WO2012038647A1 - Procede d'estimation de parametres elastiques par inversion de mesures sismiques 4d - Google Patents

Procede d'estimation de parametres elastiques par inversion de mesures sismiques 4d Download PDF

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WO2012038647A1
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seismic
measured
boundary
elastic parameters
trace
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PCT/FR2011/052136
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Pierre Thore
Christian Hubans
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    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/308—Time lapse or 4D effects, e.g. production related effects to the formation

Definitions

  • the present invention relates to geophysical methods used to estimate parameters of the subsoil especially in the context of exploration and production of hydrocarbons.
  • first seismic recordings are obtained, initially obtained during a "base survey", for example before the production of a hydrocarbon reservoir, and a "monitor survey” is carried out, for example after a few years of reservoir operation, to obtain second seismic recordings.
  • the seismic recordings (or seismic traces) base and monitor are compared to estimate variations of physical parameters of the geological layers in the explored area.
  • the comparative analysis of the records includes an inversion to estimate the variations of the parameters in order to get an idea of the saturation levels in the exploited layers.
  • a reversal method that can be used to analyze offsets temporal measurements in the base and monitor seismic traces (depending on the variations in propagation velocities) at the same time as the amplitude changes (depending on the variations in impedances) is described in EP 1 865 340 A1.
  • Another method for analyzing 4D seismic data uses a model-based inversion at one or more wells where logs have been recorded. .
  • the document does not describe the inversion method nor how to parameterize the model.
  • the results of the inversion are then extended away from the well by a statistical method.
  • a correlation calculation is performed to reduce the time mark of the monitor recordings to that of the base records.
  • the method seeks to directly estimate changes in saturation levels and pressure variations in the geological layers.
  • the invention aims to enrich the 4D seismic techniques, in particular by taking them into account geological and dynamic constraints.
  • a method for estimating elastic parameters of a region of the subsoil according to a network of horizontal positions comprising:
  • step (k) repeating from step (g) whether there remains in the boundary at least one position adjacent to a position of the unlabeled network as treated
  • the technique uses a priori geological-dynamic to estimate the 4D parameters at the reservoir scale. This estimate is made along a predefined direction, usually vertical. At the starting positions, it may be the direction of a well drilled in the study area or, in some embodiments, a direction arbitrarily selected without having to be located on a well.
  • the 4D inversion process is propagated step by step assuming implicitly that there exists a relative continuity of the estimated parameters between the adjacent positions of the network.
  • the "best" position of the boundary is selected to continue the propagation and the inversion to the new adjacent positions is performed taking into account the values found for this "best" position.
  • the propagation is stopped, which probably reflects a loss of continuity of the parameters. It is possible, at each iteration, to select for propagation several network positions considered to be the best in the sense of the cost function minimized. This makes it possible to accelerate the processing, especially when several computers are used in parallel to perform the 4D inversions.
  • the propagation speeds to be estimated are limited to the propagation velocity of the pressure waves V P , the base and monitor seismic traces can be measured by sending seismic waves at normal incidence to the underlying layers and collecting the seismic waves reflected by interfaces between said layers.
  • the method can also be extended to the estimation of propagation velocities of shear waves in permeable layers, base seismic traces and monitor being then measured by sending seismic waves under non-normal incidence to the underlying layers and collecting the seismic waves reflected by the interfaces between said layers.
  • the elastic parameters whose variations are tested may also include the position, along said direction, of at least one interface delimiting one of said permeable layers.
  • hypotheses of variation of the elastic parameters in the permeable layers and / or depths and / or thicknesses of these permeable layers are defined at a position of the boundary from the estimated variations. at the starting or spreading position adjacent to this position of the boundary.
  • the minimization of the cost function in step (e) or (i) of estimating, in this position of the boundary, variations of the elastic parameters in the permeable layers and / or the depths and / or thicknesses of said permeable layers can then understand, for each hypothesis:
  • ⁇ Compute a seismic pseudo-trace by combining one of the measured seismic traces associated with the position of the boundary with the estimated amplitude disturbance
  • the variation of the elastic parameters and / or the depths and / or the thicknesses of the permeable layers can then be estimated according to an assumption for which the evaluated cost function is minimal.
  • the amplitude perturbation can be estimated as a function of impedance variations in the permeable layers, deduced from the assumption of variation of the elastic parameters, and of a wavelet representative of an incident seismic signal.
  • the combination may comprise:
  • the elastic parameter variations are typically taken into account in permeable layers along a borehole drilled in the subsoil.
  • the permeable layers can be positioned along the borehole direction of drilling from logs in the well.
  • Another possibility, if the well is in operation, is to define the positions of the permeable layers along the well from perforation positions made in a casing of the well.
  • a reservoir grid is constructed by a geomodelling technique based on structural information derived from seismic records and wells. This grid is filled with the physical properties of the rocks, including permeability and porosity, calibrated on the well data.
  • the reservoir grid can be used to provide the geological a priori exploited in the 4D inversion.
  • This geological a priori is provided near the well but also away from this one to facilitate the process of propagation of the inversion method.
  • the values of depths and / or thicknesses of the permeable layers which are determined by the propagation of the inversion of the 4D data in certain embodiments of the method, make it possible to refine the geometry of the reservoir grid.
  • Step (c) of obtaining an estimate of the elastic parameter variations between the first and the second time in permeable layers of the subsoil at a starting position given by the position of a well may understand:
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a mode of seismic measurements near a well
  • FIG. 2 is a diagram illustrating the synthesis of a seismic trace from measurements made in a well (Iogs);
  • FIG. 3 is a diagram illustrating the evolution of a basic seismic trace towards a monitor seismic trace as a function of a hypothesis of variation of the density and velocity of propagation of the pressure waves in permeable layers along the well;
  • FIG. 4 is a diagram illustrating a first embodiment of the method for estimating elastic parameters at a well
  • FIGS. 5 and 6 are diagrams illustrating two other embodiments of the method
  • FIG. 7 is a diagram illustrating another mode of acquisition of an exploitable seismic trace in one embodiment of the method.
  • FIGS. 8A and 8B are diagrams of an example of a mesh of a studied zone of the subsoil, illustrating an embodiment of the method according to the invention with two degrees of advancement;
  • FIG. 9 is a flow diagram of this method, showing the processing steps performed by a computer programmed for its implementation.
  • Figure 1 illustrates an oil field where a well 10 has been drilled. This well 10 passes through layers, represented very schematically in FIG. 1, having variable elastic parameters.
  • FIG. 2 shows an example of recording the velocity V P of propagation of the pressure waves and the density p of the rock formations as a function of the depth along the well.
  • a seismic wave source 1 1 is successively placed at different locations on the surface, or in the sea in the case of an offshore zone, and one or more seismic wave detectors 12 collect the seismic waves originating from the source 1 which have reflected on the interfaces between the geological layers encountered.
  • FIG. 1 illustrates the particular case where the source 11 and the detector 12 are placed in the immediate vicinity of the well 10 in order to record seismic waves that have propagated vertically along the well with an approximately normal incidence on the interfaces between layers.
  • FIG. 2 This modeling is illustrated by FIG. 2 where the first step consists in converting the logs V P (z), p (z) obtained as a function of the depth in the well in logs V P (t), p (t ) expressed as a function of the wave propagation time to be convoluted according to (1).
  • the depth-time conversion law used for this is directly deduced from the evolution of the velocity Vp along the well.
  • FIG. 4 illustrates a first way to carry out this verification.
  • the left part of FIG. 4 shows the logs Vp (t) and p (t) measured as a function of the depth at the base time and converted to be expressed as a function of the propagation time, as well as several hypotheses ⁇ ⁇ / ⁇ , ⁇ / ⁇ of variation of the parameters in the permeable layers 20, 30.
  • a (t) A (t) - B (t). This difference A (t) is compared to the difference
  • ⁇ ( ⁇ ) AA M (t) - A B (t) between the measured base and monitor traces.
  • the difference A (t) - AA (t) is minimized according to the variation hypotheses AVpA / p,
  • optimization can consist of scanning a large number of assumptions AVpA / p, ⁇ / ⁇ and retaining the one that provides the smallest mean value of
  • Another possibility is to select a hypothesis ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ / ⁇ when the time average of
  • minimization algorithms may be applied, for example genetic algorithms or simulated annealing, which do not require gradient calculation and are not trapped in local minima.
  • FIG. 5 Such an embodiment is illustrated by FIG. 5, in which left-hand logs V P (t), p (t) as a function of time and a hypothesis ⁇ / ⁇ / ⁇ , ⁇ / ⁇ variation of the parameters in the permeable layers 20, 30.
  • FIG. 5 also shows a base seismic trace A B (t) measured before the production of the well.
  • This pseudo-trace A ' M (t) is expressed in the time reference of the base time.
  • the time scale must be modified to reduce the pseudotrace in the time reference of the monitor time and thus obtain a second pseudo-trace A " M (t) shown in the right part of Figure 5.
  • the temporal change of scale is performed in order to compensate for the difference between the depth-time conversion law applicable to the time base (curve 15) and the depth-time conversion law applicable to the monitoring time (curve 16).
  • the optimization uses a cost function given by the difference between the measured seismic trace M (t) and the seismic pseudo-trace A " M (t) calculated from FIG. previously described, for example the sum of the squares or the sum of the absolute values of this difference.
  • An advantageous embodiment starts from the measured seismic trace and returns it to the reference frame of the base seismic trace.
  • subtract from the pseudo-trace obtained the difference A ⁇ (t) computed as before to obtain a pseudo trace A " B (t) expressed in the time reference associated with the base time.
  • the cost function intervening in the optimization is then given by the difference between this pseudo-trace A " B (t) and the measured basic seismic trace A B (t).
  • FIG. 6 illustrates an embodiment variant implementing an approximate method inspired by that of FIG. 5.
  • this method is applicable independently of a well. It is particularly applicable to search for the evolution of the parameters Vp, p in geological layers whose positioning along a typically vertical direction is determined according to the reservoir grid determined for the exploitation of the zone considered.
  • the modification A (t) of the basic seismic trace expressed in the base time reference is not calculated from logs measured using formulas (2) and (3) above. It is expressed directly according to the impedance variation Alp / lp corresponding to the hypothesis of variation of the propagation velocity V P and the density p:
  • the relative amplitude variation ⁇ / ⁇ is approximatively estimated to be proportional to the relative impedance variation ⁇ / ⁇ , the coefficient of proportionality being the wavelet amplitude w (t) representing the incident seismic signal.
  • a second pseudo-trace A "M (I) is computed by time scale change to be compared with the measured seismic trace A M (t). then cost function for optimization.
  • the trace 18 represented in dotted line corresponds to the first pseudo-trace A '(t) calculated without approximation in the manner described with reference to FIG. 5. It can be seen that the approximate pseudo-trace differs slightly of it near the edges of the permeable layers.
  • the speed of propagation of the pressure waves V P and the density p are sufficient to model the propagation of the waves picked up by the detector 12.
  • the method described above is also applicable in the case where an offset exists between the source 11 and the detector 12 as represented in FIG. .
  • the impedance variation ⁇ ⁇ / ⁇ ⁇ intervening in the approximate method illustrated in FIG. 6 also depends on the speed of propagation of the shear waves Vs via the angle ⁇ of incidence of the wave on the interface:
  • the method described above in various embodiments takes advantage of geophysical information (the seismic traces) and information commonly available to reservoir engineers (the layered modeling of the subsoil). It provides a new mode of analysis of 4D seismic data to take into account information a priori on the geological and dynamic behavior of the study area.
  • the method described above with reference to Figures 1 to 7 in several variants is a way of estimating elastic parameters at a well or a horizontal position not necessarily materialized by a well.
  • a position may be a starting position for a subsequent process of propagation of 4D inversion.
  • a network of horizontal positions for example a square network as shown in Figures 8A-B, forming a mesh surface of the studied area of the basement.
  • a typical distance between adjacent positions of such a network is of the order of 5 to 200 meters.
  • a base seismic trace and a seismic trace monitor were measured during the two successive measurement campaigns for each horizontal position of the mesh network, this network being typically constructed according to the positions of the sources and receivers during measurements.
  • the traces considered are zero offset. A non-zero offset occurs in the case where the parameter ⁇ $ is also sought, as discussed previously with reference to FIG. 7.
  • FIG. 8A there is shown by way of example two starting positions where wells were drilled, which are marked by black dots in the drawing. These starting positions constitute seeds for the propagation algorithm.
  • an estimate of the variations of elastic parameters p, V P (or even V s ) in the underlying permeable layers between the base time and the monitor time is obtained at step 50 of Figure 9, for example according to one of the methods described with reference to Figures 4 to 6. It will be observed that the propagation can also start from a single seed or more than two seeds.
  • the positions of the network which are adjacent to a starting position are taken into account to form a set of positions F hereinafter called "border".
  • the boundary F corresponds to the positions represented hatched in FIG. 8A.
  • the variations of the elastic parameters in the permeable layers are estimated at the 4D inversion step 52.
  • the estimate may furthermore relate to the depths and / or thicknesses of the layers permeable to the horizontal positions considered. It proceeds by minimizing a cost function derived from the seismic wave propagation model accounting for the evolution between the base and the monitor seismic traces associated with the considered position of the boundary.
  • This cost function is preferably calculated in the manner described above with reference to FIG. 6 for a variation assumption ⁇ , AVp to which it is possible to add changes of positions of the interfaces between layers, that is to say spatial variations. depth and / or thickness.
  • the minimization carried out at step 52 at a position of the boundary F considers assumptions of variation of the parameters which are a function of the estimated variations at the starting position adjacent to this position of F. Only beaches are explored. of restricted variation around the values resulting from the minimization that was performed in step 50 at the adjacent starting position, and limited changes in depth and thickness of the permeable layers with respect to the depth and thickness values taken account or determined at the adjacent starting position. This assumes a relative continuity in the values of the parameters when one moves laterally. In other words, it is considered that the rocky layers form relatively homogeneous geological bodies (“geobodies”), of significant extent and of fairly regular shape.
  • each position of the boundary F that has been processed in the previous step 52 is marked so that the seismic inversion is not repeated later.
  • the marked positions are those which are not blank in Figures 8A and 8B.
  • the method verifies whether there are one or more positions in the border F where the cost function minimized in step 52 exceeds a predefined limit value. If such a position is detected, it is removed from F for further processing.
  • the limit value is preferably chosen as a function of the value that the cost function had at the starting position adjacent to the position considered in F (for example three times this value), or as a function of the smallest value that had the function at the different starting positions, if any.
  • Positions that have been removed from the boundary during a filtering step are marked with the symbol " ⁇ " in the example of Figure 8B.
  • the method then comprises an iterative process of propagation of the boundary to estimate step by step the parameters to different network positions.
  • step 55 consists in selecting, among the positions of the boundary F, a propagation position for which the cost function minimized in step 52 has the smallest value.
  • the selected propagation position is that represented by crossed hatching. This position is a priori the most reliable for continuing the spread of the 4D inversion process.
  • the selected position is further removed from the boundary F. The positions thus removed after being selected for propagation are marked with a circle "O" in Fig. 8B.
  • a test 56 is performed to determine whether there remains in the network one or more unmarked positions adjacent to the newly selected propagation position. If there remain one or more positions of this type, they are added to the boundary F in step 57 (positions marked with the symbol "+" in Figure 8B).
  • step 57 the iterative process returns to step 52 to perform the 4D inversion at the "+" positions that have just been added to the border F. Then the steps 53-56 previously described are chain again, marking only the positions newly added to F and only submitting these new positions to filtering 54.
  • test 56 does not reveal any unmarked position of the network adjacent to the propagation position selected in the preceding step 55
  • the propagation algorithm described above makes it possible, step by step, to evaluate the elastic parameters and / or the geometry of the layers.
  • the propagation is carried out so as to preserve the best possible results for the inversion with limited disturbances of the model.
  • the propagation stops when the assumption of relative continuity of parameter values no longer agrees with the measurements.
  • This constraint can be hard (the geometry of the grid is fixed and only variations of the elastic parameters p, AVp and / or AV S are tested in step 52) or soft (one allows a disturbance of the geometry of the grid in playing on the thicknesses and / or depths of the layers). In the latter case, the geometry of the reservoir grid is adjusted according to the depths and / or thicknesses of layers estimated in step 52.

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Abstract

Des paramètres élastiques comprenant la densité, la vitesse de propagation des ondes de pression et/ou de cisaillement dans des couches perméables situées dans une région du sous-sol maillée suivant un réseau de positions horizontales sont estimés par inversion de données sismiques 4D. On obtient d'abord une estimation des variations des paramètres élastiques en une ou plusieurs positions de départ du réseau, pouvant être localisées sur des puits forés dans la région considérée. Ensuite, un algorithme de propagation est utilisé pour réaliser l'inversion des données 4D de proche en proche à partir des positions de départ. L'inversion prend en compte les variations de paramètres précédemment estimées. Une variation spatiale de la profondeur et/ou de l'épaisseur des couches perméables considérées peut aussi être prise en compte. La propagation se base sur des positions successivement sélectionnées comme fournissant des valeurs optimales d'une fonction coût évaluée pour inverser les données 4D.

Description

PROCEDE D'ESTIMATION DE PARAMETRES ELASTIQUES
PAR INVERSION DE MESURES SISMIQUES 4P
[0001] La présente invention concerne les méthodes géophysiques employées pour estimer des paramètres du sous-sol notamment dans le cadre de l'exploration et de la production d'hydrocarbures.
[0002] Elle concerne plus particulièrement les techniques dites de sismique 4D. Dans ces techniques, on dispose de premiers enregistrements sismiques, obtenus dans un premier temps lors d'une campagne de mesures "de base" ("base survey"), par exemple avant la mise en production d'un réservoir d'hydrocarbures, et on procède à une campagne ultérieure de mesures ("monitor survey"), par exemple après quelques années d'exploitation du réservoir, pour obtenir des seconds enregistrements sismiques. Les enregistrements sismiques (ou traces sismiques) base et monitor sont comparés pour estimer des variations de paramètres physiques des couches géologiques dans la zone explorée.
[0003] Les paramètres dont les variations sont ainsi estimées peuvent comprendre la densité p, la vitesse VP de propagation des ondes de pression (ondes P) et la vitesse Vs de propagation des ondes de cisaillement (ondes S) dans les milieux formant les différentes couches géologiques de la zone explorée. On fait souvent référence aux impédances sismiques dans chaque milieu, lP = p χ Vp et 1$ = p x Vs, qui gouvernent la propagation des ondes P et S dans les couches. Du fait des changements liés à l'exploitation pétrolière, par exemple le remplacement d'huile par de l'eau ou du gaz, les paramètres p, VP, Vs sont modifiés dans certaines couches. Il en résulte des changements d'amplitude dans les enregistrements sismiques, ainsi que des décalages temporels des traces sismiques enregistrées. L'analyse comparative des enregistrements comprend une inversion pour estimer les variations des paramètres afin de se faire une idée des niveaux de saturation dans les couches exploitées. [0004] Une méthode d'inversion utilisable pour analyser les décalages temporels dans les traces sismiques base et monitor (dépendant des variations de vitesses de propagation) en même temps que les changements d'amplitude (dépendant des variations d'impédances) est décrite dans EP 1 865 340 A1.
[0005] Une technique de sismique 3D, c'est-à-dire basée sur une seule campagne de mesures, prenant en compte des mesures faites dans des puits ("well log") est décrite dans le brevet US 5,798,982. qui mentionne aussi une extension de la technique à la sismique 4D par comparaison de blocs sismiques inversés
[0006] Un autre procédé d'analyse de données sismiques 4D, décrit dans WO 2008/140655 A1 , utilise une inversion à base de modèle ("model-based") au niveau d'un ou plusieurs puits où des logs ont été enregistrés. Le document ne décrit pas la méthode d'inversion ni la manière de paramétrer le modèle. Les résultats de l'inversion sont ensuite étendus en s'éloignant du puits, par une méthode statistique. Un calcul de corrélation est effectué pour ramener le repère de temps des enregistrements monitor sur celui des enregistrements base. Avec le modèle utilisé, la méthode cherche à estimer directement des variations de niveaux de saturation et des variations de pression dans les couches géologiques.
[0007] L'invention vise à enrichir les techniques de sismique 4D, notamment en leur faisant prendre en compte des contraintes géologiques et dynamiques.
[0008] Il est proposé un procédé d'estimation de paramètres élastiques d'une région du sous-sol suivant un réseau de positions horizontales, comprenant:
(a) mesurer, en un premier temps, des traces sismiques base associées auxdites positions horizontales;
(b) mesurer, en un deuxième temps, des traces sismiques monitor associées auxdites positions horizontales et correspondant aux traces sismiques base;
(c) obtenir une estimation des variations de paramètres élastiques entre le premier et le deuxième temps dans des couches perméables du sous- sol en au moins une position de départ du réseau, les paramètres élastiques incluant la densité et la vitesse de propagation des ondes de pression dans chacune desdites couches perméables;
(d) déterminer une frontière constituée des positions du réseau qui sont adjacentes à une position de départ;
(e) estimer, en chaque position de la frontière, les variations des paramètres élastiques dans les couches perméables et/ou les profondeurs et/ou épaisseurs desdites couches perméables par minimisation d'une fonction coût dérivée d'un modèle de propagation d'ondes sismiques rendant compte de l'évolution entre les traces sismiques base et monitor associées à ladite position de la frontière, la minimisation prenant en compte les variations estimées à la position de départ adjacente, et marquer chaque position de la frontière comme ayant été traitée;
(f) retirer de la frontière toute position où la fonction coût minimisée dépasse une valeur limite;
(g) sélectionner au moins une position de propagation dans la frontière, où la fonction coût minimisée présente au sein de la frontière une valeur minimale, puis retirer la position de propagation sélectionnée de la frontière;
(h) ajouter à la frontière chaque position du réseau non marquée comme traitée et adjacente à une position de propagation sélectionnée à l'étape (g) précédente;
(i) estimer, en chaque position ajoutée à la frontière à l'étape (h) précédente, les variations des paramètres élastiques dans les couches perméables et/ou les profondeurs et/ou épaisseurs desdites couches perméables par minimisation de la fonction coût dérivée du modèle de propagation d'ondes sismiques rendant compte de l'évolution entre les traces sismiques base et monitor associées à ladite position ajoutée à la frontière, la minimisation prenant en compte les variations estimées à la position de propagation sélectionnée, et marquer chaque position ajoutée à la frontière à l'étape (h) précédente comme ayant été traitée; (j) retirer de la frontière toute position ajoutée à l'étape (h) précédente où la fonction coût minimisée dépasse la valeur limite; et
(k) répéter à partir de l'étape (g) s'il reste dans la frontière au moins une position adjacente à une position du réseau non marquée comme traitée
[0009] La technique utilise un a priori géologique-dynamique pour estimer les paramètres 4D à l'échelle réservoir. Cette estimation est effectuée le long d'une direction prédéfinie, en général verticale. Aux positions de départ, il peut s'agir de la direction d'un puits foré dans la zone étudiée ou, dans certaines réalisations, d'une direction choisie arbitrairement sans avoir à être localisée sur un puits. Partant d'une ou plusieurs positions de départ de ce type, le processus d'inversion 4D est propagé de proche en proche en supposant implicitement qu'existe une relative continuité des paramètres estimés entre les positions adjacentes du réseau. À chaque itération, la "meilleure" position de la frontière est sélectionnée pour poursuivre la propagation et l'inversion aux nouvelles positions adjacentes est effectuée en tenant compte des valeurs trouvées pour cette "meilleure" position. Si l'inversion par minimisation de la fonction coût procure un résultat médiocre, la propagation est stoppée, ce qui traduit probablement une perte de continuité des paramètres. [0010] Il est possible, à chaque itération, de sélectionner pour la propagation plusieurs positions du réseau considérées comme les meilleures au sens de la fonction coût minimisée. Ceci permet l'accélérer les traitements, notamment lorsque plusieurs calculateurs sont mis en oeuvre en parallèle pour réaliser les inversions 4D. [0011] Lorsque les vitesses de propagation qu'il s'agit d'estimer se limitent à la vitesse de propagation des ondes de pression VP, les traces sismiques base et monitor peuvent être mesurées en envoyant des ondes sismiques sous incidence normale vers les couches sous-jacentes et en recueillant les ondes sismiques réfléchies par des interfaces entre lesdites couches. La méthode peut aussi s'étendre à l'estimation des vitesses de propagation des ondes de cisaillement dans les couches perméables, les traces sismiques base et monitor étant alors mesurées en envoyant des ondes sismiques sous incidence non normale vers les couches sous-jacentes et en recueillant les ondes sismiques réfléchies par les interfaces entre lesdites couches. Les paramètres élastiques dont on teste les variations peuvent aussi inclure la position, le long de ladite direction, d'au moins une interface délimitant l'une desdites couches perméables.
[0012] Dans un mode de réalisation du procédé, plusieurs hypothèses de variation des paramètres élastiques dans les couches perméables et/ou de profondeurs et/ou d'épaisseurs de ces couches perméables sont définies en une position de la frontière à partir des variations estimées à la position de départ ou de propagation adjacente à cette position de la frontière. La minimisation de la fonction coût à l'étape (e) ou (i) d'estimation, en cette position de la frontière, des variations des paramètres élastiques dans les couches perméables et/ou des profondeurs et/ou des épaisseurs desdites couches perméables peut alors comprendre, pour chacune des hypothèses:
• estimer une perturbation en amplitude de la trace sismique base mesurée associée à ladite position de la frontière par suite de la variation des paramètres élastiques et des changements de profondeurs et/ou d'épaisseurs conformes à ladite hypothèse;
· calculer une pseudo-trace sismique en combinant l'une des traces sismiques mesurées associées à la position de la frontière avec la perturbation en amplitude estimée; et
• comparer, sur une même échelle de temps, l'autre des traces sismiques mesurées associées à la position de la frontière à la pseudo-trace sismique calculée pour évaluer la fonction coût.
La variation des paramètres élastiques et/ou les profondeurs et/ou les épaisseurs des couches perméables peuvent alors être estimées conformément à une hypothèse pour laquelle la fonction coût évaluée est minimale.
[0013] En particulier, la perturbation en amplitude peut être estimée en fonction de variations d'impédance dans les couches perméables, déduites de l'hypothèse de variation des paramètres élastiques, et d'une ondelette représentative d'un signal sismique incident.
[0014] Lorsque la trace sismique mesurée combinée avec la perturbation en amplitude estimée pour le calcul de la pseudo-trace sismique est typiquement la trace sismique monitor mesurée, la combinaison peut comprendre:
- modifier l'échelle de temps de la trace sismique monitor mesurée pour tenir compte de la variation de vitesse de propagation des ondes sismiques conforme à l'hypothèse de variation de paramètres élastiques; et
- soustraire la perturbation en amplitude estimée de la trace sismique monitor mesurée modifiée.
[0015] Aux positions de départ du réseau, les variations de paramètres élastiques sont typiquement prises en compte dans des couches perméables le long d'un puits foré dans le sous-sol. Les couches perméables peuvent être positionnées le long de la direction de forage du puits, à partir de mesures (logs) effectuées dans le puits. Une autre possibilité, si le puits est en exploitation, est de définir les positions des couches perméables le long du puits à partir de positions de percements réalisés dans un tubage du puits. [0016] Pour un puits en exploitation, il est courant d'avoir à disposition une grille réservoir servant aux ingénieurs réservoir pour prévoir la production. Une grille réservoir est construite par une technique de géomodélisation à partir d'informations structurales dérivées des enregistrements sismiques et des puits. Cette grille est remplie avec les propriétés physiques des roches, notamment la perméabilité et la porosité, calibrées sur les données de puits. Typiquement, un certain nombre de puits sont forés dans la zone mise en exploitation, et les données issues des logs sont interpolées entre puits pour établir une première grille qui est ensuite affinée à l'aide des enregistrements sismiques. Dans le contexte de la présente invention, la grille réservoir peut être utilisée pour fournir l'a priori géologique exploité dans l'inversion 4D. Cet a priori géologique est fourni à proximité du puits mais aussi en s'éloignant de celui-ci pour faciliter le processus de propagation de la méthode d'inversion. Par ailleurs, les valeurs de profondeurs et/ou d'épaisseurs des couches perméables, qui sont déterminées par la propagation de l'inversion des données 4D dans certaines réalisations du procédé, permettent d'affiner la géométrie de la grille réservoir.
[0017] L'étape (c) d'obtention d'une estimation des variations de paramètres élastiques entre le premier et le deuxième temps dans des couches perméables du sous-sol en une position de départ donnée par la position d'un puits peut comprendre:
- faire des hypothèses de variation des paramètres élastiques dans des couches perméables de positions prédéfinies le long du puits entre le premier et le deuxième temps;
- évaluer numériquement une capacité de chaque hypothèse de variation de paramètres élastiques à rendre compte d'une évolution entre les traces sismiques base et monitor mesurées associées à ladite position de départ;
- estimer la variation des paramètres élastiques conformément à une hypothèse ayant une capacité évaluée optimale.
[0018] Une façon d'évaluer numériquement la capacité d'une hypothèse de variation de paramètres élastiques à rendre compte de l'évolution entre les traces sismiques base et monitor mesurées associées à la position de départ donnée par la position d'un puits consiste à:
- calculer une trace sismique base simulée à partir d'une ondelette représentative d'un signal sismique incident et de valeurs des paramètres élastiques mesurées au niveau du puits dans le premier temps;
- obtenir des valeurs des paramètres élastiques au niveau du puits pour le deuxième temps à partir des valeurs mesurées au niveau du puits dans le premier temps et de l'hypothèse de variation;
- calculer une trace sismique monitor simulée à partir de l'ondelette et des valeurs des paramètres élastiques au niveau du puits obtenues pour le deuxième temps; et - comparer la différence entre les traces sismiques base et monitor mesurées associées à la position de départ à la différence entre les traces sismiques base et monitor mesurées simulées.
[0019] Une autre façon d'évaluer cette capacité consiste à:
- obtenir des valeurs des paramètres élastiques au niveau du puits pour le deuxième temps à partir de valeurs des paramètres élastiques mesurées au niveau du puits dans le premier temps et de l'hypothèse de variation;
- estimer une perturbation en amplitude de la trace sismique base mesurée par suite d'un passage des paramètres élastiques au niveau du puits des valeurs mesurées dans le premier temps aux valeurs obtenues pour le deuxième temps;
- calculer une pseudo-trace sismique en combinant l'une des traces sismiques mesurées associées à la position de départ avec la perturbation en amplitude estimée; et
- comparer, sur une même échelle de temps, l'autre des traces sismiques mesurées associées à la position de départ à la pseudo-trace sismique calculée.
[0020] Pour estimer la perturbation en amplitude, une possibilité est de:
- calculer une trace sismique base simulée à partir d'une ondelette représentative d'un signal sismique incident et des valeurs des paramètres élastiques mesurées au niveau du puits (10) dans le premier temps;
- calculer une trace sismique monitor simulée à partir de ladite ondelette et des valeurs des paramètres élastiques au niveau du puits obtenues pour le deuxième temps, les traces sismiques base et monitor simulées étant calculées avec une même loi de conversion profondeur-temps; et
- soustraire la trace sismique base simulée de la trace sismique monitor simulée pour obtenir la perturbation en amplitude estimée.
[0021] D'autres particularités et avantages de la présente invention apparaîtront dans la description ci-après d'un exemple de réalisation non limitatif, en référence aux dessins annexés, dans lesquels : - la figure 1 est un schéma illustrant un mode de mesures sismiques à proximité d'un puits;
- la figure 2 est un diagramme illustrant la synthèse d'une trace sismique à partir de mesures effectuées dans un puits (Iogs);
- la figure 3 est un diagramme illustrant l'évolution d'une trace sismique base vers une trace sismique monitor en fonction d'une hypothèse de variation de la densité et de la vitesse de propagation des ondes de pression dans des couches perméables le long du puits;
- la figure 4 est un diagramme illustrant un premier mode de réalisation du procédé d'estimation de paramètres élastiques au niveau d'un puits;
- les figures 5 et 6 sont des diagrammes illustrant deux autres modes de réalisation du procédé;
- la figure 7 est un schéma illustrant un autre mode d'acquisition d'une trace sismique exploitable dans une réalisation du procédé;
- les figures 8A et 8B sont des schémas d'un exemple de maillage d'une zone étudiée du sous-sol, illustrant un mode de réalisation du procédé selon l'invention à deux degrés d'avancement;
- la figure 9 est un organigramme de ce procédé, montrant les étapes de traitement exécutées par un ordinateur programmé pour sa mise en œuvre.
[0022] La figure 1 illustre une zone d'exploitation pétrolière où un puits 10 a été foré. Ce puits 10 traverse des couches, représentées très schématiquement sur la figure 1 , ayant des paramètres élastiques variables.
[0023] Avant la mise en place du tubage du puits, un certain nombre de mesures (Iogs) ont été réalisées dans celui-ci afin de connaître, avec une résolution de l'ordre de quelques dizaines de centimètres, les valeurs de différents paramètres physiques des roches traversées par le puits. Ces paramètres incluent notamment la porosité, la perméabilité, la densité et la vitesse de propagation des ondes de pression. La partie gauche de la figure 2 montre un exemple d'enregistrement de la vitesse VP de propagation des ondes de pression et de la densité p des formations rocheuses en fonction de la profondeur le long du puits.
[0024] Lors d'une campagne de mesures sismiques dans la région considérée, une source d'ondes sismiques 1 1 est successivement placée à différents endroits en surface, ou dans la mer dans le cas d'une zone offshore, et un ou plusieurs détecteurs d'ondes sismiques 12 recueillent les ondes sismiques provenant de la source 1 qui se sont réfléchies sur les interfaces entre les couches géologiques rencontrées. La figure 1 illustre le cas particulier où la source 11 et le détecteur 12 sont placés à proximité immédiate du puits 10 afin d'enregistrer des ondes sismiques qui se sont propagées verticalement le long du puits avec une incidence approximativement normale sur les interfaces entre couches.
[0025] Dans cette configuration, l'amplitude du signal sismique recueilli par le détecteur 12 est modélisable par une convolution de l'impédance sismique lp = pxVp relative aux ondes de pression avec une ondelette w(t) représentant la forme d'onde du signal émis par la source 11 :
Â(t) =∑ p(x).VP(x).w(t - τ) = lp (t) * w(t) (1 ) τ
[0026] Cette modélisation est illustrée par la figure 2 où la première étape consiste à convertir les logs VP(z), p(z) obtenus en fonction de la profondeur dans le puits en logs VP(t), p(t) exprimés en fonction du temps de propagation des ondes pour pouvoir être convolués selon (1). La loi de conversion profondeur-temps utilisée pour cela est directement déduite de l'évolution de la vitesse Vp le long du puits. La convolution de l'impédance lp = pxVp par rondelette W(t) permet de synthétiser une trace sismique Â(t) représentée en partie droite de la figure 2. [0027] En général, on peut disposer du profil des paramètres Vp et p le long du puits à l'aide des logs initialement effectués, c'est-à-dire dans le temps base. Mais dans le temps monitor de la sismique 4D (typiquement quelques années après le temps base), on n'accède plus à la paroi du puits pour pouvoir y mesurer les valeurs de Vp et p qui ont pu évoluer en raison de l'exploitation. [0028] Cependant, on est capable de formuler des hypothèses sur les variations AVP et Δρ des paramètres entre le temps base et le temps monitor et de tester la capacité de ces hypothèses de variation à rendre compte des modifications des traces sismiques enregistrées dans des conditions semblables au temps base et au temps monitor. Il est commode d'exprimer ces variations de paramètres de manière relative, c'est-à-dire sous la forme AVp/Vp et Δρ/ρ.
[0029] En général, ce sont dans les couches perméables rencontrées le long du puits que les paramètres Vp et p auront évolué de la manière la plus significative car c'est dans ces couches que l'huile extraite du sous-sol s'écoule lors de l'exploitation. Sur la partie gauche de la figure 3, on a représenté deux couches perméables 20, 30 dans lesquelles la vitesse VP et la densité p ont pu évoluer entre le temps base et le temps monitor, une hypothèse de variation AVp/Vp et Δρ/ρ étant indiquée dans ces couches (en pratique, le nombre de ces couches est bien supérieur à 2). On est alors capable de synthétiser une trace sismique base simulée ÂB(t) et une trace sismique monitor simulée
ÂM(t) :
Figure imgf000013_0001
τ
ÂM(t) =∑[ρ(τ) + Δρ(τ)].[νΡ(τ) + AVP(x)].w(t - τ)
τ =∑ ρ(τ).νΡ(τ).[1 + ^ (τ)].[1 + ^ (t)].w(t - τ) (3)
P VP
[0030] Le changement de la densité p et de la vitesse VP consécutif à la production pétrolière a deux effets sur la modélisation:
- un changement dans la relation profondeur-temps utilisée pour la conversion des logs p(z) -> p(t) et VP(z) -> VP(t);
- un changement d'amplitude dû au changement d'impédance comme l'indique la formule (3) ci-dessus. [0031] À partir de ces expressions (2) et (3), on peut vérifier si l'hypothèse de variation AVp/Vp et Δρ/ρ rend bien compte de l'évolution observée entre deux traces sismiques AB(t), AM(t) successivement mesurées au temps base et au temps monitor. [0032] La figure 4 illustre une première manière de procéder à cette vérification. La partie gauche de la figure 4 montre les logs Vp(t) et p(t) mesurés en fonction de la profondeur au temps base et convertis pour être exprimés en fonction du temps de propagation, ainsi que plusieurs hypothèses ΔΝ ρΛ/ρ, Δρ/ρ de variation des paramètres dans les couches perméables 20, 30.
[0033] Par le mécanisme illustré par la figure 3, on obtient des traces sismiques simulées base et monitor ÂB(t), ÂM(t), puis on calcule leur différence
AÂ(t) = Â (t) - ÂB(t). Cette différence AÂ(t) est comparée à la différence
ΔΑ(ί) = AAM(t) - AB(t) entre les traces base et monitor mesurées. La différence AÂ(t) - AA(t) est minimisée en fonction des hypothèses de variation AVpA/p,
Δρ/ρ afin de sélectionner l'hypothèse qui rend compte au mieux de l'évolution de la trace sismique. L'optimisation peut consister à balayer un grand nombre d'hypothèses AVpA/p, Δρ/ρ et à retenir celle qui fournit la plus petite valeur moyenne de |AÂ(t) - (t)| ou [AÂ(\) - (t)]2, ou qui minimise une autre mesure de distance entre AÂ(t) et ΔΑ(ί). Une autre possibilité est de sélectionner une hypothèse Δ\ ρΛ ρ Δρ/ρ dès lors que la moyenne temporelle de |ΔΑ(ί) - (t)| est inférieure à un seuil prédéfini.
[0034] Divers algorithmes de minimisation peuvent être appliqués, par exemple des algorithmes génétiques ou de recuit simulé, qui ne nécessitent pas de calcul de gradients et ne se trouvent pas piégés dans des minima locaux.
[0035] La fonction coût |ΔΑ-ΔΑ| n'est pas nécessairement la meilleure pour réaliser l'optimisation dans la mesure où la trace base synthétique a souvent une allure assez différente de la trace base mesurée. En pratique, il est souvent plus approprié de transformer l'une des traces mesurées dans le référentiel de l'autre trace pour chaque hypothèse de variation avant de procéder à un calcul de distance entre ces deux traces.
[0036] Un tel mode de réalisation est illustré par la figure 5, où on voit en partie gauche des logs VP(t), p(t) en fonction du temps et une hypothèse ΔΝ/ρΛ/ρ, Δρ/ρ de variation des paramètres dans les couches perméables 20, 30. La figure 5 montre également une trace sismique base AB(t) mesurée avant la mise en production du puits.
[0037] A partir des logs VP(z) et p(z) et des hypothèses de variation AVp/Vp, Δρ/ρ, une trace synthétique base ÂB(t) et une trace synthétique monitor base ÂM(t) sont calculées en appliquant les formules (2) et (3) ci- dessus. Toutefois, avant d'appliquer la formule (3), on utilise la loi de conversion profondeur-temps applicable au temps base (courbe 15 sur le diagramme z, t de la figure 5) pour convertir les valeurs Vp (z).[1 + ^^-(z)] ,
Vp
Δρ
ρ(ζ).[1 +— (z)] exprimées en fonction de la profondeur en valeurs
P
VP(t).[1 + ^^- (t)] , p(t).[1 +— (t)] exprimées en fonction du temps de
VP p
propagation. La différence AÂ(t) = ÂM(t) - ÂB(t) entre les deux traces synthétiques est alors calculée dans le référentiel temporel de la base. Cette différence AÂ(t) est alors ajoutée à la trace sismique base mesurée AB(t) pour obtenir une première pseudo-trace monitor A'M(t) représentée sur la figure 5: A'M(t) = AB(t) + AÂ(t).
[0038] Cette pseudo-trace A'M(t) est exprimée dans le référentiel temporel du temps base. L'échelle de temps doit être modifiée pour ramener la pseudotrace dans le référentiel temporel du temps monitor et obtenir ainsi une deuxième pseudo-trace A"M(t) représentée en partie droite de la figure 5. Le changement d'échelle temporelle est effectué de manière à compenser la différence entre la loi de conversion profondeur-temps applicable au temps base (courbe 15) et la loi de conversion profondeur-temps applicable au temps monitor (courbe 16).
[0039] Dans le mode de réalisation de la figure 5, l'optimisation utilise une fonction coût donnée par la différence entre la trace sismique monitor mesurée AM(t) et la pseudo-trace sismique A"M(t) calculée de la manière précédemment décrite, par exemple la somme des carrés ou la somme des valeurs absolues de cette différence.
[0040] Il doit être observé qu'il existe plusieurs manières de ramener l'une des traces dans le référentiel de l'autre en tenant compte d'une hypothèse de variation des paramètres afin de réaliser l'optimisation. Un mode de réalisation avantageux part de la trace sismique monitor mesurée pour la ramener dans le référentiel de la trace sismique base. En particulier, on peut commencer par modifier l'échelle temporelle de la trace sismique monitor mesurée AM(t) pour la ramener à l'échelle applicable au temps base (compensation de la différence entre les courbes 15 et 16). Ensuite, on soustrait de la pseudo-trace obtenue la différence AÂ(t) calculée comme précédemment pour obtenir une pseudo trace A"B(t) exprimée dans le référentiel temporel associé au temps base. La fonction coût intervenant dans l'optimisation est alors donnée par la différence entre cette pseudo-trace A"B(t) et la trace sismique base mesurée AB(t). [0041] La figure 6 illustre une variante de réalisation mettant en oeuvre une méthode approchée inspirée de celle de la figure 5. Dans cette méthode approchée, il n'est pas pris en considération de log mesuré. En conséquence, cette méthode est applicable indépendamment d'un puits. Elle est notamment applicable pour rechercher l'évolution des paramètres Vp, p dans des couches géologiques dont le positionnement le long d'une direction typiquement verticale est déterminé en fonction de la grille réservoir déterminée pour l'exploitation de la zone considérée.
[0042] Dans la méthode illustrée par la figure 6, la modification AÂ(t) de la trace sismique base exprimée dans le référentiel du temps base n'est pas calculée à partir de logs mesurés à l'aide des formules (2) et (3) ci-dessus. Elle est exprimée directement en fonction de la variation d'impédance Alp/lp correspondant à l'hypothèse de variation de la vitesse de propagation VP et de la densité p:
Δΐρ/Ιρ « AVp/Vp + Δρ/ρ (4) [0043] La variation relative d'amplitude ΔΑ/Α est estimée de manière approchée comme étant proportionnelle à la variation relative d'impédance ΔΙρ/Ιρ, le coefficient de proportionnalité étant l'amplitude de ondelette w(t) représentant le signal sismique incident.
[0044] A partir de la perturbation AÂ(t) calculée de manière approximative, la méthode illustrée par la figure 6 poursuit en calculant une première pseudotrace monitor Α'Μ(Ϊ) = Αβ(ί) + AÂ(t). Comme dans la méthode illustrée par la figure 5, une deuxième pseudo-trace A"M(Î) est calculée par changement d'échelle temporelle pour être comparée à la trace sismique monitor mesurée AM(t). Le résultat de la comparaison sert alors de fonction coût pour l'optimisation.
[0045] Sur la figure 6, la trace 18 représentée en pointillés correspond à la première pseudo-trace A' (t) calculée sans approximation de la manière décrite en référence à la figure 5. On voit que la pseudo-trace approchée diffère légèrement de celle-ci auprès des bords des couches perméables. [0046] Dans le cas où les ondes sismiques sont envoyées sous incidence normale vers les couches étudiées et sont recueillies sans décalage latéral (offset) significatif entre la source 1 1 et le détecteur 12, la vitesse de propagation des ondes de pression VP et la densité p suffisent à modéliser la propagation des ondes captées par le détecteur 12. [0047] Le procédé décrit ci-dessus est également applicable dans le cas où un offset existe entre la source 1 1 et le détecteur 12 comme représenté sur la figure 7.
[0048] Dans ce dernier cas, la variation d'impédance ΔΙΡ/ΙΡ intervenant dans la méthode approchée illustrée par la figure 6 dépend également de la vitesse de propagation des ondes de cisaillement Vs par l'intermédiaire de l'angle Θ d'incidence de l'onde sur l'interface:
Δΐρ/Ιρ = Δρ/ρ + [AVp/Vp]/cos20 - (2VS/VP)2.[2AVS/VS + Ap/p].sin26 (5) [0049] On voit alors qu'il est possible d'inclure la vitesse Vs de propagation des ondes de cisaillement dans les paramètres élastiques pris en compte dans les hypothèses de variation. Le procédé donne donc accès à des estimations de la vitesse Vs. Une possibilité est d'évaluer VP et p dans une première étape à partir de traces sismiques enregistrées sous incidence normale (figure 1), et de faire ensuite des hypothèses de variation du seul paramètres Vs pour réaliser l'optimisation en fonction de ce paramètre dans une deuxième étape à partir de traces sismiques enregistrées avec offset.
[0050] Le procédé décrit ci-dessus dans différents modes de réalisation tire parti d'informations géophysiques (les traces sismiques) et d'information communément disponibles aux ingénieurs réservoirs (la modélisation en couches du sous-sol). Elle procure un nouveau mode d'analyse des données sismiques 4D permettant de prendre en compte des informations a priori sur le comportement géologique et dynamique de la zone étudiée.
[0051] Le procédé décrit ci-dessus en référence aux figures 1 à 7 dans plusieurs variantes est une manière d'estimer de paramètres élastiques au niveau d'un puits ou d'une position horizontale non nécessairement matérialisée par un puits. Une position de ce type peut constituer une position de départ pour un processus suivant de propagation de l'inversion 4D. Pour cela, on utilise un réseau de positions horizontales, par exemple un réseau carré comme illustré par les figures 8A-B, formant un maillage en surface de la zone étudiée du sous-sol. Une distance typique entre positions adjacentes d'un tel réseau est de l'ordre de 5 à 200 mètres.
[0052] On considère qu'une trace sismique base et une trace sismique monitor ont été mesurées lors des deux campagnes de mesure successives pour chaque position horizontale du réseau maillé, ce réseau étant typiquement construit en fonction des positions des sources et récepteurs lors des mesures. Pour la recherche des seuls paramètres p et VP, les traces considérées sont à offset nul. Un offset non nul intervient dans le cas où on recherche aussi le paramètre ν$, comme discuté précédemment en référence à la figure 7.
[0053] Sur la figure 8A, on a fait apparaître à titre d'exemple deux positions de départ où des puits ont été forés, qui sont repérées par des points noirs sur le dessin. Ces positions de départ constituent des graines pour l'algorithme de propagation. En chacune de ces deux positions de départ du réseau, une estimation des variations de paramètres élastiques p, VP (voire Vs) dans les couches perméables sous-jacentes entre le temps base et le temps monitor est obtenue à l'étape 50 de la figure 9, par exemple selon l'une des méthodes décrites en référence aux figures 4 à 6. On observera que la propagation peut aussi partir d'une seule graine ou de plus de deux graines. [0054] À l'étape suivante 51 , les positions du réseau qui sont adjacentes à une position de départ sont prises en compte pour former un ensemble de positions F ci-après appelé "frontière". La frontière F correspond aux positions représentées hachurées sur la figure 8A.
[0055] Puis, en chaque position de cette frontière, les variations des paramètres élastiques dans les couches perméables sont estimées à l'étape 52 d'inversion 4D. L'estimation peut en outre porter sur les profondeurs et/ou épaisseurs des couches perméables aux positions horizontales considérées. Elle procède par minimisation d'une fonction coût dérivée du modèle de propagation d'ondes sismiques rendant compte de l'évolution entre les traces sismiques base et monitor associées à la position considérée de la frontière. Cette fonction coût est de préférence calculée de la manière décrite précédemment en référence à la figure 6 pour une hypothèse de variation Δρ, AVp à laquelle on peut adjoindre des changements de positions des interfaces entre couches, c'est-à-dire des variations spatiales de profondeur et/ou d'épaisseur. Elle est alors donnée par la somme des carrés ou la somme des valeurs absolues de la différence entre la trace sismique monitor mesurée AM(t) à la position courante de la frontière et une pseudo-trace sismique A"M(t) déterminée à l'aide des variations d'impédances selon (4) ou (5) dans les différentes couches.
[0056] La minimisation effectuée à l'étape 52 en une position de la frontière F considère des hypothèses de variation des paramètres qui sont fonction des variations estimées à la position de départ adjacente à cette position de F. On n'explore que des plages de variation restreintes autour des valeurs résultant de la minimisation qui a été opérée à l'étape 50 à la position de départ adjacente, et des changements restreints de profondeur et d'épaisseur des couches perméables par rapport aux valeurs de profondeur et d'épaisseur prises en compte ou déterminées à la position de départ adjacente. Ceci suppose une relative continuité dans les valeurs des paramètres lorsqu'on se déplace latéralement. En d'autres termes, on considère que les couches rocheuses forment des corps géologiques ("geobodies") relativement homogènes, d'étendue significative et de forme assez régulière.
[0057] À l'étape 53, chaque position de la frontière F qui a été traitée à l'étape 52 précédente est marquée pour que l'inversion sismique n'y soit pas répétée ultérieurement. Les positions marquées sont celles qui ne sont pas vierges sur les figures 8A et 8B. [0058] Puis à l'étape de filtrage 54, le procédé vérifie s'il y a une ou plusieurs positions dans la frontière F où la fonction coût minimisée à l'étape 52 dépasse une valeur limite prédéfinie. Si une telle position est détectée, elle est retirée de F pour la suite des traitements. La valeur limite est de préférence choisie en fonction de la valeur qu'avait la fonction coût à la position de départ adjacente à la position considérée dans F (par exemple trois fois cette valeur), ou en fonction de la plus petite valeur qu'avait la fonction aux différentes positions de départ, le cas échéant. Les positions qui ont été enlevées de la frontière lors d'une étape de filtrage sont repérées par le symbole "χ" dans l'exemple de la figure 8B. [0059] Le procédé comporte ensuite un processus itératif de propagation de la frontière pour estimer de proche en proche les paramètres aux différentes positions du réseau.
[0060] Dans ce processus itératif, l'étape 55 consiste à sélectionner, parmi les positions de la frontière F, une position de propagation pour laquelle la fonction coût minimisée à l'étape 52 présente la plus petite valeur. Dans l'exemple de la figure 8B, la position de propagation sélectionnée est celle représentée par des hachures croisées. Cette position est a priori la plus fiable pour poursuivre la propagation du processus d'inversion 4D. A l'étape 55, la position sélectionnée est en outre retirée de la frontière F. Les positions ainsi retirées après avoir été sélectionnées pour la propagation sont repérées par un cercle "O" sur la figure 8B.
[0061] Après l'étape 55, un test 56 est effectué pour déterminer s'il reste dans le réseau une ou plusieurs positions non marquées adjacentes à la position de propagation qui vient d'être sélectionnée. S'il reste une ou plusieurs positions de ce type, elles sont ajoutées à la frontière F à l'étape 57 (positions repérées par le symbole "+" sur la figure 8B).
[0062] Après l'étape 57, le processus itératif revient à l'étape 52 pour réaliser l'inversion 4D aux positions "+" qui viennent d'être ajoutées à la frontière F. Puis les étapes 53-56 précédemment décrites s'enchaînent à nouveau, en ne marquant que les positions nouvellement ajoutées à F et en ne soumettant que ces nouvelles positions au filtrage 54.
[0063] Quand le test 56 ne révèle aucune position non marquée du réseau adjacente à la position de propagation sélectionnée à l'étape 55 qui précède, il est procédé à un autre test 58 pour déterminer s'il reste des positions dans la frontière F (positions hachurées sur la figure 8B). Si F n'est pas vide, le processus revient à l'étape 55 pour sélectionner une autre position de propagation sur la frontière F. S'il n'y a plus de position dans la frontière (F = 0), le processus de propagation se termine.
[0064] L'algorithme de propagation décrit ci-dessus permet de proche en proche d'évaluer les paramètres élastiques et/ou la géométrie des couches. La propagation s'effectue de manière à conserver les meilleurs résultats possibles pour l'inversion avec des perturbations limitées du modèle. La propagation s'arrête lorsque l'hypothèse de relative continuité des valeurs des paramètres n'est plus en accord avec les mesures.
[0065] On comprendra que l'invention n'est pas limitée aux modes de réalisation particuliers qui ont été décrits ci-dessus, de nombreuses variantes pouvant être conçues sans sortir de la portée définie par les revendications jointes.
[0066] Par exemple, on peut contraindre l'algorithme, lors de l'inversion 4D, à respecter des couches prédéfinies comme par exemple des couches dont les positions sont données par une grille réservoir. Cette contrainte peut être dure (la géométrie de la grille est fixe et seules des variations des paramètres élastiques p, AVp et/ou AVS sont testées à l'étape 52) ou molle (on autorise une perturbation de la géométrie de la grille en jouant sur les épaisseurs et/ou profondeurs des couches). Dans ce dernier cas, la géométrie de la grille réservoir est ajustée en fonction de profondeurs et/ou épaisseurs de couches estimées à l'étape 52.

Claims

R E V E N D I C A T I O N S
1. Procédé d'estimation de paramètres élastiques d'une région du sous-sol maillée suivant un réseau de positions horizontales, le procédé comprenant:
(a) mesurer, en un premier temps, des traces sismiques base associées auxdites positions horizontales;
(b) mesurer, en un deuxième temps, des traces sismiques monitor associées auxdites positions horizontales et correspondant aux traces sismiques base;
(c) obtenir une estimation des variations de paramètres élastiques entre le premier et le deuxième temps dans des couches perméables du sous- sol en au moins une position de départ du réseau, les paramètres élastiques incluant la densité (p) et la vitesse de propagation des ondes de pression (Vp) dans chacune desdites couches perméables;
(d) déterminer une frontière constituée des positions du réseau qui sont adjacentes à une position de départ;
(e) estimer, en chaque position de la frontière, les variations des paramètres élastiques dans les couches perméables et/ou les profondeurs et/ou épaisseurs desdites couches perméables par minimisation d'une fonction coût dérivée d'un modèle de propagation d'ondes sismiques rendant compte de l'évolution entre les traces sismiques base et monitor associées à ladite position de la frontière, la minimisation prenant en compte les variations estimées à la position de départ adjacente, et marquer chaque position de la frontière comme ayant été traitée;
(f) retirer de la frontière toute position où la fonction coût minimisée dépasse une valeur limite;
(g) sélectionner au moins une position de propagation dans la frontière, où la fonction coût minimisée présente au sein de la frontière une valeur minimale, puis retirer la position de propagation sélectionnée de la frontière;
(h) ajouter à la frontière chaque position du réseau non marquée comme traitée et adjacente à une position de propagation sélectionnée à l'étape (g) précédente;
(i) estimer, en chaque position ajoutée à la frontière à l'étape (h) précédente, les variations des paramètres élastiques dans les couches perméables et/ou les profondeurs et/ou épaisseurs desdites couches perméables par minimisation de la fonction coût dérivée du modèle de propagation d'ondes sismiques rendant compte de l'évolution entre les traces sismiques base et monitor associées à ladite position ajoutée à la frontière, la minimisation prenant en compte les variations estimées à la position de propagation sélectionnée, et marquer chaque position ajoutée à la frontière à l'étape (h) précédente comme ayant été traitée; (j) retirer de la frontière toute position ajoutée à l'étape (h) précédente où la fonction coût minimisée dépasse la valeur limite; et
(k) répéter à partir de l'étape (g) s'il reste dans la frontière au moins une position adjacente à une position du réseau non marquée comme traitée
2. Procédé selon la revendication 1 , dans lequel les traces sismiques base et monitor sont mesurées en envoyant des ondes sismiques sous incidence normale vers des couches du sous-sol et en recueillant les ondes sismiques réfléchies par des interfaces entre lesdites couches.
3. Procédé selon la revendication 1 , dans lequel les traces sismiques base et monitor sont mesurées en envoyant des ondes sismiques sous incidence non normale vers des couches du sous-sol et en recueillant les ondes sismiques réfléchies par les interfaces entre lesdites couches, et dans lequel les paramètres élastiques incluent en outre la vitesse de propagation des ondes de cisaillement (Vs) dans les couches perméables le long de ladite direction.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel plusieurs hypothèses de variation des paramètres élastiques dans les couches perméables et/ou de profondeurs et/ou d'épaisseurs desdites couches perméables sont définies en une position de la frontière à partir des variations estimées à la position de départ ou de propagation adjacente à ladite position de la frontière, et dans lequel la minimisation de la fonction coût à l'étape (e) ou (i) d'estimation, en ladite position de la frontière, des variations des paramètres élastiques dans les couches perméables et/ou des profondeurs et/ou des épaisseurs desdites couches perméables comprend:
- pour chacune desdites hypothèses:
• estimer une perturbation en amplitude de la trace sismique base mesurée associée à ladite position de la frontière par suite de la variation des paramètres élastiques et des changements de profondeurs et/ou d'épaisseurs conformes à ladite hypothèse;
• calculer une pseudo-trace sismique en combinant l'une des traces sismiques mesurées associées à la position de la frontière avec la perturbation en amplitude estimée; et
• comparer, sur une même échelle de temps, l'autre des traces sismiques mesurées associées à la position de la frontière à la pseudo-trace sismique calculée pour évaluer la fonction coût;
- estimer la variation des paramètres élastiques et/ou les profondeurs et/ou les épaisseurs desdites couches perméables conformément à une hypothèse pour laquelle la fonction coût évaluée est minimale.
5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la perturbation en amplitude est estimée en fonction de variations d'impédance dans lesdites couches perméables, déduites de l'hypothèse de variation des paramètres élastiques, et d'une ondelette représentative d'un signal sismique incident.
6. Procédé selon la revendication 4 ou 5, dans lequel la trace sismique mesurée combinée avec la perturbation en amplitude estimée pour le calcul de la pseudo-trace sismique est la trace sismique monitor mesurée, la combinaison comprenant:
- modifier l'échelle de temps de la trace sismique monitor mesurée pour tenir compte de la variation de vitesse de propagation des ondes sismiques conforme à l'hypothèse de variation de paramètres élastiques; et
- soustraire la perturbation en amplitude estimée de la trace sismique monitor mesurée modifiée.
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel au moins une position de départ du réseau est donnée par la position d'un puits (10) foré dans le sous-sol.
8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel l'étape (c) d'obtention d'une estimation des variations de paramètres élastiques entre le premier et le deuxième temps dans des couches perméables du sous-sol en une position de départ donnée par la position d'un puits (10) comprend:
- faire des hypothèses de variation des paramètres élastiques dans des couches perméables de positions prédéfinies le long du puits entre le premier et le deuxième temps;
- évaluer numériquement une capacité de chaque hypothèse de variation de paramètres élastiques à rendre compte d'une évolution entre les traces sismiques base et monitor mesurées associées à ladite position de départ;
- estimer la variation des paramètres élastiques conformément à une hypothèse ayant une capacité évaluée optimale.
9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel l'évaluation numérique de la capacité d'une hypothèse de variation de paramètres élastiques à rendre compte de l'évolution entre les traces sismiques base et monitor mesurées associées à la position de départ comprend: - calculer une trace sismique base simulée à partir d'une ondelette représentative d'un signal sismique incident et de valeurs des paramètres élastiques mesurées au niveau du puits (10) dans le premier temps;
- obtenir des valeurs des paramètres élastiques au niveau du puits pour le deuxième temps à partir des valeurs mesurées au niveau du puits dans le premier temps et de ladite hypothèse de variation;
- calculer une trace sismique monitor simulée à partir de ladite ondelette et des valeurs des paramètres élastiques au niveau du puits obtenues pour le deuxième temps; et
- comparer la différence entre les traces sismiques base et monitor mesurées associées à la position de départ à la différence entre les traces sismiques base et monitor mesurées simulées.
10. Procédé selon la revendication 8, dans lequel l'évaluation numérique de la capacité d'une hypothèse de variation de paramètres élastiques à rendre compte de l'évolution entre les traces sismiques base et monitor mesurées associées à la position de départ comprend:
- obtenir des valeurs des paramètres élastiques au niveau du puits (10) pour le deuxième temps à partir de valeurs des paramètres élastiques mesurées au niveau du puits dans le premier temps et de ladite hypothèse de variation;
- estimer une perturbation en amplitude de ladite trace sismique base mesurée par suite d'un passage des paramètres élastiques au niveau du puits des valeurs mesurées dans le premier temps aux valeurs obtenues pour le deuxième temps;
- calculer une pseudo-trace sismique en combinant l'une des traces sismiques mesurées associées à la position de départ avec la perturbation en amplitude estimée; et
- comparer, sur une même échelle de temps, l'autre des traces sismiques mesurées associées à la position de départ à la pseudo-trace sismique calculée.
1 1. Procédé selon la revendication 10, dans lequel l'estimation de la perturbation en amplitude comprend:
- calculer une trace sismique base simulée à partir d'une ondelette représentative d'un signal sismique incident et des valeurs des paramètres élastiques mesurées au niveau du puits (10) dans le premier temps;
- calculer une trace sismique monitor simulée à partir de ladite ondelette et des valeurs des paramètres élastiques au niveau du puits obtenues pour le deuxième temps, les traces sismiques base et monitor simulées étant calculées avec une même loi de conversion profondeur-temps; et
- soustraire la trace sismique base simulée de la trace sismique monitor simulée pour obtenir la perturbation en amplitude estimée.
12. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 11 , dans lequel les couches perméables sont localisées à partir d'une grille réservoir.
13. Procédé selon la revendication 12, dans lequel la géométrie de la grille réservoir est ajustée en fonction de profondeurs et/ou épaisseurs de couches estimées à l'étape (e) ou (i).
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