WO2022199778A1 - Procedé d'estimation du modèle géologique (vmatrix) et de la porosité effective à partir d'une inversion stratigraphique - Google Patents

Procedé d'estimation du modèle géologique (vmatrix) et de la porosité effective à partir d'une inversion stratigraphique Download PDF

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Definitions

  • the invention relates to the fields of the characterization of heterogeneous and anisotropic reservoirs at the well level, at the seismic scale and at the laboratory scale. More particularly, the invention relates to a new method making it possible to quantitatively evaluate in heterogeneous and anisotropic petroleum reservoirs the volume of the matric ⁇ [V matrix ] and the effective porosity ⁇ [ ⁇ e ] independently of the lithology in the well.
  • matrix refers to all the solid elements (grains and binders) constituting the rock, excluding clays. From which we distinguish three types of matrix:
  • Simple matrix is said to be simple when its elements and the cement that connects them are of the same mineralogical nature.
  • Complex matrix is said to be complex when its elements have a variable mineralogical composition or when the cement is of a deferent nature.
  • Clean matrix is said to be clean if it does not contain clay.
  • Clays are distinguished by characteristic responses to logging tools, their percentage in a formation determines whether it can constitute a reservoir. Clays can occur in three different forms in a reservoir. This distribution is controlled by the deposition environment and diagenetic evolution.
  • Laminated clays correspond to detrital clays in fine beds between two layers of sandy or carbonate reservoir. This category does not affect the porosity, saturation and horizontal permeability of reservoirs.
  • Dispersed clays correspond to the category of clays which either adhere to the grains, or coat them, or even partially occupy the pores. As a result, the pores are narrowed by the clay grains, which contributes to considerably reducing the flow of fluids and therefore to reducing the permeability.
  • Structural clays correspond to clays which are in the form of grains or modules playing the same role as the other grains of the matrix. They represent the same characteristics of laminated clays. On the other hand, in terms of permeability, their role is closer to that of dispersed clays.
  • the calculation of the clay volume is essential because it allows us to determine whether the reservoir is clayey or clean, and to correct the petrophysical parameters influenced by the presence of clays. For this there are several methods to estimate it such as: Spontaneous polarization:
  • PS log Spontaneous polarization read opposite the studied level.
  • PS clean Spontaneous polarization of the matrix.
  • PS shale Spontaneous polarization read opposite a clay bank, generally equal to zero.
  • This method is based on the assumption that the resistivity of the pore water [R w ] is constant for all the zones considered, in addition to that, the response of the PS to the clay content is linear.
  • the gamma-ray has always been used as an indicator of clay content, due to its measurement of the natural radioactivity emitted by certain unstable atomic nuclei, assuming that clay is the only radioactive mineral in the rock.
  • Clay volume is usually measured either by the following linear formula: Either by using the gamma-ray corrected for the uranium effect, which is not necessarily associated with clays but is a main indicator of organic matter:
  • Neutron-density This method assumes that the neutron and density porosities are corrected for the appropriate lithology and gives a false estimate in the presence of gas.
  • Porosity Designated by the letter [ ⁇ ], Porosity gives an indication of the capacity of the rock to store fluids, it is defined as being the ratio of the volume of the pores to the total volume of the rock as shown in the following equation : Where: ⁇ is the total porosity.
  • Vt is the total volume of the rock.
  • V matrix is the volume of the solid in the rock.
  • the porosity [ ⁇ ] depends on the arrangement and the size of the grains constituting the rock.
  • the total porosity is the ratio of the volume of the voids (pores, cracks, cavities and fractures) of this rock compared to the total volume of the sample.
  • the Effective Porosity (useful): it is the ratio of the volume of the pores which are connected between them to the total volume of the sample, it will be lower or equal to the total porosity according to quantity of isolated pores in the rock.
  • volume of the matrix is calculated using the following expression:
  • V matrix is the volume of the matrix (solid) compared to the total volume of the rock.
  • V shale is the volume of clay (bound water + dry colloids) relative to the total volume of rock.
  • ⁇ e is the effective porosity, it is expressed as a function of the total porosity [ ⁇ ] by the following relationship:
  • ⁇ e is the effective porosity
  • ⁇ sh is the clay porosity
  • V shale is the volume of clay
  • ⁇ is the total porosity
  • the aim of the present invention is the quantitative determination of the volume of the matrix ⁇ [V matrix ] and of the effective porosity ⁇ [ ⁇ e ] in heterogeneous and anisotropic reservoirs from the acoustic impedances of the longitudinal waves (Ip) and transversal ( Is).
  • the invention derives its particularity from:
  • the objective of this invention is the determination of the volume of the matric ⁇ [V matrix ] and of the effective porosity [ ⁇ e ] in heterogeneous and anisotropic reservoirs.
  • the estimation of these petrophysical characteristics will allow a better estimation of the parameters of interest, namely the formation water saturation [S w ] and the absolute permeability [K], which will lead to a very reliable estimation of the hydrocarbon reserves in square.
  • the invention derives its particularity in the quantitative estimation in heterogeneous and anisotropic reservoirs of the volume of the matrix [V matrix ] and of the effective porosity [ ⁇ e ] from the slowness of the transverse [ ⁇ T s ] and longitudinal [ ⁇ T p ] and density independently of the lithology and the nature of the fluids.
  • figure 3 shows the result of the workflow of figure 1.
  • the illustration shows the Logs of the volume of the matrix [V matrix ] as well as the comparison of the effective porosity [ ⁇ e ] with the core porosity estimated along a well in a tigh_gaz reservoir.
  • figure 4 shows the result of the workflow of figure 1.
  • the illustration shows the Logs of the volume of the matrix [V matrix ] as well as the comparison of the effective porosity [ ⁇ e ] with the core porosity estimated along a well in a carbonate reservoir.
  • - figure 5 shows the result of the workflow of figure 1.
  • the illustration shows the Logs of the volume of the matrix [V matrix ] as well as the comparison of the effective porosity [ ⁇ e ] with the core porosity estimated along a well in a conventional gas reservoir.
  • - figure 6 shows the result of the workflow of figure 2.
  • the illustration shows the attribute of the Volume of the matrix estimated at the seismic scale in a sandstone clay reservoir from the volumes of the impedances of the longitudinal waves ( lp) and transverse (Is) resulting from a seismic inversion.
  • - figure 7 shows the result of the workflow of figure 2.
  • the illustration shows the attribute of the effective porosity [ ⁇ e ] estimated at the seismic scale in a sandstone clay reservoir from the volumes of the impedances of the longitudinal (Ip) and transverse (Is) waves resulting from a seismic inversion.
  • a multi-mineral solid phase consisting of a heterogeneous mixture of minerals.
  • c a constant which varies between 2 and 3 lp: represents the acoustic impedance of the longitudinal waves which is the product of the overall density (p) and the velocity of the longitudinal waves (V p ).
  • l s is represents the acoustic impedance of the transverse waves which is the product of the overall density (p) and the velocity of the longitudinal waves (V s ).
  • the volume of the matrix [V matrix ] is calculated from the acoustic impedance of the transverse waves [I s ] and the mineralogical composition between the product of the density (P mineral ) i and the velocity of the transverse waves ( V smineral ) i of each constituent mineral weighted by the contents (C i ) of each mineral forming the rock by the following expression:
  • volume of clay is calculated using the following relationship:
  • I s represents the acoustic impedance of the transverse waves which is the product of the overall density (p) and the velocity of the longitudinal waves (V s ).
  • ⁇ t is the total porosity of the porous medium
  • ⁇ e is the effective porosity of the porous medium
  • V matrix is the volume of the solid matrix of the porous medium
  • ⁇ is the tortuosity of the pore network.
  • the invention consists in quantitatively determining the volume of the matrix [V matrix ] and of the effective porosity [ ⁇ e ] at the level of the well and on the scale of the seismic in the heterogeneous and anisotropic reservoirs independently of the lithology in eight ( 10) steps.
  • the well-level interconnectivity function g(l p , l s ) 102 is estimated from the longitudinal (I p ) and transverse (/ s ) wave impedances using equations (14)
  • the estimation at the well level of the volume of the matrix [V matrix ] in a reservoir of the carbonate and shale type (gas/oil) 104 is carried out, from the acoustic impedances of the longitudinal waves (/ p ) and transverse waves [/ s ] estimated in step 1 and the interconnectivity function g(l p ,l s ) estimated in step 2 using equation (15).
  • the effective porosity [ ⁇ e ] 105 is estimated at the well level, from the impedance of the longitudinal waves (/ p ) estimated in step 1 and the volume of the matrix [V matrix ] using equation (19).

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Abstract

L'invention concerne les domaines de la caractérisation des réservoirs hétérogènes et anisotropes aussi bien au niveau du puits, à l'échelle de la sismique et à l'échelle du laboratoire. Plus particulièrement l'invention concerne une nouvelle méthode permettant d'évaluer quantitativement dans les réservoirs pétroliers hétérogènes et anisotropes le volume de la matrice [V matrix ] et de la porosité effective [φ e ] indépendamment de la lithologie dans au niveau du puits en utilisant les enregistrements des diagraphies acoustiques des lenteurs des ondes longitudinales [∆T p ] et transversales [∆T s ], ainsi qu'à l'échelle de la sismique en utilisant les impédances acoustiques des ondes longitudinales [I p ] et transversales[I s ] issues d'une inversion stratigraphique.

Description

Titre de l'invention
Procédé d'estimation du model géologique et de la porosité effective A partir d'une inversion stratigraphique
Domaine technique auquel se rapport l'invention
L'invention concerne les domaines de la caractérisation des réservoirs hétérogènes et anisotropes aussi bien au niveau du puits, à l'échelle de la sismique et à l'échelle du laboratoire. Plus particulièrement l'invention concerne une nouvelle méthode permettant d'évaluer quantitativement dans les réservoirs pétroliers hétérogènes et anisotropes le volume de la matric∈ [Vmatrix] et de la porosité effectiv∈ [ φe] indépendamment de la lithologie dans au niveau du puits en utilisant les enregistrements des diagraphies acoustiques des lenteurs des ondes longitudinales [ΔTp] et transversales [ΔTs], ainsi qu'à l'échelle de la sismique en utilisant les impédances acoustiques des ondes longitudinales [lp] et transversales [/s] issues d'une inversion stratigraphique.
Etat de la technique antérieure
En générale on appelle matrice, l'ensemble des éléments solides (grains et liants) constituant la roche à l'exclusion des argiles. D'où on distingue trois types de matrice :
Matrice simple : est dite simple lorsque ses éléments et le ciment qui les relie sont de même nature minéralogique.
Matrice complexe : est dite complexe quand ses éléments ont une composition minéralogique variable ou lorsque le ciment est de nature déférente.
Matrice Propre : est dite propre si elle ne renferme pas d'argile.
Les Argiles :
On rassemble sous le terme d'argile, l'ensemble des dépôts sédimentaires constitué de minéraux phylliteux, aluminosilicates et hydratés. Les argiles se distinguent par des réponses caractéristiques aux outils de diagraphies, leur pourcentage dans une formation détermine si celle-ci peut constituer un réservoir. Les argiles peuvent se présenter sous trois formes déférentes dans un réservoir. Cette distribution est contrôlée par l'environnement de dépôt et l'évolution diagénétique.
Généralement, on distingue trois types de distribution :
Argiles laminées : correspondent aux argiles détritiques en fins lits entre deux couches de réservoir sableux ou carbonate. Cette catégorie n'affecte pas la porositétile, la saturation et la perméabilité horizontale des réservoirs.
Argiles dispersées : correspondent à la catégorie des argiles qui soit adhérentes aux grains, soit les enduisent, soit encore occupent partiellement les pores. De ce fait, les pores sont rétrécis par les grains d'argiles, ce qui contribue à réduire considérablement l'écoulement des fluides et donc à diminuer la perméabilité.
Argiles structurales : correspondent aux argiles qui se présentent sous forme de grains ou de modules jouant le même rôle que les autres grains de la matrice. Elles représentent les mêmes caractéristiques des argiles laminées. Par contre, sur le plan de la perméabilité, leur rôle se rapproche plus à celui des argiles dispersées. Le calcul du volume d'argilesest primordial car il nous permet de déterminer si le réservoir est argileuxou propre, et de corriger les paramètres pétro physique sinfluencéspar la présence d'argiles. Pour cela il y a plusieurs méthodes pour l'estimer comme : Polarisation spontanée:
Figure imgf000004_0001
PSlog: Polarisation spontanée lue en face du niveau étudié. PSclean: Polarisation spontanée de la matrice.
PSshale : Polarisation spontanée lue en face un banc argileux, généralement égale à zéro.
Cette méthode repose sur l'hypothèse que la résistivité de l'eau interstitielle [Rw] estconstante pour toutes les zones considérées, en plus de ça, la réponse du PS à l'argilosité est linéaire.
Gamma-ray:
Le gamma-ray a été toujours utilisé comme indicateur de la teneur en argile, en raison de sa mesure de la radioactivité naturelle émise par certains noyaux atomiques instables, en supposant que l'argile est le seul minéral radioactif dans la roche.
Le volume d'argilesest mesuré généralement soit par la formule linéaire suivante:
Figure imgf000005_0001
Soit par l'utilisation du gamma-ray corrigé d'effet d'uraniumqui n'est pas nécessairement associé aux argiles mais c'est un indicateur principal de la matière organique :
Figure imgf000005_0002
Ou par les formules non linéaires de Steiber, Clavier, Larionov si on est dans un réservoir radioactif par ce qu'elles reflètent un volume d'argiles minimal par rapport à la formule linéaire (1 ,2 et 3) Steiber(1970) :
Figure imgf000005_0003
Clavier(1971) :
Figure imgf000006_0001
Larionov(roche ancienne):
Figure imgf000006_0002
Larionov(roche tertiaire):
Figure imgf000006_0003
Ces méthodes présentent beaucoup d'incertitude dans le cas des grès radioactifs ainsi qu'en présence d'argiles non radioactives (passifs).
Neutron-densité:
Figure imgf000006_0004
Cette méthode suppose que les porosités neutron et de densité sont corrigées en fonction de la lithologie appropriée et donne une fausse estimation en présence de gaz.
La porosité Désignée par la lettre [φ], La Porosité donne une indication de la capacité de la roche à stocker des fluides, elle est définie comme étant le rapport du volume des pores au volume total de la roche comme le montre l'équation suivante :
Figure imgf000006_0005
Avec : φ est la porosité totale.
Vt est le volume totale de la roche.
Vmatrix est le volume du solide dans la roche.
En première approximation d'après l'équation (1) on peut écrire le volume de la matricecomme suit :
Figure imgf000007_0001
Si Vt = 1 das ce ca le volume de la matrice s'écrit :
Figure imgf000007_0002
La porosité [φ] dépend de l'arrangement et de la taille des grains constituant la roche.
On distingue différents types de porosité :
La porosité totale : c'est le rapport du volume des vides (pores, fissures, cavités et fractures) de cette roche par rapport au volume total de l'échantillon.
La Porosité effective (utile) : c'est le rapport du volume des pores qui sont reliés entre eux au volume total de l'échantillon, elle sera inférieure ou égale à la porosité totale en fonction de quantité de pores isolés dans la roche.
Dans ce cas le volume de la matrice se calcule en utilisant l'expression suivante :
Figure imgf000007_0003
Ou : Vmatrix est le volume de la matrice (solide) par rapport au volume total de la roche. Vshale est le volume d'argile (eau liée + colloïdes sec) par rapport au volume total de la roche. φe est la porosité effective , elle s'exprime en fonction de la porosité totale [φ] par la relation suivante :
Figure imgf000007_0004
Avec : φe est la porosité effective, φsh est la porosité des argiles. Vshale est le volume d'argile. φ est la porosité totale. But de l'invention
La présente invention se fixe comme but la détermination quantitative du volume de la matric∈ [Vmatrix] et de la porosité effectiv∈ [φe] dans les réservoirs hétérogènes et anisotropes à partir des impédances acoustiques des ondes longitudinales (Ip) et transversales (Is).
L'invention tire sa particularité de :
L'estimation quantitative à l'échelle du puits du volume de la matrice [Vmatrix] , ainsi que la porosité effective [φe] à partir des lenteurs des ondes transversales [ΔTs] et longitudinales [ΔTp], de la densité global (p) et de la fonction caractérisant l'inter connectivité des pores g(/p,/s).
L'estimation quantitative à l'échelle de la sismique du volume de la matrice [Vmatrix] et de la porosité effective [φe] à partir des impédances des ondes transversales (Is) et longitudinales (Ip) issues d'une inversion stratigraphique et de la fonction de l'inter connectivité des pores g(/p,/s).
Présentation de l'essence de l'invention
L'objectif de cette invention est la détermination du volume de la matric∈ [Vmatrix] et de la porosité effective [φe] dans les réservoirs hétérogènes et anisotropes.
L'estimation de ces caractéristiques petro physiques permettra une meilleure estimation des paramètres d'intérêts à savoir la saturation en eau de formation [Sw] et la perméabilité absolue [K] ,ce conduira à une estimation très fiables des réserves d'hydrocarbures en place. L'invention tire sa particularité dans l'estimation quantitative dans les réservoirs hétérogènes et anisotropes du volume de la matrice [Vmatrix] et de la porosité effective [φe] à partir de lenteurs des ondes transversales [ΔTs] et longitudinales [ΔTp] et de la densité indépendamment de la lithologie et de la nature des fluides. Elle permettra également à l'échelle de la sismique l'estimation des attributs du volume de la matrice [Vmatrix] et de la porosité effective [φe] à partir des impédances acoustiques des ondes longitudinales [/p] et transversales [/s] issues d'une inversion stratigraphique (approche déterministe ou approche stochastique).
Enoncé des fiqures L'invention est illustrée dans ce qui suit par des figures référencées de 1 à 7, qui en éclairent certains aspects :
- La figure 1 montre le workflow à suivre pour déterminer le volume de la matrice
[Vmatrix] et la porosité effective [φe] à partir des données de puits. - La figure 2 montre le workflow à suivre pour déterminer le volume de la matrice
[Vmatrix] et la porosité effective [φe] à partir des données sismiques.
- la figure 3 montre le résultat du workflow de la figure 1. L'illustration montre les Logs du volume de la matrice [Vmatrix] ainsi que la comparaison de la porosité effective [φe] avec la porosité carotte estimée le long d'un puits dans un réservoir tigh_gaz.
- la figure 4 montre le résultat du workflow de la figure 1. L'illustration montre les Logs du volume de la matrice [Vmatrix] ainsi que la comparaison de la porosité effective [φe] avec la porosité carotte estimée le long d'un puits dans un réservoir carbonaté.
- la figure 5 montre le résultat du workflow de la figure 1. L'illustration montre les Logs du volume de la matrice [Vmatrix] ainsi que la comparaison de la porosité effective [φe] avec la porosité carotte estimée le long d'un puits dans un réservoir conventionnel à gaz. - la figure 6 montre le résultat du workflow de la figure 2. L'illustration montre les l'attribut du Volume de la matrice estimé à l'échelle de la sismique dans un réservoir argileux gréseux à partir des volumes des impédances des ondes longitudinales (lp) et transversales (Is) issues d'une inversion sismique. - la figure 7 montre le résultat du workflow de la figure 2. L'illustration montre les l'attribut de la porosité effective [φe] estimé à l'échelle de la sismique dans un réservoir argileux gréseux à partir des volumes des impédances des ondes longitudinales (Ip) et transversales (Is) issues d'une inversion sismique.
Description détaillée de l'invention:
Pendant la sédimentation et la lithification, certains des espaces poreux initialement développés ont été isolés des autres espaces poreux par divers processus dia génétiques et cata génétiques tels que la cimentation et le compaction. Ainsi, de nombreux pores seront interconnectés, tandis que d'autres seront complètement isolés. Cela conduit à deux catégories distinctes de porosité, à savoir, la porosité totale (absolue) et porosité effective, cette dernière est affectée par un certain nombre de facteurs lithologiques y compris le type, la teneur et l'hydratation des argiles présentes dans le la roche, l'hétérogénéité des grains ou des cristaux, le le classement granulométrique, la façon dont ils s'agencent par rapport au ciment (volume de la matrice solide), la taille des grains, mais la taille et la géométrie des pore et des canalicules les reliant, le mode de répartition de la porosité (tortuosité) affectent directement les paramètres d'intérêts (perméabilité et saturation en hydrocarbure) et auront un impact direct sur l'estimation des réserves en place, on s'attache donc dans notre raisonnement à déterminer le volume de la matrice solide [Vmatrix] et la porosité effective à partir des impédances acoustiques des ondes longitudinales et transversales (lp,ls) et la tortuosité [t] avec l'hypothèse suivante :
On Considère un milieu poreux constitué de trois (02) phases :
- Une phase solide multi minérales constituée par un mélange hétérogène de minéraux.
- Une phase fluide composée d'un mélange de fluides
Phase solide = [Vmatrix] = 1 - phase fluide
La somme du mélange des fluides (en décimal) est égal à l'unité Le volume de la matrice [Vmatrix] s'écrit pour les formations argilo-grèseuses en fonction des impédances acoustiques des ondes longitudinales [IP] et transversales [Is] comme suit:
Figure imgf000011_0001
g(lp,ls ) : représente la fonction d'inter connectivité de tous le réseau des pores elle est égale à :
Figure imgf000011_0002
Avec : c une constante qui varie entre 2 et 3 lp : représente l'impédance acoustique des ondes longitudinales qui est le produit de la densité globale (p) et la vitesse des ondes longitudinales (Vp) . lsest représente l'impédance acoustique des ondes transversales qui est le produit de la densité globale (p) et la vitesse des ondes longitudinales (Vs) .
Dans le cas le cas des réservoirs carbonatées et shale (gaz/oil) réservoirs le volume de la matrice [Vmatrix] est calculée à partir de l'impédance acoustiques des ondes transversales [Is] et la composition minéralogique entre le produit de la densité (Pmineral)i et la vitesse des ondes transversales ( Vsmineral)i de chaque minéral constitutif pondérés par les teneurs (Ci) de chaque minéral formant la roche par l'expression suivante :
Figure imgf000012_0001
Dans ce cas le volume d'argile se calcule en utilisant la relation suivante :
Figure imgf000012_0002
De sorte que la porosité connectée est déterminée par la relation suivante :
Figure imgf000012_0003
Or on sait que la tortuosité s'exprime par la relation suivant :
Figure imgf000012_0004
Alors la relation donnant la porosité effective s'écrit en fonction de la tortuosité :
Figure imgf000012_0005
Remarquant que la relation (18) est compatible puisque lorsque la porosité tend vers 1 (100% liquide) , la tortuosité tend vers 1 et la porosité effective φe est égale à la porosité totale φt = 1.par contre lorsque la porosité totale tend vers 0,1e volume de la matrice Vmatrix tend vers 1 et la tortuosité τ tend vers l'infini ce qui donne une porosité connectée φe nulle. a une constante qui varie entre 0.5 et 1 lp : représente l'impédance acoustique des ondes longitudinales qui est le produit de la densité globale (p) et la vitesse des ondes longitudinales (Vp) .
Is : représente l'impédance acoustique des ondes transversales qui est le produit de la densité globale (p) et la vitesse des ondes longitudinales (Vs) . φt : est la porosité totale du milieu poreux, φe : est la porosité effective du milieu poreux Vmatrix: est le volume de la matrice solide du mileu poreux τ : est la tortuosité du réseau poral.
Mode de réalisation de l'invention
L'invention consiste à déterminer quantitativement le volume de la matrice [Vmatrix] et de la porosité effective [φe] au niveau du puits et à l'échelle de la sismique dans les réservoirs hétérogènes et anisotropes indépendamment de la lithologie en huit (10) étapes.
On procède de façon à évaluer respectivement au niveau du puits les impédances des ondes longitudinales ( Ip ) et transversales (/s) 101 à partir des logs du sonie (ΔT)] , du shear sonie [ΔTs] et de la densité globale (pb).
On procède à l'estimation au niveau du puits de la fonction d'inter connectivité g(lp, ls) 102 à partir des impédances des ondes longitudinales (Ip) et transversales (/s) en utilisant les équations (14)
On procède à l'estimation au niveau du puits du volume de la matrice [Vmatrix] dans un réservoir argilo-gréseux 103, à partir des impédances acoustiques des ondes longitudinales (/p) et transversales [/s] estimées dans l'étape 1 et de la fonction d'inter connectivité g(lp,ls ) estimée dans l'étape 2 en utilisant l'équation (13).
On procède à l'estimation au niveau du puits du volume de la matrice [Vmatrix] dans un réservoir de type carbonaté et shale (gaz/oil) 104, à partir des impédances acoustiques des ondes longitudinales (/p) et transversales [/s] estimées dans l'étape 1 et de la fonction d'inter connectivité g(lp,ls ) estimée dans l'étape 2 en utilisant l'équation (15).
On procède à l'estimation au niveau du puits de la porosité effective [φe] 105, à partir des de l'impédance des ondes longitudinales (/p) estimée à l'étape 1 et du volume de la matrice [Vmatrix] en utilisant l'équation (19).
On procède de façon à évaluer respectivement à l'échelle de la sismique les volumes des impédances acoustiques des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) 106 issues d'une inversion stratigraphique (déterministe ou stochastique).
On procède à l'estimation à l'échelle réservoir (c'est-à-dire à l'échelle de la sismique) de la fonction d'inter connectivité g(lp,ls) 107 à partir des impédances des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) issues de l'inversion stratigraphique en utilisant les équations (14)
On procède de façon à évaluer respectivement à l'échelle de la sismique l'attribut du volume de la matric∈ [Vmatrix] dans un réservoir agilo-greseux108 à partir des impédances acoustique des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) issues de l'inversion sismiques estimées dans l'étape 6 et de la fonction d'inter connectivité g(lp,ls), estimée dans l'étape 7 en utilisant l'équation (13).
On procède de façon à évaluer respectivement à l'échelle de la sismique l'attribut du volume de la matrice [Vmatrix] dans un réservoir de type carbonaté et shale (gaz/oil) 109 à partir des impédances acoustique des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) issues de l'inversion sismiques estimées dans l'étape 6 et de la fonction d'inter connectivité g(lp,ls)> estimée dans l'étape 7 en utilisant l'équation (15). On procède à l'estimation à l'échelle de la sismique de l'attribut de la porosité effective [φe] 110, à partir des impédances acoustique des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) issues de l'inversion sismiques estimées dans l'étape 6 et de l'attribut du volume de la matrice [Vmatrix] en utilisant l'équation (19).

Claims

Revendications
1 -Procédé d'estimation du volume de la matrice [Vmatrix] dans les réservoirs hétérogènes et anisotropes et indépendamment de de la lithologie en utilisant les enregistrements des diagraphies au niveau du puits, le log de la densité globale (pb) et les lenteurs des ondes longitudinales (DTR ) et transversales (ATS ) est caractérisé par les étapes selon lesquelles :
Calcul des logs des impédances acoustiques des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) à partir des enregistrements des lenteurs des ondes longitudinales (ΔTp) et transversales (ΔTs) ainsi que la densité globale (pb) au niveau du puits. Estimation, au niveau du puits du volume de la fonction d'inter connectivité g (Ip, Is) partir des logs des impédances acoustiques (/p) et (/s) calculées précédemment en utilisant la relation suivante :
Figure imgf000016_0001
Estimation, au niveau du puits du volume de la matrice [Vmatrix] dans les réservoirs argilo-gréseux à partir des logs des impédances acoustiques ( Ip ) et (/s) et la fonction d'inter connectivité g (/p,/s) calculées précédemment en utilisant la relation suivante :
Figure imgf000016_0002
Avec : c une constante variant peu c'est-à-dire c ∈ [2 , 3] le rapport des impédances des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) g(lp,ls ) e st la fonction d'inter connectivité des pores du matériau poreux.
(/p) est l'impédance des ondes longitudinales égale à (pb. Vp) (Is) est l'impédance des ondes transversales égale à (pb.Vs) (pb) : est la densité globale et
Figure imgf000017_0001
Figure imgf000017_0002
Vp : est la vitesse des ondes longitudinales. Vs : est la vitesse des ondes transversales.
Estimation, au niveau du puits du volume de la matrice [Vmatrix] dans les réservoirs carbonatés à partir des logs des impédances acoustiques (/p) et (Is) et la fonction d'inter connectivité g(/p, /s) calculées précédemment en utilisant la relation suivante :
Figure imgf000017_0003
2-Procédé selon la revendication 1 , caractérise en ce que la porosité effective[φe] est Déterminée au niveau du puits à partir de la porosité totale φt , le volume de la matrice [Vmatrix] et la tortuosité τ par la relation suivante :
Figure imgf000017_0004
φt : est la porosité totale du milieu poreux, φe : est la porosité effective du milieu poreux Vmatrix : est le volume de la matrice solide du mileu poreux τ : est la tortuosité du réseau poral. 3-Procédé selon la revendication 1 , caractérise en ce que la porosité effective[φe] est déterminée des impédances acoustiques (/p) et (/s) et la fonction d'inter connectivité g(/p,/s) calculées précédemment par la relation suivante :
Figure imgf000018_0001
Avec : c une constante variant peu c'est-à-dire c ∈ [2 , 3] a une constante variant peu c'est-à-dire a ∈ [0.5 , 1] le rapport des impédances des ondes longitudinales (Ip) et transversales (/s)
Figure imgf000018_0003
g(lp, ls ) est la fonction d'inter connectivité des pores du matériau poreux.
(/p) est l'impédance des ondes longitudinales égale à (pb. Vp)
(/s) est l'impédance des ondes transversales égale à (pb. Vs)
(pb) est la densité globale φt est la porosité totale φe est la porosité connectée
Figure imgf000018_0002
Vp : est la vitesse des ondes longitudinales.
Vs : est la vitesse des ondes transversales. 4-Procédé d'estimation quantitative à l'échelle de la sismique des attributs volume de la matrice [Vmatrix] et de la porosité effective [φe] caractérisant un réservoir hétérogène et anisotrope, en utilisant une inversion stratigraphique caractérisé par les étapes selon lesquelles :
On détermine à l'échelle de la sismique les volumes des impédances acoustiques des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) à partir d'une inversion stratigraphique. On détermine à l'échelle de la sismique la fonction d'inter connectivité g (/p,/s) à partir des volumes des impédances acoustiques des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) issues d'une inversion stratigraphique en utilisant la relation :
Figure imgf000019_0001
On détermine à l'échelle de la sismique l'attribut du volume de la matric∈ [Vmatrix] dans les réservoirs argilo-gréseux à partir des impédances acoustiques des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) et la fonction d'inter connectivité g(/p, /s) en utilisant la relation suivante :
Figure imgf000019_0002
Avec : c une constante variant peu c'est-à-dire c ∈ [2 , 3] le rapport des impédances des ondes longitudinales (/p) et transversales (/s) g{lp,ls )
Figure imgf000019_0004
est la fonction d'inter connectivité des pores du matériau poreux.
(/p) est l'impédance des ondes longitudinales.
(/s) est l'impédance des ondes transversales.
Figure imgf000019_0003
Vp : est la vitesse des ondes longitudinales.
Vs : est la vitesse des ondes transversales. On détermine à l'échelle de la sismique l'attribut du volume de la matrice [Vmatrix] dans les réservoirs de type carbonatés et shale (gaz/oil) à partir des impédances acoustiques des ondes longitudinales ( Ip ) et transversales (/s) :
Figure imgf000020_0001
5-Procédé d'estimation quantitative à l'échelle de la sismique de l'attribut de la porosité effective [φe] caractérisant un réservoir hétérogène et anisotrope, en utilisant une inversion stratigraphique caractérisé par les étapes selon lesquelles :
On détermine à l'échelle de la sismique l'attribut de la porosité effective [φe] à partir des impédances acoustiques des ondes longitudinales (Ip) et transversales (/s) et le volume de la matrice (Vmatrix) et la porosité en utilisant la relation suivante :
Figure imgf000020_0002
φt est la porosité totale du milieu poreux, φe est la porosité effective du milieu poreux Vmatrix est le volume de la matrice solide du mileu poreux τ est la tortuosité du milieu poreux.
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