BRPI0511511B1 - método para prever litologia e porosidade a partir de dados sísmicos de reflexão - Google Patents
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Abstract
método para prever litologia e porosidade a partir de dados sísmicos de reflexão método para prever litologia e porosidade de rochas subterrâneas a partir de dados sísmicos de reflexão. os dados sísmicos são invertidos para produzir propriedades elásticas das rochas tais como as impedâncias de compressão e de cisalhamento. é construído um modelo físico da rocha para relacionar porosidade, tração de volume de xisto, teor de fluido da rocha e as propriedades elásticas da rocha. o modelo funciona para trás em um segundo processo de inversão para calcular a porosidade e as propriedades litológicas tais como a fração de volume de xisto.
Description
MÉTODO PARA PREVER LITOLOGIA E POROSXDADE A PARTIR DE DADOS
SÍSMICOS DE REFLEXÃO
Este pedido de patente reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisório U.S. No. 60/574.901, depositado em 27 de maio de 2004.
CAMPO DA INVENÇÃO
Esta invenção refere-se genericamente ao campo de caracterização de reservatórios de hidrocarbonetos e, mais especificamente, à inversão de litologia e a métodos para prever o volume e porosidade de areia (ou xisto) em rochas subterrâneas. Especificamente, a invenção é um método para prever litologia e porosidade a partir de dados sísmicos de reflexão.
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO
Ao caracterizar reservatórios de hidrocarbonetos, estimar reservas e - desenvolver modelos para como melhor extrair os hidrocarbonetos, é útil conhecer a litologia (por exemplo, quantidades relativas de xisto e areia) e porosidade associada das rochas no intervalo desejado. As propriedades das rochas podem ser medidas diretamente a partir de amostras de rochas obtidas de poços, mas tais amostras são geralmente muito limitadas em disponibilidade devido ao custo de perfurar aqueles poços. Estas propriedades podem também ser inferidas a partir de dados sísmicos. Devido à natureza intrincada das relações teóricas entre os dados sísmicos (refletividade) e as propriedades importantes das rochas (litografia, porosidade e teor de fluido), estas duas quantidades são freqüentemente relacionadas na prática por meio de relações empíricas obtidas nos poços, onde coexistem medições tanto sísmicas como dos poços. Estas relações empíricas são freqüentemente aplicadas a todo o volume de dados sísmicos (ou atributos obtidos a partir daqueles) com a finalidade de fazer previsões quanto às propriedades das rochas longe dos poços. O problema é que modelos empíricos necessitam de amostragem estatisticamente significativa de dados e, no entanto, os poços fornecem amostras muito limitadas e geralmente parciais das propriedades do reservatório. Em regiões onde foi perfurado um grande número de poços, métodos de reconhecimento baseados em padrão e relações empíricas simples podem ser usados com êxito para inferir propriedades das rochas a partir de dados sísmicos. Contudo, em regiões de controle limitado de poços, é difícil fazer previsões precisas de litologia usando relações empíricas obtidas a partir de apenas poucos poços.
Um método geralmente usado para determinar o teor e porosidade de argila a partir de dados sísmicos (ou atributos de dados sísmicos) é usar regressão linear para resolver uma equação da seguinte forma: Impedãncia = A· Φ + B-vx±sto + C onde Φ ê a porosidade, vxiato é o volume de xisto e A, B e C são constantes que relacionam a porosidade, vXiSto e impedâncias (ou alguns outros atributos sísmicos de interesse) entre si. Os métodos de regressão são mais robustos quando são usados com grandes conjuntos de dados obtidos a partir de poços que penetram diferentes seções do reservatório de modo que exista uma amostragem estatisticamente significativa dos dados. Em regiões de controle limitado de poços, as relações obtidas deste modo não podem ser usadas com confiança.
Outra categoria de métodos usados para prever o teor e porosidade de argila a partir de dados sísmicos utiliza reconhecimento de padrões, freqüentemente implementados com redes neurais, para construir as relações necessárias. Estes métodos usam um conjunto de treinamento para identificar padrões entre o poço e os dados sísmicos e em seguida classificar o restante dos dados sísmicos de acordo com os padrões observados no conjunto de treinamento. As relações resultantes podem ser bastante complicadas {e certamente permitem maior complexidade que a simples regressão linear da equação mencionada acima), mas são ainda relações fundamentalmente empíricas baseadas em observações no poço ao invés de em uma descrição física. Conseqüentemente, estes métodos sofrem do mesmo problema que os métodos de regressão pelo fato de que necessitam de exemplos de dados suficientes (poços) com a finalidade de treinar a rede de modo competente. Com suficiente controle de poços podem ser interpoladores muito bons (embora geralmente extrapoladores fracos). Em regiões de controle limitado de poços, são interpoladores não-confiáveis (assim como extrapoladores fracos).
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
Em uma modalidade, a invenção é um método para prever propriedades litolõgicas e porosidade de uma formação subterrânea a partir de dados sísmicos, o qual compreende: (a) inverter os dados sísmicos para obter uma ou mais propriedades elásticas de compressibilidade da formação subterrânea; (b) construir um modelo físico da rocha da formação subterrânea, o referido modelo relacionando as propriedades litológicas, porosidade e teor de fluido com as propriedades elásticas de compressibilidade da rocha da formação, o referido modelo compreendendo os seguintes dois aspectos: (i) as deformações e densidades das frações minerais de areia e argila da rocha são caracterizadas independentemente com espaços separados de poros, diferentes razões de aspecto de poro e potencialmente diferentes tipos de fluidos e (ii) módulos elásticos efetivos de compressibilidade e de cisalhamento são computados usando uma combinação de teoria diferencial de meio efetivo e substituição de fluido de Gassman; (c) construir um modelo de preenchimento de fluido que indica o tipo de fluido presente em cada localização no subsolo; (d) computar em forma tabular valores das referidas uma ou mais propriedades elásticas como previstas pelo modelo físico da rocha para uma faixa de possíveis valores para as referidas propriedades de porosidade e litologia em cada tipo de fluido presente no modelo e em seguida computar numericamente tabelas correspondentes das derivadas das propriedades elásticas em relação a porosidade e teor de argila e (e) usar as tabelas computadas das propriedades elásticas e suas derivadas, combinadas com as informações do tipo de fluido para minimizar uma função objetivo pré-selecionada e deste modo inverter o modelo físico da rocha para obter as propriedades litológicas e a porosidade a partir das propriedades elásticas de compressibilidade e informações do teor de fluido para a formação.
As propriedades típicas elásticas de compressibilidade incluem impedância de compressão, impedância de cisalhamento, módulo de compressibilidade, módulo de cisalhamento, velocidade de compressão, velocidade de cisalhamento ou quaisquer outros parâmetros elásticos. Propriedades litológicas típicas incluem as frações de volume de xisto (argila) e de areia.
Em algumas modalidades da invenção, o modelo físico da rocha tem uma matriz de sólidos composta de areias e argilas e o espaço total de poros dividido em poros relacionados com argila e poros relacionados com areia, e considera-se que os poros relacionados com argila são preenchidos principalmente por água (na verdade salmoura). Em algumas destas modalidades, as considerações de equalização de pressão para os poros de argila diferem dos poros de areia. Por exemplo, os poros relacionados com argila cheios de salmoura são preenchidos usando a teoria de Gassman. Isto corresponde ao caso de freqüência misturada onde a pressão dentro dos poros de argila não é equalizada durante a passagem de uma onda sísmica enquanto a pressão nos maiores poros de areia é equalizada. Em outras modalidades da presente invenção, tanto os poros relacionados com areia como os poros relacionados com argila estão vazios durante a computação diferencial de meio efetivo e são mais tarde preenchidos com fluido usando a teoria de Gassman.
Em algumas modalidades da invenção, a segunda etapa de inversão calcula as propriedades litológicas e porosidade usando um processo iterativo e que converge para uma solução pela minimização da diferença quadrada, ou pela otimização da norma de Lx da diferença, entre as propriedades elásticas de compressibilidade obtidas a partir dos dados sísmicos e dos valores obtidos para as mesmas propriedades pela modelagem direta com o modelo físico da rocha. Em outras modalidades correlatas, o processo iterativo converge para uma solução ao encontrar um máximo de uma estimativa a posteriori (MAP) das propriedades litológicas e porosidade usando matrizes de covariância do modelo e de dados estimada a partir dos dados do poço e resultados de inversão em tal poço. Em algumas das modalidades descritas acima, o processo iterativo é a iteração de Newton-Raphson. Para acelerar e simplificar o processo de solução, algumas modalidades da invenção compreendem ainda a construção de uma tabela de impedâncias de P e de S que foram modeladas diretamente com o modelo físico da rocha para valores representativos de teor de argila e porosidade; e tabelas de pré-computação das derivadas das impedâncias de P e de S em relação à porosidade e teor de argila usando aproximações de diferenças finitas. A segunda etapa de inversão é em seguida realizada ao considerar as tabelas pré-computadas e realizar uma inversão não-linear para determinar a I I combinação de teor de argila e porosidade que é consistente com as impedâncias P e S em cada ponto no volume de dados sísmicos.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A presente invenção e suas vantagens serão mais bem entendidas por referência â descrição detalhada a seguir e aos desenhos anexos nos quais: a Figura 1 é um fluxograma que mostra as principais etapas de uma modalidade da presente invenção e a Figura 2 é uma vista tridimensional de corpos de areia como previstos pelo presente método da invenção a partir de dados sísmicos atuais. A invenção será descrita em conexão com as suas modalidades preferidas. Contudo, por se considerar que a descrição detalhada a seguir é específica a uma modalidade particular ou a um uso específico da invenção, esta se destina a ser apenas ilustrativa e não deve ser considerada como limitando o âmbito da invenção. Pelo contrário, pretende-se cobrir todas as alternativas, modificações e equivalentes que possam estar incluídos no espírito e âmbito da invenção, como definida pelas reivindicações apensas.
DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS A presente invenção é um método para inferir o teor de argila e a porosidade de um reservatório a partir de dados sísmicos de reflexão. [Os termos "xisto" e "argila" são usados aqui de modo permutável.] É baseado na física de propagação de onda através de meio elástico e em um modelo físico da rocha que relaciona as propriedades elásticas de rochas com os seus componentes de grãos e fluidos e sua estrutura de microporos. Portanto, relaciona matematicamente a descrição litológica das rochas com as suas respostas sísmicas e não se baseia em modelos empíricos. Uma vez que é usado um modelo teórico da física da rocha, não é necessária uma amostragem estatisticamente significativa do "solo verdadeiro" e o método pode ser aplicado com controle limitado de poço no início do ciclo de desenvolvimento quando as incertezas são maiores e o risco de economia é maior. A porosidade e litologia da rocha são previstas simultaneamente, garantindo que estas duas quantidades sejam consistentes tanto com os dados como com o modelo físico da rocha. Além disso, esta técnica pode prever simultaneamente a qualidade de reservatório tanto no que se refere ao hidrocarboneto como no que se refere a salmoura de um reservatório e não necessita de calibrações separadas nas diversas fases de fluido como é necessário com métodos empíricos. O método consiste em três etapas, como ilustrado na Figura 1. Na etapa 1, os dados sísmicos são invertidos para propriedades elásticas tais como impedâncias de compressão (P) e de cisalhamento (S) (IP e Is, respectivamente) usando técnicas padrão. (Os dados sísmicos são mostrados separados em pelo menos duas pilhas de ângulos constantes 4, uma vez que isto é necessário com a finalidade de obter de modo confiável ambas as impedâncias de P e de S.) Outras propriedades elásticas tais como módulo de compressibilidade e módulo de cisalhamento, ou suas combinações tais como velocidade de compressão e de cisalhamento podem também ser usadas. Tais técnicas de inversão são descritas em, por exemplo, T. Tonellot, D. Mace, V. Richard, "Prestack elastic waveform inversion using a priori Information (Forma de onda elástica pré-empilhada usando informações a priori)", SEG Expanded Abstracts (1999); James J. Carazzone e Leonard J. Srnka, "Elastic Inversion of Gulf of México Data, in Offset-Dependent Reflectivity (Inversão Elástica de Dados do Golfo do México, em Refletividade Deslocada-Dependente)", Theory and Pratice of AVO Analysis, editado por John P. Castagna e Milo M. Backus, SEG (1993); Arild Buland, Martin Landro, Mona Andersen e Terje Dahl, "AVO Inversion of Troll Field data (Inversão AVO de Dados de Campo de Troll)", Geophysics, 1589-1602 (1996) . Na etapa 2, o tipo de fluido (gás, óleo, salmoura, etc.) é definido para cada e para todos os pontos no volume das propriedades elásticas e deste modo é construído um modelo de preenchimento de fluido. Na etapa 3, as propriedades elásticas obtidas na etapa 1 são combinadas com as informações de fluido compiladas na etapa 2 e convertidas em litologia e porosidade (a fração de volume de xisto Vah e a porosidade Φ são mostradas na Figura 1) usando um modelo físico de rocha adequado. A etapa 3 é aplicada como uma segunda inversão ou em cascata a seguir à inversão sísmica na etapa 1.
Com a finalidade de realizar a segunda inversão, a presente invenção utiliza um modelo físico de rocha que relaciona porosidade, volume de xisto ou argila, Vsh, e teor de fluido com as propriedades elásticas de compressibilidade da rocha tais como impedância-P e impedância-S. Um modelo preferido em ambientes elásticos é o modelo de mistura de xisto-areia descrito em Xu e White, "A new velocity model for clay-sand mixtures (Um novo modelo de velocidade para misturas de argila-areia)", Geophysical Prospecting 43, 91-118 (1995) e em Xu e White, "A physical model for shear wave velocity prediction (Um modelo físico para previsão de velocidade de onda de cisalhamento)", Geophysical Prospecting 44, 687-717 (1996), ou modificações daquele modelo tais como aquelas descritas aqui. O modelo de Xu e White é complexo e a inversão coloca um problema importante. O método da presente invenção resolve este problema de modo prático e eficiente. O modelo tem dois aspectos principais. Primeiro, as deformações das frações minerais de areia e argila da rocha são caracterizadas independentemente com espaços separados de poros e diferentes razões efetivas de aspecto de poros. Segundo, os módulos elásticos de compressibilidade e de cisalhamento da armação seca são computados usando uma combinação da teoria de dispersão de Kuster e Toksõz em "Velocity and attenuation of seismic waves in two-phase media: Part 1: Theoretical formulation (Velocidade e atenuação de ondas sísmicas em meios de duas fases: Parte 1: Formulação teórica)", Geophysics 39, 587-606 (1974) e as teorias diferenciais de meio efetivo de Bruner em "Comment on Seismic Velocities in Dry and Saturated Cracked Solids (Comentários sobre Velocidades Sísmicas em Sólidos Secos e Fendidos Saturados) por Richard J., 0'Connell e Bernard Budianskey", Journal of Geophysical Research 81, 2573-2576, (1976) e Cheng e Toksõz em "Inversion of seismic velocities for pore aspect ratio sprectrum of a rock (Inversão de velocidades sísmicas para espectro de razão de aspecto de poro)", Journal of Geophysical Research 84, 7533-7543, (1979). As equações apresentadas por Gassman em "Elasticity of porous media (Elasticidade de meios porosos)", Vierteljahrschift der Naturforschenden em Zürich, vol 96, pp. 1-21 são em seguida aplicadas para obter a velocidade de baixa freqüência na rocha saturada de fluido. Este modelo computa as relações entre velocidade, densidade, teor de argila e porosidade que são explícitas, consistentes e baseadas fisicamente. Como resultado, um grande número de poços próximos ou análogos assumidos não é necessário para caracterizar o subsolo. 0 modelo é em seguida descrito em maior detalhe para algumas modalidades da presente invenção.
As expressões matemáticas no modelo físico de rocha selecionado fornecem um método para determinar as velocidades e densidades de P e de S em rochas dados o teor de argila, porosidade, saturação de água e propriedades de fluido. Estes parâmetros podem ser recombinados para dar as impedâncias ou qualquer outro conjunto de propriedades elásticas isotrópicas que são produzidas na etapa 1. Um modelo típico considera uma matriz sólida feita de areias e argilas. O espaço total de poros pode ser dividido em poros relacionados com argila e poros relacionados com areia.: Se Φ representar a porosidade total, então (1) onde Φ3 é a porção da rocha ocupada por poros rígidos ou de pedra e Φα é a porosidade associada aos poros deformados ou de xisto. A fração de volume de xisto VSh e a fração de volume de areia V33 são usadas para estimar Φ3 e Φ3. Uma vez que V3h + Vss + Φ = 1, a consideração de que Φα e Φ3 são proporcionais a V3S e VS3, respectivamente, implica que (2) e (3) Tendo dividido o espaço dos poros em poros deformados e rígidos, o efeito do formato dos poros sobre as propriedades elásticas do composto pode ser estimado usando as seguintes equações do trabalho de Kuster e Toksõz de 1974: (4) e (5) onde (6) nas quais K0, Km e K' são os módulos de compressibilidade do meio efetivo apenas com poros de argila, a matriz de rocha e o material de inclusão de poros, respectivamente, e Pot Pm e P' são os correspondentes módulos de cisalhamento. p' ê sempre zero para quaisquer fluidos de poros. ac é a razão de aspecto para poros deformados {poros de argila) e Tnjj(a) e F(a) são funções de razão de aspecto de poros obtidos do tensor Tijkl que relaciona o campo uniforme de tensão no infinito com o campo de tensão dentro de uma inclusão elástica elíptica. Os módulos da matriz da rocha são uma mistura dos módulos de grãos de areia e de argila, misturados usando a média de Voight-Ruess-Hill de acordo com as suas proporções relativas como dados pelo valor VS11. 0) e (8) Os símbolos Kah e μ3ΐ1 nas equações (7) e (8) são os módulos de compressibilidade e de cisalhamento dos materiais de argila. Os símbolos Kss e μ33 nas equações (7) e (8) são os módulos de compressibilidade e de cisalhamento dos materiais de areia. As equações para as funções de razão de aspecto de poro Tujj(a) e F(a) na equação (6) são dadas no Apêndice do artigo de Xu e White de 1995.
Em uma modalidade da invenção, uma modificação importante relativa aos modelos publicados é a consideração adicional de que os poros de argila são preenchidos principalmente com água retida, devido à pressão capilar relativamente elevada nos poros de argila como resultado dos tamanhos extremamente pequenos das partículas de argila. Uma outra modificação é considerar que a pressão nestes poros pequenos não é equalizada com a passagem de uma onda sísmica devido aos seus pequenos gargalos de poro. Matematicamente, isto é equivalente a dizer que não são relaxados e compreendem um componente de alta freqüência do sistema. Uma vez que os poros relacionados com areia tendem a ser muito maiores que os poros relacionados com argila, os fluidos de poros nos poros relacionados com areia podem ser facilmente equalizados. Em freqüências sísmicas, estes poros relacionados com areia com pressão equalizada podem ser tratados matematicamente como sendo relaxados e compreendendo um componente de baixa freqüência do sistema. Nesta modalidade da presente invenção, as equações de Kuster-Toksõz são novamente usadas para calcular as propriedades elásticas da "armação de rocha seca" (apenas poros de areia) fazendo K' e μ' zero. (9) e (10) Aqui Kd e pd são os módulos de compressibilidade e de cisalhamento da "armação de rocha seca" e aa ê a razão de aspecto para poros rigidos (poros de areia).
Contudo, as equações de Kuster-Toksõz necessitam Φ/α<<1. Valores típicos para razões de aspecto são 0,035 para poros de xisto e 0,12 para poros de pedra. Portanto, as equações de Kuster-Toksõz são aplicáveis apenas para porosidade muito baixa. O método diferencial de meio efetivo pode ser incorporado nas formulações de Kuster-Toksõz para superar esta restrição. Para aplicar o método diferencial de meio efetivo, a porosidade total é preferivelmente modificada usando a seguinte equação antes de dividir o espaço dos poros. (11) 0 espaço total de poros modificado é em seguida dividido em conjuntos de poros de modo que a concentração de poros para cada conjunto satisfaça a condição de Kuster- Toksõz. Começando com rocha sólida, as equações de Kuster-Toksôz são usadas para computar o meio efetivo que resulta da adição de um pequeno conjunto de poros à matriz. Em outra modificação importante relativa ao método descrito em Xu e White (1995), o pequeno conjunto de espaço de poros é em seguida dividido em porções relacionadas com areia e relacionadas com argila usando as equações (1) a (3). As equações de Kuster-Toksõz (4) a (10) são em seguida usadas para calcular o efeito dos poros relacionados com argila e poros relacionados com areia sobre as propriedades elásticas. 0 processo é repetido, usando o meio efetivo do cálculo anterior como a matriz de rocha para o cálculo seguinte, até que o volume total de poros tiver sido adicionado à rocha. Finalmente, a equação de Gassman (anteriormente mencionada) é usada para colocar fluidos de poro nos poros de areia. (12) (13) (14) Depois de obter os módulos efetivos de compressibilidade e de cisalhamento, as velocidades das ondas P e S podem ser calculadas usando as seguintes equações: (15) e (16) Na etapa 3 da Figura 1, as impedâncias encontradas na etapa 1 são invertidas para porosidade e VSh para cada ponto no volume sísmico usando (na modalidade descrita) o modelo direto de Xu-White ou suas modificações descritas acima. Os valores de porosidade e de VSn que melhor se ajustam às impedâncias são encontrados pela minimização de uma função objetivo. Tipicamente, a função objetivo consistirá em um termo que mede a coincidência entre as propriedades elásticas de compressibilidade geradas pelo modelo físico da rocha e as propriedades elásticas de compressibilidade obtidas a partir da inversão sísmica, e em um termo que restringe a litologia e porosidade previstas. A função objetivo mais simples é a função objetivo de mínimos quadrados que contém a diferença quadrada entre as impedâncias modeladas diretas e as impedâncias observadas. (Π) Aqui, IP e Is são as impedâncias obtidas na primeira etapa, e XWP e XWS são as impedâncias p e s modeladas diretamente usando a série de equações (1-15). Como previamente mencionado, outros conjuntos de parâmetros elásticos isotrópicos podem ser usados, dependendo do que foi produzido na etapa 1. A minimização do erro quadrado é um problema não-linear. Um método preferido para solucionar este problema é a iteração de Newton-Raphson (vide W. Press e outros, Numerical Recipes: The Ar t of Scientific Computing (Soluções Numéricas: A Arte da Computação Científica), Cambridge University Press (1986) pp.254-259). É feita uma estimativa inicial na solução e em seguida é atualizada iterativamente pela solução do conjunto de equações linearizadas (18) 0 subscrito k na equação (18) é um índice de iteração. Com a finalidade de estimar os coeficientes em ambos os lados da equação (18), pode-se resolver o modelo modificado de Xu-White na estimativa corrente $>k, VBhk, assim como as derivadas do modelo em relação ao volume e porosidade de xisto. As equações são em seguida resolvidas para uma atualização do modelo A<&k,AVgbk, Esta atualização é adicionada ao modelo corrente. A iteração continua até que a solução convirja. 0 conjunto de equações (18) deve ser resolvido para um número substancial de pontos no volume sísmico. A solução do modelo de Xu-White modificado usando as equações (10)-(17} é demorada. A resolução iterativa do modelo de Xu-White modificado para todos os pontos em um volume sísmico seria muito intensiva computacionalmente. Além disso, a derivação de expressões analíticas para as derivadas do lado esquerdo da equação (18) não é fácil. Para contornar estas dificuldades, pode-se construir uma tabela de impedâncias de P e de S (velocidades escaladas pela densidade) que foi modelada diretamente para combinações representativas de teor de argila (0 a 100%) e porosidade (0 a 40% em siliciclásticos). As tabelas das derivadas das impedâncias de P e de S em relação à porosidade e teor de argila são também pré-computadas usando aproximações de diferenças finitas. A modelagem inversa física da rocha {operando o modelo para trás) é feita considerando-se as tabelas pré-computadas e realizando uma inversão não-linear para determinar a combinação de teor de argila e porosidade que é consistente com as impedâncias de P e de S obtidas em cada ponto no volume sísmico.
As equações (1)-{17) que descrevem o modelo físico de rocha de Xu-White modificado depende das propriedades do fluido que preenche o espaço dos poros através do módulo de compressibilidade Kf e densidade pf do fluido que preenche os poros de areia nas equações (12) e (14), respectivamente, assim como através do módulo de compressibilidade do fluido que preenche os poros de argila K' na equação (4) . Como descrito previamente, os poros de argila são preenchidos com salmoura. Os poros de areia, contudo, são preenchidos com o fluido de reservatório adequado, tanto salmoura ou uma combinação de salmoura e hidrocarbonetos. A salmoura e os hidrocarbonetos são misturados em proporção á saturação da água. Tipicamente, uma saturação de água efetiva fixa é especificada. Com a finalidade de aplicar a segunda inversão, o fluido de poros em cada ponto no volume sísmico deve ser especificado (etapa 2 na Figura 1) . Isto inclui definir as regiões do reservatório correspondentes ao ramo dos hidrocarbonetos (tanto gás e/ou óleo) e o ramo da salmoura. A região do volume sísmico correspondente aos diferentes fluidos pode ser construída a partir dos horizontes e polígonos sísmicos interpretados que definem o reservatório e a partir das profundidades dos contatos do fluido tanto penetrado nos poços, ou inferido a partir das medições de pressão tiradas em múltiplos poços, ou a partir de evidências geofísicas tais como indicadores diretos de hidrocarbonetos. Cada região é identificada no volume com uma bandeira de identificação de fluido. Esta bandeira de identificação de fluido está associada aos módulos de compressibilidade e densidades adequadas para o tipo de fluido (gás, óleo ou salmoura) e suas condições ambientais (pressão e temperatura), assim como aos seus parâmetros relevantes de composição (gravidade do gás para gás, API e razão de gás e óleo para gás, e salinidade para salmoura) . Todos estes fatores são determinados a partir de medições relevantes feitas em poços e em seguida transferidos para os módulos de compressibilidade e densidades do fluido usando modelos adequados tais como aqueles descritos por Machael Batzle e Zhijing Wang, "Seismic properties of pore fluids (Propriedades sísmicas de fluidos de poros)", Geophysics, 1396-1408 (1992). As tabelas de Xu-White e suas derivadas usadas na aplicação da equação (18) durante a inversão física da rocha devem ser pré-computadas para cada bandeira única de identificação de fluido no volume de ID de fluido. O conjunto adequado de tabelas é em seguida aplicado a cada ponto no volume durante a inversão física da rocha.
Algumas das constantes usadas na modelagem física da rocha necessitam de calibração. Em especial, as razões de aspecto de poros da areia e argila, assim como as propriedades de grãos da argila são preferivelmente ajustadas para se ajustarem a dados de poço antes de realizar a inversão física da rocha das propriedades elásticas obtidas de modo sísmico. Esta etapa de calibração consiste em utilizar valores de volume e porosidade de xisto obtidos a partir de registros dos poços, junto com as propriedades adequadas dos fluidos, para modelar diretamente as propriedades elásticas e compará-las com registros de densidade e sônicos medidos no poço. Os parâmetros físicos da rocha são ajustados até que seja obtida uma semelhança razoável entre registros previstos e registrados de poço.
Uma vez que as propriedades elásticas obtidas a partir da inversão na etapa 1 da Figura 1 podem conter ruídos e ser portanto inconsistentes com as impedâncias modeladas, minimizar estritamente uma função objetivo de mínimos quadrados como na equação (17) pode produzir estimativas com ruído das propriedades da rocha. É freqüentemente desejável modificar a função objetivo de modo a adicionar algumas restrições na inversão física da rocha (etapa 3} . Uma estratégia comum é realizar mínimos quadrados amortecidos pela adição de um termo adicional à função objetivo na qual o modelo com o comprimento quadrado mínimo é procurado. Diversas outras estratégias podem ser utilizadas, como detalhado em diversos livros-texto sobre inversão geofísica tal como Menke, Geophysical data analysis: discrete inverse theory (Análise de dados geofísicos: teoria da Inversão discreta), Academic Press (1984). Uma técnica preferida é usar o estimador de máxima semelhança detalhado em Tarantola, Inverse problem theory: methods for data fitting- and model parameter estimation (Teoria do problema da inversão: métodos para ajuste de dados e estimação de parâmetros de modelo), Elsevier Science Publishers (1987). Matrizes adequadas de covariância de dados e modelo são obtidas a partir de dados medidos nas localizações do poço durante a etapa de calibração. A equação (7) mede o erro usando uma norma L2. Outras normas, tal como a norma Llt podem também ser usadas para medir os erros.
Exemplos 0 método da presente invenção foi aplicado a dados sísmicos obtidos em um reservatório contendo gás, óleo e salmoura. A Figura 2 mostra uma imagem tridimensional do canal de areia inferido através do volume invertido VSH (as partes com xisto foram feitas invisíveis) produzido pelo método da presente invenção. Dois poços perfurados no reservatório confirmam a localização das areias e as percentagens de volumes. Além de auxiliar na colocação de poços, previsões exatas de volumes de areia/xisto tais como aquelas representadas pela Figura 2 podem ser usadas para estimar reservas, ambas importantes nas fases iniciais de desenvolvimento de um campo quando o controle do poço é limitado e o risco de comercialização é grande. A descrição precedente refere-se a modalidades específicas da presente invenção com a finalidade de ilustrá-la. Ê evidente, contudo, para aquele versado na técnica, que são possíveis muitas modificações e variações às modalidades descritas aqui. Por exemplo, pessoas versadas na técnica conhecerão outras modificações ao modelo diferencial de meio efetivo. Todas tais modificações e variações destinam-se a estar dentro do âmbito da presente invenção, como definida pelas reivindicações apensas.
REIVINDICAÇÕES
Claims (11)
1. Método para prever propriedades litológicas e porosidade de uma formação subterrânea a partir de dados sísmicos, caracterizado por compreender: (a) inverter os dados sísmicos para obter uma ou mais propriedades elásticas de compressibilidade da formação subterrânea; (b) construir um modelo físico da rocha da formação subterrânea, o referido modelo relacionando as propriedades litológicas, porosidade e teor de fluido com as propriedades elásticas de compressibilidade da rocha da formação, o referido modelo compreendendo os seguintes dois aspectos: (i) as deformações e densidades das frações minerais de areia e argila da rocha são caracterizadas independentemente com espaços separados de poros, diferentes razões de aspecto de poro e potencialmente diferentes tipos de fluidos e (ii) módulos elásticos efetivos de compressibilidade e de cisalhamento *são computados usando uma combinação de teoria diferencial de meio efetivo e substituição de fluido de Gassman; (c) construir um modelo de preenchimento de fluido que indica o tipo de fluido presente em cada localização no subsolo; (d) computar em forma tabular valores das referidas uma ou mais propriedades elásticas como previstas pelo modelo físico da rocha para uma faixa de possíveis valores para as referidas propriedades de porosidade e litologia em cada tipo de fluido presente no modelo e em seguida computar numericamente tabelas correspondentes das derivadas das propriedades elásticas em relação a porosidade e teor de argila e (e) usar as tabelas computadas das propriedades elásticas e suas derivadas, combinadas com as informações do tipo de fluido para minimizar uma função objetivo pré-selecionada e deste modo inverter o modelo físico da rocha para obter as propriedades litológicas e a porosidade a partir das propriedades elásticas de compressibilidade e informações do teor de fluido para a formação.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato das propriedades elásticas de compressibilidade serem selecionadas a partir do grupo que consiste em impedância de compressão, impedância de cisalhamento, módulo de compressibilidade, módulo de cisalhamento, velocidade de compressão, velocidade de cisalhamento ou quaisquer outros parâmetros elásticos.
3. Método, de acordo com a reivindicação l, caracterizado pelo fato das propriedades litológicas típicas compreenderem as frações de volume de xisto (argila) e de areia.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do referido modelo ter uma matriz de sólidos composta de areias e argilas e um espaço total de poros dividido em poros relacionados com argila e poros relacionados com areia, considerando-se que os poros relacionados com argila são preenchidos principalmente por água confinada durante a computação diferencial de meio efetivo e apenas os poros relacionados com areai são preenchidos usando a teoria de Gassman.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do referido modelo ter uma matriz de sólidos composta de areias e argilas e um espaço total de poros dividido em poros relacionados com argila e poros relacionados com areia, e ambos estarem vazios durante a computação diferencial de meio efetivo e serem mais tarde preenchidos com fluido usando a teoria de Gassman.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da inversão do modelo fisico da rocha ser resolvido para as propriedades litológicas e porosidade usando um processo iterativo e convergindo a solução pela minimização da diferença quadrada entre as propriedades elásticas de compressibilidade obtidas a partir dos dados sísmicos e dos valores obtidos para as mesmas propriedades pela modelagem direta com o modelo físico da rocha.
7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato do processo iterativo ser uma iteração de Newton-Raphson.
8. Método, de acordo com a reivindicação l, caracterizado pelo fato do da função objetivo ser uma função objetivo de mínimos quadrados que contém as diferenças quadradas entre as propriedades elásticas geradas pelo modelo físico da rocha e as propriedades elásticas obtidas a partir da etapa de inversão sísmica.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da função objetivo ser uma função objetivo de mínimos quadrados amortecidos.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da inversão do modelo físico da rocha calcular as propriedades litológicas e porosidade usando um processo iterativo e que converge para uma solução pela otimização da norma de Li da diferença entre as propriedades elásticas de compressibilidade obtidas a partir dos dados sísmicos e dos valores obtidos para as mesmas propriedades pela modelagem direta com o modelo físico da rocha.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da inversão do modelo físico da rocha calcular as propriedades litológicas e porosidade usando um processo iterativo e que converge para uma solução ao encontrar um máximo de uma estimativa a posteriori (MAP) das propriedades litológicas e porosidade usando matrizes de covariância do modelo e de dados estimada a partir dos dados do poço e resultados de inversão em tal poço.
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