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    • 专利摘要:
    The present invention relates to a method of operating a sedimentary basin. The exploitation of the sedimentary basin is allowed by the choice of zones of interest (ZI) within the basin, zones (ZI) being determined by means of maps (CAR) of organic carbon content TOC and index of hydrogen IH of at least one sedimentary layer. According to the invention, the TOC organic carbon content (CAR) maps and the hydrogen index number IH are obtained by taking into account current values of TOCA (P) and IHA (P) at the well level and taking include bathymetric CB maps and CS sedimentation velocities.
    公开号:FR3045098A1
    申请号:FR1562115
    申请日:2015-12-10
    公开日:2017-06-16
    发明作者:Mathieu Ducros；Benoit Chauveau
    申请人:IFP Energies Nouvelles IFPEN；
    IPC主号:
    专利说明:


    Alternativement, on calcule la valeur de teneur en carbone organique TOC0bc(P) au niveau dudit nuit ; an tamna du dénnt dp ladite mncha sédimentaire au moyen d’une formule du type : avec S1 la quantité d’huiles libres.
    De préférence, ladite valeur de teneur en carbone organique TOC0Bc(P) au niveau dudit puits au temps du dépôt de ladite couche sédimentaire est fonction d’un paramètre relatif à la formation de gaz biogénique au sein de ladite couche sédimentaire.
    Selon une mise en oeuvre de l’invention, lesdits paramètres biologiques et chimiques sont des paramètres représentatifs du dépôt de matière organique et/ou des réactions de réduction et/ou d’oxydation.
    Conformément à un mode de réalisation de l’invention, lesdits modèles sont formés par interpolation desdites valeurs de teneur en carbone organique TOC0 (P) et d’indice d’hydrogène IH0(P) au niveau dudit puits au temps du dépôt de ladite couche sédimentaire, l’interpolation étant contrainte par lesdites cartes de vitesse de sédimentation et de bathymétrie.
    De manière avantageuse, lesdites valeurs de teneur en carbone organique TOCA(P) et de l’indice d’hydrogène IHA(P) au temps actuel au niveau dudit puits sont déterminées par analyse d’une pyrolyse d’une roche de ladite couche sédimentaire.
    Conformément à un mode de réalisation de l’invention, on détermine au moins une zone dudit bassin sédimentaire comportant des hydrocarbures au moyen d’un modèle dudit bassin sédimentaire construit au moyen desdites cartes de teneur en carbone organique TOC0 et d’indice d’hydrogène IH0 au temps du dépôt de ladite couche sédimentaire.
    En outre, l’invention concerne un produit programme d'ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une des caractéristiques précédentes, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.
    Présentation succincte des figures D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après.
    La figure 1 illustre les étapes du procédé d’exploitation selon un mode de réalisation de l’invention.
    La figure 2 illustre les étapes du calage du modèle selon un mode de réalisation de l’invention.
    La figure 3 illustre une carte de bathymétrie pour un exemple.
    La figure 4 illustre une carte de vitesse de sédimentation pour l’exemple de la figure 3.
    La figure 5 illustre une carte de teneur en carbone organique TOC0 au niveau de la couche sédimentaire pour l’exemple de la figure 3, la carte étant obtenue par le procédé selon l’invention.
    La figure 6 illustre une carte d’indice d’hydrogène IH0 au niveau de la couche sédimentaire pour l’exemple de la figure 3, la carte étant obtenue par le procédé selon l’invention.
    Description détaillée de l'invention
    La présente invention concerne un procédé d’exploitation d’un bassin sédimentaire. Le bassin sédimentaire comprend au moins une couche sédimentaire, et est traversé par au moins un puits, par exemple un puits d’exploration, un puits injecteur ou un puits producteur.
    Notations :
    Au cours de la description, les notations suivantes seront utilisées : TOC : teneur en carbone, avec : TOCA : valeur actuelle de la teneur en carbone, TOC0 : valeur de teneur en carbone lors du dépôt de la couche sédimentaire, TOCos : valeur de teneur en carbone simulée obtenue par le modèle selon l’invention, la valeur étant celle lors du dépôt de la couche sédimentaire, TOCobc : valeur de teneur en carbone calculée obtenue par un bilan carbone, la valeur étant celle lors du dépôt de la couche sédimentaire, IH : indice d’hydrogène, avec : IHa : valeur actuelle de l’indice d’hydrogène, IHo : valeur de l’indice d’hydrogène lors du dépôt de la couche sédimentaire, IHos : valeur de l’indice d’hydrogène simulée obtenue par le modèle selon l’invention, la valeur étant celle lors du dépôt de la couche sédimentaire.
    Ces notations, lorsqu’elles sont suivies de la notation (P), désignent les valeurs au niveau d’un puits. Lorsqu’elles ne sont pas suivies de la notation (P), désignent les valeurs en tout point de la couche sédimentaire.
    On appelle valeur actuelle ou valeur au temps actuelle, la valeur obtenue par mesure à l’instant présent (au pas de temps actuel), auquel on met en oeuvre le procédé selon l’invention, la roche peut avoir subie des altérations thermiques dans les conditions géologiques. A contrario, la valeur lors du dépôt ou au temps du dépôt de la couche sédimentaire, correspond à la valeur au temps géologique (c'est-à-dire au pas de temps géologique), pour lequel la couche sédimentaire s’est formée.
    Le procédé d’exploitation selon l’invention utilise les informations suivantes : TOCa(P) : valeur actuelle de la teneur en carbone au niveau d’au moins un puits, cette valeur peut être obtenue grâce à des outils d’analyse de roche prélevée dans le bassin sédimentaire, tel que le Rock-Eval ® (IFP Energies nouvelles, France) ou tout outil analogue, IHa(P) : valeur actuelle de l’indice d’hydrogène au niveau d’au moins un puits, cette valeur peut être obtenue grâce à des outils d’analyse de roche prélevée dans le bassin sédimentaire, tel que le Rock-Eval ® (IFP Energies nouvelles, France) ou tout outil analogue, une carte de bathymétrie de la couche sédimentaire, qui est une carte qui indique la profondeur des mailles de la carte par rapport au niveau de la mer, cette carte est généralement utilisée lors de la construction de modèle de bassin, la figure 3, qui sera détaillée dans la suite de la description, est un exemple de carte de bathymétrie, et une carte de vitesse de sédimentation, qui est une carte qui est représentative de la durée du dépôt et de l’épaisseur de l’évènement, cette carte est généralement utilisée lors de la construction de modèle de bassin, la figure 4, qui sera détaillée dans la suite de la description, est un exemple de carte de vitesse de sédimentation.
    On appelle carte, une représentation maillée de la couche sédimentaire, elle représente une maquette de la couche sédimentaire. A chaque maille est associée une propriété de la maille. Par exemple, la propriété peut être la bathymétrie, la vitesse de sédimentation, la teneur en carbone organique, l’indice d’hydrogène, etc. Classiquement, la carte peut être une représentation numérique, réalisée sur ordinateur.
    On rappelle que le Rock-Eval ® (IFP Energies nouvelles, France) est un système mettant en oeuvre une pyrolyse d’une roche issue du sous-sol. Elle fournit, en effet, et d'une façon rapide, différentes informations sur le contenu organique des roches, telles que le potentiel pétrolier des séries rencontrées, la nature des kérogènes, leur état de maturation. Le système est la méthode sont notamment décrits dans la demande de brevet FR 2722296 (US 5843787). Par exemple, le Rock-Eval ® (IFP Energies nouvelles, France) peut délivrer des paramètres classiques tels que : • la quantité de gaz libres: SO ; • la quantité d'huiles libres: S1 ' ; • le potentiel pétrolier, ou hydrocarbures issus de pyrolyse: S2 ; • la température du sommet du pic S2: TMax ; • le carbone organique total, TOC ; et
    • l'index d'hydrogène IH
    Le procédé selon l’invention comprend les étapes suivantes : 1) construction des cartes de TOC et d’IH pour au moins une couche sédimentaire, 2) détermination d’une zone d’intérêt, et 3) exploitation du bassin sédimentaire.
    La figure 1 illustre de manière schématique et non limitative les étapes du procédé selon un mode de réalisation de l’invention. Pour le procédé illustré, les informations suivantes sont connues : la valeur actuelle de la teneur en carbone au niveau d’un puits TOCa(P), valeur actuelle de l’indice d’hydrogène au niveau d’un puits IHA(P), la carte de bathymétrie CB et la carte de vitesse de sédimentation CS. Une première étape consiste en une étape de construction CON des cartes de teneur en carbone organique TOC et d’indice hydrogène IH pour au moins une couche sédimentaire. Selon un mode de réalisation de l’invention, détaillé dans la suite de la description, l’étape de construction CON peut comprendre une étape de modélisation MOD, une étape de calage des modèles CAL, et une étape d’application des modèles pour former les cartes CAR. Après l’étape de construction CON, le procédé selon l’invention peut comprendre une étape détermination d’au moins une zone d’intérêt ZI, en fonction des cartes de TOC et d’IH construites, par exemple au moyen d’une modélisation de réservoir. Enfin, le procédé selon l’invention comprend une étape d’exploitation du bassin sédimentaire EXP en fonction de la zone d’intérêt déterminée ZI.
    Etape 1) Construction des cartes de TOC d’IH
    Lors de cette étape, on construit les cartes de teneur en carbone organique TOC, et d’indice d’hydrogène IH pour au moins une couche sédimentaire du bassin sédimentaire. Les valeurs de TOC et IH des cartes étant celles déterminées au temps du dépôt de la couche sédimentaire. De préférence, on construit les cartes de TOC et d’IH pour chaque couche sédimentaire du bassin sédimentaire pouvant comprendre des hydrocarbures. Cette étape 1) est alors répétée pour chaque couche du bassin sédimentaire à étudier.
    Cette étape peut être réalisée numériquement.
    Selon une mise en oeuvre de cette étape, on peut construire les cartes de TOC et d’IH en mettant en oeuvre les étapes suivantes : i) on construit des modèles de teneur en carbone organique TOC0 et d’indice d’hydrogène IH0 en tout point de la couche sédimentaire au temps du dépôt de la couche sédimentaire, les modèles reliant la teneur en carbone organique TOC0 et l’indice d’hydrogène IH0 en tout point de ladite couche sédimentaire au temps du dépôt de ladite couche sédimentaire, avec les cartes de bathymétrie et de vitesse de sédimentation de la couche sédimentaire, et avec des paramètres chimiques et biologiques de la couche sédimentaire ; ii) on cale les modèles en déterminant les paramètres chimiques et biologiques au moyen des valeurs actuelles de teneur en carbone organique TOCA(P) et la valeur de l’indice d’hydrogène IHA(P) au niveau du puits ; et iii) on construit les cartes de teneur en carbone organique TOC0 et d’indice d’hydrogène IH0 au temps du dépôt de la couche sédimentaire en appliquant les modèles calés en tout point du bassin sédimentaire au moyen des paramètres chimiques et biologiques déterminés et des cartes de vitesse de sédimentation et de bathymétrie.
    Les paramètres biologiques et chimiques des modèles de TOC et d’IH peuvent être des paramètres représentatifs du dépôt de matière organique et/ou des réactions de réduction et/ou d’oxydation de la matière organique.
    Les modèles prennent donc en compte des données relatives à la bathymétrie et à la vitesse de sédimentation, qui sont variables au sein de la couche sédimentaire. Par conséquent, les modèles peuvent donc être représentatifs de la couche sédimentaire, en prenant en compte ces phénomènes géologiques. De plus, les modèles prennent en compte les conditions biologiques et chimiques, ce qui permet de rendre ces modèles cohérents avec les phénomènes biologiques et chimiques au sein de la couche sédimentaire.
    Ainsi, le modèle de teneur en carbone organique TOC0 en tout point de la couche sédimentaire au temps du dépôt de la couche sédimentaire peut s’écrire sous la forme d’une fonction f : TOC0 = f(CB, CS, PB, PC) avec CB la carte de bathymétrie (connue), CS la carte de vitesse de sédimentation (connue), PB les paramètres biologiques (à caler) et PC les paramètres chimiques (à caler).
    De la même manière, le modèle d’indice d’hydrogène IH0 en tout point de la couche sédimentaire au temps du dépôt de la couche sédimentaire peut s’écrire sous la forme d’une fonction g : IH0 = g (CB, CS, PB, PC) avec CB la carte de bathymétrie (connue), CS la carte de vitesse de sédimentation (connue), PB les paramètres biologiques (à caler) et PC les paramètres chimiques (à caler).
    Le but de calage est de déterminer les paramètres biologiques et chimiques qui permettent de rendre cohérent le modèle avec les valeurs connues au niveau du puits. Le calage des modèles est réalisé au moyen des valeurs actuelles de teneur en carbone organique TOCA(P) et la valeur de l’indice d’hydrogène IHA(P) au niveau du puits. Ainsi, les modèles sont calés avec des données mesurées et permettent une cohérence entre les modèles et les données réelles.
    Selon un mode de réalisation, pour lequel des valeurs actuelles de teneur en carbone organique TOCA(P) et de l’indice d’hydrogène IHA(P) sont connues au niveau de plusieurs puits, le calage peut être mis en oeuvre pour déterminer les paramètres biologiques et chimiques qui permettent de rendre cohérents le modèle avec les valeurs actuelles pour tous les puits.
    La figure 2 illustre de manière schématique et non limitative, les étapes du calage du modèle. Dans un premier temps, on choisit des paramètres biologiques et chimiques PAR. Ces paramètres PAR sont utilisés pour simuler SIM, c’est-à-dire pour déterminer à l’aide des modèles, des valeurs de TOC et d’IH au niveau du puits lors du dépôt de la couche sédimentaire. Ensuite, on calcule au moyen d’un bilan carbone BC, une valeur de TOC au niveau du puits lors du dépôt de la couche sédimentaire. Enfin, la valeur de TOC simulée et la valeur de TOC calculée sont comparées COMP. Si la différence entre la valeur simulée et la valeur calculée n’est pas minimale, alors les étapes précédentes sont répétées (flèche en pointillés) en modifiant les paramètres biologiques et chimiques. Dans le cas inverse, on conserve les paramètres biologiques et chimiques qui minimisent la différence entre la valeur simulée et la valeur calculée. Dans le cas de plusieurs puits, la sélection des paramètres biologiques et chimiques optimaux sont déduits en minimisant la somme des écarts, selon une méthode classique (par exemple les moindres carrés).
    Selon une mise en oeuvre préférée de l’invention, on peut réaliser le calage en mettant en oeuvre les étapes suivantes : (1) on choisit des paramètres biologiques et chimiques de la couche sédimentaire ; (2) on détermine des valeurs de teneur en carbone organique TOC0S(P) et d’indice d’hydrogène IH0S(P) au niveau du puits au temps du dépôt de la couche sédimentaire au moyen des modèles, des paramètres biologiques et chimiques choisis à l’étape précédente ou modifiés pour la nouvelle itération, et des cartes de bathymétrie et de vitesse de sédimentation ; (3) on calcule une valeur de teneur en carbone organique TOC0Bc(P) au niveau dudit puits au temps du dépôt de ladite couche sédimentaire au moyen d’un bilan carbone et des valeurs de teneur en carbone organique TOCA(P) et la valeur de l’indice d’hydrogène IHA(P) au temps actuel au niveau du puits ; (4) on compare les valeurs déterminées TOC0s(P) et calculées TOC0bc(P) de teneur en carbone organique au niveau dudit puits au temps de dépôt de la couche sédimentaire, et on réitère les étapes (2) à (4) en modifiant lesdits paramètres biologiques et chimiques pour minimiser la comparaison. Par exemple, si la comparaison est supérieure à un seuil, les paramètres biologiques et chimiques sont modifiés, et si la comparaison est inférieure à ce seuil, alors les paramètres biologiques et chimiques utilisés dans les modèles sont ceux qui permettent cette comparaison.
    Pour la première itération, le choix des paramètres biologiques et chimiques peut être quelconque, ou dépendre de mesures. Pour les itérations suivantes, les paramètres biologiques et chimiques sont déterminés de manière à minimiser la différence entre la valeur simulée et la valeur calculée.
    Pour l’étape de détermination des valeurs TOC0s(P) et IH0S(P), on applique les modèles, au niveau du puits, avec les paramètres choisis et les cartes de vitesse de sédimentation et de bathymétrie connues.
    Pour l’étape de calcul de la valeur de TOC0bc(P), on applique un bilan carbone au niveau du puits. Selon une première alternative, on peut calculer la valeur de teneur en carbone organique TOC0Bc(P) au niveau dudit puits au temps du dépôt de ladite couche sédimentaire au moyen d’une formule du type :
    avec C une constante, correspondant au ratio en pourcent de carbone organique dans les hydrocarbures. Classiquement, la constante C peut valoir 0,84. Selon une deuxième alternative, on peut calculer la valeur de teneur en carbone organique TOC0Bc(P) au niveau dudit puits au temps du dépôt de ladite couche sédimentaire au moyen d’une formule du type :
    avec S1 la quantité d’huiles libres, cette quantité peut être mesurée à partir de l’outil Rock-Eval ® (IFP Energies nouvelles, France), et C une constante, correspondant au ratio en pourcent de carbone organique dans les hydrocarbures. Classiquement, la constante C peut valoir 0,84. Pour ces deux alternatives, le bilan carbone dépend de la valeur déterminée de l’indice d’hydrogène IH0S(P) et des données au niveau du puits. En outre, le bilan carbone utilisé pour le calcul de la valeur de TOCobc(P) peut être fonction de la formation du gaz biogénique, de manière à être plus complet.
    La comparaison de la valeur déterminée par les modèles et la valeur calculée peut consister en une comparaison mathématique des valeurs, le but est de minimiser l’écart entre la valeur déterminée par les modèles et la valeur déterminée par bilan carbone. Si ces valeurs ne sont pas cohérentes alors les étapes sont réitérées en optimisant les paramètres biologiques et chimiques. Pour le mode de réalisation, pour lequel plusieurs valeurs actuelles de teneur en carbone organique TOCA(P) et de l’indice d’hydrogène IHA(P) sont connues au niveau de plusieurs puits, la comparaison peut être fonction des comparaisons au niveau de chaque puits, par exemple au moyen d’une méthode des moindres carrés. A la fin du calage, les modèles de valeur de teneur en carbone organique et d’indice d’hydrogène sont entièrement paramétrés. On peut donc construire les cartes de TOC et d’IH pour la couche sédimentaire en appliquant le modèle calé (avec les paramètres biologiques et chimiques calés et les cartes de bathymétrie et de vitesse de sédimentation connues) à toutes les mailles représentatives du bassin sédimentaire. L’avantage du procédé selon l’invention est qu’il permet ensuite de déterminer les cartes de TOC0 et de IH0 à l’échelle du bassin sur la base des processus chimiques et biologiques. Le procédé selon l’invention ne fait aucune hypothèse a priori sur la valeur de l’indice d’hydrogène IH0, qui est déterminée dans la procédure d’optimisation des paramètres chimiques et biologiques. Dans les approches classiques de l’art antérieur, une hypothèse sur le IH0 est nécessaire au calcul de la valeur de teneur en carbone organique TOC0 à partir des équations tirées des bilan carbones. Par manque d’information, un IH0 homogène spatialement dans le bassin est utilisé. Or, les conditions de vitesse de sédimentation et de bathymétrie variables dans le bassin sont connues et on peut voir qu’elles permettent d’aboutir à des variations spatiales de IH0 (comme illustré dans la fig. 4) si elles sont prises en compte.
    Etape 2) Détermination d’une zone d’intérêt
    Au moyen des cartes de TOC et d’IH de la couche sédimentaire, on détermine au moins une zone d’intérêt du bassin sédimentaire, qui peut comporter des hydrocarbures. En effet, la teneur en carbone organique et en hydrogène sont des indices de zones dans lesquelles, des hydrocarbures ont pu se former et/ou s’accumuler.
    De préférence, on met en oeuvre cette étape au moyen d’une modélisation de bassin, qui intègre les cartes de TOC et d’IH construites. Elle fournit une cartographie prédictive du sous-sol indiquant l'emplacement probable des gisements, ainsi que la teneur, la nature et la pression des hydrocarbures qui y sont piégés, en prenant en compte la genèse, la migration et éventuellement la dégradation des hydrocarbures. Le modèle de bassin s’appuie sur une discrétisation spatiale et temporelle du bassin, il représente une maquette du bassin sédimentaire. La discrétisation spatiale est organisée en couches de mailles représentant les couches géologiques. A chaque maille est associée au moins une propriété de la maille, par exemple la densité de roche, la porosité, la teneur en carbone organique TOC, l’indice d’hydrogène IH, etc. La discrétisation temporelle repose sur le découpage du temps en intervalles de temps élémentaires : les « pas de temps >>. Une simulation complète est constituée d’un ensemble de séquences temporelles que l’on nomme « évènements >>, qui sont elles-mêmes subdivisées en pas de temps. Un évènement dure donc au moins un pas de temps, et correspond à la mise en place d’une couche géologique. Classiquement, le modèle de bassin peut être une représentation numérique, réalisée sur ordinateur.
    Les logiciels de modélisation de bassin permettent de simuler en une, deux ou trois dimensions, l'ensemble des processus sédimentaires, tectoniques, thermiques, hydrodynamiques et de chimie organique et inorganique qui interviennent lors de la formation d'un bassin pétrolier. Ces logiciels constituent un outil fondamental pour l'exploration pétrolière, car ils fournissent en sortie l'ensemble des données utiles à la prédiction de la localisation des gisements et de leur intérêt économique.
    La démarche suivie par la plupart des modèles de bassin comporte trois phases : 1. une phase de construction d'un maillage du sous-sol suivant une hypothèse sur son architecture interne et sur les propriétés qui caractérisent chaque maille : par exemple leur porosité, leur nature sédimentaire (argile, sable ...) ou encore leur teneur en matière organique au moment de leur sédimentation. La construction de ce modèle se base sur des données acquises par campagnes sismiques ou mesures en forages. Ce maillage est structuré en couches : un groupe de mailles est affecté à chaque couche géologique du bassin modélisé. 2. une phase de reconstruction du maillage représentant des états antérieurs de l'architecture du bassin. Cette étape est réalisée à l’aide, par exemple, d’une méthode de "backstripping" (Steckler, M.S., and A.B. Watts, Subsidence of the Atlantic-type continental margin off New York, Earth Planet. Sci. Lett., 41, 1-13, 1978.) ou une méthode de restauration structurale (décrit par exemple dans la demande de brevet FR 2930350 - US 8150669). Lors de cette phase, on intègre les cartes de TOC et d’IH construites pour la(es) couche(s) sédimentaire(s). 3. une étape de simulation numérique d'une sélection de phénomènes physiques se déroulant au cours de l'évolution du bassin et contribuant à la formation des pièges pétroliers. Cette étape s’appuie sur une représentation discrétisée du temps en « évènements >>, chaque évènement étant simulé par une succession de pas de temps. Le début et la fin d’un évènement correspondent à deux états successifs de l’évolution de l’architecture du bassin fournis à l’étape 2 précédente. A partir la modélisation de bassin, le spécialiste peut déterminer au moins une zone du bassin, correspondant à des mailles de ladite représentation maillée au temps actuel dudit bassin, comportant des hydrocarbures, ainsi que la teneur, la nature et la pression des hydrocarbures qui y sont piégés. Le spécialiste est alors en mesure de sélectionner les zones du bassin étudié présentant le meilleur potentiel pétrolier.
    Etape 3) Exploitation du bassin sédimentaire
    Lors de cette étape, on exploite la zone d’intérêt déterminée du bassin sédimentaire. L'exploitation pétrolière du bassin peut alors prendre plusieurs formes, notamment : - la réalisation de forages d'exploration dans les différentes zones sélectionnées comme présentant le meilleur potentiel, afin de confirmer ou infirmer le potentiel estimé préalablement, et d'acquérir de nouvelles données pour alimenter de nouvelles études plus précises, - la réalisation de forages d'exploitation (puits producteurs ou injecteurs) pour la récupération des hydrocarbures présents au sein du bassin sédimentaire dans les zones sélectionnées comme présentant le meilleur potentiel.
    En outre, l’invention concerne un produit programme d'ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en oeuvre du procédé tel que décrit précédemment, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.
    Exemple illustratif
    Le procédé selon l’invention est appliqué pour déterminer la richesse de la roche mère dans une couche sédimentaire du bassin Ouest Canadien.
    Ce bassin fait actuellement l’objet d’une exploration pétrolière intense notamment dans les réservoirs « non-conventionnels >> des formations Montney et Doig. La rentabilité des prospects non-conventionnels étant en partie liée à la richesse de la roche-mère (qui constitue également le réservoir des hydrocarbures), il est essentiel pour les producteurs pétroliers de correctement estimer la distribution du potentiel pétrolier dans le bassin avant de réaliser les modélisations de bassin.
    Le procédé de détermination du TOC selon l’invention a donc été appliqué à ce bassin. La zone étudiée représente une surface de 500 000 km2 environ (500 km x 1000 km). Elle correspond aux couches sédimentaires de la base de la formation Montney, déposée au Trias sur une période de 2 millions d’années. Le bassin est discrétisé à l’aide de 5000 mailles.
    Pour la couche considérée, on dispose de mesures de TOC et de IH en 7 puits dans le bassin (à comparer aux 50 x 100 soit 5000 mailles du modèle) et des cartes de bathymétrie (figure 3) et de vitesse de sédimentation (figure 4).
    Sur la figure 3, les zones Z1 ont une bathymétrie comprise entre -75 et -50 m, la zone Z2 une bathymétrie entre - 50 et -25 m, la zone Z3 une bathymétrie entre - 25 et 0 m, la zone Z4 une bathymétrie entre 0 et 75 m, la zone Z5 entre 75 et 100 m, la zone Z6 entre 100 et 150 m, et la zone Z7 au-delà de 150 m.
    Sur la figure 4, les zones A1 ont une vitesse de sédimentation comprise entre 0 et 8 m/Ma, la zone A2 entre 8 et 16 m/Ma, la zone A3 entre 16 et 32 m/Ma, la zone A4 entre 32 et 56 m/Ma, la zone A5 entre 56 et 64 m/Ma, la zone A6 entre 64 et 72 m/Ma.
    Les résultats de mesures sur les échantillons de roche par Rock-Eval 6 ® (IFP Energies nouvelles, France) sont reportés dans le tableau 1 ci-dessous avec la position des puits utilisés (les positions I et J représentent les numéros des mailles dans le domaine).
    Tableau 1 - TOC et IH mesurés
    A partir de ces informations, au moyen du procédé selon l’invention, les valeurs des paramètres biologiques et chimiques sont déterminées par calage, puis appliquées à l’ensemble du bassin pour obtenir des cartes à l’échelle du bassin des valeurs de TOC0 (figure 5) et de IH0 (figure 6). Sur les figures 5 et 6, les zones blanches correspondent à une zone continentale, non lacustre ou marine. Par conséquent, en ces zones il n’est pas utile de déterminer les teneurs en carbone organique et l’indice d’hydrogène.
    Sur la figure 5, la zone B1 a un TOC compris entre 0 et 1,2 %, la zone B2 un TOC entre 1,2 et 2 %, la zone B3 un TOC entre 2 et 2.4 %, la zone B4 un TOC entre 2.4 et 2.8 %, la zone B5 un TOC au-delà de 2.8 %.
    Sur la figure 6, la zone C1 a un IH supérieur à 520, la zone C2 un IH entre 480 et 520, la zone C3 un IH entre 460 et 480, la zone C4 un IH entre 440 et 460, la zone C5 un IH inférieur à 440.
    Pour cet exemple comparatif, on compare les valeurs de TOC0(P) déterminés au moyen du procédé selon l’invention, avec des valeurs de TOCO(P) obtenues, sur la base d’une méthode de détermination du TOC0, à partir des valeurs de IH, IH0 et TOC actuelle, couramment admise (ex : Jarvie, 2012).
    Pour la comparaison, on utilise la formule suivante de l’art antérieur :
    Tableau 2 - TOC simulés et calculés
    On observe donc que les valeurs de teneur organiques au temps du dépôt sont très similaires au niveau des puits. La construction de la carte de TOC selon l’invention est donc bien représentative du bassin sédimentaire au niveau des puits.
    The present invention relates to the field of oil exploration. Oil exploration involves looking for hydrocarbon deposits in a sedimentary basin.
    The general approach involves round trips between: - expertise and geological studies to evaluate the petroleum potential of the sedimentary basin, made from available data (outcrops, seismic surveys, drilling). This expertise aims to: o Better understand the architecture and the geological history of the subsoil, in particular to study if processes of maturation and migration of hydrocarbons could be put in place; o identify the subsoil areas in which these hydrocarbons may have accumulated; o to establish which zones have the best economic potential, evaluated on the basis of the volume and nature of the hydrocarbons probably trapped (viscosity, rate of mixing with water, chemical composition, etc.), as well as their cost of operation (controlled for example by depth and fluid pressure). - exploratory drilling in the various zones with the best potential, to confirm or invalidate the previously estimated potential, and to acquire new data to feed new, more accurate studies.
    In some sedimentary basins, which have undergone a complex geological history involving many physical processes, or where the volume of data is very large, a simple human intervention of expertise is not sufficient to predict the location and economic interest of the deposits. . An approach using computer tools for synthesizing available data and simulating the geological history and the multiple physical processes that control it is then implemented. This is an approach called "basin modeling". It provides a predictive mapping of the basement indicating the probable location of the deposits, as well as the content, nature and pressure of the hydrocarbons that are trapped there.
    An understanding of the principles of hydrocarbon genesis and their relationship to the geological history of the subsoil has led to the development of methods for predicting petroleum potential and reservoir locations in sedimentary basins. These methods were based on geological observations made in the field, and expert geologists incorporated their knowledge into a reasoning aimed at providing hypotheses of hydrocarbon formation, migration and trapping scenarios for each basin studied. Exploration drilling was then carried out according to their recommendations, with a success rate of about one discovery deposit for 10 wells drilled. The information provided by this expert phase was essentially qualitative.
    In the 1980s, the development of informatics provided new tools to assist geologists in this process, helping them to provide quantitative and more reliable information, and thus enable them to increase this rate of success. Numerous computer codes have been developed to better understand and quantify each of the geological phenomena controlling the formation, migration and trapping of hydrocarbons. Among these tools, mention may be made of software called "modeling (or simulation) basin".
    Basin modeling
    Basin modeling software makes it possible to simulate in one, two or three dimensions, all the sedimentary, tectonic, thermal, hydrodynamic and organic and inorganic chemistry processes that occur during the formation of an oil basin. This software is a fundamental tool for oil exploration because it provides all the data necessary to predict the location of deposits and their economic interest.
    The approach followed by most basin models has three phases: 1. a phase of construction of a sub-soil mesh according to a hypothesis on its internal architecture and on the properties that characterize each mesh: for example their porosity, their sedimentary nature (clay, sand ...) or their organic matter content at the time of their sedimentation. The construction of this model is based on data acquired by seismic surveys or measurements during drilling. This mesh is structured in layers: a group of meshes is assigned to each geological layer of the modeled basin. 2. a mesh reconstruction phase representing previous states of the basin architecture. This step is carried out using, for example, a backstripping method (Steckler, MS, and AB Watts, Subsidence of the Atlantic-type continental margin off New York, Earth Planet, Sci. , 1-13, 1978.) or a structural restoration method (described for example in the patent application FR 2930350 - US 8150669). 3. a stage of numerical simulation of a selection of physical phenomena taking place during the evolution of the basin and contributing to the formation of oil traps. This step is based on a discretized representation of time in "events", each event being simulated by a succession of time steps. The beginning and the end of an event correspond to two successive states of the evolution of the basin architecture provided in the previous step 2.
    Genesis of hydrocarbons
    Among the physical phenomena taken into account in step 3 above, the transformation into hydrocarbons of the organic matter initially buried with the sediments, and the path of these hydrocarbons from the rocks in which they have been formed, are simulated. to those where they are trapped.
    The currently proposed basin modeling processes make it possible to simulate three possible hydrocarbon formation processes: by direct action of certain micro-organisms present deep in the sediments which degrade the initial organic matter, in particular by producing methane; it is the primary biogenic production (described for example in the patent application WO 2014/040622 A1). by chemical and / or thermodynamic transformation of the organic matter under the effect of the high temperatures that reign in the deep subsoil (described for example in the patent application WO 2014/040622 A1). by the action of certain micro-organisms of the deep subsoil which degrade certain hydrocarbons by producing in particular methane: this is the biogenic production from fluid hydrocarbons (described for example in the patent application FR 2888251 - US 8753867)
    Oil migration
    The same software also makes it possible to simulate the transport of the hydrocarbons produced, in particular primary and secondary biogenic methane, by assuming that they move in the form of one or more phases, separated from the aqueous phase, that the 'hydrocarbon phases' or 'free gas'. Several methods are available to model the migration of hydrocarbon phases: the ray casting method (Sylta, Modeling techniques for hydrocarbon migration, In EAGE 64th Conference and Exhibition, Florence, 2002), the percolation invasion method (Carruthers, Transport of secondary using gradient-driven invasion invasion percolation techniques, PhD thesis, Heriot-Watt University, Edinburgh, Scotland, UK, 1998), and the resolution of generalized Darcy equations (Schneider, Modeling Multi-phase Flow of Petroleum at the Sedimentary Basin Scale Journal of Geochemical Exploration 78-79 (2003) 693-696).
    The hydrocarbons trapped in petroleum reservoirs are mainly derived from the transformation of solid organic matter into hydrocarbons, mainly under the effect of heat. The latter is often characterized by its organic carbon content (TOC) and its hydrogen index (IH) which make it possible to know the oil potential of the source rock (ie its capacity to produce hydrocarbons, its richness). The values of IH and TOC are classically evaluated at the current state (ie after possible thermal alteration undergone in the geological conditions), thanks to tools such as Rock-Eval ® (IFP Energies nouvelles, France).
    The basin models have among their objectives, the estimation of the quantities of hydrocarbons generated by the source rocks and trapped in the oil reservoirs. These quantities thus depend directly on the spatial distribution of organic matter and its richness. However, it is very difficult to have a correct representation of these parameters, because the source rocks (which contain the organic matter) are known only when they are outcropping (they can then be relatively well characterized, but their characterization is important. less, because it is then unlikely that they generated hydrocarbons, or that the latter are still exploitable), or when oil wells were able to reach it. For so-called "conventional" reservoirs, oil drilling unfortunately only very rarely reaches the bedrock, which makes it difficult to estimate the distribution of the richness of organic matter. Even in the case of so-called "unconventional" reservoirs, for which the reservoir is usually the parent rock itself, it remains difficult to estimate it correctly, the density of the wells being not always sufficient to have a good reservoir. overall picture of the distribution of organic matter.
    In basin modeling, the data concerning the richness of the organic matter are essential to the simulation of the generation and the migration of the hydrocarbons, the users are thus obliged to build maps of TOC and IH from the few data in their possession. Maps are then often uniform (same value on the whole map) or obtained by interpolation / mathematical extrapolation (methods of kriging, "smoothing" ...) from a few points. The processes responsible for the deposition of organic matter are thus not taken into account in the estimation of wealth maps.
    Another solution that takes into account the processes associated with the deposition of organic matter is the use of modeling tools for sedimentary deposits such as DionisosFIow ® (IFP Energies nouvelles). However, these tools require large time investments because they require a lot of additional data, additional simulations and skills that are not necessarily needed by basin modeling users.
    To overcome these drawbacks, the present invention relates to a method of operating a sedimentary basin. The exploitation of the sedimentary basin is allowed by the choice of zones of interest within the basin, the zones being determined by means of maps of content of organic carbon TOC and index of hydrogen IH of at least one sedimentary layer . According to the invention, the organic carbon content TOC and hydrogen index IH maps are obtained by taking into account current values of TOC and IF1 at the well level and taking bathymetry and speed charts into account. sedimentation. Thus, the method according to the invention makes it possible to determine TOC and IH richness maps before these properties are affected by the thermal processes on the basis of the information available to the basin modeler (generally TOC and IH in a few wells, generally affected by thermal processes) and physical and chemical processes (sedimentation and bathymetry maps) without resorting to sedimentation simulations, which would require more time, data and skills.
    The invention relates to a method of operating a sedimentary basin, said sedimentary basin comprising at least one sedimentary layer, and having at least one well through which the carbon content value is known. organic TOCA (P) and the value of the hydrogen index IHA (P) at the current time at least one well, a bathymetry map and a sedimentation velocity map of said sedimentary layer. For this process, the following steps are carried out: a) at least one sedimentary layer is constructed of organic carbon content TOC0 and hydrogen index IH0 at the time of deposition of said sedimentary layer from said content values organic carbon TOCA (P) and the hydrogen index IHA (P) at the current time at said well, and by means of said bathymetry maps and sedimentation rate of said sedimentary layer; b) at least one zone of said sedimentary basin comprising hydrocarbons is determined by means of said organic carbon content maps TOC0 and of hydrogen index IH0 at the time of deposition of said sedimentary layer; and c) the said zone of the said sedimentary basin is exploited.
    According to one embodiment of the invention, organic carbon content maps TOC0 and hydrogen index number IH0 are constructed for at least one sedimentary layer at the time of deposition of said sedimentary layer by implementing the following steps: i) models of organic carbon content TOC0 and hydrogen index IH0 are constructed at any point of said sedimentary layer at the time of deposition of said sedimentary layer, said models connecting said organic carbon content TOC0 and said index of hydrogen IH0 at any point of said sedimentary layer at the time of deposition of said sedimentary layer, with said bathymetry and sedimentation velocity maps of said sedimentary layer and with chemical and biological parameters of said sedimentary layer; ii) said models are determined by determining said chemical and biological parameters by means of said current values of organic carbon content TOCA (P) and the value of the hydrogen index IHA (P) at said well; and iii) constructing said organic carbon content maps TOC0 and hydrogen index IH0 at the time of deposition of said sedimentary layer by applying said calibrated models in any mesh of said sedimentary layer by means of the determined chemical and biological parameters and of said sedimentation and bathymetry velocity maps.
    Advantageously, the said models are immobilized by implementing the following steps: (1) the biological and chemical parameters of said sedimentary layer are chosen; (2) determination of organic carbon content TOC0s (P) and hydrogen index IH0s (P) values at said well at the time of deposition of said sedimentary layer by means of said models, said biological and chemical parameters chosen and said bathymetry and sedimentation rate maps; (3) a TOC0bc (P) organic carbon content value is calculated at said well at the time of deposition of said sediment layer by means of a carbon balance and said TOCA (P) organic carbon content values, and the hydrogen index IHA (P) at the current time at said well; (4) comparing said determined values TOC0S (P) and calculated TOC0bc (P) of organic carbon content at said well at the deposition time of said sedimentary layer, and steps (2) to (4) are repeated by modifying said biological and chemical parameters to minimize said comparison.
    According to an alternative embodiment, the value of organic carbon content TOCobc (P) at said well is calculated at the time of deposition of said sedimentary layer by means of a formula of the type:
    Alternatively, the organic carbon content value TOC0bc (P) is calculated at said night; a tamna dennt of said sedimentary mncha by means of a formula of the type: with S1 the amount of free oils.
    Preferably, said value of organic carbon content TOC0Bc (P) at said well at the time of deposition of said sedimentary layer is a function of a parameter relating to the formation of biogenic gas within said sedimentary layer.
    According to one embodiment of the invention, said biological and chemical parameters are representative parameters of the deposition of organic matter and / or reduction and / or oxidation reactions.
    According to one embodiment of the invention, said models are formed by interpolation of said values of organic carbon content TOC0 (P) and hydrogen index IH0 (P) at said well at the time of deposition of said layer sedimentary, the interpolation being constrained by said maps of sedimentation velocity and bathymetry.
    Advantageously, said values of organic carbon content TOCA (P) and of the hydrogen index IHA (P) at the current time at said well are determined by analyzing a pyrolysis of a rock of said sedimentary layer. .
    According to one embodiment of the invention, at least one zone of said sedimentary basin comprising hydrocarbons is determined by means of a model of said sedimentary basin constructed using said organic carbon content TOC0 and hydrogen index maps. IH0 at the time of deposition of said sedimentary layer.
    Furthermore, the invention relates to a computer program product downloadable from a communication network and / or recorded on a computer readable medium and / or executable by a processor, comprising program code instructions for implementing the method according to one of the preceding features, when said program is executed on a computer.
    BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS Other characteristics and advantages of the method according to the invention will appear on reading the following description of nonlimiting examples of embodiments, with reference to the appended figures and described below.
    Figure 1 illustrates the steps of the operating method according to one embodiment of the invention.
    Figure 2 illustrates the steps of setting the model according to one embodiment of the invention.
    Figure 3 illustrates a bathymetry map for an example.
    Figure 4 illustrates a sedimentation rate map for the example of Figure 3.
    FIG. 5 illustrates a TOC0 organic carbon content map at the level of the sedimentary layer for the example of FIG. 3, the map being obtained by the method according to the invention.
    FIG. 6 illustrates a map of hydrogen index IH0 at the level of the sedimentary layer for the example of FIG. 3, the map being obtained by the method according to the invention.
    Detailed description of the invention
    The present invention relates to a method of operating a sedimentary basin. The sedimentary basin comprises at least one sedimentary layer, and is traversed by at least one well, for example an exploration well, an injection well or a production well.
    Ratings:
    During the description, the following notations will be used: TOC: carbon content, with: TOCA: current value of carbon content, TOC0: value of carbon content during sediment layer deposition, TOCos: content value in simulated carbon obtained by the model according to the invention, the value being that during the deposition of the sedimentary layer, TOCobc: value of calculated carbon content obtained by a carbon balance, the value being that during the deposition of the sedimentary layer, IH: hydrogen index, with: IHa: current value of the hydrogen index, IHo: value of the hydrogen index during the deposition of the sedimentary layer, IHos: value of the simulated hydrogen index obtained by the model according to the invention, the value being that during the deposition of the sedimentary layer.
    These notations, when followed by the notation (P), designate the values at a well. When they are not followed by the notation (P), designate the values at any point of the sedimentary layer.
    The current value or current time value, the value obtained by measuring at the present instant (at the current time step), at which the method according to the invention is implemented, the rock may have undergone thermal alterations in the geological conditions. On the other hand, the value at the time of deposition or at the time of deposition of the sedimentary layer corresponds to the geological time value (that is to say, the geological time step), for which the sedimentary layer was formed.
    The exploitation method according to the invention uses the following information: TOCa (P): current value of the carbon content at the level of at least one well, this value can be obtained by means of stone analysis tools taken in the sedimentary basin, such as Rock-Eval ® (IFP Energies nouvelles, France) or any similar tool, IHa (P): current value of the hydrogen index at the level of at least one well, this value may be obtained by means of rock analysis tools taken from the sedimentary basin, such as Rock-Eval ® (IFP Energies nouvelles, France) or any similar tool, a bathymetry map of the sedimentary layer, which is a map that indicates the depth of the meshes of the map relative to the sea level, this map is generally used during the construction of the basin model, figure 3, which will be detailed in the following description, is an example of a map of bathymetry, and a v card sedimentation rate, which is a map that is representative of the duration of the deposit and the thickness of the event, this map is generally used during the construction of the basin model, Figure 4, which will be detailed in the following of the description, is an example of sedimentation velocity map.
    The map is a mesh representation of the sedimentary layer and represents a model of the sedimentary layer. Each mesh is associated with a property of the mesh. For example, the property may be bathymetry, sedimentation rate, organic carbon content, hydrogen index, etc. Conventionally, the card can be a digital representation, performed on a computer.
    It is recalled that the Rock-Eval ® (IFP New Energies, France) is a system implementing a pyrolysis of a rock from the subsoil. It provides, in fact, and in a fast way, different information on the organic content of rocks, such as the oil potential of the series encountered, the nature of kerogens, their state of maturation. The system is the method are described in particular in the patent application FR 2722296 (US 5843787). For example, Rock-Eval ® (IFP New Energies, France) can deliver conventional parameters such as: • the amount of free gas: SO; • the quantity of free oils: S1 '; • the oil potential, or hydrocarbons from pyrolysis: S2; • the temperature of the summit of the peak S2: TMax; • total organic carbon, TOC; and
    • the hydrogen index IH
    The method according to the invention comprises the following steps: 1) construction of the TOC and IH maps for at least one sedimentary layer, 2) determination of an area of interest, and 3) exploitation of the sedimentary basin.
    FIG. 1 schematically and without limitation illustrates the steps of the method according to one embodiment of the invention. For the process illustrated, the following information is known: the current value of the carbon content at a well TOCa (P), current value of the hydrogen index at a well IHA (P), the CB bathymetry map and the CS sedimentation speed map. A first step consists of a construction step CON of organic carbon content TOC and hydrogen index maps IH for at least one sedimentary layer. According to an embodiment of the invention, detailed in the following description, the construction step CON may comprise a modeling step MOD, a calibration step of the CAL models, and a step of applying the models to form CAR cards. After the construction step CON, the method according to the invention may comprise a determination step of at least one zone of interest ZI, as a function of the TOC and IH maps constructed, for example by means of a modeling of tank. Finally, the method according to the invention comprises a step of operating the sedimentary basin EXP as a function of the determined zone of interest ZI.
    Step 1) Construction of IH TOC cards
    During this step, the organic carbon content TOC and IH index maps are constructed for at least one sedimentary layer of the sedimentary basin. The values of TOC and IH of the maps being those determined at the time of deposition of the sedimentary layer. Preferably, the TOC and IH maps are constructed for each sedimentary layer of the sedimentary basin that may include hydrocarbons. This step 1) is then repeated for each layer of the sedimentary basin to be studied.
    This step can be done numerically.
    According to one implementation of this step, the TOC and IH maps can be constructed by carrying out the following steps: i) TOC0 and hydrogen index IH0 content models are constructed in all point of the sedimentary layer at the time of deposition of the sedimentary layer, the models connecting the organic carbon content TOC0 and the hydrogen index IH0 at any point of said sedimentary layer at the time of deposition of said sedimentary layer, with the maps bathymetry and sedimentation velocity of the sedimentary layer, and with chemical and biological parameters of the sedimentary layer; (ii) the models are calibrated by determining the chemical and biological parameters using the current TOCA (P) organic carbon values and the Well HHA (P) hydrogen value; and (iii) the organic carbon content maps TOC0 and the hydrogen index IH0 are constructed at the sediment layer deposition time by applying the calibrated models at any point in the sedimentary basin using the determined chemical and biological parameters and sedimentation and bathymetry velocity maps.
    The biological and chemical parameters of the TOC and IH models may be representative parameters of the deposition of organic matter and / or reactions of reduction and / or oxidation of organic matter.
    The models therefore take into account data relating to bathymetry and sedimentation velocity, which are variable within the sedimentary layer. Therefore, the models can be representative of the sedimentary layer, taking into account these geological phenomena. In addition, the models take into account the biological and chemical conditions, which makes these models consistent with the biological and chemical phenomena within the sedimentary layer.
    Thus, the TOC0 organic carbon content model at any point of the sedimentary layer at the time of sedimentary layer deposition can be written as a function f: TOC0 = f (CB, CS, PB, PC) with CB the bathymetry map (known), CS the sedimentation velocity map (known), PB biological parameters (to stall) and PC chemical parameters (to stall).
    Similarly, the hydrogen index model IH0 at any point of the sedimentary layer at the time of deposition of the sedimentary layer can be written as a function g: IH0 = g (CB, CS, PB, PC) with CB the bathymetry map (known), CS the sedimentation velocity map (known), PB biological parameters (to stall) and PC chemical parameters (to stall).
    The purpose of the calibration is to determine the biological and chemical parameters that make the model consistent with known values at the well. Calibration of the models is done using the current TOCA (P) organic carbon content and the Well HHA (P) hydrogen value. Thus, the models are calibrated with measured data and allow a coherence between the models and the real data.
    According to one embodiment, for which current values of organic carbon content TOCA (P) and of the hydrogen index IHA (P) are known at several wells, the setting can be implemented to determine the biological and chemical parameters that make the model consistent with current values for all wells.
    Figure 2 illustrates schematically and not limited to the stages of calibration of the model. Firstly, PAR biological and chemical parameters are chosen. These PAR parameters are used to simulate SIM, that is, to determine, using the models, well-level TOC and IH values at the deposition of the sedimentary layer. Then, using a carbon balance BC, a TOC value is calculated at the well level during the deposition of the sedimentary layer. Finally, the simulated TOC value and the calculated TOC value are compared COMP. If the difference between the simulated value and the calculated value is not minimal, then the previous steps are repeated (dotted arrow) by modifying the biological and chemical parameters. In the opposite case, we retain the biological and chemical parameters that minimize the difference between the simulated value and the calculated value. In the case of several wells, the selection of the optimal biological and chemical parameters is deduced by minimizing the sum of the deviations, according to a conventional method (for example the least squares).
    According to a preferred embodiment of the invention, calibration can be carried out by implementing the following steps: (1) selecting biological and chemical parameters of the sedimentary layer; (2) Organic carbon content TOC0S (P) and hydrogen index number IH0S (P) are determined at the well at the time of deposition of the sedimentary layer by means of the models, biological and chemical parameters chosen in the previous step or modified for the new iteration, and bathymetry and sedimentation rate maps; (3) an organic carbon content value TOC0Bc (P) is calculated at said well at the time of deposition of said sediment layer by means of a carbon balance and organic carbon content TOCA (P) and the value the hydrogen index IHA (P) at the current time at the well; (4) comparing the determined values TOC0s (P) and calculated TOC0bc (P) of organic carbon content at said well at the deposition time of the sedimentary layer, and steps (2) to (4) are repeated by modifying said biological and chemical parameters to minimize comparison. For example, if the comparison is greater than a threshold, the biological and chemical parameters are modified, and if the comparison is below this threshold, then the biological and chemical parameters used in the models are those that allow this comparison.
    For the first iteration, the choice of biological and chemical parameters can be arbitrary, or depend on measurements. For the following iterations, the biological and chemical parameters are determined so as to minimize the difference between the simulated value and the calculated value.
    For the step of determining the TOC0s (P) and IH0S (P) values, the well-level models are applied with the chosen parameters and the known sedimentation and bathymetry velocity maps.
    For the step of calculating the value of TOC0bc (P), a carbon balance is applied at the well. According to a first alternative, the value of organic carbon content TOC0Bc (P) at said well may be calculated at the time of deposition of said sedimentary layer by means of a formula of the type:
    with C a constant, corresponding to the percentage ratio of organic carbon in hydrocarbons. Conventionally, the constant C can be 0.84. According to a second alternative, the value of organic carbon content TOC0Bc (P) at said well may be calculated at the time of deposition of said sedimentary layer by means of a formula of the type:
    with S1 the quantity of free oils, this quantity can be measured from the Rock-Eval ® tool (IFP Energies nouvelles, France), and C a constant, corresponding to the percentage ratio of organic carbon in hydrocarbons. Conventionally, the constant C can be 0.84. For these two alternatives, the carbon footprint depends on the determined value of the hydrogen index IH0S (P) and well-level data. In addition, the carbon footprint used to calculate the value of TOCobc (P) may be a function of the formation of the biogenic gas, so as to be more complete.
    The comparison of the value determined by the models and the calculated value may consist of a mathematical comparison of the values, the aim is to minimize the difference between the value determined by the models and the value determined by carbon balance. If these values are not consistent then the steps are repeated by optimizing the biological and chemical parameters. For the embodiment, for which several current values of organic carbon content TOCA (P) and hydrogen index IHA (P) are known at several wells, the comparison may be a function of comparisons at the level of each well, for example by means of a least squares method. At the end of calibration, the organic carbon content and hydrogen index value models are fully parameterized. TOC and IH maps for the sedimentary layer can thus be constructed by applying the calibrated model (with calibrated biological and chemical parameters and known bathymetry and sedimentation velocity maps) to all meshes representative of the sedimentary basin. The advantage of the method according to the invention is that it then makes it possible to determine the TOC0 and IH0 maps at the basin scale on the basis of the chemical and biological processes. The method according to the invention makes no assumption a priori on the value of the hydrogen index IH, which is determined in the procedure for optimizing the chemical and biological parameters. In the conventional approaches of the prior art, an assumption on the IH0 is necessary to calculate the organic carbon content value TOC0 from the equations taken from the carbon balance. For lack of information, a homogeneous IH0 spatially in the basin is used. However, the variable sedimentation and bathymetry conditions in the basin are known, and it can be seen that they lead to spatial variations of IH0 (as shown in Fig. 4) if taken into account.
    Step 2) Determining an area of interest
    By means of the TOC and IH maps of the sedimentary layer, at least one zone of interest of the sedimentary basin, which may include hydrocarbons, is determined. Indeed, the content of organic carbon and hydrogen are indices of areas in which hydrocarbons could be formed and / or accumulate.
    Preferably, this step is implemented by means of a basin modeling, which integrates the built-in TOC and IH maps. It provides a predictive basement mapping indicating the probable location of the deposits, as well as the content, nature and pressure of the hydrocarbons trapped there, taking into account the genesis, migration and possibly the degradation of the hydrocarbons. The basin model is based on a spatial and temporal discretization of the basin, it represents a model of the sedimentary basin. Spatial discretization is organized into mesh layers representing the geological layers. Each mesh is associated with at least one property of the mesh, for example the rock density, the porosity, the organic carbon content TOC, the hydrogen index IH, etc. Time discretization is based on the division of time into elementary time intervals: the "time steps". A complete simulation consists of a set of temporal sequences that we call "events", which are themselves subdivided into time steps. An event therefore lasts at least one time step, and corresponds to the establishment of a geological layer. Classically, the basin model can be a digital representation, performed on a computer.
    Basin modeling software makes it possible to simulate in one, two or three dimensions, all the sedimentary, tectonic, thermal, hydrodynamic and organic and inorganic chemistry processes that occur during the formation of an oil basin. This software is a fundamental tool for oil exploration because it provides all the data needed to predict the location of deposits and their economic interest.
    The approach followed by most basin models has three phases: 1. a phase of construction of a sub-soil mesh according to a hypothesis on its internal architecture and on the properties that characterize each mesh: for example their porosity, their sedimentary nature (clay, sand ...) or their organic matter content at the time of their sedimentation. The construction of this model is based on data acquired by seismic surveys or measurements in boreholes. This mesh is structured in layers: a group of meshes is assigned to each geological layer of the modeled basin. 2. a mesh reconstruction phase representing previous states of the basin architecture. This step is carried out using, for example, a backstripping method (Steckler, MS, and AB Watts, Subsidence of the Atlantic-type continental margin off New York, Earth Planet, Sci. , 1-13, 1978.) or a structural restoration method (described for example in the patent application FR 2930350 - US 8150669). During this phase, we integrate the TOC and IH maps built for the sedimentary layer (s). 3. a stage of numerical simulation of a selection of physical phenomena taking place during the evolution of the basin and contributing to the formation of oil traps. This step is based on a discretized representation of time in "events", each event being simulated by a succession of time steps. The beginning and the end of an event correspond to two successive states of the evolution of the basin architecture provided in the previous step 2. From the basin modeling, the specialist can determine at least one zone of the basin, corresponding to meshes of said mesh representation at the present time of said basin, including hydrocarbons, as well as the content, the nature and the pressure of the hydrocarbons therein. are trapped. The specialist is then able to select areas of the studied basin with the best oil potential.
    Step 3) Exploitation of the sedimentary basin
    During this stage, we exploit the determined area of interest of the sedimentary basin. The oil exploitation of the basin can then take several forms, in particular: - carrying out exploratory drilling in the various zones selected as presenting the best potential, in order to confirm or cancel the potential estimated previously, and to acquire new data to supply new, more precise studies, - the drilling of wells (producing wells or injectors) for the recovery of hydrocarbons present in the sedimentary basin in the areas selected as having the best potential.
    Furthermore, the invention relates to a computer program product downloadable from a communication network and / or recorded on a computer readable medium and / or executable by a processor, comprising program code instructions for implementing the method as described above, when said program is run on a computer.
    Illustrative example
    The method according to the invention is applied to determine the richness of the source rock in a sedimentary layer of the Western Canada Basin.
    This basin is currently the subject of intense oil exploration, particularly in the "unconventional" reservoirs of the Montney and Doig formations. Since the profitability of unconventional prospects is partly linked to the richness of the parent rock (which is also the hydrocarbon reservoir), it is essential for oil producers to correctly estimate the distribution of oil potential in the basin before realizing pond modeling.
    The method for determining the TOC according to the invention has therefore been applied to this basin. The study area represents an area of approximately 500 000 km2 (500 km x 1000 km). It corresponds to the sedimentary layers of the base of the Montney formation, deposited in the Triassic for a period of 2 million years. The basin is discretized using 5000 meshes.
    For the layer considered, there are 7-well measurements of TOC and IH in the basin (compared to 50 x 100 or 5000 meshes of the model) and bathymetry maps (figure 3) and sedimentation rate (figure 4). ).
    In Figure 3, zones Z1 have a bathymetry between -75 and -50 m, zone Z2 a bathymetry between -50 and -25 m, zone Z3 a bathymetry between -25 and 0 m, zone Z4 a bathymetry between 0 and 75 m, zone Z5 between 75 and 100 m, zone Z6 between 100 and 150 m, and zone Z7 beyond 150 m.
    In FIG. 4, the zones A1 have a sedimentation rate of between 0 and 8 m / m, the zone A2 between 8 and 16 m / m, the zone A3 between 16 and 32 m / m, the zone A4 between 32 and 56 m / Ma, zone A5 between 56 and 64 m / Ma, zone A6 between 64 and 72 m / Ma.
    Rock-Eval 6 ® rock samples measurements (IFP Energies nouvelles, France) are shown in Table 1 below with the position of the wells used (the positions I and J represent the numbers of the meshes in the field).
    Table 1 - measured TOC and IH
    From this information, using the method according to the invention, the values of the biological and chemical parameters are determined by calibration and then applied to the whole basin to obtain basin-wide maps of TOC0 values ( Figure 5) and IH0 (Figure 6). In FIGS. 5 and 6, the white zones correspond to a continental, non-lacustrine or marine zone. Therefore, in these areas there is no need to determine the organic carbon content and the hydrogen index.
    In FIG. 5, the zone B1 has a TOC between 0 and 1.2%, the zone B2 a TOC between 1.2 and 2%, the zone B3 a TOC between 2 and 2.4%, the zone B4 a TOC between 2.4 and 2.8%, the B5 area a TOC above 2.8%.
    In FIG. 6, the zone C1 has an IH greater than 520, the zone C2 an IH between 480 and 520, the zone C3 an IH between 460 and 480, the zone C4 an IH between 440 and 460, the zone C5 an IH less than 440.
    For this comparative example, the values of TOC0 (P) determined by means of the method according to the invention are compared with TOCO values (P) obtained, on the basis of a TOC0 determination method, from the values of current IH, IH0 and OCD, commonly accepted (eg Jarvie, 2012).
    For the comparison, the following formula of the prior art is used:
    Table 2 - simulated and calculated OCD
    It is therefore observed that the organic content values at the time of deposition are very similar at the level of the wells. The construction of the TOC map according to the invention is therefore well representative of the sedimentary basin at the level of the wells.
    权利要求:
    Claims (11)
    [1" id="c-fr-0001]
    Claims 1) A method of operating a sedimentary basin, said sedimentary basin comprising at least one sedimentary layer, and having at least one well passing through it, wherein the TOCA (P) organic carbon content is known and the value of the hydrogen index IHA (P) at the current time at the level of at least one well, a bathymetry map and a sedimentation velocity map of said sedimentary layer, characterized in that the following steps are carried out: a) at least one sedimentary layer is constructed of TOC0 and hydrogen index IH0 organic content maps at the time of deposition of said sedimentary layer from said TOCA (P) organic carbon content values; and hydrogen index IHA (P) at the current time at said well, and by means of said bathymetry maps and sedimentation rate of said sedimentary layer; b) at least one zone of said sedimentary basin comprising hydrocarbons is determined by means of said organic carbon content maps TOC0 and of hydrogen index IH0 at the time of deposition of said sedimentary layer; and c) the said zone of the said sedimentary basin is exploited.
    [0002]
    2) Process according to claim 1, wherein at least one sedimentary layer is constructed organic carbon content TOC0 maps and hydrogen index IHo at the time of deposition of said sedimentary layer by carrying out the following steps: i) models of organic carbon content TOC0 and hydrogen index IH0 are constructed at any point of said sedimentary layer at the time of deposition of said sedimentary layer, said models connecting said organic carbon content TOC0 and said index of hydrogen IH0 at any point of said sedimentary layer at the time of deposition of said sedimentary layer, with said bathymetry and sedimentation velocity maps of said sedimentary layer and with chemical and biological parameters of said sedimentary layer; ii) said models are determined by determining said chemical and biological parameters by means of said current values of organic carbon content TOCA (P) and the value of the hydrogen index IHA (P) at said well; and iii) constructing said organic carbon content maps TOC0 and hydrogen index IH0 at the time of deposition of said sedimentary layer by applying said calibrated models in any mesh of said sedimentary layer by means of the determined chemical and biological parameters and of said sedimentation and bathymetry velocity maps.
    [0003]
    3) Process according to claim 2, wherein said models are set by implementing the following steps: (1) one chooses biological and chemical parameters of said sedimentary layer; (2) determination of organic carbon content TOC0S (P) and hydrogen index IH0S (P) values at said well at the time of deposition of said sedimentary layer by means of said models, said biological and chemical parameters chosen and said bathymetry and sedimentation rate maps; (3) an organic carbon content value TOC0Bc (P) is calculated at said well at the time of deposition of said sediment layer by means of a carbon balance and said organic carbon content values TOCA (P) and the value the hydrogen index IHA (P) at the current time at said well; (4) comparing said determined values TOC0s (P) and calculated TOC0bc (P) of organic carbon content at said well at the deposition time of said sedimentary layer, and steps (2) to (4) are repeated by modifying said biological and chemical parameters to minimize said comparison.
    [0004]
    4) Process according to claim 3, wherein the value of organic carbon content TOC0bc (P) at said well is calculated at the time of deposition of said sedimentary layer by means of a formula of the type:

    [0005]
    5) Process according to claim 3, wherein the value of organic carbon content TOC0bc (P) at said well is calculated at the time of deposition of said sedimentary layer by means of a formula of the type:

    with S1 the quantity of free oils.
    [0006]
    6) Method according to one of claims 3 to 5, wherein said value of organic carbon content TOC0bc (P) at said well at the time of deposition of said sedimentary layer is a function of a parameter relating to the formation of gas biogenic within said sedimentary layer.
    [0007]
    7) Method according to one of claims 2 to 6, wherein said biological and chemical parameters are parameters representative of the deposition of organic material and / or reduction and / or oxidation reactions.
    [0008]
    8) Method according to one of claims 2 to 7, wherein said models are formed by interpolation of said values of organic carbon content TOC0 (P) and hydrogen index IH0 (P) at said well at the time of deposition of said sedimentary layer, the interpolation being constrained by said sedimentation and bathymetry velocity maps.
    [0009]
    9) Method according to one of the preceding claims, wherein said values of organic carbon content TOCA (P) and the hydrogen index IHA (P) at the current time at said well are determined by analysis of a pyrolysis of a rock of said sedimentary layer.
    [0010]
    10) Method according to one of the preceding claims, wherein is determined at least one zone of said sedimentary basin comprising hydrocarbons by means of a model of said sedimentary basin constructed by means of said organic carbon content TOC0 maps and index of hydrogen IH0 at the time of deposition of said sedimentary layer.
    [0011]
    11) Computer program product downloadable from a communication network and / or recorded on a computer-readable and / or executable medium by a processor, comprising program code instructions for carrying out the method according to one of the preceding claims, when said program is executed on a computer.
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    EP3179279A1|2017-06-14|
    US10724345B2|2020-07-28|
    US20170167230A1|2017-06-15|
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