En la industria del petróleo y el gas, el modelado de yacimientos implica la construcción de un modelo informático de un yacimiento de petróleo , con el fin de mejorar la estimación de reservas y tomar decisiones con respecto al desarrollo del campo, predecir la producción futura, colocar pozos adicionales y evaluar yacimientos alternativos. escenarios de gestión.
Un modelo de yacimiento representa el espacio físico del yacimiento mediante una serie de celdas discretas, delineadas por una cuadrícula que puede ser regular o irregular. La matriz de celdas suele ser tridimensional, aunque a veces se utilizan modelos 1D y 2D. Los valores de atributos como porosidad , permeabilidad y saturación de agua están asociados con cada celda. Se considera implícitamente que el valor de cada atributo se aplica uniformemente en todo el volumen del depósito representado por la celda.
Los modelos de yacimientos normalmente se dividen en dos categorías:
A veces se utiliza un único "modelo terrestre compartido" para ambos propósitos. Más comúnmente, un modelo geológico se construye con una resolución relativamente alta (fina). Se construye una cuadrícula más gruesa para el modelo de simulación de yacimientos, con quizás dos órdenes de magnitud menos de celdas. Luego, los valores efectivos de los atributos para el modelo de simulación se derivan del modelo geológico mediante un proceso de ampliación. Alternativamente, si no existe ningún modelo geológico, los valores de los atributos para un modelo de simulación pueden determinarse mediante un proceso de muestreo de mapas geológicos.
La incertidumbre en los valores verdaderos de las propiedades del yacimiento a veces se investiga construyendo varias realizaciones diferentes de los conjuntos de valores de atributos. El comportamiento de los modelos de simulación resultantes puede entonces indicar el nivel asociado de incertidumbre económica.
La frase "caracterización de yacimientos" se utiliza a veces para referirse a las actividades de modelado de yacimientos hasta el punto en que un modelo de simulación está listo para simular el flujo de fluidos.
Se utiliza software disponible comercialmente en la construcción, simulación y análisis de los modelos de yacimiento. [1]
Los procesos necesarios para construir modelos de yacimientos se describen con la frase Sísmica para simulación . El proceso es exitoso si el modelo refleja con precisión los registros del pozo originales , los datos sísmicos y el historial de producción.
Los modelos de yacimientos se construyen para obtener una mejor comprensión del subsuelo que conduzca a una ubicación de pozos informada, una estimación de reservas y una planificación de la producción . Los modelos se basan en mediciones tomadas en el campo, incluidos registros de pozos, estudios sísmicos e historial de producción. [2]
La simulación sísmica permite la integración cuantitativa de todos los datos de campo en un modelo de yacimiento actualizable construido por un equipo de geólogos , geofísicos e ingenieros. Las técnicas clave utilizadas en el proceso incluyen petrofísica integrada y física de rocas para determinar el rango de litotipos y propiedades de las rocas, inversión geoestadística para determinar un conjunto de modelos plausibles de propiedades de rocas derivados de la sísmica con suficiente resolución vertical y heterogeneidad para la simulación de flujo, transferencia de cuadrícula estratigráfica a mover con precisión los datos derivados de la sísmica al modelo geológico y simular el flujo para la validación y clasificación del modelo para determinar el modelo que mejor se adapta a todos los datos.
El primer paso en la simulación sísmica es establecer una relación entre las propiedades petrofísicas clave de la roca y las propiedades elásticas de la roca. Esto es necesario para encontrar puntos en común entre los registros del pozo y los datos sísmicos. [3]
Los registros de los pozos se miden en profundidad y proporcionan datos verticales de alta resolución, pero no permiten conocer el espacio entre los pozos. Los sísmicos se miden en el tiempo y proporcionan un gran detalle lateral pero su resolución vertical es bastante limitada. Cuando se correlacionan, se pueden utilizar registros de pozos y sísmica para crear un modelo 3D a escala fina del subsuelo.
El conocimiento de las propiedades de las rocas proviene de una combinación de conocimientos geológicos básicos y mediciones de pozos. Basándose en la comprensión de cómo se formó el área a lo largo del tiempo, los geólogos pueden predecir los tipos de rocas que probablemente estarán presentes y con qué rapidez varían espacialmente. Las mediciones de registros de pozos y núcleos proporcionan muestras para verificar y perfeccionar esa comprensión.
Los petrofísicos utilizan los datos sísmicos para identificar las cimas de varios litotipos y la distribución de las propiedades de las rocas en el espacio entre pozos utilizando atributos de inversión sísmica como la impedancia . Los estudios sísmicos miden los contrastes de impedancia acústica entre las capas de roca. A medida que se encuentran diferentes estructuras geológicas, la onda sonora se refleja y refracta en función del contraste de impedancia entre las capas. La impedancia acústica varía según el tipo de roca y, por lo tanto, puede correlacionarse con las propiedades de la roca utilizando relaciones físicas de la roca entre los atributos de inversión y las propiedades petrofísicas como porosidad , litología , saturación de agua y permeabilidad .
Una vez que los registros de pozo se acondicionan y editan adecuadamente, se genera un modelo de roca petrofísica que se puede utilizar para derivar las propiedades elásticas efectivas de la roca a partir de parámetros de fluidos y minerales, así como de información de la estructura de la roca. Los parámetros del modelo se calibran comparando los registros sónicos sintéticos con los elásticos disponibles . Los cálculos se realizan siguiendo una serie de algoritmos de física de rocas que incluyen: Xu & White, Greenberg & Castagna, Gassmann, Gardner, Hashin-Shtrikman superior e inferior modificado y Batzle & Wang.
Cuando se completa el modelo de roca petrofísica, se crea una base de datos estadística para describir los tipos de roca y sus propiedades conocidas, como la porosidad y la permeabilidad. Se describen los litotipos, junto con sus distintas propiedades elásticas.
En el siguiente paso de la sísmica a la simulación, las técnicas de inversión sísmica combinan datos sísmicos y de pozos para producir múltiples modelos 3D igualmente plausibles de las propiedades elásticas del yacimiento. Los datos sísmicos se transforman en registros de propiedades elásticas en cada rastro. Se utilizan técnicas de inversión deterministas para proporcionar una buena visión general de la porosidad sobre el campo y sirven como control de calidad. Para obtener el mayor detalle necesario para una geología compleja , se emplea inversión estocástica adicional. [4]
Los procedimientos de inversión geoestadística detectan y delimitan yacimientos delgados que de otro modo estarían mal definidos. [5] La inversión geoestadística basada en la cadena de Markov Monte Carlo (MCMC) aborda el problema de escalamiento vertical mediante la creación de propiedades de roca derivadas de sísmicas con muestreo vertical compatible con modelos geológicos.
Todos los datos de campo se incorporan al proceso de inversión geoestadística mediante el uso de funciones de distribución de probabilidad (PDF). Cada PDF describe datos de entrada particulares en términos geoestadísticos utilizando histogramas y variogramas , que identifican las probabilidades de un valor determinado en un lugar específico y la escala y textura general esperada según el conocimiento geológico.
Una vez construidas, las PDF se combinan mediante inferencia bayesiana , lo que da como resultado una PDF posterior que se ajusta a todo lo que se sabe sobre el campo. [6] Se utiliza un sistema de ponderación dentro del algoritmo, lo que hace que el proceso sea más objetivo.
A partir del PDF posterior, las realizaciones se generan utilizando un algoritmo Monte Carlo de cadena de Markov. Estas realizaciones son estadísticamente justas y producen modelos de alto detalle, precisión y realismo. Las propiedades de la roca, como la porosidad, se pueden cosimular a partir de las propiedades elásticas determinadas por la inversión geoestadística. Este proceso se repite hasta que se identifica el modelo que mejor se ajusta.
Los parámetros de inversión se ajustan ejecutando la inversión muchas veces con y sin datos del pozo. Sin los datos del pozo, las inversiones se ejecutan en modo de pozo ciego. Estas inversiones en modo de pozo ciego prueban la confiabilidad de la inversión restringida y eliminan posibles sesgos.
Este enfoque estadístico crea múltiples modelos equiprobables consistentes con la sísmica, los pozos y la geología. La inversión geoestadística se invierte simultáneamente para tipos de impedancia y propiedades discretas, y luego se pueden cosimular conjuntamente otras propiedades petrofísicas como la porosidad.
Los volúmenes de producción tienen una tasa de muestreo consistente con el modelo de yacimiento porque la síntesis de modelos de muestreo fino es la misma que la de los registros de pozo. Las propiedades de inversión son consistentes con las propiedades de los registros de pozo porque los histogramas utilizados para generar las propiedades de la roca de salida a partir de la inversión se basan en los valores de los registros de pozos para esas propiedades de las rocas.
La incertidumbre se cuantifica mediante el uso de semillas aleatorias para generar realizaciones ligeramente diferentes, particularmente para áreas de interés. Este proceso mejora la comprensión de la incertidumbre y el riesgo dentro del modelo.
Después de la inversión geoestadística y en preparación para la comparación histórica y la simulación de flujo, el modelo estático se vuelve a cuadricular y ampliar. La transferencia convierte simultáneamente el tiempo en profundidad para las distintas propiedades y las transfiere en 3D desde la cuadrícula sísmica a una cuadrícula de puntos de esquina . Se conservan las ubicaciones relativas de las propiedades, lo que garantiza que los puntos de datos de la cuadrícula sísmica lleguen a la capa estratigráfica correcta en la cuadrícula de puntos de las esquinas. [6]
El modelo estático construido a partir de sísmica es típicamente ortogonal, pero los simuladores de flujo esperan cuadrículas de puntos de esquina. La cuadrícula de puntos de esquina consta de cubos que generalmente son mucho más toscos en la dirección horizontal y cada esquina del cubo se define arbitrariamente para seguir las características principales de la cuadrícula. La conversión directa de un punto ortogonal a un punto de esquina puede causar problemas como la creación de discontinuidades en el flujo de fluido .
Una cuadrícula estratigráfica intermedia garantiza que las estructuras importantes no queden tergiversadas en la transferencia. La grilla estratigráfica tiene el mismo número de celdas que la grilla sísmica ortogonal, pero los límites están definidos por superficies estratigráficas y las celdas siguen la organización estratigráfica. Esta es una representación estratigráfica de los datos sísmicos utilizando la interpretación sísmica para definir las capas. Luego, el modelo de cuadrícula estratigráfica se asigna a la cuadrícula de puntos de esquina ajustando las zonas.
Utilizando los modelos de porosidad y permeabilidad y una función de altura de saturación, se construyen modelos de saturación iniciales. Si los cálculos volumétricos identifican problemas en el modelo, se realizan cambios en el modelo petrofísico sin que el modelo se desvíe de los datos de entrada originales. Por ejemplo, se añaden fallos de estanqueidad para una mayor compartimentación.
En el último paso de la simulación sísmica, la simulación de flujo continúa el proceso de integración incorporando el historial de producción. Esto proporciona una validación adicional del modelo estático frente a la historia. Un conjunto representativo de las realizaciones del modelo a partir de la inversión geoestadística se compara históricamente con los datos de producción. Si las propiedades en el modelo son realistas, el comportamiento de la presión de fondo del pozo simulada debe coincidir con la presión de fondo del pozo histórica (medida). [7] Los caudales de producción y otros datos de ingeniería también deberían coincidir.
Según la calidad del partido, se eliminan algunos modelos. Después del proceso inicial de coincidencia del historial, los parámetros dinámicos del pozo se ajustan según sea necesario para cada uno de los modelos restantes para mejorar la coincidencia. El modelo final representa la mejor coincidencia con las mediciones de campo y los datos de producción originales y luego se utiliza en las decisiones de perforación y la planificación de la producción.