BR112019023526A2

BR112019023526A2 - substituição de fluido

Info

Publication number: BR112019023526A2
Application number: BR112019023526A
Authority: BR
Inventors: Dræge Anders
Original assignee: Equinor Energy As
Priority date: 2017-05-11
Filing date: 2018-05-11
Publication date: 2020-05-19
Also published as: GB2562285A; NO20191444A1; WO2018208172A1; GB2562285B; GB201707560D0; RU2019139035A; MX2019013473A; US11269104B2; AU2018264743A1; RU2019139035A3; CN110945384B; CA3062621A1; US20200166667A1; AU2018264743B2; CN110945384A; RU2764145C2

Abstract

um método de substituição de fluido, em que um conjunto de dados iniciais é provido, em que um conjunto de dados substituídos é provido, em que um modelo de física de rocha é provido, em que o conjunto de dados iniciais compreende dados iniciais de um parâmetro geofísico e dados iniciais de fluido, e em que o conjunto de dados substituído compreende dados de fluido substituído, o método compreendendo: usar (3 ) o modelo e o conjunto de dados iniciais para calcular primeiros dados calculados do parâmetro geofísico; usar ( 5 ) o modelo e o conjunto de dados substituídos para calcular segundos dados calculados do parâmetro geofísico; calcular (6) a diferença entre os primeiros dados calculados do parâmetro geofísico e os segundos dados calculados do parâmetro geofísico; e aplicar (7) tal diferença aos dados iniciais do parâmetro geofísico para produzir dados substituídos do parâmetro geofísico. [figure 1]

Description

“SUBSTITUIÇÃO DE FLUIDO”

[0001] A presente invenção refere-se a um método de substituição de fluido, um método para prospectar hidrocarbonetos e um método para produzir hidrocarbonetos. [0002] A substituição de fluido é uma técnica usada para prever propriedades de uma estrutura geológica, tal como um reservatório de subsuperfície, se o fluido dentro da estrutura geológica fosse diferente do fluido original.

[0003] Por exemplo, um reservatório pode compreender rocha e um fluido original O fluido original é mantido dentro dos poros da rocha.

[0004] Ao prospectar hidrocarbonetos, pesquisas geofísicas (tal como pesquisas sísmicas) podem ser ser feitas sobre e por todo o reservatório. Além disso, durante a exploração do reservatório, um ou mais poços de exploração podem ser perfurados. Entretanto, devido a óbvias limitações práticas, os poços de exploração só podem ser feitos para um número limitado de locais.

[0005] Uma vez que a perfilagem de poço pode ser feita a partir do poço de exploração (a perfilagem de poço contendo dados relacionados aos parâmetros geofísico e ao fluido original presente no poço), é possível prever os dados geofísicos (p.ex. dados sísmicos) que resultariam se um fluido diferente estivesse presente na estrutura geológica em vez do fluido original. O fluido diferente pode ser um fluido com um diferente teor de hidrocarboneto comparado ao fluido original.

[0006] Isso pode ser usado porque, conforme mencionado acima, pode haver dados geofísicos (p.ex. dados sísmicos) disponíveis para outros locais por toda a estrutura geológica. Ao usar substituição de fluido, é possível tentar corresponder os dados geofísicos adquiridos em outros locais na estrutura geológica com diferentes tipos de fluido presentes em tais outros locais. Portanto, é possível prever onde, na estrutura geológica, pode haver mais fluidos desejáveis para produção (tais como fluidos com teor de hidrocarboneto mais elevado), ou simplesmente entender as propriedades de fluido por todo o reservatório.

[0007] O presente padrão para realizar a substituição de fluido é a substituição de fluido de Gassmann.

[0008] Nesse método, o módulo de volume e cisalhamento da rocha com o fluido

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2/17 inicial é encontrado usando dados sísmicos de onda p (de uma perfilagem de poço), dados sísmicos de onda s (de uma perfilagem de poço) e densidade (de uma perfilagem de poço).

[0009] O módulo de volume, o modulo de cisalhamento e densidade do material de rocha sólida pode, então, ser estimado (p.ex. o material/minerais que realmente formam a rocha).

[0010] O módulo de volume e de cisalhamento da rocha seca (p.ex. a rocha sem qualquer fluido presente) é calculado o módulo de volume e de cisalhamento da rocha seca é diferente do módulo de volume do material de rocha porque o módulo de volume do material da rocha não leva em conta a estrutura da rocha, tal como porosidade, mas, em vez disso, apenas se refere ao material que forma a rocha.

[0011] Em seguida, a saturação de fluido muda da saturação de fluido inicial (que pode ser conhecida a partir de uma perfilagem de poço) para uma saturação de fluido substituída (que é determinada pelo usuário do método). O módulo de volume e densidade do fluido substituído são, então, calculados ou tirados das medições. O módulo de volume do fluido substituído, o módulo de volume e de cisalhamento da rocha seca e a porosidade da rocha (que podem ser conhecidos a partir de uma perfilagem de poço) são usados para calcular o módulo de volume da rocha com o fluido substituído. Presume-se que o modulo de cisalhamento da rocha com o fluido substituído seja igual ao modulo de cisalhamento da rocha seca.

[0012] A densidade da rocha com o fluido substituído fluido é encontrada.

[0013] A partir da densidade, o módulo de cisalhamento e o módulo de volume da rocha com o fluido substituído, novas velocidades da onda p e da onda s podem ser encontradas. Essas velocidades podem, então, por sua vez, ser usadas para gerar dados sísmicos gerados (e/ou para gerar um ou mais atributos derivados sismicamente, tais como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p para onda s e/ou a amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos). Os dados sísmicos gerados (e/ou atributos derivados sismicamente podem ser comparados aos dados sísmicos adquiridos (e/ou atributos que correspondem a atributos sismicamente derivados)). Os dados sísmicos gerados (e/ou atributos

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3/17 derivados sismicamente (s)) que podem, então, corresponder aos dados sísmicos adquiridos (e/ou atributos derivados sismicamente (s)) em outros locais na estrutura geológica (ou para qualquer outro propósito desejado).

[0014] Entretanto, este método tem algumas limitações.

[0015] Em primeiro lugar, requer que o usuário do método conheça muitos parâmetros da rocha com o fluido inicial (p.ex. tanto as velocidades da onda p quanto da onda s para a rocha com o fluido inicial são requeridos, e o módulo de volume do material/mineral da rocha precisa ser conhecido ou encontrado).

[0016] Em segundo lugar, a abordagem de Gassmann é baseada em uma série de pressuposições que nem sempre são válidas para as rochas reais. Por exemplo, presume-se que a parte sólida da rocha seja homogênea, apenas frequências sísmicas são usadas (preferivelmente o mais próximo possível de zero, tal como menos do que 100Hz), há fluido livre através da rocha (i.e. não há poros isolados ou semi-isolados) e não há interação entre o material da rocha e o fluido. É claro que, em rochas reais, essas pressuposições são frequentemente violadas. Por exemplo, quando a porosidade é baixa em uma rocha real, a pressuposição do fluxo de fluido livre é violada. Quando rochas reais violam essas pressuposições, a técnica de substituição de Gassmann pode produzir grandes erros na estimativa de velocidade sísmica para a rocha com o fluido substituído.

[0017] Em terceiro lugar, a técnica de Gassmann pode produzir resultados não físicos apenas se um dos parâmetros de entrada estiver errado, o que pode ocorrer de um mau registro de perfilagem da densidade ou porosidade.

[0018] Em quarto lugar, a técnica de Gassmann não é confiável quando o tipo de rocha em questão é um carbonato.

[0019] Em quinto lugar, um conhecimento detalhado da física da rocha é requerido do usuário para realizar adequadamente a substituição de Gassmann. Isso significa que apenas um número limitado de pessoas com a requerida competência pode realizar a substituição de fluido de Gassmann.

[0020] Devido a essas limitações, o presente inventor elaborou um método de substituição de fluido mais simples e mais robusto.

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[0021] Em um primeiro aspecto, a invenção provê um método de substituição de fluido em que um conjunto de dados iniciais é provido, em que um conjunto de dados substituído é provido, em que um modelo físico de rocha é provido, em que o conjunto de dados iniciais compreende dados iniciais de um parâmetro geofísico e dados de fluido inicial, e em que o conjunto de dados substituídos compreende dados de fluido substituído, o método compreendendo: usar o modelo e o conjunto de dados iniciais para calcular primeiros dados calculados de parâmetro geofísico usando o modelo e o conjunto de dados substituídos para calcular segundos dados calculados de parâmetro geofísico; calcular a diferença entre os primeiros dados calculados do parâmetro geofísico e os segundos dados calculados do parâmetro geofísico; e aplicar tal diferença aos dados iniciais do parâmetro geofísico para produzir dados substituídos de parâmetro geofísico.

[0022] Esse método é um método de substituição de fluido método mais simples e mais robusto, que não sofre das limitações discutidas acima em relação ao método de substituição de fluido Gassmann padrão.

[0023] Essas vantagens surgem do fato de que o presente método encontra o parâmetro geofísico substituído indiretamente, i.e. o presente método encontra a diferença entre os primeiros dados calculados do parâmetro geofísico e os segundos dados calculados do parâmetro geofísico e, então, aplica essa diferença aos dados originais reais para encontrar os dados substituídos. Visto de outro modo, o resultado das etapas de modelagem do presente método é meramente uma diferença entre dois valores modelados, e essa diferença é, então, usada para modificar os dados iniciais reais. Isso torna um método mais robusto, uma vez que remove possíveis erros que surgem dos modelos.

[0024] Em oposição, o método anterior encontra o parâmetro geofísico substituído diretamente, i.e. o parâmetro geofísico substituído é o resultado direto das etapas de modelagem do método.

[0025] Quando todas as pressuposições e exigências de Gassmann tiverem sido confirmadas, o presente método dá o mesmo resultado que o do método anterior. Entretanto, quando as pressuposições de Gassmann não forem confirmadas, o

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5/17 presente método produz melhores resultados.

[0026] A etapa de usar o modelo e o conjunto inicial de dados para calcular os primeiros dados calculados do parâmetro geofísico pode ser realizada usando a teoria de Gassmann. A etapa de usar o modelo e o conjunto de dados substituídos para calcular os segundos dados calculados do parâmetro geofísico pode ser realizada usando a teoria de Gassmann. Enquanto a teoria de Gassmann pode ser usada no presente método, por causa da natureza indireta do presente método, os erros e limitações associados ao cálculo direto de Gassmann são evitados.

[0027] “Calcular” os primeiros/segundo dados calculados do parâmetro geofísico, pode significar “determinar”, “estimar” ou “encontrar” tais dados usando o modelo.

[0028] Em comparação com o método anterior, o presente método provê uma substituição de fluido mais rápida e mais simples que requer operações menores, menores entradas e menores etapas, enquanto é mais robusta. Também reduz a experiência requerida pelo usuário do método para realizar de modo bem-sucedido a substituição de fluido.

[0029] Usar o modelo e o conjunto inicial de dados para calcular um primeiro valor calculado do parâmetro geofísico pode compreender calibrar o modelo usando o conjunto inicial de dados. Durante a calibragem, os dados iniciais são usados para calibrar o modelo. O modelo calibrado pode ser definido por uma pluralidade de parâmetros, um dos quais pode ser o parâmetro geofísico em questão. Esse parâmetro geofísico do modelo calibrado modelo pode ser o primeiro parâmetro geofísico calculado mencionado acima.

[0030] Os primeiros dados calculados do parâmetro geofísico podem ser diferentes dos dados iniciais do parâmetro geofísico.

[0031] Usar o modelo e o conjunto de dados substituído para calcular o segundo valor calculado do parâmetro geofísico pode compreender usar o modelo calibrado e o conjunto de dados substituído para calcular o segundo valor calculado do parâmetro geofísico. Nesse caso, o modelo que é calibrado usando os dados iniciais é, então, usado para encontrar o segundo valor calculado do parâmetro geofísico. Isso pode ser obtido introduzindo o conjunto de dados substituído (p.ex. os dados de fluido

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6/17 substituído) no modelo calibrado.

[0032] Os segundos dados calculados do parâmetro geofísico pode ser diferente dos primeiros dados calculados do parâmetro geofísico.

[0033] O parâmetro geofísico pode compreender (ou pode consistir em) velocidade sísmica.

[0034] O parâmetro geofísico pode compreender (ou pode consistir em) velocidade de onda p. Nesse caso, o conjunto de dados iniciais usado para calcular o primeiro valor calculado da velocidade da onda p pode não compreender a velocidade da onda s..Diferente do método de Gassmann anterior, no presente método não há necessidade de se ter os dados de velocidade da onda s inicial ao se encontrar os dados da velocidade inicial da onda p substituídos. Isso é um benefício do presente método, uma vez que muitas perfilagens de poço existente não contêm dados de velocidade de onda s, a aquisição dos dados de velocidade de onda s é onerosa, e os dados de velocidade de onda s são mais ruidosos do que os dados de velocidade da onda p., A velocidade da onda p pode ser encontrada a partir da perfilagem de poço ou de pesquisas sísmicas.

[0035] O parâmetro geofísico pode compreender (ou pode consistir em) velocidade de onda s. Nesse caso, o conjunto de dados iniciais usados para calcular o primeiro valor calculado da velocidade de onda s pode não compreender a velocidade da onda p. Diferente do método de Gassmann anterior, no presente método não há necessidade de se ter dados de velocidade de onda p inicial ao se encontrar dados da velocidade de onda s substituídos. A velocidade da onda s pode ser encontrada a partir da perfilagem de poço ou de pesquisas sísmicas.

[0036] O conjunto inicial de dados pode não compreender dados de velocidade de onda s.

[0037] Assim, o conjunto de dados iniciais pode só ter um dado de velocidade de onda p e de onda s.

[0038] O conjunto de dados iniciais pode compreender densidade de rocha (p.ex. a densidade da rocha com o fluido inicial), volume do xisto, volume da argila, porosidade, profundidade e/ou gradiente geotérmico. Esses podem ser em acréscimo

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7/17 aos dados iniciais de parâmetro geofísico e aos dados de fluido inicial mencionados acima.. Esses dados já estão prontamente disponíveis, p.ex. a partir da perfilagem padrão de poço, ou pelo menos são prontamente avaliados, e não requerem conhecimento detalhado da física da rocha para usá-los no método presente. O conjunto de dados iniciais pode consistir nos dados iniciais de parâmetro geofísico, os dados iniciais de fluido mencionados acima e um ou mais de densidade, volume do xisto, volume da argila, porosidade, profundidade e/ou gradiente geotérmico.

[0039] Os dados iniciais de fluido podem compreender (ou consistir em) propriedades de saturação e/ou fluido de um fluido inicial. As propriedades de fluido podem compreender ou consistir em módulo de volume e/ou densidade do fluido inicial.

[0040] Esses dados podem ser calculados e/ou medidos. Eles não requerem conhecimento detalhado da física da rocha para usá-los no presente método.

[0041] Os dados iniciais de fluido podem ser para salmoura, ou um fluido compreendendo um nível significativo de salmoura (tal como mais do que 30%, 50%, 70% ou 90% de salmoura). Adicional ou alternativamente, os dados iniciais de fluido podem ser para hidrocarbonetos, ou um fluido compreendendo um nível significativo de hidrocarbonetos (tal como mais do que 30%, 50%, 70% ou 90% de hidrocarbonetos). O fluido inicial pode ser uma mistura compreendendo (ou consistindo em) hidrocarbonetos e salmoura.

[0042] O termo “saturação” aqui usado pode descrever a fração de dois fluidos que são misturados para formar o fluido real presente (p.ex. o fluido inicial). Como um exemplo, a saturação de 0,9 pode significar 90% de salmoura e 10% de hidrocarboneto de um determinado tipo.

[0043] O conjunto de dados iniciais pode não compreender quaisquer outras formas de dados que não sejam os mencionados acima, i.e. o primeiro parâmetro geofísico calculado pode ser calculado usando apenas os dados mencionado acima, p.ex., o modelo pode ser calibrado usando apenas os dados mencionados acima.

[0044] O conjunto inicial de dados pode compreender apenas dados que são prontamente disponíveis, ou pelo menos facilmente avaliados e facilmente usados.

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Não há necessidade de se obter dados que não estão prontamente disponíveis, ou, de outra forma, derivar dados que requerem um alto nível de conhecimento por parte do usuário. Os dados iniciais podem todos ser obtidos a partir da perfilagem de poço padrão prontamente disponível.

[0045] Assim, os primeiros dados calculados de parâmetro geofísico podem ser calculados usando apenas dados que estão prontamente disponíveis e são facilmente usados, p.ex., o modelo pode ser calibrado usando apenas dados que estão prontamente disponíveis e são facilmente usados. Os 'primeiros dados calculados de parâmetro geofísico podem ser calculados (puramente) usando-se dados facilmente obtidos a partir da perfilagem de poço padrão prontamente disponível em tal modelo. [0046] O conjunto de dados iniciais pode compreender dados observados ou medidos ou adquiridos ou avaliados/calculados a partir de uma estrutura geológica física (tal como um reservatório, p.ex. a partir da perfilagem de poço). Adicionalmente ou alternativamente, o conjunto de dados iniciais pode compreender dados produzidos em um modelo.

[0047] Os dados de fluido substituído podem compreender (ou consistir em) saturação e/ou propriedades de fluido de um fluido substituído. As propriedades de fluido podem compreender ou consistir em um módulo de volume e/ou densidade.

[0048] Os dados de fluido substituído podem ser selecionados pelo usuário do método, dependendo de qual fluido o usuário gostaria de substituir na rocha. Por exemplo, as propriedades de fluido (tal como módulo de volume e/ou densidade) podem ser selecionadas, definidas e/ou calculadas. A saturação pode ser selecionada e/ou definida. A saturação, juntamente com as propriedades de fluido dos componentes de fluido que compõem o fluido substituído (p.ex. salmoura e hidrocarbonetos), pode ser usada para encontrar, calcular ou estimar as propriedades de fluido (p.ex. o módulo de volume e/ou densidade) do fluido substituído como um todo.

[0049] Os dados de fluido substituído podem ser encontrados ao fazer a correspondência do dados substituídos emitidos do parâmetro geofísico (p.ex. os dados de velocidade sísmica substituídos) e/ou dados geofísicos gerados, que foram

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9/17 gerados a partir dos dados substituídos do parâmetro geofísico (e/ou um ou mais atributos geofísicos derivados de tais dados geofísicos gerados, tais como impedância acústica e/ou a proporção da velocidade de onda p com a velocidade de onda s e/ou a amplitude versus o ângulo e/ou dados sísmicos invertidos) com dados medidos do parâmetro geofísico e/ou dados medidos geofísicos (e/ou atributos correspondentes (s) derivados de tais dados medidos geofísicos, tal como impedância acústica e/ou a proporção da velocidade de onda p com a velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos) em diferentes locais(s) na estrutura geológica. Isso pode ser um processo iterativo.

[0050] Os dados de fluido substituído podem ser para hidrocarbonetos, ou um fluido compreendendo quantidades significativas de hidrocarbonetos (tal como mais do que 30%, 50%, 70% ou 90% de hidrocarbonetos). Os dados de fluido substituído podem ser para um fluido que se deseja encontrar em algum lugar na estrutura geológica. Os dados de fluido substituído podem ser para salmoura, ou um fluido compreendendo quantidades significativas de salmoura (tal como mais do que 30%, 50%, 70% ou 90% de salmoura). Os dados de fluido substituído podem compreender uma mistura de salmoura e hidrocarbonetos. O fluido substituído pode ser diferente do fluido inicial.

[0051] O conjunto de dados substituídos pode consistir nos dados de fluido substituído. O conjunto de dados substituídos pode não compreender quaisquer dados relacionados aos do parâmetro geofísico, uma vez que isso é o que será calculado usando o método presente. O conjunto de dados substituídos pode também não compreender qualquer um dos tipos de dados mencionados acima (tal como densidade de rocha, volume de xisto, volume de argila, porosidade, profundidade e/ou gradiente geotérmico), uma vez que não há necessidade da inclusão desses dados no conjunto de dados substituídos.

[0052] Não há necessidade de usar quaisquer dados que não sejam os dados de fluido substituídos para calcular os segundos dados calculados do parâmetro geofísico por causa do uso do modelo calibrado. Uma vez que o modelo tenha sido calibrado, usando o primeiro conjunto de dados, tudo que se requer para encontrar os segundos

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10/17 dados calculados do parâmetro geofísico é mudar os dados de fluido substituídos no modelo para emitir os segundos dados calculados do parâmetro geofísico.

[0053] Os dados referentes ao módulo de volume da rocha sólida podem ser automaticamente dispostos no processo de calibragem. “Rocha sólida” significa o módulo de volume de materiais/minerais que formam a própria rocha. Isso é diferente do método de Gassmann anterior, em que era requerido o módulo de volume de rocha sólida como uma entrada feita pelo usuário. No presente método, portanto, pode não haver necessidade de o usuário do presente método lidar com, ou encontrar ou entender os dados referentes ao módulo de volume da rocha sólida.

[0054] No presente método, as propriedades de rocha seca são automaticamente avaliadas no processo de calibragem. As propriedades de rocha seca podem ser o módulo de volume e/ou módulo de cisalhamento e/ou a densidade da rocha sem a presença do fluido inicial (ou qualquer fluido) . Isso é diferente do método de Gassmann, onde o usuário precisava encontrar as propriedades de rocha seca. No presente método, pode, portanto, não haver necessidade de o usuário do presente método lidar com, ou encontrar ou entender as propriedades da rocha seca.

[0055] Assim, no presente método, não há necessidade que o método seja realizado por um usuário experiente, com conhecimento detalhado da física da rocha. [0056] O método pode ser automatizado. Automatizado significa que, uma vez que o conjunto de dados iniciais e substituídos tiver sido provido, o método pode prosseguir sem a entrada por parte do usuário. Permita-se que esse seja o caso para o presente método porque não requer nenhuma entrada por parte do usuário. Em oposição, o método de Gassmann anterior requeria entrada por parte de um usuário perito e experiente para tomar decisões pertinentes referentes à física da rocha.

[0057] O método pode compreender selecionar o modelo. Isso pode ser realizado pelo usuário/operador do método. O presente método não se limita a qualquer particularidade para seu uso. Entretanto, como se sabe, alguns modelos físicos de rocha descrevem certos tipos de rocha melhor do que os outros.

[0058] O modelo pode ser um modelo siliciclástico, tal como o modelo I HertzMindlin. Isso pode ser o caso quando as rochas em questão são silicilásticas.

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[0059] O modelo pode ser um modelo carboneto, tal como o modelo de matriz T.lsso pode ser o caso quando as rochas em questão são carbonetos.

[0060] O modelo pode ser um modelo não siliciclástico, tal como o modelo de matriz T. Esse pode ser o caso quando as rochas em questão não são siliciclásticas. [0061] Em particular, o método da teoria de Gassmann anterior pode produzir resultados inapropriados para carbonetos. O presente método não apresenta as mesmas questões.

[0062] Um modelo pode explicar ou descrever a r lação entre velocidade (p.ex. velocidade sísmica, tal como velocidade de onda p e/ou velocidade de onda s) e características físicas da rocha (tal como porosidade).

[0063] O método pode compreender a obtenção dos dados de fluido substituídos ao selecionar e/ou medir e/ou calcular os dados de fluido substituídos. Conforme mencionado acima, os dados de fluido substituídos podem ser selecionados dependendo de que tipo de fluido se deseja que o fluido seja. Em particular, a saturação de fluido substituído pode ser selecionada. Adicionalmente ou alternativamente, os dados de fluido substituído podem ser calculados ou medidos. Por exemplo, o módulo de volume e densidade do fluido podem ser calculados ou medidos.

[0064] Os dados de fluido substituídos podem ser obtidos (p.ex. selecionados, avaliados ou calculados) para tentar a correspondência dos dados do parâmetro geofísico substituídos com os dados medidos/adquiridos do parâmetro geofísico em questão em diferentes locais (s) na estrutura geológica (p.ex. via um processo iterativo).

[0065] Entretanto, preferivelmente, os dados do parâmetro geofísico substituídos (p.ex. a velocidade sísmica) são usados para gerar dados geofísicos gerados (tais como dados sísmicos) e/ou um ou mais atributos gerados derivados de tais dados geofísicos gerados (tais como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p para a velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos). Os dados geofísicos e/ou atributos gerados podem ser comparados com dados geofísicos adquiridos (tal como dados sísmicos adquiridos)

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12/17 de diferentes locais (s) na estrutura geológica, e/ou comparados com os atributos correspondentes(s) derivados de tais dados geofísicos adquiridos (tal como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p para velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos, respectivamente). A comparação pode ser usada para tentar saber qual fluido pode estar presente em outros locais (s) na estrutura geológica. O processo pode incluir a correspondência dos gerados dados geofísicos gerados e/ou atributos (s) com os dados geofísicos adquiridos e/ou atributo(s) alterando o conjunto de dados substituído. Essa correspondência pode ser um processo iterativo.

[0066] Uma vez que os dados geofísicos gerados e/ou atributos (s) g correspondem aos dados medidos/adquiridos e/ou atributos, pode ser que o fluido presente na estrutura geológica em tal local (is) diferente (s) tenha as mesmas propriedades de fluido, ou propriedades similares, que o fluido substituído.

[0067] O método pode compreender a aquisição dos dados geofísicos, p.ex. realizando uma pesquisa geofísica (tal como uma pesquisa sísmica) por toda a estrutura geológica.

[0068] Um atributo pode ser um atributo geofísico, que pode ser um tipo de dados que descreve a física da estrutura geológica. O atributo pode ser uma característica física da estrutura geológica. Em particular, pode ser uma característica que descreve o comportamento da estrutura geológica quando a estrutura geológica é estudada usando energia geofísica, tal como energia sísmica.

[0069] O método pode compreender a obtenção do conjunto de dados iniciais ao medir e/ou calcular o conjunto de dados iniciais. Conforme mencionado acima, o conjunto de dados iniciais pode ser medido a partir da perfilagem de poço (p.ex. para qualquer um dos tipos de dados iniciais (possivelmente incluindo velocidade de onda p/ou velocidade de onda s)). Entretanto, pelo menos alguns dentre o conjunto de dados iniciais também podem ser modelados ou estimados.

[0070] Assim, o método pode compreender a obtenção de pelo menos alguns dos dados do conjunto de dados iniciais a partir das perfilagens de poço. Pode ser a densidade da rocha, o volume do xisto, o volume da argila, a porosidade, a

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13/17 profundidade e/ou o gradiente geotérmico que é/são obtidos a partir da perfilagem de poço. Os dados do parâmetro geofísico (p.ex. a velocidade sísmica) podem também ser encontrados a partir da perfilagem de poço.

[0071] Neste caso, o método pode também compreender a perfuração do poço para obter tal perfilagem de poço.

[0072] No segundo aspecto, a invenção provê um método para prospectar hidrocarbonetos compreendendo: realizar quaisquer um dos métodos discutidos acima e usar os dados substituídos do parâmetro geofísico para prospectar os hidrocarbonetos.

[0073] Usar os dados substituídos do parâmetro geofísico para prospectar os hidrocarbonetos pode compreender gerar dados geofísicos gerados a partir dos dados substituídos do parâmetro geofísico e/ou um ou mais atributos geofísicos derivados de tais dados geofísicos gerados (tal como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p para velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos). Podem ser providos dados geofísicos adquiridos de um local na estrutura geológica diferente do local do qual o conjunto inicial de dados é adquirido e/ou um ou mais atributos (s) correspondentes derivados de tais dados geofísicos adquiridos (tal como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p para velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos). O método pode compreender comparar os dados geofísicos adquiridos e/ou atributos (s) com os dados geofísicos gerados e/ou atributos correspondentes(s). A partir de tal comparação, o método pode compreender avaliar o tipo de fluido presente no local a partir do qual os dados adquiridos são adquiridos. Se o fluido estimado é de um tipo desejado, o método pode compreender perfurar um poço no local ou próximo ao local.

[0074] Os dados geofísicos podem ser dados sísmicos. O um ou mais atributos podem ser atributos sismicamente derivados (tal como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p para velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos).

[0075] O método pode compreender adquirir os dados geofísicos adquiridos.

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[0076] Prospectar hidrocarbonetos pode compreender fazer a correspondência dos dados geofísicos gerados e/ou atributos (s) com os dados geofísicos adquiridos e/ou os atributos correspondentes (s) em um ou mais locais diferentes na estrutura geológica. Uma vez que os dados geofísicos gerados e/ou os atributos (s) correspondem aos dados geofísicos adquiridos e/ou aos atributos correspondentes, pode ser que o fluido presente na estrutura geológica em tais locais diferentes (s) tenha as mesmas propriedades de fluido que o fluido substituído. O processo de correspondência pode ser iterativo.

[0077] Em um terceiro aspecto, a invenção pode prover um método para produzir hidrocarbonetos, compreendendo: realizar qualquer um dos métodos do primeiro ou segundo aspectos; e produzir hidrocarbonetos.

[0078] Os hidrocarbonetos podem ser produzidos através do poço que é perfurado no ou próximo ao local que é calculado para se ter aí um fluido desejado.

[0079] Em um quarto aspecto, a invenção provê um produto de programa de computador compreendendo instruções legíveis de computador que, quando executadas em um computador, são configuradas para realizar quaisquer um dos métodos discutidos acima.

[0080] A invenção pode ser realizada usando aprendizagem de máquina. Por exemplo, o método pode compreender usar o aprendizado de máquina para realizar pelo menos parte do método. Uma, algumas ou todas as etapas do método podem compreender usar a aprendizagem de máquina. Usar a aprendizagem de máquina pode compreender usar algoritmos de regressão baseados no aprendizado da máquina, por exemplo.

[0081] A aprendizagem de máquina é preferivelmente usada para calibrar o modelo de física da rocha. Em uma modalidade preferida, o modelo é calibrado usando aprendizagem de máquina por regressão multivariada não-linear.

[0082] Certas modalidades preferidas serão agora descritas apenas a título de exemplo e com referência aos desenhos anexos, nos quais

[0083] A Figura 1 mostra um fluxo de trabalho de uma modalidade da presente invenção; e

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[0084] A Figura 2 mostra um diagrama de velocidade de onda p contra porosidade, destacando algumas das etapas no presente método.

[0085] Com relação à Figura 1, é mostrado um fluxo de trabalho de uma modalidade do presente método.

[0086] Na etapa 1, um poço de exploração é perfurado em uma estrutura geológica subterrânea, tal como um reservatório de hidrocarboneto. Após ou durante essa etapa de perfuração, um conjunto de dados iniciais pode ser coletado. Isso pode ser obtido tirando-se a perfilagem de poço (etapa 1a). As perfilagens de poço são meramente perfilagens padrão de poço. As perfilagens de poço consistem em uma perfilagem de resistividade (que é usada para avaliar a saturação do fluido presente na rocha); velocidade de onda p; densidade da rocha com o fluido presente na rocha; volume de xisto e/ou volume de argila (que pode ser encontrado a partir de uma perfilagem de raio gama); e porosidade da rocha. Os dados iniciais não precisam compreender perfilagem de poço não-padrão, tal como velocidade de onda s.. O conjunto de dados iniciais também inclui propriedades do fluido presentes na rocha (i.e. o módulo de volume e densidade), que podem ser medidas ou avaliadas.

[0087] Na etapa 2, o modelo de física da rocha é selecionado. Essa seleção é baseada no tipo de rocha presente na estrutura geológica (p.ex. siliciclástica ou carboneto). Qualquer modelo de física da rocha que descreve adequadamente as rochas presentes na estrutura geológica pode ser usado.

[0088] Na etapa 3, o modelo de física da rocha é calibrado usando os dados de perfilagem de poço. Isso provê um primeiro valor calculado de velocidade de onda p. Com relação à figura 2, isso mostra um diagrama de velocidade de onda p (v_p) contra porosidade (0). Na figura 2, os dados originais de onda p e os dados de porosidade são mostrados com símbolo □. Da perfilagem de poço pode haver vários tais pontos de dados, mas apenas dois são mostrados na Figura 2 para efeito de clareza. Uma vez que 0 modelo de física da rocha é calibrado usando os dados iniciais, a velocidade de onda p calibrada no modelo calibrado para uma determinada porosidade pode ser diferente da velocidade de onda p medida para a mesma porosidade. Na Figura 2, 0 primeiro valor calculado de velocidade de onda p é mostrado com 0 símbolo o . Um

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16/17 primeiro valor calculado de velocidade de onda p pode ser encontrado para cada um dos valores de velocidade de onda p iniciais nos dados iniciais.

[0089] Na etapa 4, novos dados de fluido (p.ex. a saturação, a densidade e o módulo de volume) são providos. Esses podem ser selecionados pelo usuário do método, ou podem ser encontrados em um processo de correspondência, de tentar fazer a correspondência de dados sísmicos gerados (e/ou um ou mais atributo (s) derivados dos dados sísmicos gerados, tal como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p para velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos) gerados da velocidade de onda P substituída que é resultado do presente método com dados sísmicos adquiridos (e/ou os atributo(s) correspondentes derivados dos dados sísmicos adquiridos) adquiridos de diferentes locais (s) na estrutura geológica.

[0090] Na etapa 5, um segundo valor calculado da velocidade de onda p é encontrado usando o modelo calibrado com os novos dados de fluido.. Com relação à figura 2, esse segundo valor calculado da velocidade de onda p é mostrado com símbolo · e pode ser diferente do primeiro valor calculado da velocidade de onda p para o mesmo valor de porosidade. Um segundo valor calculado da velocidade de onda p pode ser encontrado para cada um dos primeiros valores calculados de velocidade de onda p.

[0091] Na etapa 6, uma diferença (Δν_ρ) entre o primeiro e segundo valores calculado de velocidade de onda p é encontrado. Isso pode ocorrer para cada um dos respectivos primeiro e segundo valores calculados de velocidade de onda p.

[0092] Na etapa 7, tais respectivas diferenças (Δν_ρ) são aplicadas aos respectivos valores originais de onda p de perfilagem de poço (□) para encontrar os dados de onda p substituídos (). Isso ocorre para cada um dos valores de dados de onda p iniciais (□). Assim, o resultado da etapa 7 são os dados de onda p substituídos (): uma estimativa da velocidade de onda p que estaria presente se o fluido atual na rocha fosse substituído por um fluido diferente.

[0093] Na etapa 8, a velocidade de onda p substituída é usada para gerar dados sísmicos gerados /ou um ou mais atributo (s) derivados dos dados sísmicos gerados

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17/17 (tal como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p para velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos). Os dados sísmicos gerados e/ou atributo (s) são comparados com os dados sísmicos adquiridos e/ou atributo(s) correspondentes derivados dos dados sísmicos adquiridos (tal como impedância acústica e/ou a proporção de velocidade de onda p e velocidade de onda s e/ou amplitude versus ângulo e/ou dados sísmicos invertidos) em um ou mais locais diferentes na estrutura geológica (que podem ser conhecidos a partir de uma pesquisa sísmica da estrutura geológica - o método pode também compreender a realização de tal pesquisa) para ver se os dados sísmicos gerados e/ou atributo(s) correspondem a qualquer um dos dados sísmicos adquiridos e/ou atributo(s). As etapas 4-8 podem ser realizadas iterativamente em uma tentativa de corresponder os dados sísmicos adquiridos a possíveis dados de fluido substituídos.

[0094] Na etapa 9, o método compreende identificar um ou mais possíveis locais na estrutura geológica onde o fluido com dados de fluido desejáveis (tal como a saturação, densidade e módulo de volume indicativo do fluido de hidrocarboneto ) pode estar.

[0095] Na etapa 10, o método compreende perfurar novo (s) poço(s) em tal (tais) local(is).

[0096] Na etapa 11, caso se descubra que o fluido em tal local (is) é do tipo desejado, conforme previsto (p.ex. com elevado teor de hidrocarboneto ), o método compreende produzir hidrocarboneto a partir de tal (tais) novo (s) poço(s).

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método de substituição de fluido em que um conjunto de dados iniciais é provido, em que um conjunto de dados substituídos é provido, em que um modelo físico de rocha é provido, em que o conjunto de dados iniciais compreende dados iniciais de um parâmetro geofísico e dados iniciais de fluido, e em que o conjunto de dados substituídos compreende dados de fluido substituído, o método caracterizado pelo fato de compreender:

usar o modelo e o conjunto de dados iniciais para calcular primeiros dados calculados do parâmetro geofísico;

usar o modelo e o conjunto de dados substituídos para calcular segundos dados calculados do parâmetro geofísico;

calcular a diferença entre os primeiros dados calculados do parâmetro geofísico e os segundos dados calculados do parâmetro geofísico; e aplicar tal diferença aos dados iniciais do parâmetro geofísico para produzir dados substituídos de parâmetro geofísico.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que usar o modelo e o conjunto de dados iniciais para calcular um primeiro valor calculado do parâmetro geofísico compreende calibrar o modelo usando o conjunto de dados iniciais.
3. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que usar o modelo e o conjunto de dados substituídos para calcular o segundo valor calculado do parâmetro geofísico compreende usar o modelo calibrado e o conjunto de dados substituídos para calcular o segundo valor calculado do parâmetro geofísico.
4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1,2 ou 3, caracterizado pelo fato de que o parâmetro geofísico compreende velocidade sísmica.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o parâmetro geofísico é velocidade de onda p e o conjunto de dados iniciais usado para calcular o primeiro valor calculado de velocidade de onda P não

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2/4 compreende velocidade de onda s.
6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de o conjunto de dados iniciais compreende densidade de rocha, volume de xisto ou volume de argila, porosidade, profundidade.
7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que os dados de fluido iniciais compreendem a saturação de um fluido inicial e dados de propriedade de fluido do fluido inicial.
8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que os dados de propriedade de fluido inicial do fluido inicial compreendem o módulo de volume e/ou densidade do fluido inicial.
9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que os dados de fluido substituídos compreendem a saturação de um fluido substituído e os dados de propriedade de fluido do fluido substituído.
10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que os dados de propriedade de fluido do fluido substituído compreendem módulo de volume e/ou densidade do fluido substituído.
11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que os dados referentes ao módulo de volume da rocha sólida não são manipulados pelo usuário durante o método.
12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que os dados referentes às propriedades da rocha seca não são manipulados pelo usuário durante o método.
13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o método pode ser automatizado.
14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de compreender selecionar o modelo.
15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de compreender a obtenção dos dados de fluido substituídos ao selecionar e/ou medir e/ou calcular os dados de fluido substituídos.

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16. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de encontrar os dados de fluido substituído ao:

gerar dados geofísicos gerados a partir de dados substituídos dados do parâmetro geofísico, e/ou gerar um ou mais atributos derivados de tais dados geofísicos gerados;

comparar tais dados geofísicos gerados e/ou atributo(s) com dados geofísicos adquiridos e/ou um ou mais atributos correspondentes derivados de tais dados geofísicos adquiridos, em que tais dados geofísicos adquiridos foram adquiridos de um local diferente do local do qual o conjunto de dados iniciais se origina; e encontrar os dados de fluido substituídos ao fazer a correspondência dos dados geofísicos gerados e/ou atributo (s) com os dados geofísicos adquiridos e/ou correspondente atributo(s).
17. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de compreender a obtenção do conjunto de dados iniciais ao medir e/ou calcular o conjunto de dados iniciais.
18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de compreender pelo menos alguns dos conjuntos de dados iniciais a partir das perfilagens de poço.
19. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de compreender perfurar um poço para obter tais perfilagens de poço.
20. Método para prospectar hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de compreender:

realizar qualquer um dos métodos das reivindicações 1 a 19, e usar os dados substituídos de parâmetro geofísico para prospectar hidrocarbonetos.
21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que usar os dados substituídos de parâmetro geofísico para prospectar hidrocarbonetos compreende:

gerar dados geofísicos gerados, e/ou atributos derivados de tais dados

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4/4 geofísicos gerados, a partir de dados substituídos do parâmetro geofísico;

comparar dados geofísicos adquiridos e/ou atributos derivados correspondentes de tais dados geofísicos adquiridos com os respectivos dados geofísicos gerados e/ou atributos derivados de tais dados geofísicos gerados;

a partir de tal comparação estimar o tipo de fluido presente no local a partir do qual os dados adquiridos do parâmetro geofísico são tirados, e se o fluido estimado for de um tipo desejado, perfurar um poço no ou próximo a tal local.
22. Método para produzir hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de compreender:

realizar qualquer um dos métodos de qualquer uma das reivindicações anteriores; e produzir hidrocarbonetos.
23. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que os hidrocarbonetos são produzidos através do poço que é perfurado no ou próximo ao local que é calculado para aí conter fluido desejado.
24. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o método compreende usar o aprendizado de máquina para realizar pelo menos pare do método.
25. Produto de programa de computador caracterizado pelo fato de compreender instruções legíveis por computador que, ao serem executadas em um computador, são configuradas para realizar qualquer um dos métodos definidos em qualquer uma das reivindicações anteriores.