ES2231181T3 - Metodo para localizar e indentificar el tipo y las dimensiones geometricas de los depositos de hidrocarburos. - Google Patents

Abstract

Método para localizar e identificar el tipo y las dimensiones geométricas de los yacimientos de hidrocarburos y otros depósitos líquidos bajo tierra, que se caracteriza por que, las anomalías provocadas por un yacimiento en los ruidos de fondo acústicos se miden por medio de sensores, se filtran y se analizan las diferentes frecuencias características para cada uno de los yacimientos en un intervalo de 0, 1 hasta 10 Hz, y por que los valores máximos de amplitud de las distintas frecuencias medidas en como mínimo dos ventanas de frecuencia diferentes se evalúan por separado, y por que los valores máximos de amplitud se colocan en un cociente y se averiguan los puntos de medición para los cuales sirve: Bi = AF1i /AF2i > 1, donde AF1 equivale al máximo de amplitud en la ventana de hidrocarburos y AF2 equivale al máximo de amplitud en la ventana de agua para el punto de medida i.

Description

Método para localizar e identificar el tipo y las dimensiones geométricas de los depósitos de hidrocarburos.

Para localizar los depósitos o existencias de materias primas y los yacimientos ocasionados por otras anomalías en la corteza terrestre se conocen diferentes métodos que se complementan unos con otros. Históricamente la localización de dichos depósitos, en particular de los de aceite y de gas se realizaba según el principio de las probabilidades. Actualmente sigue siendo el más usado y se considera muy poco satisfactorio. De la acumulación de dichos descubrimientos se ha desarrollado una sistemática, que inicialmente se refiere sólo a los conocimientos sobre la estructura geológica de la tierra y a su desarrollo en el tiempo.

Trabajando en ello se han desarrollado unos métodos que son de naturaleza muy técnica y facilitan la reafirmación de las hipótesis, pero que no son apropiados para encontrar afirmaciones definitivas sobre la existencia de los yacimientos y su extensión geográfica. Con los avances y las nuevas posibilidades técnicas se conocen hoy en día unos métodos, que al menos facilitan una localización de posibles yacimientos. Dichos métodos son, entre otros, la captación de infrarrojos de los satélites, los procedimientos magnéticos y sísmicos, que pueden dar una información sobre la estructura geológica y parcialmente también sobre el tipo de yacimiento. Estos métodos son tanto de tipo pasivo como activo.

De la US-A-51481 se conoce un método para la determinación de una anomalía espacial o temporal bajo la superficie de la tierra respecto a su profundidad, donde se observan cambios de amplitud en los ruidos del terreno, que aparecen en un objeto en zonas de alta frecuencia, es decir un clásico procedimiento sísmico para la determinación de estructuras.

En cuanto al reconocimiento de los depósitos de hidrocarburos los conocimientos actuales son todavía muy limitados y se restringen a la realización de investigaciones sísmicas, geológicas, geofísicas, geoquímicas, que sin embargo presentan un carácter más o menos experimental y no permiten unas afirmaciones definitivas sobre el tipo de yacimiento. Afirmaciones exactas sobre el tipo de yacimientos solamente pueden efectuarse cuando los yacimientos se abarcan desde el punto de vista físico.

Para la localización de depósitos de hidrocarburos en nuevas regiones sirve inicialmente su investigación con métodos sísmicos. Por medio de una o varias fuentes se crea una señal cuyas reflexiones se recogen en inhomogenidades a través de sensores (geófonos) y cuya evolución en el tiempo se ha valorado para identificar las inhomogenidades (medición del tiempo transcurrido). Los resultados de dichas investigaciones proporcionan conclusiones sobre la existencia y la evolución de las inhomogenidades, pero no sobre sus motivos. Dichas investigaciones pueden evaluarse tanto bi- como tridimensionalmente. Pero no son apropiadas para constatar el tipo de inhomogenidad, sino que dan únicamente información sobre su existencia, lo que es importante pero no suficiente.

Muchos métodos sísmicos se basan en la investigación de frentes de ondas longitudinales, que pueden ser desencadenados por una o varias fuentes como las explosiones o las vibraciones mecánicas, y cuyas reflexiones individuales o múltiples en inhomogenidades de la base (del medio de transporte, del medio de expansión) son evaluadas para su identificación geométrica, de forma que el frente de onda de retorno o retroceso capte o registre los sensores distribuidos por el terreno (por ejemplo, geófonos). A base de la desviación del tiempo transcurrido y de la atenuación entre la señal iniciada y la señal recibida se consigue extraer información sobre la evolución geométrica en la zona de medición incluso desde las formaciones geológicas.

Todos estos métodos trabajan en principio en un espectro de frecuencias muy amplio, básicamente superior a 30 Hz. Mediante la evaluación de las reflexiones pueden reconocerse tanto las formaciones como la imagen de la propiedad de reflexión, pero no se puede saber que tipo de formaciones son. Por lo tanto dichas investigaciones se han denominado como "indirectas".

Únicamente las llamadas investigaciones "mecánicas", es decir, la profundización de los calicatas y la investigación secuencial de núcleos de perforación dan información sobre el tipo de rocas de las formaciones, de manera que las afirmaciones no son definitivas hasta que no se haya llevado a cabo con exactitud una calicata en el yacimiento.

Estos métodos son muy caros en cuanto a su ejecución y pueden dar lugar a que lo que se halle no sea lo que se busca. La tasa de éxito en este método es bastante inferior al 40%.

Para la identificación de yacimientos de materias primas se han propuesto también métodos que aprovechan la resonancia de toda la masa de un yacimiento como indicador de la existencia y del tipo.

Para ello debe explotarse la influencia de la "resonancia" de uno o varios osciladores mecánicos (el elemento análogo eléctrico sería un circuito trampa). El inconveniente de este método reside en que técnicamente es difícil de llevar a cabo y que la resonancia que va a excitarse, siempre que se refiere al yacimiento que se va a extraer, depende considerablemente en su frecuencia de la extensión geométrica del yacimiento y no de su naturaleza, es decir, para determinados tipos de yacimientos, no existen unas dimensiones características en este caso.

El cometido de la invención consiste en obtener los datos sobre las características y el contenido de los objetos, en particular de los depósitos de hidrocarburos, en un sistema "fluido de varias fases en material poroso".

El procedimiento hace referencia en general a los yacimientos o depósitos de sistemas fluidos de varias fases en cuerpos porosos y especialmente al reconocimiento de depósitos de hidrocarburos subterráneos.

El método proporciona una información directa sobre el tipo y la extensión del yacimiento, sin que la calicata tenga que profundizar demasiado. Por tanto es bastante económico, preferiblemente ecológico y sirve para vigilar los cambios de los yacimientos (control), lo que tiene una importancia significativa para un rendimiento eficaz de este tipo de yacimientos.

Este cometido se logra mediante un método con las características de la reivindicación 1. Las configuraciones preferidas de la invención se deducen de las subreivindicaciones.

El método propuesto según la invención hace referencia a la localización geométrica y a la determinación del tipo de yacimiento o de las anomalías causadas por el yacimiento en la corteza terrestre, en particular a los yacimientos de aceite, gas, condensado de gas o en general a los hidrocarburos. Por yacimientos se entiende cualquier tipo de depósitos o recursos en unas concentraciones significativas, económicamente aprovechables, pero también a cualquier cuerpo que aparece de forma significativa, que se encuentra limitado por el ambiente. Contrariamente a los conocidos métodos, el método propuesto conforme a la invención proporciona una información sobre el tipo y la naturaleza de los yacimientos así como sobre su localización geográfica y extensión geométrica. No se trata de un método indirecto, en el cual se extraen las conclusiones a partir de fenómenos secundarios, sino que el método propuesto es un método directo y puede aportar una información de naturaleza tanto cuantitativa como cualitativa.

En la investigación de los yacimientos, que constan de sistemas fluidos de varias fases en cuerpos porosos, puede observarse un efecto que puede referirse a la determinación del tipo de yacimiento y al objetivo de la presente invención.

Un yacimiento o depósito de hidrocarburos recogido en un "colector" (una formación litológica adecuada para la obtención de hidrocarburos) es siempre un sistema de varias fases con distinta "energía interna". Este sistema es capaz de aceptar diferentes estados de energía. El paso de un estado de energía a otro está relacionado siempre con una entrada o cesión de energía.

La cesión de energía se exterioriza mediante la emisión de una frecuencia característica para el sistema fluido y por tanto para el tipo y la naturaleza del yacimiento. Esta frecuencia viene determinada básicamente por la composición del sistema fluido, por la porosidad del colector y por la permeabilidad del colector y no equivale a la propia frecuencia del yacimiento, que podría ser producida por la vibración propia del volumen de masa, es decir, no depende de la geometría del yacimiento.

Además, el efecto mencionado no es un efecto de resonancia en el sentido de un resonador estimulado periódicamente, sino que la cesión de energía actúa de forma caótica con las frecuencias características. La frecuencia de las cesiones de energía depende de la cantidad de energía alimentada desde el exterior. Entre la frecuencia de la cesión de energía y la frecuencia característica emitida no se ha observado relación alguna, pero probablemente se observará una relación entre la frecuencia de la emisión de energía y el volumen del sistema multifásico. La frecuencia característica emitida se sitúa para el depósito de hidrocarburos en el intervalo entre 0,1 y aproximadamente 10 Hz. Así pueden observarse las siguientes frecuencias características:

F_{aceite}	\sim 2,3 Hz
F_{condensado \ de \ gas}	\sim 2,8 Hz
F_{gas}	\sim 3,2 Hz
F_{agua}	\sim 5,8 Hz

Las frecuencias dependen sin embargo de las propiedades de los respectivos sistemas geomorfos e hidroestáticos/hidrodinámicos. Dependen, entre otras cosas, de la porosidad, de la permeabilidad, de la presión, de la temperatura y de la viscosidad.

La excitación se realiza a través de la alimentación de energía, tanto en forma de energía térmica como mecánica, producida por los ruidos terrestres tectónicos naturales o por otras fuentes de energía casi mecánicas, por ejemplo, las bombas subterráneas.

El mencionado ruido terrestre tiene la evolución de un espectro amplio principalmente de ondas mecánicas longitudinales con una distribución que transcurre en un caso no perturbado con 1/f (f=frecuencia).

Las ondas longitudinales avanzan a través del yacimiento y pueden ser registradas de forma conocida con sensores sensibles.

Al recorrer el yacimiento ceden una parte de su energía al yacimiento y absorben también una parte de la energía en forma de una modulación.

El proceso de toma y de cesión de energía en un sistema fluido, que representa parcialmente al medio de transporte para las ondas longitudinales producidas por el ruido terrestre, es un proceso no lineal.

Por tanto todas las ondas producidas por el cuerpo terrestre y las ondas que penetran en el yacimiento experimentan una modulación con la o las frecuencias características del sistema fluido.

Las frecuencias de modulación características pueden aparecer en un espectro varias veces y una junto a otra, ya que según la composición del sistema fluido son distintas y por tanto la frecuencia dominante en los puntos de medición varía.

El método propuesto aprovecha este efecto para la identificación de los depósitos de hidrocarburos en el subsuelo.

Se utiliza básicamente el hecho de que el depósito de hidrocarburos siempre aparece en conexión con el agua y que ambos medios presentan su frecuencia característica en intervalos de frecuencia separados. Por ejemplo, los hidrocarburos se observan en un margen de 2,0 hasta 3,5 Hz (ventana de hidrocarburos) y para el agua en un intervalo de 4,5 hasta 6,5 Hz (ventana del agua).

La medición de las anomalías en campos de frecuencia separados y la correlación de las máximas relativas en estos intervalos de frecuencia en lo que se refiere a la frecuencia y a la amplitud es el objeto esencial de la invención.

Colocando ambos valores de amplitud de los máximos de intervalos de frecuencia separados en un cociente, se puede obtener esta relación B

B = AF1_{i}/AF2_{i}

(donde AF1 equivale al máximo de amplitud en la ventana de los hidrocarburos y AF2 al máximo de amplitud en la ventana del agua para el punto de medición i) y cuya evolución por el presunto yacimiento cierra la evolución de los límites del mismo, lo que es el cometido de la invención.

Existe un valor B_{min} para el cual B_{i}\geqB_{min}\geq1, que indica los límites del yacimiento. Este valor B_{min} puede determinarse con exactitud a partir de una correlación del yacimiento que se va a investigar con el yacimiento ya conocido y con otros datos geológicos y sísmicos. Esto sin embargo no tiene ninguna importancia en una primera aproximación para la determinación del yacimiento, puesto que únicamente existe un interés por los lugares para los cuales B_{i} es al menos \geq1.

A partir de la evolución de las frecuencias de los valores máximos en la zona del yacimiento se puede deducir el tipo de yacimiento.

Según la invención se emplean para el registro técnico de estas anomalías en un espectro del ruido del terreno uno o varios sensores que trabajan tridimensionalmente (sismómetros), que trabajan en un intervalo de frecuencias entre 0,1 y 20 Hz.

La señal recibida por los sensores durante un periodo de tiempo largo se filtra y se somete a un análisis de frecuencia y se investigan las anomalías existentes.

El registro técnico de la medición de esta señal y el reconocimiento de las anomalías requiere en general un gasto matemático y de equipo muy elevado, pues por un lado la señal que se va a registrar se esconde o disimula debido a su escasa amplitud en un espectro de perturbaciones, y por otro lado, las frecuencias características se distribuyen por un campo espectral determinado y no son monocromáticas.

Por tanto según la invención se realiza una identificación de las anomalías (de la señal útil) a partir de la comparación de los espectros de una multitud de puntos de medición de un perfil de un yacimiento.

Preferiblemente se realiza la toma de las señales básicas a través de un grupo de cómo mínimo tres sensores al mismo tiempo, pero también es posible añadir alguna toma temporal a un seudo Array.

Una correlación de los datos de medición obtenidos con los datos sísmicos y los parámetros litológicos del presunto colector permite también la determinación del volumen (espesor) del yacimiento investigado.

También es interesante comparar los datos obtenidos con los datos geológicos conocidos de yacimientos análogos.

Este método de valoración teórica de la información es bastante conocido (ver para ello la patente alemana DE 2843849 C3) y se emplea para la evaluación de las informaciones que se obtienen conforme a la invención, donde se emplea un software especialmente desarrollado para ello.

El método propuesto, que proporciona una información sobre el tipo y el lugar del yacimiento, tiene considerables ventajas económicas y también ecológicas frente a los métodos actuales ya conocidos. El número habitual por el momento de perforaciones de ensayo necesarias puede reducirse drásticamente, por lo que se consigue una reducción considerable de los gastos necesarios para una exploración. Al mismo tiempo se evitan las perturbaciones del medio ambiente, que deben tenerse en cuenta al profundizar en los sondeos de ensayo.

A continuación se explica la invención con ayuda de fases de un esquema haciendo referencia a unas figuras esquemáticas. Se observa:

Figura 1

El esquema principal de la elaboración de los datos de medición recogidos, que significan

PF = filtro de datos primarios

FT = transformación de Fourier

PFA = Comparación Fases/Frecuencia/Amplitudes

AFAU = Evaluación de amplitudes/frecuencia

HCF = ventana de hidrocarburos

WF = ventana de agua,

RP/AV = Relación del perfil del recipiente/amplitudes

KDAT = Datos de corrección de los escenarios conocidos

IPR = Interpretación del curso del recipiente

Figura 2

Un dispositivo de medida para el registro de los datos de medición básicos para un punto. Que equivalen a

S1/S2/S3 = sensores

AE = unidad de caracterización (registro de datos)

Figura 3

Una distribución de puntos de medición en un recipiente.

Donde Pi = perfil de medición

M_{ik} = puntos de medición

R = recipiente

Figura 4

Una distribución de frecuencias típica de la señal correlativa del grupo de sensores al existir hidrocarburos.

Figura 5

Una distribución de frecuencias típica de la señal correlativa del grupo de sensores al no existir hidrocarburos.

Figura 6

Una distribución de frecuencias típica al existir agua.

Figura 7

Un perfil de medición típico sobre un yacimiento. Valores de las amplitudes de la ventana de hidrocarburos.

Figura 8

Un perfil de medición típico sobre un yacimiento: los valores de las amplitudes de la ventana del agua.

Figura 9

Una evolución típica de la relación de valores máximos de la ventana del hidrocarburo y de la ventana de agua.

Fase 1

Con la disposición según la figura 2 se obtienen los datos de medición con los sensores S1/S2/S3 y se caracterizan en el Recorder AE como información digital. La caracterización se realiza al mismo tiempo para todos los sensores y se separa en los componentes x, y, z.

El tiempo de caracterización equivale a un parámetro de varios minutos para cada una de las mediciones. Las mediciones se realizan conforme a la figura 3 en los puntos de medida M_{ik} a lo largo de los perfiles P_{i}.

Fase 2

Los datos de medición (datos primarios) son sometidos en un filtro de correlación (PF) a un análisis de frecuencia (FT) y tras la comparación de la fase, amplitud, frecuencia (PFA) se averiguan los valores de frecuencia y las amplitudes de los datos correlativos y se pasan a la correspondiente "ventana" HCF y WF.

Fase 3

A partir de los datos obtenidos se elabora un perfil de reserva así como se averigua la evolución de la relación de amplitudes de los valores máximos de las ventanas de frecuencias separadas.

Fase 4

Estos datos se correlacionan con los de los escenarios conocidos, lo que facilita una interpretación IPR de la geometría y del contenido del yacimiento.

A este esquema principal debe añadirse que es preferible realizar las mediciones al mismo tiempo en una segunda etapa, con una diversidad de sensores por todo el yacimiento. Esto es lo que generalmente se hace.

En este caso la totalidad de todos los puntos de medida M_{ki} constituye un grupo sensor, que en cada punto únicamente dispone de un sensor tridimensional.

Al realizar las mediciones propiamente es importante por motivos técnicos, digitalizar los datos de un modo conocido, directamente en el sensor S y transmitirlos a través de un sistema de telemetría a la unidad de evaluación AE. Esto tiene ventajas cuando los sensores S no se encuentran estacionarios.

El método descrito no está limitado en su aplicación a yacimientos del interior de la tierra, sino que también es aplicable a cada tipo de sistemas fluidos multifásicos en materiales porosos.

El método descrito puede ser empleado tanto "on shore, off shore" en cualquier profundidad de agua.

Claims (6)

1. Método para localizar e identificar el tipo y las dimensiones geométricas de los yacimientos de hidrocarburos y otros depósitos líquidos bajo tierra, que se caracteriza porque, las anomalías provocadas por un yacimiento en los ruidos de fondo acústicos se miden por medio de sensores, se filtran y se analizan las diferentes frecuencias características para cada uno de los yacimientos en un intervalo de 0,1 hasta 10 Hz, y por que los valores máximos de amplitud de las distintas frecuencias medidas en como mínimo dos ventanas de frecuencia diferentes se evalúan por separado, y por que los valores máximos de amplitud se colocan en un cociente y se averiguan los puntos de medición para los cuales sirve:

B_{i} = AF1i/AF2i \geq 1,

donde AF1 equivale al máximo de amplitud en la ventana de hidrocarburos y AF2 equivale al máximo de amplitud en la ventana de agua para el punto de medida i.

2. Método conforme a la reivindicación 1, que se caracteriza porque las mediciones del ruido de fondo acústico se realizan simultáneamente con varios sensores tridimensionales.

3. Método conforme a la reivindicación 1 ó 2, que se caracteriza porque, la totalidad de los puntos de medida se añade a un seudo grupo y la elección de los perfiles de medida se lleva a cabo mediante la combinación de varios puntos de medida en la evaluación.

4. Método conforme a una de las reivindicaciones 1 hasta 3, que se caracteriza porque los perfiles de medida obtenidos como resultados de las mediciones se correlacionan con las informaciones conocidas geofísicas y/o geoquímicas y/o geoeléctricas y/o geológicas.

5. Método conforme a una de las reivindicaciones 1 hasta 4, que se caracteriza porque se realiza una estimulación adicional del depósito averiguado mediante una energía adicional que proviene del exterior de una fuente de energía artificial.

6. Método conforme a una de las reivindicaciones 1 hasta 5, que se caracteriza porque, se emplean sensores, que son activables en cada momento una vez completada la medición.