способ определения качества жидких углеводородов в жидких включениях

Формула изобретения

1. Способ определения качества жидких углеводородов в жидких включениях, предусматривающий сбор образцов пород, приготовление микрошлифов образцов, исследование минералов в микрошлифах образцов, определение среди этих минералов таких включений, которые содержат жидкие углеводороды, исследование изменений свойств жидких углеводородов при помощи изменений температуры и оценки качества жидких углеводородов, содержащихся в таком включении, исходя из полученных в результате данных, отличающийся тем, что определяют температуру, при которой показатели преломления жидких углеводородов и минерала, содержащего такие включения, одинаковы, и путем сравнения полученной в результате температуры со стандартной зависимостью, показывающей, как изменяется показатель преломления при изменении температуры для нефти, имеющей известное качество, тем самым определяют качество жидких углеводородов в указанном включении.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеряют температуру T₀n_m=1 для каждой серии стандартных образцов нефти, имеющей известное качество, относительное к минералу, измеряют температуру T₀n_m=1 для выбранного углеводородного жидкого включения и определяют качество выбранного углеводородного жидкого включения, исходя из измерения T₀n_m=1 для серии стандартных образцов нефти и для выбранного углеводородного жидкого включения.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют качество выбранного углеводородного жидкого включения, исходя из измерения T₀n_m=1 для серии стандартных образцов нефти и для выбранного углеводородного жидкого включения.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что T₀n_m=1 углеводородного жидкого включения в образце породы определяют с использованием метода линии Беке.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что минерал обладает двойным лучепреломлением и выбранный один или оба из обыкновенного луча и необыкновенного луча используют для определения T₀n_m=1 для каждого из углеводородных жидких включений и серии стандартных образцов нефти.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что сравнивают определенное таким образом качество углеводородного жидкого включения с качеством известной нефти, которая встречается в области, из которой получен образец породы, содержащей углеводородные жидкие включения.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что, сравнивая качество углеводородного жидкого включения нефти с качеством известной нефти, которая встречается в указанной области, исследуют скопления указанной нефти известного качества.

8. Способ по п.6, отличающийся тем, что, сравнивая качество нефтяного углеводородного жидкого включения, отличающееся от качества нефти, которая, как известно, встречается в указанной области, исследуют скопления указанной нефти, отличающиеся качеством.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разведке нижних горизонтов земли на содержание углеводородов, целесообразных к разработке. В конкретном аспекте изобретение относится к определению количества нефти в микроскопических жидкостных включениях в пористой или другой породе.

Скопления, которые можно разрабатывать, залегают тогда, когда углеводороды, образованные из материнской породы, проникают через нижний горизонт в трапп, где они накапливаются. В процессе перемещения наибольшие количества мигрирующих углеводородов улавливаются в микроскопических включениях (инклюзиях) жидкости в материнской породе. Эти включения сохраняют данные о миграции, которые могли бы обеспечить ценную информацию для изыскателя, указывая на то, проникла ли нефть через некоторую зону и через какие фракции, представляют ли потенциальные скопления углеводородов промышленный интерес и являются ли углеводороды такими, как углеводороды, о которых известно их наличие в этом районе или отличаются от них.

Анализ этих данных должен потребовать отыскание конкретных формаций, содержащих углеводороды, в частности жидких нефтяных включений, оценки качества углеводородных включений и сравнения качества с нефтью, известной наличием в данном районе.

Нефтяные включения можно идентифицировать по тонким блестящим шлифам минерала с помощью микроскопа. Однако использование микроскопа для обнаружения формаций, характеризуемых наличием нефтяных включений, должно требовать, чтобы минеральные тонкие разрезы производились на многих различных глубинах и подвергались исследованию на наличие нефтяных включений. Необходим метод сканирования проб горячих пород со множества различных глубин в землю и быстрой идентификации пластов и формаций, характеризуемых богатыми нефтяными включениями, без первоначальной подготовки шлифов для оценки под микроскопом. В более общем аспекте необходим метод быстрой идентификации образцов, характеризуемых относительным изобилием композиций, свидетельствующих о выбранном классе индивидуальных включений жидкости, так что композиции из выбранного класса или из индивидуальных включений в класе можно дополнительно характеризовать и исследовать для получения информации, полезной для изыскателя.

Жидкие включения в осадочной породе обычно являются небольшими, почти всегда составляют в размерах менее 10 мкс и обычно менее 5 мкм в диаметре. Извлечение нефти из отдельных жидких включений для анализа является трудоемким. С другой стороны, если вытяжка производится из множества жидкостных включений, которые могут образовываться при нескольких различных периодах времени и в них могут содержаться несколько различных сортов нефти различного качества, то толкование затруднительно. Следовательно, для оценки качества нефтяных включений предпочтителен анализ отдельных жидкостных включений.

Для оценки качества нефти, содержащейся в отдельных жидкостных включениях, иногда используют флуоресцентную микроспектрофотометрию (ФМ), поскольку этот метод не требует экстракции (извлечения) углеводородов, но качество нефти может быть определено по минеральным легкоподвижным слоям. Однако результаты ФМ зависят от факторов, отличных от качества нефти. Таким образом, на результаты ФМ существенно влияют ничтожные количества элементов или соединений, которые вызывают флуоресценцию. Таким образом, например, ароматические соединения, вызывающие флуоресценцию, могут присутствовать в газах, нефти и в подвергшейся разложению нефти, по-видимому указывая на аналогичный удельный вес в градусах АРI (Американского нефтяного института) согласно методу ФМ. Действительно удельные веса в градусах АРI из трех довольно отличны.

Предшествующий уровень техники содержит способы анализа газово-жидких включений в образцах шлифов. Фазовые превращения углеводородов наблюдали в этих включениях при изменениях температуры и определяли состав таких включений по результирующим данным.

Известные способы предусматривают отбор проб породы, выделение газово-жидкостного вещества из включений в этих пробах породы путем добавления проб и определение химического состава газово-жидкого вещества, выделенного из включений.

Однако известным способам присущи недостатки, связанные с погрешностью оценки качества нефти.

В связи с этим необходим способ для более точной оценки качества нефти в отдельных жидкостных включениях без экстракции, чтобы обеспечить более эффективное сканирование проб пород и повышенную точность определения качества жидких углеводородов в газово-жидких включениях при отборе проб.

В известном способе определяют химический состав газово-жидких веществ во включениях в пробах породы с помощью масс-спектрометра, сравнивают составы указанных газово-жидких веществ с эталонной зависимостью, показывающей химический состав газово-жидких включений в известных нефтеносных районах, при этом сравнение состава газово-жидких веществ с эталонной зависимостью включает в себя сравнение обилия парафинов по отношению к обилию низких алканов.

В способе определения качества жидких углеводородов в газово-жидких включениях, предусматривающем отбор проб породы, изготовление образцов шлифов, исследование минералов в образце шлифа, обнаружение среди этих минералов таких включений, которые содержит жидкие углеводороды, исследование из фазовых превращений при изменениях температуры и суждение о составе таких включений по полученным данным, определяют температуру, при которой равны коэффициенты преломления жидких углеводородов и минерала, содержащего включение, и, сравнивая полученное значение температуры с эталонной зависимостью изменения коэффициента преломления от температуры для нефти известного состава, определяют состав углеводородов во включения.

Согласно одному аспекту изобретение относится к инструментальному сканированию проб горных пород из множества различных местоположений в земле и выбору из проб горных пород одного или нескольких образцов, основываясь на изобилии присутствия в них выбранного класса жидкостных включений.

Согласно этому аспекту изобретения летучие соединения жидкостных включений выделяются из проб каждого из множества образцов горных пород из различных местоположений в земле, определяют состав выделенных летучих, один из нескольких образцов горной породы выбирают из образцов породы, отличающихся относительным изобилием композиций, характеризуемых присутствием жидкостных включений выбранного класса, и в композицию из жидкостных включений в таким образом выбранных образцах породы дополнительно исследуют с целью получения информации, имеющей отношение к разведке и разработке нефти и газа.

Согласно этому аспекту изобретение относится к способу определения качества нефти, содержащейся в отдельных жидкостных включениях в образцах породы, которые могут обеспечить надежные оценки качества по единичным включениям жидких углеводородов даже вплоть до диаметра 1 мкм или менее.

Согласно этому аспектту изобретения образцы горных пород, содержащие включения нефти, оценивают с целью определения качества нефти в выбранных отдельных жидкостных включениях. Для каждого выбранного отдельного жидкостного включения определяют температуру, для которой коэффициент преломления нефти в жидкостном включении приблизительно равен коэффициенту преломления смежного минерала образца горной породы.

Выражение Т_о n_m 1 используют здесь для ссылки на температуру, при которой коэффициент преломления n смежного минерала m (т. е. абсолютных коэффициентов преломления) составляет приблизительно единицу, т. е. n_m 1. Качество эталонной нефти, характеризуемой той же или почти той же Т_о n_m 1 для того же самого минерала или минерала, характеризуемого приблизительно таким же коэффициентом преломления, используют в качестве нефти в выбранном жидкостном включении.

Получаемую информацию о качестве можно использовать для оценки того, представляют ли скопления нефти промышленный интерес, является ли нефть во включении такой же, как нефть, известная своим присутствием на участке, или она отличается от нее, и главным образом используют для определения необходимости в дальнейшей разведке или в работах по добыче нефти.

Фиг. 1 иллюстрирует главным образом первый аспект изобретения; фиг. 2 главным образом предпочтительный вариант фиг. 1; фиг. 3 сбор буровой стружки; фиг. 4 минералы и жидкостные включения, видимые легко подвижно в (тонком) разрезе минерала; фиг. 5 представляет собой фиг. 1 с примерами В и С, проиллюстрированными более подробно; фиг. 6 представляет собой фиг. 2 с примерами В и С, иллюстрируемыми более детально; фиг. 7 иллюстрируют в разобранном виде предпочтительную систему автоматического пробоотборника для автоматизированного выделения и анализа состава собранных проб летучих соединений жидкостных включений из каждого из множества проб горных пород; фиг. 8 иллюстрирует раскрытый вид части автоматического пробоотборника, изображенного в собранном виде на фиг. 7, фиг. 9 иллюстрирует схематически систему масс-спектроскопического анализа собранных проб летучих соединений из жидкостного включения; фиг. 10 иллюстрирует с помощью упрощенной технологической схемы управления автоматического пробоотборника (системы анализа, изображенной на фиг. 9); фиг. 11 иллюстрирует с помощью упрощенной схемы технологического потока систему для суммирования сигналов отношения массы к загрузке (МСR) для каждого из множества разверток диапазона МСR для единичной пробы выбранных летучих соединений с целью получения суммирования значений МСR всей суммы разверток для единичных собранной пробы летучих, которую можно отобразить на экране в виде спектрограммы МСR; фиг. 12 схематично иллюстрирует измерение основополагающей информации автоматического пробоотборника и основополагающей информации автоматического пробоотборника плюс данные о пробе собранного жидкостного включения; фиг. 13 схематично иллюстрирует характерное включение от неинклюзионных газов путем вычитания основополагающих данных из данных пробы; фиг. 14 иллюстрирует распределение углеродной цепи ряда различных видов сырой нефти; фиг. 15 иллюстрирует для первой скважины диаграмму глубины в зависимости от указателя МСR нефти в собранных летучих соединениях жидкостного включения из множества образцов горных пород; фиг. 16 иллюстрирует для скважины, отраженной на фиг. 15, диаграмму глубины в зависимости от парафина, нормализованного до метана в качестве указателя присутствия нефти в собранных летучих жидкого включения; фиг. 17 иллюстрирует для второй скважины диаграмму глубины в зависимости от указателя МСR нефти в собранных пробах летучих соединений жидкостного включения; фиг. 18 иллюстрирует для скважины, отраженной на фиг. 17, диаграмму глубины в зависимости от парафина, нормализованного относительно метана, в качестве указателя нефти в собранных пробах летучих в жидкостном включении; фиг. 19 иллюстрирует для скважины, отраженной на фиг. 17, диаграмму глубины в зависимости от парафинов, нормализованных относительно нефтенов; фиг. 20, 21 и 22 иллюстрируют изгиб светового луча под влиянием преломления на границе раздела нефть минерал жидкостного включения при температурах, где нефть обладает более высоким коэффициентом преломления по сравнению со смежным минералом (фиг. 20), меньшим коэффициентом преломления по сравнению со смежным минералом (фиг. 22) и приблизительно одинаковым коэффициентом преломления (фиг. 21); фиг. 23 иллюстрирует зависимость между весом в единицах АРI и температурами, для которых коэффициенты преломления ряда видов эталонной нефти приблизительно одинаковы с коэффициентами преломления минерала без двойного лучепроломления, такого как кварц; фиг. 24 иллюстрирует зависимость, изображенную на фиг. 23, для минерала с двойным лучепреломлением.

Согласно изобретению по способу сканирования проб пород из множества различных глубин земных залежей и отбора из проб пород одного или больше образцов породы на основе обнаружения в них выбранного класса газово-жидких включений осуществляют отбор проб породы, выделение газово-жидкого вещества из включений в этих пробах породы путем дробления проб и определение химического состава газово-жидкого вещества, выделенного из включений, при этом определение этого химического состава газово-жидких веществ в этих включениях осуществляют с помощью масс-спектрометра, а составы указанных газово-жидких веществ сравнивают с эталонной зависимостью, показывающей химический состав газово-жидких включений в известных нефтеносных районах, причем сравнение состава газово-жидких веществ с эталонной зависимостью включает в себя сравнение обилия парафинов по отношению к обилию низких алканов.

По способу определения качества жидких углеводородов в газово-жидких включениях осуществляют отбор проб породы, изготовление образцов шлифов, исследование минералов в образце шлифа, обнаружение среди этих минералов таких включений, которые содержат жидкие углеводороды, исследование их фазовых превращений при измерениях температуры, суждение о составе таких включений по полученным данным, определение температуры, при которой равны коэффициенты преломления жидких углеводородов и минерала, содержащего включение, и сравнение полученного значения температуры с эталонной зависимостью изменения коэффициента преломления от температуры для нефти известного состава, при этом определяют состав углеводородов во включении.

Фиг. 1 иллюстрирует главным образом первый аспект изобретения, включающий получение образцов горных пород как функцию глубинного или арального распределения А, выбор образцов горных пород, характеризуемых выбранным классом жидкостных включений (инклюзий) В, выбором и отличительным составом конкретных классов жидкостных включений или выбранных отдельных жидкостных включений в образцах С и D выбранных минералов, используя получаемую информацию в разведке на нефть и газ.

Как изображено на фиг. 2, согласно конкретному аспекту изобретения, приемы В и С могут включать выбор образцов горных пород, отличающихся относительным изобилием углеводородных или нефтяных включений, затем и помимо этого характеризующих состав выбранных нефтяных включений или отдельных жидкостных включений.

А. Получение образцов горных пород.

Как изображено на фиг. 1 и 5, прием А изобретения относится к получению множества горных пород как функции глубинного или регионального распределения в земле.

Образцы горных пород могут быть промыты буровой стружкой, кернами, обнаженными породами, почвенными образцами, кернами боковых стенок и т. п. Предпочтительно используют буровую стружку. Буровая стружка широко доступна и позволяет изучение всей глубины буровой скважины.

При наличии на площади разведки, к которой предъявляется интерес, имеется одна скважина, часто также доступны региональные образцы.

Фиг. 3 иллюстрирует то, что стружку можно собирать в процессе бурения скважины 1 с помощью бурового оборудования 2. Шламовый насос 3 может возвращать буровой раствор, в котором содержится буровая стружка, в сланцевый встряхиватель 4 и шламовый приямок 5. Буровая стружка может периодически собираться с помощью коллектора 6 стружки. Буровая стружка была получена из множества существующих скважин, так что в новых скважинах или пробах часто нет необходимости.

Буровая стружка может быть от скважин, пробуренных с использованием буровых растворов на нефтяной основе или водной основе, поскольку, как обсужено при ссылке на фиг. 12 и 13, способы выделения в массе определения состава летучих веществ жидкостного включения могут характеризовать фоновые летучие от летучих жидкостного включения. Растворители или нагревание, например, в течение ночи при температуре 200^оС также можно использовать для извлечения остатков бурового раствора перед выделением и анализом летучих жидкостного включения. Для анализов при использовании изобретения пригодны приблизительно 10 см³ или менее из каждого образца горной породы. Представители образцов горных пород из по крайней мере каждых 200, 100, 50, 20, 10 футов или менее обеспечивают адекватную частоту отбора проб для хороших результатов. Шестидесятифутовый интервал обеспечил во многих опытах превосходные результаты. Также может быть предподчителен более частый отбор проб. Для региональных исследований каждая из множества отстоящих одна от другой скважин может быть подвергнута отбору проб вдоль всей ее глубины или вдоль зоны особенного интереса, например, конкретной формации. Предпочтительно выбирают 50-100 или более образцов при прохождении глубинной или региональной области, представляющей интерес, также можно использовать меньше.

В. Выбор образцов горных пород, отличающихся выбранным классом жидкостных включений.

Как проиллюстрировано в приеме В на фиг. 1 и 2, изобретение, с одной стороны, относится к выбору одного или более образцов горных пород, характеризуемых выбранным классов жидкостных включений из множества образцов горных пород. Как продемонстрировано на фиг. 2, выбор может быть основан на присутствии в образце нефтесодержащих включений.

Жидкостные включения представляют собой уловленные жидкости, закупоренные в материнской породе в очень мелких полостях, которые не относятся к пористой системе горных пород. Жидкостные включения классифицируют как углеводородные или нефтяные включения, когда жидкие углеводороды преобладают как водные включения в случае, когда преобладает жидкая вода, и как газообразные, в случае, когда преобладают газы. Также могут иметь место смешанные включения.

Жидкостные включения представляют собой части окружающей жидкости и газов, попавших в минералы в процессе роста минерала или устранения разломов, и их можно использовать для характеристики окружающей обстановки, в которой были образованы жидкостные включения. Осадочная пористая порода отличается большими количествами жидкостных включений обычно диаметром менее 10 мкм и различных поколений, а именно образованных в различные периоды времени и представляющих различные окружающие условия. Частота наличия включений на единицу объема образца осадочной породы изменяется значительно, но она может быть разумно оценена порядка 10³-10⁰ включений на 1 см³ горной породы. Этот порядок величины присутствия жидкостных включений в осадочных горных породах, таких как карбонаты, песчаники и сланцы, представлен здесь как миллиард жидкостных включений в летучих, выделившихся беспорядочно из миллиарда жидкостных включений, упоминаются как выделенные в объеме или как масса или совместные летучие жидкостного включения.

На фиг. 4 иллюстрируются жидкостные включения такие, которые можно было бы обнаружить в тонкослойном образце 7 минерала, взятом из пробы осадочной горной породы. Секция 7 представляет собой срезанную секцию приблизительно толщиной 0,03-1,0 мм, отполированную с обеих сторон и установленную на предметное стекло (не показано). Секция 7 представляет собой увеличенное изображение, как если бы на нее можно было взглянуть под микроскопом. Жидкие включения, подобны включению 8, образованному при различных ростах минералов, подобно минералам 9, 10, 11, 12, 13 и 14. Минералы 10 и 11 каждый включает рост минералов 15 и 16, который действует и упоминается как цемент.

Минерал 14 включает множество первичных включений подобно включениям 17 и 18, образованным в процессе первоначального роста минералов 14. Зарубцованная трещина 19 образуется в минерале 14, и зарубцованная трещина 20 образуется в минерале 13 и в минерале 14. Трещина 19 была образована в минерале 14 после его первоначального роста и, таким образом, после того, как были образованы подобно включениям 17 и 18. Трещина 20 была также образована в минералах 13 и 14 после образования основных включений в обоих минералах. В каждой из трещин 19 и 20 имеется множество вторичных инклюзий, как продемонстрировано, образованных вдоль трещин. Эти вторичные инклюзии были образованы при лечении трещин 19 и 20, когда в трещинах развивался рост минерала. Таким образом, вторичные инклюзии в трещине 19 улавливаются окружающие жидкости в более позднее время, чем первоначальные инклюзии в минерале 14, а вторичные инклюзии вдоль трещин 20 улавливают жидкости в более позднее время, чем когда окружающие жидкости попали в первичные инклюзии в обоих минералах 13 и 14. Кроме того, вторичные инклюзии в трещине 19 могут ваолне образоваться во время, значительно удаленное от времени образования в трещине 20 и, таким образом, вторичные инклюзии в трещине 19 могут быть другого поколения по сравнению с вторичными инклюзиями вдоль трещин 20. Аналогично первичные инклюзии, образованные в различных минералах и цементах в образце 7, могут быть образованы в широко различных пунктах один от другого, таким образом, улавливая окружающие жидкости, присутствующие в период образования.

На фиг. 5 иллюстрируется, что прием В из фиг. 1 и 2 может включать приемы В1, выделяющие летучие соединения жидкостных включений (инклюзий) в объеме из каждого из множества образцов горной породы, В2, определяющие состав выделенных летучих соединений жидкостного включения для каждого образца горной породы, и В3, выбирающие образцы горных пород, характеризуемые выбранным составом.

В1. Выделение летучих соединений из жидкостного включения в объеме из образцов горных пород.

Как указано, одна сторона изобретения может включать прием выделения летучих из жидкостного включения в объеме из каждого множества образцов горных пород. Выделение летучих из жидкостного включения в объеме можно осуществлять при помощи любой подходящей технологии, в том числе и той, которая известна в данной области, такими как помещение образца горной породы в металлическую трубку, загибание ее концов, вынуждая выделяться летучие, и окрывание трубки и сбор летучих для анализа. Предпочтительно выделение в объемных летучих достигается как описано далее.

Фиг. 7 иллюстрирует автоматический пробоотборник 21, совмещенный с контроллером 22 и спектрометром 23 для выделения, подачи и анализа композиции из множества проб летучих соединений из жидкостного включения. Пробы летучих, выделенные в объеме из миллиарда жидкостных включений в образце осадочной горной породы, можно также упоминать как совместные летучие или совместные летучие жидкостных включений.

Система 21 включает верхний корпус 24 и нижний корпус 25 с уплотнением между ними для образования транспортабельной камеры 26 (см. фиг. 8), когда корпуса 24 и 25 устанавливают соосно и соединяют. Желательно, чтобы камера 26 была как можно меньше. Уплотнение 27 может представлять собой не содержащую кислорода медную прокладку высокой проводимости. Корпуса 24 и 25 могут быть снабжены ножевыми кромками для уплотнения путем установки прокладки 27. В транспортабельной камере 26 имеется выпускное отверстие 28 с клапаном 29, который подает выделенные летучие в спектрометр 23 при их выделении.

Вакуумный насос 30 помещает вакуумную ступень 21 под вакуум в самом начале последовательности анализов. После этого систему можно поддерживать под вакуумом с помощью насосов 31, связанных с системой масс-спектроскопии (см. фиг. 9).

Нижний корпус 25 содержит фланец 32, боковую стенку 33 и основание 34. В основании 34 имеется канавка 35, в которой размещены подшипники 36. Круговая карусель 37 снабжена множеством камер 38 для проб и имеет центрированный паз 39 для зацепляемого ввода стержневой шпонки 40 на валу 41 шагового двигателя. Асимметричная шпонка 40 входит в паз 39 в карусели. Асимметрия шпонки 40 и паза 39 гарантирует то, что карусель 37 расположена в автоматическом пробоотборнике, так что каждый образец имеет специально определенное положение. В карусели 37 имеется паз 42 для установки подшипников 36 в пазу в основании 34. Когда карусель 37 расположена в нижнем корпусе 25, пазы взаимодействуют с целью центрирования карусели, подшипники 36 обеспечивают вращение карусели в ответ на вращение двигателем 42 вала 41, снабженного шпонкой 40, соединенного в виде зацепления пазом 39.

Каждая из камер 38 для образцов предназначена для размещения пробы 43 горной породы и для сохранения ее в процессе выделения летучих в замкнутом пространстве между стенками и основанием камеры и уплотняющим средством.

Типичный образец горной породы имеет размер 10 см³ в объеме, который при необходимости обеспечивает достаточный материал для нескольких пробегов. Пробы керна и обнаженной породы обычно разрушают перед анализом, хотя образцы буровой стружки можно использовать непосредственно. Отдельные образцы для анализа в основном наводятся в диапазоне от приблизительно 1/100 до приблизительно 1/2 см³, как правило, приблизительно 1/25-1/2 см³. Использование приблизительно равных образцов по объему или массе является предпочтительным для каждого анализа, поскольку такие образцы увеличивают дисплеи (уменьшают разброс данных) изобилия выбранных летучих, нанесенных на график в виде функции глубин соответствующих образцов горных пород.

Глубины или региональные местоположения регистрируют путем ввода в компьютер, такой как управляющее устройство (контроллер) 22, когда образцы загружают в заранее определенные камеры для проб в каруселях. Глубины могут позднее быть переведены в другой компьютер, такой как универсальная вычислительная машина для анализа при необходимости получаемых данных.

На фиг. 7 представлены три пневматических плунжера 44, 45 и 46, проходящие через верхний корпус 24. Может быть использовано большее или меньшее количество плунжеров. В иллюстрируемой карусели 37 имеются три концентрических кольца из камер 38 отбора и каждый пневматический плунжер центрирован относительно соответствующего концентрического кольца камер отбора. Плунжер 44 изображен с плунжером 47 и головкой. Он находится на одной оси с наружным кольцом 48. Плунжер 45 находится на одной оси с промежуточным кольцом, а плунжер 46 центрирован относительно центрального кольца. Когда камера 38 отбора находится на одной оси с соответствующим плунжером, этот плунжер приводится в действие для того, чтобы ввести образец 43 в камеру, предназначенную для выделения общей пробы летучих соединений. Предпочтительно камера проб также снабжена сердечником 49 для предотвращения перекрестного загрязнения проб в процессе динамического воздействия. Образец 43 и сердечник 49 изображены в увеличенном масштабе в кругу 50. Однако стержень 49 способен перекрывать образец 43 в камере 38, в то же время позволяя летучим улетучиваться через кольцевое пространство между сердечником и стенкой камеры. На фиг. 7 изображены лишь один сердечник и один образец, однако их может быть столько же, сколько камер 38.

На фиг. 8 иллюстрируется более подробно работа плунжеров. Пневматический плунжер 51 установлен соосно с наружным рядом камер для образцов на карусели 37. В ответ на сигнал по линии 52 от контроллера 22 (см. фиг. 7) пневматические плунжерные сильфоны 53 расширяются, приводя вал 54 и плунжер 47 в контакт с сердечником 49, вталкивая образец 43 в камеру 38. Динамическое воздействие на образец может происходить один или более раз, предпочтительно множество раз, под управлением контроллера 16 для обеспечения выделения всех летучих соединений из жидкостного включения. Выделенные из жидкостного включения газы затем транспортируют в камеру 26 через пространство между нижней поверхностью верхнего корпуса 24 и верхней поверхностью карусели 37 в масс-спектрометр 23 для анализа. Масс-спектрометр может управляться от контроллера, снабженного компьютером, как иллюстрируется линией 55.

Динамическое воздействие на образец предпочтительно происходит тогда, когда образец тесно ограничен сердечником 49 в камере 38. Динамическое воздействие может быть любым, достаточным для выделения общей летучей пробы из жидкостных включений, например, раздавливанием, измельчением и т. п. Предпочтительно динамическое воздействие эффективно для того, чтобы вызвать деформацию или сотрясение образца, полезное для выделения общей пробы летучих, практически без дробления или измельчения образца. Для большей части партии зарубного штыба эффективно динамическое воздействие порядка 400 фунтов/кв дюйм (28,12 кгс/см²). Результатом измельчения предпочтительно является образец горной породы, подвергнутый деформированию и обработке давлением в камере для образца и с помощью измельчительного средства с превращением в спрессованную агрегированную массу.

Динамическое воздействие может иметь место фактически мгновенно в течение периода времени, достигающего 10 с или даже дольше. 10 или 12 с обеспечили в высшей степени удовлетворительные результаты. В таком случае плунжер динамически воздействует на образец горной породы и поддерживает воздействие деформирующего давления в жидкостное включение в течение 10 и 12 с, например. При использовании повторяющегося динамического воздействия все повторения можно производить в течение 10 или 12 с или менее при необходимости. Альтернативно образец можно подвергать динамическому воздействию и поддерживать давление в течение 10 или 12 с, освобождать в течение 10 или 12 с и снова подвергать динамическому воздействию, поддерживать давление и освобождать один или более положительных раз. Динамическое воздействие в основном может производиться в течение времени, эффективного для выделения некоторого объема газов из жидкостного включения, предпочтительно выделение всех или по крайней мере, преимущественно летучих жидкостного включения.

Изобретение включает контроллер 22 для управления пробоотборником 21, например, с помощью управляющего электродвигателя 42, плунжеры 44, 45, 46 для последовательного выделения в объеме из каждого множества образцов горной породы конпонентов жидкостного включения и для управления масс-спектрометром 23 для извлечения и исследования выделенных газов.В нагнетательном контуре линия 56 открыта, а линия 29 закрыта, в контуре автоматического отбора проб линия 29 закрыта, а линия 56 открыта. Автоматический пробоотборник 21 можно нагревать для поддержания проб при работе при температуре около 150^оС. Входные и выходные трубопроводы в систему масс-спетрометре 23 также можно нагреть до температуры приблизительно 150^оС. Альтернативно для облегчения равновесия системы можно использовать комнатную температуру или температуру окружающей среды. При использовании комнатной температуры для окружающей среды. При использовании комнатной температуры для уплотнения 27 на фиг. 7 можно использовать полимерное вакуумное уплотнение.

Температурой анализа может быть любая температура, полезная для испарения конкретных молекул, представляющих интерес, вплоть до температуры, меньшей той температуры, при которой термическое "обезглавливание" вызывает выделение летучих соединений из жидкостного включения. При разведке на нефть и газ для испарения углеводородов особо предпочтительны температуры в интервале от приблизительно 150 до приблизительно 200^оС.

Для работы автоматический пробоотборник 21 вакуумируют, например, сначала до очень глубокого вакуума с использованием насоса, такого как насос 30, не связанный с масс-спектрометрами. Всю систему можно затем прокачивать в ее технологическом контуре, например, в течение 34 перед тем, как начата аналитическая сессия. Когда система находится в аналитическом контуре, выделенные летучие из инклюзий из автоматического пробоотборника можно прокачивать непосредственно через масс-спектрометры 23 (см. фиг. 7), т. е. газ, выделенный в ходе анализа, можно нагнетать через ионизированные камеры масс-спектрометров для откачивания. При необходимости можно дополнительно ввести автоматизированное размещение клапанов, так что насос 30 способствует прокачиванию между ударным воздействием на образцы пород.

Для работы систему поддерживают под вакуумом порядка 10^-8-10^-6 мм рт. ст. Даже при выделении летучих давление не повышается намного выше 10^-6 мм рт. ст. Обычно насосы, откачивающие систему в аналитическом контуре, поддерживают низкие давления для гарантии того, чтобы практически все выделенные летучие соединения прошли через масс-спектрометры для анализа.

Работа контроллера 22 описывается подробно ниже со ссылкой на фиг. 10.

В2. Определение состава выделенных летучих.

Как указано, один прием стороны изобретения относится к определению состава выделенных летучих из жидкостного включения. Можно использовать подходящие средства для определения состава, такие как газовая хроматография (ГХ), масс-спектроскопия (МС), комбинированная ГХ/МС и т. п. Предпочтительный способ определения состава иллюстрируется на фиг. 9-13.Фиг. 9 иллюстрирует предпочтительную систему для масс-спектрометрического анализа общих проб жидкостных включений. На ней представлен источник 57 общих проб летучих жидкостных включений, такой как автоматический пробоотборник 21 на фиг. 7, соединенный посредством трубопровода 53, снабженного клапаном 59, с получением предпочтительной схемы масс-спектрометров 60. При аналитическом контуре клапан 59 открыт, а пробы отводятся, как только в результате дробления из них выделяются летучие. Таким образом, система, изображенная на фиг. 9, является динамичной, а именно связанной с пробоотборником 57, в ходе выделения пробы. Масс-спектрометры установлены в двух блоках из трех, в каждом блоке имеется насос 31 для отсасывания пробы из трубопровода 58 через каждый из масс-спектрометр 60 посредством выходного трубопровода 61. Каждый масс-спектрометр имеет такую конфигурацию, чтобы проверить конкретную совокупность из характеристик МСR (отношение массы к заряду) с использованием оптимального приращения для каждого, например, следующим образом: Масс-спектрометр Проведенные ответ-

ные сигналы отноше

ния массы к заряду

1 2, 16, 17, 18, 28, 44

2 3, 4, 12, 13, 14, 15, 19-27,

29-43, 45-60

3 61-120

4 121-180

5 181-40

6 241-300

Обычно не наблюдается никаких пиков при МСR от 5 до 11. Благодаря назначению конкретного масс-спектрометра для проверки совокупности ответных сигналов МСR, которые обладают сравнимыми амплитудами, потеря времени при переключении усилителей для масс-спектрометра (МС) может быть сведена к минимуму. Таким образом, МС 1 проверяет наиболее богатое МСR 61, МС 2 проверяет наименее богатое МСR 61.

0-10В сигнальный элемент блок-схемы каждого масс-спектрометра оперативно соединен с банком данных из пяти формирователей 62 сигналов, каждый из которых предназначен для различного приращения оптимума, обсужденного подобно ниже.

Выходные данные формирователей 62 сигналов снабжены преобразователем 63 из аналоговой формы в цифровую (АЦП) и компьютерным контроллером 64. Для простоты иллюстрируются лишь выходные данные одного МС 60, но другой МС 60 выполнен таким же.

Поскольку система масс-спектрометра, изображенного на фиг. 7, при отборе проб связана с пробоотборником 57, летучие проходят через систему масс-спектрометра в течение периода времени, зависимого от относительного молекулярного веса летучих, и периода времени, когда летучие выделяются из конкретной пробы. Соответственно система масс-спектрометра выполнена такой и управляет сканированием интервала МСR, вызывающего интерес множества времени в течение периода выделения летучих из каждого образца горной породы, а результаты от всего множества просмотров суммируют на МСR и МСR-основе для каждого образца горной породы.

Вызывающий интерес интервал МСR-составляет от приблизительно 2-300 МСR с тем, чтобы охватить предпочтительный для анализа диапазон. Могут также использоваться большие или меньшие интервалы. Предпочтительно все или по крайней мере преимущественно из диапазонов, таких как 2-60, 2-120, 2-180, 2-240, 2-300 и т. п. сканируют множество раз, когда проба летучих соединений выделяется из каждого образца горной породы. Множество разверток составляет 256. Можно использовать больше или меньше разверток, например 128. Уменьшение числа разверток ведет к падению четкости и точности, но может увеличить скорость действия.

Фиг. 10 иллюстрирует управление системой масс-спектрометра, изображенного на фиг. 7, соединенной с управлением автоматического пробоотборника 21. Обычно система сканирует пробоотборник 21 или 57 множество раз в течение времени, когда ни одна проба не выделяется, и суммирует результаты на МСR на основе МСR с целью обеспечения считывания пробы. Система повторяет предшествующие два приема до тех пор, пока не пройдет множество проб. В приеме уменьшения предварительных данных фоновые считывания, взятые перед считыванием каждой пробы, можно удалять из считывания пробы. Уменьшение предварительных данных описывается более подробно ниже при ссылке на фиг. 12 и 13.

Фиг. 10 иллюстрирует систему управления пробоотборника 21 и систему масс-спектрометра, изображенного на фиг. 7.

Контроллер 22 может представлять собой, например, персональный компьютер, запрограммированный для управления автоматическим пробоотборником 21, масс-спектрометры 23 для хранения данных о составе, полученных из масс-спектрометра, на диске вместе с устройством для привода плунжеров, электродвигатель, управляющий масс-спектрометрами и т. п. Такое оборудование можно легко собрать с помощью специалистов в данной области для использования, как описано здесь. Можно использовать любой подходящий контроллер (управляющее устройство).

Для каждого образца горной породы контроллер 22 генерирует сигналы, вызывающие измерения и запись фоновых данных, вызывая ударное воздействие на образец горной породы, вызывая измерение и запись фона вместе с летучими жидкостного соединения, вызывая хранение предварительных записанных данных на диске и интересуясь тем, все ли пробы отобраны. Если вес пробы не был отобран, то контроллер может закончить опытные процедуры, такие как распространение вакуума на систему, передача данных и т. п. Работа контроллера иллюстрируется более подробно на фиг. 10, описанной ниже. Как указано на поз. 65 на фиг. 10, некоторые предварительные операции можно контролировать с помощью контроллера 22. Таким образом, контроллер 22 может генерировать сигналы для формирования диска данных в нем для калибрования системы масс-спектрометра 23, и для установки карусели 37 для динамического воздействия на заданный первый образец горной породы.

Этап 66 предназначен для начала диапазона МСR (МСR-2). Этап 67 предназначен для контроллера 22, проверяющего выход масс-спектрометра, приспособленный для МСR 2, а прием 68 предназначен для компьютера, выбирающего формирователь сигнала для приращения оптимума для сигнала МСR 2, вызывая проявление выхода выбранного формирователя на выходной линии АЦП 63, где компьютер проверяет его (этап 69). Этап 70 предназначен для передачи МС следующему испытанию МСR. Этап 71 предназначен для хранения проверенного АЦП в соответствующем сумматоре. Компьютер тогда за счет этапов 72 и 73 служат для проверки компьютера таким же путем посредством контура 74, МС предназначен для следующего МСR до тех пор, пока не развернут полный диапазон МСR 2-300.

Этап передачи соответствующего МС следующему МСR иллюстрируется на фиг. 9 линией 75 и на фиг. 10 этапом 70. Это можно осуществлять с помощью контроллера 22, включая ЦАП (цифровой аналоговый преобразователь ). Таким образом, персональный компьютер может обеспечить сигнал, выбирающий следующий МС для следующего МСR и ЦАП для конкретного масс-спектрометра. ЦАП может затем вынудить, чтобы соответствующий масс-спектрометр соответствовал для следующего считываемого МСR.

Благодаря этапу 76 полный диапазон интересуемого МСR сканируют множество раз для каждого образца горной породы, причем данные для каждого МСR суммируют на МСR на основе МСR для множества разверток. После 256 разверток компьютер исследует, была ли развертка фоновых данных или данных о пробе, с помощью этапа 77. Это может быть столько же просто, как определение совокупности из 256 разверток, являющейся второй совокупностью, после динамического воздействия на предыдущий образец горной породы. После определения того, что считывания состояли из фоновых данных, этап 78 сохраняет фоновые данные для пробоотборника в памяти компьютера и вырабатывает сигнал автоматическому пробоотборнику 21, вызывая динамическое воздействие в отношении первого образца, и возвращается к этапу 67.

Этапы 67-77 затем повторяют, и когда этап 77 теперь отвечает сведениям о том, что данные пробы измерены, этап 79 сохраняет данные пробы на диске. Этап 80 интересует, все ли пробы проварены, и если не все, то благодаря этапу 81 и контуру 82 вырабатывается сигнал пробоотборнику 21 в подаче на место следующего образца горной породы для анализа. Далее этап 80 указывает на то, что все образцы проверены, этап 33 заканчивает пробег, а данные можно затем передать при необходимости (см. этап 84) другому компьютеру для восстановления предварительных данных. Все этапы, описанные выше, могут легко осуществить специалисты в области компьютерного управления из приведенного описания с использованием промышленно доступного оборудования.

На фиг. 11 продемонстрирована программа автоматического регулирования для выбора сигнала оптимума формирователя для каждого считывания МСR и для суммирования показаний на МСR на основе МСR. Сигнал величиной 0-10 В от каждого масс-спектрометра подают в блок из пяти формирователей сигналов, установленных при различных приращениях. Приращения формирователей сигналов калибруют с использованием стандарта Национального Бюро стандартов. Компьютер использует программу автоматического выбора, такую, как изображенная на фиг. 11 для выбора формирователя сигналов оптимума для каждой развертки МСR, например контрольный 85 с приращением 0-5 В. Затем каждый МСR-ответ направляют в соответствующее запоминающее устройство для суммирования этапов 86, 87, 88 и 89. Таким образом, если этап 86 указывает на то, что сигнал S для конкретного МСR составляет > 5 В, то ответ проверяют на канале 0-10 В и суммируют с использованием сумматора 90 диапазона 0-10 В. Если 1 < S < 5, то этап 87 проверяет и суммирует ответ с использованием сумматора 91 в диапазоне 0-5 В. Если 0,5 < S < 1, то этап 88 проверяет и суммирует ответ с использованием сумматора 92 в диапазоне 0-1 В. Если 0,1 < S < 0,5, то этап 89 проверяет и суммирует ответ с использованием сумматора 93, если S < 0,1, то используют сумматор 94. Затем, например, 256 масс-разверток суммируют для каждого МСR в диапазоне 2-300 МСR, компьютер 22 может суммировать ответы для каждого МСR на всех развертках и может генерировать для каждой общей пробы летучих жидкостных включений масс-спектрограмму, такую, как масс-спектрограмма 95 на фиг. 11.

Предпочтительно множество различных МСR МСR-спектрограммы представляют в виде логарифмической шкалы. Это связано с тем, что изображения в линейном масштабе делают трудным признание присутствия микроэлементов и соединений, полезных в отличительных классах инклюзий. Поэтому предпочтительно использование логарифмической шкалы, которая усиливает ответные сигналы МСR микроорганических и неорганических летучих соединений по отношению к более богатым соединениям жидкостных включений, МСR-спектрограмма 95 демонстрирует такую картину в логарифмической шкале. Можно также использовать линейную или другие шкалы.

Масс-спектрограммы для фоновых данных автоматического пробоотборника и для пробы также иллюстрируются поз. 96 и 97 соответственно на фиг. 12 и 13.

В процессе работы контроллер 22 считывает выходные данные масс-спектрометров 60, 256 раз в течение приблизительно 10 с как только проба летучих выделяется из отдельного образца горной породы с целью сбора 256 полных МСR-спектров из МСR-2-300, а именно для каждой пробы летучих выполняют 256 разверток МСR 2-300. Сумматор 98, например, в компьютере 22 суммирует 256 ответных сигналов от каждого МСR из всего множества разверток, когда они накапливаются. Для каждого МСR после выбора формирователя сигналов оптимума, сбора данных, добавления его к итогу для этого МСR и хранения результата в запоминающем устройстве контроллер 22 отпирает соответствующую систему масс-спектрометра для ввода следующего МСR. Компьютер затем считывает сигнал с масс-спектрометров, выполненных для выборки этого МСR, и т. к. до тех пор, пока не суммируют 256 разверток. Между каждым выбранным МСR может быть доступным интервал времени, например, приблизительно 100 мс.

Для каждого образца горной породы суммированные данные из первого множества разверток представляет собой анализ фоновых газов в системе (см. поз. 99 на фиг. 12).

Сразу после характеристики фона компьютер сигнализирует и контролирует соответствующий воздушный поршень один или более раз с тем, чтобы втолкнуть соответствующий стальной сердечник, таким образом уплотняя образец (время присутствия иллюстрируется на фиг. 12 стрелкой 100). 256 новых разверток 2-300 МСR включают каждый раз, как уплотняют образец горной породы, или в то время, когда образец горной породы дробят множество раз. Итогом второго и последующего множества из 256 разверток является анализ газов жидкостного включения плюс фон, как проиллюстрировано цифровым обозначением 97 на фиг. 12.

Фиг. 13 иллюстрирует стадию уменьшения предварительных данных, при которой фоновое поступление газа 96, характеризуемое непосредственно перед уплотнением каждого образца горной породы, вычитают из данных 97 на МСR-основе для каждой общей пробы летучих жидкостных включений плюс фон. Эта технология эффективна для дискриминации инклюзии от неинклюзионных газов, так что конечная регистрация летучих является характеристикой инклюзионных газов.

В масс-спектрометре молекулы в каждой объемной пробе ионизируют, ускоряют, отделяют в соответствии с МСR и измеряют. Ионизация обычно сопровождается частичным делением молекул, которое характеризует особые молекулы и рабочие условия. Хотя дробление усложняет интерпретацию фрагмент с заданным молекулярным весом может быть получен из различных молекул, оно также позволяет наличие отличительных признаков между изомерами и представляет молекулярную структурную информацию. Выходные данные могут представлять собой различные формы МСR в зависимости от данных о распространенности, масс-спектрограммах и т. п.

Массовые величины некоторых фрагментов, учитываемых при анализе жидкостных инклюзий, и молекулы источника продемонстрированы в табл. 1-4.

Массовые спектры для органических соединений с более высокой массой становятся усложненными из-за перекрытия пиков массовых спектров, делая затруднительным идентифицирование с определенностью единичных соединений. Классы органических соединений, однако, разделяются на общие фрагменты.

Помимо этих пиковых значений эти семейства углеводородов имеют тенденцию к проявлению ответных реакций через каждые 14 масс-номеров за счет повторения звеньев СН₂ в органических полимерах.

В3. Выбор образцов горных пород, характеризуемых выбранным составом жидкостного включения.

Как указано на фиг. 5 и 6, один этап аспекта изобретения относится к выбору образцов горных пород, характеризуемых выбранным составом жидкостного включения. Это может быть выполнено любым удобным путем, таким как путь контроля состава жидкостного включения на выбранные соединения и выбора образцов горных пород из пробы горной породы, характеризуемой этим составом. Предпочтительно этап выбора включает изображение данных выбранного состава в качестве функции глубинного или оконтуренного местоположения в земле, идентифицируя одну или более глубин, отличающихся более высоким изобилием МСR-признака класса жидкостных включений, и выбор образцов горных пород из проб горных пород, соответствующих таким глубинам.

Предпочтительно данные о составе, вытекающие из анализа собранных летучих жидкостных включений, представляют как функцию глубины вдоль буровой скважины или ареального расположения в земле. Поскольку данные о составе характеризуют гетерогенные жидкостные включения, МСR может быть выбрано характерным для конкретных вызывающих интерес соединений и отображают относительно другого МСR. Такие изображения можно представлять как изображения разреза скважины на экране состава жидкостного включения.

При сравнении молекул одного или нескольких типов с молекулами одного типа или нескольких других типов, таких как А и В, один подход состоит в определении отношения А/А + В. Это позволяет полуколичественную оценку от скважины к скважине. А представлено здесь как нормализованное по отношению к В. Либо А, либо В могут представлять одно или несколько МСR.Различные изображения полезны для различных целей, как более подробно онисано ниже. Для изображений разреза скважины жидкостных включений можно использовать бинарные дисплеи, в которых одну МСR или группу из МСR сравнивают с другой МСR или группой МСR. Такие бинарные дисплеи полезны с экранного изображения относительно обилия одного или нескольких соединений по сравнению с одним или несколькими соединениями. Согласно фиг. 7 (в результате измерения и интегрирования изменения давления в процессе выделения летучих, например, с помощью манометра Р, при помощи закона идеального газового состояния можно получить меру абсолютного преобладания различных МСR.

В табл. 5 иллюстрируются некоторые полезные бинарные дисплеи. Однако в соответствии с изобретением можно использовать многие другие выборки для изображения относительных или абсолютных преобладаний элементов и соединений в жидкостных включениях. Использование примерных преобразований данных продемонстрированы в табл. 5. Однако в соответствующих случаях можно использовать ее показатели в качестве признаков химического состава. Очевидно, что подходящие изображения на экранах таких данных, как функции глубины, позволяют быстрый выбор образцов горных пород, характеризуемых особыми классами жидкостных включений, которые имеют техническое и экономическое значения.

В то время как бинарные соотношения, третичные соотношения и т. п. могут предпочтительно использоваться для выбора классов жидкостных включений, относительное обилие признаков выбранных классов инклюзий предпочтительно выбирают и отображают на экране относительно самых образцов горных пород, а именно изобилия (молей газа) на весовую или объемную единицу образца горной породы ("сырой" или "абсолютный" ответ). Предпочтительная подходящая линейная шкала, такая как шкала, которая шкалирует пик, свидетельствующий о наибольшем обилии ряда образцов горных пород для полного шкалирования на дисплее.

Таким образом, предпочтительно отображать на экране МСR-признаки нефти по отношению к образцам горных пород (а именно сырьевые ответы), поскольку было обнаружено, что такие ответы надежно указывают на присутствие, например, нефтесодержащих инклюзий даже там, где нет нормализованных ответов А/А + В. Когда должны быть получены сырьевые ответы, становится более важным гарантировать, что объем или вес каждого образца горной породы приблизительно одинаков. Хорошие результаты были получены, однако, даже при несколько несравнимых объемах горных или весовых образцов.

Таким образом, благодаря проверке составов жидкостных включений или отображение выбранных композиций как функции глубинного или ареального местоположения образцы горных пород, характеризуемых жидкостными включениями выбранных составов, можно идентифицировать, из соответствующей пробы горной породы по- лучить образец горной породы. Таким образом, образцы горных пород, отличающихся богатыми жидкостными включениями, представляющими палео-обнаженные зоны, углеводороды и т. п. соединения, можно идентифицировать до глубинного или ареального местоположения с помощью соответствующих зависимостей, как, например, изображенных в табл. 5. Затем пробу соответствующей горной породы в выбранном месте можно выбрать для последующего анализа в соответствии с изобретением.

Согласно одной стороне изобретения (см. этап В" на фиг. 2 и этап В3 на фиг. 6) образцы горных пород можно выбрать с использованием данных о составе, характерных для нефтяных инклюзий.

Фиг. 14 иллюстрирует распределение углеродных цепей для группы различных сырых нефтей. Из графической зависимости информации о составе как функции глубинного или ареального местоположения предварительно до выбора образцов горных пород, отличающихся богатыми нефтяными включениями, можно выбрать любой МСR-признак присутствия нефти. Из фиг. 14 можно выбрать представителя МСR-фрагмента углеводородов С₅-С₃₅, предпочтительно С₈-С₂₀, и наиболее предпочтительно в диапазоне С₁₀-С₁₇ (например, С₁₂), поскольку длины углеродных цепей в этом диапазоне существенно представлены во всех иллюстрированных нефтях.

Фиг. 15 иллюстрирует результаты анализа множества проб минералов для скважины. На фиг. 15 указывается в цифровых позициях 101, 102, 103, 104 на глубины, демонстрирующие присутствие МСR 170, используемого в качестве указателя нефти. МСR 170 соответствует С₁₂Н₂₆.

Фиг. 16 демонстрирует отношение парафинов к парафинам плюс метан, также демонстрирует залегание в поз. 105, соответствующее поз. 104 на фиг. 15. Однако изображению на фиг. 16 недвусмысленно недостает указания о месторождениях на меньших глубинах, соответствующих цифровым обозначениям 101, 102, 103 на фиг. 15. Это иллюстрирует то, что изображения сырьевого изобилия МСR индикаторов могут быть предпочтительны перед изображениями нормализованных индикаторов.

Графические зависимости на фиг. 17, 18 и 19 иллюстрируют различные пласты определенной геологической формации составов жидкостных включений для второй скважины. На фиг. 17 иллюстрируется месторождение МСR 170 как функции глубины, указывающей на увеличение залегания в поз. 106, 107, 108. Фиг. 18 иллюстрирует отклонения в соотношении между парафинами и парафинами совместно с метаном и содержит индикатор повышенного изобилия в поз. 109, соответствующей поз. 106 на фиг. 17. Поз. 110 на фиг. 18 точно так же, хотя и менее поразительно, соответствует пику 108 на фиг. 17. Поз. 107 на 17 не содержит соответствующего пика на фиг. 18. На фиг. 19 демонтстрация парафинов совместно с нефтенами недвусмысленно страдает отсутствием указания о каком-либо из признаков повышенного относительного изобилия фиг. 17. Это снова иллюстрирует то, что демонстрации сырьевого преобладания выбранных МСR-признаков могут быть предпочтительными перед нормализованными демонстрациями.

С1. Выбор отдельных жидкостных включений или жидкостных включений конкретных классов.

Этап одной стороны изображения относится к выбиранию отдельных жидкостных включений или жидкостных включений конкретных классов (см. этапы С, С, С1 из фиг. 1, 2, 5 и 6 соответственно).

Образец горной породы, выбранный на основе залегания композиций, характерных для включений выбранного класса, можно использовать для получения тонкого блестящего шлифа минерала, как известно в данной области. Однако можно использовать любой образец, в котором в соответствии с изобретением могут быть идентифицированы, выбраны и подвергнуты дальнейшему анализу отдельные жидкостные включения. Таким образом, отдельные жидкостные включения или их класс можно выбрать с помощью микроскопа из числа различных классов, описанных здесь. Например, первичные или вторичные инклюзии или нефтяные, газовые, водные или их смешанные жидкостные инклюзии, образованные в различные периоды времени или в различных минералах, могут быть выбраны для дальнейшего определения отличительных признаков. Этап выбора отдельных жидкостных инклюзий или их классов легко осуществляется с помощью стандартной петрографической технологии.

С2. Дополнительная отличительная композиция выбранных отдельных включений или их классов.

Этап одной стороны изобретения (см. фиг. 1, 2 на стадии С и фиг. 5, 6 на стадиях С2, С2а, С2в) относится к дополнительной отличительной композиции из выбранных отдельного жидкостного включения или их класов в выбранном образце горной породы.

Дальнейшую характеризацию можно осуществить путем разрушения и исследования композиции из отдельных выбранных жидкостных включений (патенты США N 4856351 и 4898831 включены для сравнения) путем замораживания жидкостного включения, удаления покровного минерала путем ионного истирания и исследования композиции путем избирательной микропробы (патент США N 4916314 приведен для сравнения) и других способов, известных в технике.

Согласно предпочтительной стороне изобретения выбранные нефтяные инклюзии дополнительно характеризуют в соотношении качества (АРI или удельный вес) содержащейся в них нефти.

Таким образом, изобретение, с одной стороны, относится к способу определения качества нефти в выбранных отдельных нефтяных включениях (см. стадии С2а, С2в из фиг. 6).

Как принято здесь, нефтяное или углеводородное качество используют для ссылки на какую-либо характерную особенность углеводорода, которая может быть надежно отнесена к колебаниям коэффициента преломления нефти как функции температуры, например, удельный вес, плотность в единицах АРI и т. п. Удельный вес нефти обычно оговаривают не как часть по отношению к воде, принятой на "1", а как удельный вес в единицах АРI. Удельный вес в единицах АРI это удельный вес, измеренный в градусах по шкале Американского Нефтяного института. По шкале АРI нефть с наименьшим удельным весом имеет наибольший вес в градусах АРI. При этом другие показатели одинаковы, чем выше удельный вес АРI, тем выше экономическая ценность нефти. Большинство сырых нефтей имеет удельный вес в диапазоне 27-85 градусов АРI.

Удельный вес нефти в градусах АРI представляет собой функцию ее коэффициента преломления при постоянной температуре. Свет проходит через более плотные нефти, а именно нефти, имеющие более низкие удельные веса в градусах АРI по сравнению с менее плотными нефтяными с высоким удельным весом в градусах АРI. Следовательно, если бы можно было измерить коэффициент преломления нефти в жидкостном включении при известной температуре, то можно было бы узнать удельный вес нефти в градусах АРI. Однако осуществление нефтепосредственного измерения коэффициента преломления нефти в жидкостном включении непрактично.

Тем не менее коэффициент преломления нефти представляет собой важную функцию температуры, поскольку плотность нефти сильно зависит от температуры. Также коэффициенты преломления минералов являются относительно нечувствительными по отношению к температуре, т. е. плотности минерала и преломляемости сильно не зависят от температуры. Помимо этого, при заданной постоянной температуре удельный вес нефти в градусах АРI и ее коэффициент преломления являются сильно коррелированными. Поэтому температура, при которой коэффициенты преломления нефти и смежного первичного минерала (минерала "хозяин") равны, очень сильно зависит от удельного веса в градусах АРI.

На фиг. 6 видно, что прием определения качества отдельных нефтяных включений включает прием С1, в котором выбирают отдельное жидкостное включение, прием С2а, при котором определяют температуру Т_о n_m 1, для которой коэффициент преломления углеводорода в жидкостном включении приблизительно равен коэффициенту преломления смежного минерала, и прием С2в, в котором качество эталонной нефти, имеющей Т_о n_m 1 для сравниваемого минерала, используют в качестве меры качества углеводорода в выбранном отдельном жидкостном включении. Утверждая альтернативно, этот прием представляет собой прием определения качества (удельного веса в градусах АРI) нефти, чей коэффициент преломления при Т_о n_m 1 приблизительно одинаков с коэффициентом преломления нефти или смежного минерала. Необязательно при помощи приема С3 эти приемы С1, С2а, С2в можно повторить для других выбранных отдельных жидкостных включений.

С2а. Определение Т_о n_m 1 для выбранного жидкостного включения.

Температуру, при которой коэффициент преломления нефти равен коэффициенту преломления первичного минерала, можно легко измерить с помощью микроскопа, оборудованного ступенью нагревания/замораживания микроскопа. Такие микроскопы и ступени доступны в промышленности.

В соответствии с этой стороной изобретения отдельное жидкостное включение можно выбрать путем изучения при увеличении с использованием, например, микроскопа. Предпочтительно часть образца горной породы, выбранного, как обсуждено выше, используют для получения тонкого блестящего штифа минерала. Получение таких горных шлифов общеизвестно в области петрографии. Однако можно использовать любой выбранный образец горной породы, в котором можно успешно наблюдать при нагревании и охлаждении включения углеводородной жидкости, например гранулы минералов, шлифы слоистой (кливажа) и т.п.Образец горной породы можно поместить на ступень нагревания-охлаждения микроскопа и выбрать представляющий интерес тип и поколение углеводородного включения. Это включение можно наблюдать в ходе нагревания и охлаждения до температуры, при которой коэффициенты преломления нефти и окружающего ее минерала приблизительно одинаковы. Эта температура представляет собой температуру, при которой линия Беке прекращает перемещаться или изменяет направление. Линия Беке является яркой линией, видимой под микроскопом, которая отделяет вещества различных коэффициентов преломления. Яркая линия Беке перестает двигаться в направлении материала (минерала или включения) большей преломляемости, когда труба микроскопа поднята, и в направлении менее переломляющего материала в случае, когда труба опущена. При Т_о n_m 1 линия Беке в действительности не движется, поскольку плоскость фокуса изменяется, когда труба микроскопа движется по зубчатой рейке вверх и вниз. Альтернативно Т_о n_m 1 можно определить путем наблюдения температуры, при которой линия Беке изменяет направление от положения внутрь до положения назад (или наоборот) от выбранного материала в данной фокусной плоскости. Опыт Беке представляет собой стандартный фотографический эксперимент для измерений преломляемости и можно легко использовать для определения Т_о n_m в соответствии с изобретением.

Специалисты в данной области признают, что эта температура соответствует температуре, при которой линии Беке вызваны различием коэффициента преломления как между углеводородом в жидкостном включении и направлением изменения изгиба смежного минерала. Альтернативно эта температура соответствует температуре, при которой включение, которое прежде проявлялось в отрицательном или положительном снижении по отношению к смежному минералу, исчезает при другой температуре снова с тем, чтобы стать видимой в положительном или отрицательном снижении, относительно.

Линии Беке хорошо известны (см. например, Блосс. Введение в способы оптической кристаллографии. 1961, с. 50-52 приведено для сравнения).

На фиг. 20 иллюстрируется изгиб лучей света 111 при температуре, где минерал 112, примыкающий к углеводородному жидкостному включению 113, имеет меньший коэффициент преломления по сравнению с углеводородом. На фиг. 21 иллюстрируется температура, где коэффициенты преломления приблизительно одинаковы, а именно Т_о n_m 1. На фиг. 22 иллюстрируется температура, где смежный минерал 112 имеет больший коэффициент преломления по сравнению с углеводородным включением 113.

С2в. Определение качества сравниваемой нефти для То nm 1.

В соответствии с этой стороной изобретения ряд углеводородных нефтей известного качества (удельный вес в градусах АРI) при температуре t Т_о n_m 1 оценивают для определения того, какая нефть имеет коэффициент преломления, приблизительно равной коэффициенту преломления минерала, смежному с вызывающим интерес, выбранным углеводородом жидкостным включением.

Для каждого минерала, например кварца, полевого шпата, доломита, кальцита и т. п. можно исследовать ряд нефтей, Т_о n_m1, определить для каждой нефти и построить графическую зависимость как функцию качества, например удельного веса, удельного веса в градусах АРI и т. п. (см. фиг. 23). Таким образом, фиг. 23 иллюстрирует зависимость между следующими нефтями и температурой, при которой коэффициент преломления нефти равен коэффициенту преломления измельченного кварца (см. табл. 6).

Для иллюстрации пунктирная линия 114 фиг. 23 указывает на то, что жидкостное включение, имеющее Т_о n_m 1 при приблизительно 90^оС, имеет удельный вес в градусах АРI, равный 30.

Кварц в отличие от кальцита, доломита, турмалина и тому подобного минерала характеризуется низким двойным лучепреломлением. Для минералов с более высоким двойным лучепреломлением кривая, изображенная на фиг. 17, 18, 19, может быть спарена, как иллюстрируется на фиг. 20, 21, 22 ( фиг. 24), где Т_о представляет графическую зависимость для обычного луча, Т_е графическую зависимость для необычного луча.Как указано пунктирной линией 115, при определении То n_m 1 можно использовать либо графическую зависимость Т_о, либо Т_е, однако важно знать, какое из Т_о или Т_е используют. Благодаря использованию поляризованного микроскопа и благодаря регулированию поляризаторов на микроскопе для прохождения лишь одной из Т_о или Т_е, как известно из области оптической кристаллографии, недоразумения можно избежать. Альтернативно необходимую температуру Т можно измерить для каждой из То и Те.

Для каждого минерала, вызывающего интерес, предпочтительно опробован ряд нефтей против температур, при которых коэффициенты преломления нефти и минерала приблизительно одинаковы. Например, при работе с относительно гомогенным образцом минерала часть образца можно измельчить и определить Т для сравниваемых разновидностей нефти. Для негомогенных образцов может быть необходимо, например, растворить целиком некоторые минералы и проверить ряд нефтяных проб для оставшегося минерала с тем, чтобы удалить некоторые минералы путем микроманипулирования и т. п.

Ряд нефтей против температуры, равной преломляющей способности для нефти и минерала, для одной совокупности образцов минералов может служить для других совокупностей, где минералы можно сравнивать, т. е. имеют приблизительно те же самые коэффициенты преломления. Например, там где кварц является смежным минералом и известно, что замещения кварца оказывают небольшой эффект на коэффициент преломления, графические зависимости, изображенные на фиг. 23, 24 для одной совокупности образцов минералов, можно использовать для множества других совокупностей. Для минералов, имеющих коэффициенты преломления, которые изменяются существенно с помощью заместителей, например кальцита, доломита и т. п. можно предпочтительно опробовать эти ряды для каждой совокупности образцов. Благодаря использованию изобретения библиотека из графических зависимостей может быть разобрана так, что что в большинстве случаев после обнаружения минерала, смежного к выбранному включению, можно выбрать и использовать соответствующую графическую зависимость температуры от качества.

Д. Использование получаемой информации при разведке на нефть и газ.

Как указано, прием Д стороны изобретения, иллюстрированной на фиг. 1, 2, 5 и 6, служит при разведке на нефть и газ для получения информации о составе. Там, где качество нефти определяют в соответствии с конкретной стороной изобретения, этот прием может включать, например, сравнение таким путем определенного качества нефти во включениях с нефтью, о наличии которой в регионе известно. Если две или более нефти имеют одинаковое качество, это является признаком того, что мигрирующая нефть может содействовать аккумулированию, о присутствии которого известно в регионе. И, наоборот, если две или более нефти имеют несравнимые результаты измерений на качество, это может свидетельствовать о том, что в регионе могут находиться и другие скопления нефти, пока еще не обнаруженные.

Аналогично очевидность жидкостных инклюзий в палео-фракциях можно использовать при разведке на нефть и газ, когда используют другое геологическое подтверждение этих фракций. Использование признаков палео-фракций обычно при разведке на нефть и газ общеизвестно.

П р и м е р 1. В прибрежной зоне имеются две сухие скважины, для которых доступна буровая мука. При необходимости можно определить, проникла ли нефть через нижний горизонт для определения того, добиваться ли исследования и развития на смежном участке.

Буровую муку от двух прибрежных сухих скважин оценивают для того, чтобы идентифицировать формации, содержащие углеводородные жидкостные включения. Для выбора формации, характеризуемой залеганием углеводородных жидкостных включений, используют технологию из вышеприведенных разделов В1, В2 и В3.

Из фиг. 15 и 16 видно, что они представляют наличие признака нефти (С₁₂, МСR-фрагмент) относительно образца горной породы (фиг. 15) и парафина, нормализованного относительно метана (фиг. 16). Использование этой технологии сужает поиск образцов горных пород, содержащих обильные углеводородные включения в образцах горных пород, полученных на глубинах, соответствующих цифровым обозначениям 101, 102, 103, 104.

Графическая зависимость на фиг. 16 подтверждает, что зона 104 (приблизительно 7400 футов/2255 м) может содержать нефтяные включения, но ей не достает дифференциации мелкой зоны 101 (свыше 3800 футов/1158 м), которая видна на фиг. 15. Это иллюстрирует преимущество графической зависимости, изображенной на фиг. 15.

Образцы горной породы отбирают на глубине 3760 футов/1146 м (зона 101) и 7360 футов/2243,5 м (зона 104). Приготовляют тонкие шлифы и наблюдают их с помощью флуоресцентной микроспектрофотометрии. Оба образца содержат многочисленные флюоресцентные нефтезаполненные жидкостные включения.

При помощи микротермометрии определяют, что минимальные температуры, при которых могли бы образоваться инклюзии, составляют 302^оF (150^оС) при глубине 7360 футов/2243,5 м и 194^оF (90^оС) на глубине 2760 футов/1146 м.

Удельный вес в градусах АРI определяют в соответствии с изобретением и находят его равным 38 градусам АРI при температуре 7360^оF (4070^оС) и 28 градусам АРI при температуре 3760^оF (2071^оС).

Пример иллюстрирует то, что предложенную технологию можно использовать для обнаружения характеристики качества нефтяных включений.

П р и м е р 2. Вторая сухая скважина иллюстрируется на фиг. 17, 18 и 19. Никаких признаков нефтри в этой скважине не обнаружено. Фиг. 17 иллюстрирует сырьевое залегание (относительно горной породы) признака нефти С₁₂, фрагмент МСR 170, на глубинах, соответствующих зонам 106, 107, 108. Фиг. 18 иллюстрирует преобладание парафинов, нормализованных относительно метана, и подтверждает зоны 106 и 108 зонами 109 и 110 соответственно. Фиг. 19 иллюстрирует залегание парафинов, нормализованных относительно нафтенов. Хотя можно отметить некоторое соответствие пиковых значений, очевидно, что пиковые значения на фиг. 17 относительно более видимы. Этот пример также указывает на то, что присутствие парафина, нормализованного до метана, эффектно для идентифицирования некоторых зон, но не всех. Это иллюстрирует преимущество графических зависимостей, изображенных на фиг. 17.

Образцы горной породы, соответствующие зоне 107 на глубине 8940 футов/2725,7 м, получают, полируют тонкие шлифы и наблюдают при помощи флюоресцентной микроспектрофотометрии. В закрытых изломах в кварцевой структуре обнаруживают многочисленные нефтяные включения. Удельный вес в градусах АРI трех включений определяют с помощью предложенной технологии и обнаруживают, что он составляет 28-32 АРI. Это первый признак нефти, возможно миграции, в области, до этого лишь известной наличием биогенного газа. Это иллюстрирует преимущество метода, предложенного изобретением, в определении того, произошла ли в область миграция и через какой пласт.

Изобретение не ограничено описанными вариантами.