BR112019012451B1

BR112019012451B1 - Processo para exploração e/ou monitoramento da exploração de um fluido no seio de uma formação subterrânea

Info

Publication number: BR112019012451B1
Application number: BR112019012451-9A
Authority: BR
Inventors: Bruno GARCIA; Aurélien Cherubini; Hervé DESCHAMPS; Adrian CEREPI
Original assignee: IFP Energies Nouvelles
Priority date: 2016-12-20
Filing date: 2017-11-30
Publication date: 2023-03-07
Also published as: US20190323344A1; WO2018114268A1; FR3060636A1; FR3060636B1; BR112019012451A2; US10801321B2

Abstract

A presente invenção refere-se ao processo para a exploração e/ou a vigilância da exploração de um fluido tal como um hidrocarboneto fluido presente em pelo menos uma camada geológica de uma formação subterrânea. A partir de medidas consecutivas de pressão e de potencial espontâneo realizadas em pelo menos um ponto de medida situado em pelo menos um poço que atravessa pelo menos a camada geológica de interesse, determina-se a inclinação de uma camada que representa a evolução do gradiente de potencial espontâneo em função do gradiente de pressão. Depois, a partir desta inclinação e de um ábaco representativo da evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético em função da salinidade para a camada considerada, determina-se um valor da salinidade no ponto de medida.

Description

[001] A presente invenção refere-se ao domínio da exploração e/ou do monitoramento da exploração de um fluido contido em uma formação subterrânea. Mais particularmente, a presente invenção pode se referir à pilotagem de um processo de recuperação assistida dos hidrocarbonetos contidos em um reservatório geológico, por injeção de um fluido de varredura.

[002] A exploração de um reservatório de hidrocarbonetos por recuperação primária consiste em extrair, por meio de um poço dito de produção os hidrocarbonetos presentes no seio do reservatório pelo feito de sobrepressão que reina naturalmente no seio do reservatório. Esta recuperação primária permite apenas alcançar uma pequena quantidade dos hidrocarbonetos contidos no reservatório (da ordem de 10 a 15%).

[003] Para permitir prosseguir a extração dos hidrocarbonetos de um reservatório, especialmente quando a pressão no seio do reservatório se torna insuficiente para deslocar os hidrocarbonetos ainda no local, ou seja, insuficiente para ultrapassar a pressão capilar da rocha reservatório, são empregados métodos de produção ditos secundários. Especialmente, injeta-se um fluido (reinjeção da água produzida diluída ou não, injeção de água do mar ou de rio ou ainda injeção de gás, por exemplo) no seio do reservatório, para exercer no seio deste reservatório uma sobrepressão apropriada e uma varredura que permite arrastar os hidrocarbonetos para o ou os poços de produção. Uma técnica habitual no quadro é injeção de água (designada igualmente pelo termo em inglês « waterflooding »), na qual grandes volumes de água são injetados sob pressão no reservatório pelos poços injetores. A água injetada arrasta uma parte dos hidrocarbonetos que ela encontra e empurra os mesmos para um ou diversos poços produtores. Os métodos secundários de produção tais como a injeção de água permitem, todavia, apenas uma parte relativamente pequena dos hidrocarbonetos no local (tipicamente da ordem de 30%). E parcial é devida especialmente à captura dos óleos pelas forças capilares, às diferenças de viscosidade e de heterogeneidades em escalas micro- ou macroscópicas (escala dos poros e também escala do reservatório).

[004] Para recuperar melhor possível o resto dos hidrocarbonetos que permanece nas formações subterrâneas no término da realização dos métodos primários e secundários de produção, existem diferentes técnicas denominadas de recuperação assistida (conhecida pelo acrônimo « EOR », correspondente a « Enhanced Oil Recovery »). Entre estas técnicas, podem ser citadas técnicas que se assemelham à injeção de água citada antes, mas que emprega uma água que contém aditivos tais como, por exemplo, agentes tensoativos solúveis na água (estamos falando então de « surfactant flooding ») ou ainda polímeros. O emprego de agentes tensoativos induz especialmente uma diminuição da tensão interfacial de água/petróleo, o que é apropriado para garantir um arraste mais eficaz do petróleo aprisionado no nível das constrições de poros. O emprego de polímero tem como consequência o aumento da viscosidade da água, permitindo assim uma melhor afinidade com o óleo no local e, portanto, uma melhor eficiência de varredura (purga).

[005] Conhece-se igualmente a recuperação assistida por injeção de gases, miscíveis ou não (gás natural, nitrogênio ou CO2). Esta técnica permite manter a pressão no reservatório petrolífero durante a sua exploração, mas pode também permitir, no caso de gás miscíveis, a mobilização dos hidrocarbonetos no local e assim melhorar a vazão dos mesmos. Um gás normalmente utilizado é o dióxido de carbono quando este estiver disponível a baixo custo.

[006] Conhecem-se também técnicas alternativas que se baseiam em uma injeção de espuma no reservatório petrolífero. Em razão de sua viscosidade aparente elevada, a espuma é considerada como uma alternativa ao gás como fluido de injeção nos reservatórios de hidrocarbonetos. A mobilidade da espuma é assim reduzida em relação ao gás que, este possui uma tendência a se segregar e a perfurar rapidamente os poços produtores, especialmente nos reservatórios heterogêneos e/ou espessos. A recuperação assistida por injeção de espuma é particularmente atraente pois ela requer a injeção de volumes menores do que para outros processos de recuperação assistida à base de fluidos sem ser espumantes. Deve-se observar que existem também processos que consistem em uma alternação de injeção de espuma e de gases tais como CO2, permitindo um melhor controle da mobilidade dos produtos hidrocarbonetos na presença no reservatório, o objetivo sendo de se ter uma boa conformidade (efeito pistão homogêneo) do processo.

[007] Conhece-se igualmente a recuperação assistida do tipo térmico, durante a qual, um fluido quente, tal como um fluido condutor de calor ou ainda um gás sob a forma de vapor (por exemplo, o vapor d'água no caso de processos denominados « SAGD » para « Steam- Assisted Gravity Drainage » em inglês) é injetado em uma jazida petrolífera. Os processos térmicos permitem, por fornecimento de calorias e aumento da temperatura, reduzir a viscosidade dos hidrocarbonetos, especialmente dos brutos pesados e assim torná-los um pouco mais produtivos.

[008] Em todo caso, após a injeção de produtos químicos no sentido amplo, de fluidos gasosos ou após um processo térmico, a salinidade no seio do reservatório evolui. Por exemplo, a injeção de um fluido miscível qualquer que seja tem, por consequência, a diluição dos sais em presença no reservatório. Porém, também é possível que a salinidade seja modificada por causa da injeção de um fluido salino, tal como uma salmoura ou uma água do mar, por ocasião de um processo EOR ou de um teste de poços. Em todo caso, a salinidade de uma jazida de hidrocarbonetos evolui por ocasião da própria extração destes hidrocarbonetos, pela produção de salmoura que contém o gás e o óleo.

[009] Ora, a salinidade representa um papel importante na afinidade do meio poroso com o óleo no local neste meio poroso e reciprocamente. Por consequência, é importante poder acompanhar a evolução da salinidade no seio de uma jazida de hidrocarbonetos por ocasião de sua exploração, especialmente de antecipar os mecanismos de interação « fluidos-rochas » que intervêm em um reservatório petrolífero durante a sua exploração e, consequentemente melhor pilotar os processos EOR. Além disso, em caso de vazamento no seio de um compartimento vizinho (tal como um reservatório secundário, um aquífero), a salinidade é um parâmetro a ser vigiado de maneira a pôr em evidência este vazamento e sua evolução no tempo.

Estado da técnica

[0010] Os documentos a seguir serão citados durante o relatório: Chapellier, D., 2009, Diagraphies Pétrole, Cours online de Géophysique, Université de Lausanne, Institut Français du Pétrole, Esmaeili, S., Rahbar, M., Pahlavanzadeh, H. e Ayatollahi, S. (2016), Investigation of streaming potential coupling coefficients and zeta potential at low and high salinity conditions: Experimental and modeling approaches, Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 145, September 2016, Paginas 137-147, ISSN 0920-4105. Glover, P. W. J., E. Walker, and M. D. Jackson (2012), Streaming-potential coefficient of reservoir rock: A theoretical model, Geophysics, 77(2), D17-D43, doi: 10.1190/geo2011-0364.1. Jaafar, M. Z., J. Vinogradov e M. D. Jackson (2009), Measurement of streaming potential coupling coefficient in sandstones saturated with high salinity NaCl brine, Geophys. Res. Lett., 36, L21306, doi:10.1029/2009GL040549. Vinogradov, J., M. Z. Jaafar e M. D. Jackson (2010), Measurement of streaming potential coupling coefficient in sandstones saturated with natural and artificial brines at high salinity, J. Geophys. Res., 115, B12204, doi: 10.1029/2010JB007593.

[0011] Classicamente, a estimativa da salinidade no seio de uma formação subterrânea se efetua seja 1) no laboratório, após retirada do fluido presente no seio da formação e por meio de um condutivímetro, seja 2) in situ, a partir de uma medição da resistividade elétrica realizada por meio de uma ferramenta de diagrafia que mergulhada no seio de um poço que atravessa a formação de interesse.

[0012] No caso de uma estimativa da salinidade em laboratório, é necessário realizar uma retirada de amostra do fluido presente na formação de interesse. Os reservatórios de hidrocarbonetos estando situados em profundidades da ordem do quilômetro, às vezes sob uma camada espessa de água, a operação nunca é simples de se realizar tecnicamente, especialmente por motivo da necessidade de que a amostra esteja bem preservada dos fluidos do ambiente (por exemplo, o fluido retirado deve ser preservado dos fluidos presentes no poço). Depois é realizada uma medição de condutimetria sobre a amostra de fluido retirada. A partir de um ábaco padronizado que representa a evolução da condutividade em função da salinidade, pode-se daí deduzir a salinidade do fluido de interesse. Todavia, dada a complexidade da retirada de amostra a ser realizada, este tipo de abordagem não permite um monitoramento em tempo real de um sítio de exploração de hidrocarbonetos (especialmente o monitoramento dos vazamentos de fluidos para um compartimento vizinho) e, em particular, não permite a sua pilotagem em tempo real.

[0013] No caso de uma estimativa da salinidade in situ por medições do tipo diagrafia elétrica, esta necessita realizar operações de descida e de subida dos instrumentos de diagrafias no seio de um poço de perfuração, realizar as medições por meio destes instrumentos, depois estimar a salinidade por meio dos ábacos realizados levando em conta a relação resistividade - temperatura - salinidade. Entre os parâmetros medidos pelos instrumentos de diagrafia elétrica, pode-se especialmente medir a resistividade elétrica das rochas. A resistividade elétrica das rochas é, na maioria dos casos, do tipo eletrolítico (ou seja, que as rochas conduzem a corrente elétrica graças ao fluido que elas contêm). A resistividade elétrica de uma rocha depende essencialmente da qualidade do eletrólito (ou seja, da resistividade Rw do fluido de embebimento e, consequentemente, da quantidade de sais dissolvidos), da quantidade de eletrólito contida na unidade de volume da rocha (ou seja, da porosidade da camada geológica), do tipo de distribuição do eletrólito (ou seja, que nunca Sw = 1, porém Sw < 1, daí uma distribuição heterogênea que pode aumentar o tempo com a exploração e a produção). Em relação à resistividade de um eletrólito depende de seu teor de íons e da mobilidade dos íons em solução. Ora, a mobilidade sendo variável, daí resulta que a resistividade de uma depende não apenas da quantidade de sais dissolvidos, porém, ainda da natureza dos mesmos. Para caracterizar uma água, utiliza-se frequentemente a noção de salinidade equivalente (seja a salinidade em NaCl que provocaria uma resistividade igual àquela medição). Assim, a contribuição de um sal à resistividade de uma solução depende da concentração deste sal e da salinidade total. Se conhecemos a salinidade de uma água e a sua composição pode-se, graças a um ábaco pré-estabelecido (por exemplo, tal como o ábaco 2 apresentado na página 19 do documento (Chapelier, 2009)), obter os coeficientes que permitirão passar de diversos sais ao equivalente NaCl. Infelizmente é impossível conhecer a composição química de uma água partindo-se da sua resistividade. Pode-se, todavia, por meio de um ábaco pré-estabelecido (por exemplo tal como o ábaco 1 apresentado na página 17 do documento (Chapelier, 2009)), a partir do valor da resistividade, determinar a salinidade de uma solução em equivalente NaCl. A resistividade de um eletrólito depende também de sua temperatura. Um aumento da temperatura diminui a resistividade. A partir de um ábaco tal como o ábaco 1 apresentado na página 17 do documento (Chapelier, 2009), é possível obter a resistividade de uma solução para uma temperatura e uma salinidade de NaCl dada.

[0014] Todavia, a estimativa da salinidade in situ, por meio das diagrafias elétricas, se baseia na medição absoluta da resistividade no seio da formação estudada. Há, portanto, uma necessidade de padronizar os aparelhos de medição da resistividade, de maneira a evitar qualquer desvio, mas também padronizar estes aparelhos em função do tipo de eletrólito, da qualidade do mesmo etc. Além disso, estas operações de medições diagráficas podem ser efetuadas apenas em um poço sem tubo (de maneira a evitar a presença de metal). Além disso, este tipo de medições permite uma estimativa da salinidade com uma resolução vertical muito boa (sem medições do instrumento diagráfico da ordem do cm), mas sofre de uma resolução lateral baixa (baixa profundidade de penetração, daí uma estimativa da salinidade unicamente localmente, em um perímetro limitado em torno do poço). Além disso, as operações de injeção de diferentes fluidos e de testes de poços têm como consequência provocar um forte impacto sobre a zona próxima do poço e, portanto, gerar uma grande incerteza sobre a determinação da salinidade. Além disso, de maneira geral, a realização deste tipo de medições é onerosa e necessita a intervenção de equipes técnicas especializadas.

[0015] Assim, de maneira geral, as estimativas de salinidade in situ necessitam que se faça o questionamento da a alocação de produção, da representatividade da amostragem, mas também da preservação da salinidade em condições de reservatório, sem contar o risco de contaminação dos compartimentos subjacentes ao reservatório por ocasião do trajeto da amostra.

[0016] A presente invenção refere-se a um processo para a exploração e/ou o monitoramento de um ponto de exploração de um fluido (tais como hidrocarbonetos) presente no seio de uma formação subterrânea, que compreenda uma etapa de determinação da evolução da salinidade na formação, a partir de medições de variações de pressão e de potencial espontâneo repetidas ao longo do tempo, estas medições sendo realizadas por ocasião de um processo de injeção de água (recuperação secundária de hidrocarbonetos) ou de um processo EOR (recuperação terciária) e isto, qualquer que seja este processo (recuperação primária, secundária ou terciária).

[0017] Além disso, o processo de acordo com a invenção pode permitir um acompanhamento da evolução da permeabilidade (absoluta e relativa) no seio da formação. O conjunto destas informações pode ser integrado a um modelo representativo da formação subterrânea (também denominada modelo de reservatório), destinado, por exemplo, a uma simulação de reservatório, de maneira a pilotar a exploração dos hidrocarbonetos da formação estudada em tempo real.

O processo de acordo com a invenção

[0018] De maneira geral, a invenção se refere a um processo para a exploração e/ou o monitoramento da exploração de um fluido tal como um hidrocarboneto fluido presente em pelo menos uma camada geológica de uma formação subterrânea, pelo menos um poço que atravesse pelo menos a dita camada da dita formação. Por meio de pelo menos um ábaco representativo da evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético em função da salinidade para a dita camada, determina-se a salinidade no seio de pelo menos a dita camada em pelo menos um ponto de medição situado no dito poço e no nível da dita camada para pelo menos um instante Ti pré-definido da exploração do dito fluido realizando-se pelo menos as seguintes etapas: a) mede-se uma pressão no nível do dito ponto de medição para pelo menos o dito instante Ti, um instante Ti-1 precedente ao dito instante Ti e um instante Ti+1 após o dito instante Ti; b) mede-se um potencial espontâneo no nível do dito ponto de medição para os ditos instantes Ti-1, Ti e Ti+1; c) a partir das ditas medições de pressão e ditas medições de potencial espontâneo para os ditos instantes Ti-1, Ti e Ti+1 ao dito ponto de medição, determina-se a inclinação de uma curva que representa a evolução do gradiente de potencial espontâneo em função do gradiente de pressão entre os ditos instantes Ti-1 e Ti+1; d) a partir da dita inclinação e do dito ábaco, determina-se um valor da dita salinidade ao dito ponto de medição e ao dito instante Ti.

[0019] Depois, explora-se e/ou vigia-se a dita exploração do dito fluido levando em conta o dito valor da dita salinidade.

[0020] De acordo com uma realização da invenção, pode-se determinar previamente e o dito ábaco, realizando-se o mesmo em laboratório e por meio de uma amostra de rocha representativo da dita camada geológica, medições de pressão e de potencial espontâneo para um grande número de valores de salinidade de uma salmoura que satura a dita amostra.

[0021] De acordo com uma variante de realização da invenção, o dito poço pode ser um poço produtor, um poço injetor ou um poço destinado ao monitoramento da dita exploração do dito fluido.

[0022] De acordo com uma realização da invenção, pode-se realizar as ditas medições de pressão e as ditas medições de potencial espontâneo em pelo menos dois pontos de medições situados em pelo menos dois poços que atravessam pelo menos a dita camada da dita formação e pode-se determinar uma evolução da dita salinidade na dita camada entre os ditos dois poços.

[0023] De acordo com uma variante de realização da invenção, além do dito valor da dita salinidade, pode-se determinar um valor da permeabilidade absoluta da dita camada realizando-se, além das ditas medições de pressão e das ditas medições de potencial espontâneo, medições de vazão do dito fluido explorado pelo menos no dito ponto de medição e para pelo menos os ditos instantes Ti, Ti-1 e Ti+1.

[0024] De acordo com uma realização da invenção, além do dito valor da dita salinidade, pode-se determinar um valor da permeabilidade relativa ao dito ponto de medição, realizando-se, além das ditas medições de pressão e das ditas medições de potencial espontâneo, medições de resistividade elétrica pelo menos no dito ponto de medição e pelo menos para os ditos instantes Ti, Ti-1 e Ti+1.

[0025] Outras características e vantagens do processo de acordo com a invenção, surgirão durante a leitura do relatório descritivo aqui a seguir de exemplos não limitativos de realizações, referindo-se às Figuras anexas e descritas aqui a seguir.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0026] A Figura 1 apresenta um ábaco que representa a evolução o coeficiente de acoplamento eletro cinético (C) em função da salinidade (Cf) para diferentes tipos de rocha.

[0027] A Figura 2 apresenta a evolução da pressão e do potencial espontâneo para uma sucessão de valores de vazão de salmoura de salinidade dada injetada em uma amostra de rocha.

[0028] A Figura 3 apresenta uma série de curvas que representam a evolução do gradiente de potencial espontâneo em função do gradiente de pressão, cada uma destas curvas correspondentes a uma salinidade dada.

[0029] A Figura 4 apresenta um ábaco que representa a evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético (C) em função da salinidade (Cf) para uma amostra de rocha retirada.

Descrição detalhada do processo

[0030] De maneira geral, um dos objetivos da invenção se refere a um processo para a exploração e/ou o monitoramento da exploração de um fluido (tal como um hidrocarboneto fluido) presente no seio de pelo menos uma camada geológica de uma formação subterrânea, pelo menos um poço atravessando a camada geológica de interesse. Mais particularmente, a invenção visa avaliar um valor da salinidade no seio de pelo menos uma camada geológica da formação, para pelo menos um instante Ti considerado durante a exploração deste fluido. Para a continuação do relatório descritivo, será considerado que o fluido explorado é um hidrocarboneto fluido (serão descritos em seguida hidrocarbonetos de maneira geral), mas a invenção pode ser tão bem realizada no caso de uma exploração de qualquer outro tipo de fluido (água, por exemplo).

[0031] De acordo com um modo de realização da invenção caracterizado pelo fato de que a exploração dos hidrocarbonetos é realizada por meio de uma técnica de recuperação assistida, o poço que atravessa a camada geológica de interesse pode ser um poço injetor (no caso, por exemplo, de uma exploração dos hidrocarbonetos por recuperação de tipo secundário ou terciário), um poço produtor ou então ainda um poço destinado ao monitoramento da exploração dos hidrocarbonetos. Este ou estes poços foram furados anteriormente, por meio de fermentação de perfuração, de maneira a atravessar pelo menos a camada da formação subterrânea na qual se encontram os hidrocarbonetos que se deseja explorar. A geometria deste ou destes poços pode ser qualquer uma.

[0032] O processo de acordo com a invenção requer a existência de pelo menos um ábaco (por exemplo, uma curva) representativo da evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético em função da salinidade e isto para a camada geológica de interesse. Existem numerosos ábacos deste tipo na literatura, estabelecidos para diferentes tipos de rocha. Um exemplo de um tal ábaco, para diferentes tipos de grés (classificados em função de sua permeabilidade, de sua porosidade), é fornecido, por exemplo, no documento Vinogradov e outros, 2010). Poder-se-á igualmente se referir aos seguintes documentos: Glover e outros, 2012; Jaafar e outros, 2009; Esmaeili e outros, 2016; Jaafar e Pourbasirat, 2011.

[0033] Vantajosamente, de maneira a avaliar da maneira mais precisa possível a salinidade no seio da camada geológica de interesse, pode-se, anteriormente à dita estimativa, estabelecer um tal ábaco, a partir de pelo menos uma amostra de rocha retirada no seio da camada de interesse (cf. a etapa opcional 3.3 descrita a seguir). Desta maneira, o ábaco considerado para a realização do processo de acordo com a invenção é perfeitamente representativo da evolução do coeficiente de acoplamento eletrocinético em função da salinidade para a camada considerada, pois que estabelecido diretamente a partir de uma amostra da camada de interesse.

[0034] O processo de acordo com a invenção envolve então pelo menos as seguintes etapas: 1. Medições de pressão 2. Medições de potencial espontâneo 3. Estimativa da salinidade 4. Exploração e/ou monitoramento da exploração dos hidrocarbonetos

[0035] As diferentes etapas da invenção estão descritas aqui a seguir. As etapas 1 e 2 podem ser realizadas nesta ordem, simultaneamente ou na ordem inversa.

1. Medições de pressão

[0036] Durante esta etapa, trata-se de medir a pressão no nível de pelo menos um ponto de medição situado em pelo menos um dos poços que atravessam a camada geológica de interesse da formação subterrânea e isto para pelo menos três instantes considerados durante a exploração dos ditos hidrocarbonetos: o instante Ti de interesse, um instante Ti-1 anterior ao dito instante Ti e um instante Ti+1 após o instante Ti. Assim, de acordo com a invenção, são realizadas pelo menos três medições de pressão, no mesmo ponto de medição, mas para três instantes diferentes. Preferencialmente, realiza-se um grande número de medições, para os instantes T1 a TN com N>3 pré-determinados, escolhidos durante o período da exploração dos hidrocarbonetos de pelo menos a camada geológica de interesse. Estes instantes de medição podem ser escolhidos de maneira a estarem espaçados regularmente durante o tempo da exploração dos hidrocarbonetos, o que permite que tenha uma estimativa da salinidade no seio da camada geológica de interesse de maneira contínua no tempo. A amostragem destes instantes de medição pode ser alternativamente não regular; eles podem ser, por exemplo, escolhidos de maneira a avaliar salinidade no seio da camada geológica de interesse a instantes importantes da exploração dos hidrocarbonetos da camada geológica considerada.

[0037] De acordo com a invenção, estas medições são realizadas a partir de um meio de medição da pressão, como, por exemplo, um captador de pressão de tipo PAA-33X comercializado pela sociedade Keller. O captador de pressão pode, por exemplo, ter sido instalado anteriormente na realização do processo de acordo com a invenção, por exemplo, no momento da perfuração do poço, quando as medições são efetuadas. Estes captadores de pressão podem ser instalados sobre o dispositivo de perfuração no caso de uma diagrafia instantânea, preferencialmente no interior do poço no caso de uma diagrafia diferenciada que permitiria seguir a evolução de um diferencial de pressão sobre um perfil vertical no nível do reservatório considerado. No caso de um acompanhamento da pressão ao longo de um reservatório (e não sobre um perfil vertical), é necessário que se tenha pelo menos dois poços e um captador no interior de cada um dos mesmos. De acordo com uma realização preferida da invenção, o ou os captadores de pressão podem ser instalados de maneira permanente, de acordo com a técnica denominada « side pocket » (ou bolso lateral) bem conhecida do especialista.

[0038] De acordo com uma realização da invenção, instala-se um grande número de captadores de pressão no seio de um mesmo poço. Pode-se, por exemplo, instalar um grande número de captadores de pressão em diferentes pontos de medição da camada geológica de interesse (ou seja, o reservatório principal de hidrocarbonetos) e, além disso, um grande número de captadores de pressão em diferentes pontos de medição de qualquer outra camada geológica da formação subterrânea estudada atravessada pelo poço considerado (tal como um reservatório secundário de hidrocarbonetos ou então ainda um aquífero para o qual se desejaria vigiar a evolução da salinidade). Para cada ponto de medição, ou seja, para cada posição (x,y,z) no seio de um poço, mede-se pelo menos três valores de pressão, para os instantes Ti-1, Ti e Ti+1. Desta maneira, pode-se seguir a evolução da salinidade em diversos pontos de medição de uma mesma camada geológica (o que é vantajoso no caso de um reservatório espesso de hidrocarbonetos) ou então seguir a evolução da salinidade para diversas camadas geológicas (para o reservatório principal e para reservatórios secundários e/ou para o reservatório principal e para um aquífero subjacente).

[0039] Vantajosamente, este tipo de medições é realizado para diferentes poços que atravessam pelo menos a camada geológica de interesse, tais como um poço produtor, um poço injetor e/ou um poço destinado ao monitoramento da exploração dos hidrocarbonetos. As medições realizadas em diferentes poços podem permitir vigiar a evolução da salinidade em diferentes posições laterais da formação subterrânea e assim permitir compreender os movimentos dos fluidos no seio da formação, o que pode contribuir a uma pilotagem eficaz da exploração da formação subterrânea.

2. Medições de potencial espontâneo

[0040] Durante esta etapa, trata-se de medir o potencial espontâneo no nível de pelo menos um ponto de medição situado em pelo menos um dos poços que atravessa a camada geológica de interesse da formação subterrânea e isto para pelo menos três instantes considerados durante a exploração dos ditos hidrocarbonetos: o instante Ti de interesse, um instante Ti-1 anterior, o dito instante Ti e um instante Ti+1 seguinte ao instante Ti. O potencial espontâneo é uma medição da diferença de potencial elétrico que existe em uma formação subterrânea de maneira natural. Ele permite especialmente caracterizar as circulações de fluidos em uma formação. Assim, de acordo com a invenção, pelo menos três medições mesures de potencial espontâneo, no mesmo ponto de medição, mas para três instantes diferentes, são necessários à realização da invenção. Preferencialmente, realiza-se um grande número de medições, para instantes Ti a TN com N>3 pré- determinados, escolhidos durante o período da exploração dos hidrocarbonetos de pelo menos a camada geológica de interesse. Estes instantes de medição podem ser escolhidos de maneira a estarem regularmente espaçados durante o tempo da exploração dos hidrocarbonetos, o que permite que se tenha uma estimativa da salinidade no seio da camada geológica de interesse de maneira contínua no tempo. A amostragem destes instantes de medição pode ser alternativamente não periódica, por exemplo, escolhido de maneira a avaliar a salinidade no seio da camada geológica de interesse a instantes chaves da exploração dos hidrocarbonetos da camada geológica considerada.

[0041] De acordo com a invenção, estas medições são realizadas a partir de um meio de medição do potencial espontâneo. Um tal meio de medição do potencial espontâneo pode compreender pelo menos dois eletrodos não polarizáveis ligados a um resistivímetro, como, por exemplo, um resistivímetro do tipo TERRAMETER SAS4000 comercializado pela sociedade ABEM. Os eletrodos não polarizáveis podem, por exemplo, ter sido previamente instalados na realização do processo de acordo com a invenção, por exemplo, no momento da perfuração do poço no qual as medições são efetuadas. De acordo com uma realização da invenção, pelo menos os dois eletrodos necessários para a medição de uma diferença de potencial espontâneo são colocados ao longo de um mesmo poço, por exemplo, no nível do teto e da base da camada de reservatório e isto de maneira a seguir a evolução do potencial a causado pelos fluxos verticais de fluidos. De acordo com outra variante de realização da invenção, pelo menos os dois eletrodos estão colocados em dois poços distintos, de maneira a medir a evolução lateral do potencial espontâneo. O resistivímetro é, por exemplo, instalado na superfície da formação e está ligado aos eletrodos por meio de cabos elétricos protegidos por uma luva estanque aos fluidos e isto de maneira a evitar alguma corrosão prejudicial quando o dispositivo de medições de potencial espontâneo é deixado no local durante um longo período de tempo (por exemplo, durante vários anos no caso de um monitoramento de sítios).

[0042] De acordo com uma realização da invenção, instala-se um grande número de pares de eletrodos no seio de um mesmo poço. Pode-se, por exemplo, instalar um grande número de pares de eletrodos em diferentes pontos de medição da camada geológica de interesse, e pode-se, também, instalar um grande número de pares de eletrodos no nível de diferentes pontos de medição de qualquer outra camada geológica (tal como um reservatório de hidrocarbonetos secundário ou então ainda um aquífero que se desejaria vigiar a evolução da salinidade) da formação subterrânea estudada atravessada pelo poço. Para cada ponto de medição, ou seja, para cada posição (x,y,z) no seio de um poço, medem-se pelo menos três valores de potencial espontâneo, para os instantes Ti-1, Ti e Ti+1. Desta maneira, pode-se seguir a evolução da salinidade em diversos pontos de medição de uma mesma camada geológica (o que é vantajoso no caso de um reservatório de hidrocarbonetos espessos), ou então seguir a evolução da salinidade para diversas camadas geológicas (para o reservatório principal e para reservatórios secundários e/ou para o reservatório principal e para um aquífero subjacente).

[0043] Vantajosamente, este tipo de medições é realizado para diferentes poços que atravessam pelo menos a camada geológica de interesse, tais como um poço produtor, um poço injetor e/ou um poço destinado ao monitoramento da exploração dos hidrocarbonetos. As medições realizadas em diferentes poços podem permitir vigiar a evolução da salinidade em diferentes posições laterais da formação subterrânea e assim permitir compreender os movimentos dos fluidos no seio da formação, o que pode contribuir para uma pilotagem eficaz da exploração da formação subterrânea.

3. Estimativa da salinidade

[0044] Durante esta etapa, determina-se, a partir das medições de pressão e das medições de potencial espontâneo realizadas para os instantes Ti-1, Ti e Ti+1 e em pelo menos um ponto de medição situado no nível da camada geológica de interesse, a inclinação de uma curva representando a evolução do gradiente de potencial espontâneo em função do gradiente de pressão entre os instantes Ti-1 e Ti+1 para o ponto de medição considerado (cf. subetapa 3.1 a seguir). Esta inclinação correspondente ao coeficiente de acoplamento eletrocinético, determina-se a partir desta inclinação e de um ábaco representativo da evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético em função da salinidade para este ponto de medição situado no nível da camada geológica de interesse (cf. a subetapa 3.2 a seguir). De acordo com uma realização do processo de acordo com a invenção, determina-se previamente um tal ábaco (cf. subetapa 3.3 opcional a seguir). De acordo com outra realização da invenção, além da salinidade, determina-se igualmente a permeabilidade absoluta e/ou a permeabilidade relativa associadas à camada geológica de interesse (cf. a subetapa 3.4 opcional a seguir).

3.1. Determinação do coeficiente de acoplamento eletro cinético

[0045] Durante esta subetapa, trata-se, a partir das medições de pressão e das medições de potencial espontâneo realizadas tal como descrito a seguir para pelo menos os instantes Ti-1, Ti e Ti+1, determinar pelo menos um valor de coeficiente de acoplamento eletro cinético, para pelo menos o instante Ti. Para isso, de acordo com a invenção, determina-se a inclinação no instante Ti da curva que representa a evolução do gradiente de pressão em função do gradiente de potencial espontâneo pelo menos em torno do instante Ti considerado.

[0046] De acordo com uma realização da invenção, avaliam-se para isso dois valores do gradiente de pressão, a partir de pelo menos três medições da pressão realizadas nos instantes Ti-1, Ti e Ti+1. Da mesma maneira, avaliam-se dois valores do gradiente de potencial espontâneo a partir pelo menos das três medições do potencial espontâneo realizadas nos instantes Ti-1, Ti e Ti+1. Depois avalia-se a inclinação no instante Ti considerado da curva que representa a evolução do gradiente de potencial espontâneo em função do gradiente em torno do instante Ti. Esta inclinação corresponde ao coeficiente de acoplamento eletro cinético no instante Ti considerado. É bem evidente que este exemplo de realização da estimativa da inclinação local, em torno do instante Ti considerado, não é limitativo e que esta inclinação podia ter sido avaliada considerando-se mais do que três pontos de medições da pressão e/ou do potencial espontâneo e/ou que a 'avaliação do gradiente de pressão e/ou do gradiente de potencial espontâneo poderia constituir o objetivo de uma avaliação a partir de mais do que dois pontos de medições e/ou que a própria inclinação da curva representativa da variação do gradiente de potencial espontâneo em função do gradiente de pressão teria podido igualmente ser avaliada a partir de mais do que dois valores de gradiente de pressão e/ou de potencial espontâneo.

[0047] Vantajosamente, repete-se a avaliação do coeficiente de acoplamento eletro cinético para cada instante Ti tal que i>1, i<N e N>3 para o qual foram efetuadas uma medição de pressão e uma medição de potencial espontâneo. Desta maneira, obtém-se um valor do coeficiente de acoplamento eletro cinético para cada instante Ti tal que i>1, i<N e N>3 amostrado durante a exploração dos hidrocarbonetos da formação subterrânea estudada.

[0048] Além disso, esta estimativa do coeficiente de acoplamento eletro cinético para pelo menos um instante Ti da exploração dos hidrocarbonetos contidos em uma camada geológica de uma formação subterrânea pode ser repetida para qualquer outra camada geológica de interesse (tal como um reservatório de hidrocarbonetos secundário ou então ainda um aquífero do qual se desejasse vigiar a evolução da salinidade) da formação subterrânea estudada atravessada pelo poço considerado. Para cada ponto de medição, ou seja, para cada posição (x,y,z) no seio do poço considerado, avalia-se pelo menos um valor do coeficiente de acoplamento eletro cinético para pelo menos um dado instante Ti.

[0049] Vantajosamente, a avaliação do coeficiente de acoplamento eletro cinético é realizada para diferentes poços que atravessam pelo menos a camada geológica de interesse, tais como um poço produtor, um poço injetor e/ou um poço destinado ao monitoramento da exploração dos hidrocarbonetos. Esta avaliação realizada em diferentes poços pode permitir vigiar a evolução da salinidade em diferentes posições laterais da formação subterrânea e, assim, permitir compreender os movimentos do fluido no seio da formação, o que pode contribuir para um controle eficaz da exploração da formação subterrânea.

3.2. Determinação da salinidade

[0050] Durante esta subetapa, trata-se de determinar um valor representativo da salinidade para pelo menos o instante Ti para pelo menos a camada geológica de interesse e para pelo menos o poço considerado e, isto a partir do coeficiente de acoplamento eletro cinético tal como determinado na subetapa 3.1 e de um ábaco representativo da evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético em função da salinidade pelo menos para a rocha constitutiva da camada geológica de interesse no nível considerado dos poços.

[0051] De acordo com uma realização da invenção, quando um tal ábaco não existe ou quando se deseja um ábaco perfeitamente representativo da rocha constitutiva da camada geológica de interesse no ponto de medição considerado (especialmente representativo da rocha constitutiva da camada geológica no nível do poço considerado, mas de maneira mais geral, no nível da posição (x,y,z) do ponto de medição considerado), constrói-se previamente um tal ábaco (cf, a subetapa 3.3 a seguir).

[0052] Um exemplo de um tal ábaco é apresentado na Figura 1 no caso de três tipos de rocha diferentes: um calcário de Brauvilliers de permeabilidade 2mD (denominado C1), um calcário de Brauvilliers de permeabilidade 300mD (denominado C2), e grés de diferentes permeabilidades (25 mD, 38 mD, 70 mD, 3D) (denominados S). Pode- se observar que o coeficiente de acoplamento eletro cinético (C) varia em função da salinidade Cf segundo uma curva que é função do tipo de rocha considerado.

[0053] Assim, a partir de um ábaco, do tipo de rocha e do valor do coeficiente de acoplamento eletro cinético para um instante Ti considerado durante a exploração dos hidrocarbonetos de uma dada camada geológica, pode-se determinar a salinidade no seio da camada considerada para o instante Ti considerado no ponto de medição considerado.

[0054] Esta estimativa pode ser vantajosamente repetida em cada ponto de medição da pressão e do potencial espontâneo do processo de acordo com a invenção, ao longo de um mesmo poço e/ou no nível de diferentes poços, para uma mesma camada geológica e/ou para qualquer outra camada geológica de interesse (tal como um reservatório de hidrocarbonetos secundário, ou então ainda um aquífero para o qual se desejasse vigiar a evolução da salinidade) da formação subterrânea estudada. De acordo com uma realização da invenção, utiliza-se e/ou constrói-se (cf. subetapa 3.3 a seguir) os ábacos ad hoc em função do tipo de rocha encontrado em cada ponto de medição considerado.

3.3. Determinação de um ábaco que representa a evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético em função da salinidade

[0055] Esta subetapa é opcional. Ela consiste em estabelecer um ábaco representativo da evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético em função da salinidade e, isto a partir de uma amostra de rocha representativa da rocha constitutiva da ou das camadas geológicas de interesse. Vantajosamente, a amostra de rocha utilizada para a realização desta etapa foi retirada in situ, no nível do ponto de medição no qual se deseja avaliar a salinidade (e, portanto, no nível do ponto de medição no nível do qual foram realizadas medições de potencial espontâneo e de pressão para pelo menos os 3 instantes Ti- 1, Ti e Ti+1) e, isto para que o ábaco construído a partir desta amostra seja o mais representativo possível da realidade física subjacente.

[0056] De maneira geral, o estabelecimento deste ábaco consiste em saturar uma amostra de rocha representativa do ponto de medição de interesse em uma salmoura de salinidade conhecida, depois de fazer variar a vazão desta salmoura no seio da amostra e medir a diferença de pressão e a diferença de potencial espontâneo resultante (por exemplo, entre as duas faces da amostra considerada). A Figura 2 apresenta os resultados de uma série de medições de pressão e de potencial espontâneo para uma sucessão de valores de vazão de salmoura de salinidade a 10 g/L injetada em uma amostra de calcário de Brauvilliers. Pode-se observar nesta Figura que foram efetuados 9 patamares de medições, com ciclos de subidas e de descidas em vazão irregulares. Todos estes patamares concordam entre si e fornecem o mesmo valor de ΔV/ΔP, o que demonstra que o protocolo de medição configurado é confiável.

[0057] A Figura 3 apresenta uma série de 6 curvas que representam a evolução do gradiente de potencial espontâneo em função do gradiente de pressão, cada uma destas curvas correspondente a uma dada salinidade (da esquerda para a direita e de alto pra baixo respectivamente: [NaCl]=0,07 mol/l, [NaCl]=0,24 mol/l, [NaCl]=0,50 mol/l, [NaCl]=0,57 mol/l, [NaCl]=0,71 mol/l e [NaCl]=1,21 mol/l). A inclinação de cada uma destas curvas, ou seja, o coeficiente de acoplamento eletro cinético C é, em seguida avaliado e apresentado sobre um diagrama, tal como apresentado na Figura 4, que representa a evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético C em função da salinidade Cf.

[0058] Esta subetapa opcional pode ser repetida vantajosamente para qualquer amostra de rocha representativa de um ponto de medição para o qual se deseja obter uma avaliação da salinidade.

3.4. Determinação da permeabilidade absoluta e relativa

[0059] Durante esta subetapa opcional, avalia-se, além da salinidade, a permeabilidade absoluta e/ou a permeabilidade pelo menos para o instante Ti considerado e pelo menos para a camada geológica de interesse e pelo menos para o ponto de medição considerado.

[0060] De acordo com uma realização da invenção, determina-se a permeabilidade absoluta no nível do ponto de medição considerado da maneira a seguir: realiza-se, também, medições de potencial espontâneo e medições de pressão descritas respectivamente nas seções 1 e 2 anteriores, medições da vazão do fluido explorado (medições da vazão realizadas no topo de um poço de injeção e/ou de um poço de produção, por exemplo) e isto pelo menos no ponto de medição e pelo menos para os instantes Ti, Ti-1 e Ti+1 para os quais se dispõem igualmente das medições de potencial espontâneo e das medições de pressão. Depois, a partir da lei de Darcy, determina-se a permeabilidade absoluta k de acordo com a seguinte fórmula:

em que Q é a vazão assim medição, S é a superfície da seção através da qual se efetua o escoamento, Δx é a distância sobre a qual se efetua o escoamento, ΔP é o gradiente de pressão assim medido e n est a viscosidade do fluido. Vantajosamente, determina-se a permeabilidade absoluta no caso de medições de pressão e de vazão realizadas entre dois poços. Desta maneira determina-se uma permeabilidade absoluta média entre os dois poços considerados.

[0061] De acordo com outra realização da invenção, que pode ser combinada com a anterior, (vantajosamente no caso de uma recuperação assistida por meio de um fluido de varredura correspondente a um gás), determina-se a permeabilidade relativa ao nível do ponto de medição considerado da seguinte maneira: a partir das medições de pressão tais como as que estão descritas na seção 1 e das medições de potencial espontâneo tais como descritas na seção 2, avalia-se um valor de um coeficiente de acoplamento eletro cinético em meio não saturado CSW<1 (ou seja, um valor do coeficiente de acoplamento determinado a um instante Ti dado, para uma dada saturação de salmoura). Além disso, a partir de uma amostra de rocha proveniente da camada geológica de interesse (teoricamente esta amostra foi retirada no nível do ponto de medição de interesse), realiza-se uma experiência de laboratório de maneira a medir o coeficiente de acoplamento eletro cinético para uma saturação total de salmoura CSW=1. Define-se então um coeficiente de acoplamento eletro cinético relativo Cr = CSW<1/CSW=1, em que Sw é a saturação da salmoura, CSW<1 é o coeficiente de acoplamento eletro cinético para uma saturação da salmoura inferior a 1 e CSW=1 é o coeficiente de acoplamento eletro cinético para uma saturação total da salmoura. Além disso, além das medições de pressão e de potencial espontâneo descritas respectivamente nas seções 1 e 2 anteriores, realizam-se medições da resistividade elétrica e isto pelo menos no ponto de medição considerado e pelo menos para os instantes Ti, Ti-1 e Ti+1 para os quais dispõem-se igualmente das medições de potencial espontâneo e das medições de pressão. Estas medições de resistividade elétrica podem ser realizadas por meio dos eletrodos e do resistivímetro empregado para a medição de diferença de potencial espontâneo (cf. etapa 2 descrita a seguir). Determina-se então um índice de resistividade

em que Rt e Ro são respectivamente a parte real da resistividade em meio não saturado e em meio saturado. Determina-se também a saturação em fluido Sw no ponto de medição considerado, por exemplo, por meio de diagrafia de resistividade elétricas, bem conhecida do especialista. Depois, a partir da saturação em fluido Sw e além disso sabendo-se que o índice de resistividade também pode ser escrito 4 = swn, daí se deduz n, o 'expoente de saturação da lei de Archie. A permeabilidade relativa pode então ser obtida de acordo com uma fórmula do tipo:

em que Cr = CSW<1/CSW=1 é o coeficiente de acoplamento eletro cinético relativo, Sw é a saturação da salmoura, CSW<1 é o coeficiente de acoplamento eletro cinético para uma saturação da salmoura inferior a 1 e CSW=1 é o coeficiente de acoplamento eletro cinético para uma saturação total da salmoura.

[0062] Os valores de permeabilidade absoluta e/ou relativa assim obtidos podem ser integrados a um modelo representativo da formação subterrânea (também denominado modelo de reservatório), destinado, por exemplo, a uma simulação de reservatório, de maneira a pilotar a exploração dos hidrocarbonetos da formação estudada em tempo real. Uma simulação de reservatório é uma técnica que permite simular os escoamentos de fluidos no meio de um aplicativo denominado simulador de escoamento e de uma representação malhada da formação estudada ou modelo de reservatório. O resultado de uma simulação de reservatório é, em particular, uma sucessão de instantâneos (como imagens obtidas a diferentes instantes) representativos do estado de escoamento dos fluidos na formação estudada. A partir de destes instantâneos, pode-se, por exemplo, determinar um local para novos poços injetores e/ou produtores a serem perfurados, que permitem maximizar a produção de hidrocarbonetos, mantendo-se, ao mesmo tempo uma pressão suficiente no seio do reservatório para facilitar a sua recuperação a longo termo. Por exemplo, o aplicativo PumaFlow ® (IFP Énergies nouvelles, France) é um simulador de reservatório.

4. Exploração e/ou monitoramento da exploração dos hidrocarbonetos

[0063] Durante esta etapa, pilota-se a exploração dos hidrocarbonetos presentes pelo menos na camada geológica de interesse levando em conta a avaliação da salinidade realizada por meio das etapas 1 a 3 descritas a seguir.

[0064] A salinidade que representa um papel importante na afinidade do meio poroso com o óleo no local, esta avaliação da evolução da salinidade no seio de uma jazida de hidrocarbonetos por ocasião de sua exploração, permite especialmente antecipar os mecanismos de interação « fluidos-rochas » que intervêm em um reservatório de hidrocarbonetos durante a sua exploração e, consequentemente, pilotar melhor os processos EOR. Em particular, as informações relativas à evolução da salinidade no seio de uma camada geológica fornecem informações relativas ao decorrer do processo de recuperação assistida dos hidrocarbonetos. Com efeito, o acompanhamento da evolução da salinidade no seio de um reservatório permite deduzir se uma mistura operou entre o fluido de varredura injetado e o fluido inicialmente no local, ou ainda deduzir se a própria varredura é eficaz ou ainda deduzir, por exemplo, no caso de um processo de recuperação assistida do tipo SWAG (Sweep Water Alternative Gas), se o sequenciamento de varredura for eficaz. Além disso, o fato de se conhecer a salinidade do meio com o passar do tempo nos fornece informações sobre o fato de que o sal teria podido ou não ser depositado por precipitação no nível dos poros da rocha escarpada e, portanto, por aquilo mesmo deduzir se o processo de recuperação assistida teve ou não um impacto sobre as propriedades petrofísicas do reservatório (especialmente a porosidade e a permeabilidade). Assim, o processo de acordo com a invenção é particularmente vantajoso no quadro de uma recuperação primária por injeção de água, este tipo de recuperação geraria grandes modificações da salinidade com o decorrer do tempo.

[0065] O processo de acordo com a invenção pode ser igualmente particularmente vantajoso no quadro de injeção e de recuperação de fluidos condutores de calor para a geotermia média e grande profundidade. Com efeito, neste caso, podem se produzir modificações e trocas de calor entre o fluido recuperado e o injetado, gerando um desequilíbrio geoquímico e uma eventual precipitação de espécies (do tipo sais), dali uma modificação de propriedades petrofísicas do reservatório que se procura explorar.

[0066] Além disso, o monitoramento da salinidade em camadas geológicas sem ser aquela correspondente ao reservatório principal (como, por exemplo, um aquífero subjacente ao reservatório principal e/ou secundário) permite detectar eventuais vazamentos prejudiciais dos fluidos injetados (por exemplo, fluidos compreendendo polímeros, tenso-ativos). Assim, o processo de acordo com a invenção pode ser particularmente vantajoso para o monitoramento de aquíferos de água potável.

[0067] Vantajosamente, as medições de potencial espontâneo e de pressão assim como a avaliação da salinidade são realizadas ao longo da exploração dos hidrocarbonetos para a formação envolvida, de maneira a estabelecer uma curva representativa da evolução de salinidade no seio pelo menos da camada geológica de interesse ao longo da exploração destes hidrocarbonetos. As medições podem ser realizadas de maneira regular durante o tempo da exploração dos hidrocarbonetos, o que permite que se tenha uma avaliação da salinidade no seio da camada geológica de interesse de maneira contínua no tempo. A amostragem destes instantes de medição pode ser alternativamente não periódica, por exemplo, escolhida de maneira a avaliar a salinidade no seio da camada geológica de interesse instantes importantes da exploração dos hidrocarbonetos da camada geológica considerada.

[0068] Vantajosamente, a avaliação do coeficiente de acoplamento eletro cinético é realizada pelo menos para dois poços que atravessem pelo menos a camada geológica de interesse. Cada um dos dois poços pode ser escolhido entre um poço produtor, um poço injetor ou um poço destinado ao monitoramento da exploração dos hidrocarbonetos. Esta avaliação realizada em diferentes poços pode permitir de vigiar a evolução da salinidade em diferentes posições laterais da formação subterrânea e assim permitir compreender os movimentos de fluido no seio da formação, o que pode contribuir para uma pilotagem eficaz da exploração da formação subterrânea. O processo de acordo com a invenção pode permitir, por exemplo, modificar, durante a exploração dos hidrocarbonetos, a salinidade da salmoura injetada no quadro de uma recuperação assistida, modificar a vazão do fluido de varredura injetado na formação, perfurar de novo poços de injeção e/ou de produção de maneira a modificar os caminhos dos escoamentos desfavoráveis a uma exploração ótima etc.

[0069] Assim o processo de acordo com a invenção permite uma avaliação da salinidade presente no seio de uma formação subterrânea, a partir de medições de variações de pressão e de potencial espontâneo. Consequentemente, o processo de acordo com a invenção não se baseia em medições absolutas, mas unicamente em medições relativas, o que permite evitar qualquer problema de desvio e de padronização dos dispositivos de medição. Além disso, estas medições, quando elas são repetidas ao passar do tempo, por exemplo, realizadas durante um processo de injeção de água (recuperação secundária de hidrocarbonetos) ou de um processo EOR (recuperação terciária), permitem um acompanhamento da evolução da salinidade à medição de um processo de recuperação de hidrocarbonetos e, portanto, a pilotagem em tempo real deste processo de recuperação.

[0070] Além disso, o processo de acordo com a invenção pode permitir a determinação da evolução da permeabilidade (absoluta e relativa) no seio da formação. O conjunto destas informações pode estar integrado a um modelo representativo da formação subterrânea (também chamado modelo de reservatório), destinado, por exemplo, a uma simulação de reservatório, de maneira a pilotar a exploração dos hidrocarbonetos da formação estudada em tempo real.

Claims

1. Processo para exploração e/ou monitoramento da exploração de um fluido tal como um hidrocarboneto fluido presente em pelo menos uma camada geológica de uma formação subterrânea, pelo menos um poço que atravessa pelo menos a dita camada da dita formação, por meio de pelo menos um ábaco representativo da evolução do coeficiente de acoplamento eletro cinético em função da salinidade para a dita camada, caracterizado pelo fato de que salinidade no seio de pelo menos a dita camada é determinada em pelo menos um ponto de medição situado no dito poço e no nível da dita camada para pelo menos um instante Ti pré-definido da exploração do dito fluido realizando-se pelo menos as etapas a seguir: a) medir uma pressão no nível do dito ponto de medição para pelo menos o dito instante Ti, um instante Ti-1 que precede o dito instante Ti e um instante Ti+1 após o dito instante Ti; b) medir um potencial espontâneo no nível do dito ponto de medição para os ditos instantes Ti-1, Ti e Ti+1; c) a partir das ditas medições de pressão e das ditas medições de potencial espontâneo para os ditos instantes Ti-1, Ti e Ti+1 ao dito ponto de medição, determinar a inclinação de uma curva que representa a evolução do gradiente de potencial espontâneo em função do gradiente de pressão entre os ditos instantes Ti-1 e Ti+1; d) a partir da dita inclinação e do dito ábaco, determinar um valor da dita salinidade no dito ponto de medição e no dito instante Ti; e em a dita exploração do dito fluido é explorada e/ou monitorada levando em conta o dito valor da dita salinidade.

2. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dito ábaco é determinado previamente, realizando-se, em laboratório e por meio de uma amostra de rocha representativa da dita camada geológica, medições de pressão e de potencial espontâneo para uma pluralidade de valores de salinidade de uma salmoura que satura a dita amostra.

3. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o dito poço é um poço produtor, um poço injetor ou um poço destinado ao monitoramento da dita exploração do dito fluido.

4. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que as ditas medições de pressão e as ditas medições de potencial espontâneo são realizadas em pelo menos dois pontos de medições situados em pelo menos dois poços que atravessam pelo menos a dita camada da dita formação e é determinada uma evolução da dita salinidade na dita camada entre os ditos dois poços.

5. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que, além do dito valor da dita salinidade, um valor da permeabilidade absoluta da dita camada é determinado realizando, além das ditas medições de pressão e das ditas medições de potencial espontâneo, medições de vazão do dito fluido explorado pelo menos no dito ponto de medição e para pelo menos os ditos instantes Ti, Ti-1 e Ti+1.

6. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que, além do dito valor da dita salinidade, um valor da permeabilidade relativo ao dito ponto de medição é determinado realizando, além das ditas medições de pressão e das ditas medições de potencial espontâneo, medições de resistividade elétrica pelo menos no dito ponto de medição e para pelo menos os ditos instantes Ti, Ti-1 e Ti+1.