Способ механического и капиллярного анализа покрышки ловушки углеводородов

012558 Область применения изобретения Настоящее изобретение относится, в целом, к области разведки и добычи углеводородов и, в частности, к анализу углеводородной системы. В частности, изобретение предусматривает способ прогнозирования полной высоты углеводородного слоя и границ раздела в ловушке углеводородов. Предпосылки создания изобретения Залежи нефти и газа обычно образуются в геологических конфигурациях, именуемых ловушками. Выталкивающие силы поддерживают слой нефти поверх более плотных подземных вод, и, аналогично,слой газа плавает поверх слоя нефти. Ловушка - это геологическая конфигурация, которая "запечатывает" углеводородные слои на месте, препятствуя их истечению. Такое истечение может происходить в результате гидравлического разрыва покрышки вследствие давления углеводородов или в результате капиллярного просачивания через покрышку. Такие ловушки нередко содержат промышленные залежи нефти или газа. При оценивании такой ловушки, будь то исследуемая ловушка в процессе разведки или ловушка, представляющая интерес в ходе разработки месторождения, глубины границы раздела газнефть и границы раздела нефть-вода являются важнейшими величинами. Эти глубины границ раздела в значительной степени зависят от емкости покрышки, т.е. способности покрышки сопротивляться гидравлическому разрыву и капиллярному просачиванию. Определение и прогнозирование полной высоты углеводородного слоя (разности глубин между границей раздела углеводород-вода и верхней границей углеводородного слоя) и границ раздела в ловушке углеводородов является задачей каждой компании, занимающейся разведкой или добычей углеводородов. Емкость покрышки, которая является максимальной высотой углеводородного слоя, которую покрышка может удерживать до возникновения просачивания, обычно оценивается на детерминистической основе с незначительным учетом существенной неопределенности, связанной с входными параметрами. Кроме того, покрышка обычно оценивается на предмет механической емкости покрышки либо капиллярной емкости покрышки, но не обоих параметров одновременно. Кроме того, минимальное капиллярное давление покрышки, необходимый входной параметр для анализа капиллярной емкости покрышки, обычно напрямую измеряется посредством испытаний капиллярной емкости с нагнетанием ртути,производимых на малых кусках породы. Результаты этих испытаний не везде являются легкодоступными и не всегда относятся к соседним породам в покрышке. Сущность изобретения Согласно одному варианту осуществления изобретение предусматривает способ оценки емкости покрышки для определения высот углеводородных слоев и выборочно соответствующих вероятных ошибок для объектной ловушки углеводородов, содержащей нефть, газ или нефть и газ, способ содержит следующие этапы:(а) оценка вероятностно-взвешенного распределения значений минимального капиллярного давления в одной или нескольких позициях калибровки, приравнивая минимальное капиллярное давление с плавучестью углеводородов, оцененной путем инверсии данных давления и геометрии ловушки; (б) оценка вероятностно-взвешенного распределения значений давления гидравлического разрыва из вычислений с использованием теоретического вычисления или из эмпирических данных, собранных из одной или нескольких позиций калибровки; (в) получение вероятностно-взвешенных распределений для предполагаемых свойств флюидов и геометрических параметров ловушки в объектной ловушке углеводородов, причем свойства и параметры включают в себя плотность флюида (газа, нефти и соляного раствора) в естественном залегании, давление коллектора, температуру коллектора, геометрию ловушки, включающую в себя глубины свода и замка, (г) определение значения текущей реализации для каждого из свойств флюидов и геометрических параметров ловушки для объектной ловушки, произвольно выбирая из их соответствующих вероятностно-взвешенных распределений; (д) определение значения текущей реализации для минимального капиллярного давления объектной ловушки путем произвольного выбора значения минимального капиллярного давления из вероятностно-взвешенного распределения, определенного для одной или нескольких позиций калибровки, и регулировки выбранного значения минимального капиллярного давления путем вычисления межфазных натяжений в соответствии с давлением, температурой и составом флюида объектной ловушки углеводородов, выбранных для текущей реализации;(е) определение значения текущей реализации для давления гидравлического разрыва объектной ловушки путем произвольного выбора значения давления гидравлического разрыва из вероятностновзвешенного распределения, определенного путем вычисления или эмпирических данных из одной или нескольких позиций калибровки, и регулировки выбранного значения давления гидравлического разрыва в соответствии с глубиной свода ловушки, выбранной для текущей реализации, тем самым создавая отрегулированный градиент давления гидравлического разрыва; (ж) вычисление высоты слоя для каждой углеводородной фазы (нефтяной и газовой), присутствующей в объектной ловушке, с использованием произвольно выбранных свойств флюидов и геометрических параметров для объектной ловушки для текущей реализации, причем при вычислении приравнивают плавучесть углеводородов с суммарной емкостью покрышки, причем суммарную емкость покрышки получают путем объединения значений отрегулированного градиента давления гидравлического разрыва и минимального капиллярного давления,определенных для текущей реализации; (з) повторение этапов (г)-(ж) заранее определенное число раз и(и) усреднение результатов и выборочное вычисление неопределенности для каждой высоты слоя из диапазона результатов. Согласно варианту осуществления изобретения оценка вероятностно-взвешенного распределения значений минимального капиллярного давления в позиции калибровки включает следующие этапы: (а) получение вероятностно-взвешенного распределения для свойств флюидов и геометрических параметров ловушки в позиции калибровки; (б) произвольный выбор значения текущей реализации для каждого свойства флюида и геометрического параметра ловушки из их вероятностно-взвешенных распределений;(в) оценка минимального капиллярного давления газа (МКДГ) из плавучести углеводородного слоя с использованием значений текущей реализации свойств флюидов и геометрических параметров ловушки;(г) выборочная оценка предполагаемого капиллярного давления с нагнетанием ртути (КДНР) с использованием значений текущей реализации свойств флюидов и геометрических параметров ловушки и путем вычисления межфазных натяжений на границе соляной раствор/газ; (д) вычисление минимального капиллярного давления нефти (МКДН) из минимального капиллярного давления газа и (е) повторение этапов (б)-(д) заранее выбранное число раз, усреднение результатов и оценка вероятностно-взвешенного распределения для МКДГ, МКДН и выборочно КДНР. В некоторых вариантах осуществления изобретения при теоретическом вычислении для оценки вероятностно-взвешенного распределения значений давления гидравлического разрыва используют механику грунтов в критическом состоянии для решения уравнения минимального напряжения, в котором давление гидравлического разрыва аппроксимируется минимальным горизонтальным напряжением. Способ определения минимального капиллярного давления согласно изобретению можно использовать непосредственно для детерминистического вычисления минимального капиллярного давления для ловушки углеводородов из глубин залегания границ раздела с углеводородами и плотностей флюидов,причем минимальное капиллярное давление определяется минимальным капиллярным давлением газа,минимальным капиллярным давлением нефти и выборочно капиллярным давлением с нагнетанием ртути, способ содержит следующие этапы: (а) оценка минимального капиллярного давления газа из выталкивающего давления водоносного слоя на углеводородном слое ловушки углеводородов, причем выталкивающее давление определяют из глубин залегания границ раздела с углеводородами и плотностей флюидов; (б) вычисление межфазного натяжения для границы раздела газ-вода и для границы раздела нефть-вода, и, в необязательном порядке, для границы раздела ртуть-воздух, причем межфазные натяжения вычисляют в условиях, представляющих ловушку и ее флюиды и (г) вычисление минимального капиллярного давления нефти и выборочно капиллярного давления с нагнетанием ртути из минимального капиллярного давления газа и межфазных натяжений. В некоторых вариантах осуществления плавучесть углеводородного слоя, которая необходима при оценке минимального капиллярного давления газа, определяют на следующих этапах: (а) получение данных глубины залегания углеводородов и плотности флюида из измеренного интервала (позиции калибровки); (б) разработки эмпирической модели нелетучей нефти для свойств углеводородных флюидов; (в) выбор модели состава водоносного слоя и уравнение состояния газа, которые можно использовать для внесения поправок на колебания давления и температуры в плотности водоносного и газового слоев; (г) регулировка входных параметров модели нелетучей нефти и модели состава водоносного слоя для согласования с плотностями пластовых флюидов,измеренными в естественном залегании; (д) регулировка градиентов пластового давления как функцию давления и температуры в ловушке с использованием моделей для экстраполяции за пределы измеренного интервала в ловушку, получая кривые глубины-давления для углеводородного и водоносного слоев на своде структуры ловушки, и (е) вывод выталкивающего давления для углеводородов из различий между кривой глубины-давления для водоносного слоя и кривой глубины-давления для углеводородного слоя. Краткое описание чертежей Настоящее изобретение и его преимущества следуют из нижеследующего подробного описания и прилагаемых чертежей, на которых изображено следующее: фиг. 1 иллюстрирует зависимость гидростатического давления от глубины и плотности флюида и независимость от формы контейнера; фиг. 2 поясняет смысл распространенных терминов, используемых для описания давлений в геологических пластах; фиг. 3 иллюстрирует создание низкой плотностью углеводорода относительно воды более медленного спада давления с уменьшением глубины в углеводородных слоях; фиг. 4 иллюстрирует капиллярный угол смачивания в поровом отверстии; фиг. 5A-F иллюстрируют различные возможные случаи контакта и соотношения капиллярного/механического просачивания; фиг. 6 иллюстрирует блок-схему основных этапов одного варианта осуществления способа согласно настоящему изобретению; фиг. 7 иллюстрирует блок-схему основных этапов варианта осуществления способа согласно настоящему изобретению для оценки вероятностно-взвешенного распределения для минимального капиллярного давления; фиг. 8 иллюстрирует выработку вероятностно-взвешенного распределения для параметра (давления-2 012558 гидравлического разрыва) из эмпирических данных и фиг. 9 иллюстрирует выработку вероятностно-взвешенного распределения для параметра давления гидравлического разрыва из теоретической модели давления гидравлического разрыва. Изобретение будет описано в связи с его предпочтительными вариантами осуществления. Однако поскольку нижеследующее подробное описание относится к конкретному варианту осуществления или конкретному применению изобретения, оно носит исключительно иллюстративный характер и не призвано ограничивать объем изобретения. Напротив, оно призвано охватывать все альтернативы, модификации и эквиваленты, отвечающие сущности и объему изобретения, которые определены прилагаемой формулой изобретения. Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления Настоящее изобретение создает способ прогнозирования механической и капиллярной емкости покрышки в совокупности и распространения неопределенностей входных параметров для прогнозирования вероятной ошибки результата. Настоящее изобретение также предусматривает способ прогнозирования минимального капиллярного давления верхней покрышки на основании инверсии легко наблюдаемых параметров высоты ловушки и углеводородного слоя совместно с градиентами пластового давления,оцениваемыми из общедоступных данных флюидов и физических свойств. Настоящее изобретение исходит из того, что прогнозирование полной высоты углеводородного слоя и границ раздела в ловушке углеводородов требует комбинированной оценки капиллярных и механических свойств покрышки, тщательной оценки и количественного определения неопределенностей и распространения этих неопределенностей на анализ. Настоящее изобретение исходит из того, что покрышку следует оценивать на предмет механической емкости покрышки и капиллярной емкости покрышки одновременно и что это необходимо для надежного прогнозирования высоты углеводородного слоя и границы раздела флюидов. В способе, отвечающем настоящему изобретению, внимание сосредоточено на регулировках в масштабе ловушки на границах раздела с углеводородами. Соответственно, прогнозы относительно границ раздела с углеводородами чувствительны к геометрии ловушки (в том числе сообщаемости по песку,обусловленной структурными и стратиграфическими регулировками) и возможности утечки углеводородов. Способ, отвечающий настоящему изобретению, предусматривает оценку утечки углеводородов из ловушки с известной геометрией. Это можно эффективно использовать в качестве инструмента, помогающего быстро оценивать сценарии геометрии ловушки и сообщаемости, распространяя неопределенность на статистические вычисления. Также полезно использовать способ, отвечающий настоящему изобретению, помимо прочего, для оценивания пригодности границ раздела с углеводородами для сценариев геометрии ловушки, разведки последовательностей прямых признаков углеводородов или предполагаемых границ раздела флюидов до бурения или для вычисления предполагаемых емкостей покрышек в коллекторах, где границы раздела и геометрия ловушки довольно сильно ограничены. Ниже приведен краткий обзор теоретических основ способа, отвечающего настоящему изобретению. Давление флюида. Полное описание гидродинамики геологических пластов здесь не представлено, поскольку такие подробности известны или легкодоступны специалистам в данной области техники из двух статей Чепмена (Chapman) в Studies in Abnormal Pressure, Fertl, W.H., Chapman, R.E. and Holz, R.F., Eds., Elsevier,Amsterdam, Developments in Petroleum Science 38 (1994); "The Geology of Abnormal Pore Pressures," 19-49 и "Abnormal pore pressures: Essential theory, possible causes, and sliding," 187-240. Для нижеследующего рассмотрения полезны несколько основных понятий и определений. Нормальное или гидростатическое давление определяется как давление, оказываемое статическим слоем воды от поверхности до нужной глубины. На фиг. 1 показано, что такое давление зависит только от вертикальной глубины (и плотности флюида) и не зависит от формы контейнера. Скорость изменения давления с глубиной, или градиент давления, является функцией плотности флюида. В случае подземных солевых растворов градиенты гидростатического давления составляют от 0,42 до 0,47 фунт/кв.дюйм/фут в зависимости от солености и давления соляного раствора (поскольку соляной раствор слабо сжимаем). Давление на любой глубине, обусловленное весом вышележащих отложений, называется литостатическим давлением или напряжением или давлением или напряжением покрывающей породы. Типичные градиенты литостатического давления составляют 0,7-1,2 фунт/кв.дюйм/фут. В гидростатической системе напряжение покрывающей породы передается за счет контактов между зернами в отложениях, и гидростатическое напряжение передается соляным раствором в сети соединенных между собой пор. Напряжение покрывающей породы приводит к сжатию отложений, смыканию поровой сети и выбросу соляного раствора из порового пространства. В отложениях низкой проницаемости выталкивание соляного раствора затруднено, благодаря чему поровый флюид может начать поддерживать часть напряжения покрывающей породы, в результате чего поровое давление повышается сверх гидростатического. Доля напряжения покрывающей породы, поддерживаемая за счет контактов между зернами в породе, называется эффективным напряжением, а доля, поддерживаемая поровым флюидом, называется аномально высоким пластовым давлением (или избыточным давлением). На фиг. 2 показан график напряжения покрывающей породы 21 относительно гидростатического (нормального) давления 22. Поровое давление обозна-3 012558 чено 23. Таким образом, из графика можно определить эффективное напряжение 24 и аномально высокое пластовое давление (избыточное давление) 25. Практически поровые давления приближаются к механическому пределу, который несколько ниже литостатического давления или напряжения (л), именуемого давлением гидравлического разрыва (Pp),т.е. давлением флюида, при котором начинается растрескивание породы. Это можно видеть на фиг. 2. Величина, на которую л превышает Рр, зависит от ориентации максимального напряжения сжатия (1). В растяжимых или статичных средах л=1 и Рр=л, тогда как в сжимаемых средах л 1 и Ррл. Важно понимать, что системы с аномально высоким пластовым давлением являются динамическими, и высокое аномально высокое пластовое давление означает высокую возможность течения соляного раствора. Величина порового давления зависит от скорости заглубления (повышения напряжения покрывающей породы), стратиграфии и скорости выталкивания соляного раствора. Поэтому системам с высокой скоростью заглубления и/или низкой проницаемостью свойственно создавать более высокие избыточные давления и более низкие эффективные напряжения. В многофазных флюидных системах скачки плотности между фазами приводят к разделению по плавучести флюидных фаз (фиг. 3). В углеводородных системах жидкие и газообразные углеводороды,будучи менее плотными, чем соляной раствор пласта, будут иметь более низкий градиент давления и более высокие абсолютные давления, чем водоносный слой. Этот перепад давления является функцией плотности углеводорода и высоты слоя (высоты по вертикали разных углеводородных флюидных фаз в ловушке) и является мерой способности флюида к вторичной миграции углеводородов. Типичные градиенты давления углеводорода составляют 0,3 фунт/кв.дюйм/фут для нефти и 0,1 фунт/кв.дюйм/фут для газа. На фиг. 3 граница раздела нефть-вода обозначена 31 и граница раздела газ-нефть обозначена 32. Линия 33 демонстрирует более плавный спад давления с увеличением глубины в углеводородном слое 36 по сравнению с гипотетическим слоем воды, представленным линией 35, которая выражает только гидростатическое давление, и линией 34, которая демонстрирует повышенное давление, именуемое аномально высоким пластовым давлением 37, вследствие веса покрывающей породы. Линия 38 обозначает выталкивающее давление. Градиент давления в каждой среде выражается наклоном соответствующего графика зависимости давления от глубины. Механическая емкость покрышки. Механическая емкость покрышки относится к размеру углеводородного слоя, который достигает гидравлического давления на верхней границе слоя, равного или превышающего давление гидравлического разрыва вышележащей покрышки. При механической емкости покрышки углеводороды мигрируют через покрышку на верхней границе слоя. Полное описание геологической механической емкости покрышки не представлено, поскольку такие подробности известны или легкодоступны специалистам в данной области техники. Описание моделей механики разрыва породы см., например, "Predicting Deepwater Fracture Pressures: A Proposal," paper SPE 18025, 1988 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Oct. 2-5 или Rocha and Bourgoyne, "A new simple method to estimate fracture pressure gradient," Pore pressure and fracture gradients [Serial] SPE Reprint Series, 101-107 (1999). Ниже приведено несколько основных понятий и определений. Гидравлическая разгерметизация обычно связана с тремя геологическими средами: мелкими коллекторами, коллекторами с аномально высоким пластовым давлением, очень большими углеводородными слоями. Основным параметром, определяющим гидравлическую разгерметизацию, является минимальное эффективное напряжение. Эффективное напряжение определяется как разность между минимальным главным напряжением сжатия и давлением порового флюида. Минимальное напряжение сжатия обычно горизонтально, но может быть ориентировано в других направлениях в зависимости от геологической среды. Гидравлическая разгерметизация происходит, когда эффективное напряжение на конкретном участке геологического разреза достигает нуля (достигает предела текучести). Вертикальное напряжение сжатия (обусловленное покрывающей породой) всегда возрастает с глубиной в осадочных бассейнах, но эффективное напряжение может возрастать и падать с глубиной под влиянием других факторов. При малом эффективном напряжении небольшие возмущения в поле напряжений могут приводить к гидравлическому разрыву или повторному открытию трещин в верхней покрышке и, соответственно, к просачиванию углеводородов. Увеличение давления флюида, вызванное миграцией углеводородов в ловушку, может быть достаточным для разрыва верхней или поврежденной покрышки. Когда происходит разрыв углеводороды просачиваются из ловушки, пока давление флюида не упадет ниже минимального главного напряжения сжатия, в результате чего трещины сомкнутся и просачивание прекращается. В общем случае гидроразрыв верхней или поврежденной покрышки не является катастрофическим, и ловушки не теряют все углеводороды. Для оценки рисков гидравлической утечки требуется некоторая мера высоты углеводородного слоя,плотности углеводорода, давления водоносного слоя и давления гидравлического разрыва. Существуют следующие методы оценки давления гидравлического разрыва или градиента давления гидравлического разрыва.-4 012558 Методы минимального напряжения - широко используемые методы, в которых давление гидравлического разрыва аппроксимируется минимальным горизонтальным напряжением (г min). Методы минимального напряжения предусматривают устойчивые соотношения между горизонтальным и вертикальным напряжениями, которые зависят от свойств породы. В ходе погружения и сжатия отложений (при котором вертикальное эффективное напряжение принимает максимальное значение) где г min = минимальное горизонтальное напряжение,(для состояния неосевого сжатия, в котором сжатие происходит в одном направлении без поперечных натяжений) = отношение минимального и максимального эффективного напряжения, 0,4 для прочных материалов 0,8 для сланца/глины,1 = вертикальное напряжение, взятое при давлении покрывающей осадочной породы на интересующей глубине и Рпоровое = поровое давление. Методы окружного напряжения - методы основаны на аналитических решениях относительно напряжений в плите с круглым отверстием (например, стволе скважины). Они прогнозируют потери циркуляции, когда давление в стволе скважины обуславливает окружное напряжение вдоль стенки скважины (или напряжение по касательной к стволу скважины), равное прочности на растяжение породы. Методы механики разрушения - получают подробную информацию о трещиностойкости, начальной длине трещины и распределении давления флюида вдоль трещины и используют эту информацию для определения условий, при которых начинается и заканчивается развитие трещины. Они используются для разработки обработки гидравлическим разрывом. Эмпирические методы, при которых минимальное горизонтальное напряжение иногда аппроксимируется наилучшим приближением к эмпирическим мерам напряжения сжатия (испытание пласта на прочность, испытание на утечку, испытание давлением или промысловые данные). В сложных тектонических средах подробная оценка градиента давления гидравлического разрыва может потребовать применения нескольких подходов. Однако во многих условиях метод минимального горизонтального напряжения обеспечивает адекватные оценки и его необходимые входные параметры общедоступны. Поэтому существует один из двух методов оценки градиента давления гидравлического разрыва совместно с эмпирическими подходами, которые используются в предпочтительных вариантах осуществления этого изобретения, что подробно описано ниже. Капиллярная емкость покрышки. Полное описание геологической капиллярной емкости покрышки не представлено (за исключением инноваций настоящего изобретения), поскольку такие подробности известны или легкодоступны специалистам в данной области техники. Ниже приведено несколько основных понятий и определений. Углеводороды мигрируют через водонасыщенные пористые породы вследствие плавучести. Работа необходима для увеличения площади поверхности углеводородного волокна, чтобы оно могло вытеснять воду в поровое пространство мелкозернистой породы. Это обуславливает сопротивление движению углеводородов. Величина этого сопротивления является функцией размера наименьшего порового отверстия в связном проходе, смачиваемости и межфазного натяжения между углеводородом и соляным раствором. См., например, Berg, R.R., "Capillary pressure in stratigraphic traps," AAPG Bulletin 59, 939-956(1975) и Schowalter, T.T., "Mechanics of secondary hydrocarbon migration and entrapment," AAPG Bulletin 63, 723-760 (1979). "Минимальное капиллярное давление" (Pc), также называемое давлением "смещения" или "пороговым" давлением, определяет величину силы сопротивления для низких расходов. См., например, Smith, D.A., "Theoretical considerations of sealing and non-sealing faults," AAPG Bulletin 50, 363374 (1966). Соответствующая физика представлена на фиг. 4. Малые поровые отверстия 41 в мелкозернистой покрышке 42 препятствуют течению углеводорода, в результате чего нижележащий углеводородный слой 43 возрастает. По мере увеличения углеводородного слоя плавучесть углеводородного слоя увеличивает перепад давлений между смачивающей и несмачивающей фазами, проталкивающий углеводороды в водонасыщенное поровое отверстие. Равновесный контакт между углеводородом, соляным раствором и твердым телом располагается под углом смачивания. Когда высота углеводородного слоя достаточна для того, чтобы выталкивающая сила была равна минимальному капиллярному давлению покрышки, углеводороды могут проникать в поровое отверстие 41, деформируя границу раздела между несмешивающимися фазами, придавая ей форму, которая умещается между поровыми отверстиями покрышки. Когда два несмешивающихся флюида соприкасаются с твердой поверхностью, одна фаза предпочтительно притягивается к твердому телу. Смачиваемость математически выражается краевым углом (углом смачивания) границы раздела нефть-вода относительно породы. Этот угол зависит от степени предпочтительного притяжения или, иными словами, работы, необходимой для отделения смачивающего-5 012558 флюида от твердого тела. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения предполагается, что зерна породы в природных системах смачиваются водой, в том смысле, что зерна покрыты тонкой водяной пленкой. Межфазное натяжение выражает работу, необходимую для увеличения на единицу площади границы раздела между двумя несмешивающимися флюидами. Это натяжение обусловлено различием между взаимным притяжением аналогичных молекул в каждом флюиде и притяжением разнородных молекул через границу раздела флюидов. Выталкивающее давление Рс, обусловленное выталкивающей силой, действующей на углеводороды, задается как где - межфазное натяжение углеводород-вода,- угол смачивания на подходе и R - радиус порового отверстия. Модель для прогнозирования возвышений границы раздела. Конфигурация ловушки, наряду с минимальным капиллярным давлением и градиентом давления гидравлического разрыва, важна для определения положения текущих границ раздела с углеводородами при выполнении различных предположений, включая нижеследующие. Текучая "геология" (геометрия, свойства породы и т.д.) является достаточной для решения задачи. Это предполагает, что скорости накопления, в целом, велики по сравнению со скоростями осаждения. Это предположение не всегда справедливо, но практика показывает, что это предположение обычно не приводит к значительной ошибке. Это предположение, скорее всего, справедливо для старых ловушек и/или систем с недавним накоплением углеводородов. Объемы нефти и газа, достаточные для заполнения залежи, были созданы из источника и мигрировали в ловушку (т.е. ловушка не ограничена по накоплению для нефти или газа). Распределение углеводородов находится в состоянии квазиустойчивого равновесия. Согласно этому предположению миграция происходит быстро в геологическом масштабе времени, и окончательное распределение углеводородов не является функцией полного объема накопления (за исключением того,что ловушка не ограничена по накоплению, как указано выше). Распределение флюидов определяется капиллярными силами и не зависит от проницаемости. (Капиллярные силы и проницаемость не являются полностью независимыми, но в этой модели требуются только капиллярные силы.) Это предположение означает, что в настоящее время скорость накопления флюидов в ловушке равна сумме скоростей просачивания и истечения из ловушки. Капиллярная утечка происходит в точке наивысшей выталкивающей силы для утечки фазы. (Если ловушка пропускает газ, он просачивается на своде; если ловушка пропускает нефть, она просачивается на границе раздела газ-нефть). Это имеет такой же эффект, как немного более ограничительное предположение, что покрышка имеет однородные капиллярные свойства. Гидроразрывная утечка происходит на верхней границе углеводородного слоя (своде ловушки). Капиллярное (минимальное) давление покрышки не является функцией насыщенностей флюидов в покрышке или скорости истечения флюидов через покрышку. Капиллярная емкость покрышки изменяется только вследствие изменений межфазного натяжения соляного раствора/углеводорода. Это предположение означает, что распределение углеводородов не является функцией скорости накопления системы. Краевой угол равен нулю для систем нефть-вода и газ-вода (т.е. покрышки полностью смачиваются водой). Водные фазы в покрышке и ловушке имеют близкие избыточные давления. Повышение избыточного давления в покрышке увеличивает эффективную емкость покрышки, поскольку выталкивающая сила углеводородного слоя должна превышать избыточное давление, а также минимальное капиллярное давление. Снижение избыточного давления в покрышке снижает эффективные свойства покрышки вследствие обеспечения дополнительной движущей силы для движения углеводородов. См., например, Heum,O.R., "A fluid dynamic classification of hydrocarbon entrapment," Petroleum Geoscience 2, 145-158 (1996). Если углеводороды находятся в двухфазной области (в пространстве P-T) и при наличии вышеозначенных предположений, существует шесть возможных сценариев просачивания. Эти шесть случаев показаны на фиг. 5A-F. На общеупотребляемом языке системы классификации Сэйлза случай 6 (фиг. 5F) эквивалентен ловушке класса 1 Сэйлза, случай 4 (фиг. 5D) эквивалентен ловушке класса 2 Сэйлза и случай 2 (фиг. 5 В) эквивалентен ловушке класса 3 Сэйлза. Случай 1 (фиг. 5A) невозможно реализовать лишь посредством капиллярного просачивания, поэтому он не имеет эквивалента в системе классификации Сэйлза. См. Sales, J.K., "Seal strength vs. trap closure - A fundamental control on the distribution of oil andgas", в Seals, Traps and the Petroleum System, R.C. Surdam, ed., AAPG Memoir 67, 57-83 (1997). Случаи 2 и 3 (фиг. 5C) и случаи 4 и 5 (фиг. 5E) невозможно различить лишь посредством высот углеводородных слоев. На фиг. 5A-F показано примерно то же, что на фиг. 3. На каждом чертеже одна линия показывает зависимость давления воды от глубины и вторая линия показывает более медленный рост давления с глубиной в углеводородном слое. Когда углеводородный слой включает в себя газовую и нефтяную фа-6 012558 зы, вторая линия состоит из двух отрезков с разными наклонами (фиг. 5 В, С, D и E). На фиг. 5 А углеводородный слой полностью состоит из нефти (тонкая штриховка), а на фиг. 5F он полностью состоит из газа (жирная штриховка). В случае 1 (фиг. 5A) выталкивающее давление углеводородного слоя превышает давление гидравлического разрыва покрышки. Нефть и газ просачиваются на своде посредством гидравлического разрыва, и ловушка целиком наполнена нефтью. В предельном случае, когда давление водоносного слоя на своде достигает давления гидравлического разрыва (Рр), высота слоя нефти достигает нуля. В случае 2 (фиг. 5 В) выталкивающее давление углеводородного слоя превышает минимальное капиллярное давление газа ("МКДГ") на своде, и плавучесть нефтяной составляющей пласта превышает минимальное капиллярное давление нефти ("МКДН") на границе раздела газ-нефть ("ГНГ"). Газ и нефть просачиваются посредством капиллярного прорыва по отдельности на своде и на возвышении ГНГ. В случае 3 (фиг. 5C) выталкивающее давление углеводородного слоя превышает Рр на своде, и плавучесть нефтяной составляющей пласта превышает МКДН на ГНГ. Гидравлическая утечка газа происходит на своде, и капиллярная утечка нефти происходит через верхнюю покрышку на возвышении ГНГ. Просачивание и давление МКДН определяют ГНГ и границу раздела нефть-вода ("НВГ"). Малый слой газа на верхней границе углеводородного слоя на фиг. 5 В и 5 С обозначен 51. В случае 4 (фиг. 5D) выталкивающее давление углеводородного слоя превышает МКДГ на своде,но плавучесть нефтяной составляющей пласта не превышает МКДН на ГНГ. Капиллярное просачивание газа происходит на своде, и нефть изливается из ловушки. МКДГ и высота закрытия определяют ГНГ и НВГ. В случае 5 (фиг. 5E) выталкивающее давление углеводородного слоя превышает Pp на своде, но плавучесть нефтяной составляющей пласта не превышает МКДН на ГНГ. Гидравлическое просачивание газа происходит на своде, и нефть изливается из ловушки. Рр и высота закрытия определяют ГНГ и НВГ. В случае 6 (фиг. 5F) выталкивающее давление всего слоя газа меньше Рр или МКДГ. Просачивание отсутствует, газ и нефть изливаются из ловушки и единственной флюидной фазой в ловушке является газ. Основной способ На фиг. 6 показана логическая блок-схема основных этапов способа согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Ниже приводится краткое описание этапов способа и обработки на некоторых этапах. На этапе 61 оценивается вероятностно-взвешенное распределение для значений минимального капиллярного давления в позиции калибровки (а не в положении исследуемой ловушки, которая подлежит оценке). Возможные альтернативы осуществления этого этапа включают в себя осуществление стандартных лабораторных измерений минимального капиллярного давления с нагнетанием ртути (КДНР) на соответствующих образцах покрывающих пород из позиции калибровки или вычисление значения КДНР, обусловленное высотами углеводородных слоев в позиции калибровки (этот предпочтительный способ подробнее описан ниже). На этапе 62 оценивают вероятностно-взвешенное распределение значений давления гидравлического разрыва (т.е. градиент давления гидравлического разрыва) в позиции калибровки. Возможные альтернативы осуществления этого этапа включают в себя следующее. Наилучшее приближение к данным испытаний на утечку. Оценивают градиент давления гидравлического разрыва, выводя наилучшее приближение к данным испытаний на утечку с использованием алгоритма линейной регрессии (описано ниже). Геометрическая теория. Оценивают градиент давления гидравлического разрыва с использованием метода механики грунтов в критическом состоянии, в том числе выводят независимые оценки давления покрывающей породы и порового давления и оценивают значение k0 (отношение горизонтального напряжения к вертикальному, зависящее от литологии) из регионального опыта и/или типа породы, и/или истории погружения(описано ниже). На этапе 63 оценивают вероятностно-взвешенное распределение для параметров ловушки и флюидов в позиции исследования, наиболее правдоподобное по мнению эксперта. Параметрами ловушки (наилучшая оценка плюс соответствующие диапазоны неопределенности) являются глубина свода ловушки, глубина утечки из ловушки и/или контроль утечек через трещины наложенных пород, температура ловушки. Параметрами флюидов являются плотность флюида (углеводорода, соляного раствора) в естественном залегании, давление водоносного слоя. Остальные этапы касаются вероятностного анализа, входные данные для которого обеспечиваются на предыдущих этапах. Вероятностный анализ также рассмотрен более подробно ниже. На этапе 64 произвольно выбирают из трех вероятностно-взвешенных распределений, полученных на этапах 61, 62, 63,для значения минимального капиллярного давления, значения давления гидравлического разрыва и значения свойств ловушки и флюидов. Минимальное капиллярное давление получают в позиции калибровки, где границы раздела с углеводородами известны. На этапе 65 выбранное значение минимального ка-7 012558 пиллярного давления корректируют на межфазные натяжения в соответствии с давлением, температурой и свойствами флюидов, выбранными для представления объектной (исследуемой или эксплуатационной) ловушки. На этапе 66 выбранное давление гидравлического разрыва корректируют в соответствии с выбором глубины свода в качестве характеристики, представляющей объектную ловушку. На этапе 67 вычисляют высоты углеводородных слоев в соответствии с выбранными параметрами ловушки, параметрами флюидов и параметрами механической емкости покрышки. Теперь одна произвольная реализация завершена. На этапе 68 этапы 64, 65, 66, 67 повторяют заранее определенное число раз, генерируя таким образом нужное количество произвольных реализаций. На этапе 69 стохастические результаты готовы для анализа интерпретатором данных. Оценка минимального капиллярного давления (этап 61). На этапах 61 и 62, показанных в логической блок-схеме на фиг. 6, вычисляют вероятностновзвешенное распределение капиллярной и механической емкостей покрышки на основании наблюдений,полученных в одной или нескольких позициях калибровки. Эти распределения корректируются в соответствии с предполагаемыми условиями в объектной позиции. Рассмотрим предпочтительный способ определения вероятностно-взвешенного распределения капиллярной емкости покрышки из позиции калибровки. Способ можно повторять несколько раз при наличии нескольких позиций калибровки. Благоприятные позиции калибровки для анализа капиллярной емкости покрышки предпочтительно выбирать на основании следующих критериев: позиция калибровки и объектная позиция должны находиться в одной и той же географической области, компоненты конфигурации ловушки в позиции калибровки,перечисленные ниже в качестве необходимых входных параметров, должны быть существенно ограничены, верхняя покрышка (тип породы, через которую просачиваются углеводороды) в позиции калибровки должна быть аналогична объектной верхней покрышке в отношении литологии, текстуры и эффективного напряжения. Согласно вышеописанному предпочтительному варианту осуществления способа согласно настоящему изобретению минимальное капиллярное давление покрышки оценивается путем инверсии общедоступных данных свойств ловушки углеводородов и флюидов. Этот подход в значительной степени отходит от практики, принятой в нефтедобывающей промышленности, которая предусматривает прямое измерение минимального капиллярного давления путем нагнетания ртути (КДНР) или другими методами. Эти существующие методики зависят от доступности образцов породы, которые представляют самый слабый элемент покрышки, или сравнений с глобальными базами данных. Раскрытый здесь способ позволяет оценивать минимальное капиллярное давление покрышки для наиболее слабого элемента покрышки без конкретной идентификации этого элемента. Этот способ распространяет модель, раскрытую Сэйлзом для просачивания углеводородов на основании известных границ раздела геологических флюидов, параметров ловушки и состава флюидов, на задачи геологоразведки. См. Sales, J.K., Seal strength vs. trap closure - A fundamental control on the distribution of oil and gas, в Seals, Traps, and the Petroleum System, R.C. Surdam, ed., AAPG Memoir 67, 57-83(1997). Эту эмпирическую модель можно использовать для оценивания капиллярной емкости покрышки,необходимой для того, чтобы могло происходить просачивание углеводородов из ловушки при данной высоте закрытия (так называемое "предполагаемое" КДНР). Суть способа, отвечающего настоящему изобретению, для оценивания капиллярной емкости покрышки состоит в том, что наиболее надежные оценки емкости покрышки являются значениями, выводимыми из данных давления. Предполагаемое минимальное капиллярное давление газа (МКДГ) предусматривает, что МКДГ равно выталкивающим силам углеводородов в ловушке, которые приводят к просачиванию газа или газа и нефти. В отсутствие утечки из ловушки вычисленное значение будет минимальным предполагаемым МКДГ, а не наиболее правдоподобным предполагаемым МКДГ. Согласно модели равновесия квазиустойчивых состояний капиллярная прочность покрышки связана напрямую с выталкивающим давлением, прилагаемым углеводородным слоем к верхней покрышке. Выталкивающее давление на своде меньше емкости покрышки для ловушек случая 6 и равно минимальному или пороговому давлению газа для ловушек случая 2 и 4 (см. фиг. 5A-F). Выталкивающее давление,развиваемое слоем нефти на границе раздела газ-нефть, равно минимальному или пороговому давлению нефти для ловушек случая 2 или 3. Минимальное капиллярное давление газа или нефти можно связать с емкостью покрышки, если межфазные натяжения на границах нефть/соляной раствор и соляной раствор/газ известны. Для оценки минимального капиллярного давления газа (МКДГ) в этом варианте осуществления способа, отвечающего настоящему изобретению, получают и используют вероятностно-взвешенные распределения для следующих величин: глубина до верхней границы углеводородного слоя (ГУСГ),глубина до границы раздела газ-нефть (ГГНГ),глубина до границы раздела нефть-вода (ГНВГ),плотность газа в естественном залегании (г),плотность нефти в естественном залегании (н),-8 012558 плотность соляного раствора в естественном залегании (в). Для оценки минимального капиллярного давления нефти (МКДН) в этом варианте осуществления способа, отвечающего настоящему изобретению, получают и используют вероятностно-взвешенные распределения для следующих величин: температуру коллектора (ТГНГ) на ГГНГ,давление газа (РГНГ) на ГГНГ,вероятностно-взвешенное распределение Z-фактора (Z) (см., например, Standing, M.В. and Katz,D.L., "Density of natural gases", Trans. AIME 146, 140-149 (1942. Логическая блок-схема, показанная на фиг. 7, демонстрирует основные этапы для осуществления этапа 61, показанного на фиг. 6, согласно этому варианту осуществления способа и содержит следующие этапы. Этап 71. Произвольный выбор входных параметров. Единичное значение каждой необходимой входной величины произвольно выбирается из вероятностно-взвешенного распределения такого параметра для генерации входных значений для текущей реализации. Этап 72. Оценка минимального капиллярного давления газа для текущей реализации. Минимальное капиллярное давление газа определяют только из возвышений границы раздела, геометрии ловушки и градиентов давления, и его можно использовать для прогнозирования в местах со сходными условиями давления и температуры (P-T). Для оценки выталкивающего давления, развиваемого углеводородами, заключенными в структуре,можно использовать модель нелетучей нефти (общеизвестную эмпирическую модель свойств углеводородных флюидов) для корректировки градиентов пластового давления на изменения давления и температуры за пределы измеренного интервала (нетипичное применение модели нелетучей нефти) и корректировки измеренных градиентов пластового давления, измеряемых при бурении в условиях близкого соседства отдельных скважин, для компенсации изменений температуры и давления в интересующем исследовании (стандартное применение). Модель состава водоносного слоя (солености) и уравнение состояния газа можно использовать для внесения поправок на колебания давления и температуры в плотности водоносного и газового слоев. Неидеальность (в уравнении состояния газа) задается Z-фактором,который можно определить итерационно. Альтернативный способ коррекции свойств флюидов на давление, температуру и состав флюида состоит в использовании модели уравнения состояния. Такие модели легкодоступны практическим специалистам в данной области техники и они обеспечивают один пример подхода, который можно использовать альтернативно методологии модели нелетучей нефти, описанной ниже, или другому эмпирическому подходу или другому способу осуществления этого этапа. Согласно данному предпочтительному варианту осуществления изобретения сначала вручную регулируют входные параметры модели нелетучей нефти и модели состава водоносного слоя для согласования измеренных плотностей флюидов в естественном залегании из ствола скважины. Затем регулируют градиенты пластового давления как функцию абсолютного давления и температуры в ловушке с использованием калиброванных моделей для экстраполяции за пределы измеренного интервала, т.е. диапазона глубин, в котором были собраны данные давления. Получают кривые, которые можно использовать для оценки давлений углеводородного и водоносного слоев на своде структуры. Разница между экстраполированной кривой глубины-давления для водоносного слоя и экстраполированной кривой глубины-давления для углеводородного слоя на своде ловушки является мерой выталкивающего давления,развиваемого углеводородами на своде структуры. Минимальное капиллярное давление газа на глубине верхней границы углеводородного слоя в позиции калибровки (ГУСГ) можно, таким образом, оценить из плавучести углеводородного слоя как Минимальное капиллярное давление нефти ("МКДН") можно вычислить из МКДГ и межфазного натяжения на границе углеводород/соляной раствор. КДНР можно вычислить аналогичным образом. Для этого вычисления требуется оценить межфазное натяжение на границе соляной раствор/газ. Межфазное натяжение вычисляется из Тау Фирузабади, эмпирического соотношения между скачком плотности на границе углеводород-соляной раствор и межфазного натяжения где- скачок плотности на границе углеводород-соляной раствор. Тау Фирузабади можно использовать для оценки межфазного углеводород-соляной раствор согласно соотношению где ТпсНС - псевдосниженная температура (вычисляемая из корреляций нелетучей нефти - см. ниже). В этом уравнении плотность выражается в г/см 3, псевдосниженная температура является безразмерной величиной, и межфазное натяжение выражается в дин/см. То же соотношение между переменными справедливо для границы раздела между любыми двумя веществами, например ртутью и воздухом. Ко-9 012558 эффициентв выражении для межфазного натяжения также может иметь индексы, поскольку скачок плотностив вышеприведенном выражении дляозначает скачок плотности между двумя конкретными флюидами, для которых вычисляется межфазное натяжение. Когда межфазное натяжение на границе углеводород/соляной раствор и минимальное капиллярное давление известны, емкость покрышки можно оценить согласно соотношениюij - краевой угол для системы флюидов i и j. Входными данными для некоторых вариантов осуществления способа, отвечающего настоящему изобретению, являются следующие. Параметры ловушки (глубина свода, глубина излияния (синклиналь, утечка через трещины наложенных пород или пропласток песка, поглощающий нефть из другого горизонта), температура на своде). Градиенты пластового давления (градиенты для нефти, газа, воды из данных испытателя пластов многократного действия или полученные вышеописанными методами). Высоты углеводородных слоев или глубины границ раздела (например, прямой признак углеводородов, AVO, глубины забоя скважин). Более подробное пояснение этих этапов приведено ниже. (Примечание: термины вода и соляной раствор используются взаимозаменяемо при рассмотрении межфазного натяжения.) Этап 73. Оценка предполагаемого капиллярного давления с нагнетанием ртути (КДНР) для текущей реализации.(Примечание: минимальное капиллярное давление для закупорки углеводородной покрышки обычно определяется минимальным капиллярным давлением газа и минимальным капиллярным давлением нефти или только одним из них, если ловушка содержит только одну углеводородную фазу. Однако КДНР также часто желательно и полезно знать в основном для сравнения с лабораторными испытаниями.)(1) Определение удельного веса газа на ГУСГ для согласования наблюдаемых давлений газовой составляющей пласта с использованием модели нелетучей нефти (эмпирические корреляции для определения свойств пластовых флюидов из полевых данных, взятые в этом случае из McCain Jr., W.D., "Reservoir-fluid property correlations - state of the art", SPE Reservoir Engineering 6, 266-272 (1991).(а) Оценка значения удельного веса газа (ГУСГ) на ГУСГГУСГ.(б) Вычисление псевдокритического давления (РпскУСГ) на ГУСГ согласно формуле(в) Вычисление псевдокритической температуры (ТпскУСГ) на ГУСГ согласно(г) Вычисление псевдосниженной температуры (ТпсУСГ) на ГУСГ согласно(д) Вычисление псевдосниженного давления (РпсУСГ) на ГУСГ согласно(е) Вычисление объемного коэффициента пластового газа (Вг)(ж) Вычисление плотности газа в естественном залегании (г)(з) Сравнение прогнозируемой плотности газа в естественном залегании с наблюдаемой плотностью газа в естественном залегании. Использование разности между наблюдаемой и прогнозируемой плотностью в естественном залегании для обновления гипотез относительно удельного веса газа (ГНГ) на ГГНГ на первом подэтапе этапа 73. Повторение, пока решение не сойдется, для получения удельного веса газа, который согласуется с наблюдаемыми градиентами давления в пределах допустимых отклонений.(2) Оценить КДНР верхней покрышки. Вычисление изменения плотности на границе соляной раствор-нефть на ГОГ (СP-Г).(б) Использование изменения плотности на границе соляной раствор-газ для вычисления Тау Фирузабади ( - см. FiroozabadiRamey, "Surface tension of water-hydrocarbon systems at reservoir conditions",доклад 87-38-30, представленный на 38-м ежегодном техническом симпозиуме специалистовнефтяников CIM, Калгари (7-10 июня 1987 г(в) Использование Тау Фирузабадидля вычисления межфазных натяжений на границе соляной раствор/газ.(г) Вычисление эквивалентного КДНР для текущей реализации. Этап 74. Оценка минимального капиллярного давления нефти (МКДН) для текущей реализации.(1) Нахождение удельного веса газа на ГГНГ для согласования наблюдаемых давлений газовой составляющей пласта с использованием модели нелетучей нефти (в этом случае корреляции с McCain(а) Предположение значения удельного веса газа (ГГНГ) на ГГНГ.(б) Вычисление псевдокритического давления (РпскГНГ) на ГГНГ согласно формуле(в) Вычисление псевдокритической температуры [ТпскГНГ) на ГГНГ согласно формуле(г) Вычисление псевдосниженной температуры (ТпсГНГ) при ГГНГ согласно формуле(д) Вычисление псевдосниженного давления (РпсГНГ) на ГГНГ согласно формуле(е) Вычисление объемного коэффициента пластового газа (Вг) согласно формуле(ж) Вычисление плотности газа в естественном залегании (г)(з) Сравнение прогнозируемой плотности газа в естественном залегании с наблюдаемой плотностью газа в естественном залегании.(и) Использование разности между наблюдаемой и прогнозируемой плотностью в естественном залегании для обновления гипотез относительно удельного веса газа (ГГНГ) на ГГНГ на первом подэтапе этапа 74.(к) Повторение, пока решение не сойдется, для получения удельного веса газа, который согласуется с наблюдаемыми градиентами давления в пределах допустимых отклонений.(2) Нахождение удельного веса нефти по стандартам американского нефтяного института (АНИГНГ) для согласования с наблюдаемыми давлениями нефтяной составляющей пласта с использованием модели нелетучей нефти (в этом случае корреляции с McCain (1991) с предполагаемой насыщенностью).(а) Предположение значения удельного веса нефти по АНИ (АНИГНГ) при ГГНГ.(б) Вычисление удельного веса нефти (0 ГНГ) при ГГНГ(в) Предполагая насыщенность, вычисление отношения растворенный газ/нефть (Rp) на ГГНГ(г) Вычисление объемного коэффициента насыщенной пластовой нефти в точке кипения (Втк)(д) Вычисление плотности нефти в естественном залегании (H)(е) Использование разности между наблюдаемой и прогнозируемой плотностью в естественном залегании для обновления гипотезы относительно удельного веса нефти по АНИ (АНИГНГ) на ГГНГ, выдвинутой на подэтапе (а).(ж) Повторение, пока решение не сойдется, для получения (АНИГНГ), который согласуется с наблюдаемыми градиентами давления.(3) Вычисление МКДН из МКДГ.(а) Вычисление молекулярного веса дегазированной нефти (МОСТД)(б) Вычисление критической температуры дегазированной нефти (ТКСТД) по формуле(в) Вычисление массовой доли растворенного газа (fГГНГ) по формуле(г) Вычисление критической температуры газированной нефти (ТКГНГ) на ГГНГ(д) Вычисление псевдосниженной температуры газированной нефти (ТпсГНГ) на ГГНГ по формуле муле(е) Вычисление изменения плотности на границе соляной раствор-нефть на ГНГ (Н-СРГНГ) по фор(ж) Использование изменений плотности на границе соляной раствор-нефть для вычисления Тау Фирузабадипо формуле(з) Использование Тау Фирузабадидля вычисления межфазных натяжений на границе нефть-соляной раствор по формуле(и) Вычисление минимального капиллярного давления нефти по формуле Этап 75. Получение статистического распределения оценок емкости покрышки для позиции калибровки. Повторение этапов 71-74 заранее определенное число раз, усредняют результаты и вычисление неопределенности, распределенной в КДHP, МКДГГНГ и МКДНГНГ. Этап 76. Объединение распределений оценок емкости покрышки из любых других позиций калибровки. Повторение этапов 71-75 для каждой позиции калибровки, суммируя распределения вероятности для КДНР, МКДГГНГ и МКДНГНГ. Специалисту в данной области очевидно, что предыдущий вариант осуществления также имеет ценность по сравнению с традиционными подходами в качестве самостоятельного способа оценки капиллярной емкости покрышки с оценкой неопределенности или, при желании, без нее. В последнем случае в его наиболее непосредственной форме значения входных параметров нужно выбирать на этапе 71,но для позиции исследования. Затем этапы 72-74 осуществляются, как описано выше. Оценка давления гидравлического разрыва (этап 62). Ниже приведено подробное описание предпочтительного варианта осуществления для оценки механической емкости покрышки и соответствующей неопределенности в позиции калибровки. Детерминистическое вычисление механической емкости покрышки базируется на оценке эффективного напряжения коллектора на верхней границе углеводородного слоя. С увеличением давления пластовых флюидов (т.е. с увеличением гидравлического давления на высоте верхней границы углеводородного слоя) эффективное напряжение снижается и повышается опасность того, что давление пластовых флюидов может открывать трещины растяжения в верхней покрышке (давление пластовых флюидов в этой точке больше или равно давлению гидравлического разрыва или Рр), что позволяет углеводородам выходить из ловушки. Гидравлическое давление на верхней границе углеводородного слоя повышается при увеличении высоты углеводородного слоя и при увеличении давления водоносного слоя, связанного с существующим углеводородным слоем. Описанные способы, отвечающие вариантам осуществления, основаны на использовании информации о границах раздела для вычисления механической емкости покрышки в отношении минимального напряжения сжатия. Этот предпочтительный вариант осуществления основан на труде Mandl and Harkness, "Hydrocarbon migration by hydraulic fracturing" в Deformation of Sediments and Sedimentary Rocks,Geological Special Publication 29, 39-54, Jones and Preston, Ed's (1987) и Miller, T.W., "New insights on natural hydraulic fractures induced by abnormally high pore pressures," AAPG Bulletin 79, 1005-1018 (1995). Ученые предложили чисто детерминистический способ оценки размера углеводородного слоя, необходимого для гидроразрыва верхней покрышки ловушки и для выявления возможных регулировок на высотах однофазного углеводородного слоя. Давление гидравлического разрыва предписано как функциональное соотношение между давлением и глубиной. Пользователь может вручную задать это соотношение на основании априорного знания. В других вариантах осуществления изобретения это соотношение можно вычислить по меньшей мере двумя средствами: линейная регрессия методом наименьших квадратов к данным испытания на утечку или вышеописанное определение ч min. Входные параметры. Для эмпирической оценки давления гидравлического разрыва следующие входные параметры используются в некоторых вариантах осуществления изобретения: данные испытаний на просачивание из позиции(й) калибровки; эксплуатационные данные, например случаи потери циркуляции, из позиции(й) калибровки. Для теоретической оценки давления гидравлического разрыва следующие входные параметры ис- 12012558 пользуются в некоторых вариантах осуществления изобретения: литостатическое давление как функция глубины с диапазоном неопределенности; поровое давление как функция глубины с диапазоном неопределенности (Pпоровое); отношение минимального и максимального эффективного напряжения (ko) с диапазоном неопределенности. Для эмпирической оценки давления гидравлического разрыва можно осуществлять следующие основные этапы:(1) построение графика эмпирических данных как функции глубины;(2) вычисление (а) простой(ых) линии(ий) линейной регрессии с наилучшей аппроксимацией, минимизирующей сумму квадратов вертикальных расстояний между точками и линией(ями), например,методом, описанным в Davis, Statistics and Data Analisis in Geology, 2nd Edition, John Wiley and Sons, Inc.,USA, 176-204 (1986).(3) вычисление стандартных интервалов достоверности на основании соотношения между глубиной и давлением гидравлического разрыва с соответствующими неопределенностями, например, методом,описанным в Davis (1986). Для теоретической оценки давления гидравлического разрыва можно осуществлять следующие основные этапы:(1) построение графика Рлит и Рпоровое с соответствующими диапазонами неопределенности как функции глубины;(2) вычисление вертикального эффективного напряжения (эфф=Рлит-Рпоровое) и соответствующий диапазон неопределенности;(3) вычисление минимального горизонтального напряжения (ч min) и соответствующий диапазон неопределенности по формуле где ko= 3-Рпоровое)/1-Рпоровое) (для состояния неосевого сжатия, в котором сжатие происходит в одном направлении без поперечных натяжений) = отношение минимального и максимального эффективного напряжения; приблизительно 0,4 для прочных материалов 0,8 для сланца/глины;(4) повторение для определения минимального, наиболее правдоподобного и максимального значений ч min как функции глубины. Вероятностное вычисление высот слоев (этапы 64-67). Этапы 61 и 62 предпочтительного варианта осуществления описаны подробно и совместно с этими описаниями также этап 63. Эти этапы позволяют определить вероятностно-взвешенные распределения для параметров ловушки и флюидов в позиции исследования, минимальное капиллярное давление из позиции(й) калибровки и давление гидравлического разрыва из позиции(й) калибровки. Затем следует вероятностная процедура. Этот анализ заключается в распознавании того, что вероятностно-взвешенные распределения механической и капиллярной емкостей покрышки нужно корректировать для учета различий между параметрами ловушки и флюидов в позиции калибровки и соответствующими параметрами, выбранными в каждой реализации распределения параметра в позиции исследования. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения распределения неопределенности присваиваются всем входным параметрам. Неопределенности распространяются на анализ, позволяя производить статистический анализ вероятностного моделирования опасностей и оценок. Входные параметры для этапов вероятностного вычисления включают в себя следующие. Вероятностно-взвешенные распределения исследуемых параметров ловушки (из этапа 63), которыми являются следующие параметры: верхняя граница слоя (ГУСГ); утечка (PB); исследуемая температура (ТУСГ) на ГУСГ; исследуемая глубина воды (PB). Вероятностно-взвешенные распределения исследуемых параметров флюидов (из этапа 63), которыми являются следующие параметры: плотность нефти в естественном залегании (Н); плотность газа в естественном залегании (Г); плотность соляного раствора в естественном залегании (Cp); избыточное поровое давление пласта (из). Вероятностно-взвешенные распределения минимального капиллярного давления (из этапа 61):MКHP. Множественные кривые давления гидравлического разрыва в зависимости от глубины с соответствующими интервалами достоверности (из этапа 62). Ниже описаны этапы согласно предпочтительному варианту осуществления вероятностного вычисления со ссылками на логическую блок-схему, изображенную на фиг. 6. Произвольный выбор значения из распределений входных параметров (этап 64).- 13012558 Вычисление выбранных входных параметров следующее: а) давление соляного раствора на ГУСГ Обновление минимального капиллярного давления нефти (МКДН) и минимального капиллярного давления газа (МКДГ), вычисленные из позиции(й) калибровки для условий исследований текущей реализации (этап 65).(1) Вычисление исследуемого минимального капиллярного давления газа из значения КДНР, определенного из позиции(й) калибровки, оценивающее свойства газа на ГУCP(а) нахождение удельного веса газа (Г) , который создает выбранную плотность в естественном залегании (Г), согласно этапу 73, показанному на фиг. 7;(б) вычисление псевдокритической температуры газа (Тпс) согласно формуле(в) вычисление псевдосниженной температуры газа (ТпсУСГ);(г) вычисление изменения плотности на границе соляной раствор-газ (ср-г)(д) использование изменения плотности на границе соляной раствор-газ для вычисления Тау Фирузабадипо формуле(е) использование Тау Фирузабадидля вычисления межфазного натяжения на границе соляной раствор/газ по формуле(ж) использование межфазного натяжения на границе соляной раствор/газ (СР-ГУСГ) на исследуемой для вычисления МКДГ на исследуемой ГУСГ по формуле(2) Вычисление исследуемого минимального капиллярного давления нефти из значения КДНР, определенного из позиции(й) калибровки, оценивающее свойства нефти на ГУСГ(а) нахождение удельного веса нефти по АНИ (АНИУСГ) и удельного веса нефти (HУCГ) для согласования выбранной плотности в естественном залегании с использованием модели нелетучей нефти согласно этапу 74, показанному на фиг. 7.(б) предполагая насыщенность, вычисление отношения растворенный газ/нефть (RpУCГ) на ГУСГ по формуле(в) вычисление эффективного молекулярного веса (Мэфф) по формуле(г) вычисление критической температуры дегазированной нефти (Ткр) по формуле(д) вычисление массовой доли растворенного газа (fГУCГ) по формуле(е) вычисление критической температуры газированной нефти ( ТкУСГ) на ГГНГ по формуле(ж) вычисление псевдосниженной температуры газированной нефти (ТпсУСГ) на ГУСГ по формуле(з) вычисление изменения плотности на границе соляной раствор-нефть (СР-НУСГ) по формуле(и) использование изменения плотности на границе соляной раствор-нефть для вычисления Тау Фирузабадипо формуле(к) использование Тау Фирузабадидля вычисления межфазных натяжений на границе нефть-соляной раствор по формуле(л) вычисление минимального капиллярного давления нефти по формуле Обновление давления гидравлического разрыва на основании выбранных параметров ловушки в текущей реализации (этап 66). 1) Для эмпирической модели давления гидравлического разрыва (из этапа 62) вычисление вероят- 14012558 ностно-взвешенного распределения давления гидравлического разрыва на ГУСГ осуществляют следующим образом. Согласно фиг. 8 выравнивают линию регрессии 81 наилучшей аппроксимации (предпочтительно согласно методу наименьших квадратов) и стандартные интервалы достоверности 68,27% 82, определенные на оценочной глубине свода 84 объектной ловушки, ГУСГ для задания среднего значения 86 и одного стандартного отклонения 87 нормального (гауссова) распределения 85 давления гидравлического разрыва. Это определяет топологию кривой нормального распределения, из которой случайные испытания будут выбирать давления гидравлического разрыва. Точки данных давления гидроразрыва 83, изображенные на фиг. 8, можно получить, например, из испытаний на просачивание, проводимых в позиции(ях) калибровки. Оценку глубины свода объектной ловушки можно получить, например, из сейсмических данных. Произвольно выбирают из вероятностно-взвешенного распределения из предыдущего значения давления гидравлического разрыва (Pp) для текущей реализации. 2) Для теоретической модели давления гидравлического разрыва (из этапа 62) вычисление вероятностно-взвешенного распределения давления гидравлического разрыва на ГУСГ осуществляют следующим образом. Согласно фиг. 9 выравнивают наиболее правдоподобное 91, минимальное 92 и максимальное 93 ч min (т.е. Рразрыва), определенные на оценочной глубине свода 95 для объектной ловушки, ГУСГ для задания наиболее правдоподобного минимального и максимального значений на треугольном распределении 94 давления гидравлического разрыва. Теоретическая модель давления гидравлического разрыва используется для построения кривых 96,97 и 98. Произвольно выбирают из указанного вероятностно-взвешенного распределения значение давления гидравлического разрыва (Pp) для текущей реализации. Вычисляют высоту углеводородных слоев в соответствии с параметрами ловушки, параметрами флюидов, давлением гидравлического разрыва, МКДН и МКДГ в текущей реализации (этап 67). Альтернативные возможные случаи представлены на фиг. 5A-F. Процедура требует приравнять вычисленные МКДН и МКДГ плавучести углеводородного слоя относительно соответствующего градиента давления водоносного слоя для капиллярной емкости покрышки и приравнять абсолютное давление на верхней границе углеводородного слоя (своде ловушки) давлению Рр на верхней границе слоя (своде ловушки) для механической емкости покрышки. Высота углеводородного слоя (газа, нефти или их комбинации), необходимая для достижения требуемой плавучести или абсолютного давления называется емкостью покрышки для этой реализации. Повторение этапов 74-77 для получения дополнительных реализаций (этап 68). Заключение Вышеприведенное описание раскрывает конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в целях его иллюстрации. Однако специалисты в данной области техники могут предложить многочисленные модификации и вариации раскрытых здесь вариантов осуществления. Например, вероятностно-взвешенное распределение, из которого производится случайная выборка согласно настоящему изобретению, может представлять собой единичное значение, имеющее единичную вероятность. Кроме того, специалистам в данной области техники очевидно, что представленные выше подробные объяснения осуществления этапов, показанных на фиг. 6 и 7, составляют один или несколько конкретных вариантов осуществления способа, отвечающего настоящему изобретению, и не призваны ограничивать более широкое описание, приведенное в формуле изобретения, которое призвано включать в себя все варианты осуществления. Раскрытие всех вариантов осуществления на том же уровне детализации было бы невозможно и не нужно для обеспечения понимания изобретения опытным практиком. Все подобные модификации и вариации подлежат включению в объем настоящего изобретения, заданный прилагаемой формулой изобретения. Специалистам в данной области техники также очевидно, что изобретение предпочтительно осуществлять на практике посредством компьютерной реализации в том смысле, что, по меньшей мере, некоторые части способа выполняются на компьютере. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ оценки емкости покрышки для определения высот углеводородных слоев и, выборочно,соответствующих вероятных ошибок для объектной ловушки углеводородов, содержащей нефть, газ или нефть и газ, содержащий следующие этапы:(а) измерение глубины углеводорода и плотности флюида в одной или нескольких позициях калибровки для оценки плавучести углеводородов путем инверсии данных ловушки и данных давления и оценка вероятностно-взвешенного распределения значений минимального капиллярного давления в одной или нескольких позициях калибровки, уравнивая минимальное капиллярное давление с оцененной плавучестью углеводородов;(б) оценка вероятностно-взвешенного распределения значений давления гидравлического разрыва- 15012558 из вычислений с использованием теоретического вычисления или из эмпирических данных, собранных из одной или нескольких позиций калибровки;(в) получение вероятностно-взвешенных распределений для предполагаемых свойств флюидов и геометрических параметров ловушки в объектной ловушке углеводородов, причем свойства и параметры включают в себя плотность флюида (газа, нефти, и соляного раствора) в естественном залегании, давление коллектора, температуру коллектора, геометрию ловушки, включающую в себя глубины свода и замка;(г) определение значения текущей реализации для каждого из свойств флюидов и геометрических параметров ловушки для объектной ловушки, произвольно выбирая из их соответствующих вероятностно-взвешенных распределений;(д) определение значения текущей реализации для минимального капиллярного давления объектной ловушки путем произвольного выбора значения минимального капиллярного давления из вероятностно-взвешенного распределения, определенного для одной или нескольких позиций калибровки, и регулировки выбранного значения минимального капиллярного давления путем вычисления межфазных натяжений в соответствии с давлением, температурой и составом флюида объектной ловушки углеводородов, выбранных для текущей реализации;(е) определение значения текущей реализации для давления гидравлического разрыва объектной ловушки путем произвольного выбора значения давления гидравлического разрыва из вероятностновзвешенного распределения, определенного путем вычисления или эмпирических данных из одной или нескольких позиций калибровки, и регулировки выбранного значения давления гидравлического разрыва в соответствии с глубиной свода ловушки, выбранной для текущей реализации, тем самым создавая отрегулированный градиент давления гидравлического разрыва;(ж) вычисление высоты слоя для каждой углеводородной фазы (нефтяной и газовой), присутствующей в объектной ловушке, с использованием произвольно выбранных свойств флюидов и геометрических параметров для объектной ловушки для текущей реализации, причем при вычислении приравнивают плавучесть углеводородов с суммарной емкостью покрышки, которую получают путем объединения значений отрегулированного градиента давления гидравлического разрыва и минимального капиллярного давления, определенных для текущей реализации;(з) повторение этапов (г)-(ж) заранее определенное число раз;(и) усреднение результатов и выборочное вычисление неопределенности для каждой высоты слоя из диапазона результатов. 2. Способ по п.1, в котором оценка вероятностно-взвешенного распределения значений минимального капиллярного давления в позиции калибровки содержит следующие этапы:(а) получение вероятностно-взвешенных распределений для свойств флюидов и геометрических параметров ловушки в позиции калибровки;(б) произвольный выбор значения текущей реализации для каждого свойства флюида и геометрического параметра ловушки из их вероятностно-взвешенных распределений;(в) оценка минимального капиллярного давления газа (МКДГ) из плавучести углеводородного слоя с использованием значений текущей реализации свойств флюидов и геометрических параметров ловушки;(г) выборочная оценка предполагаемого капиллярного давления с нагнетанием ртути (КДНР) с использованием значений текущей реализации свойств флюидов и геометрических параметров ловушки и путем вычисления межфазных натяжений на границе соляной раствор/газ;(д) вычисление минимального капиллярного давления нефти (МКДН) из минимального капиллярного давления газа;(е) повторение этапов (б)-(д) заранее выбранное число раз и усреднение результатов, оценка вероятностно-взвешенного распределения для МКДГ, МКДН и, выборочно, КДНР. 3. Способ по п.1, в котором эмпирические данные для оценки вероятностно-взвешенного распределения значений давления гидравлического разрыва представляют собой данные испытаний на утечку. 4. Способ по п.1, в котором при теоретическом вычислении для оценки вероятностно-взвешенного распределения значений давления гидравлического разрыва используют механику грунтов в критическом состоянии для решения уравнения минимального напряжения, в котором давление гидравлического разрыва аппроксимируется минимальным горизонтальным напряжением. 5. Способ по п.4, в котором минимальное горизонтальное напряжение ч min вычисляют из где k0=(3-Рпоровое)/(1-Рпоровое); эфф=Рлит-Рпоровое,где Рпоровое - поровое давление; Рлит - литостатическое давление; 3 - минимальное напряжение сжатия и 1 - максимальное напряжение сжатия.- 16012558 6. Способ по п.1, в котором вероятностно-взвешенное распределение для произвольного выбора значения давления гидравлического разрыва получают из эмпирических данных давления гидравлического разрыва путем следующих операций:(а) определение прямой, обеспечивающей наилучшую аппроксимацию методом наименьших квадратов, из графика эмпирических данных давления гидравлического разрыва в зависимости от глубины;(б) определение кривых с интервалом достоверности 68,3% для линии наилучшей аппроксимации;(в) использование значений линии наилучшей аппроксимации и кривых с интервалом достоверности на глубине свода объектной ловушки для определения гауссова распределения вероятности для значений давления гидравлического разрыва. 7. Способ по п.1, в котором вычисление вероятностно-взвешенного распределения для произвольного выбора значения давления гидравлического разрыва включает следующие операции:(а) выбор теоретической модели давления гидравлического разрыва в зависимости от глубины;(б) использование модели для определения наиболее правдоподобного минимального и максимального значений давления гидравлического разрыва на глубине свода объектной ловушки;(в) создание треугольного распределения вероятности для значений давления гидравлического разрыва из наиболее правдоподобного минимального и максимального значений давления гидравлического разрыва. 8. Способ по п.1, в котором плавучесть углеводородов оценивается в водоносном слое и включает следующие операции:(а) разработка эмпирической модели нелетучей нефти для свойств углеводородных флюидов, используя измеренные глубины углеводорода и плотности флюида из одной или нескольких позиций калибровки;(б) выбор модели состава водоносного слоя и уравнения состояния газа, которые можно использовать для внесения поправок на колебания давления и температуры в плотности водоносного и газового слоев;(в) регулировка входных параметров модели нелетучей нефти и модели состава водоносного слоя для согласования с плотностями пластовых флюидов, измеренными в естественном залегании;(г) регулировка градиентов пластового давления как функции давления и температуры в ловушке с использованием моделей для экстраполяции за пределы одной или нескольких позиций калибровки в ловушку, получая кривые глубины-давления для углеводородного и водоносного слоев на своде структуры ловушки; и(д) вывод выталкивающего давления для углеводородов из различий между кривой глубиныдавления для водоносного слоя и кривой глубины-давления для углеводородного слоя. 9. Способ по п.1, в котором минимальное капиллярное давление состоит из минимального капиллярного давления газа, минимального капиллярного давления нефти или одного из них для ловушки с одной углеводородной фазой и, выборочно, капиллярного давления с нагнетанием ртути, и минимальное капиллярное давление газа оценивают из плавучести углеводородного слоя, и минимальное капиллярное давление нефти и, в необязательном порядке, капиллярное давление с нагнетанием ртути вычисляют из минимального капиллярного давления газа и межфазного натяженияс использованием соотношения где ij - краевой угол для соприкасающихся флюидов i и j и межфазное натяжение (ij) на границе раздела между веществом i и веществом j вычисляют из где Тпс - псевдосниженная температура, вычисленная из корреляций нелетучей нефти, - скачок плотности между веществом i и веществом j,ij относится к границам раздела вода-газ (В-Г), вода-нефть (B-H) или ртуть-воздух (Hg-воздух). 10. Способ по п.9, в котором минимальное капиллярное давление газа МКДГ оценивают из плавучести углеводородного слоя с использованием соотношения где- плотность флюида для соляного раствора (нижний индекс В для соляного раствора (воды,нефти (нижний индекс H) и газа (нижний индекс Г);g - ускорение свободного падения;- глубина до границы раздела нефть-вода (верхний индекс НВГ), границы раздела газ-нефть(верхний индекс ГНГ) и верхней границы углеводородного слоя (верхний индекс УСГ). 11. Способ определения минимального капиллярного давления для ловушки углеводородов на основе глубины залегания углеводородных слоев и плотностей флюидов, причем минимальное капиллярное давление определяется минимальным капиллярным давлением газа, минимальным капиллярным(а) измерение глубины залегания углеводородов и плотности флюида в стволе скважины;(б) разработка эмпирической модели нелетучей нефти для свойств углеводородных флюидов;(в) выбор модели состава водоносного слоя и уравнения состояния газа, которые можно использовать для внесения поправок на колебания давления и температуры в плотности водоносного слоя и газового слоев;(г) регулировка входных параметров модели нелетучей нефти и модели состава водоносного слоя для согласования с плотностями пластовых флюидов, измеренными в естественном залегании;(д) регулировка градиентов пластового давления как функции давления и температуры в ловушке с использованием моделей для экстраполяции за пределы ствола скважины в ловушку, получая кривые глубины-давления для углеводородного и водоносного слоев на своде структуры ловушки;(е) вывод выталкивающего давления для углеводородов на основе различий между кривой глубины-давления для водоносного слоя и кривой глубины-давления для углеводородного слоя;(ж) оценка минимального капиллярного давления газа из выталкивающего давления для углеводородов;(з) вычисление межфазного натяжения для границы раздела газ-вода и для границы раздела нефтьвода и, выборочно, для границы раздела ртуть-воздух, причем межфазные натяжения вычисляют в условиях, представляющих ловушку и ее флюиды;(и) вычисление минимального капиллярного давления нефти и, выборочно, капиллярного давления с нагнетанием ртути из минимального капиллярного давления газа и межфазных натяжений. 12. Способ по п.11, в котором межфазное натяжение (ij) на границе раздела между веществом i и веществом j вычисляют из формулы где- скачок плотности между веществом i и веществом j,ij относится к границам раздела газ-вода, нефть-вода или ртуть-воздух. 13. Способ по п.11, в котором минимальное капиллярное давление нефти МКДН и, выборочно, капиллярное давление с нагнетанием ртути КДНР вычисляют из минимального капиллярного давления газа МКДГ и межфазных натяженийс использованием уравнений где ij - краевой угол для соприкасающихся флюидов i-j,i и j относятся к соляному раствору или воде (В), нефти (H), газу (Г), ртути (Hg) или воздуху. 14. Способ добычи углеводородов из геологического пласта, содержащий следующие этапы:(а) получение идентификации одной или нескольких ловушек углеводородов в пласте;(б) оценка емкости покрышки и высот углеводородных слоев для одной или нескольких ловушек углеводородов согласно способу по п.1;(в) оценка ловушек углеводородов на предмет промышленного потенциала на основании оценки,полученной на предыдущем этапе;(г) добыча углеводородов из ловушки, демонстрирующей промышленный потенциал.