Modelado de yacimientos

El primer paso en la simulación sísmica consiste en establecer una relación entre las propiedades petrofísicas clave de la roca y sus propiedades elásticas . Esto es necesario para encontrar puntos en común entre los registros de pozos y los datos sísmicos. ^{[ 3 ]}

Los registros de pozos miden la profundidad y proporcionan datos verticales de alta resolución, pero no ofrecen información sobre el espacio entre pozos. Los datos sísmicos miden el tiempo y proporcionan gran detalle lateral, pero su resolución vertical es bastante limitada. Al correlacionarse, los registros de pozos y los datos sísmicos pueden utilizarse para crear un modelo 3D a escala fina del subsuelo.

El conocimiento de las propiedades de las rocas se obtiene mediante una combinación de conocimientos geológicos básicos y mediciones de pozos. A partir de la comprensión de cómo se formó la zona a lo largo del tiempo, los geólogos pueden predecir los tipos de roca que probablemente estén presentes y la rapidez con que varían espacialmente. Los registros de pozos y las mediciones de testigos proporcionan muestras para verificar y perfeccionar dicho conocimiento.

Los petrofísicos utilizan datos sísmicos para identificar la parte superior de diversos litotipos y la distribución de las propiedades de las rocas en el espacio entre pozos, empleando 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 mediante relaciones de física de rocas entre los atributos de inversión y las propiedades petrofísicas, tales como la porosidad , la litología , la saturación de agua y la permeabilidad .

Una vez que los registros de pozos se han acondicionado y editado adecuadamente, se genera un modelo petrofísico de roca que permite derivar las propiedades elásticas efectivas de la roca a partir de parámetros de fluidos y minerales, así como de información sobre la estructura de la roca. Los parámetros del modelo se calibran comparando los registros sónicos elásticos sintéticos con los disponibles . Los cálculos se realizan siguiendo diversos algoritmos de física de rocas , entre los que se incluyen: Xu y White, Greenberg y Castagna, Gassmann, Gardner, Hashin-Shtrikman superior e inferior modificados y Batzle y Wang.

Una vez completado el modelo petrofísico de la roca, 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 propiedades elásticas características.

En la siguiente etapa de la sísmica a la simulación, las técnicas de inversión sísmica combinan datos de pozos y sísmicos 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 traza. Se utilizan técnicas de inversión deterministas para proporcionar una buena visión general de la porosidad en todo el campo y sirven como control de calidad. Para obtener el mayor detalle necesario para la geología compleja , se emplea una 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 cadenas de Markov Monte Carlo (MCMC) aborda el problema de la escala vertical mediante la creación de propiedades de roca derivadas de datos sísmicos 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 (FDP). Cada FDP describe un dato de entrada específico en términos geoestadísticos utilizando histogramas y variogramas , que identifican la probabilidad de un valor determinado en un lugar específico y la escala y textura generales esperadas 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 ]} Dentro del algoritmo se utiliza un sistema de ponderación, lo que hace que el proceso sea más objetivo.

A partir de la función de densidad de probabilidad posterior, se generan realizaciones mediante un algoritmo de Monte Carlo de cadena de Markov. Estas realizaciones son estadísticamente equitativas y producen modelos de gran detalle, precisión y realismo. Las propiedades de la roca, como la porosidad, pueden simularse conjuntamente con las propiedades elásticas determinadas por la inversión geoestadística. Este proceso se itera hasta identificar el modelo que mejor se ajusta a los datos.

Los parámetros de inversión se ajustan ejecutando la inversión repetidamente con y sin datos de pozo. Sin los datos de pozo, las inversiones se ejecutan en modo de pozo ciego. Estas inversiones en modo de pozo ciego ponen a prueba la fiabilidad de la inversión restringida y eliminan posibles sesgos.

Este enfoque estadístico crea múltiples modelos equiprobables que son consistentes con los datos sísmicos, de pozos y geológicos. La inversión geoestadística invierte simultáneamente la impedancia y los tipos de propiedades discretas, y otras propiedades petrofísicas, como la porosidad, pueden simularse conjuntamente.

Los volúmenes de salida se obtienen a una frecuencia de muestreo consistente con el modelo de yacimiento, ya que la creación de modelos sintéticos a partir de muestras finas es equivalente a la realizada a partir de registros de pozos. Las propiedades de inversión son consistentes con las propiedades de los registros de pozos, puesto que 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 dichas propiedades.

La incertidumbre se cuantifica mediante el uso de semillas aleatorias para generar realizaciones ligeramente diferentes, especialmente en áreas de interés. Este proceso mejora la comprensión de la incertidumbre y el riesgo dentro del modelo.

Tras la inversión geoestadística y como preparación para el ajuste histórico y la simulación de flujo, el modelo estático se re-recuadra y se escala. La transferencia convierte simultáneamente el tiempo en profundidad para las distintas propiedades y las transfiere en 3D desde la malla sísmica a una malla de puntos de esquina . Se conservan las ubicaciones relativas de las propiedades, lo que garantiza que los puntos de datos de la malla sísmica lleguen a la capa estratigráfica correcta en la malla de puntos de esquina. ^{[ 6 ]}

El modelo estático construido a partir de datos sísmicos suele ser ortogonal, pero los simuladores de flujo requieren mallas de puntos de esquina. Estas mallas se componen de cubos, generalmente mucho más gruesos en la dirección horizontal, y cada esquina se define arbitrariamente para seguir las características principales de la malla. La conversión directa de un modelo ortogonal a uno de puntos de esquina puede generar problemas como discontinuidades en el flujo de fluidos .

Una cuadrícula estratigráfica intermedia garantiza que las estructuras importantes no se representen erróneamente durante la transferencia. Esta cuadrícula tiene el mismo número de celdas que la cuadrícula sísmica ortogonal, pero sus límites se definen mediante superficies estratigráficas y las celdas siguen la organización estratigráfica. Se trata de una representación estratigráfica de los datos sísmicos que utiliza la interpretación sísmica para definir las capas. Posteriormente, el modelo de cuadrícula estratigráfica se mapea a la cuadrícula de puntos de esquina ajustando las zonas.

Utilizando los modelos de porosidad y permeabilidad, junto con una función de altura de saturación, se construyen modelos de saturación iniciales. Si los cálculos volumétricos detectan problemas en el modelo, se realizan modificaciones en el modelo petrofísico sin que este se desvíe de los datos de entrada originales. Por ejemplo, se añaden fallas de sellado para lograr una mayor compartimentación.

En la última etapa de la sísmica a la simulación, la simulación de flujo continúa el proceso de integración incorporando el historial de producción. Esto proporciona una validación adicional del modelo estático con respecto al historial. Un conjunto representativo de realizaciones del modelo de la inversión geoestadística se compara con los datos históricos de producción. Si las propiedades del modelo son realistas, el comportamiento simulado de la presión en el fondo del pozo debería coincidir con la presión histórica (medida) en el fondo del pozo. ^{[ 7 ]} Los caudales de producción y otros datos de ingeniería también deberían coincidir.

En función de la calidad del ajuste, se eliminan algunos modelos. Tras el proceso inicial de ajuste histórico, se modifican los parámetros dinámicos del pozo según sea necesario para cada uno de los modelos restantes, con el fin de mejorar el ajuste. El modelo final representa el que mejor se ajusta a las mediciones de campo y los datos de producción originales, y se utiliza posteriormente en las decisiones de perforación y la planificación de la producción.