогащения в газовой фазе.

14. Способ по п. 13, в котором условия включают в себя по меньшей мере одно из температуры коллектора, давления, солености пластовой воды и плотности нефти.

15. Способ по п. 12, в котором инертные газы включают в себя по меньшей мере один из гелия (He), неона (Ne), аргона (Ar), криптона (Kr) и ксенона (Xe).

16. Способ по п. 12, дополнительно содержащий добычу углеводородов на основании по меньшей мере одного определенного из типа объемного отношения углеводород/вода и объема подземной залежи.

17. Способ по п. 12, в котором проба содержит одно из воды, нефти, природного газа, осадков, породы, флюидов, присутствующих в осадках, флюидов из пор породы и флюидов, захваченных во флюидных включениях.

18. Способ по п. 1, в котором осуществление наблюдения за коллектором относительно добываемых флюидов из одного из числа одного или нескольких подземных регионов содержит идентификацию процессов, ответственных за отклонение от характерных признаков представляющего интерес региона.

19. Способ по п. 18, дополнительно содержащий разработку стратегии снижения негативного воздействия для уменьшения влияния идентифицируемых процессов.