WO2013149623A1 - Methode pour evaluer quantitativement la tortuosite fluide et les caracteristiques du solide et des fluides dans un reservoir heterogene - Google Patents
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Definitions
- a method for quantitatively evaluating the fluid tortuosity and the characteristics of the solid and fluids in a heterogeneous reservoir is provided.
- the present invention relates to the field of heterogeneous reservoir characterization at the well.
- the invention relates to a method for quantitatively evaluating fluid tortuosity, permeability and grain size in heterogeneous oil reservoirs.
- the method also makes it possible to evaluate the same parameters at the reservoir scale using seismic attributes obtained by the stratigraphic inversion.
- the method can also be used for porous media of different types.
- the formation water saturation (S w ) is estimated from the formation resistivity factor (F) by various empirical relationships such as:
- This training factor is expressed either by the Humble formula in the case of proper training as follows:
- a represents a coefficient depending on the lithology and varies, according to Humble, between 0.6 and 2.15.
- m being the cementing factor characterizing the geometry of the porous space and depending on several very complex parameters such as the type of sediment, the shape of the pores and the bonds between pores, and therefore of the porosity and its distribution mode.
- the relative diffusion coefficient also called relative conductivity, which is the inverse of the formation resistivity factor (1 / F)
- the permeability is expressed according to several parameters among the grain size and especially the tortuosity which is of first importance of knowing how to evaluate. Failing to directly evaluate the tortuosity at the well, the permeability is estimated from the training factor (F) cited above and whose reliability is closely related to the assumptions on the coefficients (a) and (m). Permeability can also be evaluated from expensive means such as core samples or log measurements such as Free Fluid Index (FFI) or Magnetic Resonance (CMR).
- FPI Free Fluid Index
- CMR Magnetic Resonance
- this invention proposes a method of quantitative evaluation of the fluid tortuosity in a heterogeneous reservoir from conventional logging measurements ( ⁇ ⁇ , ⁇ 3 , p, GR) which allows the direct estimation of the permeability (K 0 ) and the grain size (d) and also provides a great improvement in the estimation of the formation resistivity factor (F). Presentation of the essence of the invention
- the object of the present invention is to determine the characteristics of the solid and the fluids of a heterogeneous reservoir by estimating the permeability (K o ), the formation water saturation (S w ) and the grain size. (d) from the fluid tortuosity (%), the structure incompressibility module (K s ) and the adimensional frequency (X).
- the invention draws its particularity from the quantitative estimation of fluid tortuosity (i) from transverse and longitudinal wave sluggishness, density and gamma ray.
- FIG. 1 gives the flowchart of the method which is the subject of the invention.
- Figure 2 shows the workflow to be followed to determine fluid tortuosity from the well data.
- FIG. 3 shows the result of the workflow of Figure 2.
- the illustration shows the log of the estimated fluid tortuosity in a gas tank located more than 3000 meters deep.
- FIG. 4 shows the workflow to be followed for determining the formation resistivity factor, the formation water saturation, the dimensionless frequency, the permeability, and the grain size.
- Figure 5 shows the result of the workflow of Figure 4, the illustration is a composite log made on a gas tank located at more than 3000 meters of depth.
- FIGS. (6a) and (6b) show the graphical transfers connecting the formation resistivity factor (F) determined from the fluid tortuosity to the permeability and the porosity in a gas reservoir located more than 3000 meters deep.
- FIG. 7 shows the variation of the permeability as a function of the formation resistivity factor illustrating the variation of the grain size in a gas reservoir located at more than 3000 meters of depth.
- Natural porous media have been the subject of very thorough studies by researchers, particularly for oil research. The knowledge of their acoustic properties is a major asset both for the study of the propagation of a sound wave and for the description of the constituent elements of the medium. porous himself. The great complexity of these porous media is that they consist of several phases, solid, liquid or gaseous nested in each other. There are voids in porous media that induce the large differences in physical behavior observed between compact and porous media. These two interconnected phases thus create a very complex set for which an exact mathematical description at the microscopic scale and practically impossible to achieve.
- V sh the overall density (p), the longitudinal and transverse wave velocities (V p , V s ) and the incompressibility moduli of the solid and the fluids (K ma , K f ) with the following hypothesis:
- K s is the structure incompressibility module of the porous medium and defined by the product of the function with the incompressibility module of the solid skeleton K sq . defined by the product of the volume of the solid (1 - ⁇ j> eV sh ) and the incompressibility module of the solid matrix K ma .
- K f is the incompressibility module of the mixture of fluids in the virgin zone (in the leached zone K f is replaced by K xo )
- ⁇ is the fluid tortuosity characterizing the geometry of the porous media
- V p and V s are respectively the velocities of the longitudinal and transverse waves
- p is the overall density of the formation
- ⁇ is the total porosity
- ⁇ ⁇ is the effective porosity
- V sh is the volume of clay
- a sh is the expansion modulus of the clays.
- the reservoir rock near the hole in the investigation area of the measuring devices no longer contains the same fluids as before the drilling since it has come add the mud filtrate
- R s with x is the fluid tortuosity characterizing the geometry of porous media
- K xo is the incompressibility modulus of the mud filtrate
- ⁇ is the total porosity
- ⁇ ⁇ is the effective porosity
- V sh is the volume of d clay
- a S h is the expansion modulus of the clays
- K ma represents the incompressibility modulus of the solid matrix.
- ⁇ is the fluid tortuosity characterizing the geometry of the porous medium
- K xo is the incompressibility modulus of the mud filtrate
- ⁇ is the total porosity
- V p and V s are respectively the velocities of the longitudinal and transverse waves (in Km / s)
- p is the overall density of the porous medium
- ⁇ is the total porosity
- ( ⁇ 8 ) and ( ⁇ ⁇ ) represent the slowness of the transverse waves (S waves) and longitudinal waves (P waves) in the leached area
- ( a) represents respectively the ratio of the transit times of the transverse and longitudinal waves in the compact matrix (without clay and without porosity).
- ⁇ is the fluid tortuosity
- ⁇ is the porosity
- p mf the density of the sludge filtrate
- ⁇ the frequency
- the dimensionless factor (M), indicating the shape of the pores (M), is written as follows:
- ⁇ represents the characteristic length of the geometry of the porous structure and K 0 is the permeability.
- f (x) and g (x) represent respectively the real and imaginary parts of the complex function:
- ⁇ 8 is the slowness of the transverse waves
- ⁇ ⁇ is the slowness of the longitudinal waves
- p is the overall density
- V sh is the clay volume
- ⁇ J) e is the effective porosity
- K xo is the modulus of incompressibility of the mud filtrate in the leached zone
- a S h is the expansion modulus of the clays
- K ma is the incompressibility modulus of the solid matrix
- a represents respectively the ratio between the slowness of the transverse and longitudinal waves in the compact matrix (without porosity and without clay).
- the permeability which is designated by the letter Ko, measures the ease with which a formation allows a fluid of given viscosity to pass through it.
- T is the fluid tortuosity
- ⁇ is the porosity
- pt the density of the fluid mixture
- (X) is the adimensional frequency
- ⁇ the frequency
- Equation (1 1) The partial saturation of formation water is calculated using the empirical formulas quoted above using equation (1 1) as the formation resistivity factor.
- the invention consists in quantitatively determining the fluid tortuosity ( ⁇ ), ⁇ structural incompressibility modulus of the porous medium (K s ), the adimensional frequency (X), the permeability (K 0 ), the grain size (d) , the formation resistivity factor (F) and the formation water saturation (S w ) in the heterogeneous reservoirs in nine (09) stages.
- the well of the structural incompressibility module of the porous medium K s 104 is evaluated from the petrophysical parameters of step 1 and tortuosity ( ⁇ ) using equation (15).
- the formation resistivity factor (F) 105 is estimated at the well level from the estimated effective porosity ⁇ J> e in step 1 of the fluid tortuosity ( ⁇ ) estimated in step 3 using equation (12).
- the well water saturation estimate (S w ) 106 is estimated from the formation resistivity factor (F) of step 5 using the usual empirical relationships.
- the permeability well (Ko) 08 is estimated from the petrophysical parameters of step 1, the fluid tortuosity ( ⁇ ) of step 3, the adimensional frequency (X) of step 7 using equation (9).
- the well size of the grain size (d) 109 is estimated from the effective porosity ⁇ ⁇ estimated in step 1, the fluid tortuosity ( ⁇ ) estimated in step 3, the permeability (Ko) estimated in step 8 using equation (10).
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Abstract
Méthode d'évaluation quantitative de la tortuosité fluide dans réservoir hétérogène à partir de mesures diagraphique (Gamma Ray, densité globale et les lenteurs des ondes longitudinales et transversales) qui permet l'estimation de la perméabilité et de la taille des pores. Elle apporte une amélioration dans estimation du facteur de résistivité de formation. On procède à l'évaluation de la porosité (phi) à partir de la lenteur des ondes longitudinales, du volume d'argile (Vsh) à partir du Gamma ray et de la porosité effective à partir de phi et Vsh calculés précédemment. On détermine la tortuosité (tau) fluide en utilisant plusieurs paramètres petrophysiques. A la fin, on détermine le module d'incompressibilité de structure (Ks), le facteur de résistivité de formation (F), la saturation en eau de formation (Sw), la fréquence adimensionnelle (X), la perméabilité (KO) et la taille des pores (d).
Description
Titre de l'invention
Méthode pour évaluer quantitativement la tortuosité fluide et les caractéristiques du solide et des fluides dans un réservoir hétérogène.
Domaine technique auquel se rapporte l'invention La présente invention concerne le domaine de la caractérisation de réservoir hétérogène au niveau du puits. En particulier l'invention concerne une méthode pour évaluer quantitativement la tortuosité fluide, la perméabilité et la taille des grains dans les réservoirs pétroliers hétérogènes. La méthode permet également d'évaluer les mêmes paramètres à l'échelle réservoir à l'aide d'attributs sismiques obtenus par l'inversion stratigraphique.
On peut également utiliser la méthode pour des milieux poreux de différentes natures.
Etat de la technique antérieure
Dans le cas de réservoir hétérogène, et partiellement saturé en hydrocarbure, l'estimation de la saturation en eau de formation (Sw) est délicate du fait qu'elle est directement liée, à la conductivité électrique de la roche et à la conductivité électrique du fluide saturant ses pores et au facteur de résistivité de formation (F).
La saturation en eau de formation (Sw) est estimée à partir du facteur de résistivité de formation (F) par différentes relations empiriques telles que :
- Modèle d'Archie
- Modèle de Simandoux
Argile dispersées
s Argile laminées
- Modèle Indonésie.
- Modèle de Waxman-Smits
- Modèle Dual Water
Ce facteur de formation est exprimé soit par la formule d'Humble dans le cas de formation propre comme suit:
où
a : représente un coefficient dépendant de la lithologie et varie, d'après Humble, entre 0.6 et 2.15. m : étant le facteur de cimentation caractérisant la géométrie de l'espace poreux et dépendant de plusieurs paramètres très complexes tels que le type de sédiments, la forme des pores et les liaisons entre pores, donc de la porosité et de son mode de répartition.
Plusieurs mesures sur échantillons ont montré que l'intervalle de variation du coefficient de cimentation (m) est [1 , 5.5] d'où réside la difficulté de déterminer sa valeur optimale pour un milieu poreux.
Pour cette raison, l'estimation du facteur de résistivité de formation (F) s'est fait sur la base d'hypothèses sur les coefficients « a » et « m ». Par exemple, Humble a supposé une valeur moyenne de « a » égale à 0.62 et une valeur de « m » égale à 2. 5. D'autre compagnie ont supposées le coefficient « a » égale à 0.81 et « m » égale à 2.
Elle peut être également estimée au niveau du laboratoire, à partir de la diffusion de soluté en phase liquide saturante ou de vapeur en phase gazeuse saturante. Dans ce cas, on utilise le coefficient de diffusion relative appelé également conductivité relative qui représente l'inverse du facteur de résistivité de formation (1/F).
Dans un réservoir hétérogène, la perméabilité s'exprime en fonction de plusieurs paramètres parmi la taille des grains et surtout la tortuosité qui est de première
importance de savoir évaluer. A défaut d'évaluer directement la tortuosité au niveau du puits, la perméabilité est estimée à partir du facteur de formation (F) cité précédemment et dont la fiabilité est étroitement liée aux hypothèses sur les coefficients (a) et (m). La perméabilité peut aussi être évaluée à partir de moyens coûteux tels que les échantillons de carottes ou les mesures diagraphiques tel que l'index de fluide libre (FFI) ou la résonnance magnétiques (CMR).
But de l'invention
Comparativement aux méthodes antérieures utilisées pour l'estimation de la saturation en eau de formation (Sw) et de la perméabilité (K0), basées soit sur le facteur de résistivité de formation (F) qui ne reflète pas la réalité physique du réservoir hétérogène et partiellement saturé en hydrocarbures, ou sur des mesures diagraphiques très coûteuses, cette invention propose une méthode d'évaluation quantitative de la tortuosité fluide dans un réservoir hétérogène à partir de mesures diagraphiques conventionnelles (ΔΤΡ, ΔΤ3, p, GR) qui permet l'estimation directe de la perméabilité (K0) et de la taille des grains (d) et apporte également une grande amélioration dans l'estimation du facteur de résistivité de formation (F). Présentation de l'essence de l'invention
La présente invention se fixe comme objectif la détermination des caractéristiques du solide et des fluides d'un réservoir hétérogène par l'estimation de la perméabilité (Ko), de la saturation en eau de formation (Sw) et de la taille des grains (d) à partir de la tortuosité fluide (%), du module d'incompressibilité de structure (Ks) et de la fréquence adimensionnelle (X).
L'invention tire sa particularité de l'estimation quantitative de la tortuosité fluide (i) à partir de lenteurs des ondes transversales et longitudinales, de la densité et du gamma ray.
Enoncé des figures
L'invention est illustrée dans ce qui suit par des figures référencées de 1 à 7, qui en éclairent certains aspects :
- La figure 1 donne l'organigramme de la méthode objet de l'invention. - La figure 2 montre le workflow à suivre pour déterminer la tortuosité fluide à partir des données de puits.
- la figure 3 montre le résultat du workflow de la figure 2 . L'illustration montre le log de la tortuosité fluide estimé dans un réservoir à gaz situé à plus de 3000 mètres de profondeur. - la figure 4 montre le workflow à suivre pour la détermination du facteur de résistivité de formation, de la saturation en eau de formation, de la fréquence adimensionnelle, de la perméabilité, et de la taille des grains.
- la figure 5 montre le résultat du workflow de la figure 4, l'illustration est un log- composite réalisé sur un réservoir à gaz situé à plus de 3000 mètres de profondeurs.
- les figures (6a) et (6b) montrent les reports graphiques reliant le facteur de résistivité de formation (F) déterminé à partir de la tortuosité fluide à la perméabilité et la porosité dans un réservoir à gaz situé à plus de 3000 mètres de profondeurs . - la figure 7 montre la variation de la perméabilité en fonction du facteur de résistivité de formation illustrant la variation de la taille des grains dans un réservoir à gaz situé à plus de 3000 mètres de profondeurs .
Description détaillée de l'invention:
Les milieux poreux naturels ont fait l'objet d'études très approfondies par les chercheurs, notamment pour la recherche pétrolière. La connaissance de leurs propriétés acoustiques est un atout majeur tant pour l'étude de la propagation d'une onde sonore que pour la description des éléments constituants le milieu
poreux lui-même. La grande complexité de ces milieux poreux tient au fait qu'ils sont constitués de plusieurs phases, solide, liquides ou gazeuses imbriquées les une dans les autres. Se sont les vides au sein des milieux poreux qui induisent les grandes différences de comportement physiques que l'on observe entre les solides compacts et les milieux poreux. Ces deux phases interconnectées créent ainsi un ensemble très complexe pour lequel une description mathématique exacte à l'échelle microscopique et pratiquement impossible à réaliser.
On s'attache donc dans notre raisonnement à décrire le milieu poreux à l'échelle macroscopique, c'est-à-dire, à l'aide de grandeurs définies statistiquement comme en particulier, la porosité (φ), la tortuosité fluide (τ), le volume d'argile
(Vsh), la densité globale (p), les vitesses des ondes longitudinales et transversales (Vp, Vs) et les modules d'incompressibilités du solide et des fluides (Kma , Kf) avec l'hypothèse suivante :
On Considère un milieu poreux constitué de trois (03) phases (solide, argile et fluide), le module d'incompressibilité des ondes longitudinales s'écrit comme suit:
❖ sans tenir compte des argiles :
pVp 2 = 2.pVs 2 + φ.Κ + Λ,
❖ en tenant compte des argiles :
(3) avec
Κ5 = ΐ(τ ,νρι .) K *ssq •(3a)
où Ks est le module d'incompressibilité de structure du milieu poreux et défini par le produit de la fonction
avec le module d'incompressibilité du squelette solide Ksq. défini par le produit du volume du solide (1 -<J>e-Vsh) et le module d'incompressibilité de la matrice solide Kma.
Avec Kf est le module d'incompressibilité du mélange des fluides dans la zone vierge (dans la zone lessivée Kf est remplacé par Kxo ), τ est la tortuosité fluide caractérisant la géométrie du milieux poreux, Vp et Vs sont respectivement les vitesses des ondes longitudinales et transversales, p est la densité globale de la formation, φ est la porosité totale, φβ est la porosité effective, Vsh est le volume d'argile, Ash est le module de dilatation des argiles .
Tortuosité fluide
Dans la zone envahie, ou encore la zone lessivée, par suite de l'invasion, la roche réservoir à proximité du trou donc dans la zone d'investigation des dispositifs de mesure ne renferme plus les même fluides qu'avant le forage puisque est venu s'y ajouter le filtrat de boue
Le calcul de la tortuosité fluide (τ) se fait selon que la vitesse des ondes transversales(Vs) est disponible ou non disponible. Dans le cas ou la vitesse des ondes transversales (Vs) est non disponible le calcul de la tortuosité fluide (τ) se fait dans la zone lessivée supposée totalement envahie par le filtrat de boue, dans ce cas la saturation résiduelle en filtrat de boue (Sxo) est égale à un (Sx0 = 1 ) et par combinaison des équations 2 et 3 on abouti à une relation définissant la tortuosité fluide (τ) en fonction des caractéristiques du solide et des fluides s'exprimant comme suit :
Avec : R = s avec x est la tortuosité fluide caractérisant la géométrie des milieux poreux, Kxo est le module d'incompressibilité du filtrat de boue, φ est la porosité totale, φβ est la porosité effective, Vsh est le volume d'argile, ASh est le module de dilatation des argiles et Kma représente le module d'incompressibilité de la matrice solide.
Dans le cas où la vitesse des ondes transversales (Vs) est disponible le calcul de la tortuosité fluide (x) se fait dans la zone lessivée supposée totalement envahie par le filtrat de boue, dans ce cas la saturation résiduelle en filtrat de boue (Sx0) est égale à un (Sxo = 1 ) dans ce cas l'équation 2 fournie une relation définissant la tortuosité fluide (t) en fonction des caractéristiques du solide et des fluides comme suit :
Avec : c « 93000
.(5b)
et
Avec τ est la tortuosité fluide caractérisant la géométrie du milieu poreux, Kxo est le module d'incompressibilité du filtrat de boue , φ est la porosité totale, Vp et Vs sont respectivement les vitesses des ondes longitudinales et transversales (en Km/s), p est la densité globale du milieu poreux, φ est la porosité totale, (ΔΤ8) et (ΔΤΡ) représentent respectivement les lenteurs des ondes transversales (ondes S) et longitudinales (ondes P) dans la zone lessivée et (a) représente respectivement le rapport des temps de transit des ondes transversales et longitudinales dans la matrice compacte (sans argile et sans porosité).
Fréquence adimensionnelle
Pour modéliser les effets inertiels et visqueux dans les milieux poreux, on a utilisé l'expression générale de la tortuosité dynamique proposée par Johnson écrite sous la forme de la fonction analytique suivante :
où x est la fréquence adimensionnelle s'exprimant par la relation suivante :
•(6a)
Le facteur adimensionnel (M), indiquant la forme des pores (M), s'écrit comme suit:
M = ^ (6b) φΛ2
Λ représente la longueur caractéristique de la géométrie de la structure poreuse et K0 est la perméabilité.
En substituant l'expression analytique de la tortuosité dynamique donnée par le modèle de Johnson (équation 6), dans l'équation 2, on obtient l'équation complexe suivante :
Cf(x) - C3) + j(c4 - g(x)) = 0 (7)
Où f(x) et g(x) représentent respectivement les parties réelles et imaginaires de la fonction complexe :
Après développement mathématique des relations précédentes, la fréquence adimensionnelle (X) s'écrit comme suit :
X = 4£\ β2 - 1 .(8) ou :
Perméabilité
La perméabilité, qui est désignée par la lettre Ko , mesure la facilité avec laquelle une formation permet à un fluide de viscosité donnée de la traverser. Après avoir calculé la tortuosité fluide (τ), le module d'incompressibilité de structure du milieu poreux (Ks) et la fréquence adimensionnelle (X), la perméabilité (K0) est calculée à partir de l'équation (6a) s'exprimant comme suit :
Où T est la tortuosité fluide, φ est la porosité, pt la densité du mélange des fluides, (X) est la fréquence adimensionnelle, est la viscosité et ω la fréquence.
Taille des grains
Après avoir calculé la tortuosité fluide (τ), le module d'incompressibilité de structure du milieu poreux (Ks), fréquence adimensionnelle (X) et la perméabilité (Ko), la taille des grains (d).
Facteur de résistivité de formation
Le facteur de résistivité de formation est calculé en utilisant la formule de Willy s'exprimant ainsi : r = F. φβ .(10) ce qui nous permet d'écrire le facteur de résistivité sous la forme suivante
où τ et φβ représentent respectivement la tortuosité fluide et la porosité effective calculées précédemment.
La saturation partielle en eau de formation est calculée à l'aide des formules empiriques citées précédemment en utilisant comme facteur de résistivité de formation l'équation (1 1 )
Mode de réalisation de l'invention
L'invention consiste à déterminer quantitativement la tortuosité fluide (τ),Ιβ module d'incompressibilité de structure du milieu poreux (Ks), la fréquence adimensionnelle (X) ,la perméabilité (K0),la taille des grains (d),le facteur de résistivité de formation (F) et la saturation en eau de formation (Sw) dans les réservoirs hétérogènes en neuf (09) étapes .
On procède de façon à évaluer respectivement au niveau du puits et après avoir effectuer toutes les corrections d'environnements le volume d'argile (VSh) ,la porosité totale( φ) 101 à partir des logs de la radioactivité naturelle et les logs du
sonic.de la densité globale et du neutron, après avoir fait la correction d'argile ,on estime la porosité effective (<j>e ) à partir de la combinaison des trois logs sonic, de la densité globale et du neutron.
On procède à l'estimation au niveau du puits de la saturation résiduelle en filtrat de boue Sxo 102.
On procède à l'estimation au niveau du puits de la tortuosité fluide (τ) 103 à partir des lenteurs des ondes transversales (ΔΤ8), et longitudinales ( ΔΤΡ) ainsi que les paramètres petro physiques de l'étape (1) en utilisant les équations (13) et à partir des paramètres petro physiques de l'étape (1 ), dans le cas où on ne dispose pas de la lenteur des ondes transversales (ΔΤ3), en utilisant l'équations (14) et en tenant compte de la variation de Vsh .
On procède à l'estimation au niveau du puits du module d'incompressibilité de structure du milieu poreux Ks 104, à partir des paramètres pétrophysiques de l'étape 1 et la tortuosité (τ) en utilisant l'équation (15). On procède à l'estimation au niveau du puits du facteur de résistivité de formation (F) 105, à partir de la porosité effective <J>e estimée dans l'étape 1 , de la tortuosité fluide (τ) estimée dans l'étape 3 en utilisant l'équation (12).
On procède à l'estimation au niveau du puits de la saturation en eau de formation (Sw) 106, à partir du facteur de résistivité de formation (F) de l'étape 5 en utilisant les relations empiriques usuelles.
On procède à l'estimation au niveau du puits de la fréquence adimensionnelle (X) 107, à partir des paramètres pétrophysiques de l'étape 1 en utilisant l'équation (8).
On procède à l'estimation au niveau du puits de la perméabilité (Ko) 08, à partir des paramètres pétrophysiques de l'étape 1 , de la tortuosité fluide (τ) de l'étape 3, de la fréquence adimensionnelle (X) de l'étape 7 en utilisant l'équation (9).
On procède à l'estimation au niveau du puits de la taille des grains (d) 109, à partir de la porosité effective φβ estimée dans l'étape 1 , de la tortuosité fluide (τ) estimée dans l'étape 3, de la perméabilité (Ko) estimée dans l'étape 8 en utilisant l'équation (10).
Claims
1 . Procédé d'évaluation quantitative de la tortuosité fluide (τ) caractérisant un réservoir hétérogène, en utilisant les enregistrements diagraphiques au niveau du puits, le log Gamma Ray (GR), la densité globale (p) et les lenteurs des ondes longitudinales (ΔΤΡ ) et transversales (ΔΤ8 ) caractérisé par les étapes selon lesquelles :
• on détermine le log de la porosité totale (φ) à partir de l'enregistrement de la lenteur des ondes longitudinales (ΔΤΡ ) au niveau du puits.
• on détermine le volume d'argile(Vsh) à partir de l'enregistrement du Gamma ray au niveau du puits.
• On détermine le log de la porosité effective (<j>e) à partir des logs de la porosité totale (φ) et du volume d'argile(VSh) calculés précédemment,
• On détermine le log de la tortuosité fluide (τ) au niveau du puits par la relation suivante :
Avec : c * 93000 
matrics
Avec ΔΤ5 est la lenteur des ondes transversales, ΔΤΡ est la lenteur des ondes longitudinales, p est la densité globale, φ est la porosité totale, VSh le volume d'argile, φβ est la porosité effective, Sxo est la saturation résiduelle en filtrat de boue dans la zone lessivée, ÂSh est le module de dilatation des argiles, Kma est le module d'incompressibilité de la matrice solides, Kxo est le module d'incompressibilité du mélange des fluides dans la zone lessivée.
2. Procédé d'évaluation quantitative de la tortuosité fluide (τ) caractérisant un réservoir hétérogène, en utilisant les enregistrements diagraphiques au niveau du puits, le log Gamma Ray (GR), la densité globale (p) et la lenteur des ondes longitudinales (ΔΤΡ ) caractérisé par les étapes selon lesquelles : · on détermine le log de la porosité totale (φ) à partir de l'enregistrement de la lenteur des ondes longitudinales (ΔΤΡ ) au niveau du puits.
• on détermine le volume d'argile(Vsh) à partir de l'enregistrement du Gamma ray au niveau du puits.
On détermine le log de la porosité effective (φβ) à partir des logs de la porosité totale (φ) et du volume d'argile(VSh) calculés précédemment,
• On détermine le log de la tortuosité fluide (τ) au niveau du puits par la relation suivante :
Avec R = V 3
3. Procédé d'estimation quantitative des caractéristiques pétro physiques d'un réservoir hétérogène, à partir de données de puits caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes : • on détermine au niveau du puits le module d'incompressibilité de structure (Ks) à partir des données de puits et de la tortuosité fluide (τ) par la relation suivante : 
Avec T est la tortuosité fluide, ΔΤ8 est la lenteur des ondès transversales, ΔΤΡ est la lenteur des ondes longitudinales, VSh le volume d'argile, φβ est la porosité effective, Kn,a est le module d'incompressibilité de la matrice solide.
• on détermine au niveau du puits le facteur de résistivité de formation (F) à partir de données de puits et de la tortuosité fluide (t).
• on détermine au niveau du puits la saturation en eau de formation (Sw) à partir de données de puits et du facteur de résistivité de formation (F).
• on détermine au niveau du puits la fréquence adimensionnelle (X) à partir de données de puits et du module d'incompressibilité de structure (Ks).
• on détermine au niveau du puits la perméabilité (K0) à partir de données de puits et de la fréquence adimensionnelle (X).
• on détermine au niveau du puits la taille des grains (d) à partir de données de puits et de la perméabilité (K0).
4. Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que la fréquence adimensionnelle (X) est déterminée par la relation suivante : Avec :
1
4
B = 16a
(ε.ρ.Α - (φ . χο))
c * 93000
avec ΔΤβ est la lenteur des ondes transversales, ΔΤΡ est la lenteur des ondes longitudinales, p est la densité globale, VSh est le volume d'argile, φβ est la porosité effective, ASh est le module de dilatation des argiles, Ks est le module d'incompressibilité de structure et Kxo est le module d'incompressibilité du mélange des fluides dans la zone lessivée.
5. Procédé selon les revendications 1 ,4, caractérisé en ce que la perméabilité (K0) est déterminée en fonction de la fréquence adimensionnelle calculée précédemment et de la tortuosité fluide (x).
6. Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que le facteur de résistivité de formation (F) est déterminé en fonction de la porosité effective (φβ) et de la tortuosité fluide (τ).
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