BR112014032576B1

BR112014032576B1 - Estimativa de saturação usando dados de mcsem e modelagem petrofísica estocástica

Info

Publication number: BR112014032576B1
Application number: BR112014032576-6A
Authority: BR
Inventors: Torgeir Wiik; Per Atle Olsen; Lars Ole Løseth
Original assignee: Equinor Energy As
Priority date: 2012-06-25
Filing date: 2012-06-25
Publication date: 2022-08-02
Also published as: AU2012384038A1; EP2864822A1; EP2864822B1; WO2014000758A1; BR112014032576A2; CA2877395C; AU2012384038B2; US9864086B2; US20150369940A1; RU2594618C2; MX2015000078A; CN104603642B; CN104603642A; CA2877395A1; RU2015102145A; MX352356B

Abstract

ESTIMATIVA DE SATURAÇÃO USANDO DADOS DE mCSEM E MODELAGEM PETROFÍSICA ESTOCÁSTICA. A invenção refere-se a um método para a estimativa de saturação usando dados de mCSEM e modelos petrofísicos estocásticos por meio de quantificação da saturação média de água em um reservatório dada a resistência transversal (TR) obtida a partir dos dados de mCSEM compreendendo as etapas a seguir: a) obtenção de dados de levantamento mCSEM de uma região de interesse no subsolo, b) realização de uma inversão dos ditos dados de mCSEM obtidos, c) subtração de uma tendência de resistividade de base dos ditos dados de inversão de mCSEM da tendência de resistividade dos ditos dados de inversão por mCSEM dentro um reservatório de hidrocarbonetos, d) estimativa da localização de uma anomalia nos dados de inversão de mCSEM, e) estimativa da magnitude da resistência transversal associada a uma anomalia a partir dos dados de inversão de mCSEM, f) estimativa de uma saturação média inicial do reservatório que corresponde à resistência transversal usando um modelo petrofísico estocástico e simulação de Monte Carlo que correlacionam parâmetros do reservatório à resistência transversal, e g) integração da distribuição de saturação obtida como uma função de resistências transversais sobre a distribuição assumida de resistências transversais para obter uma estimativa final da probabilidade de saturação de fluido.

Description

CAMPO TÉCNICO

[001] A presente invenção refere-se, de modo geral, ao campo da exploração geofísica e à caracterização de reservatórios de hidrocar- bonetos em potencial. Mais especificamente, a invenção refere-se a técnicas de processamento para a estimativa de saturação de hidro- carboneto e água em formações geológicas submarinas usando levantamento eletromagnético marinho de fonte controlada (marine Control- led-Source Electromagnetic - mCSEM) e modelagem petrofísica esto- cástica.

TÉCNICA ANTECEDENTE

[002] A aquisição e inversão de dados eletromagnéticos têm, nos últimos anos, se tornado uma ferramenta valiosa para a avaliação de formações geofísicas específicas em potencial. Levantamento eletromagnético marinho de fonte controlada (marine Controlled-Source Electromagnetic - mCSEM) é, muitas vezes, combinado com outros dados de medição, tais como sísmica, gradiometria de gravidade, mag- netotelúrico (MagnetoTelluric - MT) ou, talvez, registros de perfilagem geofísica de poços, para mencionar alguns. Na maioria das aplicações de levantamento por mCSEM, um sistema mCSEM compreende um remetente eletromagnético, ou antena, que é rebocado a partir de uma embarcação, estacionária no corpo de água ou no fundo do mar e, do mesmo modo, uma pluralidade de receptores eletromagnéticos que são colocados em locais conhecidos no fundo do mar ou rebocados a partir de uma embarcação ou estacionários no corpo de água. Os receptores podem detectar variações na resistência elétrica como uma função de variações no sinal da fonte, deslocamento entre a fonte e o receptor e as propriedades das camadas geológicas, incluindo suas propriedades condutoras elétricas intrínsecas. Por exemplo, uma ca-mada de hidrocarboneto exibirá uma resistência elétrica maior, de a-proximadamente 20-300 ohm-m, do que a água do mar, de aproximadamente 0,3 ohm-m, ou uma sobrecarga de sedimento ou rocha, aproximadamente 0,3-4 ohm-m. Os acrônimos CSEM ou mCSEM são geralmente usados alternadamente por aqueles versados na técnica e não se destinam a ser limitativos em qualquer sentido técnico, a menos que explicitamente especificado. Os termos resistividade ou resistência também são usados alternadamente por aqueles versados na técnica e não se destinam a ser limitativos em qualquer sentido técnico, a menos que explicitamente especificado. Os vários tipos de métodos de medição, em virtude de suas concepções inerentes, muitas vezes adquirem dados com diferentes escalas temporais e espaciais. Uma vez que esses conjuntos de dados aumentaram de tamanho e complexidade, os desafios no processamento de tais grandes conjuntos de dados também aumentaram. Técnicas de processamento de inversão foram desenvolvidas por intermédio de instrumentação, pelo que o objetivo da inversão é otimizar os parâmetros de um modelo para encontrar o melhor ajuste entre o valor calculado e os dados medidos, pelo qual os dados medidos podem ser usados para restringir modelos.

[003] Métodos de modelação do estado da técnica são baseados na aplicação de resistência diretamente a partir dos resultados de in-versão de mCSEM e inserindo-os em uma relação de saturação- resistividade apropriada, tal como a equação de Archie ou similar. In-versão de dados pode ser descrita como fornecendo uma estimativa de propriedades geofísicas por meio de atualização de um modelo inicial com base em dados medidos disponíveis e outro conhecimento prévio sobre uma determinada área. Em resumo, a equação de Archie é uma relação quantitativa empírica entre porosidade, condutividade elétrica e saturação de água salgada de rochas. A equação é a base para interpretação de registros de perfilagem geofísica de poços moderna, uma vez que ela se refere a medições de condutividade elétrica para sondagem de saturações de hidrocarbonetos. Há várias formas de equação de Archie, tal como a forma geral a seguir:

[004] Sw = [ (a / Φm)*(Rw / Rt) ](1/n)

[005] onde:

[006] Sw: saturação de água

[007] Φ: porosidade

[008] Rw: resistividade da água na formação

[009] Rt: resistividade em massa observada

[0010] a: uma constante (usualmente cerca de 1)

[0011] m: fator de cimentação (usualmente cerca de 2)

[0012] n: expoente de saturação (usualmente cerca de 2)

[0013] Partindo do princípio de que a porosidade e resistividade da água e em massa (e expoentes na equação de Archie) são conhecidos, a estimativa de saturação de hidrocarbonetos (SHC) pode ser obtida a partir da expressão algébrica simples: SHC = 1-Sw. Esta dinâmica de trabalho pressupõe, em princípio, que a resistividade, porosidade e saturação são constantes dentro da implementação CSEM.

[0014] Documentações publicadas descrevendo a tecnologia exis-tente sãocitadas ao final da presente seção.

[0015] Atualmente, há vários desafios associados ao estado atual dos métodos de avaliação de dados pela técnica mCSEM:

[0016] 1). As resistências de inversões mCSEM podem ser impre cisas em virtude de razões tais como fracos algoritmos de otimização devido à limitações computacionais, o uso de inversões de dimensões menores (3D não adequada) e a baixa frequência do sinal de mCSEM podem proporcionar observações que incluem uma convolução do sinal tanto acima quanto abaixo do reservatório de hidrocarboneto.

[0017] 2). Além disso, todos os parâmetros na fórmula de satura ção de água (por exemplo, equação de Archie) e resistividades por mCSEM estão associados a incertezas. A resistividade verdadeira é muito difícil de determinar. Isto é uma indicação de que o procedimento deveria ser estocástico para incorporação em uma estimativa final.

[0018] 3). Ainda, as resistências por mCSEM são medidas escalas grosseiras. As variações dentro da coluna de reservatório afetarão a medição e o pressuposto de porosidade e saturação constantes no reservatório muitas vezes não é válido.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0019] Portanto, é um objetivo principal da presente invenção pro-porcionar um método novo e aprimorado para a estimativa de saturação em formações geológicas submarinas usando levantamento eletromagnético marinho de fonte controlada (mCSEM) e modelagem pe- trofísica estocástica.

[0020] As deficiências e incertezas mencionadas acima associadas ao estado da técnica são corrigidas por meio dos novos aprimo-ramentos a seguir.

[0021] 1) Definição da resistência transversal (Transverse Resis tance - TR) associada à anomalia, em vez de resistências, com base em dados de mCSEM adquiridos ao longo de uma grande área lateral abrangendo potencialmente várias possíveis prospecções. Uma vez que os dados obtidos por mCSEM são mais sensíveis à TR do que a profundidade exata e o valor da resistência, a estimativa de saturação é, assim, mais robusta do que os métodos do estado da técnica.

[0022] 2) Modelagem estocástica petrofísica combinada com mC- SEM resulta em estimativas quantitativas pré-poço as quais também incluem variabilidade de porosidade e saturação dentro do reservatório. As incertezas associadas aos parâmetros estão incluídas na análise. Incertezas incorporadas na entrada do modelo se propagam natu- ralmente através do modelo petrofísico estocástico para levar computar as incertezas na estimativa final de saturação. Alguns parâmetros de entrada são similares àqueles usados em avaliação de risco de prospecção. Ela também leva em conta a variabilidade espacial assumida de porosidade e saturação dentro do reservatório na estimativa de saturação.

[0023] 3) Uma parte essencial deste método é que não são neces sários poços. O presente método permite a possibilidade de obter estimativas de saturação pré-poço quando dados de mCSEM estão disponíveis, assim, uma estimativa pré-poço pode ser obtida usando apenas os resultados de inversão por mCSEM.

[0024] Estas vantagens afirmadas se destinam a resolver as defi-ciências no estado da técnica. O método aprimorado é descrito de a-cordo com a reivindicação independente anexa. Outros desenvolvi-mentos vantajosos são o assunto das reivindicações dependentes.

[0025] Um primeiro aspecto da presente invenção refere-se a um método para a estimativa de saturação de fluido em um reservatório compreendendo as etapas a seguir:

[0026] a) obtenção de dados de levantamento mCSEM de uma região de interesse no subsolo,

[0027] b) realização de uma inversão dos ditos dados de mCSEM obtidos,

[0028] c) subtração de uma tendência de resistividade de base dos ditos dados de inversão de mCSEM da tendência de resistividade dos ditos dados de inversão por mCSEM dentro um reservatório de hidro- carbonetos,

[0029] d) estimativa da localização de uma anomalia nos dados de inversão de mCSEM,

[0030] e) estimativa da magnitude da resistência transversal asso-ciada a uma anomalia a partir dos dados de inversão de mCSEM,

[0031] f) estimativa de uma saturação média inicial do reservatório que corresponde à resistência transversal usando um modelo petrofí- sico estocástico e simulação de Monte Carlo que correlacionam parâmetros do reservatório à resistência transversal, e

[0032] g) integração da distribuição de saturação obtida como uma função de resistências transversais sobre a distribuição assumida de resistências transversais para obter uma estimativa final da probabilidade de saturação de fluido.

[0033] Um segundo aspecto da presente invenção refere-se a um método do primeiro aspecto em que os parâmetros do reservatório modelo para estimativa da relação de saturação média do reservatório para a resistência transversal, conforme observado pela inversão de mCSEM, são compreendidos dos seguintes:

[0034] - espessura do reservatório,

[0035] - porosidade média e variação dentro do reservatório,

[0036] - saturação média e variação dentro do reservatório,

[0037] - a covariância entre a porosidade e saturação,

[0038] - resistividade na água da formação, isto é, salinidade, e

[0039] - expoentes na equação de Archie relativos à resistividade e saturação.

[0040] Um terceiro aspecto da presente invenção refere-se a um método do segundo aspecto, em que a relação de resistividade- saturação é inicialmente estimada a partir da equação da Indonésia ou da equação de Simandoux ou da equação de Waxman-Smit ou da equação de água dupla.

[0041] Um quarto aspecto da presente invenção refere-se a um método do segundo ou terceiro aspectos, ainda compreendendo:

[0042] a) atribuição de um valor médio e uma faixa de variação ou distribuição de todos os ditos parâmetros, dependendo da informação disponível,

[0043] b) realização da simulação de Monte Carlo para amostragem do espaço total definido pelas incertezas dos parâmetros,

[0044] c) representação gráfica de uma saturação média da água Sw versus a resistência transversal a partir da dita amostragem e da equação de saturação de água,

[0045] d) combinação da dita representação gráfica com a resis-tência transversal a partir das ditas inversões de mCSEM e

[0046] e) estimativa de uma saturação de hidrocarboneto SHC, em que SHC = 1-Sw.

[0047] Um quinto aspecto da presente invenção refere-se a um método do quarto aspecto, em que a estimativa da distribuição de probabilidade final de saturação compreende as etapas a seguir:

[0048] a) integração sobre a faixa de resistências transversais es-timadas, incluindo incertezas, a partir dos resultados de mCSEM e

[0049] b) ponderação de uma integrante de função 2D de acordo com uma probabilidade assumida para as resistências transversais estimadas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0050] A invenção será descrita em detalhes com referência às figuras anexas. Deverá ser entendido que as figuras são fornecidas unicamente para fins de ilustração e não se destinam a ser uma definição dos limites da invenção, para os quais referência deverá ser feita às reivindicações anexas. Deverá ser ainda entendido que as figuras não são necessariamente desenhadas em escala e que, salvo indicação em contrário, elas se destinam apenas a ilustrar esquematicamente os procedimentos descritos na mesma.

[0051] A Figura 1 mostra um exemplo do resultado de inversão de mCSEM 2.5D.

[0052] A Figura 2 mostra um exemplo de logs de inversões de mCSEM correnderizados com os logs reais.

[0053] A Figura 3 mostra um resultado típico do modelo petrofísico estocástico.

[0054] A Figura 4 mostra uma distribuição de probabilidade após integração da distribuição na Figura 3.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0055] A presente invenção tem como objetivo quantificar a satu-ração média de água em um reservatório dada a resistência transversal obtida a partir de dados de mCSEM. Em geral, a invenção pode ser descrita pela dinâmica de trabalho a seguir, a qual compreende 3 etapas principais:

Etapa 1

[0056] A Etapa 1 é definida pelas subetapas: inversão dos dados de mCSEM medidos e determinação de TR-anomalia.

[0057] Dados de levantamento mCSEM medidos são obtidos para uma região de interesse no subsolo. Inversões são, então, realizadas sobre os dados de levantamento mCSEM medidos região do subsolo. A anomalia assumida como estando associada ao reservatório é localizada e separada da tendência de resistividade de base. Por localização entenda-se a localização geográfica no fundo do mar e profundidade vertical sob o fundo do mar. A diferença da inversão de base forma a TR anômala associada ao reservatório a ser usada em combinação com o modelo petrofísico (etapa 2). A Figura 1 mostra um exemplo de resultado de inversão de mCSEM 2.5D de menor dimensão. O retângulo do meio mostra uma anomalia associada ao reservatório, a linha preta mostra um "poço" através da anomalia e a linha cinza mostra um "poço" fora da anomalia. A diferença entre o "log" para as linhas cinza e preta na área em torno da profundidade do reservatório forma a TR associada ao reservatório. A extensão aproximada da representação gráfica é de 15000m na horizontal (eixo x) e 3500m na vertical (eixo y), enquanto que o retângulo menor que indica a anoma- lia é de aproximadamente 4500m na horizontal (eixo x ) e 875m na vertical (eixo y). A Figura 2 mostra um exemplo de logs de inversões de mCSEM com resistividade horizontal (esquerda) e resistividade vertical (direita). A diferença entre os dois logs em torno da região do reservatório forma a base para a localização e definição da magnitude da resistência transversal (Transverse Resistance - TR) anômala (produto de resistividade e espessura) associada ao reservatório a partir dos resultados da inversão de mCSEM. Fazendo referência à resistividade vertical, mostrada no painel à direita, a linha cinza (G) é um poço fora do reservatório a partir de inversão 2.5D sem restrições, a linha preta pontilhada (1) com sombreamento é a inversão 2.5D sem restrições através do reservatório. A TR é assumida como sendo em virtude de litologi- a/teor de fluido do reservatório. Por fim, a linha preta sólida (2) com sombreamento é uma inversão 2.5D com restrições através do reservatório com uma correção em virtude da suposição 2.5D de menor dimensão incluída. A diferença entre a linha cinza (G) e uma das outras duas (1 ou 2) define a resistência transversal (TR) quando integrada sobre as profundidades relevantes, aqui de aproximadamente 500 m. Quando se usa o resultado de 2.5D com restrição com um fator de correção 3D, uma TR de aproximadamente 24000 Ohm-m2 é obtida.

Etapa 2

[0058] A Etapa 2 é definida pelas subetapas: estimativa de satura-ção média, modelagem estocástica petrofísica e incorporação de in-certezas de parâmetros.

[0059] A estimativa da saturação média do reservatório apropriada que corresponde à TR obtida requer o uso de um modelo petrofísico estocástico que relaciona os parâmetros do reservatório com a TR. A TR é, em particular, principalmente dependente dos parâmetros de reservatório a seguir:

[0060] - espessura do reservatório

[0061] - porosidade média e variação dentro do reservatório

[0062] - saturação média e variação dentro do reservatório, além da covariância entre a porosidade e saturação

[0063] - resistividade da água na formação, ou seja, salinidade

[0064] - expoentes na equação de Archie que relacionam resistivi- dade e saturação.

[0065] Nenhum desses parâmetros é conhecido exatamente em uma situação de exploração, mas parâmetros tais como espessura do reservatório e porosidade são estimados no processo de avaliação de risco de prospecção. A todos os parâmetros na estrutura acima é atribuído um valor médio e uma faixa de variação ou distribuição, dependendo da informação disponível.

[0066] A Figura 3 mostra um resultado típico do modelo petrofísico estocástico. Ela mostra a saturação média ponderada da água (<Φ Sw>/<Φ> [v/v]) no eixo x em relação ao logaritmo da TR (log10(∑ Δ z Rv [Ohm-m2])) no eixo y, onde os pixels individuais mostram quantas a-mostras de uma amostragem de Monte Carlo acabaram nas posições fornecidas. A simulação de Monte Carlo é realizada para amostragem do espaço total definido pelas incertezas dos parâmetros. A Figura 3 baseia-se na amostragem de Monte Carlo e equação de Archie embora, opcionalmente, outras equações que não a equação de Archie possam ser usadas em vez da relação de resistividade-saturação.

[0067] Combinando os resultados da Figura 3 com a TR das inver-sões de mCSEM, uma estimativa de saturação de hidrocarbonetos pode ser obtida como SHC = 1-Sw. O canto inferior esquerdo escuro mostra que uma baixa saturação de água (alta saturação de hidrocar- bonetos) e baixa TR não são compatíveis e vice-versa para o canto superior direito. A tendência mais brilhante no meio mostra a covariân- cia de saturação e TR. O gráfico é a interseção através da representação gráfica em TR = 10000 Ohm-m2 e mostra a incerteza na saturação nesta TR. A TR indicada na Figura 2 proporcionaria log10 (TR) = 4,38. Incorporação das incertezas no resultado da inversão e o fator de correção 3D em virtude de inversão 2.5D de menor dimensão produz uma faixa de incerteza de TR. Isto produz um retângulo, em vez de uma linha, em uma dada TR, o qual representa as saturações mais prováveis dada a TR anômala.

[0068] No ambiente de exploração, os parâmetros em uma relação de resistividade-saturação petrofísica (por exemplo, equação de Archie) não são exatamente conhecidos, mas uma distribuição de probabilidade pode ser atribuída a eles. Ao fator de cimentação "m", por exemplo, normalmente pode ser atribuída uma expectativa de "2" e um desvio padrão. Da mesma forma, ao expoente de saturação "n" pode também ser normalmente atribuída uma expectativa de "2" e desvio padrão. À resistividade da água, por exemplo, pode ser atribuída uma distribuição de probabilidade plana a partir da salinidade mínima esperada para a salinidade máxima esperada e combinada com o perfil de temperatura assumido. Outras alternativas à equação de Archie também podem ser aplicadas. Qualquer relação petrofísica que relaciona um conjunto apropriado de parâmetros petrofísicos, um subconjunto dos quais é listado acima, à resistividade pode ser usada. Exemplos são a equação da Indonésia, a equação de Simandoux, a equação de Waxman-Smit e a equação de água dupla. Por exemplo, os modelos mencionados acima levam em conta a condutividade adicionada ao longo de superfícies de argila de diferentes maneiras. A porosidade média no reservatório pode ser atribuída a partir de avaliação de risco de prospecção. No entanto, dentro de cada reservatório, há uma variação na porosidade a qual tem de ser incluída. A variação da porosidade assumida dentro do reservatório pode ser estimada por uma distribuição de probabilidade truncada onde os limites de truncamento são a porosidade mínima do reservatório (corte de porosidade) para a porosidade máxima no reservatório (estimada a partir da profundidade e experiência de enterramento), mas a expectativa deverá corresponder à avaliação de risco de prospecção. A partir da experiência, a porosidade e saturação são, muitas vezes, correlacionadas. Baixa porosidade frequentemente corresponde a uma maior saturação de água em virtude de mais água ligada capilar. Esta correlação pode ser incorporada ao incluir uma covariância entre a porosidade e a saturação. A simulação petrofísica estocástica faz uma amostragem dos valores de parâmetros a partir das respectivas funções de densidade e proba-bilidade por meio de simulação de Monte-Carlo e constrói a relação de resistividade-saturação para cada possível conjunto de parâmetros do reservatório. Após relacionar os possíveis valores de resistividade do reservatório em uma conexão em série e calcular a resistência transversal, uma distribuição de possíveis relações de saturação - resistência transversal é encontrada.

Etapa 3

[0069] A Etapa 3 é definida pelas subetapas: integração de distri-buição de TR e uma estimativa final da distribuição de probabilidade de saturação.

[0070] A fim de obter uma distribuição de probabilidade a posteriori em relação à saturação média de água no reservatório dada a faixa de TR relevante assumida a partir dos resultados de mCSEM, uma integração é realizada sobre a faixa de resistências transversais estimadas. As incertezas dos resultados da inversão de dados de mCSEM são incluídas na integração. Isto corresponde à integração sobre uma faixa do eixo y na Figura 3. O integrante (a função 2D descrita pela Figura 3) é ponderada de acordo com a probabilidade assumida para as resistências transversais estimadas.

[0071] Finalmente, integração da distribuição representada pelo gráfico na Figura 3 ao longo da faixa de incerteza da TR a partir das inversões de mCSEM produz a distribuição de saturação média final esperada. A Figura 4 mostra tal distribuição de probabilidade (até uma constante) após integração da distribuição na Figura 3 ao longo da faixa especificada de TR a partir dos resultados de inversão de mCSEM com pesos que refletem as probabilidades para cada TR. O eixo horizontal x representa a saturação média ponderada da água (<Φ Sw>/<Φ> [v/v]).

[0072] O presente método é um método para estimar a saturação usando dados de mCSEM e modelos petrofísicos estocásticos por meio de quantificação da saturação média da água em um reservatório dada a resistência transversal (TR) obtida a partir de dados de mC- SEM. A TR de interesse é aquela associada à resistividade vertical, uma vez que mCSEM não é sensível à resistividade horizontal dentro do reservatório. Uma vez que sabe-se que dados de mCSEM são conhecidos por serem mais sensíveis à TR do que a profundidade exata e valor da resistividade, estes são mais robustos do que a dinâmica de trabalho existente. Ainda, o método é implementado como um método estocástico, o qual incorpora naturalmente as incertezas associadas de entrada e saída. Pode ser necessário considerar uma faixa de profundidade maior do que um esboço sísmico da prospecção quando de cálculo da TR em virtude da baixa resolução de mCSEM e incerteza da posição de profundidade da resistividade.

[0073] Embora a invenção precedente tenha sido descrita em al-guns detalhes por meio de ilustração e exemplo para fins de clareza de compreensão, será prontamente evidente para aqueles versados na técnica, à luz dos ensinamentos da presente invenção, que determinadas alterações e modificações poderão ser feitas sem se afastar do escopo das reivindicações anexas.

[0074] Embora a invenção tenha sido ilustrada e descrita em deta-lhes nos desenhos e na descrição precedente, tal ilustração e descri- ção devem ser consideradas como ilustrativas ou exemplificativas e não restritivas e não se destinam a limitar a invenção às modalidades descritas. O simples fato de que determinadas medidas são citadas em reivindicações dependentes mutuamente diferentes não indica que uma combinação destas medidas não possa ser usada com vantagem. Quaisquer sinais de referência nas reivindicações não deverão ser interpretados como limitando o âmbito da invenção. REFERÊNCIAS Poupon, A. e Leveaux, J., "Evaluation of water saturation in Shaly Formations", Trans. SPWLA 12° Annual logging Symposium, 1971, páginas 1-2. Simandoux, P., "Dielectric measurements in Porous Media and application to Shaly Formation", Revue del’Institut Fancais du Petrole, Edição Suplementar, 1963, páginas 193-215. Archie , G.E., 1942, The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics, AIME trans. 146, páginas 54-62. Clavier, C., Coates, C. e Dumanoir, C., 1984, The theoreti-cal and experimental bases for the "dual water" model for the interpretation of shaly-sands: SPE Journal, vol. 24, N° 2, páginas 153-168. Waxman, M. H. e Smits, L. J. M., 1968, Electrical conductivities in oil-bearing shaly-sands: SPE Journal, vol. 8, N° 2, páginas 107122. Chen et al., A Bayesian model for gas saturation estimation using marine seismic AVA and CSEM data, Geophysics 72, 2007. Morten et al., 3D reservoir characterization of a North Sea oil field using quantitative seismic & CSEM interpretation, SEG Ex-tended Abstracts, 2011.

Claims

1. Método para a estimativa de saturação de fluido em um reservatório caracterizado pelo fato de compreender as etapas a seguir: a) obtenção de dados de levantamento eletromagnético marinho de fonte controlada (marine Controlled-Source Electromagnetic - mCSEM) de uma região de interesse no subsolo, b) realização de uma inversão dos ditos dados de mCSEM obtidos para obter dados de inversão de mCSEM, c) localização de uma anomalia nos dados de inversão de mCSEM, d) subtração de uma tendência de resistividade de base dos ditos dados de inversão de mCSEM da tendência de resistividade dos ditos dados de inversão de mCSEM na anomalia, e) estimativa da magnitude de uma resistência transversal associada à anomalia usando a diferença da tendência de resistivida- de de base, f) estimativa de uma distribuição da saturação média do re-servatório que corresponde à resistência transversal usando um modelo petrofísico estocástico e simulação de Monte Carlo que correlacionam parâmetros do reservatório à resistência transversal, e g) integração da distribuição de saturação obtida em relação à resistência transversal e ponderação, através de uma distribuição assumida das resistências transversais estimadas, para obter uma estimativa final da probabilidade de saturação de fluido.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os parâmetros do reservatório são compreendidos dos seguintes: - espessura do reservatório, - porosidade média e variação dentro do reservatório, - saturação média e variação com o reservatório, - a covariância entre a porosidade e a saturação, - resistividade na água da formação, isto é, salinidade, e - expoentes na equação de Archie relativos à resistividade e à saturação.

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a relação de resistividade-saturação é inicialmente estimada a partir da equação da Indonésia ou da equação de Siman- doux ou da equação de Waxman-Smit ou da equação de água dupla.

4. Método de acordo com a reivindicação 2 ou 3, caracterizado pelo fato de que a estimativa de distribuição compreende: a) atribuição de um valor médio e uma faixa de variação ou distribuição de todos os ditos parâmetros, dependendo da informação disponível, b) realização de uma simulação de Monte Carlo para amostragem do espaço total definido pelas incertezas dos parâmetros e c) representação gráfica de uma saturação média da água (Sw) versus a resistência transversal (TR) a partir da dita amostragem e uma equação de saturação de água, e em que o método ainda compreende estimativa de uma saturação de hidrocarboneto (SHC), pelo que SHC = 1-Sw.