ES2199406T3 - Procedimiento para la estimacion o simulacion de parametros de una estructura de un estrato. - Google Patents

Abstract

LA PRESENTE INVENCION SE REFIERE A UN METODO PARA ESTIMULAR O SIMULAR UNO O MAS PARAMETROS DE UNA ESTRUCTURA ESTRATIFICADA, EL CUAL INCLUYE LOS PASOS SIGUIENTES: - DETERMINAR UN PRIMER MODELO DE LA ESTRUCTURA ESTRATIFICADA; - DETERMINAR UNO O MAS VARIOGRAMAS, DE UNO O MAS PARAMETROS, EN UNO O MAS DE LOS ESTRATOS; - MEDIR EL VALOR DE UN PARAMETRO EN UN NUMERO DE PUNTOS; - ESTIMAR, BASANDOSE EN UN VARIOGRAMA, UNA FUNCION DE DENSIDAD DE PROBABILIDAD (PDF) DEL PARAMETRO, EN LAS POSICIONES DE LOS ESTRATOS QUE SON CERCANAS A, O ESTAN A ALGUNA DISTANCIA DE, LAS POSICIONES EN DONDE SE HAN MEDIDO LOS PARAMETROS; Y - DETERMINAR, UTILIZANDO LOS DATOS SISMICOS, UN VALOR ACEPTABLE DEL PARAMETRO EN LA POSICION EN DONDE SE HA DETERMINADO, UTILIZANDO UN VARIOGRAMA, LA FUNCION DE DENSIDAD DE PROBABILIDAD DEL PARAMETRO.

Description

Procedimiento para la estimación o simulación de parámetros de una estructura de un estrato.

Para la localización en particular de petróleo o gas en la corteza terrestre, es importante obtener la mejor estimación posible de la estructura de un estrato, con el uso, por ejemplo, de técnicas de inversión sísmica, después de lo cual puede estimarse si pueden ser llevadas a cabo perforaciones (o pruebas) de búsqueda de petróleo o gas en un emplazamiento particular de la superficie de la tierra. También después de llevar a cabo una o más perforaciones de prueba, cuyos costes son muy altos, continúa el examen del estrato, utilizando igualmente los datos de las mediciones obtenidas en los pozos.

En el artículo de André Haas y col.: "Inversión geoestadística-Método secuencial de representación estocástica de yacimientos petrolíferos relacionados con datos sísmicos", primera parte, vol. 12, núm 11, Nov. 1994/561, son utilizadas simulaciones geoestáticas en una fase temprana del proceso de inversión. No obstante, este esquema calculador conocido es bastante complicado debido, por ejemplo, a que es necesario calcular indicios sintéticos.

La presente invención proporciona un método para estimar o simular uno o más parámetros de una estructura de estrato, que comprende las operaciones de:

- determinar un primer modelo de estructura de estrato;

- determinar uno o más variogramas de uno o más parámetros, en uno o más de los estratos;

- medir el valor de un parámetro en un cierto número de puntos;

- estimar sobre la base de un variograma, una función de densidad de probabilidad (PDF) del parámetro en emplazamientos del estrato, próximos o a cierta distancia de los emplazamientos en los que ha sido medido el parámetro; y

- determinar mediante el uso de datos sísmicos, un valor aceptable del parámetro en el emplazamiento en el que la función de densidad de probabilidad del parámetro ha sido determinada con el uso de un variograma.

De acuerdo con la presente invención, técnicas geoestadísticas son combinadas con técnicas deterministas que hacen uso de datos sísmicos, mediante lo cual puede ser reducida considerablemente la falta de certeza en la solución del modelo.

La estructura del sustrato está constituida en general por piedras de arenisca, esquistos, y/o rocas de tipo de piedra caliza. Parámetros significativos son, por ejemplo, la densidad específica, la porosidad, la permeabilidad, y similares de dicho estrato. El primer modelo de la estructura del estrato sobre el cual son ejecutadas estimaciones iterativas (las mejores) es determinado mediante el uso, por ejemplo, de datos sísmicos, geológicos y/o del pozo. Los variogramas del parámetro pueden ser determinados sobre la base de la experiencia de un geólogo, mediciones en un pozo, y/o las muestras obtenidas de dicho pozo.

Otras ventajas, características, y detalles de la invención serán expuestos con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

- la fig. 1 muestra un diagrama en el que se expone una realización preferida del método de acuerdo con la presente invención;

- la fig. 2 muestra un gráfico de un variograma para uso en la realización preferida de acuerdo con la presente invención;

- la fig. 3 muestra un gráfico de un ejemplo de función de densidad de probabilidad para uso en el método de acuerdo con la presente invención;

- la fig. 4 muestra un diagrama de flujo de acciones que explica la realización preferida del método de acuerdo con la presente invención:

- la fig. 5 muestra un diagrama de flujo de acciones que explica otra realización preferida del método de la presente invención; y

- la fig. 6 muestra un diagrama de flujo de acciones de una realización preferida, en la que se han combinado los métodos de acuerdo con las figs. 4 y 5.

En una área designada esquemáticamente con U (fig. 1) de una estructura de estrato, en la que por ejemplo, existen dos pozos de sondeo V y W, debe ser determinado un parámetro, por ejemplo la porosidad, para un número grande de puntos x, de los que se muestran los puntos x_{i}, x_{j}, x_{k}, mientras que la propiedad de la estructura en los emplazamientos v y w de los respectivos pozos de sondeo V y W es conocida con una cierta precisión debido, por ejemplo, a mediciones llevadas a cabo con sondas a lo largo de dichos pozos de sondeo y/o de las muestras tomadas.

En una realización preferida de la presente invención se crea primero un modelo estructural (geométrico) sobre la base de los datos de mediciones sísmicas en la superficie de la tierra. Superficies de reflexión que son consideradas importantes son formadas para una estructura de estrato cerrado, por ejemplo mediante el programa de ordenador EARTH MODEL, adquirible comercialmente en el solicitante, en el que un geólogo puede efectuar determinadas elecciones. El programa EARTH MODEL define las capas geológicas así como la microestructura de tales capas. Se apreciará que de acuerdo con la presente invención, pueden ser previstos otros métodos para obtener una estructura inicial simulada del estrato.

Variogramas (fig. 2) (y/o histogramas) son definidos subsiguientemente para un parámetro particular, tal como la porosidad en capas determinadas. En un variograma tal como el de la fig. 2, se determina la correlación o variación entre dos valores de un parámetro dado, en emplazamientos espaciales diferentes, es decir, en función de la distancia entre dos emplazamientos. Un variograma entre dos parámetros diferentes, por ejemplo, entre porosidad y permeabilidad, es citado como variograma cruzado. A una distancia predeterminada el variograma se hace horizontal, y por encima de esa distancia la correlación espacial se hace cero. Por tanto, la variación tiene un valor constante a una distancia más allá de la citada. En el caso de que un variograma sea anisótropo en un estrato particular, esta distancia tiene un valor diferente en cada caso para direcciones diferentes, formando así lo que sería un elipsoide.

Para determinar el parámetro en el punto x_{1}, que puede ser elegido al azar (o de acuerdo con técnicas de probabilidad más avanzadas que aquí no se exponen), se elige un cierto número de puntos, por ejemplo, a, b, c, y d, en los que el valor de este parámetro es conocido (o ya está presente en el modelo y ha sido determinado previamente de la misma manera) en proximidad a dicho punto x_{1}. Por medio de la función de densidad de probabilidad hallada sobre la base de los variogramas, se elige al azar un valor para el parámetro, y se almacena para el punto x_{1}. El punto así simulado es añadido al valor conocido, y el procedimiento se repite hasta que todos los puntos x_{j} en el espacio U han sido simulados, y se les ha asignado un valor.

El método preferido antes expuesto difiere del método denominado de Kriging (o en el caso de variogramas cruzados co-Kriging) en el que el valor más probable es determinado a partir de los variogramas (véase C.V. Deutsch y A.G. Journel (1992), GSLIB: biblioteca de programas lógicos geoestadísticos y guía del usuario, Oxford University Press, New York).

En las técnicas estocásticas se puede disponer de una estimación de la falta de certeza del modelo estimado de yacimiento petrolífero, en las que los modelos de yacimientos se adaptan a la información geoestadística disponible, tal como los variogramas e histogramas (es decir, en la que los datos tienen una distribución Gaussian).

De acuerdo con la presente invención, los modelos tales como los obtenidos con la simulación estocástica antes mencionada, son comprobados subsiguientemente frente a datos sísmicos. En lugar de los parámetros estimados exclusivamente de acuerdo con las simulaciones estocásticas, después de obtener un primer modelo estocástico se determina, con el uso de datos sísmicos, si un nuevo punto de iteración se adapta o no mejor al modelo, que el punto hallado anteriormente.

Esto tiene lugar mediante envolvimiento de los datos sísmicos sintéticos con un "tren de ondas" y comparación del resultado con los datos sísmicos medidos. Si el valor del punto de iteración no es mejor que el punto anterior, esta operación de iteración es rechazada, y el valor antiguo del punto es almacenado en el modelo.

Debido a la combinación de la simulación estocástica y la aplicación de datos sísmicos, en la que las iteraciones pueden continuar hasta que se obtenga una correlación satisfactoria entre el modelo de yacimiento y los datos sísmicos, resulta una estimación o modelo para los valores de los parámetros en los diversos puntos, que es suficiente óptimamente sobre la base de los datos geoestadísticos.

En el diagrama de flujo de acciones de la fig. 4, son explicados otros diversos aspectos: primeramente (10) un punto o nodo x_{i} es seleccionado al azar. Luego, es estimada la función de densidad de probabilidad local condicional (11) de la propiedad del yacimiento; después son obtenidos los resultados (12), y el procedimiento se repite hasta que se han tratado todos los nodos de la malla.

En la fig. 5 se muestra un método similar en el que primeramente se selecciona al azar un nodo de la malla (20), luego se determina la función de densidad de probabilidad local condicional sujeta a una litología particular (indicador) (21), y después se obtienen los resultados litológicos a partir de la función de densidad de probabilidad local (22), hasta completar este camino al azar.

La fig. 6 muestra la realización preferida, en la que son combinados los procedimientos de las fig. 4 y 5, y en la que la operación de convergencia para los datos sísmicos se muestra en el bloque 31.

Los primeros experimentos con el método de acuerdo con la presente invención han demostrado que la probabilidad acumulativa en el intervalo de 10/90% de probabilidad, es considerablemente menor en el método según esta invención que con el uso de los métodos geoestadísticos.

La presente invención no se limita a la realización preferida antes descrita; los derechos que aquí se solicitan están determinados por las siguientes reivindicaciones, y dentro del alcance de ellas son posibles muchas modificaciones.

Claims (6)

1. Un método para estimar o simular uno o más parámetros de la estructura de un estrato, que comprende las operaciones de:

a) obtener datos sísmicos de la estructura del estrato;

b) determinar, a partir de los datos sísmicos obtenidos, un primer modelo de la estructura del estrato;

c) determinar uno o más variogramas de uno o más parámetros en uno o más estratos de la estructura de ellos;

d) medir el valor para uno o más parámetros en una pluralidad de puntos de la estructura del estrato;

e) estimar, sobre la base de uno o más variogramas, una función de densidad de probabilidad (PDF) de dichos uno o más parámetros en otros puntos del estrato adyacentes a o distantes de los puntos en los que dichos uno o más parámetros fueron medidos; y

f) determinar mediante el uso de la función de densidad de probabilidad, un valor para cada uno de dichos uno o más parámetros de los estratos, en los puntos en que fue determinada la función de densidad de probabilidad de los parámetros;

g) combinar los valores determinados en la operación f) con dichos uno o más parámetros correspondientes determinados a partir del modelo;

h) obtener de dicho uno o más parámetros determinados en la operación g), valores aceptables para dicho uno o más parámetros en la estructura del estrato;

i) generar a partir de los valores aceptables para dichos uno o más parámetros un nuevo modelo; y

j) repetir las operaciones d) a i) hasta obtener una estimación con la precisión deseada.

2. Un método según la reivindicación 1, en el que para cada emplazamiento son simulados dos parámetros con el uso de un variograma cruzado.

3. Un método según las reivindicaciones 1 o 2, en el que la función de densidad de probabilidad es seleccionada sobre la base de un indicador para el tipo de litología prevista.

4. Un método según las reivindicaciones 1 a 3, en el que los citados uno o más variogramas son determinados sobre la base de los datos disponibles de un estrato obtenidos de muestras del mismo.

5. Un método según las reivindicaciones 1 a 4, en el que uno o más parámetros son medidos en un pozo de perforación.

6. El método de la reivindicación 1, en el que la operación h) comprende a su vez las operaciones de:

- envolver dichos uno o más parámetros determinados en la operación g) con una red de ondas, para obtener los citados uno o más parámetros envueltos;

- comparar dichos uno o más parámetros envueltos con los correspondientes uno o más parámetros determinados a partir del modelo anterior; y

- retener los citados uno o más parámetros envueltos obtenidos como valores aceptables, si dichos parámetros envueltos obtenidos mejoran una probabilidad acumulativa de la función de densidad de probabilidad con respecto a los citados uno o más parámetros del modelo anterior.