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Dokumentenidentifikation DE69529707T2 24.07.2003
EP-Veröffentlichungsnummer 0691540
Titel Verbessertes Verfahren zur schnellen Auswertung von mindestens einer petrologischen Eigenschaft einer Steinprobe und Anwendung desselben bei Schweröl enthaltenden Schichten
Anmelder Institut Français du Pétrole, Rueil-Malmaison, Hauts-de-Seine, FR
Erfinder Trabelsi, Khomsi, F-78100 Conflans Sainte Honorine, FR;
Espitalie, Jean, F-78110 Le Vesinet, FR
Vertreter Vonnemann Kloiber Lewald Hübner, 80796 München
DE-Aktenzeichen 69529707
Vertragsstaaten DE, GB, IT, NL
Sprache des Dokument FR
EP-Anmeldetag 27.06.1995
EP-Aktenzeichen 954015319
EP-Offenlegungsdatum 10.01.1996
EP date of grant 26.02.2003
Veröffentlichungstag im Patentblatt 24.07.2003
IPC-Hauptklasse G01N 33/24
IPC-Nebenklasse G01N 31/12   

Beschreibung[de]

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung mindestens einer Eigenschaft des Erdöls aus einem Sedimentgestein (einer geologischen Ablagerung), das potentiell oder tatsächlich Kohlenwasserstoffe liefert.

Zum besseren Verständnis wird auf folgendes hingewiesen:

- die Verbindungen des Erdöls, hauptsächlich die Kohlenwasserstoffe, die mit organischen Lösungsmitteln extrahierbar sind, bilden sich aus unlöslichem organischem Material (Kerogen) unter der Einwirkung des Anstiegs der Temperatur und des Druckes, die resultieren aus dem Absinken der Sedimente in ein Ablagerungsbecken,

- die Kenntnis des löslichen organischen Materials (Erdöl) einerseits und des unlöslichen organischen Materials (Kerogen) andererseits ist von großem Vorteil bei der Erforschung und bei der Ausbeutung von Erdöl. Es ist nämlich bekannt, dass

- die Menge des in den Sedimenten gebildeten Erdöls normalerweise zunimmt mit der Absinktiefe. Daher ist es möglich, den Grad der Umwandlung des in diesen Sedimenten enthaltenen organischen Materials und insbesondere den Umwandlungszeitraum, der der Hauptphase der Ölbildung entspricht, zu beurteilen;

- es sind diese Erdöle, die unter bestimmten Bedingungen von dem Muttergestein ausgestoßen werden, in dem sie sich gebildet haben, um in Erdölspeichergestein Anreicherungen von Erdöl zu bilden;

- die Art des in den Gesteinen enthaltenen unlöslichen organischen Materials bestimmt das Erdöl bildende Potential dieser Gesteine, d. h. ihre mehr oder minder große Fähigkeit, Erdöl zu bilden.

Es scheint, dass die systematische Analyse dieser organischen Verbindungen eine Unterscheidung zwischen den geologischen Sedimenten erlaubt, die für den Geologen von größtem Interesse sind:

- Sedimente, in denen Erdöl entsteht (Muttergestein),

- Sedimente, in denen sich dieses Erdöl anreichert (Erdölspeichergestein).

Die Kenntnis dieser Informationen erlaubt es den Bohrarbeitern mit gutem Gewissen nur die Arbeitsgänge zur Bohrkerngewinnung oder die Versuche zur Lagerstätten- Bestimmung, die lang, kostspielig und gefährlich sind, durchzuführen, vor allem wenn diese Ergebnisse gleichzeitig bei den Bohrarbeitsgängen gewonnen werden können.

Bereits bekannt ist das ROCK-EVAL-Verfahren, das von der Anmelderin entwickelt wurde und insbesondere in den Dokumenten US 3 953 171, US 4 153 415, US 4 229 181, US 4 352 673 und US 4 519 983 beschrieben ist. Dieses Verfahren, das schnell, praktisch automatisch, abläuft, kann geeignet sein zur Charakterisierung von Gesteinen und Kohlenwasserstoffen, die sie enthalten.

Das derzeitige ROCK-EVAL-Verfahren wurde jedoch entwickelt mit dem Ziel, die Muttergesteine zu charakterisieren, für die es gute Informationen über das in Muttergesteinen enthaltene organische Material liefert. Dieses Verfahren ist jedoch nicht völlig zufriedenstellend, um die Kohlenwasserstoffe zu charakterisieren, die in einem Erdölvorratsgestein enthalten sind, insbesondere um die "Teer-Matten"-Depots zu identifizieren, eine Bezeichnung, die für schwere Erdöl-Verbindungen (Harze und Asphalthene) gilt, die sich in bestimmten Niveaus der Lagerstätten (Reservoire) ablagern. Diese Teer-Matten können große Nachteile für die Förderung haben, insbesondere indem sie vertikale Permeabilitäts-Sperrschichten oder gelegentliche Wassereinbrüche in den Förderschächten mit sich bringen. Die Lokalisierung dieser Teer- Matten-Bereiche und ihre seitliche Ausdehnung in dem Bereich der Lagerstätte sind sehr wichtig einerseits, um die Prozesse der Anreicherung von Kohlenwasserstoffen zu verstehen, und andererseits um die Förderung (Gewinnung) der vorhandenen Kohlenwasserstoffe zu optimieren.

Das erfindungsgemäße Verfahren ist somit eine Verbesserung des ROCK-EVAL- Verfahrens, das die Charakterisierung der verschiedenen Kohlenwasserstoff- Fraktionen, von der leichtesten bis zu der schwersten Fraktion, erlaubt, die in einem Erdölspeichergestein enthalten sind.

Die vorliegende Erfindung betrifft ein verbessertes Verfahren, das die schnelle Bewertung mindestens einer Erdöl-Eigenschaft einer Probe erlaubt, die aus geologi sehen Sedimenten (Sedimentgesteinen) stammt, ein Verfahren, bei dem die genannte Probe in einer nicht-oxidierenden Atmosphäre unter Anwendung mehrerer Temperaturerhöhungsstufen erwärmt wird. Das Verfahren umfasst die folgenden Stufen:

a) innerhalb einer vorgegebenen Zeitspanne erhöht man schnell die Temperatur der Probe auf einen ersten Temperaturwerfvon weniger als 200ºC,

b) ausgehend von dem ersten Temperaturwert, erhöht man die Temperatur der Probe mit einem Temperaturgradienten zwischen 1 und 12ºC/min bis auf einen zweiten Temperaturwerf,

c) man erhöht die Temperatur der Probe von dem zweiten Wert auf einen dritten Temperaturwerfvon höchstens 800ºC, vorzugsweise von weniger als 600ºC,

d) man bestimmt drei Größen S1r, S2a und S2b, die repräsentativ sind für die Menge der in der genannten Probe enthaltenen Kohlenwasserstoff-Verbindungen,

e) von diesen drei Größen leitet man mindestens eine Erdöl-Eigenschaft der genannten Probe ab.

Die Größe S1r kann repräsentativ sein für leichte Kohlenwasserstoffe, beispielsweise diejenigen, bei denen die Anzahl der Kohlenstoffatome weniger als etwa 15 beträgt, S2a kann repräsentativ sein für schwerere Kohlenwasserstoffe, beispielsweise diejenigen, bei denen die Anzahl der Kohlenstoffatome zwischen etwa 15 und 40 liegt, S2b kann repräsentativ sein für schwere Kohlenwasserstoff-Verbindungen, beispielsweise für diejenigen, bei denen die Anzahl der Kohlenstoffatome mehr als etwa 40 beträgt.

Nach der Erhöhung der Temperatur auf den dritten Wert kann man die Rückstände der Probe verbrennen und einen vierten Wert Rc bestimmen, der repräsentativ ist für die Menge des nach der Pyrolyse zurückbleibenden organischen Kohlenstoffs.

Die Menge Q der schweren Produkte kann nach der folgenden Formel bewertet werden:

Q = S2b + 10RC/0,9

Man kann bestimmte Kohlenwasserstoffe der Probe voneinander unterscheiden durch Berechnen eines Produktionsindex IP nach der folgenden Formel:

IP = (S1r + S2a)/(S1r + S2a + S2b)

und für einen Wert von u, der zwischen 0 und 1 liegt, kann die Probe, wenn IP > u, Harze und/oder Asphaltene enthalten, und wenn IP < u, kann die Probe Kerogen enthalten.

Für u kann man einen Wert von etwa 0,4 annehmen.

Bei einer Variante des Verfahrens, bei dem die Probe ein Stück Erdölspeichergestein ist,

- kann man für mehrere Proben des Erdölspeichergesteins eine Größe D errechnen, ausgehend von mindestens einer der Größen S1r, S2a, S2b und Q,

- man kann die API-Dichte (in º) des aus diesen Erdölvorratsgesteinen geförderten Erdöls dieser Proben bestimmen,

- man kann eine Nährungsfunktion f bestimmen, welche die gemessene API- Dichte (in º) mit D verbindet,

- man kann einen Nährungswert der API-Dichte des Erdöls aus einem anderen Erdölspeichergestein bestimmen, indem man mindestens eine Probe aus dem genannten anderen Gestein entnimmt, die entsprechende Größe D errechnet und direkt in die Funktion f einsetzt.

Bei einer anderen Variante des Verfahrens, bei dem die Probe eine Fraktion des geförderten Öl ist,

- kann man eine Größe D für mehrere Proben errechnen, die aus unterschiedlichen Lagerstätten stammen, wobei man von mindestens einer der Größen S1r, S2a, S2b und Q ausgeht,

- man kann die API-Dichte (in º) der genannten Proben messen, man kann eine Nährungsfunktion f&sub1; bestimmen, welche die gemessene API- Dichte mit D verbindet,

- man kann einen Nährungswert für die API-Dichte eines Erdöls einer anderen Herkunft bestimmen, indem man die Größe D errechnet, die einer Probe dieses Erdöls einer anderen Herkunft entspricht, und man kann sie direkt in die Funktion f&sub1; einsetzen.

Die Größe von D kann betragen S2b/(S1r + S2a).

Die Größe von D kann betragen S1r/(S1r + S2a + Q).

Die Größe von D kann betragen (S1r + S2a)/(S1r + S2a + Q).

Die Funktion f oder f&sub1; kann die folgende Form haben:

D = a · 10be-αx + c

worin x für die API-Dichte (in Grad) steht, a zwischen 0,11 und 0,12 liegt und vorzugsweise 0,11482 beträgt, b zwischen 1,7 und 2 liegt, vorzugsweise 1,83 beträgt, c etwa 0 beträgt und α etwa 2 beträgt.

Die Erfindung ist besser verständlich und ihre Vorteile gehen deutlicher hervor beim Lesen der Beschreibung von Beispielen, auf welche die Erfindung jedoch nicht beschränkt ist, die in den beiliegenden Zeichnungen erläutert werden, wobei zeigen:

- Fig. 1 eine schematische Darstellung der Zusammensetzung eines Erdöl führenden Gesteins,

- Fig. 2 die Stufen der Erwärmung der Probe als Funktion der Zeit,

- Fig. 3 die Form des Signals S,

- Fig. 4 ein Anwendungsbeispiel,

- Fig. 5 ein System zur Durchführung des Verfahrens,

- Fig. 6 ein Beispiel für die Anzeige (Darstellung) bestimmter charakteristischer Größen,

- Fig. 7 eine erfindungsgemäße Variante.

Die Fig. 1 erläutert in schematischer Form die Zusammensetzung einer Sedimentgesteinsprobe, beispielsweise eines Gesteinsbrockens von Bohrabfällen "Cuttings", die aus einer geologischen Formation stammen, die bei der Durchführung einer Bohrung durchquert wurde.

Die Zone 2 repräsentiert die Menge an Mineralmaterial, die Zone 3 repräsentiert die Menge an sogenannten leichten Kohlenwasserstoffen. Im allgemeinen beträgt die Anzahl der Kohlenstoffatome dieser Kohlenwasserstoffe weniger als 15.

Die Zone 4 repräsentiert die Menge an mittleren Kohlenwasserstoffen zwischen den leichten Kohlenwasserstoffen und den schweren Kohlenwasserstoffen. Im allgemeinen kann man diese klassieren als solche mit 15 bis 40 Kohlenstoffatomen.

Die Zone 5 repräsentiert die Menge an schweren Kohlenwasserstoff-Verbindungen, Harzen, Aspahltenen und/oder Kerogen, die im allgemeinen mehr als 40 Kohlenstoffatome enthalten.

Das erfindungsgemäße Verfahren erlaubt es, die organischen Bestandteile, die in einer Gesteinsprobe enthalten sind, voneinander zu unterscheiden und zu quantifizieren, insbesondere die Harze und die Asphaltene (NSO) vom Kerogen zu unterscheiden. So kann man im Verlaufe einer Bohrung, die eine Erdöl führende oder potentiell Erdöl führende geologische Formation durchquert, Proben der Formation als Funktion der Tiefe entnehmen. Diese Proben erlauben, wenn sie einmal mittels des erfindungsgemäßen Verfahrens charakterisiert worden sind, die Erstellung von "Bohrprofilen" oder einer graphischen Darstellung der Erdschichten, die sich durch die Menge und/oder Art der Kohlenwasserstoffe, die sie enthalten, voneinander unterscheiden.

Es werden hier nicht die Methoden zur Pyrolyse und Oxidation der Pyrolyse- Rückstände beschrieben, es genügt, sich auf die oben genannten Dokumente zu beziehen, in denen die zur Anwendung der vorliegenden Erfindung angewendeten Methoden beschrieben sind. Es sei jedoch daran erinnert, dass der Pyrolyseofen mit einer Vorrichtung zum Nachweis und zur Bestimmung der Kohlenwasserstoff-Menge der pyrolysierten Probe kooperiert. Die spezifische Nachweis-Einrichtung (Fig. 5) umfasst beispielsweise einen Detektor vom Flammenionisations-Typ wie er üblicherweise in Analysen durch Chromatographie in der Gasphase verwendet wird. Der Detektor liefert ein Signal S, das repräsentativ ist für die gemessenen Mengen an Kohlenwasserstoff-Produkten. Dieses Signal kann auf Rechen-, Speicher- und Anzeige-Einrichtungen aufgegeben werden, in denen eine spezifische Software die verschiedenen Parameter, die für Eigenschaften der vorhandenen Kohlenwasserstoffe charakteristisch sind, berechnet, anzeigt und speichert.

Um den Kohlenstoff zu bestimmen, der bei der Pyrolyse zurückbleibt, kann man Einrichtungen verwenden, wie sie in den Dokumenten US 4 352 673 und US 4 519 983 beschrieben sind. Mittels automatischer Einrichtungen können die Pyrolyse-Rückstände in einen spezifischen Oxidationsofen oder in eine Variante davon überführt werden, wobei man für die Pyrolyse in einer inerten Atmosphäre und für die Oxidation einen einzigen Ofen verwenden kann.

Die Fig. 2 zeigt die Temperatur-Sequenzen bei der Durchführung der Pyrolyse. Zum Zeitpunkt to wird die Probe in den auf die Anfangstemperatur T&sub1; erwärmten Ofen eingeführt. Dieser Wert für die Anfangstemperatur liegt unterhalb 200ºC, vorzugsweise bei etwa 180ºC. Die Dauer t&sub1; - t&sub0; dieser ersten Erwärmungsstufe beträgt beispielsweise etwa 15 min. Ab dem Zeitpunkt t&sub1; beginnt eine programmierte Pyrolysephase, in der die Temperatursteigerungs-Geschwindigkeit bis zum Zeitpunkt t&sub2;, welcher der Temperatur T&sub2; entspricht, unter 12ºC/min liegen muss. Der Wert dieser Temperatur beträgt etwa 370ºC, die im wesentlichen dem Ende der Phase der thermischen Verdampfung bestimmter Kohlenwasserstorfe und dem Beginn der Phase der Crackung durch Pyrolyse der schweren Kohlenwasserstoffe entspricht.

Vorzugsweise wird die Pyrolyse nach dem Zeitpunkt t&sub2; so fortgesetzt, dass die Temperatur T&sub3;, die höchstens 800ºC und vorzugsweise etwa 600ºC beträgt, zum Zeitpunkt t&sub3; erreicht wird. Die programmierte Temperatursteigerungs-Geschwindigkeit kann die gleiche sein wie diejenige zwischen den Temperaturen T&sub1; und T&sub2;, d. h. weniger als 12ºC/min betragen, wodurch das Verfahren vereinfacht wird. In bestimmten Fällen ist es aber auch möglich, die Stufe der Crackung der schweren Kohlenwasserstoffe mit einer höheren Temperatursteigerungs-Geschwindigkeit als 12ºC/min oder mit einem anderen Temperaturgradienten zwischen T&sub1; und T&sub2; durchzuführen.

Aus der Fig. 3 ist eine Erläuterung der Größen ersichtlich, die repräsentativ sind für Kohlenwasserstoff-Verbindungen, die in einem Erdölspeichergestein enthalten sind, das Erdöl mit der in Fig. 1 dargestellten Zusammensetzung enthält.

Man stellt fest, dass unter den in Fig. 2 beschriebenen Erwärmungsbedingungen ein Erdöl führendes Gestein, das schwere Produkte (Harze, Aspahltene und/oder Kerogene) enthält, im Verlaufe der Pyrolyse einen ersten Peak S1r, einen Peak S2a und einen Peak S2b, jeweils mit der Ziffer 10, 11 und 12 bezeichnet, ergibt.

Die Peaks S1r und S2a (10, 11) entsprechen der thermischen Verdampfung von Kohlenwasserstoffen mit weniger als etwa 40 Kohlenstoffatomen, die in der Erdölspeichergesteinsprobe enthalten sind, während der Peak S2b (12) den Kohlenwasserstoff-Verbindungen entspricht, die beim Cracken durch Pyrolyse der Harze und Asphaltene und/oder des Kerogens erhalten werden, welche die schweren Verbindungen darstellen.

Selbstverständlich umfasst bei einem Erdöl führenden Vorratsgestein, das keine Harze und Asphaltene (NSO) enthält, die Charakterisierung nur einen Peak S1r (10) und einen Peak S2a (11). Im Falle eines Erdöl führenden Gesteins, das Mengen an NSO enthält, erscheint ein Peak S2b, dessen Amplitude eine Funktion der genannten Mengen ist.

Mittels Rechen-Einrichtungen werden die jeweiligen Mengen der verschiedenen Typen von Kohlenwasserstoffen (leichte Kohlenwasserstoffe, schwere Kohlenwasserstoffe, Gesamtmenge der Harze und Asphaltene und/oder des Kerogens) als Funktion der Form, der Amplitude der genannten Peaks und des nach der Pyrolyse zurückbleibenden organischen Kohlenstoffs bestimmt.

Die Pyrolyse der schweren Produkte, insbesondere der Asphaltene, ist nämlich immer von der Bildung von Koks begleitet. Der Koks wird anschließend in dem zweiten Oxidationsofen der ROCK-EVAL-Apparatur verbrannt und das gebildete CO&sub2; wird mittels eines Peaks bestimmt, der repräsentativ ist für eine charakteristische Größe S&sub4; (13). Auf diese Weise bestimmt man den Prozentsatz an in der Probe zurückbleibendem organischem Kohlenstoff, als organischer Rückstands-Kohlenstoff RC bezeichnet, der nach der Pyrolyse zurückbleibt.

Elementaranalysen, die mit dem Koks durchgeführt werden, zeigen, dass sein Gehalt an organischem Kohlenstoff im Durchschnitt 90% beträgt.

Für jede pyrolysierte Probe bestimmt man die Gesamtmenge Q der schweren Produkte, die in der Probe enthalten sind, indem man zu der durch den Peak S2b dargestellten Menge von Verbindungen die Menge der Kohlenwasserstoff-Verbindungen hinzufügt, die durch den gebildeten Koks dargestellt wird, die erhalten wird aus dem Rückstands-Kohlenstoff Rc, der durch Oxidation nach dem ROCK-EVAL-Verfahren bestimmt wird. Die Menge Q beträgt dann

Q = S2b + 10RC/0,9

worin Q und 820 in mg pro g angegeben sind. Q wird als NSO bezeichnet, wenn es sich dabei hauptsächlich um Harze und Asphaltene handelt. Q kann auch als KERO bezeichnet werden, wenn es sich dabei hauptsächlich um Kerogen handelt. Ausgehend von dieser Menge Q oder NSO kann man die Bedeutung (Menge) der in dieser Lagerstätte abgelagerten "Teere" bewerten.

Es ist üblich, dass in den Lagerstätten Bruchstücke aus unlöslichem organischem Material (beispielsweise kohlehaltige Bruchstücke in Sandsteinschichten) oder Einlagerungen von Muttergestein vorhanden sind. Unter diesen Bedingungen kann das unlösliche organische Material dieser Bruchstücke oder dieser Einlagerungen im Muttergestein bei der Pyrolyse mit der Anwesenheit von "Teeren" verschmelzen. Die bei der thermischen Crackung des unlöslichen organischen Materials erhaltenen Verbindungen treten nämlich im Bereich des Peaks S2b mit einer Koksbildung auf.

Um das Kerogen von den "Teeren" zu unterscheiden, verwendet man die Werte eines Produktionsindex PI, der nach der folgenden Formel errechnet wird:

PI = (S1r + S2a)/(S1r + S2a + S2b)

Ein kleiner Wert für PI zeigt an, dass Kerogen vorhanden ist, man nimmt dann an, dass S2b den pyrolysierbaren Teil des Kerogens und nicht nur denjenigen der Harze und Asphaltene repräsentiert. In diesem Fall repräsentiert die errechnete Menge Q die Menge an Kerogen.

Es wurde eine Kontrolle des erfindungsgemäßen Verfahrens durchgeführt durch Extraktion von schweren Verbindungen mit einem Lösungsmittel. Man konnte bestätigen, dass der Wert von 0,4 für PI ein guter Schnitt (cut-off) ist um das Kerogen von extrahierbaren schweren Verbindungen (Harzen und Asphaltenen) zu unterscheiden. Dieser Wert kann gegebenenfalls präzisiert werden durch eine vorherige Eichung der untersuchten Proben.

Die Fig. 4 zeigt vier Pyrolyse-Beispiele mit Gesteinsproben, die unterschiedliche Typen von organischen Materialien enthalten.

Die Bezugsziffer 24 zeigt eine allgemeine Darstellung der Gesteinskunde, bei der die Bezugsziffer 20 eine Lagerstätten-Formation darstellt, die Gas enthält, die Bezugsziffer 21 ein Erdölspeichergestein darstellt, das flüssige Kohlenwasserstoffe enthält, die Bezugsziffer 22 ein Erdölspeichergestein darstellt, das Harze und Asphaltene oder "Teere" enthält, die Bezugsziffer 23 eine Muttergestein-Einlagerung darstellt, die Kerogen (ein unlösliches organisches Material) enthält.

Proben, die aus jeder der vier Zonen entnommen wurden, erlaubten die Aufstellung der graphischen Darstellungen 15, 16, 17 und 18, welche die mit den verschiedenen Kohlenwasserstoffen verbundenen erfindungsgemäßen Größen darstellen.

Die graphische Darstellung 15 zeigt die alleinige Anwesenheit eines Peaks S1r, der repräsentativ ist für einen sehr leichten Kohlenwasserstoff, z. B. ein Gas.

Die graphische Darstellung 16 zeigt die Anwesenheit des Peaks S1r und des Peaks S2a, die auf einen flüssigen Kohlenwasserstoff hinweisen. Der Peak S2b kann als Funktion des Gehaltes an Harzen und Asphalthenen, die das jeweilige Erdölspeichergestein 21 enthalten kann, auftreten oder nicht auftreten. Der Wert für PI beträgt mehr als 0,4.

Die graphische Darstellung 17 zeigt die Anwesenheit eines verhältnismäßig großen Peaks S2b, bezogen auf die Peaks S1r und S2a. Diese Darstellung erlaubt es, in dem Erdölspeichergestein vom Typ 21 eine Einlagerung auf dem Niveau von "Teeren" oder Harzen und Asphalthenen, mit der Bezugsziffer 22 bezeichnet, zu erkennen.

Die graphische Darstellung 18 entspricht hauptsächlich der Anwesenheit der beiden einzigen Peaks S1r und S2b. Der Peak S2a, der im allgemeinen klein ist, und die schweren Verbindungen (Harze und Asphaltene) sind in dem Peak S2b maskiert. Das Gestein 23 wird identifiziert als ein Muttergestein, wobei der Peak 821 repräsentativ ist für die Kohlenwasserstoffe, die aus der Crackung des Kerogens stammen. Der Wert von PI beträgt im allgemeinen weniger als 0,4.

Die Fig. 5 zeigt eine schematische Darstellung von Einrichtungen zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens.

Die Bezugsziffer 30 zeigt das System, das Pyrolyse-Einrichtungen 31, Oxidations- Einrichtungen 32 umfasst, die jeweils zugeordnet sind zu Einrichtungen 35 zum Nachweis von Kohlenwasserstoffen (beispielsweise ein Flammenionisations-Detektor FID) und zu Einrichtungen 36 zum Nachweis von in dem Ofen 32 oxidiertem Restkohlenstoff (beispielsweise ein Wärmeleitfähigkeits-Detektor TCD).

Der Pfeil mit der Bezugsziffer 33 symbolisiert die Einrichtungen zur Einführung der Probe in das System. Die Bezugsziffer 37 zeigt Rechen-, Speicher-, Anzeige- Einrichtungen für die durch das genannte System nachgewiesenen Größen. Es ist auch möglich, dass die Einrichtungen 37 bestimmte Funktionsparameter des Systems 30 steuern. Eine Tastatur 38 erlaubt die Eingabe von Steuerbefehlen in die Einrichtungen 37. Die Bezugsziffer 39 zeigt eine Liste der charakteristischen Größen, welche die Rechen-Einrichtungen 37 liefern können. Ein Beispiel für die Aufzeichnung der verschiedenen Größen ist in der Fig. 6 dargestellt.

Die Fig. 6 zeigt eine Darstellung bestimmter Größen, die charakteristisch sind für die bei einer Bohrung zwischen 1300 und 2500 m durchquerten Gesteine. Die Säule 41 gibt den Maßstab für die Tiefen in Meter an. Die Säule 42 gibt die Menge an leichten Kohlenwasserstoffen an, bestimmt anhand des Peaks S1r in mg pro Gramm Probe. Die Säule 43 gibt die Menge an schwereren Kohlenwasserstoffen an, bestimmt anhand des Peak S2a in der gleichen Einheit. Die Säule 44 gibt die Menge an NSO (Harzen und/oder Asphaltenen) an, die mit Hilfe des Peaks S2b und des Peaks S&sub4; erhalten wurde. Die Säue 45 zeigt an und gibt an die Menge KERO an Kerogen. Die Säule 46 gibt die Gesamtmenge an organischem Kohlenstoff an, die in der Probe enthalten ist, in %, bezogen auf das Gewicht der Probe. Die Säule 47 gibt den Wert für den Produktionsindex an, der aus den Peaks S1r, S2a und S2b errechnet wurde. Als Funktion eines Wertes eines gegebenen Schnitts (cut-off) von beispielsweise 0,4 wird der errechnete Gehalt an NSO identifiziert als solcher an Kerogen (Säule 5) oder an echtem NSO (Säule 44). Es sei darauf hingewiesen, dass die Proben aus der Vergleichstiefe 49 kleine Produktionsindices in der Größenordnung von 0,1 aufweisen und dass dies auf die Anwesenheit von Kerogen hinweist. Man kann davon ableiten, dass auf diesem Niveau das Sedimentgestein Muttergesteins-Einlagerungen enthalten. Die Säule 48 gibt einen Hinweis auf Wasserstoff.

Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren ist es auch vorteilhaft, die Größen S1r, S2a, S2b und Rc, die aus Gesteinsproben erhalten wurden, die bei einer Bohrung durchquert wurden, zur Bewertung der API-Dichte (in Grad) der in den Erdölspeichergesteinen vorhandenen Kohlenwasserstoffe zu verwenden. Die Kenntnis der API- Dichte ist sehr vorteilhaft, da die API-Dichte die Größe ist, die üblicherweise zur Bestimmung insbesondere der Beweglichkeit der Kohlenwasserstoffe verwendet wird. Es ist bekannt, dass flüssige Kohlenwasserstoffe, die eine API-Dichte von < 14 haben, nicht mit konventionellen Methoden gefördert werden können. Auch erlaubt in bestimmten Lagerstätten die Kenntnis der API-Dichte, die gleichzeitig mit dem Bohren in der Lagerstäte gewonnen wurde, die Durchführung von Fördertests in den Niveaus, in denen die Förderung wirksam wäre.

Darüber hinaus kann das Verfahren angewendet werden auf die Bestimmung der API-Dichte eines geförderten Erdöls, ohne dass die üblichen Labormessungen zur Bestimmung der API-Dichte durchgeführt werden müssen.

Um die API-Dichte bestimmen zu können, müssen vorher eine oder mehrere Gesetze oder Funktionen, welche die API-Dichte mit mindestens einer der charakteristischen Größen S1r, S2a, S2b und gegebenenfalls Q = S2b + 10RC/0,9 verbinden, bestimmt werden. Zu diesem Zweck wird eine bestimmte Anzahl von Erdölspeichergesteinsproben und von Proben des Erdöls, das in diesen Erdölspeichergesteinen enthalten ist, gesammelt. Nach traditionellen Laborverfahren bestimmt man die API- Dichte des Erdöls einerseits und pyrolysiert die Probe entsprechend dem erfindungsgemäßen Verfahren andererseits.

Es wurde von der Anmelderin festgestellt, dass eine Größe D, die gleich einer der folgenden Formeln ist

D = S2b/(S1r + S2a)

D = S1r/(S1r + S2a + Q),

D = (S1r + S2a)/(S1r + S2a + Q),

in Beziehung gesetzt werden kann zu der API-Dichte durch eine Funktion f, beispielsweise in der Form:

S1r/(S1r + S2a + Q) = f(x) = a · 10be-αx + c

S2b/(S1r + S2a) = f(x) = d - h · Logx

S2b/(S1r + S2a) = f(x) = g - he-αx + J-βx²

oder

(S1r + S2a)/(S1r + S2a + Q) = k + 1 · e-δx

worin:

x steht für die API-Dichte; a zwischen 0,11 und 0,12 liegt und vorzugsweise den Wert 0,11482 hat; b zwischen 1,7 und 2 liegt und vorzugsweise den Wert 1,83 hat; c etwa Null beträgt; d zwischen 2,1 und 2, 3 liegt und vorzugsweise den Wert 2,2273 hat; h zwischen 1,3 und 1,4 liegt und vorzugsweise den Wert 1,341 hat; g zwischen 1,4 und 1,5 liegt und vorzugsweise den Wert 1,4386 hat; h zwischen 5, 6 und 5,8 liegt und vorzugsweise den Wert 5,7721 hat; j zwischen 5,8 und 5,9 liegt und vorzugsweise den Wert 5,8571 hat; α etwa 2 beträgt und β etwa 4 beträgt.

Die Ermittlung der Nährungsfunktion f erfolgt nach bekannten mathematischen Verfahren, um eine Funktion aus einer bestimmten Anzahl von Punkten zu bestimmen.

Die Fig. 7 zeigt eine Ansammlung von Punkten 50, die in einer graphischen Darstellung enthalten sind, in der die API-Dichte auf der Abszisse und die Größe D = S1r/(S1r + S2a + Q) auf der Ordinate aufgetragen sind.

Die Koordinaten der Punkte 50 wurden erhalten, wie weiter oben beschrieben, durch Messungen bei Erdölproben und Erdölspeichergesteinsproben unterschiedlicher Herkunft. Man hat sich nämlich nicht auf ein einziges Erdölfeld beschränkt, sondern hat Proben von unterschiedlichen Feldern, aus unterschiedlichen Tiefen und unterschiedlichen Lagerstätten gesammelt.

Die Kurve 51, welche die Funktion f repräsentiert, kann so unterschiedslos verwendet werden.

Wenn einmal eine Funktion f bestimmt worden ist, ist es einfach, sie zu speichern, beispielsweise in Recheneinrichtungen 37 der Fig. 5. Ein Rechenprogramm kann D bestimmen und durch Anwendung der Funktion f erhält man direkt durch Berechnung einen Nährungswert für die API-Dichte der Kohlenwasserstoffe, die in den Sedimenten, aus denen die Gesteinsprobe stammt, vorhanden sind oder vorhanden waren.

Als Variante ist es möglich, mehrere Funktionen zu bestimmen, welche die API- Dichte in Beziehung setzen zu verschiedenen Größen D, die aus S1r, S2a, S2b und RC errechnet wurden. Man kann entweder manuell oder automatisch die Funktion auswählen, um die API-Dichte zu bestimmen, beispielsweise unter Berücksichtigung von bereits bekannten Situationen oder Umständen.

Eine andere Variante des Verfahrens besteht darin, eine Funktion f1, die im allgemeinen von der Funktion f verschieden ist, aus Erdölprobenentnahmen unterschiedlicher Herkunft zu bestimmen. Für jede Erdölprobe bestimmt man die API-Dichte nach konventionellen Laborverfahren und pyrolysiert eine geringe Menge dieser Probe nach dem erfindungsgemäßen Verfahren, um D unter Verwendung einer der oben angegebenen Formeln zu errechnen. Wenn einmal die Funktion f1 bestimmt worden ist, wird sie angewendet zur Bestimmung der API-Dichte eines anderen Erdöls, indem man für dieses einen D-Wert bestimmt durch Pyrolysieren der Erdölprobe nach dem erfindungsgemäßen Verfahren und durch direkte Anwendung der vorher ermittelten Funktion f1.

Mit dieser Variante können somit die konventionellen Bestimmungen der API-Dichte ersetzt werden, wenn man das erfindungsgemäßeverfahren anwendet und wenn die Bestimmung der f Funktion oder f1 bereits erfolgt ist. Das erfindungsgemäße Verfahren ist in bestimmen Fällen schneller und leichter durchzuführen als die konventionellen Verfahren.


Anspruch[de]

1. Verbessertes Verfahren zur schnellen Bewertung mindestens einer Erdöl- Eigenschaft einer Probe, die aus geologischen Ablagerungen (Sedimentgestein) stammt, bei dem die Probe in einer nicht-oxidierenden Atmosphäre in mehreren Temperaturerhöhungsstufen erwärmt wird, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren die folgenden Stufen umfasst:

a) die Temperatur der Probe wird während einer vorgegebenen Zeitspanne schnell auf einen Temperaturwert von < 200ºC erhöht,

b) ausgehend von dem ersten Temperaturwert wird die Temperatur der Probe mit einem Temperaturgradienten zwischen 1 und 12ºC/min auf einen zweiten Temperaturwert von etwa 370ºC erhöht,

c) die Temperatur der Probe mit dem zweiten Temperaturwert wird auf einen dritten Temperaturwert von höchstens 800ºC erhöht,

d) im Verlaufe der genannten Stufen (a), (b) und (c) werden jeweils drei Größen S1r, S2a und S2b bestimmt, die repräsentativ sind für die Menge der in der Probe enthaltenen Kohlenwasserstoff-Verbindungen, wobei die Größe S1r repräsentativ ist für leichte Kohlenwasserstoffe, z. B. solche, bei denen die Anzahl der Kohlenstoffatome weniger als etwa 15 beträgt, die Größe S2a repräsentativ ist für schwerere Kohlenwasserstoffe, z. B. solche, bei denen die Anzahl der Kohlenstoffatome zwischen etwa 15 und etwa 40 liegt, und die Größe S2b repräsentativ ist für schwere Kohlenwasserstoff-Verbindungen (Harze, Asphaltene und/oder Kerogen), z. B. solche, bei denen die Anzahl der Kohlenstoffatome mehr als 40 beträgt.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass nach der Erhöhung der Temperatur auf den dritten Wert die Rückstände der Probe verbrannt werden und dass eine vierte Größe RC bestimmt wird, die repräsentativ ist für die Menge des nach der Pyrolyse zurückbleibenden organischen Kohlenstoffs.

3. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Menge Q der schweren Produkte nach der folgenden Formel bewertet wird:

Q = S2b + 10RC/0,9 (Q und S2b sind angegeben in mg/g).

4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass man bestimmte Kohlenwasserstoffe der Probe erkennt durch Berechnung eines Produktionsindex IP nach der folgenden Formel:

IP = (S1r + S2a)/(S1r + S2a + S2b) und

dass für IP > u, wobei u zwischen 0 und 1 liegt, die Probe Harze und/oder Asphaltene enthält, und dass für IP < u die Probe Kerogen (ein unlösliches organisches Material) enthält.

5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass man für u einen Wert in der Nähe von 0,4 annimmt.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem die Probe ein Stück Erdölspeichergestein ist, dadurch gekennzeichnet, dass man die folgenden Stufen durchführt:

- man berechnet eine Größe D für mehrere Erdölspeicher-Gesteinsproben, ausgehend von mindestens einer der Größen S1r, S2a, S2b und Q, nach mindestens einer der folgenden Formeln:

D = S1r/(S1r + S2a + Q),

D = (S1r + S2a)/(S1r + S2a + Q),

D = S2b/(S1r + S2a),

- man bestimmt die API-Dichte (in Grad) des Erdöls, das aus den genannten Erdölspeicher-Gesteinsproben gewonnen wird,

- man bestimmt eine Näherungsfunktion f, welche die gemessene API-Dichte mit D verbindet, und

- man bestimmt einen Näherungswert für die API-Dichte des Erdöls, das in einem anderen Erdölspeichergestein enthalten ist, indem man mindestens eine Probe des anderen Gesteins entnimmt, bei dem man die entsprechende Größe D errechnet und direkt die Funktion f anwendet.

7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem die genannte Probe ein Teil des gewonnenen Erdöls ist, dadurch gekennzeichnet, dass man

- eine Größe D für mehrere Proben errechnet, die aus verschiedenen Lagerstätten stammen, wobei man von mindestens einer der Größen S1r, S2a, S2b und Q ausgeht, nach mindestens einer der folgenden Formeln:

D = S1r/(S1r + S2a + Q),

D = (S1r + S2a)/(S1r + S2a + Q),

D = S2b/(S1r + S2a),

- man bestimmt die API-Dichte der genannten Proben,

- man bestimmt eine Nährungsfunktion f1, welche die gemessene API-Dichte mit D verbindet, und

- man bestimmt einen Näherungswert für die API-Dichte eines Erdöls einer anderen Herkunft, indem man die entsprechende Größe D bei einer Probe des genannten Erdöls einer anderen Herkunft errechnet und direkt die Funktion f1 anwendet.

8. Verfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Funktion f1 oder f die folgende Formel hat:

a · 10be-αx + c

worin stehen x für die API-Dichte in Grad, a für einen Wert zwischen 0,11 und 0,12; b für einen Wert zwischen 1,7 und 2; c für einen Wert in der Nähe von 0 und α für einen Wert in der Nähe von 2.







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