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Approccio innovativo per la stima quantitativa della permeabilità da interpretazione di misure log di resistività.
Descrizione della metodologia. In questo articolo viene presentata una nuova metodologia per la stima della permeabilità della formazione, basata sull’integrazione della modellistica di resistività e della modellistica dei fenomeni di flusso nell’intorno del pozzo. Vengono inoltre mostrati e discussi i risultati ottenuti dall’applicazione ad un caso reale. Il processo di interpretazione log fornisce una stima affidabile dei principali parametri petrofisici quali porosità, saturazione del liquido e contenuto di argilla. La permeabilità della formazione viene tradizionalmente ottenuta attraverso prove di laboratorio su campioni, alla scala dei centimetri, e attraverso un’interpretazione di prove di produzione, alla scala di decine o centinaia di metri. Tuttavia, le misure log, e in particolare i log di resistenza, sono fortemente influenzati dalla presenza nella zona vicino al pozzo di filtrato di fango. A sua volta, l’estensione della zona invasa dal filtrato di fango dipende dalle proprietà della formazione e, in particolare, dalla permeabilità. Di conseguenza la resistività misurata dagli strumenti (la resistività apparente) deve essere corretta attraverso un processo di modellizzazione della resistività per ottenere la vera resistività della formazione nonché la geometria e la resistività della zona invasa. I profili di resistività all’interno della zona invasa sono funzione delle proprietà del fluido, delle proprietà petrofisiche e delle proprietà di interazione roccia – fluidi. La novità dell’approccio consiste nel simulare numericamente il fenomeno dell’invasione della formazione da parte del fango, ricostruire il corrispondente profilo di resistività attraverso la modellazione di resistività e stimare quindi la permeabilità della formazione attraverso il confronto con il profilo misurato. Nella metodologia proposta la corrispondenza del profilo di resistività è ottenuta accoppiando il simulatore numerico con un algoritmo di ottimizzazione. Applicazione. Questo nuovo approccio è stato applicato ad un giacimento di olio in una formazione sabbioso argillosa eterogenea, situata in un zona offshore norvegese. La sequenza geologica analizzata è caratterizzata da un elevato grado di variabilità dello spessore degli strati dall’ordine dei metri fino al di sotto della risoluzione verticale degli strumenti di misura. Nel pozzo considerato è stato acquisito un set completo di log wireline; sono state prelevate diverse carote sulle quali sono state effettuate analisi di routine e special core analysis. Risultati, osservazioni e conclusioni. Per prima cosa è stata effettuata la caratterizzazione petrofisica convenzionale e sono state calcolate le adeguate correzioni di resistività. Successivamente la resistività modellata è stata utilizzata come dato di input per l’algoritmo di ottimizzazione in modo tale ottenere una stima quantitativa del profilo di permeabilità lungo tutto l’intervallo considerato. I risultati sono stati confrontati con le special core analysis ed hanno mostrato una buona corrispondenza indipendentemente dallo spessore del livello. Significatività. Il nuovo approccio ha fornito una stima robusta di permeabilità anche in intervalli non campionati e, più in generale, può essere utilizzato per prevedere la permeabilità in pozzi non campionati e non testati.
Parole chiave: log di resistività, invasione di fango di perforazione, stima di permeabilità, simulazione near wellbore.
Description of the material. In this paper a novel methodology for the estimation of the formation permeability, based on the integration of resistivity modeling and near wellbore modeling, is presented. Results obtained from the application to a real case is shown and discussed. The well log interpretation process provides a reliable estimation of the main petrophysical parameters such as porosity, fluid saturations and shale content, but the formation permeability is traditionally obtained through laboratory tests on plugs, at the scale of centimeters, and through well test interpretation, at the scale of tens or hundreds of meters. However, log measurements, and in particular resistivity logs, are strongly affected by the presence of the near wellbore zone invaded by mud filtrate. In turn, the extension of the invaded zone depends on formation properties and, in particular, on permeability. As a consequence, the resistivity measured by the tools (the apparent resistivity) has to be properly corrected through a resistivity modeling process to obtain the true formation resistivity and the geometry and resistivity of the invaded zone. Resistivity profiles within the invaded zone are function of fluid properties, petrophysical properties and rock-fluid interaction properties. The novelty of the approach is to numerically simulate the mud invasion phenomenon and match the resistivity profile provided by resistivity modeling to estimate the formation permeability. In the proposed methodology the match of the resistivity profile is obtained by integrating the near wellbore simulator with an optimization algorithm. Application. This novel approach was applied to a heterogeneous shaly-sand oil-bearing reservoir in the Norwegian offshore area. The analyzed sequence was characterized by a high degree of variations in the layers’ thickness, from meters down to below tools’ vertical resolution. A complete set of wireline logs were acquired in the considered well; several cores were cut and routine and special core analyses performed. Results, Observations, and Conclusions. First, a conventional petrophysical characterization was achieved and the appropriate resistivity corrections were calculated. Then, the modeled resistivity was used as the input for the optimization algorithm so as to obtain a continuous quantitative estimation of permeability in the entire logged interval. The results were satisfactorily compared to core measurements: in both thick conventional layers and thinner beds the match was very accurate. Significance of subject matter. The new approach provided a robust permeability estimate also in un-cored intervals and, more generally, can be used to predict permeability in un-cored and un-tested wells.
Keywords: resistivity log, mud invasion, permeability estimation, near wellbore simulator.
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