BRPI1010526B1

BRPI1010526B1 - Método para estimar propriedades de fluidos em formações rochosas, em locais geodésicos selecionados dentro de uma bacia geológica

Info

Publication number: BRPI1010526B1
Application number: BRPI1010526-3A
Authority: BR
Inventors: Soraya Betancourt; Armin Kauerauf; Oliver Mullins
Original assignee: Prad Research And Development Limited
Priority date: 2009-03-09
Filing date: 2010-03-04
Publication date: 2020-05-26
Also published as: BRPI1010526A2; NO20111257A1; CA2754067A1; MX2011009376A; AU2010222905A1; WO2010104724A2; US8165817B2; AU2010222905B2; WO2010104724A3; US20100228485A1

Abstract

método para estimar propriedades de fluidos em formações rochosas, em locais geodésicos selecionados dentro de uma bacia geológica um método para estimar propriedades de fluidos em formações rochosas, em locais selecionados dentro de uma bacia geológica, inclui gerar um modelo inicial da bacia. o modelo inclui a distribuição espacial de saída, pelo menos, da composição mineral da formação rochosa, porosidade da formação rochosa e composição de fluidos na porosidade da formação rochosa. uma estimativa inicial da composição de fluido é gerada, pelo menos, para uma formação rochosa, pelo menos, em um local selecionado dentro da bacia. uma amostra de fluido é extraída dos poros, pelo menos, de uma formação rochosa, dentro de um poço nela perfurado. a composição da amostra de fluido é analisada dentro do poço. o modelo inicial da bacia é ajustado, de forma que previsões do modelo correspondam substancialmente à composição de fluido analisado. o modelo ajustado é utilizado para gerar uma estimativa inicial da composição de fluido, pelo menos, em um local geodésico adicional dentro da bacia.

Description

MÉTODO PARA ESTIMAR PROPRIEDADES DE FLUIDOS EM FORMAÇÕES ROCHOSAS, EM LOCAIS GEODÉSICOS SELECIONADOS DENTRO DE UMA BACIA GEOLÓGICA

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

CAMPO DA INVENÇÃO

A invenção refere-se geralmente aos campos da exploração de hidrocarbonetos, simulação de bacias sedimentares, modelagem de carga de reservatórios de hidrocarbonetos subterrâneos, modelagem geológica, avaliação de propriedades petrofisicas de formações rochosas do subsolo e análise de fluidos de poço. Mais especificamente, a invenção se refere a técnicas para integrar uma pluralidade de diferentes tipos de medidas de formações rochosas do subsolo e métodos de interpretação relacionados para avaliar a provável distribuição espacial, e suas variações, de hidrocarbonetos dentro de uma bacia sedimentar. Um propósito para tal avaliação é reduzir a incerteza durante a exploração e avaliação de reservatórios de óleo e gás.

TÉCNICA ANTERIOR

Uma bacia geológica sedimentar é uma depressão na superfície da crosta terrestre, que passa por enchimento com depósitos de sedimentos. Tais sedimentos são tipicamente derivados de formações rochosas alteradas, de atividade biogênica, de precipitação de minerais a partir de solução e combinações dos anteriores. Quando sedimentos depositados são soterrados, eles são submetidos à crescente

pressão e	temperatura,	Tal soterramento	e sujeição	à
pressão e	temperatura	elevadas iniciam	o processo	de
litificação	(conversão	de sedimentos não	consolidados	em

formações rochosas).

Petróleo (isto é, óleo e gás) pode ser formado dentro de uma bacia, por meio de reações químicas do material precursor biogênico sedimentar. Após a geração, o petróleo é espacialmente distribuído no interior da bacia por meio de vias permeáveis, até que ele se acumule dentro de formações de rochas porosas e permeáveis dos reservatórios, ou seja dissipado por reações químicas ou bioquímicas, ou vazamento para a superfície da bacia. Em qualquer bacia hidrográfica, pode haver uma ou mais extensões para possível produção de hidrocarbonetos. O Serviço Geológico dos EUA define uma extensão como um conjunto de acumulações ou prospecções não descobertas de óleo ou gás, que exibem características geológicas guase idênticas, como estilo de aprisionamento, tipo de reservatório e natureza da vedação. Uma acumulação pode consistir de vários reservatórios diferentes, que diferem entre si pela natureza dos fluidos dentro dos poros das formações rochosas e/ou a pressão dos mesmos. Finalmente, um reservatório é definido como uma formação rochosa com propriedades minerais de rochas substancialmente uniformes e distribuição espacial da permeabilidade, assim que a formação rochosa tem a capacidade de armazenar líquidos, e tem a capacidade dos fluidos serem nela movidos, pela aplicação de variações adequadas de pressão.

Modelagem de bacia é uma técnica, que prevê a reconstrução de processos geológicos, que podem ter ocorrido em bacias sedimentares ao longo de épocas geológicas e, mais especificamente, os eventos que levaram à geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos em rochas de reservatórios. Insumos importantes para a modelagem de bacias são a carga (teor fracionado do precursor de hidrocarbonetos da rocha de origem, espessura da rocha de origem, e maturidade de hidrocarbonetos), e o aprisionamento (qualidades da geometria da bacia, do reservatório, e da vedação) de uma prospecção ou extensão. A história de geração e migração térmica, de pressão, e de hidrocarbonetos também é modelada para fazer previsões da qualidade atual dos hidrocarbonetos e da distribuição espacial dentro da bacia. A descrição dos fluidos de petróleo na modelagem da bacia é determinada principalmente pelos processos de geração e expulsão, que regem a composição global dos fluidos, e o comportamento da pressão, volume e temperatura (PVT) responsável pela distribuição de componentes em cada fase fluida durante a migração e acumulação secundária em um reservatório. A história de carga de uma acumulação, ou de um reservatório individual, pode ser controlada em forma de composição, de acordo com classes de compostos selecionados, por exemplo, CO2, H2S, metano, C2-5Z Cg-is, Ci6+. Modelos termodinâmicos, conhecidos como equações de estado, por exemplo, SRK e Peng-Robinson, podem ser usados para fazer previsões das propriedades de fase, como relação entre gás e óleo (GOR), densidade do fluido e/ou viscosidade do fluido. Processos de alteração pós-acumulação, tais como biodegradação, lavagem com água, e craqueamento de óleo em gás, também podem ser simulados. O rastreamento da rocha de origem, evolução da composição ao longo do tempo, rendimentos e composições dos produtos gerados e liberados também podem ser modelados. Essas simulações podem ser realizadas, usando um pacote de software de simulação de bacia comercialmente disponível, por exemplo, aquele vendido sob a marca PETROMOD, que é uma marca registrada da Western Geco, LLC, 10001 Richmond Avenue, Houston, TX 77042. Esse software oferece a possibilidade, de que o usuário modifique dados de fluido para calibrar o modelo de fluido. Hidrocarbonetos são descritos no software de simulação da bacia, utilizando um número limitado de componentes, por exemplo, até 14 componentes. Também é costume agregar diversos componentes em um ou mais pseudo componentes (por exemplo, C₂-C₆, Ci₅₊) para reduzir o tempo de computação.

A composição atual de hidrocarbonetos depende principalmente da qualidade da matéria orgânica do precursor (o querogênio) e dos processos de geração de petróleo dentro da rocha de origem. Os mecanismos de controle para a formação dos hidrocarbonetos são o potencial de geração do petróleo da rocha de origem, determinado pelo carbono orgânico total (TOC) (sem carbonato) e o índice de hidrogênio (HI), e a história de soterramento, que determina a evolução da temperatura, e que regula a infinidade de reações químicas, que ocorrem ao longo da época geológica para transformar o querogênio em componentes do petróleo. Por exemplo, um meio para descrever o processo de geração de petróleo é através de esquemas de reação do tipo Arrhenius. Nesse caso, os parâmetros do modelo são a Energia de Ativação, que descreve a energia limite necessária para iniciar a reação, e o Fator de Frequência (também conhecido como fator préexponencial), que representa a frequência, com que as moléculas serão transformadas. Uma vez que muitas reações ocorrem, pode haver vários valores para a energia de ativação e o fator de frequência. É prática comum considerar o fator de frequência como constante, devido à sua mais fraca dependência da temperatura, e representar a energia de ativação por meio de uma distribuição de probabilidades discretas. Os fatores de frequência e as energias de ativação correspondentes podem ser aproximadamente determinados pelas organofácies, ou seja, uma descrição empírica do tipo de material, concentração, processos deposicionais do precursor, e sua relação com a atual composição de hidrocarbonetos. Modelos de geração de hidrocarbonetos são baseados na análise de amostras de rochas de origem, ou em premissas geológicas adequadas sobre a história de uma bacia sedimentar. Tais modelos consistem de uma distribuição de organofácies, com fatores de frequência e energias de ativação apropriados, e da quantidade de material precursor, que normalmente é especificada por meio de mapas de TOC e HI.

A extensão espacial abrangida por modelos típicos de bacia é maior do que para modelos de simulação de reservatórios. Portanto, a resolução espacial dos modelos de bacia é tipicamente menor do que a necessária para a simulação de reservatórios. Alguns processos de pósmigração, que afetam a qualidade dos hidrocarbonetos, tais como biodegradação e lavagem com água, são mais bem modelados na escala da bacia; porém, outro processo importante, que ocorre em escala de reservatório e que afeta a produção de hidrocarbonetos a partir de qualquer reservatório específico, é a misturação das espécies de hidrocarbonetos. Geralmente, a natureza dos hidrocarbonetos gerados na rocha de origem varia com o tempo, um resultado da história de soterramento e térmica da bacia. Hidrocarbonetos de cadeia mais longa (componentes pesados) são primeiramente expulsos, seguido por hidrocarbonetos de cadeia mais curta (componentes mais leves). Tem sido prática comum, na modelagem de bacias, presumir que a composição de fluido seja homogênea em toda a acumulação, ou seja, os componentes químicos sejam bem misturados em toda a coluna de hidrocarbonetos. No entanto, além de biodegradação e gradientes de temperatura, variações na composição de fluido dentro de uma acumulação podem ser um resultado da história de carga e podem até refletir um carregamento ativo. Veja, por exemplo, Mullins, O.C., Elshahawi, H. , Stainforth, J.G., Integração de Considerações sobre Modelagem de Bacias com Perfilagem a Cabo de Rede Fixa, 49° Simpósio Anual sobre Perfilagem da SPWLA, Edimburgo, Escócia, 25-28 maio de 2008, e J. G. Stainforth, Novos Conceitos sobre Processos de Enchimento e Misturação de Reservatórios, de J.M. Cubit, W.A. Inglaterra, S. barter, (Eds.) Compreensão sobre Reservatórios de Petróleo: Método Geoquímico e de Engenharia de Reservatórios Diretos e Integrados, Sociedade Geológica de Londres, Publicação Especial, (2004).

É importante traduzir a atual distribuição de hidrocarbonetos em uma acumulação de parâmetros relevantes no modelo de bacia, que ajudará a reduzir a incerteza quanto à distribuição espacial das espécies de hidrocarbonetos. Propriedades dos fluidos são um dos elementos-chave da modelagem de bacias, uma vez que são uma consequência direta da série de acontecimentos, que tiveram lugar ao longo da época geológica desde a origem dos hidrocarbonetos. Uma maneira de determinar propriedades dos fluidos é através da descida de um instrumento coletor de amostras em um poço perfurado através de formações rochosas relevantes, e retirada de uma amostra do fluido da formação de rocha em determinadas condições. Essa técnica permite a aquisição de amostras de fluido muito próximo à pressão e temperatura natural do reservatório, maximizando, portanto, a probabilidade de que as amostras sejam representativas do fluido existente no reservatório particular. Além disso, algumas análises do fluido em formações subterrâneas podem ser realizadas, no momento da entrada no instrumento coletor de amostras, minimizando o risco de sujar as amostras e fornecendo um dispositivo para identificar o fluido, que pode ser usado para rastreamento da amostra durante análises posteriores em laboratório. Certas características de fluidos, tais como teor de H₂S, CO₂, e asfaltenos são preferencialmente determinadas no fundo do poço, para evitar transições irreversíveis durante o transporte da amostra para o laboratório, o que leva a medidas imprecisas. Amostras podem ser colhidas por tais instrumentos em várias profundidades ao longo do poço, assim que a técnica anterior pode fornecer o nível de resolução espacial necessária para resolver variações na composição de fluidos em escala de reservatório. Métodos utilizados para análise de fluidos de reservatório no poço incluem espectroscopia de absorção óptica visível/ no » _β infravermelho próximo, cromatografia gasosa, espectroscopia de massa, ressonância magnética nuclear (RMN), e outros sensores, para determinar a composição (por exemplo, quantidades fracionadas de CO₂, H₂S, C_lr C₂, C₃, C₄, C₅, C₆etc.), relação entre gás e óleo, distribuição de frações de hidrocarbonetos com base no número de carbono e classes de compostos (saturados, aromáticos, resinas, parafinas, naftenos e asfaltenos), densidade do fluido, viscosidade do fluido, pressão de saturação, e identificação de determinados biomarcadores. A densidade e viscosidade das amostras de líquidos podem ser medidas na ferramenta de amostragem de fundo de poço em diferentes pressões, para obter uma melhor caracterização do comportamento PVT do fluido. A técnica anterior também permite a avaliação confiável do teor de asfaltenos no petróleo. Outra técnica baseada em ressonância magnética nuclear permite uma análise dos fluidos dentro da rocha, para estimar a distribuição de frações de hidrocarbonetos com base no número de carbono, relação entre gás e óleo, e proporções relativas das classes de compostos de hidrocarbonetos. A combinação de ambas, análise no local e análise do fluido, quando ele é extraído para dentro do instrumento coletor de amostras, permite uma caracterização mais completa do fluido e fornece resultados imediatos, que podem ser utilizados para otimizar o processo de aquisição de dados, enquanto a ferramenta de amostragem ainda estiver no poço.

As propriedades de fluido, que podem ser determinadas pelas análises precedentes, são compatíveis com o nível de detalhamento das informações de fluido necessárias para simulação da bacia.

Medições de alta resolução de laboratório fornecem detalhes adicionais sobre a química das amostras de fluido de fundo de poço, também relevantes para a modelagem da bacia. Tais técnicas incluem ressonância magnética nuclear Ce H de alto campo, espectroscopia de massa de alta resolução, cromatografia gasosa bidimensional (GCxGC), espectroscopia da estrutura de absorção de raios-X próxima à borda do enxofre (XANES) e Raman de raios-X do carbono. Os resultados obtidos com estas técnicas podem ser combinados com as análises de fluido de fundo de poço, para pesquisar a natureza dos fluidos, comparar amostras (variações de composição), identificar a origem das amostras, identificar processos de pós-migração, como lavagem com água e biodegradação, e analisar a fração pesada do óleo cru que tem mais semelhança química com o querogênio, que produziu o hidrocarboneto atual. Antes dessas análises laboratoriais, amostras de fluido de fundo de poço devem ser submetidas a uma série de procedimentos de custódia, consistindo de recondicionamento da amostra para as mesmas condições de pressão e temperatura prevalecentes durante a aquisição da amostra no fundo do poço, análise de um subconjunto da amostra de fluido, utilizando as mesmas técnicas empregadas no ambiente de fundo de poço, e comparação dos resultados de laboratório e de fundo de poço para determinar a gualidade da amostra, ou seja, a preservação da composição guimica.

Análises de fluidos de poço (DFA), guando fluidos são retirados de um reservatório, usando espectroscopia VIS-NIR, NMR, cromatografia gasosa e outros sensores,

análises	de fluido no	local com	NMR, e	medições	de
gradientes	de pressão e	temperatura	, podem	fornecer	as
seguintes	informações: (a)	composição	do fluido	, classes	de

compostos (saturados, aromáticos, resinas, asfaltenos, parafinas, naftenos), densidade, viscosidade, (b) variações na composição e pressão de fluido e entre unidades estratigráficas. Isso fornece informações sobre o nivel de compartimentação da acumulação; (c) variações na composição de fluido dentro da mesma camada. Variações na composição de fluido podem ser observadas dentro da mesma camada em intervalos de espessura e durante a perfuração ao longo de um reservatório (poços geo-direcionados). Análise química especial no laboratório pode fornecer informações mais detalhadas sobre a natureza dos hidrocarbonetos: (a) principais classes de produtos químicos presentes na amostra; (b) isótopos de gás; (c) presença de metais pesados etc.. Análise da química de moléculas maiores (a fração pesada do óleo cru) pode fornecer informações relativas à: (a) similaridade entre fluidos analisados em diferentes localizações espaciais; (b) composição química do material precursor (querogênio).

O anterior fornece informações sobre o nível de misturação das espécies de hidrocarbonetos dentro de uma acumulação, sobre a possível origem dos hidrocarbonetos, sobre o nível de maturação dos hidrocarbonetos, e se os hidrocarbonetos foram sujeitos à biodegradação ou lavagem com água, todos eles sendo componentes importantes da modelagem de bacia.

Análise de fluido no reservatório e análises laboratoriais foram utilizadas na exploração/ avaliação de reservatórios, para ajudar a determinar a estrutura do reservatório. Dados de pressão de fluidos são utilizados para avaliar a continuidade areai e vertical das unidades específicas de reservatório. Um modelo de fluido, que utiliza os recursos de fluido observados como entrada, pode ser combinado com o modelo geológico do reservatório. Visto que a avaliação e desenvolvimento de campo podem ocorrer em um ritmo mais rápido do que a exploração, é desejável a possibilidade de prever as propriedades dos. fluidos nos locais de poços a serem perfurados, para facilitar a análise em tempo real e a atualização contínua do modelo geológico.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Um método, de acordo com um aspecto da invenção, para estimar as propriedades dos fluidos em formações rochosas, em locais geodésicos selecionados dentro de uma bacia geológica, inclui a geração de um modelo inicial da bacia geológica. O modelo inclui a distribuição espacial de saída, pelo menos, da composição mineral da formação rochosa, porosidade da formação rochosa e composição de fluidos na porosidade da formação rochosa. Uma estimativa inicial da composição de fluido é gerada, pelo menos, para uma formação rochosa, pelo menos, em um local selecionado dentro da bacia. Uma amostra de fluido é extraída dos poros, pelo menos, de uma formação rochosa dentro de um poço nela perfurado. A composição da amostra de fluido é analisada dentro do poço. 0 modelo inicial da bacia é ajustado, de forma que previsões do modelo correspondam substancialmente à composição de fluido analisada. O modelo ajustado é utilizado para gerar uma estimativa inicial da composição de fluido, pelo menos, em um local geodésico adicional dentro da bacia.

Outros aspectos e vantagens da invenção serão evidenciados pela descrição a seguir e as reivindicações anexas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A FIG. 1A mostra um exemplo do sistema de perfuração de poços, que inclui um instrumento coletor de amostras de fluido.

A FIG. 1B mostra um exemplo de instrumento a cabo de rede fixa para coleta de amostras de fluido da formação.

A FIG. 2 é um fluxograma de um exemplo de urn método, de acordo com a invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA

FIG. IA ilustra um sistema de poço, incluindo um aparelho coletor de amostras de fluido da formação. O poço pode ser em terra firme ou no mar. Nesse sistema exemplificante, um poço 311 é perfurado em formações subterrâneas por perfuração rotativa, de uma forma que é bem conhecida na arte. Outro exemplo da invenção pode ser usado em conexão com aparelhos e métodos de perfuração direcional.

Uma coluna de perfuração 312 é suspensa dentro do poço 311 e inclui uma composição de fundo (BHA) 300 próxima à sua extremidade inferior. A BHA 300 inclui uma broca 305 na sua extremidade inferior. A porção de superfície do sistema de poço inclui o conjunto de plataforma e torre 310 posicionado sobre o poço 311, o conjunto 310 incluindo uma mesa rotativa 316, kelly 317, gancho 318 e tornei rotativo 319. A coluna de perfuração 312 é girada pela mesa rotativa 316, que é em si operada por meios bem conhecidos, não mostrados no desenho. A mesa rotativa 316 é engatada no kelly 317, na extremidade superior da coluna de perfuração 312. A coluna de perfuração 312 é suspensa pelo gancho 318. 0 gancho 318 é fixado a uma catarina (também não mostrada), através do kelly 317 e do tornei rotativo 319, que permite a rotação da coluna de perfuração 312 em relação ao gancho 318. Como é sabido, um sistema top drive (não mostrado) pode ser utilizado como alternativa ao kelly 317 e à mesa rotativa 316, para rodar a coluna de perfuração 312 a partir da superfície.

No presente exemplo, o sistema de superfície ainda inclui o fluido de perfuração (lama) 326 armazenado em um tanque ou pite 327 formado na região do poço. Uma bomba 329 alimenta o fluido de perfuração 326 para o interior da coluna de perfuração 312, através de uma abertura no tornei

319, fazendo com que o fluido de perfuração 326 flua para baixo através da coluna de perfuração 312, como indicado pela seta direcional 308. 0 fluido de perfuração 326 abandona a coluna de perfuração 312 através de cursos de água, ou bicos (jatos) na broca 305 e, depois, circula para cima pela região anular entre a parte externa da coluna de perfuração e a parede do poço, como indicado pelas setas direcionais 309. Desta forma bem conhecida, o fluido de perfuração 326 lubrifica a broca 305 e traz cortes da formação até a superfície, quando então o fluido de perfuração 326 é limpo e retornado ao pite 327 para recirculação.

A composição de fundo 300 do exemplo ilustrado pode incluir um módulo de perfilagem durante a perfuração (LWD)

320, um módulo de medição durante a perfuração (MWD) 330, um sistema de perfuração roto-direcionável e motor hidráulico, e a broca 305.

O módulo de LWD 320 é alojado num tipo especial de comando de perfuração, como é conhecido na arte, e pode conter um ou uma pluralidade de tipos conhecidos de instrumentos de perfilagem de poços. Também será entendido que mais de um módulo de LWD e/ou MWD pode ser empregado, por exemplo, como representado em 320A. (Referências, por toda parte, a um módulo na posição do módulo de LWD 320 podem, alternativamente, significar também um módulo na posição do módulo de MWD 320A) . O módulo de LWD 320A tipicamente inclui recursos para informações sobre medidas, processamento e armazenamento, bem como para comunicação com os equipamentos de superfície. Na modalidade atual, o módulo de LWD 320 inclui um dispositivo de amostragem de fluido, como será abaixo explicado.

módulo de MWD 330 também é alojado em um tipo especial de comando de perfuração, como é conhecido na arte, e pode conter um ou mais dispositivos para medir características da coluna de perfuração e da broca. O módulo de MWD 330 ainda inclui um aparelho (não mostrado) para geração de energia elétrica para a parte de fundo de poço do sistema de poço. Esse aparelho geralmente inclui um gerador de turbina acionada pelo fluxo do fluido de perfuração 326, entendendo-se que outros sistemas de força e/ou de bateria podem ser usados, permanecendo no âmbito da presente invenção. No presente exemplo, o módulo de MWD 330 pode incluir um ou mais dos seguintes tipos de dispositivos de medição: um dispositivo de medição de peso sobre broca, um dispositivo de medição de torque, um dispositivo de medição de vibração, um dispositivo de medição de choque, um dispositivo de medição de entrave ao deslizamento, um dispositivo de medição da direção, e um dispositivo de medição da inclinação.

Ά FIG. 1B é um diagrama simplificado de um dispositivo de amostragem durante a perfuração, e pode ser de um tipo descrito, por exemplo, na Publicação do Pedido de Patente dos EUA N°. 2008/0156486, aqui incorporada por referência. 0 dispositivo de perfilagem da amostragem durante a perfuração pode ser utilizado como ferramenta de LWD (32 0 na FIG. IA) , ou como parte de um conjunto de ferramentas de LWD. A ferramenta de LWD (320 na FIG. IA) é dotada de uma sonda 406 para estabelecer comunicação fluida com a formação e arrasto do fluido de formação 421 para dentro da ferramenta, como indicado pelas setas. A sonda 406 pode ser posicionada em uma lâmina estabilizadora 423 da ferramenta de LWD (320 na FIG. IA) e daí estendida para fazer contato com a parede do poço. A lâmina estabilizadora 423 compreende uma ou mais lâminas, que fazem contato com a parede do poço. Fluido arrastado para dentro da ferramenta de fundo de poço, usando a sonda 406, pode ser medido, para determinar, por exemplo, parâmetros de pré-teste e/ou de pressão, e/ou de temperatura da formação. Além disso, a ferramenta de LWD 320 pode ser equipada com dispositivos, como câmaras de amostra, para coleta de amostras de fluido para recuperação na superfície. Pistões de reforço 481 também podem ser fornecidos para auxiliar na aplicação de força, para empurrar a ferramenta de perfuração e/ou sonda de encontro à parede do poço.

Também é possível usar a instrumento coletor de amostras ilustrado na FIG. 1B, na ponta de um cabo elétrico blindado (wireline) . Assim, o modo de transporte do instrumento coletor de amostras não constitui um limite para o escopo da presente invenção. Outros exemplos de instrumentos coletores de amostra de fluido transportados por cabo de rede fixa incluem aquele identificado pela marca comercial MDT - MODULAR FORMATION DYNAMICS TESTER (Testador Modular de Dinâmica da Formação), que é uma marca do cessionário da presente invenção. Uma descrição do referido instrumento pode ser vista no Localizador Padrão de Recursos (URL) http://www.slb.com/media/services/evaluation/reservoir/mdt.pdf.

Em um exemplo, o instrumento coletor de amostras (por exemplo, ferramenta de LWD 320 na FIG. IA ou o instrumento MDT acima identificado) pode incluir um módulo de análise do fluido conhecido pela marca CFA (Composition Fluid Analyzer) (Analisador de Fluido da Composição), que é uma marca do cessionário da presente invenção. Nesse módulo, espectroscopia de absorção óptica no infravermelho próximo e medições de emissão de fluorescência são usadas para determinar concentrações de fração de gases e identificar tipos de fluidos, respectivamente, como fluidos fluindo através do módulo CFA. Outro exemplo de um instrumento de coleta de amostras de fluido e de análise de fluidos, que pode ser usado em alguns exemplos, é conhecido pela marca INSITU FLUID ANALYSER (Analisador de Fluido no Local), que é uma marca do cessionário da presente invenção. O referido instrumento inclui dois espectrômetros de absorção óptica no infravermelho próximo, um espectrômetro de matriz de filtro para determinação do teor de CO2, um analisador de coloração de fluido, e vários outros sensores de fluido, incluindo resistividade, densidade, temperatura, pressão e fluorescência. Outras medições, que podem ser usadas para analisar as amostras de fluido, incluem RMN, que pode ser feita usando um instrumento identificado por uma das seguintes marcas: MR Scanner, proVISION e CMR, que são marcas do cessionário da presente invenção. Está também no âmbito da presente invenção analisar as amostras de fluido utilizando cromatografia gasosa ou liquida, medição de ressonância magnética nuclear, espectroscopia de massa, realização de experimentos PVT dentro do instrumento coletor de amostras, espectroscopia de absorção óptica no infravermelho próximo/ visível, medição da densidade, medição da viscosidade, medição da concentração de sulfeto de hidrogênio, e medição das variações de densidade por uma despressurização controlada no instrumento coletor de amostras.

Em um método, de acordo com a invenção, a análise dos fluidos de poço (DFA) pode ser realizada com medições feitas por amostra de instrumentos coletores de amostras de fluido da formação, como acima explicado. Referindo-se à FIG. 2, em um método de exemplo, em 200, um modelo inicial de uma bacia geológica pode ser gerado. Tal modelo pode usar como entrada todos os dados sísmicos disponíveis, e todos os dados disponíveis sobre a composição rochosa, fontes de sedimento e outras informações geológicas. Um modelo pode ser gerado, usando, por exemplo, o software de computador aqui descrito na seção FUNDAMENTOS, ou seja, o software vendido sob a marca PETROMOD, que é uma marca registrada da Western Geco, LLC, 10001 Richmond Avenue, Houston, TX 77042. Esse software, também como aqui explicado na seção FUNDAMENTOS, oferece a possibilidade para o usuário modificar dados das propriedades de fluido, para calibrar o modelo de fluido. O modelo inicial inclui, como saida, a distribuição espacial prevista do tipo de formação rochosa (por exemplo, composição mineral), volume fracionado do espaço poroso (porosidade) da formação rochosa, pressão e temperatura dos poros, e teor de fluido nos espaços dos poros das formações rochosas. Em 202, a porção de modelo de fluido do modelo de bacia pode ser usada para prever qual será a resposta da DFA em qualquer localização geodésica particular dentro da bacia modelada. Normalmente, mas não exclusivamente, tal resposta da DFA prevista será para uma localização geodésica, que corresponda a uma localização geodésica pretendida de um poço, que será perfurado na bacia modelada. Em 204, o poço é perfurado. Tal perfuração pode, por exemplo, ser realizada, utilizando um sistema de poço, como acima mostrado e explicado com referência à FIG. IA. Fluido de poço pode ser extraído, usando um instrumento coletor de amostras, por exemplo, como acima explicado com referência à FIG. IA e/ou FIG. 1B. Outras medições feitas por diversos instrumentos de perfilagem inseridos no poço (tanto durante a perfuração, como posteriormente) podem incluir, sem limitação, resistividade elétrica, velocidade de compressão e acústica de cisalhamento, radiação gama natural, densidade da formação por dispersão de Compton dos raios gama, índice de hidrogênio neutro da formação (relacionado ao volume fracionário de espaço dos poros cheio com fluido das formações rochosas), constante de difusão e distribuição do tempo de relaxação transversal e longitudinal por ressonância magnética nuclear, e comportamento da pressão/ volume /temperatura (PVT) das amostras de fluido retiradas das formações. Tal comportamento da PVT pode incluir a pressão estática do fluido do reservatório, viscosidade do fluido e sua relação com temperatura e pressão. Informações geológicas, como a composição mineral da rocha, podem ser inferidas a partir de medições, tais como a radiação gama, velocidade acústica de compressão e cisalhamento, densidade e índice de hidrogênio acima citadas, ou podem ser determinadas a partir da análise de amostras da formação rochosa na forma de cortes de perfuração, amostras de testemunhagem lateral, ou amostras de testemunhagem integral. Tudo o que precede pode ser usado para atualizar o modelo inicial da bacia, tanto no que diz respeito à localização geodésica do poço, como para outros lugares geodésicos no âmbito da bacia, conforme aplicável.

Em 206, é feita uma determinação, a partir das medições de poço acima descritas, quanto ao fato da existência de hidrocarbonetos no local geodésico do poço particular. Se a existência de hidrocarbonetos não for determinada em tal local, então, em 212, um modelo geológico localizado, podendo incluir descritores de mecanismos de retenção, pode ser atualizado. Em 214, o modelo de bacia também é atualizado para refletir a falta de hidrocarbonetos encontrados no local do poço.

Se, em 206, no entanto, for determinado que hidrocarbonetos estejam presentes no local do poço, uma análise fluídica avançada é executada, em 208, para avaliar a composição (por exemplo, usando DFA) e os parâmetros físicos (comportamento da PVT etc.) dos hidrocarbonetos necessários para modelar o comportamento das fases de hidrocarbonetos com uma equação de estado. Após essa análise ser realizada, a parte fluida do modelo de bacia é atualizada, em 214. Parâmetros, que podem ser modificados no modelo de bacia, são, por exemplo, a distribuição de energia de ativação e/ou o fator de frequência do conjunto de equações, que descrevem as reações de geração de petróleo, e os parâmetros de geração do petróleo da rocha de origem (TOC e HI) . Tal modelo de bacia atualizado pode ser usado, em 216, para avaliar se e onde executar a perfuração de poços adicionais para avaliação e/ou desenvolvimento de reservatórios. Em caso de tal avaliação e desenvolvimento tiver que continuar, o modelo de fluido atualizado pode ser usado, uma vez mais em 202, para prever a resposta da DFA em qualquer novo local de poço proposto. Tal procedimento pode ser utilizado durante a avaliação e/ou desenvolvimento para refinar ou atualizar locais geodésicos de poço propostos, para reduzir a possibilidade de um poço infrutífero, ou seja, um furo de poço que não penetre em um reservatório tendo quantidades economicamente úteis de hidrocarbonetos produzíveis.

A título de explicação dos vários elementos do presente método, a modelagem da bacia não é determinista, mas geralmente requer uma abordagem estocástica, isto é, uma série de modelos plausíveis iniciais de bacia pode ser gerada e testada com relação a medidas obtidas das formações subterrâneas. O objetivo de integrar a modelagem de bacia com DFA é reduzir a incerteza no modelo de carga de fluido.

Os principais parâmetros na modelagem de bacia são o tipo de querogênio, taxa de soterramento e geometria (distribuição espacial) das camadas geológicas (subentendendo-se que os sedimentos são geralmente depositados inicialmente como camadas substancialmente horizontais tendo extensão areai definida ou indefinida. A misturação de fluidos em um reservatório particular, ou o grau de variação da composição de fluidos no reservatório, é um indicador da história de carregamento de uma acumulação de hidrocarbonetos e da complexidade dos caminhos de migração de hidrocarbonetos. A DFA mede propriedades de fluido no local com alta resolução espacial e fornece informações úteis para reconstruir a história de carregamento de qualquer acumulação particular de hidrocarbonetos. 0 tipo de querogênio (precursor de hidrocarbonetos) é um parâmetro importante no modelo de carga do reservatório, no entanto, as amostras de querogênio são raramente disponíveis. Acredita-se que o tipo de querogênio controle o tipo de hidrocarbonetos em última análise encontrado em uma acumulação. Por exemplo, querogênio do tipo I tem a maior proporção atômica entre hidrogênio e carbono; ele é o melhor precursor conhecido de hidrocarbonetos líquidos e tem o menor teor de enxofre de todos os tipos de querogênio conhecidos. Querogênio do tipo II também produz hidrocarbonetos predominantemente líquidos e também é o tipo mais comum de querogênio encontrado. Querogênio do tipo III produz primariamente gases de hidrocarbonetos. Portanto, na presente invenção, propõe-se inferir o tipo de querogênio, que produziu a acumulação sob avaliação, com base na composição atual medida com DFA e na história térmica da acumulação. Resultados da DFA podem ser usados como um indicador do tipo de querogênio precursor e da história da temperatura (soterramento). Simulação ou modelagem direta pode ser realizada nas estimativas iniciais do tipo de querogênio, para identificar se a composição de hidrocarbonetos medida a partir da DFA é compatível com certos tipos de querogênio e certas histórias de temperatura. Por exemplo, se houver uma taxa lenta de soterramento, o hidrocarboneto tende a ter uma baixa GOR. Quando a taxa de soterramento é lenta, o querogênio sofre diagênese em temperatura relativamente baixa e pouco gás é gerado (isto é, não ocorre muito craqueamento de hidrocarbonetos). Por outro lado, se houver um soterramento rápido, o querogênio estará sujeito a temperaturas relativamente altas, acelerando assim o processo de craqueamento. Os hidrocarbonetos resultantes terão uma maior GOR. A composição global de hidrocarbonetos determinada usando a DFA também pode ser usada para indicar a origem do gás em um reservatório. Por exemplo, o gás biogênico irá conter pelo menos 98% de metano. A concentração da espécie diferente de hidrocarboneto (H₂S, CO₂, N₂) medida com DFA também pode ser um indicador da composição do querogênio precursor. Na realização da identificação de querogênio, uma estimativa inicial do tipo de querogênio pode ser feita com base nos resultados da DFA, como acima explicado. A estimativa inicial do tipo de querogênio pode ser usada no modelo de bacia, por exemplo, na história térmica modelada, para gerar uma composição de fluido esperada ou estimada (composição modelada prévia) na acumulação sob avaliação. A composição modelada prévia é então comparada com a composição determinada pela DFA. O modelo inicial pode ser revisto, ajustando um ou ambos, o tipo de querogênio inicial e a história térmica. A composição modelada prévia pode ser novamente determinada. O procedimento anterior pode ser repetido, até que a diferença entre a composição analisada e a composição modelada prévia caia abaixo de um valor limite selecionado.

O modelo inicial pode ainda incluir descrições da rocha geradora de hidrocarbonetos. Descrições da rocha geradora podem incluir estimativas do teor total de carbono orgânico (COT) , que é a fração em peso de compostos de carbono sem carbonato na rocha de origem. Portanto, elas são usadas como um indicador da quantidade de querogênio na rocha de origem. A descrição da rocha de origem também pode incluir o índice de hidrocarbonetos (HI), que é um indicador do potencial da rocha de origem específica para a produção de hidrocarbonetos através do soterramento e maturação. O HI pode ser determinado, submetendo amostras da rocha de origem à pirólise ou combustão para acelerar o craqueamento, e relacionando a massa de hidrocarbonetos gerados com a massa de carbono orgânico. As medições anteriores para determinar TOC e HI podem ser feitas em amostras da rocha de origem em afloramentos (se disponíveis), ou a partir de testemunhos em poços perfurados (se disponíveis) , utilizando um procedimento laboratorial conhecido como RockEval. Também é possível determinar o TOC a partir da interpretação das medições de perfis do poço (por exemplo, de raios gama, porosidade de nêutrons, densidade aparente, velocidades acústicas, e resistividade elétrica). TOC e HI são tipicamente entradas para o modelo inicial, como mapas de sua distribuição espacial.

Uma DFA realizada em vários locais, por exemplo, numa pluralidade de profundidades dentro de uma acumulação, pode fornecer informações sobre a extensão da misturação dos hidrocarbonetos no reservatório e o grau de compartimentação, com base na variação das propriedades do fluido medido. Em alguns casos, as propriedades dos hidrocarbonetos carregados no reservatório variam com o tempo. Se não houver misturação dentro do reservatório, haverá grandes variações espaciais na composição de fluido dentro da acumulação, a despeito da continuidade hidráulica aparente. Quando um reservatório for altamente compartimentado, isso pode implicar que a fonte seja soterrada em locais mais profundos. Uma etapa preliminar é descartar a possibilidade de que as variações de fluido observadas são devido à gravidade e/ou gradientes térmicos. Isto é feito através de modelagem do fluido com uma equação de estado, considerando o reservatório como um sistema termodinamicamente fechado. Compartimentação dentro do reservatório e tempo de misturação insuficiente podem ser avaliados, por exemplo, através de uma interpretação conjunta de perfis petrofisicos, medidas da composição de fluido no fundo do poço, gradientes de pressão e testes do transiente de pressão de interferência. Caso seja avaliado, que a variação nas propriedades do fluido ao longo do reservatório é devido a uma variação dos tempos de carregamento, então isso requer uma modificação dos eventos de expulsão e migração no modelo de bacia.

Após um poço ter sido perfurado e novas informações sobre composição de fluido e geológicas forem disponibilizadas para esse poço, o modelo de carga do reservatório pode ser atualizado. Isto pode ser realizado, através da eliminação daqueles modelos, que não correspondam às informações recentemente obtidas, e/ou novos modelos podem ser gerados, que correspondam às informações recém obtidas. A história de carregamento de uma acumulação particular pode ser determinada em forma de composição, por exemplo, gravidade do American Petroleum Institute (API), GOR, concentrações dos componentes de hidrocarbonetos (por exemplo, Ci, €2-5, Ce+) . Assim, os modelos atualizados são usados para prever uma gama de propriedades e resultados de DFA plausíveis dos fluidos nos locais de novos poços propostos. Os modelos atualizados são normalmente testados por uma comparação direta com medidas reais desses poços pela DFA, durante ou após a perfuração. Conforme mais dados são coletados, a incerteza nos modelos geológicos, de fluido e de carga é reduzida. Os modelos são, de preferência, continuamente calibrados com os dados recém adquiridos (DFA, análises de laboratório, petrofísica, sísmica, testes de produção etc.). Haverá um ciclo de previsão de resposta da DFA e de calibração do modelo de carregamento do reservatório, do modelo geológico e de inversão sísmica em todos os estágios de exploração e avaliação de campo, conforme novos dados surgirem.

Métodos, de acordo com a invenção, poderão reduzir a possibilidade da incerteza do tipo de fluido e composição ser encontrada em formações rochosas subterrâneas, em locais selecionados dentro de uma bacia geológica. A redução dessa incerteza pode reduzir o custo da extração de petróleo de reservatórios subterrâneos, e pode aumentar sua eficiência.

Embora a invenção tenha sido descrita em relação a um número limitado de modalidades, as pessoas hábeis na arte, tendo o beneficio dessa divulgação, irão apreciar que outras modalidades podem ser concebidas, as quais não se afastam do âmbito da invenção, conforme divulgado neste documento. Assim, o escopo da invenção deve ser limitado 5 apenas pelas reivindicações anexadas.

Claims

1. MÉTODO PARA ESTIMAR PROPRIEDADES DE FLUIDOS EM FORMAÇÕES ROCHOSAS, EM LOCAIS GEODÉSICOS SELECIONADOS DENTRO DE UMA BACIA GEOLÓGICA, caracterizado pelo fato de compreender:

geração de um modelo inicial da bacia, o modelo incluindo, como distribuição espacial de saída, pelo menos, a composição mineral da formação rochosa, a porosidade da formação rochosa e a composição de fluidos na porosidade da formação rochosa;

geração de uma estimativa inicial da composição de fluido, pelo menos, em uma formação rochosa, pelo menos, em um local geodésico selecionado dentro da bacia;

extração de uma amostra de fluido dos poros, pelo menos, de uma formação rochosa dentro de um poço nela perfurado;

análise da composição da amostra de fluido proveniente do poço;

ajuste do modelo inicial da bacia, de forma que uma estimativa ajustada inicial da composição de fluido coincida substancialmente com a composição analisada; e geração de, pelo menos, uma estimativa inicial do tipo de querogênio;

antecipação de modelagem da composição de hidrocarbonetos, a partir da estimativa inicial do tipo de

Petição 870190118679, de 15/11/2019, pág. 10/18 querogênio e de uma história térmica da bacia gerada no modelo inicial;

comparação da composição analisada com a composição de modelagem antecipada; e ajuste, pelo menos, de uma dentre a estimativa inicial do tipo de querogênio e a história térmica, e repetir a antecipação de modelagem até que a composição analisada e a composição de modelagem antecipada diferem por menos do que um valor limite selecionado; e uso do modelo ajustado para gerar uma estimativa inicial da composição de fluido, pelo menos, em um local geodésico adicional dentro da bacia.

2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do modelo inicial ser gerado através de dados sísmicos.

3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da análise das propriedades de fluido compreender a realização, pelo menos, de uma dentre espectroscopia de absorção óptica no infravermelho próximo, espectroscopia de absorção óptica visível/ no infravermelho próximo, medição de densidade, medição de viscosidade, medição da concentração de sulfeto de hidrogênio, medição de ressonância magnética nuclear, cromatografia gasosa, espectroscopia de massa, e medição de variações de densidade por uma despressurização controlada.

Petição 870190118679, de 15/11/2019, pág. 11/18

4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da extração de uma amostra ser realizada, pelo menos, por um dentre um instrumento disposto dentro de um sistema de perfuração usado para perfurar o poço e um instrumento conduzido para dentro do poço por um cabo elétrico blindado.

5. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender pelo menos uma propriedade da formação, a partir da qual a amostra é extraída, a propriedade incluindo pelo menos um dentre resistividade elétrica, velocidade acústica, densidade, índice de hidrogênio de nêutrons, tempo de relaxação de ressonância magnética nuclear e difusão de ressonância magnética nuclear.

6. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do ajuste do modelo inicial compreender o uso, pelo menos, de uma propriedade medida.

7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da modelagem antecipada incluir pelo menos um dos seguintes parâmetros: uma descrição das reações geradoras de petróleo incluindo distribuição das energias de ativação, e um fator de frequência; e uma descrição de uma rocha geradora de petróleo.

8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato da descrição da rocha geradora de

Petição 870190118679, de 15/11/2019, pág. 12/18 petróleo compreender, pelo menos, um dentre teor de carbono orgânico total e índice de hidrocarbonetos.

9. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de pelo menos um local geodésico

5 adicional ser um local para perfuração de um poço.

10. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender extração de amostras de fluido de formações rochosas em uma pluralidade de locais diferentes dentro de uma acumulação de

10 hidrocarbonetos, análise das amostras e uso das amostras analisadas para determinar se hidrocarbonetos de uma pluralidade de fontes se misturaram dentro da acumulação.

11. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da pluralidade de locais dentro da

15 acumulação compreender uma pluralidade de profundidades.