modelagem de reservatório - Reservoir modeling

Captura de tela de um mapa estrutura gerada pelo software Mapa de contorno para um gás profunda 8.500 pés & reservatório de óleo no campo Erath, Vermilion Parish , Erath, Louisiana . A diferença da esquerda para a direita, perto do topo do mapa de contorno indica uma linha de falha . Esta linha de falha é entre as linhas azul / verde do contorno e as linhas vermelhas roxo / / amarelo contorno. A linha circular vermelho fino contorno no meio do mapa indica o topo do reservatório de óleo. Porque o gás flutua acima óleo, a linha fina contorno vermelho marca a zona de contacto gás / petróleo.

Na indústria de petróleo e gás, modelagem de reservatório envolve a construção de um modelo de computador de um reservatório de petróleo , para efeitos de melhorar a estimativa de reservas e tomada de decisões sobre o desenvolvimento do campo, a previsão de produção futura, colocando poços adicionais e avaliar alternativas cenários de gestão de reservatório.

Um modelo de reservatório representa o espaço físico do reservatório por uma matriz de células discretas, delineada por uma grelha que pode ser regular ou irregular. A matriz de células é geralmente tridimensional, embora os modelos 1D e 2D são por vezes utilizados. Os valores de atributos, tais como a porosidade , permeabilidade e saturação de água estão associados com cada célula. O valor de cada atributo é considerada implicitamente para aplicar uniformemente por todo o volume do reservatório representado pela célula.

Tipos de modelo de reservatório

modelos de reservatórios geralmente caem em duas categorias:

• Modelos geológicos são criados por geólogos e geophysicists e destinam-se a proporcionar uma descrição estática do reservatório, antes da produção.
• Simulação reservatório modelos são criados por engenheiros de reservatório e utilizar métodos de diferenças finitas para simular o fluxo de fluidos no interior do reservatório, ao longo do seu tempo de vida de produção.

Às vezes, um único "modelo de terra compartilhada" é usado para ambos os fins. Mais comumente, um modelo geológico é construído em uma resolução relativamente alta (fino). Uma grade mais grossa para o modelo de simulação do reservatório é construído, com talvez duas ordens de magnitude menos células. Os valores efectivos de atributos para o modelo de simulação são então derivadas a partir do modelo geológico por um processo de aumento de escala. Em alternativa, se não existe nenhum modelo geológico, os valores de atributos para um modelo de simulação pode ser determinada por um processo de amostragem de mapas geológicos.

Incerteza nos valores reais das propriedades do reservatório é por vezes investigada através da construção de vários diferentes realizações dos conjuntos de valores de atributo. O comportamento dos modelos de simulação resultantes podem então indicar o nível associado de incerteza econômica.

A frase "caracterização de reservatórios" é por vezes utilizado para se referir a atividades de modelagem de reservatório até o ponto em um modelo de simulação está pronto para simular o fluxo de fluidos.

Comercialmente software disponível é utilizada na construção, simulação e análise dos modelos de reservatório.

Sísmica a simulação

Os processos requeridos para construir modelos de reservatório são descritos pela frase sísmicos a simulação . O processo é bem-sucedido se o modelo reflete com precisão os originais perfis de poços , dados sísmicos e histórico de produção.

Modelos de reservatórios são construídos para obter uma melhor compreensão do subsolo que leva a colocação bem informado, estimativa de reservas e planejamento de produção . Modelos são baseados em medições feitas no campo, incluindo registros de poços, levantamentos sísmicos e histórico de produção.

Sísmica de simulação permite a integração quantitativa de todos os dados de campo em um modelo de reservatório atualizável construído por uma equipe de geólogos, geofísicos e engenheiros. Técnicas fundamentais utilizadas no processo incluem integrado petrofísica e física rocha para determinar a gama de litotipos e propriedades da rocha, geoestatística inversão para determinar um conjunto de modelos de propriedades plausíveis sísmicas-derivado de rocha no suficiente resolução vertical e heterogeneidade para a simulação de fluxo, stratigraphic de transporte da rede de mover com precisão dados sísmicos derivado do modelo geológico, e fluxo de simulação para validação do modelo e ranking para determinar o modelo que melhor se adapta todos os dados.

física Rock e petrofísica

O primeiro passo para a simulação sísmica está a estabelecer uma relação entre as propriedades de rocha chave petrofísicos e propriedades elásticas da rocha. Isto é necessário, a fim de encontrar um terreno comum entre os perfis de poços e dados sísmicos.

Bem logs são medidos em profundidade e fornecer dados verticais de alta resolução, mas nenhuma visão sobre o espaço inter-bem. Sísmica são medidas em tempo e fornecem grande detalhe lateral, mas é bastante limitada na sua resolução vertical. Quando correlacionados, bem logs e sísmica pode ser usado para criar um modelo 3D em escala fina do subsolo.

Visão sobre as propriedades da rocha vem a partir de uma combinação de compreensão geológico e bem-furo medições básicas. Com base na compreensão de como a área foi formada ao longo do tempo, os geólogos podem prever os tipos de rochas que possam estar presentes e quão rapidamente eles variam espacialmente. Bem log e medições do núcleo fornecer amostras para verificar e afinar esse entendimento.

Dados sísmicos é usado por petrophysicists para identificar os topos dos vários litotipos e a distribuição das propriedades da rocha no espaço inter-cavidade utilizando inversão sísmica atributos tais como impedância . Sísmica impedância acústica medida inquéritos contrastes entre camadas de rocha. Como diferentes estruturas geológicas são encontradas, a onda sonora reflecte e refracts como uma função do contraste de impedância entre as camadas. Impedância acústica varia de acordo com o tipo de rocha e, portanto, pode ser correlacionada com a rocha propriedades usando as relações física rocha entre os atributos e propriedades de inversão petrofísicos tais como porosidade , lithology , saturação de água , e permeabilidade .

Uma vez que perfis de poços estão devidamente condicionado e editada, é gerado um modelo rocha petrofísicos que pode ser usado para derivar as propriedades da rocha elástica eficazes a partir de parâmetros de fluido e minerais, bem como informação sobre a estrutura de rocha. Os parâmetros do modelo são calibrados por comparação da sintético para os elásticos disponíveis sónicas toras. Os cálculos são realizados de acordo com um número de Física rocha algoritmos incluindo: Xu & branco, Greenberg & Castagna, Gassmann, Gardner, modificado superior e inferior Hashin-Shtrikman, e Batzle & Wang.

Quando o modelo de rocha petrofísicos é completa, uma base de dados estatísticos é criado para descrever os tipos de rocha e suas propriedades conhecidas, tais como a porosidade e permeabilidade. Litotipos são descritos, juntamente com as suas propriedades elásticas distintas.

MCMC inversão geoestatística

No passo seguinte de sísmica a simulação, técnicas de inversão sísmicas combinam bem e sísmicos de dados para produzir vários modelos 3D igualmente plausíveis das propriedades elásticas do reservatório. dados sísmicos é transformado em log (s) propriedade elástica em cada traço. técnicas de inversão determinísticos são utilizados para proporcionar uma boa visão geral da porosidade sobre o campo, e servir como um controlo de qualidade. Para obter mais pormenor necessário para complexa geologia, inversão estocástica adicional é, então, empregue.

Procedimentos de inversão Geostatistical detectar e delinear reservatórios finas de outro modo mal definidos. Cadeia de Markov de Monte Carlo (MCMC) inversão geoestatística baseado aborda o problema de escala vertical, criando sísmicas propriedades da rocha com derivados de amostragem vertical, compatível com os modelos geológicos.

Todos os dados do campo é incorporada no processo de inversão de geoestatística através da utilização de funções de distribuição de probabilidade (FDP). Cada PDF descreve uma determinada dados de entrada em termos de geoestatística utilizando histogramas e variogramas , que identificam as chances de um determinado valor em um lugar específico e a escala global esperado e textura baseado em uma visão geológica.

Uma vez construídos, os PDF são combinados usando inferência Bayesiana , resultando em um PDF posterior que está de acordo com tudo o que se conhece sobre o campo. Um sistema de ponderação é usado dentro do algoritmo, tornando o processo mais objetivo.

Do posterior PDF, realizações são gerados usando uma cadeia de Markov algoritmo de Monte Carlo. Essas realizações são estatisticamente justo e produzir modelos de alta resolução, precisão e realismo. propriedades da rocha como porosidade pode ser cosimulated das propriedades elásticas determinada pela inversão geoestatística. Este processo é iterativo até que um melhor ajuste do modelo é identificado.

parâmetros de inversão estão sintonizados executando a inversão muitas vezes com e sem dados de poços. Sem os dados de poços, as inversões estão em execução no modo cego poços. Estas inversões modo cego poços testar a fiabilidade da inversão constrangido e remover potencial de polarização.

Esta abordagem estatística cria vários modelos, equi-provável consistentes com a sísmica, poços e geologia. inversão Geostatistical inverte simultaneamente por impedância e Propriedades discretas tipos, e outras propriedades, tais como a porosidade petrofísicos pode então ser cosimulated conjuntamente.

Os volumes de saída estão a uma taxa de amostragem de acordo com o modelo de reservatório, porque fazendo sintéticos de modelos finamente amostra é a mesma, a partir de perfis de poços. propriedades de inversão são consistentes com as propriedades de registo assim porque os histogramas usados ​​para gerar as propriedades de saída a partir de rocha a inversão se baseiam em valores de log bem para essas propriedades da rocha.

Incerteza é quantificado usando sementes aleatórios para gerar ligeiramente diferentes realizações, em especial nas zonas de interesse. Este processo melhora a compreensão da incerteza e do risco dentro do modelo.

transporte da rede estratigráfica

Com a inversão geoestatística e em preparação para ajuste de histórico e fluxo de simulação, o modelo estático é re-grade e up-dimensionado. A transferência converte simultaneamente tempo para profundidade para as várias propriedades e os transfere em 3D da rede sísmica a uma rede ponto-canto . As localizações relativas das propriedades são preservadas, assegurando pontos de dados na rede sísmica chegam na camada stratigraphic correcto no ponto de canto da grade.

O modelo estático construído a partir sísmico é tipicamente ortogonal mas simuladores de fluxo de esperar grades ponto de canto. A grade de ponto de canto consiste em cubos que são geralmente muito mais grosseiro na direção horizontal e cada canto do cubo é arbitrariamente definida a seguir as principais características na grade. Convertendo directamente a partir ortogonal ao ponto de canto pode causar problemas, tais como a criação de descontinuidade no fluxo de fluido.

Uma grade stratigraphic intermediário assegura que as estruturas importantes não está mal representada na transferência. A grade stratigraphic tem o mesmo número de células como a grelha ortogonal sísmica, mas os limites são definidos por superfícies estratigráficas e as células seguir a organização stratigraphic. Esta é uma representação stratigraphic dos dados sísmicos que utilizam a interpretação sísmica para definir as camadas. O modelo da grade estratigráfica é então mapeado para a grade ponto de canto, ajustando as zonas.

Usando os modelos de porosidade e permeabilidade e uma função de altura saturação, modelos de saturação iniciais são construídos. Se os cálculos volumétricos identificar problemas no modelo, as mudanças são feitas no modelo petrofísicos sem causar o modelo para desviar-se dos dados de entrada originais. Por exemplo, defeitos de selagem são adicionados para maior compartimentalização.

validação do modelo e classificação

Na última etapa de sísmica de simulação, simulação de fluxo continua o processo de integração, trazendo na história da produção. Isso proporciona uma maior validação do modelo estático contra a história. Um conjunto representativo das realizações modelo de inversão geoestatística são história comparados com dados de produção. Se as propriedades do modelo são realistas, simulou bem o comportamento bottom pressão furo deve corresponder (medida) Pressão buraco histórico bem inferior. as taxas de fluxo de produção e outros dados de engenharia também deve corresponder.

Com base na qualidade do jogo, alguns modelos são eliminados. Após o processo inicial jogo história, parâmetros bem dinâmicas são ajustadas conforme necessário para cada um dos restantes modelos para melhorar o jogo. O modelo final representa o melhor jogo para medições de campo originais e dados de produção e é então utilizado nas decisões de perfuração e planejamento de produção.

Veja também

• A extracção de petróleo
• Engenharia de petróleo
• Simulação de computador
• simulador de reservatório
• Aumento do Núcleo

Referências

Outras leituras