FR3060174A1 - Estimation d'ondelettes pour une caracterisation quadridimensionnelle de proprietes de subsurface sur la base d'une simulation dynamique - Google Patents

Estimation d'ondelettes pour une caracterisation quadridimensionnelle de proprietes de subsurface sur la base d'une simulation dynamique Download PDF

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Abstract

La présente invention concerne une estimation d'ondelette pouvant être réalisée dans un modèle de simulation de réservoir qui est contraint par des données d'inversion sismique et des rapports de forage. Une trace sismique synthétique est générée avec une ondelette estimée. Le modèle de simulation de réservoir est révisé sur la base de résultats provenant de comparaisons de modèle à des données réelles ou à des données sismiques de base et est ensuite utilisé pour effectuer une estimation d'ondelettes. L'ondelette estimée peut ensuite être utilisée pour planifier une production supplémentaire au niveau de l'environnement du site de puits, une production supplémentaire au niveau d'environnements de site de puits supplémentaires ou n'importe quelle autre opération de production et de forage pour n'importe quel environnement donné de site de puits présent ou futur.

Description

DOMAINE TECHNIQUE
Les modes de réalisation de la présente invention concernent, d’une manière générale, des mesures sismiques pour des formations de subsurface et, plus particulièrement, l’estimation d’ondelettes pour une caractérisation quadridimensionnelle de propriétés de subsurface sur la base d’une simulation dynamique.
CONTEXTE DE L’INVENTION
Lors de l’exploration des hydrocarbures, une énergie sismique peut être générée et transmise dans une formation positionnée dans une zone d’intérêt. Les ondes sismiques peuvent être réfléchies ou réfractées hors des formations et enregistrées par des récepteurs acoustiques positionnés dans ou à proximité d’un puits de forage au niveau d’une surface ou sous la mer. Les ondes sismiques réfléchies par les formations peuvent être échantillonnées sous la forme de données sismiques et utilisées pour estimer les propriétés ou les caractéristiques des formations dans la zone d’intérêt. Une inversion sismique impliquant une estimation d’ondelettes peut être utilisée pour transformer les données sismiques en une ou plusieurs propriétés de formation qui décrivent de manière quantitative la subsurface.
BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES
La figure 1 est un diagramme schématique en coupe transversale représentant un exemple d’environnement de puits de forage pour acquérir des données sismiques et des données de rapport de forage afin d’analyser des propriétés de subsurface au cours du temps, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation ;
la figure 2 est un diagramme schématique en coupe transversale représentant un exemple d’environnement marin pour acquérir des données sismiques à des fins d’estimation d’ondelettes pour une caractérisation quadridimensionnelle de propriétés de subsurface sur la base d’une simulation dynamique, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation ;
la figure 3 est un diagramme illustrant un exemple de système de manipulation d’informations, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation ;
2016-IPM-099958-L1-FR 2 la figure 4 est un diagramme illustrant un système pour créer des données sismiques de base, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation ; et la figure 5A et la figure 5B représentent un schéma de procédé illustrant l’estimation d’ondelettes pour une sismique dérivée, selon un ou plusieurs aspects de la présente invention.
Bien que des modes de réalisation de la présente divulgation aient été présentés et décrits et sont définis par référence à des exemples de modes de réalisation de la divulgation, ces références ne limitent pas la divulgation et aucune limitation ne doit être déduite. L’objet divulgué admet des modifications considérables, des transformations et des équivalents de forme et de fonction, comme le comprendra un spécialiste du domaine et qui bénéficie de cette divulgation. Les modes de réalisation présentés et décrits de la présente divulgation sont seulement des exemples, et ne sont pas exhaustifs de la portée de la divulgation.
DESCRIPTION DÉTAILLÉE
Dans le cadre de la présente divulgation, les supports lisibles par ordinateur comprennent n’importe quelle instrumentalité ou agrégation d’instrumentalités pouvant conserver des données et/ou des instructions pendant une période de temps. Les supports lisibles par ordinateur peuvent comprendre, par exemple, mais sans s’y limiter, les supports de stockage tels qu’un dispositif de stockage à accès direct (par exemple, un lecteur de disque dur ou un lecteur de disquette), un dispositif de stockage à accès séquentiel (par exemple, un lecteur de bande), un disque compact, un CD-ROM, un DVD, une RAM, une ROM, une mémoire morte effaçable et programmable électriquement (EEPROM) et/ou une mémoire flash ; ainsi que des supports de communication tels que des fils, des fibres optiques, des micro-ondes, des ondes radio, et d’autres porteurs électromagnétiques et/ou optiques ; et/ou n’importe quelle combinaison de ce qui précède. Dans le cadre de la présente divulgation, un système de manipulation d’informations peut comprendre n’importe quelle instrumentalité ou n’importe quel agrégat d’instrumentalités permettant de calculer, de classer, de traiter, de transmettre, de recevoir, de retrouver, de produire, de commuter, de stocker, d’afficher, de manifester, de détecter, d’enregistrer, de reproduire, de manipuler ou d’utiliser n’importe quelle forme d’information, d’intelligence ou de données à des fins commerciales, scientifiques, de contrôle, ou autres. Par exemple, un système de manipulation d’informations peut être un ordinateur personnel, un dispositif de stockage de réseau, ou n’importe quel autre dispositif approprié, et
2016-IPM-099958-U1-FR 3 peut varier en termes de taille, de forme, de performance, de fonctionnalité et de prix. Le système de manipulation d’information peut comprendre une mémoire vive (RAM), une ou plusieurs ressources de traitement telles qu’une unité centrale de traitement (UCT) ou une logique de commande de matériel ou de logiciel, une ROM, et/ou d’autres types de mémoire non volatile. Les composants supplémentaires du système de manipulation d’informations peuvent comprendre un ou plusieurs lecteurs de disques, un ou plusieurs ports réseau pour communiquer avec des dispositifs externes, ainsi que divers dispositifs d’entrée et de sortie (E/S), tels qu’un clavier, une souris et un affichage vidéo. Le système de manipulation d’informations peut également comprendre un ou plusieurs bus permettant de transmettre des communications entre les divers composants matériels.
Des modes de réalisation illustratifs de la présente invention sont décrits en détail dans le présent document. Dans un souci de clarté, toutes les caractéristiques d’une mise en œuvre réelle peuvent ne pas être décrites dans le présent mémoire. On comprendra bien entendu que dans le développement d’un de ces modes de réalisation réels, de nombreuses décisions spécifiques liées à la mise en œuvre peuvent être prises pour atteindre les objectifs spécifiques de la mise en œuvre, qui peuvent varier d’une mise en œuvre à une autre. De plus, on comprendra qu’un tel effort de développement puisse être complexe et chronophage, mais que celui-ci deviendrait néanmoins une tâche de routine pour un spécialiste ordinaire du domaine qui bénéficie de la présente divulgation.
Afin de mieux comprendre la présente invention, les exemples suivants de certains modes de réalisation sont donnés. Il ne doit être interprété en aucune manière que les exemples suivants limitent ou définissent la portée de l’invention. Les modes de réalisation de la présente divulgation peuvent être appliqués à des puits de forage horizontaux, verticaux, déviés ou non linéaires d’une autre manière dans n’importe quel type de formation souterraine. Les modes de réalisation peuvent être appliqués aux puits d’injection, ainsi qu’aux puits de production, notamment les puits d’hydrocarbures.
Un ou plusieurs modes de réalisation concernent l’estimation d’ondelettes pour des données de prospection sismique répétitive dans le but requis d’effectuer une inversion sismique dans la prospection de contrôle en utilisant des pseudo-rapports de forage dérivés de techniques de modélisation pétro-élastique (PEM) afin de générer une cartographie ou une analyse plus précise d’une ou de plusieurs propriétés de formation. Une telle estimation
2016-IPM-099958-U1-FR 4 d’ondelettes pour exécuter un flux de travail d’inversion sismique peut être réalisée par un ou plusieurs procédés d’estimation tels que, mais sans s’y limiter, des procédés faisant seulement appel à des données sismiques ou des procédés faisant appel à des données sismiques et des rapports de forage combinés. Une ondelette peut être estimée grâce à des spectres de phase et d’amplitude en utilisant un rapport de forage et des données sismiques afin de produire une trace sismique synthétique sur la base des données sismiques de base ou initiales pour obtenir une cartographie ou une analyse précise d’une ou de plusieurs propriétés de formation sur un intervalle de temps bidirectionnel.
Bien qu’une estimation d’ondelettes dans une prospection sismique de base puisse être réalisée en utilisant seulement des procédés sismiques, une rotation de phase ultérieure pour obtenir T ondelette peut donner un résultat qui ne reflète pas précisément la formation souterraine ou la subsurface sur le temps écoulé quand une phase constante est supposée. Par exemple, une acquisition de prospection sismique répétitive peut être utilisée pour analyser les changements dans un réservoir ou une formation d’intérêt, par exemple, des formations souterraines. Bien que des changements à proximité du puits de forage puissent se produire, des rapports de production ne sont généralement pas préalablement acquis après le début d’une production, ce qui nécessite différents procédés pour estimer Tondelette dans une prospection de contrôle qui prend en compte avec précision des spectres de phase et d’amplitude pour la caractérisation dynamique précise d’un réservoir. Une autre technique d’estimation d’ondelette utilise une technique basée sur la modélisation incorporant une stratégie d’évolution adaptative à matrice de covariance et applique une réduction d’espace de données gaussiennes pour éliminer de manière itérative les modèles non conformes. Cependant, de tels procédés supposent que les flux de production ont lieu de manière superposée et qu’une inversion est réalisée sur un modèle en blocs. Dans encore d’autres procédés, des changements au niveau de l’emplacement d’un puits sont supposés par une substitution de fluide qui est gouvernée par un modèle de physique des roches. Cependant, avec ce procédé, la dynamique des fluides associée à une production d’hydrocarbures ne peut pas être prise en compte mais, plutôt, des changements estimés de réponse de pression et de saturation de fluides peuvent être utilisés pour diriger l’inversion de la prospection de contrôle, ce qui peut augmenter l’incertitude. Dans un ou plusieurs aspects de la présente divulgation, une estimation d’ondelette peut être réalisée dans un modèle de simulation de réservoir contraint par des données sismiques et en utilisant des rapports de forage ou des données de rapport de forage car la relation temporelle entre la
2016-IPM-099958-U1-FR 5 sismique de contrôle et le modèle étalonné de simulation de réservoir est plus cohérente et peut fournir une description plus précise de la formation ou de la subsurface.
Divers aspects de la présente divulgation peuvent être implémentés dans divers environnements. La figure 1 est un diagramme schématique en coupe transversale représentant un exemple d’environnement de puits de forage pour acquérir des données sismiques et des données de rapport de forage à des fins d’estimation d’ondelettes pour une caractérisation quadridimensionnelle de propriétés de subsurface sur la base d’une simulation dynamique, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. Un exemple d’environnement de puits de forage 100 pour acquérir des données sismiques et des rapports de forage selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation est illustré. L’environnement de puits de forage 100 comprend un derrick 102 positionné au niveau d’une surface 104. Le derrick 102 peut supporter des composants de l’environnement de puits de forage 100, notamment un trépan de forage 110 couplé à un train de forage 106 qui se prolonge sous la surface 104 dans un puits de forage 108.
Le train de forage 106 peut comprendre un ou plusieurs outils de fond de puits, par exemple, un ensemble de fond de trou 114, positionné sur le train de forage 106 audessus du trépan de forage 110. L’ensemble de fond de trou 114 comprend une combinaison de divers composants, tels qu’une ou plusieurs masses-tiges 116, un outil de collecte de données de fond de puits 118, et un ensemble moteur de fond de puits 120 pour loger un moteur pour le trépan de forage 110. Dans certains aspects, la collecte de données de fond de puits peut comprendre un réseau de capteurs sismiques 122, tels que des géophones, ou les capteurs sismiques 122 peuvent entrer en contact avec une paroi du puits de forage 108. Les capteurs sismiques 122 peuvent se mettre en fonctionnement en réponse à des ondes sismiques 124 générées par une source sismique 126 positionnée à la surface 104 à proximité du puits de forage 108. La source sismique 126 peut générer une énergie sismique afin de former des ondes sismiques 124 qui peuvent être transmises à partir de la surface 104 à travers la formation 112 à proximité du puits de forage 108. La source sismique 126 peut comprendre, mais sans s’y limiter, l’un quelconque parmi un canon à air, une source sonore à plasma, un camion à chute de poids, un ou plusieurs dispositifs explosifs, une source d’énergie à impulsion électromagnétique (EMP), et un vibrateur sismique. Une ou plusieurs ondes sismiques 124 générées par la source sismique 126 peuvent être réfléchies ou réfractées par la formation 112 et échantillonnées par les capteurs sismiques 122 positionnés sur l’outil sismique 118.
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Les un ou plusieurs échantillons ou informations reçus par les capteurs sismiques 122 de l’outil sismique 118 peuvent être enregistrés et utilisés par une unité d’acquisition de données 128 au niveau de la surface 104 afin d’acquérir des données sismiques pour fournir des informations ou des données concernant une ou plusieurs propriétés ou caractéristiques de la formation 112. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les capteurs sismiques 122 peuvent être conçus pour échantillonner les ondes sismiques 124 réfléchies ou réfractées à partir de la formation 112 à des intervalles de temps prédéterminés. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, la source sismique 126 peut être conçue pour générer et transmettre les ondes sismiques 124 à des intervalles de temps prédéterminés. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les données sismiques 104 peuvent être générées par les capteurs sismiques 122 et stockées dans l’unité d’acquisition de données 128 une fois par semaine, par mois, par trimestre, par an ou n’importe quel autre intervalle de temps. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l’outil sismique 118 peut enregistrer des données de prospection de profilage sismique vertical et des données de rapport de forage. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, n’importe quelle donnée sismique de surface enregistrée par l’un quelconque des outils sismiques 118 peut se produire avant l’érection d’un derrick 102 ou avant un quelconque forage dans l’environnement de puits de forage 100.
Plusieurs procédés existent pour collecter des données de rapport de forage en tant qu’informations de fond de puits, notamment la diagraphie en cours de forage (« LWD ») et la mesure en cours de forage (« MWD »). En LWD, les données sont généralement collectées lors du procédé de forage, ce qui ne nécessite pas de retirer le module de forage pour insérer un outil de diagraphie par ligne câblée. Par conséquent, la LWD permet au foreur d’effectuer des modifications ou corrections précises en temps réel pour optimiser les performances tout en minimisant le temps mort. MWD est le terme pour mesurer les conditions en fond de puits concernant le mouvement et l’emplacement du module de forage tandis que le forage se poursuit. La LWD se concentre plus sur la mesure des paramètres de la formation. Bien que des distinctions entre la MWD et la LWD puissent exister, les termes MWD et LWD sont souvent utilisés de manière interchangeable.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un ou plusieurs échantillons reçus par les capteurs sismiques 122 peuvent être stockés dans un dispositif de stockage ou une mémoire situé en fond de puits, par exemple, dans un ensemble de fond de trou 114. Les un ou plusieurs échantillons peuvent être récupérés à des fins d’analyse par une unité d’acquisition de
2016-IPM-099958-U1-FR 7 données 128 au fond du puits ou, par exemple, après la récupération d’un ensemble de fond de trou 114. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l’outil sismique 118 peut être couplé en communication avec l’unité d’acquisition de données 128 par n’importe quel dispositif ou mécanisme approprié tel que, mais sans s’y limiter, un dispositif ou mécanisme câblé, sans fil, à fibre optique, de télémétrie, n’importe quel autre dispositif ou mécanisme de communication ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci. Bien qu’une seule unité d’acquisition de données 128 soit représentée, l’environnement de puits de forage 100 peut comprendre n’importe quel nombre de dispositifs ou d’outils pour acquérir des informations ou des données à partir de l’outil sismique 118, comme un ou plusieurs systèmes de manipulation d’informations. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l’un quelconque des dispositifs ou composants positionnés sur la surface 104 comme illustré (par exemple, la source sismique 126 et l’unité d’acquisition de données 128) et l’un quelconque de ses dispositifs positionnés en fond de puits dans le puits de forage 108 comme illustré (par exemple, dans l’outil sismique 118) peuvent être positionnés à la surface 104, dans le puits de forage 108 ou selon n’importe quelle combinaison de positionnement à la surface 104 ou dans le puits de forage 108.
La figure 2 est un diagramme schématique en coupe transversale représentant un exemple d’environnement marin pour acquérir des données sismiques afin d’analyser les propriétés de réflexion d’une subsurface par aller-retour selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. Un environnement d’acquisition sismique 200 peut comprendre un navire sismique 220. Le navire sismique 220 peut remorquer une ou plusieurs sources sismiques 204, comme une source à impulsions ou une source à vibrations. Les sources sismiques 204 peuvent émettre des ondes sismiques 206 à travers le plancher océanique 208. Les ondes sismiques 206 peuvent être réfléchies ou réfractées hors des formations souterraines 210 sous le plancher océanique 208 et reçues par un réseau de capteurs sismiques 212, comme des hydrophones, situé derrière le navire sismique 220 sur une ou plusieurs flûtes marines 214. Dans certains aspects, les flûtes marines 214 peuvent comprendre un câblage électrique ou de fibres optiques pour connecter le réseau de capteurs 212 à l’équipement se trouvant sur le navire 100, notamment une unité d’acquisition de données 216. Les capteurs 212 peuvent mesurer les réflexions des ondes sismiques 124 et transmettre les mesures par l’intermédiaire des flûtes marines 214 à des fins de stockage dans l’unité d’acquisition de données 216. L’unité d’acquisition de données 216 peut être similaire à l’unité d’acquisition de données 128 et peut comprendre un ou plusieurs systèmes de manipulation d’informations.
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La figure 3 est un diagramme illustrant un exemple de système de manipulation d’informations, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. L’unité d’acquisition de données 216 ou l’unité d’acquisition de données 128 peuvent prendre une forme similaire à celle du système de manipulation d’informations 300. Un processeur ou une unité centrale de traitement (CPU) 301 du système de manipulation d’informations 300 est couplé en communication avec un centre de contrôle de mémoire ou contrôleur de mémoire 302. Le processeur 301 peut comprendre, par exemple, un microprocesseur, un microcontrôleur, un processeur de signaux numériques (DSP), un circuit intégré à application spécifique (ASIC), ou n’importe quel autre circuit numérique ou analogique configuré pour interpréter et/ou exécuter les instructions d’un programme et/ou des données de procédé. Le processeur 301 peut être configuré pour interpréter et/ou exécuter les instructions d’un programme ou d’autres données récupérées et stockées dans n’importe quelle mémoire, telle que la mémoire 303 ou le disque dur 307. Le disque dur 307 peut comprendre, mais sans s’y limiter, un lecteur de disque dur, un lecteur optique ou n’importe quel autre support de stockage non transitoire ou support lisible par ordinateur comme mentionné ci-dessus. Des instructions de programme ou d’autres données peuvent constituer des parties d’un logiciel ou d’une application pour mettre en œuvre un ou plusieurs procédés ou modes de réalisation décrits dans le présent document. La mémoire 303 peut comprendre une mémoire morte (ROM), une mémoire vive (RAM), une mémoire à l’état solide, ou une mémoire basée sur un disque. Chaque module de mémoire peut comprendre n’importe quel système, dispositif ou appareil configuré pour retenir des instructions de programme et/ou des données pendant une période de temps (par exemple, des supports non transitoires lisibles par ordinateur). Par exemple, des instructions provenant d’un logiciel ou d’une application peuvent être récupérées et stockées dans la mémoire 303 à des fins d’exécution par le processeur 301.
Des modifications, des additions ou des omissions peuvent être apportées à la figure 3 sans s’écarter de la portée de la présente divulgation. Par exemple, la figure 3 présente une configuration particulière de composants du système de manipulation d’informations 300. Cependant, n’importe quelle configuration appropriée de composants peut être utilisée. Par exemple, les composants du système de manipulation d’informations 300 peuvent être implémentés par des composants physiques ou logiques. En outre, dans certains modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux composants du système de manipulation d’informations 300 peut être implémentée dans des circuits ou composants spécialisés. Dans d’autres modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux composants du système de
2016-IPM-099958-U1-FR 9 manipulation d’informations 300 peut être implémentée dans un circuit ou des composants universels configurables. Par exemple, les composants du système de manipulation d’informations 300 peuvent être implémentés par des instructions de programme informatique configurées.
Le centre de contrôle de mémoire (MCH) 302 peut comprendre un contrôleur de mémoire servant à diriger des informations vers ou depuis divers composants de mémoire système au sein du système de manipulation d’informations 300, tels que la mémoire 303, l’élément de stockage 306 et le disque dur 307. Le centre de contrôle de mémoire 302 peut être couplé à la mémoire 303 et à une unité de traitement graphique (GPU) 304. Le centre de contrôle de mémoire 302 peut être également couplé à un centre de contrôle d’entrée/sortie (ICH) ou contrôleur d’entrée et de sortie 305. Le centre de contrôle d’entrée et de sortie 305 est couplé à des éléments de stockage du système de manipulation d’informations 300, notamment un élément de stockage 306, qui peut comprendre une ROM flash qui comprend un système d’entrée/sortie basique (BIOS) du système informatique. Le centre de contrôle d’entrée et de sortie 305 est également couplé au disque dur 307 du système de manipulation d’informations 300. Le centre de contrôle d’entrée et de sortie 305 peut également être couplé à une super puce E/S 308, qui est elle-même couplée à plusieurs ports E/S du système informatique, notamment le clavier 309 et la souris 310.
La figure 4 est un diagramme illustrant un système pour créer des données sismiques de base, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. Un système 400 pour acquérir des échantillons d’informations ou des données sismiques 404 comprend une unité d’acquisition de données 128. L’unité d’acquisition de données 128 est couplée à l’outil sismique 118 qui peut comprendre un ou plusieurs capteurs sismiques 122 pour détecter les ondes sismiques générées par une source sismique 126 comme illustré et discuté ci-dessus par rapport à la figure 1. Bien qu’il soit fait référence à la figure 1, la présente divulgation envisage l’utilisation de l’un quelconque des composants de la figure 2 ou de tout(e) autre unité d’acquisition de données, outil sismique, capteur sismique, équipement sismique différent, ou de n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
L’unité d’acquisition de données 128 peut recevoir l’échantillon d’informations ou des échantillons provenant d’un ou de plusieurs capteurs 122 de l’outil sismique 118 et stocker l’échantillon d’informations dans un dispositif de stockage 402. Le
2016-IPM-099958-U1-FR 10 dispositif de stockage 402 peut comprendre, mais sans s’y limiter, une base de données, une RAM, un lecteur de disque dur, un lecteur optique ou n’importe quel autre support de stockage non transitoire. Le dispositif de stockage 402 peut stocker l’échantillon d’informations généré à partir de l’outil sismique 118 sous la forme de données sismiques 404. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les données sismiques 404 peuvent comprendre des informations brutes provenant d’un ou de plusieurs capteurs 122 de l’outil sismique 118. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l’outil sismique 118 ou un dispositif intermédiaire entre l’outil sismique 118 et l’unité d’acquisition de données 128 peut comprendre un processeur ou un système de manipulation d’informations (comme un système de manipulation d’informations 300) pour traiter l’une quelconque des parties de l’échantillon d’informations avant de transmettre l’échantillon d’informations à l’unité d’acquisition de données 128 à des fins de stockage sous la forme de données sismiques 404.
Le système 400 peut également comprendre un système de manipulation d’informations 300 qui est couplé en communication avec l’unité d’acquisition de données 128. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le système de manipulation d’informations 300 peut être positionné à un emplacement distant d’un environnement de puits de forage (par exemple, les environnements de puits de forage 100, 200 sur les figures 1 et 2 respectivement). Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les données sismiques 404 peuvent être transmises depuis l’unité d’acquisition des données 128 et stockées dans un dispositif de mémoire 418 du système de manipulation d’informations 300 par l’intermédiaire d’un réseau 408. L’unité d’acquisition de données 128 et le système de manipulation d’informations 300 peuvent être couplés à, comprendre ou inclure des dispositifs de communication respectifs 410A et 410B. Les dispositifs de communication 410A, 410B comprennent ou sont couplés aux antennes 412A et 412B, respectivement. Les antennes 412A et 412B peuvent émettre et recevoir des informations par l’intermédiaire du réseau 408. Bien qu’un réseau 408 soit illustré, la présente divulgation envisage n’importe quel type de communication comme, mais sans s’y limiter, l’utilisation d’une connexion câblée, d’une connexion sans fil, de dispositifs de stockage portables, ou de n’importe quel autre type de communication appropriée pour un environnement donné ou une opération donnée.
Comme mentionné ci-dessus par rapport à la figure 3, le système de manipulation d’informations 300 peut comprendre plusieurs composants tels que, mais sans s’y limiter, un processeur 301, un bus 416 et un dispositif de mémoire 418. Le processeur 301 peut
2016-IPM-099958-U1-FR 11 exécuter une ou plusieurs instructions ou un ou plusieurs programmes ou amener une ou plusieurs opérations à être effectuées pour créer, collecter, générer ou stocker des données sismiques de base ou des données sismiques de contrôle par l’utilisation des données sismiques 404 reçues depuis l’unité d’acquisition de données 128. Le processeur 301 peut exécuter une ou plusieurs instructions ou un ou plusieurs programmes pour créer les données sismiques de base ou les données sismiques de contrôle. Le processeur 301 peut exécuter une ou plusieurs instructions 420 stockées dans le dispositif de mémoire 418 pour mettre en œuvre l’une quelconque des opérations, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. Le processeur 301 peut comprendre un ou plusieurs processeurs, un ou plusieurs modules ou composants qui sont configurés ou capables d’exécuter une ou plusieurs instructions ou un ou plusieurs programmes de logiciel, ou n’importe quel autre logiciel, matériel ou combinaison de ceux-ci configuré ou capable d’acquérir et de traiter les données sismiques 404 selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. Le processeur 301 peut comprendre, mais sans s’y limiter, un circuit intégré prédiffusé programmable (FPGA), un circuit intégré à application spécifique (ASIC), un microprocesseur, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci. Le dispositif de mémoire 418 peut comprendre tout type de dispositif ou support de stockage qui conserve des informations ou des données stockées quand il n’est pas alimenté en énergie, par exemple un support de stockage non transitoire. Par exemple, le dispositif de mémoire 418 peut comprendre tout type de support lisible par ordinateur comme mentionné ci-dessus. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, au moins une partie du dispositif de mémoire 418 peut stocker des données sismiques 404.
La figure 5A et la figure 5B représentent un schéma de procédé illustrant l’estimation d’ondelettes pour une sismique dérivée selon un ou plusieurs aspects de la présente invention. L’estimation d’une ondelette peut être obtenue pour des données sismiques pour aider à la production et à la gestion d’un réservoir. Dans l’étape 500, pour une instance donnée de temps, des données sismiques de base d’une zone d’une formation souterraine sont reçues ou acquises et traitées, par exemple les données sismiques 404 de la figure 4. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un échantillon d’informations associé à un réservoir ou à une formation d’intérêt (par exemple, la formation souterraine 210 de la figure 2) peut être acquis par ou reçu depuis les unités d’acquisition de données 216 à partir des capteurs 212 sur la figure 2 à une instance spécifique de temps. L’échantillon d’informations peut être stocké sous la forme de données sismiques (par exemple, les données sismiques 404 sur la figure 4) dans un dispositif de stockage (par exemple, le dispositif de stockage 402 sur la figure 4). Après l’acquisition par
2016-IPM-099958-U1-FR 12 l’unité d’acquisition de données 128, les données sismiques 404 peuvent être communiquées ou transmises à un dispositif de calcul (par exemple, le système de manipulation d’informations 300). Les données sismiques 404 peuvent être communiquées ou transmises en utilisant n’importent quel dispositif, mécanisme ou protocole, par exemple comme mentionné ci-dessus par rapport à la figure 4. Les données sismiques 404 sont traitées par le système de manipulation d’informations 300 afin d’obtenir une description de la formation de subsurface (par exemple, la formation souterraine 112 de la figure 1 et la formation souterraine 210 de la figure 2). Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les données sismiques de base (comme les données sismiques 404) sont collectées sous la forme de données brutes non ordonnées. Les données sismiques de base sont traitées pour maximiser la largeur de bande utile des données sismiques de base afin de corriger la représentation structurelle, d’une manière aussi proche que possible, de la description de subsurface, par exemple la réflexivité de la subsurface. Par exemple, les données sismiques de base sont placées dans un regroupement commun afin de générer une unique image sismique qui représente la formation de subsurface. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les données sismiques de base peuvent être traitées en utilisant n’importe quel procédé ou technique tel que, mais sans s’y limiter, la correction statique, le filtrage de fréquence, la correction d’obliquité, l’analyse de vitesse, l’empilement et la migration, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
Dans l’étape 502, une analyse pétrophysique et de physique des roches initiale est réalisée afin de déterminer ou de générer un ou plusieurs rapports de forage. L’analyse pétrophysique et de physique des roches fournit une compréhension de la roche et des fluides de la subsurface ou de la formation souterraine et montre comment la roche et les fluides sont associés aux données sismiques de base. Par exemple, une ou plusieurs propriétés pétrophysiques telles que, mais sans s’y limiter, la porosité, l’épaisseur, la résistivité, la sonique, les rayons gamma, le potentiel spontané, la densité, le temps de transit, l’identification et la caractérisation des fluides, ou n’importe quelle autre propriété ou enregistrement associé aux données de rapports de forage collectées peuvent être déterminées ou identifiées en utilisant un ou plusieurs modèles basés, au moins en partie, sur les données sismiques 404 traitées provenant de l’étape 500, pour un réservoir donné, comme les formations souterraines 112 et 210 respectivement des figures 1 et 2.
Dans l’étape 504, une ou plusieurs ondelettes sont estimées sur la base, au moins en partie, de l’un quelconque parmi l’unique image sismique générée, l’analyse
2016-IPM-099958-U1-FR 13 pétrophysique et l’analyse de la physique des roches. Une ou plusieurs traces sismiques synthétiques sont générées sur la base, au moins en partie, des une ou plusieurs ondelettes estimées. Par exemple, des rapports de forage de sonique et de densité peuvent être utilisés pour générer ou calculer un diagramme d’impédance. Des coefficients de réflexion peuvent être calculés au niveau des variations brusques du diagramme d’impédance et utilisés pour former une série de coefficients de réflexion. La série de coefficients de réflexion peut être traitée par convolution avec une impulsion (extraite ou estimée) pour générer une trace sismique synthétique ou un sismogramme synthétique qui est utilisé pour étalonner le rapport de forage par rapport aux données sismiques réelles ou de base. Ce lien entre puits et sismique peut comprendre un sismogramme synthétique construit à partir d’un diagramme d’impédance P étalonné qui est mis en correspondance avec une trace sismique. Il est déterminé un filtre qui correspond à la largeur de bande des données sismiques de base. Le filtre est appliqué au sismogramme synthétique et le résultat est décalé dans le temps et déphasé pour correspondre aux données sismiques de base, par exemple les données sismiques 404. Ce filtre déterminé est une ondelette estimée. L’ondelette estimée peut être déterminée en utilisant n’importe quelle technique, méthodologie ou modélisation appropriée.
Dans l’étape 506, les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques générées sont comparées aux données sismiques de base, par exemple les données sismiques 404, pour déterminer si une ondelette estimée appropriée a été générée. Si la trace sismique synthétique ne correspond pas aux données sismiques de base d’après un seuil ou degré de corrélation prédéterminé, le procédé continue à l’étape 504 pour générer une ou plusieurs ondelettes estimées supplémentaires sur la base d’un ajustement par rapport à la phase de l’ondelette, au lien du puits à la sismique, ou aux deux. Si la trace sismique synthétique correspond aux données sismiques de base d’après un seuil ou un degré prédéterminé, le procédé continu à l’étape 508 et il est déterminé si les données modélisées (comme la trace sismique synthétique) sont comparables à ou à l’intérieur d’une plage ou d’un seuil prédéterminé de données collectées ou mesurées (comme les données sismiques de base). Par exemple, un sismogramme synthétique ou une trace sismique synthétique peut être comparé aux données sismiques de base, une mesure fondamentale peut être comparée à un rapport de forage à une profondeur prédéterminée, et une cartographie géologique (distribution des propriétés physiques pour la subsurface) peut être comparée à une plage de données provenant d’un ou de plusieurs rapports de forage. N’importe quelle autre comparaison ou évaluation peut être faite pour déterminer que les données modélisées sont comparables aux données collectées ou mesurées ou qu’elles
2016-IPM-099958-U1-FR 14 reflètent avec précision la formation 112. Si elles ne sont pas comparables, une ou plusieurs corrections peuvent être apportées à un ou plusieurs paramètres du modèle et le procédé continue à l’étape 502. Les une ou plusieurs corrections peuvent comprendre une ou plusieurs corrections de diagramme dues à des zones d’érosion ou à l’environnement de trou de forage, à l’analyse de la sensibilité de la phase de l’ondelette, à une actualisation de la matrice supposée dans un modèle de physique des roches, à une moyenne de propriété dans le rapport de forage, à un lien du puits à la sismique ou à n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
Si une comparabilité est déterminée à l’étape 508, le procédé continu à l’étape 510 où un filtrage de données de rapport de forage et la création d’un sous-ensemble ont lieu. Par exemple, un ou plusieurs points de données parasites des données sismiques de base peuvent être éliminés, les données des un ou plusieurs rapports de forage sont par ailleurs normalisées ou une correction d’erreur est appliquée afin de créer un sous-ensemble des données sismiques de base des un ou plusieurs rapports de forage. Dans l’étape 512, une ou plusieurs contraintes spatiales sont déterminées par une interprétation des failles du sous-ensemble des données sismiques de base, une interprétation des horizons du sous-ensemble des données sismiques de base ou les deux.
Dans l’étape 514, une inversion sismique utilisant une ou plusieurs contraintes spatiales déterminées est réalisée sur la base, au moins en partie, du sous-ensemble des données sismiques de base, par exemple les données sismiques 404. Dans l’étape 516, une grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine est construite ou générée sur la base, au moins en partie d’un cadre stratigraphique incorporant au moins l’une des une ou plusieurs contraintes spatiales. Dans l’étape 518, l’inversion sismique est bloquée sur la grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine. Dans l’étape 520, une carte ou un modèle de proportion de lithotype est créé sur la base d’un diagramme et des données sismiques ou des calculs issus de l’une quelconque des étapes précédentes.
Dans l’étape 522, il est déterminé s’il faut contraindre le modèle de propriété pétrophysique par un modèle de faciès de dépôt sur la base, au moins en partie, de la carte ou du modèle de proportion de lithotype et de l’inversion sismique bloquée sur la grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine. Par exemple, le sous-ensemble des données sismiques de base (telles que les données sismiques 404) peut être utilisé pour construire un modèle de faciès de dépôt. S’il est déterminé qu’il faut contraindre le modèle de propriété pétrophysique par un
2016-IPM-099958-L1-FR 15 modèle de faciès de dépôt, le procédé continu vers l’étape 524 où la modélisation d’un faciès est réalisée. S’il est déterminé qu’il ne faut contraindre le modèle de propriété pétrophysique, le procédé continu à l’étape 526. Dans l’étape 526, une modélisation des propriétés pétrophysique est réalisée.
Dans l’étape 528, une ou plusieurs propriétés d’unité d’écoulement de subsurface (ou propriétés de type roche) et une ou plusieurs caractéristiques des fluides du réservoir sont collectées. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, une ou plusieurs propriétés d’unité d’écoulement (ou propriétés de type roche) peuvent comprendre, mais sans s’y limiter, la minéralogie, la répartition des seuils de pore, la répartition des tailles de grain, la perméabilité relative, la pression capillaire, la mouillabilité ou n’importe quelle combinaison de celles-ci. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les caractéristiques des fluides du réservoir peuvent comprendre, mais sans s’y limiter, la pression, la température et le volume (PVT), le modèle de fluide, une ou plusieurs autres descriptions des fluides de subsurface, ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci.
Dans l’étape 530, un modèle de simulation d’écoulement est créé et une simulation d’écoulement est générée. Le modèle de simulation d’écoulement est utilisé pour simuler un écoulement multiphase à travers le réservoir afin de confirmer et de prédire la production des fluides du réservoir à partir de ce réservoir. Le modèle de simulation d’écoulement peut être basé, au moins en partie, sur n’importe quel modèle ou paramètre tel que, mais sans s’y limiter, un modèle de propriété pétrophysique, une description des fluides et des roches-fluides, et la planification d’un puits. Dans l’étape 532, il est déterminé si la production modélisée à partir du modèle de simulation d’écoulement est corrélée à un historique de production pour un réservoir ou une formation souterraine d’intérêt (par exemple, les formations souterraines 112, 210 des figures 1 et 2, respectivement) pour une tolérance définie par un utilisateur. Si le modèle de simulation d’écoulement ne présente pas de corrélation selon une tolérance définie par un utilisateur avec l’historique de production disponible, le procédé continu à l’étape 530 où un nouveau modèle de simulation d’écoulement est créé ou actualisé sur la base d’efforts de modélisation antérieurs basés sur le modèle de propriété pétrophysique, une ou plusieurs propriétés d’un puits de forage (par exemple, le puits de forage 108 de la figure 1), un modèle de fluide, des ajustements apportés à la perméabilité relative, la perméabilité, le contact eau-pétrole (WOC), la transmissibilité et tous autres paramètres connus du spécialiste de la technique. Si le modèle de simulation d’écoulement présente une corrélation, un modèle de
2016-IPM-099958-U1-FR 16 prévision de simulation d’écoulement est produit à l’étape 534. Le modèle de prévision de simulation d’écoulement cartographie ou fournit une prédiction de la production d’hydrocarbure à partir de la formation de subsurface, par exemple l’environnement de subsurface 200 sur la figure 2. La sortie de simulation d’écoulement du modèle de prévision de simulation d’écoulement peut comprendre un ou plusieurs tableaux tridimensionnels de propriétés de saturation, de pression et pétro-élastiques. La sortie de simulation d’écoulement peut être analysée, par exemple, par un utilisateur ou une autre application de logiciel, afin de déterminer une ou plusieurs propriétés d’écoulement de la production d’hydrocarbure à partir du puits de forage 108. Une ou plusieurs propriétés pétro-élastiques provenant du modèle de prévision de simulation d’écoulement peuvent être utilisées pour estimer une ondelette pour la prospection de contrôle.
Dans l’étape 536, les données sismiques de contrôle sont acquises. Les données sismiques de contrôle pour un réservoir ou une formation souterraine d’intérêt (par exemple, les formations souterraines 112 et 210 sur les figures 1 et 2, respectivement) comprennent des données sismiques acquises après un laps de temps. Par exemple, des données sismiques de base ou initiales peuvent être acquises et par la suite, par exemple après le début de la production d’hydrocarbures, des données sismiques de contrôle peuvent être acquises. Les données sismiques de contrôle peuvent être acquises d’une manière similaire à celle décrite cidessus en ce qui concerne des données sismiques 404 sur la figure 4. Les données sismiques de contrôle peuvent être acquises pour analyser les changements dans le réservoir d’intérêt dus à cette production d’hydrocarbures après que se soit écoulé un intervalle de temps. N’importe quel intervalle de temps peut s’écouler avant l’acquisition des données sismiques de contrôle comme, mais sans s’y limiter, plusieurs mois, un an, cinq ans, dix ans ou n’importe quel autre intervalle de temps. Les données sismiques de contrôle peuvent être acquises dans la même zone ou dans le même environnement que les données sismiques de base afin d’assurer la continuité du signal répétitif.
Dans l’étape 538, les données sismiques de contrôle sont traitées ou traitées à nouveau afin d’obtenir un volume sismique. Par exemple, des données sismiques de contrôle peuvent être utilisées dans la surveillance d’un réservoir par sismiques répétitives où il est effectué une comparaison de prospections sismiques tridimensionnelles à deux ou plus de deux points temporels. Les données sismiques de contrôle acquises sont généralement des données brutes non ordonnées. Le traitement et le retraitement des données sismiques de contrôle
2016-IPM-099958-U1-FR 17 maximisent la largeur de bande utile pour fournir ou présenter (par exemple, pour fournir ou présenter à un opérateur ou à un spécialiste de la technique) une image structurelle correcte pour représenter, d’une manière aussi proche que possible, la réflectivité de la subsurface. Par exemple, les données sismiques peuvent être placées dans un regroupement commun et une unique image sismique qui représente la formation de subsurface peut être générée sur la base du regroupement commun. Le traitement et le retraitement peuvent utiliser le ou les mêmes paramètres que ceux utilisés pour le traitement des données sismiques de base dans l’étape 500. Dans l’étape 540, un modèle pétro-élastique (PEM) est produit ou généré par un simulateur de réservoir à une fréquence de sortie prédéterminée. Par exemple, le simulateur de réservoir peut être une application de logiciel ou un programme qui reçoit des entrées qui décrivent un modèle de fluide, une interaction roche-fluide, des descriptions pétrophysiques de milieu poreux, des descriptions de puits de forage (tels que les trajectoires, les contraintes et les planifications) et utilise des techniques de modélisation numérique pour prédire l’écoulement multiphase des fluides dans un réservoir modélisé. La fréquence de sortie prédéterminée est basée, au moins en partie, sur une fréquence d’acquisition de données sismiques de contrôle. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, la fréquence d’acquisition de données sismiques de contrôle peut être de deux, trois, quatre ou six mois, un an, ou n’importe quel autre intervalle de temps.
Dans l’étape 542, un ou plusieurs diagrammes dérivés sont extraits à partir du PEM produit, généré par le simulateur de réservoir, à des emplacements de diagramme réel ou de pseudo-diagramme, comme la trajectoire des pseudo-diagrammes est verticale ou sensiblement verticale et est située au voisinage en entourant immédiatement la trajectoire réelle du puits. Par exemple, les diagrammes réels sont collectés en utilisant un outil de fond de puits, les diagrammes extraits sont obtenus à partir d’emplacements de diagrammes déterminés a priori dans le PEM calculé par le modèle de simulation de réservoir et les pseudo-diagrammes sont dérivés à partir d’emplacements spatiaux définis par un utilisateur dans le PEM calculé par le modèle de simulation de réservoir (par exemple, dans l’étape 542). Les un ou plusieurs diagrammes dérivés peuvent comprendre, mais sans s’y limiter, un ou plusieurs diagrammes d’impédance, diagrammes de densité et diagrammes de vitesse.
Dans l’étape 544, une ou plusieurs ondelettes estimées de contrôle sont estimées sur la base, au moins en partie, des données sismiques de contrôle. Une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle sont générées sur la base, au moins en partie, d’un ou de plusieurs des diagrammes dérivés à partir du PEM. Une estimation itérative des ondelettes de
2016-IPM-099958-U1-FR 18 contrôle pour les données sismiques de contrôle est réalisée sur la base, au moins en partie, des un ou plusieurs diagrammes dérivés à partir du PEM. Par exemple, des spectres de phase et d’amplitude provenant de diagrammes d’emplacements réels et pseudo-dérivés provenant du PEM ou d’une substitution de fluide peuvent être utilisés afin de déterminer les une ou plusieurs ondelettes estimées de contrôle.
Dans l’étape 546, les traces sismiques synthétiques de contrôle générées sont comparées à la prospection sismique de contrôle. La prospection sismique de contrôle est réalisée sur la même zone que celle utilisée pour les données sismiques de base acquises dans l’étape 500 afin d’évaluer les changements dans le réservoir résultant d’une opération de production. Si les traces sismiques synthétiques correspondent à la prospection sismique de contrôle, alors dans l’étape 548 une inversion sismique de la prospection sismique de contrôle est réalisée. Dans l’étape 550, il est déterminé si l’inversion de la prospection sismique de contrôle correspond au PEM. Par exemple, une comparaison ou une corrélation de type géocellulaire tridimensionnel de la prospection sismique de contrôle inversée et du PEM provenant de la simulation d’écoulement peut être réalisée, le degré de corrélation étant en termes de description d’amplitude d’impédance et de distribution spatiale entre la sismique de contrôle inversée et le PEM. Si une correspondance apparaît, dans l’étape 552, au moins une parmi une ou plusieurs opérations de préparation ou de production d’un puits peut être modifiée, par exemple, mais sans s’y limiter, la planification de la production, le taux de production, une zone productrice non encore exploitée, la planification ou le flux de travail d’un puits, la fréquence de l’acquisition sismique ou n’importe quel autre paramètre ou condition d’exploitation de l’environnement d’un puits de forage peut être modifié, changé, actualisé ou manipulé autrement pour un site donné, par exemple les environnements de puits de forage 100 et 200 sur les figures 1 et 2, respectivement. Par exemple, la prospection sismique de contrôle peut indiquer qu’une production supplémentaire d’hydrocarbure est disponible à partir d’un puits de forage actuel, ou qu’un ou plusieurs autres puits de forage peuvent être forés afin d’obtenir une production supplémentaire d’hydrocarbure. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, une planification pour obturer, reconditionner, abandonner ou n’importe quelle combinaison de ceux-ci peut être créée, modifiée ou changée sur la base, au moins en partie, de la prospection sismique de contrôle.
Si une correspondance n’apparaît pas, alors dans l’étape 554 il est déterminé si le modèle de simulation d’écoulement de l’étape 530 doit être révisé. La détermination que le
2016-IPM-099958-U1-FR 19 modèle de simulation d’écoulement doit être révisé peut être basée, au moins en partie, sur un ou plusieurs facteurs. Les un ou plusieurs facteurs peuvent comprendre, mais sans s’y limiter, une similitude dans la description d’impédance pour le PEM et la sismique de contrôle inversée (dans des régions contenant un réservoir ou ne contenant pas de réservoir), et la mettre en œuvre d’une comparaison entre la production prédite et la production réelle à partir de la période simulée. S’il est déterminé que le modèle de simulation d’écoulement n’a pas besoin d’être révisé, alors le procédé continu à l’étape 538 en prenant en compte les divergences d’amplitude d’impédance et de distribution spatiale.
S’il est déterminé que le modèle de prévision de simulation d’écoulement doit être révisé à l’étape 554, alors à l’étape 556 le modèle de simulation d’écoulement est révisé. Par exemple, un ou plusieurs parmi le modèle pétrophysique, la description de roche-fluide, la pression, le volume, la température et le niveau d’eau sont modifiés. Dans l’étape 558, le PEM est révisé. Par exemple, le modèle élastique peut être modifié en changeant une ou plusieurs propriétés élastiques telles que, mais sans s’y limiter, le module de compression des minéraux, le module de cisaillement et la densité de la matrice. Ces une ou plusieurs propriétés élastiques qui sont modifiées sont des entrées pour le modèle pétroélastique. Dès que le PEM est révisé dans l’étape 558, le procédé continu à l’étape 550.
Dans l’étape 546, si les traces sismiques synthétiques de contrôle générées ne correspondent pas à la prospection sismique de contrôle, alors dans l’étape 560 il est déterminé si l’inversion sismique de la prospection sismique de contrôle doit être révisée. Par exemple, l’inversion sismique peut être révisée si la production simulée qui était auparavant prévue correspond à la production réelle provenant du champ pendant un temps écoulé donné. Dans l’étape 560, si l’inversion sismique doit être révisée, alors dans l’étape 562 l’inversion sismique est révisée et le procédé continu à l’étape 546. L’inversion sismique peut être révisée sur la base, au moins en partie, d’un ajustement de l’ondelette ou d’une actualisation du lien du puits à la sismique. S’il est déterminé que l’inversion sismique n’a pas besoin d’être révisée, alors dans l’étape 564, il est déterminé si le PEM doit être révisé. Par exemple, le PEM peut être révisé sur la base, au moins en partie, de différences d’impédance de surcharge, de sous-charge ou latérale qui existent dans le PEM mais non dans l’inversion sismique, lesquelles sont des parasites étant donné le système modélisé dans les simulateurs de réservoir. Si le PEM doit être révisé, alors le procédé continu à l’étape 558. Si le PEM n’a pas besoin d’être révisé, alors le procédé continu à l’étape 548.
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Bien qu’un ou plusieurs aspects de la présente divulgation soient discutés par rapport à des données sismiques associées à un environnement de puits de forage, la présente divulgation envisage qu’un ou plusieurs modes de réalisation puissent comprendre l’utilisation d’une ou de plusieurs étapes des figures 5A et 5B avec une imagerie géospatiale, par exemple.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un procédé de détermination d’une ou de plusieurs opérations pour une formation souterraine comprenant la réception de premières données sismiques d’une zone de la formation souterraine, dans lequel les premières données sismiques sont associées à une première instance de temps, l’estimation d’une ou de plusieurs ondelettes sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques, la génération d’une ou de plusieurs traces sismiques synthétiques sur la base, au moins en partie, des une ou plusieurs ondelettes estimées, la mise en œuvre d’une inversion sismique en utilisant une ou plusieurs contraintes spatiales déterminées sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques, la création d’un modèle de prévision de simulation d’écoulement, l’acquisition de données sismiques de contrôle, la génération d’un modèle pétro-élastique (PEM) sur la base, au moins en partie, d’un taux d’acquisition des données sismiques de contrôle, l’estimation d’une ou de plusieurs ondelettes estimées de contrôle sur la base, au moins en partie, des données sismiques de contrôle, la génération d’une ou de plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle sur la base, au moins en partie, d’un ou de plusieurs diagrammes dérivés à partir du PEM, la comparaison des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle à une prospection sismique de contrôle et la modification des ou plusieurs opérations de préparation ou de production d’un puits sur la base, au moins en partie, de la comparaison. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé comprend en outre le placement des premières données sismiques dans un regroupement commun et la génération d’une unique image sismique sur la base du regroupement commun, dans lequel l’ondelette estimée est basée, au moins en partie, sur l’unique image sismique. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé comprend en outre la comparaison des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques générées aux données sismiques et l’estimation d’au moins une deuxième ondelette, dans lequel la génération des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques est basée sur l’au moins deuxième ondelette. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé comprend en outre la comparaison des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques aux premières données sismiques afin de déterminer si les une ou plusieurs traces synthétiques sont à l’intérieur d’un seuil prédéterminé des premières données sismiques. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé comprend en outre la mise en œuvre d’une analyse pétrophysique et d’une analyse de
2016-IPM-099958-U1-FR 21 physique des roches, la génération d’un ou de plusieurs rapports de forage sur la base, au moins en partie, de l’analyse pétrophysique et de l’analyse de physique des roches, l’élimination d’un ou de plusieurs points de données parasites des un ou plusieurs rapports de forage et la création d’un sous-ensemble des un ou plusieurs rapports de forage par la normalisation des un ou plusieurs rapports de forage. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé comprend en outre la génération d’une grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine sur la base, au moins en partie, d’un cadre stratigraphique, dans lequel le cadre stratigraphique incorpore au moins une des une ou plusieurs contraintes spatiales et le blocage de l’inversion sismique sur la grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé comprend en outre la mise sous contrainte d’un modèle de propriété pétrophysique par un modèle de faciès de dépôt sur la base, au moins en partie, d’une carte de proportion de lithotype et dans lequel le modèle de simulation d’écoulement est créé sur la base, au moins en partie, du modèle de propriété pétrophysique.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un support de stockage non transitoire lisible par ordinateur stockant une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées par un processeur, amènent le processeur à recevoir des premières données sismiques d’une zone de la formation souterraine, dans lequel les premières données sismiques sont associées à une première instance de temps, estimer une ou plusieurs ondelettes sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques, générer une ou plusieurs traces sismiques synthétiques sur la base, au moins en partie, des une ou plusieurs ondelettes estimées, mettre en œuvre une inversion sismique en utilisant une ou plusieurs contraintes spatiales déterminées sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques, créer un modèle de prévision de simulation d’écoulement, acquérir des données sismiques de contrôle, générer un modèle pétroélastique (PEM) sur la base, au moins en partie, d’un taux d’acquisition des données sismiques de contrôle, estimer une ou plusieurs ondelettes estimées de contrôle sur la base, au moins en partie, des données sismiques de contrôle, générer une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle sur la base, au moins en partie, d’un ou de plusieurs diagrammes dérivés à partir du PEM, comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle à une prospection sismique de contrôle, et modifier une ou plusieurs opérations de préparation ou de production d’un puits sur la base, au moins en partie, de la comparaison. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent en outre le processeur à placer les premières données sismiques dans un regroupement commun et générer une unique image sismique sur la base du regroupement commun, dans
2016-IPM-099958-U1-FR 22 lequel l’ondelette estimée est basée, au moins en partie, sur l’unique image sismique. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent en outre le processeur à comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques générées aux données sismiques et estimer au moins une deuxième ondelette, dans lequel la génération des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques est basée sur l’au moins deuxième ondelette. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent en outre le processeur à comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques aux premières données sismiques afin de déterminer si les une ou plusieurs traces synthétiques sont à l’intérieur d’un seuil prédéterminé des premières données sismiques. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent en outre le processeur à mettre en œuvre une analyse pétrophysique et une analyse de physique des roches, générer un ou plusieurs rapports de forage sur la base, au moins en partie, de l’analyse pétrophysique et de l’analyse de physique des roches, éliminer un ou plusieurs points de données parasites des un ou plusieurs rapports de forage et créer un sous-ensemble des un ou plusieurs rapports de forage par la normalisation des un ou plusieurs rapports de forage. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent en outre le processeur à générer une grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine sur la base, au moins en partie, d’un cadre stratigraphique, dans lequel le cadre stratigraphique incorpore au moins une des une ou plusieurs contraintes spatiales et bloquer l’inversion sismique sur la grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent en outre le processeur à contraindre un modèle de propriété pétrophysique par un modèle de faciès de dépôt sur la base, au moins en partie, d’une carte de proportion de lithotype et dans lequel le modèle de simulation d’écoulement est créé sur la base, au moins en partie, du modèle de propriété pétrophysique.
Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un système de manipulation d’informations comprend une mémoire, un processeur couplé à la mémoire, dans lequel la mémoire comprend une ou plusieurs instructions exécutables par le processeur afin de recevoir des premières données sismiques d’une zone de la formation souterraine, dans lequel les premières données sismiques sont associées à une première instance de temps, estimer une ou plusieurs ondelettes sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques, générer une ou plusieurs traces sismiques synthétiques sur la base, au moins en partie, des une ou
2016-IPM-099958-U1-FR 23 plusieurs ondelettes estimées, mettre en œuvre une inversion sismique en utilisant une ou plusieurs contraintes spatiales déterminées sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques, créer un modèle de prévision de simulation d’écoulement, acquérir des données sismiques de contrôle, générer un modèle pétro-élastique (PEM) sur la base, au moins en partie, d’un taux d’acquisition des données sismiques de contrôle, estimer une ou plusieurs ondelettes estimées de contrôle sur la base, au moins en partie, des données sismiques de contrôle, générer une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle sur la base, au moins en partie, d’un ou de plusieurs diagrammes dérivés à partir du PEM, comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle à une prospection sismique de contrôle et modifier une ou plusieurs opérations de préparation ou de production d’un puits sur la base, au moins en partie, de la comparaison. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de placer les premières données sismiques dans un regroupement commun et générer une unique image sismique sur la base du regroupement commun, dans lequel l’ondelette estimée est basée, au moins en partie, sur l’unique image sismique. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques générées aux données sismiques et estimer au moins une deuxième ondelette, dans lequel la génération des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques est basée sur l’au moins deuxième ondelette. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques aux premières données sismiques afin de déterminer si les une ou plusieurs traces synthétiques sont à l’intérieur d’un seuil prédéterminé des premières données sismiques. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de mettre en œuvre une analyse pétrophysique et une analyse de physique des roches, générer un ou plusieurs rapports de forage sur la base, au moins en partie, de l’analyse pétrophysique et de l’analyse de physique des roches, éliminer un ou plusieurs points de données parasites des un ou plusieurs rapports de forage et créer un sousensemble des un ou plusieurs rapports de forage par la normalisation des un ou plusieurs rapports de forage. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de générer une grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine sur la base, au moins en partie, d’un cadre stratigraphique, dans lequel le cadre stratigraphique incorpore au moins une des une ou plusieurs contraintes spatiales et bloquer l’inversion sismique sur la grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine.
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Par conséquent, la présente invention est bien adaptée pour atteindre les fins et les avantages mentionnés ainsi que ceux qui sont inhérents ici. Les modes de réalisation particuliers divulgués ci-dessus sont uniquement illustratifs, étant donné que la présente invention peut être modifiée et pratiquée de manières différentes mais équivalentes évidentes pour un spécialiste du domaine et qui bénéficie des présents enseignements. De plus, aucune limitation n’est prévue aux détails de construction ou de conception décrits ici, autres que ceux décrits dans les revendications ci-dessous. Il est par conséquent évident que les modes de réalisation illustratifs particuliers divulgués plus haut peuvent être altérés ou modifiés et toutes ces variations sont considérées dans la portée et dans l’esprit de la présente invention.
Un certain nombre d’exemples a été décrit. Néanmoins, il sera compris que diverses modifications peuvent être apportées. Par exemple, les étapes de la figure 5A et de la figure 5B peuvent être réalisées simultanément, sensiblement simultanément, dans n’importe quel ordre ou pas du tout. Par conséquent, d’autres implémentations sont dans la portée des revendications suivantes.
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Claims (14)

  1. REVENDICATIONS
    Les revendications portent sur ce qui suit :
    E Procédé de modification d’une ou de plusieurs opérations de préparation ou de production d’un puits pour une formation souterraine, comprenant : la réception de premières données sismiques d’une zone de la formation souterraine, dans lequel les premières données sismiques sont associées à une première instance de temps ;
    l’estimation d’une ou de plusieurs ondelettes sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques ;
    la génération d’une ou de plusieurs traces sismiques synthétiques sur la base, au moins en partie, des une ou plusieurs ondelettes estimées ;
    la mise en œuvre d’une inversion sismique en utilisant une ou plusieurs contraintes spatiales déterminées sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques ;
    la création d’un modèle de prévision de simulation d’écoulement ; l’acquisition de données sismiques de contrôle ;
    la génération d’un modèle pétro-élastique (PEM) sur la base, au moins en partie, d’un taux d’acquisition des données sismiques de contrôle ;
    l’estimation d’une ou de plusieurs ondelettes estimées de contrôle sur la base, au moins en partie, des données sismiques de contrôle ;
    la génération d’une ou de plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle sur la base, au moins en partie, d’un ou de plusieurs diagrammes dérivés à partir du PEM ;
    la comparaison des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle à une prospection sismique de contrôle ; et la modification d’une ou de plusieurs opérations de préparation ou de production d’un puits sur la base, au moins en partie, de la comparaison.
  2. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : le placement des premières données sismiques dans un regroupement commun ; et la génération d’une unique image sismique sur la base du regroupement commun, dans lequel l’ondelette estimée est basée, au moins en partie, sur l’unique image sismique.
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  3. 3. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :
    la comparaison des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques générées aux données sismiques ; et l’estimation d’au moins une deuxième ondelette, dans lequel la génération des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques est basée sur l’au moins deuxième ondelette.
  4. 4. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la comparaison des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques aux premières données sismiques afin de déterminer si les une ou plusieurs traces synthétiques sont à l’intérieur d’un seuil prédéterminé des premières données sismiques.
  5. 5. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :
    la mise en œuvre d’une analyse pétrophysique et d’une analyse de physique des roches ;
    la génération d’un ou de plusieurs rapports de forage sur la base, au moins en partie, de l’analyse pétrophysique et de l’analyse de physique des roches ;
    l’élimination d’un ou de plusieurs points de données parasites des un ou plusieurs rapports de forage ; et la création d’un sous-ensemble des un ou plusieurs rapports de forage par la normalisation des un ou plusieurs rapports de forage.
  6. 6. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :
    la génération d’une grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine sur la base, au moins en partie, d’un cadre stratigraphique, dans lequel le cadre stratigraphique incorpore au moins une des une ou plusieurs contraintes spatiales ; et le blocage de l’inversion sismique sur la grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine.
  7. 7. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre :
    la mise sous contrainte d’un modèle de propriété pétrophysique par un modèle de faciès de dépôt sur la base, au moins en partie, d’une carte de proportion de lithotype ; et
    2016-IPM-099958-U1-FR 27 dans lequel le modèle de simulation d’écoulement est créé sur la base, au moins en partie, du modèle de propriété pétrophysique.
  8. 8. Support de stockage non transitoire lisible par ordinateur stockant une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées par un processeur, amènent le processeur à mettre en œuvre une ou plusieurs des étapes selon les revendications 1 à 7.
  9. 9. Système de manipulation d’informations comprenant : une mémoire ;
    un processeur couplé à la mémoire, dans lequel la mémoire comprend une ou plusieurs instructions exécutables par le processeur afin de :
    recevoir des premières données sismiques d’une zone de la formation souterraine, dans lequel les premières données sismiques sont associées à une première instance de temps ;
    estimer une ou plusieurs ondelettes sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques ;
    générer une ou plusieurs traces sismiques synthétiques sur la base, au moins en partie, des une ou plusieurs ondelettes estimées ;
    mettre en œuvre une inversion sismique en utilisant une ou plusieurs contraintes spatiales déterminées sur la base, au moins en partie, des premières données sismiques ;
    créer un modèle de prévision de simulation d’écoulement ;
    acquérir des données sismiques de contrôle ;
    générer un modèle pétro-élastique (PEM) sur la base, au moins en partie, d’un taux d’acquisition des données sismiques de contrôle ;
    estimer une ou plusieurs ondelettes estimées de contrôle sur la base, au moins en partie, des données sismiques de contrôle ;
    générer une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle sur la base, au moins en partie, d’un ou de plusieurs diagrammes dérivés à partir du PEM ;
    comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques de contrôle à une prospection sismique de contrôle ; et modifier une ou plusieurs opérations de préparation ou de production d’un puits sur la base, au moins en partie, de la comparaison.
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  10. 10. Système de manipulation d’informations selon la revendication 9, dans lequel les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de :
    placer les premières données sismiques dans un regroupement commun ; et générer une unique image sismique sur la base du regroupement commun, dans lequel l’ondelette estimée est basée, au moins en partie, sur l’unique image sismique.
  11. 11. Système de manipulation d’informations selon la revendication 9, dans lequel les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de :
    comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques générées aux données sismiques ; et estimer au moins une deuxième ondelette, dans lequel la génération des une ou plusieurs traces sismiques synthétiques est basée sur l’au moins deuxième ondelette.
  12. 12. Système de manipulation d’informations selon la revendication 9, dans lequel les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de comparer les une ou plusieurs traces sismiques synthétiques aux premières données sismiques afin de déterminer si les une ou plusieurs traces synthétiques sont à l’intérieur d’un seuil prédéterminé des premières données sismiques.
  13. 13. Système de manipulation d’informations selon la revendication 9, dans lequel les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de :
    mettre en œuvre une analyse pétrophysique et une analyse de physique des roches ;
    générer un ou plusieurs rapports de forage sur la base, au moins en partie, de l’analyse pétrophysique et de l’analyse de physique des roches ;
    éliminer un ou plusieurs points de données parasites des un ou plusieurs rapports de forage ; et créer un sous-ensemble des un ou plusieurs rapports de forage par la normalisation des un ou plusieurs rapports de forage.
  14. 14. Système de manipulation d’informations selon la revendication 9, dans lequel les une ou plusieurs instructions sont exécutables en outre par le processeur afin de :
    2016-IPM-099958-U1-FR 29 générer une grille stratigraphique géocellulaire à échelle fine sur la base, au moins en partie, d’un cadre stratigraphique, dans lequel le cadre stratigraphique incorpore au moins une des une ou plusieurs contraintes spatiales ; et bloquer l’inversion sismique sur la grille stratigraphique géocellulaire à
    5 échelle fine.
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FR1760856A 2016-12-09 2017-11-17 Estimation d'ondelettes pour une caracterisation quadridimensionnelle de proprietes de subsurface sur la base d'une simulation dynamique Pending FR3060174A1 (fr)

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