Способ и устройство для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца

Изобретение относится к области разведки нефти. Техническим результатом является обеспечение повышения точности прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца. Раскрыт способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, включающий: прием исходного значения общего органического углерода (TOC), значения показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению; получение выхода нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и получение выхода газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 11 ил., 1 табл.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Настоящее изобретение относится к области техники разведки нефти и, в частности, к способу и устройству для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Сланец в данном документе относится к сланцу со зрелостью от низкой до средней, высоким общим органическим углеродом (total organic carbon, TOC) и низким показателем (Ro) отражения витринита, и содержащему образовавшиеся нефтяные углеводороды и неконвертированное органическое вещество. Поскольку уровень термической эволюции сланца со зрелостью от низкой до средней невысок, пористость в сланце развита недостаточно, и поток текучей среды затруднен, что делает невозможным коммерческую разработку с использованием существующей технологии гидроразрыва объема горизонтальной скважины. Вместо этого сланец со зрелостью от низкой до средней может быть разработан с использованием метода внутрипластовой конверсии, согласно которому неконвертированное органическое вещество в сланце со зрелостью от низкой до средней конвертируют в нефть и газ с использованием способа внутрипластового нагрева, и конвертированные внутри пласта нефть и газ извлекают вместе с нефтью и газом, удерживаемыми в сланце.

[0003] По приблизительным оценкам глобальные извлекаемые ресурсы нефти, которые могут быть добыты из сланца со зрелостью от низкой до средней с использованием метода внутрипластовой конверсии составляют около 1,4 триллиона тонн, а извлекаемые ресурсы газа составляют около 1100 триллионов кубометров. А в Китае извлекаемые ресурсы нефти, которые могут быть добыты из сланца со зрелостью от низкой до средней с использованием метода внутрипластовой конверсии, составляют около 70-90 миллиардов тонн, а извлекаемые ресурсы газа составляют около 57-65 триллионов куб. Эти показатели более чем в 3 раза превышают извлекаемые ресурсы, которые могут быть добыты с использованием традиционных технологий добычи нефти и природного газа, что является очень многообещающим.

[0004] В предшествующем уровне техники существует четыре подхода к прогнозированию выходов нефти и газа из сланца. Первый подход заключается в определении соотношения водород-углерод (H/C) на основании керогена в сланце и в установлении модели оценки для выходов нефти и газа с TOC и Ro сланца. Второй подход включает эксперимент имитационного моделирования в открытой системе, при котором образцы (небольшое количество, обычно несколько граммов) измельчают, и образцы в количестве, необходимом для прибора, быстро размещают и нагревают до заданной температуры, собирают для анализа углеводородов, образовавшихся и выпущенных из образцов во время повышения температуры, и эксперимент заканчивают, когда образцы достигают заданной температуры. Третий подход включает эксперимент имитационного моделирования образования и выпуска углеводородов при высокой температуре и высоком давлении в полуоткрытой системе, при котором измельченные образцы (обычно 200 г) помещают в емкость для образцов, которую затем вакуумируют, и подают на нее избыточное давление, устанавливают пороговое значение давления выпуска углеводородов, образцы быстро нагревают до заданной температуры и выдерживают при этой температуре в течение нескольких дней, затем выпущенный природный газ, сырую нефть и воду собирают и подвергают количественному анализу, с тем чтобы определить углеводород, удерживаемый в образцах. Четвертый подход включает эксперимент с золотой трубкой для имитационного моделирования образования углеводородов в закрытой системе, при котором измельченные образцы (обычно 0,02 г - 0,1 г) помещают в емкость для образцов, которую затем вакуумируют, водяным насосом высокого давления поддерживают постоянное давление текучей среды снаружи золотой трубки, образцы быстро нагревают до заданной температуры, и эксперимент заканчивают при достижении заданной температуры, образовавшийся природный газ и легкую сырую нефть собирают и подвергают количественному анализу, с тем чтобы определить углеводород, удерживаемый в образцах. В качестве альтернативы, четвертый подход включает эксперимент в автоклаве для имитационного моделирования образования углеводородов в закрытой системе, при котором измельченные образцы (обычно 200 г) помещают в емкость для образцов без воды или с небольшим количеством воды, затем емкость для образцов вакуумируют, образцы быстро нагревают до заданной температуры, и эксперимент заканчивают при достижении заданной температуры, образовавшийся природный газ и легкую сырую нефть собирают и подвергают количественному анализу, с тем чтобы определить углеводород, удерживаемый в образцах.

[0005] Все четыре подхода к оценке выходов нефти и газа из сланца в предшествующем уровне техники недостаточны. Первый подход включает способ оценки выходов нефти и газа из сланца с использованием соотношения H/C. Соотношение H/C может быть получено путем анализа и измерения микрофазных органических веществ; однако измерение соотношения H/C требует не только времени, но и является дорогостоящим. Кроме того, во время разделения керогена водные отложения силикатных пород, которые при сгорании выпускают водород, приводят к аномально высокому соотношению H/C. Загрязнение силикагелем может быть идентифицировано микроскопом, и силикагель может быть удален горячей соляной кислотой, но фторид кремния нерастворим в кислоте, что приводит к большой ошибке измерения соотношения H/C, и, следовательно, точность оценки невысока. Второй подход включает эксперимент имитационного моделирования в открытой системе, невозможно приложить давление и выполнить имитационное моделирование фактических условий пласта, количество образца довольно мало, что приводит к большой ошибке, а скорость нагрева довольно высока, что делает невозможным достоверное отражение процесса термического созревания нефтематеринской породы с углеводородами и определение количеств удерживаемых нефти и газа в условиях пласта. Третий подход включает эксперимент имитационного моделирования образования и выпуска углеводородов при высокой температуре и высоком давлении в полуоткрытой системе с использованием измельченных рассыпных образцов. Рассыпные образцы содержат много пустот, что делает неточными определенные количества удерживаемых нефти и газа, что делает невозможным достоверное отражение количеств удерживаемых нефти и газа и выпускаемого количества нефтематеринской породы с углеводородами в процессе термического созревания в условиях пласта. Кроме того, невозможно получить данные при изменяющемся давлении. Эти факторы делают невозможным получение точной оценки образовавшегося углеводорода, удерживаемого углеводорода и добываемых углеводородов в сланце. Четвертый подход включает эксперимент с золотой трубкой для имитационного моделирования образования углеводородов в закрытой системе. При этом подходе невозможно выполнить имитационное моделирование процесса выпуска углеводородов, а в образовавшихся нефти и газе происходит вторичный крекинг, кроме того, количество образца мало, ошибка велика, а повышение температуры происходит быстро, что делает невозможным достоверное отражение процесса термического созревания нефтематеринской породы с углеводородами. Хотя при выполнении эксперимента в автоклаве для имитационного моделирования образования углеводородов в закрытой системе невозможно выполнить имитационное моделирование выпуска углеводородов и удерживаемых нефти и газа, стенка печи толстая, что затрудняет точное измерение температуры и управление давлением, эксперимент не проводится при постоянном давлении, что приводит к довольно высокой вероятности вторичного образования углеводородов и крекинга нефти и газа, кроме того, быстрое повышение температуры делает невозможным достоверное отражение процесса термического созревания нефтематеринской породы с углеводородами. До сих пор не существует высокоточного способа оценки выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.

[0006] Таким образом, подходы предшествующего уровня техники к прогнозированию выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца не позволяют произвести количественное прогнозирование выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, при этом точность и эффективность прогнозирования являются низкими. Эффективного решения вышеуказанных технических проблем пока не предложено.

РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0007] Вариант реализации настоящего изобретения обеспечивает способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца для количественного прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и повышения точности и эффективности прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца. Способ включает:

[0008] прием исходного значения общего органического углерода (total organic carbon, TOC), значения показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (hydrogen index, HI) для сланца, подлежащего измерению;

[0009] получение выхода нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

[0010] получение выхода газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

[0011] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца указанный прием исходного значения общего органического углерода (TOC), значение показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению, включает:

получение исходного значения TOC сланца, подлежащего измерению, на основании значения TOC и значения Ro, полученных посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного TOC, причем модель для прогнозирования исходного TOC устанавливают предварительно на основании скорости изменения TOC, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца; и

получение исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, на основании значения HI и значения Ro, полученных посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного HI, причем модель для прогнозирования исходного HI устанавливают предварительно на основании скорости изменения HI, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца.

[0012] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца модель для прогнозирования исходного HI представляет собой:

[0013] ;

[0014] где обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; обозначает значение HI, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению; обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и и обозначают эмпирические коэффициенты.

[0015] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца модель для прогнозирования исходного TOC представляет собой:

[0016] ;

[0017] где

;

[0018] ;

[0019] ;

[0020] обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению; обозначает значение TOC, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению; обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению; обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; и , , , , , , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[0021] При необходимости вышеуказанный способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца дополнительно включает:

получение количества образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве образования остаточной нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

получение количества образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве образования остаточного газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

[0022] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца модель для прогнозирования исходного HI представляет собой:

[0023] ;

[0024] где обозначает количество образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению; обозначает общее количество образования нефти для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению; и обозначают эмпирические коэффициенты; обозначает исходное значение TOC образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает исходное значение HI образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению; и обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению.

[0025] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

[0026] ;

[0027] где, обозначает количество образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению; обозначает общее количество образования остаточного газа для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению; обозначает исходное значение TOC образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает исходное значение HI образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению; обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; и , , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[0028] При необходимости вышеуказанный способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца дополнительно включает:

получение количества удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве удерживаемой нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

получение количества удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве удерживаемого газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образца сланца.

[0029] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

[0030] ;

[0031] где обозначает количество удерживаемой нефти (подлежащее вычислению) для сланца, подлежащего измерению; обозначает количество образования остаточной нефти для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению; , , , обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению; обозначает отношение объемного фактора нефти при фактическом давлении в пласте в области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению, к объемному фактору нефти при давлении, используемом при имитационном моделировании; обозначает исходное значение водородного индекса образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению.

[0032] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

[0033] ;

[0034] где, обозначает количество удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению; обозначает количество образования остаточного газа для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; и обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к сланца, подлежащего измерению; обозначает отношение коэффициента отклонения газа от идеального при фактической температуре в пласте и фактическом давлении в пласте в области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению, к коэффициенту отклонения газа от идеального при температуре и давлении, используемых при проведении имитационного моделирования, обозначает исходное значение HI образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; и обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению.

[0035] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

[0036] ;

[0037] ;

[0038] ;

[0039] где, обозначает выход нефти для сланца, подлежащего измерению; обозначает количество удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению; обозначает количество образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению; обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению; , , обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению, обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению; и , , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[0040] При необходимости в вышеуказанном способе прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

[0041] ;

[0042] где, ;

[0043] ;

[0044] ;

[0045] обозначает выход газа для сланца, подлежащего измерению; обозначает количество удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению; обозначает количество образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению; обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению; обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению; и обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению; и , , , , , , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[0046] Вариант реализации настоящего изобретения обеспечивает устройство для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, для количественного прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и повышения точности и эффективности прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца. Устройство содержит:

[0047] приемный блок, выполненный с возможностью приема исходного значения общего органического углерода (TOC), значения показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению;

[0048] блок прогнозирования выхода нефти, выполненный с возможностью получения выхода нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца;

[0049] блок прогнозирования выхода газа, выполненный с возможностью получения выхода газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

[0050] В частном случае приемный блок в частности выполнен с возможностью:

получения исходного значения TOC сланца, подлежащего измерению, на основании значения TOC и значения Ro, полученных посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного TOC, причем модель для прогнозирования исходного TOC установлена предварительно на основании скорости изменения TOC, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца; и

получения исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, на основании значения HI и значения Ro, полученных посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного HI, причем модель для прогнозирования исходного HI установлена предварительно на основании скорости изменения HI, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца.

[0051] В частном случае устройство для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца дополнительно содержит:

блок прогнозирования количества образования остаточной нефти, выполненный с возможностью получения количества образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных о количестве образования остаточной нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

блок прогнозирования количества образования остаточного газа, выполненный с возможностью получения количества образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных о количестве образования остаточного газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

[0052] В частном случае устройство для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца дополнительно содержит:

блок прогнозирования количества удерживаемой нефти, выполненный с возможностью получения количества удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных о количестве удерживаемой нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

блок прогнозирования количества удерживаемого газа, выполненный с возможностью получения количества удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных о количестве удерживаемого газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образца сланца.

[0053] Вариант реализации настоящего изобретения также обеспечивает компьютерное устройство, включающее в себя память, процессор и компьютерную программу, сохраненную в памяти и выполненную с возможностью исполнения процессором, который при исполнении компьютерной программы выполнен с возможностью осуществления способа прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, как описано выше.

[0054] Вариант реализации настоящего изобретения также обеспечивает компьютерочитаемый носитель данных, хранящий компьютерную программу для осуществления способов прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, как описано выше.

[0055] Технические решения, обеспеченные вариантами реализации настоящего изобретения, позволяют достичь следующих обеспечивающих преимущество технических результатов:

[0056] Во-первых, устанавливают предварительно модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, а также исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца, и модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, а также исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца, с тем чтобы устранить недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что модель устанавливают с учетом только одного фактора для сланца, таким образом могут быть точнее получены соответствующие нефтегазовые параметры для образцов сланца. Таким образом, применение модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, а также модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца не только позволяет обеспечить количественное прогнозирование выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, но и повышает точность прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца.

[0057] Во-вторых, в предшествующем уровне техники выход нефти и выход газа при внутрипластовой конверсии сланца, подлежащего измерению, не могут быть определены до выполнения имитационных моделирований выхода нефти и выхода газа при внутрипластовой конверсии сланца для той же области или того же горизонта, и для различных областей или горизонтов выполняют имитационные моделирования для образцов сланца с различными исходными значениями TOC, значениями Ro и исходными значениями HI, что отнимает много времени и требует больших затрат. Для сравнения, в техническом решении, обеспеченном в вариантах реализации настоящего изобретения, с помощью модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, которые имеют высокую точность прогнозирования, как описано выше, выходы нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца для сланца, подлежащего измерению, могут быть получены после приема исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, исключая необходимость проведения эксперимента имитационного моделирования на сланце, подлежащем измерению, таким образом повышается эффективность прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца.

[0058] Таким образом, технические решения, обеспеченные в вариантах реализации настоящего изобретения, позволяют выполнять количественное прогнозирование выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, и повышают точность и эффективность прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0059] Чертежи, описанные в данном документе, используются для обеспечения дальнейшего понимания настоящего изобретения и составляют часть настоящего раскрытия, и не представляют каких-либо ограничений изобретения. На чертежах:

[0060] на ФИГ. 1 схематически показана блок-схема способа прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0061] на ФИГ. 2 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между температурой имитационного температурного моделирования и Ro образца сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0062] на ФИГ. 3 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между водородным индексом сланца/исходным водородным индексом и показателем Ro отражения витринита сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0063] на ФИГ. 4 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между TOC и скоростью изменения TOC и показателем Ro отражения витринита сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0064] на ФИГ. 5 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между количеством образования остаточной нефти и показателем Ro отражения витринита сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0065] на ФИГ. 6 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между количеством образования остаточного газа и показателем Ro отражения витринита сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0066] на ФИГ. 7 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между количеством удерживаемой нефти и показателем Ro отражения витринита сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0067] на ФИГ. 8 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между количеством удерживаемого газа и показателем Ro отражения витринита сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0068] на ФИГ. 9 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между выходом нефти и показателем Ro отражения витринита сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения;

[0069] на ФИГ. 10 приведена схема, иллюстрирующая взаимосвязь между выходом газа и показателем Ro отражения витринита сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения; и

[0070] на ФИГ. 11 приведена структурная схема устройства для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0071] Чтобы более ясно объяснить цель, техническое решение и преимущества изобретения, изобретение будет дополнительно подробно описано ниже в сочетании с вариантами реализации и сопроводительными чертежами. Схематические варианты реализации изобретения и описание в данном документе используются для объяснения изобретения и не представляют ограничения изобретения.

[0072] Изобретатель обнаружил, что технология внутрипластовой конверсии нефтяного сланца отличается от предшествующего уровня техники тем, что технология внутрипластовой конверсии применима к сланцу, имеющему зрелость от низкой до средней, «самые лучшие зоны» внутрипластовой конверсии преобладают в распределении высококачественных ресурсов сланца, и необходимо произвести оценку и выбрать «самые лучшие зоны» перед внутрипластовой конверсией и разработкой, т.е. определить предпочтительные области для разработки сланцевой нефти посредством прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти. Выходы нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланца являются важным аспектом оценки. Выходы нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланца в основном обеспечивают прибыльность разработки для внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, в связи с этим количества образования остаточных нефти и газа, количества удерживаемых нефти и газа и выходы нефти и газа для сланца являются ключом к оценке (прогнозированию) внутрипластовой конверсии сланцевой нефти. Чтобы соответствовать требованиям оценки внутрипластовой конверсии и разработки, необходимо произвести оценку выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланца с помощью новой концепции и способа оценки.

[0073] Ввиду технических проблем, как описано выше, чтобы устранить недостатки и несовершенства в предшествующем уровне техники, заключающиеся в невозможности точного количественного прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, изобретатель предлагает решение для оценки (прогнозирования) выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти. Настоящее изобретение обеспечивает возможность точных оценки и прогнозирования количеств удерживаемых нефти и газа в сланце и количеств образования остаточных нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланца. Решение для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии (разработке) сланцевой нефти согласно варианту реализации настоящего изобретения будет подробно описано ниже.

[0074] На ФИГ. 1 схематически показана блок-схема способа прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения. Как показано на ФИГ. 1, способ включает:

[0075] Этап 101: прием исходного значения общего органического углерода (TOC), значения показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению;

[0076] Этап 102: получение выхода нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца;

[0077] Этап 103: получение выхода газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца. Указанное множество различных образцов сланца представляют собой множество образцов сланца, имеющих значение Ro менее 0,5%.

[0078] Техническое решение, обеспеченное в этом варианте реализации настоящего изобретения, позволяет достичь следующих обеспечивающих преимущество технических результатов:

[0079] Во-первых, модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, а также исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца, и модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, а также исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца, с тем чтобы устранить недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что модель устанавливают с учетом только одного фактора для сланца, таким образом могут быть точнее получены соответствующие нефтегазовые параметры для образцов сланца. Таким образом, применение модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, а также модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца не только позволяет обеспечить количественное прогнозирование выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, но и повышает точность прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца.

[0080] Во-вторых, в предшествующем уровне техники, выход нефти и выход газа при внутрипластовой конверсии сланца, подлежащего измерению, не могут быть определены до выполнения имитационных моделирований выхода нефти и выхода газа при внутрипластовой конверсии сланца для той же области или того же горизонта, и для различных областей или горизонтов выполняют имитационные моделирования для образцов сланца с различными исходными значениями TOC, значениями Ro и исходными значениями HI, что отнимает много времени и требует больших затрат. Для сравнения, в техническом решении, обеспеченном в вариантах реализации настоящего изобретения, с помощью модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, которые имеют высокую точность прогнозирования, как описано выше, выходы нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца для сланца, подлежащего измерению, могут быть получены после приема исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, исключая необходимость проведения эксперимента имитационного моделирования на сланце, подлежащем измерению, таким образом повышается эффективность прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца.

[0081] Таким образом, технические решения, обеспеченные в вариантах реализации настоящего изобретения, позволяют выполнять количественное прогнозирование выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, и повышают точность и эффективность прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца.

[0082] Каждый этап, включенный в этот вариант реализации настоящего изобретения, будет теперь подробно описан ниже со ссылкой на ФИГ. 2 - ФИГ. 10.

[0083] I. Сначала вводят подробный процесс проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на образцах сланца перед установлением каждой модели.

[0084] Несколько групп образцов сланца, имеющих различные значения TOC и значение Ro менее 0,5% собирают в целевом резервуаре области исследования, например, собирают образцы сланца обнаженных пород из 7 протяженных участков бассейна Ордос, например, 9 групп образцов сланца, имеющих различные TOC и значение Ro менее 0,5%. Каждую группу образцов сланца измельчают под размер сита 40-100 меш, предпочтительно 60 меш, и полностью и однородно перемешивают, и каждую группу однородно перемешанных образцов сланца делят на 12 частей, каждая из которых весит более 3 кг.

[0085] Общий органический углерод (TOC), водородный индекс (HI) и показатель (Ro) отражения витринита каждой группы измельченных и смешанных образцов сланца измеряют соответственно (см. подробности в таблице 1 ниже). Образцы сланца, собранные соответственно в отдельных точках отбора проб, весят более 40 кг. В случае образцов сланца обнаженных пород образцы сланца собирают на участке на 5 м ниже уровня земли, и собирают образцы сланца, не подвергшегося выветриванию.

[0086] TOC измеряют в соответствии с национальным стандартом GB/T 19145-2003, «Определение общего органического углерода в осадочных породах» («Determination of Total Organic Carbon in Sedimentary Rocks»); HI измеряют в соответствии с промышленным стандартом SYT 5735-1995, «Способ геохимической оценки нефтематеринских пород наземного происхождения« («Geochemical Evaluation Method for Terrestrial Source Rocks»); и Ro измеряют в соответствии с промышленным стандартом SY/T 5124-2012, «Способ определения показателя отражения витринита в осадочных породах» («Method for Determining Vitrinite Reflectance in Sedimentary Rocks»).

Таблица 1 Характеристические параметры образцов сланца целевого резервуара в области исследования

№ образца	№ 1	№ 2	№ 3	№ 4	№ 5	№ 6	№ 7	№ 8	№ 9
TOC (мас.%)	0,512	2,034	3,495	5,027	6,436	8,509	13,341	20,674	25,988
HI (мг/г TOC)	618,043	668,860	680,009	631,090	642,303	612,709	647,629	676,071	680,652
Ro (%)	0,431	0,458	0,474	0,469	0,473	0,467	0,481	0,468	0,482

[0087] Выполняют две серии экспериментов имитационного температурного моделирования, одна из которых представляет собой эксперимент имитационного температурного моделирования для количества образования углеводородов сланца, а другая представляет собой эксперимент имитационного температурного моделирования для количества удерживаемого углеводорода и количества производимых углеводородов. В обеих сериях экспериментов используют полуоткрытую экспериментальную систему с одинаковым заданным давлением, составляющим 5 МПа, и различными заданными температурами. Образцы массой около 2 кг помещают в емкость для проведения реакции и многократно уплотняют при давлении, составляющем 20 МПа. Массу образца сланца в емкости для проведения реакции получают до имитационного моделирования. Емкость для проведения реакции вакуумируют и вводят гелий в емкость для проведения реакции. Задают 11 точек температуры, соответственно составляющие 250°C, 300°C, 320°C, 335°C, 350°C, 360°C, 390°C, 440°C, 500°C, 540°C и 580°C, охватывающих различные стадии от начала до конца образования нефти и газа. Первая заданная точка температуры составляет 250°C, принимают запрограммированную скорость повышения температуры, составляющую 20°C/день, до имитационного моделирования для температуры 200°C, и принимают запрограммированную скорость повышения температуры, составляющую 5°C/день, между температурами 200°C и 250°C. Со 2-й по 11-ю заданные точки температуры принимают запрограммированную скорость повышения температуры, составляющую 20°C/день, до того, как температура имитационного моделирования достигнет предыдущей заданной точки температуры, и принимают запрограммированную скорость повышения температуры, составляющую 5°C/день, между предыдущей заданной точкой температуры и текущей заданной точкой температуры. После достижения температуры имитационного моделирования значения заданной температуры заданную температуру поддерживают постоянной в течение 10 часов. Заданное давление для выпуска углеводородов составляет 7 МПа, и количество нефти и газа, выпущенных в процессе имитационного моделирования, используют для вычисления количеств нефти и газа на единицу массы породы. Количество нефти и газа, очищенное и извлеченное после завершения имитационного моделирования для прогнозируемой температуры, используют для вычисления количеств удерживаемых нефти и газа на единицу массы породы.

[0088] Сланцы, собранные в каждой точке отбора проб, берут в качестве группы для проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на количество образования углеводородов. После завершения эксперимента для первой заданной температуры отношения количества собранной выпущенной нефти и выхода удерживаемой нефти и количества выпущенного и удерживаемого газа к массе образцов до имитационного моделирования берут в качестве количества образования остаточной нефти и количества образования остаточного газа на единицу массы породы в первой заданной точке температуры образца. После извлечения образца имитационного температурного моделирования для первой заданной точки температуры выполняют температурное моделирование для второй заданной точки температуры с получением количества образования нефти и количества образования остаточного газа на единицу массы породы во второй заданной точке температуры, и аналогично, выполняют температурное моделирование для всех заданных точек температуры. Выполняют эксперимент имитационного температурного моделирования для образования углеводородов для 9 точек отбора проб сланца и получают соответствующее количество образования нефти и количество образования остаточного газа на единицу массы породы. После завершения эксперимента для каждой заданной точки температуры измеряют параметры, такие как TOC остатка после извлечения …

[0089] Выполняют эксперимент имитационного температурного моделирования на количества удерживаемых нефти и газа и выходы нефти и газа в 11 заданных точках температуры с использованием сланца в каждой точке отбора проб. После завершения имитационного моделирования, согласно отношению выхода собираемой нефти и выхода собираемого газа к массе образца в соответствующей емкости для проведения реакции перед температурным моделированием, получают выход нефти и выход газа на единицу массы породы в соответствующих заданных точках температуры. Согласно отношению выходов нефти и газа, которые очищены и извлечены, к массе образца в соответствующей емкости для проведения реакции перед температурным моделированием получают количества удерживаемых нефти и газа на единицу массы породы в соответствующих заданных точках температуры. После окончания в каждой заданной точке температуры измеряют TOC, HI и Ro остатка после извлечения для получения среднего значения коэффициентов (Z) отклонения природного газа, получаемого при различных заданных температурах.

[0090] Взаимосвязь между температурой имитационного моделирования пиролиза и Ro устанавливают с использованием среднего значения Ro различных образцов сланца после имитационного температурного моделирования при одной и той же заданной температуре при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования количества удерживаемых углеводородов и количества производимых углеводородов. Количества образования остаточных нефти и газа, количества удерживаемых нефти и газа и выходы нефти и газа в сланце при температурном имитационном моделировании коррелируют с Ro. Для упрощения соответствующего изучения уровня термической эволюции сланца в условиях пласта, температуру имитационного моделирования преобразуют в соответствующее значение Ro.

[0091] (1)

[0092] В указанном уравнении

Ro обозначает показатель отражения витринита, %;

T обозначает температуру имитационного моделирования пиролиза, °C;

и обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять соответственно 0,13797, 0,005667.

[0093] В конкретном варианте осуществления взаимосвязь, представленная приведенным выше уравнением (1), может быть такой, как показано на ФИГ. 2.

[0094] II. Во вторую очередь вводят процесс установления каждой модели согласно данным, полученным в результате процесса имитационного температурного моделирования, описанного выше в части «I».

[0095] Вводят этапы установления модели для прогнозирования исходного TOC и модели для прогнозирования исходного HI согласно значениям Ro, HI и TOC сланца, которые получают с использованием различных температур имитационного моделирования.

[0096] Причина, по которой указанное выше множество различных образцов сланца имеют значения Ro менее 0,5%, состоит в том, чтобы упростить установление модели для прогнозирования исходного TOC и модели для прогнозирования исходного HI. Конкретная причина заключается в том, что органическое вещество в сланце, имеющем Ro менее 0,5%, в основном не претерпевает нефтегазовой конверсии, поэтому его можно назвать исходным состоянием. Количества образования остаточных нефти и газа, количества удерживаемых нефти и газа и выходы нефти и газа при внутрипластовой конверсии оценивают посредством исходного TOC и исходного HI. Сланец, пригодный для внутрипластовой конверсии в фактическом пласте, не обязательно находится в исходном состоянии, и соответствующие параметры необходимо восстановить до исходного состояния. Модели оценки исходного TOC и исходного HI (следующее уравнение (2): модель для прогнозирования исходного HI; и следующее уравнение (3): модель для прогнозирования исходного TOC) устанавливают на основании данных эксперимента имитационного температурного моделирования через скорость изменения HI и скорость изменения TOC. Скорость изменения HI относится к отношению HI, соответствующего конкретному значению Ro сланца, к его исходному HI, а скорость изменения TOC относится к отношению TOC, соответствующего конкретному значению Ro сланца, к его исходному TOC.

[0097] ; (2)

[0098] где

обозначает исходное значение водородного индекса (подлежащее вычислению) для сланца, подлежащего измерению, мг/г TOC;

обозначает значение HI, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению, (т.е. соответствующего водородного индекса, когда показатель отражения витринита сланца составляет Ro) мг/г TOC;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению,

и обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять 5,4792 и -3,0289 соответственно, когда Ro≤1,0%; и могут составлять 7,4206 и -3,2742 соответственно, когда Ro>1,0%.

[0099] ; (3)

[00100] где, ;

[00101] ;

[00102] ;

[00103] где,

обозначает исходное значение общего органического углерода (подлежащее вычислению) для сланца, подлежащего измерению, мас.%;

обозначает исходное значение TOC, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению, мас.% (т.е. соответствующее значение общего органического углерода, когда показатель отражения витринита сланца составляет Ro);

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение водородного индекса (которое может быть получено согласно приведенному выше уравнению (2)) для сланца, подлежащего измерению, мг/г TOC;

, , , , и обозначают эмпирические коэффициенты;

, , , , могут составлять соответственно 0,0324, 0,0177, 0,0064, -0,0356, 0,0096;

, и могут составлять соответственно 1,5838, 1,5862, 0,6134, когда Ro<1,0%, и могут составлять соответственно -0,0422, 0,2407, 0,3670, когда Ro≥1,0%.

[00104] В конкретном варианте осуществления техническое решение, обеспеченное в вариантах реализации изобретения, устраняет недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что соответствующие нефтегазовые параметры могут быть получены только посредством проведения эксперимента имитационного моделирования. Принимают модели оценки HI и Ro (взаимосвязь между HI и Ro и модель, которая показана на ФИГ. 3), TOC и Ro (взаимосвязь между TOC и Ro и модель, которая показана на ФИГ. 4) сланца с различными типами керогена. В модели для прогнозирования TOC учитывается влияние скорости изменения HI, таким образом решаются проблемы прогнозирования исходного HI и исходного TOC сланцев с различными типами керогена на разных уровнях формирования, и недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что исходный TOC может быть получен только в соответствии с одним и тем же типом керогена.

[00105] В конкретном варианте осуществления тип керогена относится к тому, что разные составы органических веществ в сланце (нефтематеринской породе) приводят к разным возможностям образования нефти и образования газа, включая тип I, тип II и тип III. В данном документе кероген типа I в основном относится к образованию нефти, кероген типа II относится к совместному существованию нефти и газа, а кероген типа III в основном относится к образованию газа.

[00106] 2. Во вторую очередь вводят этапы предварительного установления моделей оценки (модели для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и модели для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца) количества образования остаточной нефти и количества образования остаточного газа различных сланцев при соответствующих условиях для Ro, TOC и HI согласно данным о количестве образования остаточной нефти и количестве образования остаточного газа, полученным в результате эксперимента имитационного температурного моделирования, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образца сланца.

[00107] Количество образования остаточной нефти для сланца связано с Ro, TOC и HI сланца, и модель оценки количества образования остаточной нефти устанавливают на основании результата эксперимента имитационного температурного моделирования (уравнение (4) ниже и модель для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, указанная связь представлена на ФИГ. 5).

[00108] (4)

[00109] где,

обозначает количество образования остаточной нефти (подлежащее вычислению) для сланца, подлежащего измерению, кг/т. породы;

обозначает общее количество образования нефти (известно) для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования, кг/т. породы;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению, %;

и обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять соответственно 86,023 и -5,232;

обозначает исходное значение общего органического углерода для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования (соответствует образцу сланца), мас.%;

обозначает исходное значение водородного индекса образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования ( соответствует образцу сланца), мг/г TOC;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению, мас.%; и

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению, мг/г TOC.

[00110] Количество образования остаточного газа сланца связано с Ro, TOC и HI сланца, и модель оценки количества образования остаточного газа устанавливают на основании данных эксперимента имитационного температурного моделирования (уравнение (5) ниже и модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, указанная связь представлена на ФИГ. 6).

[00111] (5)

[00112] где,

обозначает количество образования остаточного газа (подлежащее вычислению) для сланца, подлежащего измерению, м³/т. породы (20°C, нормальное барометрическое давление);

обозначает общее количество образования остаточного газа (известно) для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования, м³/т. породы (20°C, нормальное барометрическое давление);

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению, %;

обозначает исходное значение общего органического углерода (известно) образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение водородного индекса (известно) образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования ( соответствует образцу сланца);

обозначает исходное значение общего органического углерода (которое может быть получено согласно приведенному выше уравнению (3)) для сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение водородного индекса (которое может быть получено согласно приведенному выше уравнению (2)) для сланца, подлежащего измерению;

, , и обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять соответственно -1,2157, 2,0333, 2,3623, -6,082.

[00113] В конкретном варианте осуществления количества образования остаточных нефти и газа при внутрипластовой конверсии могут быть точно спрогнозированы с использованием приведенных выше уравнений (3) и (4) в вариантах реализации изобретения.

[00114] 3. В третью очередь вводят этап установления модели оценки количеств удерживаемых нефти и газа (модели для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и модели для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца), согласно количествам удерживаемых нефти и газа, полученным в результате эксперимента имитационного температурного моделирования, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образца сланца.

[00115] Согласно количеству удерживаемой нефти, полученному в результате эксперимента имитационного температурного моделирования, и данным TOC, Ro, HI устанавливают модель оценки количества удерживаемой нефти (уравнение (6) ниже, модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца показана на ФИГ. 7).

[00116] ;(6)

[00117] где,

обозначает количество удерживаемой нефти (подлежащее вычислению) для сланца, подлежащего измерению, кг/т породы;

обозначает количество образования остаточной нефти (известно) для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение общего органического углерода (которое может быть получено согласно приведенному выше уравнению (3)) для сланца, подлежащего измерению, мас.%;

, , , обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению, безразмерные величины;

обозначает отношение объемного фактора нефти при фактическом давлении в пласте в области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению, к объемному фактору нефти при давлении, используемом при имитационном моделировании, безразмерная величина;

обозначает исходное значение водородного индекса (которое может быть получено согласно приведенному выше уравнению (2)) образцов сланца ( соответствует образцам сланца) при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; и

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению (которое может быть получено согласно приведенному выше уравнению (2)).

[00118] В данном документе вышеуказанные расчетные модели , , имеют последовательный формат , имеют различные эмпирические параметры (коэффициенты). ; в этом уравнении и обозначают эмпирические параметры (коэффициенты), которые являются безразмерными величинами.

[00119] где, вышеуказанное ;

[00120] в этом уравнении , , , и обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять соответственно 0,5591, -0,2805, -0,0486, -0,1186, 0,3411.

[00121] Согласно количеству удерживаемого газа, полученному в результате эксперимента имитационного температурного моделирования, и данным TOC, Ro, HI устанавливают модель оценки количества удерживаемого газа (уравнение (7) ниже, и модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца показана на ФИГ. 8).

[00122] (7)

[00123] где, ;

[00124] в этом уравнении является таким же, как в уравнении (3), и также является таким же, как в уравнениях (4) и (5), , , и обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять соответственно -0,0866, 0,2948, 0,00119, 0,09075.

[00125] где, ;

[00126] , , , , , , , и обозначают эмпирические коэффициенты, которые могут составлять соответственно 0,0273, -0,1717, 6,9326, 0,0401, 6,5261, -0,00016, 0,00655, -0,10797.

[00127] где,

обозначает количество удерживаемого газа (подлежащее вычислению) для сланца, подлежащего измерению, м³/т. породы (20°C, 1 нормальное барометрическое давление);

обозначает количество образования остаточного газа (известно) для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

и обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к сланца, подлежащего измерению, безразмерные величины;

обозначает отношение коэффициента отклонения газа от идеального при фактической температуре в пласте и фактическом давлении в пласте в области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению, к коэффициенту отклонения газа от идеального при температуре и давлении, используемых при имитационном моделировании, безразмерная величина;

обозначает исходное значение водородного индекса (известно) образцов сланца ( соответствует образцу сланца) при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению (которое может быть получено согласно приведенному выше уравнению (2)); и

обозначает Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению.

[00128] В конкретном варианте осуществления техническое решение, обеспеченное в вариантах реализации изобретения, устраняет недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что соответствующие нефтегазовые параметры могут быть получены только посредством проведения эксперимента имитационного моделирования, устанавливает взаимосвязь между исходным TOC и количествами удерживаемых нефти и газа (моделью для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и моделью для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца), устраняет недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что не могут быть оценены (спрогнозированы) пропорции удерживаемых нефти и газа для различных исходных значений TOC сланцев, и обеспечена возможность прогнозирования количества удерживаемой нефти и количества удерживаемого газа, соответствующие исходному TOC и значениям Ro различных сланцев.

[00129] 4. В завершении вводят этап установления модели оценки выходов нефти и газа (модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца), согласно данным выхода нефти, полученным в результате эксперимента имитационного температурного моделирования, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образца сланца.

[00130] Когда количество удерживаемой нефти для сланца достигает насыщения, количество образования остаточной нефти является основным вкладом в выход нефти, и выход нефти регулируется в основном величинами Ro, TOC и HI сланца. Выход нефти уменьшается с увеличением Ro и уменьшением количества образования остаточной нефти. При одном и том же условии Ro количество образования остаточной нефти также увеличивается с увеличением TOC и HI и увеличением выхода нефти.

[00131] Модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца (как показано на ФИГ. 9) представляет собой:

[00132] (8)

[00133] где , , имеют такую расчетную модель: ;

[00134] где,

обозначает выход нефти (подлежащий вычислению) для сланца, подлежащего измерению, кг/т породы;

обозначает количество удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

, , обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению,

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению;

, , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[00135] Выход газа регулируется в основном величинами Ro, TOC и HI сланца и уменьшается с увеличением Ro. Поскольку количество природного газа в основном является результатом повышения температуры и расширения природного газа, модель оценки выхода газа устанавливают на основании данных эксперимента имитационного температурного моделирования (следующее уравнение (10), и модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, как показано на ФИГ. 10).

[00136] (9)

[00137] где, ;

[00138] ;

[00139] ;

[00140] где,

обозначает выход газа (подлежащий вычислению) для сланца, подлежащего измерению, м³/т породы;

обозначает количество удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточного газа для образца сланца;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению, мг/г TOC;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению, мас.%;

и обозначает поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению;

, , , , , , и обозначают эмпирические коэффициенты, где , , , , могут составлять соответственно -105,345, 152,70, 4,461, 56,335, -0,554; , и могут составлять соответственно 0,4796, -0,6434, 0,3387, когда Ro<1,25%, и могут составлять соответственно -0,2302, 0,6061, -0,112 соответственно, когда 1,25%≤Ro<2,35%, и могут составлять 0,135, 0,7559, 1,0746, когда Ro<1,25%.

[00141] В конкретном варианте осуществления посредством приведенных выше уравнений (8) и (9), техническое решение, обеспеченное в вариантах реализации изобретения, решает проблему количественной оценки и прогнозирования выхода нефти и выхода газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, имеющих различные исходные значения TOC и значения Ro.

[00142] Поскольку имитационное моделирование выходов нефти и газа в сланце в условиях внутрипластовой конверсии занимает много времени, данные выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти в области исследования могут быть получены с использованием уравнений (1) - (9) для выполнения оценки и выбора предпочтительной благоприятной области и «десертной области» («dessert region»).

[00143] III. Затем вводят процесс выполнения прогнозирования внутрипластовой разработки нефтяного сланца с использованием моделей согласно указанной выше части «II».

[00144] Данные TOC, HI и Ro целевого резервуара в области исследования собирают, и выходы нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти целевого резервуара в этой области получают с использованием приведенных выше уравнений (1) - (9).

[00145] В указанных вариантах реализации этап приема исходного значения общего органического углерода (TOC), значения показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению, может включать следующие этапы:

[00146] получение исходного значения TOC сланца, подлежащего измерению, согласно значению TOC и значению Ro, полученным посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного TOC (которая может представлять собой приведенное выше уравнение (3)), причем модель для прогнозирования исходного TOC устанавливают предварительно на основании скорости изменения TOC, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца; и

[00147] получение исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, согласно значению HI и значению Ro, полученным посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного HI (которая может представлять собой приведенное выше уравнение (2)), причем модель для прогнозирования исходного HI устанавливают предварительно на основании скорости изменения HI, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца.

[00148] В указанных вариантах реализации описанные выше способы прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца дополнительно могут включать следующие этапы:

[00149] получение количества образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели (которая может представлять собой приведенное выше уравнение (4)) для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве образования остаточной нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

[00150] получение количества образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца (которая может представлять собой приведенное выше уравнение (5)), причем модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве образования остаточного газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

[00151] В указанных вариантах реализации описанные выше способы прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца дополнительно могут включать следующие этапы:

[00152] получение количества удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца (которая может представлять собой приведенное выше уравнение (6)), причем модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве удерживаемой нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

[00153] получение количества удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца (которая может представлять собой приведенное выше уравнение (7)), причем модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве удерживаемого газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образца сланца.

[00154] Поскольку имитационное моделирование выходов нефти и газа для сланца в условиях внутрипластовой конверсии занимает много времени, данные выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти в области исследования (области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению) могут быть получены с использованием уравнений (1) - (9) для выполнения оценки и выбора предпочтительной благоприятной области и «десертной области» («dessert region»)».

[00155] Согласно вышеуказанным моделям могут быть получены количества образования нефти и газа, количества удерживаемых нефти и газа и выходы нефти и газа для сланца при условиях для любых Ro, TOC и HI, и может быть произведена количественная оценка.

[00156] Согласно той же концепции изобретения вариант реализации настоящего изобретения также обеспечивает устройство для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, как описано в следующих вариантах реализации. Поскольку принцип, принятый для устройства для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца для решения проблем, аналогичен принципу, принятому для способа прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, варианты осуществления устройства для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца можно увидеть, обратившись к вариантам осуществления способа прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, которые не будут подробно описываться повторно. Как использовано ниже, термин «блок» или «модуль» может реализовывать комбинацию программного обеспечения и/или аппаратных средств с заданными функциями. Хотя устройство, описанное в следующем варианте реализации, предпочтительно реализуется программным обеспечением, аппаратные средства или комбинация программного обеспечения и аппаратных средств также возможна и вероятна.

[00157] На ФИГ. 11 приведена структурная схема конструкции устройства для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца согласно варианту реализации настоящего изобретения. Как показано на ФИГ. 11, устройство содержит:

[00158] приемный блок 02, выполненный с возможностью приема исходного значения общего органического углерода (TOC), значения показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению;

[00159] блок 04 прогнозирования выхода нефти, выполненный с возможностью получения выхода нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

[00160] блок 06 прогнозирования выхода газа, выполненный с возможностью получения выхода газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

[00161] В варианте реализации приемный блок в частности может быть выполнен с возможностью:

[00162] получения исходного значения TOC сланца, подлежащего измерению, согласно значению TOC и значению Ro, полученных посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного TOC, причем модель для прогнозирования исходного TOC установлена предварительно на основании скорости изменения TOC, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца; и

[00163] получения исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, согласно значению HI и значению Ro, полученных посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного HI, причем модель для прогнозирования исходного HI установлена предварительно на основании скорости изменения HI, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца.

[00164] В варианте реализации модель для прогнозирования исходного HI может представлять собой:

[00165] ;

[00166] где

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение HI, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;, и

и обозначают эмпирические коэффициенты.

[00167] В варианте реализации модель для прогнозирования исходного TOC может представлять собой:

[00168] ;

[00169] где, ;

[00170] ;

[00171] ;

[00172]

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение TOC, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению; и

, , , , , , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[00173] В варианте реализации описанное выше устройство для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца дополнительно может содержать:

[00174] блок прогнозирования количества образования остаточной нефти, выполненный с возможностью получения количества образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных о количестве образования остаточной нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

[00175] блок прогнозирования количества образования остаточного газа, выполненный с возможностью получения количества образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных о количестве образования остаточного газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

[00176] В варианте реализации модель для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца может представлять собой:

[00177] ;

[00178] где

обозначает количество образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает общее количество образования нефти для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

и обозначают эмпирические коэффициенты;

обозначает исходное значение общего органического углерода образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение водородного индекса образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению; и

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению.

[00179] В варианте реализации модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца может представлять собой:

[00180] ;

[00181] где,

обозначает количество образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает общее количество образования остаточного газа для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение общего органического углерода образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение водородного индекса образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению; и

, , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[00182] В варианте реализации описанное выше устройство для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца дополнительно может содержать:

[00183] блок прогнозирования количества удерживаемой нефти, выполненный с возможностью получения количества удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных о количестве удерживаемой нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

[00184] блок прогнозирования количества удерживаемого газа, выполненный с возможностью получения количества удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных о количестве удерживаемого газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образца сланца.

[00184] В варианте реализации модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца может представлять собой:

[00186] ;

[00187] где

обозначает количество удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточной нефти для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению;

, , , обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению;

обозначает отношение объемного фактора нефти при фактическом давлении в пласте в области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению, к объемному фактору нефти при давлении, используемом при имитационном моделировании;

обозначает исходное значение водородного индекса образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; и

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению.

[00188] В варианте реализации модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца может представлять собой:

[00189] ;

[00190] где,

обозначает количество удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточного газа для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

и обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к сланца, подлежащего измерению;

обозначает отношение коэффициента отклонения газа от идеального при фактической температуре в пласте и фактическом давлении в пласте в области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению, к коэффициенту отклонения газа от идеального при температуре и давлении, используемых при имитационном моделировании,

обозначает исходное значение водородного индекса образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению; и

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению.

[00191] В варианте реализации модель для прогнозирования выхода нефти, добываемой при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, может представлять собой:

[00192] ;

[00193] ;

[00194] где,

обозначает выход нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

, , обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению,

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению; и

, , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[00195] В варианте реализации модель для прогнозирования выхода газа, получаемого при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, может представлять собой:

[00196] ;

[00197] где ;

[00198] ;

[00199] ;

[00200]

обозначает выход газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение водородного индекса для сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению;

и обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению; и

, , , , , , и обозначают эмпирические коэффициенты.

[00201] Варианты реализации настоящего изобретения также обеспечивают компьютерное устройство, включающее в себя память, процессор и компьютерную программу, сохраненную в памяти и выполненную с возможностью исполнения процессором, который при исполнении компьютерной программы выполняет способы прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, как описано выше.

[00202] Варианты реализации настоящего изобретения также обеспечивают компьютерочитаемый носитель данных, хранящий в себе компьютерную программу для осуществления способа прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, как описано выше.

[00203] Техническое решение, обеспеченное в вариантах реализации настоящего изобретения, позволяет достичь следующих обеспечивающих преимущество технических результатов:

[00204] В техническом решении, обеспеченном в вариантах реализации настоящего изобретения, принимают исходный TOC, исходный HI и Ro сланца для установления моделей для количества образования нефти, количества образования остаточного газа, количества удерживаемой нефти, количества удерживаемого газа, выхода нефти и выхода газа, с тем чтобы устранить недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что модель устанавливают с учетом только одного фактора для сланца, и могут быть точнее получены соответствующие нефтегазовые параметры для образцов сланца, и устранить недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что модели устанавливают соответственно согласно различным значениям TOC, без учета разницы между различными типами керогена. Согласно калибровке результатов имитационного температурного моделирования исходного TOC, исходного HI и Ro образца сланца, после получения параметров исходного TOC, исходного HI и Ro оцениваемого (подлежащего измерению) сланца, могут быть точно получены количество образования нефти, количество образования газа, количество удерживаемой нефти, количество удерживаемого газа, выход нефти и выход газа для оцениваемого сланца, и могут быть удовлетворены потребности оценки внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, с тем чтобы устранить недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что соответствующие нефтегазовые параметры могут быть получены только посредством проведения эксперимента имитационного моделирования. Взаимосвязь между исходным TOC и количествами удерживаемых нефти и газа устанавливают, с тем чтобы устранить недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что не могут быть оценены пропорции удерживаемых нефти и газа для отличающегося исходного TOC сланцев. Принимают модели прогнозирования значений HI и Ro, TOC и Ro сланца, имеющего различные типы керогена, учитывают влияние скорости изменения HI модели прогнозирования TOC, таким образом решается проблема сложности прогнозирования исходного HI и исходного TOC сланцев, имеющих различные типы керогена на разных уровнях формирования, и устраняются недостатки предшествующего уровня техники, заключающиеся в том, что исходный TOC может быть получен только в соответствии с одним и тем же типом керогена. Техническое решение, обеспеченное в настоящем изобретении, решает проблемы количественной оценки и прогнозирования количества удерживаемой нефти и количества удерживаемого газа для исходного TOC и Ro, а также выход нефти и выход газа, получаемые при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, имеющей различные исходный TOC и Ro, и улучшает точность прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, с тем чтобы удовлетворить потребности в оценке и прогнозировании выходов нефти и газа при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти, оценке и прогнозирования выходов нефти и газа в нефти и газе из сланца и оценке нефтегазовых ресурсов и т.п.

[00205] Поскольку исходный TOC, Ro, исходный HI и другие аналогичные характеристические параметры сланца в одной и той же области или одном и том же горизонте, или различных областях или горизонтах очень различаются, требуется много времени для получения выхода нефти и выхода газа при имитационном моделировании условий внутрипластовой конверсии. Достоверные данные оценки «десертной области» («dessert region») внутрипластовой конверсии сланцевой нефти целевого резервуара в области исследования могут быть получены только после имитационного моделирования всех образцов сланца, имеющих различные исходные TOC, Ro и исходные HI, что отнимает очень много времени и требует высоких затрат. После приема параметров, таких как исходный TOC, Ro и исходный HI сланца целевого резервуара в области исследования с использованием модели количественной оценки (прогнозирования), полученной в настоящем изобретении, могут быть точно получены количество образования нефти, количество образования остаточного газа, количество удерживаемой нефти, количество удерживаемого газа, выход нефти и выход газа для сланца целевого резервуара в области исследования, и могут быть быстро выполнены оценки и выбор предпочтительной «десертной области» («dessert region») внутрипластовой конверсии сланцевой нефти.

[00206] В заключение, техническое решение, обеспеченное в вариантах реализации настоящего изобретения, обеспечивает количественное прогнозирование выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца и повышает точность и эффективность прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца.

[00207] Специалисты в данной области техники должны понимать, что варианты реализации настоящего изобретения могут быть обеспечены в виде способа, системы или компьютерного программного продукта. Таким образом, настоящее изобретение может принимать формы полностью аппаратного варианта реализации, полностью программного варианта реализации или комбинации программного варианта реализации и аппаратного варианта реализации. Кроме того, настоящее изобретение может принимать форму компьютерного программного продукта, который реализован на одном или более используемом с компьютером носителе данных (включая, но не ограничиваясь, дисковую память, диск CD-ROM, оптическую память и т.п.), включая используемые с компьютером программные коды.

[00208] Изобретение описано со ссылкой на блок-схемы и/или структурные схемы способа, устройства (системы) и компьютерного программного продукта согласно вариантам реализации изобретения. Следует понимать, что каждая последовательность операций и/или каждый блок в блок-схемах и/или структурных схемах, и комбинация последовательностей операций и/или блоков в блок-схемах и/или структурных схемах могут быть достигнуты с помощью команд компьютерной программы. Эти команды компьютерной программы могут быть предоставлены в центральный процессор компьютера общего назначения, специализированный компьютер, встроенный процессор или другое программируемое устройство для обработки данных для создания машины, так что устройство для выполнения функций, обозначенных в одной или более последовательностях операций в блок-схемах и/или одном или более блоках в структурных схемах, может быть создано командой, выполняемой центральным процессором компьютера или другого программируемого устройства для обработки данных.

[00209] Эти команды компьютерной программы также могут быть сохранены в компьютерочитаемой памяти, которая может управлять работой компьютера или другого программируемого устройства для обработки данных для работы особым образом, так что команды, сохраненные в компьютерочитаемой памяти, создают производимый продукт, включающий в себя командное устройство, которое выполняет функции, обозначенные в одной или более последовательностях операций в блок-схемах и/или в одном или более блоках в структурных схемах.

[00210] Эти команды компьютерной программы также могут быть загружены в компьютер или другое программируемое устройство для обработки данных, на котором выполняется последовательность этапов операций для генерации обработки, выполняемой компьютером, так что команда, исполняемая на компьютере или другом программируемом устройстве для обработки данных, обеспечивается для использования на этапах достижения функций, обозначенных в одной или более последовательностях операций в блок-схемах и/или в одном или более блоках в структурных схемах.

[00211] Вышеизложенное представляет собой только варианты реализации настоящего изобретения и не предназначено для ограничения настоящего изобретения, и различные модификации и вариации могут быть сделаны в варианте реализации настоящего изобретения специалистами в данной области техники. Любые модификации, эквиваленты, улучшения и т.п., произведенные в пределах принципа настоящего изобретения, предназначены для включения в объем защиты прилагаемой формулы настоящего изобретения.

1. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, включающий:

прием (101) исходного значения общего органического углерода (TOC), значения показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению;

получение (102) выхода нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

получение (103) выхода газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

2. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 1, согласно которому прием исходного значения общего органического углерода (TOC), значение показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению, включает:

получение исходного значения TOC сланца, подлежащего измерению, на основании значения TOC и значения Ro, полученных посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного TOC, причем модель для прогнозирования исходного TOC устанавливают предварительно на основании скорости изменения TOC, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца; и

получение исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, на основании значения HI и значения Ro, полученных посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования исходного HI, причем модель для прогнозирования исходного HI устанавливают предварительно на основании скорости изменения HI, полученной посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца.

3. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 2, согласно которому модель для прогнозирования исходного HI представляет собой:

;

где обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение HI, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению, и

и обозначают эмпирические коэффициенты.

4. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 2, согласно которому модель для прогнозирования исходного TOC представляет собой:

;

где ;

;

;

обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение TOC, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; и

, , , , , , и обозначают эмпирические коэффициенты.

5. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 1, дополнительно включающий:

получение количества образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве образования остаточной нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

получение количества образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве образования остаточного газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

6. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 5, согласно которому модель для прогнозирования количества образования остаточной нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

;

где обозначает количество образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает общее количество образования нефти для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

и обозначают эмпирические коэффициенты;

обозначает исходное значение TOC образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение HI образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению; и

обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению.

7. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 5, согласно которому модель для прогнозирования количества образования остаточного газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

;

где обозначает количество образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает общее количество образования остаточного газа для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение TOC образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение HI образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; и

, , и обозначают эмпирические коэффициенты.

8. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 1, дополнительно включающий:

получение количества удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве удерживаемой нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

получение количества удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца устанавливают предварительно на основании данных о количестве удерживаемого газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образца сланца.

9. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 8, согласно которому модель для прогнозирования количества удерживаемой нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

;

где обозначает количество удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточной нефти для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение общего органического углерода для сланца, подлежащего измерению;

, , , обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению;

обозначает отношение объемного фактора нефти при фактическом давлении в пласте в области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению, к объемному фактору нефти при давлении, используемом при проведении имитационного моделирования;

обозначает исходное значение HI образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования; и

обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению.

10. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 8, согласно которому модель для прогнозирования количества удерживаемого газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

;

где обозначает количество удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточного газа для образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

и обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к сланца, подлежащего измерению;

обозначает отношение коэффициента отклонения газа от идеального при фактической температуре в пласте и фактическом давлении в пласте в области исследования, к которой принадлежит сланец, подлежащий измерению, к коэффициенту отклонения газа от идеального при температуре и давлении, используемых при проведении имитационного моделирования,

обозначает исходное значение HI образцов сланца при проведении эксперимента имитационного температурного моделирования;

обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению; и

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению.

11. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 1, согласно которому модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

;

;

;

где обозначает выход нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество удерживаемой нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточной нефти для сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

, , обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению,

обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению; и

, , и обозначают эмпирические коэффициенты.

12. Способ прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца по п. 1, согласно которому модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца представляет собой:

;

где ;

;

;

обозначает выход газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество удерживаемого газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает количество образования остаточного газа для сланца, подлежащего измерению;

обозначает значение Ro, полученное посредством измерения сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение HI сланца, подлежащего измерению;

обозначает исходное значение TOC сланца, подлежащего измерению;

и обозначают поправочные коэффициенты, относящиеся к значению Ro сланца, подлежащего измерению; и

, , , , , , и обозначают эмпирические коэффициенты.

13. Устройство для прогнозирования выходов нефти и газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, содержащее:

приемный блок (02), выполненный с возможностью приема исходного значения общего органического углерода (TOC), значения показателя (Ro) отражения витринита и исходного значения водородного индекса (HI) сланца, подлежащего измерению;

блок (04) прогнозирования выхода нефти, выполненный с возможностью получения выхода нефти для сланца, подлежащего изучению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода нефти при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных выхода нефти, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца; и

блок (06) прогнозирования выхода газа, выполненный с возможностью получения выхода газа для сланца, подлежащего измерению, на основании исходного значения TOC, значения Ro, исходного значения HI сланца, подлежащего измерению, и предварительно установленной модели для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца, причем модель для прогнозирования выхода газа при внутрипластовой разработке нефтяного сланца установлена предварительно на основании данных выхода газа, полученных посредством проведения эксперимента имитационного температурного моделирования на множестве различных образцов сланца, и исходного значения TOC, значения Ro и исходного значения HI образцов сланца.

14. Компьютерное устройство, содержащее память, процессор и компьютерную программу, сохраненную в памяти и выполненную с возможностью исполнения процессором, который при исполнении компьютерной программы выполнен с возможностью осуществления способа по любому из пп. 1-12.

15. Компьютерочитаемый носитель данных, хранящий в себе компьютерную программу для осуществления способа по любому из пп. 1-12.