BR112014007583B1

BR112014007583B1 - Métodos para monitorar tensões em reservatório em formação subterrânea

Info

Publication number: BR112014007583B1
Application number: BR112014007583-2A
Authority: BR
Inventors: Bikash K. Sinha; Ergun Simsek
Original assignee: Prad Research And Development Limited
Priority date: 2011-09-29
Filing date: 2012-09-11
Publication date: 2021-07-13
Also published as: AU2012316571A1; BR112014007583A2; CA2849639A1; CA2849639C; AU2012316571B2; GB2508766A; GB2508766B; US20130081804A1; NO20140341A1; WO2013048719A1; GB201404803D0; US9176250B2; NO346378B1

Abstract

método para monitorar tensão em reservatório em uma formação subterrânea. a presente invenção se refere a um aparelho e um método para recuperação de hidrocarbonetos a partir de uma fomação subterrânea incluindo coletar a linha de base e dados sônicos posteriores, calcular dispersões de dipolo cruzado e de stoneley de poço aberto ou revestido usando a linha de base e dados sônicos posteriores, estimar a magnitude de tensão horizontal mínima e máxima usando o cálculo de dispersões, cálculo de uma pressão, e recuperação de hidrocarbonetos.

Description

CAMPO

[0001] As modalidades deste pedido se referem à estimativa de alterações em tensões na formação subterrânea causada por depleção ou injeção do reservatório usando dados sônicos de poço de exploração de lapso de tempo.

FUNDAMENTOS

[0002] Os distúrbios mecânicos podem ser usados para gerar ondas elásticas em formações terrestres em torno de um poço de exploração, e as propriedades dessas ondas podem ser medidas para obter informações importantes sobre as formações através das quais as ondas propagaram. Os parâmetros de compressão, cisalhamento e ondas de Stoneley, tal como sua velocidade (ou sua lentidão recíproca) na formação e no poço de exploração, são indicadores de características de formação que ajudam na avaliação da localização e/ou produtibilidade de recursos de hidrocarbonetos. Estudos recentes de propagação de ondas em materiais pré-tensionados indicam que pode inverter os dados de lentidão de cisalhamento e compressão medidos para estimar os parâmetros de tensão de formação.

[0003] Um dispositivo que foi usado para obter e analisar medições de registro sônico de formações em torno de um poço de exploração terrestre é um SCANNER SONIC” tal como um tipo geral descrito em Pistre et al., "A modular wireline sonic tool for measurements of 3D (azimuthal, radial, and axial) formation acoustic properties, by Pistre, V., Kinoshita, T., Endo, T., Schilling, K., Pabon, J., Sinha, B., Plona, T., Ikegami, T., and Johnson, D. ", Proceedings of the 46'" Annual Logging Symposium, Society of Professional Well Log Analysts, Paper P, 2005. O SONIC SCANNER” permite se apresentar lentidão de compressão, Ate, lentidão de cisalhamento, Ai, e lentidão de Stoneley, Atst, cada um em função da profundidade, z. [A lentidão é recíproca da velocidade e corresponde ao intervalo de tempo de trânsito normalmente medido pelas ferramentas de registro sônico.]

[0004] Uma fonte acústica em um poço de exploração preenchido por fluido gera ondas frontais, bem como modos guiados pelo poço de exploração relativamente mais fortes. Um sistema de medição sônica padrão consiste em colocar uma fonte piezoelétrica e uma 5 matriz de receptores de hidrofone dentro de um poço de exploração preenchido por fluido. A fonte piezoelétrica é configurada na forma de uma fonte monopolo ou dipolo. A largura da banda da fonte normalmente varia de 0,5 a 20 kHz. Uma fonte monopolo gera principalmente o modo axissimétrico de ordem mais 10 baixa, também conhecido como modo de Stoneley, juntamente com as ondas frontais de compressão e cisalhamento. Em contraste, uma fonte dipolo principalmente excita o modo de poço de exploração flexural de ordem mais baixa juntamente com as ondas frontais de compressão e cisalhamento. As ondas frontais são causadas pelo 15 acoplamento da energia acústica transmitida com ondas na formação que se propagam ao longo do eixo do poço de exploração. Uma onda de compressão incidente no fluido do poço de exploração produz ondas de compressão criticamente refratadas na formação. Aquelas refratadas ao longo da superficie do poço de exploração 20 são conhecidas como ondas frontais de compressão. O ângulo de incidência critico θi = sin’1 (Vf/Vc) , onde Vf é a velocidade da onda de compressão no fluido do poço de exploração; e Vc é a velocidade da onda de compressão na formação. Quando a onda frontal de compressão percorre ao longo da interface, que 25 irradia energia de volta para o fluido que pode ser detectado por receptores de hidrofone colocados no poço de exploração preenchido por fluido. Em formações rápidas, a onda frontal de cisalhamento pode ser similarmente excitada por uma onda de compressão para o ângulo de incidência critico θi = sin’1 (V£/Vs) , 30 onde Vs é a velocidade da onda de cisalhamento na formação. É também interessante observar que as ondas frontais são excitadas somente quando o comprimento de onda da onda incidente é menor do que o diâmetro do poço de exploração de modo que o limite possa ser efetivamente tratado como uma interface planar. Em um 35 modelo homogêneo e isotrópico de formações rápidas, como mencionado acima, ondas frontais de compressão e cisalhamento podem ser geradas por uma fonte monopolo colocada em um poço de exploração preenchido por fluido para determinar as velocidades da onda de compressão e cisalhamento da formação. Sabe-se que as ondas frontais de cisalhamento refratadas não podem ser 5 detectadas em formações lentas (onde a velocidade da onda de cisalhamento é menor do que a velocidade de compressão do fluido do poço de exploração) com receptores colocados no fluido do poço de exploração. Em formações lentas, as velocidades de cisalhamento da formação são obtidas a partir da assintota de baixa frequência de dispersão flexural. Há técnicas de processamento para a estimativa das velocidades de cisalhamento da formação nas formações rápidas ou lentas de uma matriz de formas de onda dipolo gravadas.

[0005] Os dados sônicos do poço de exploração após a depleção 15 ou injeção do reservatório ou injeção são, geralmente, adquiridos em um poço revestido. No entanto, o processamento de dados sônicos em um poço revestido para estimar os três módulos de cisalhamento é mais desafiador. Entre outras coisas, a qualidade da ligação entre o revestimento e o cimento é um fator 20 importante no processamento e interpretação de dados sônicos.

SUMÁRIO

[0006] As modalidades se referem ao aparelho e um método para a recuperação de hidrocarbonetos de uma formação subterrânea, incluindo coletar dados sônicos posteriores e da linha de base, 25 calcular dispersões de dipolo cruzado e de Stoneley do poço revestido usando os dados sônicos posteriores e da linha de base, estimar a magnitude de tensão horizontal minima e máxima usando cálculo de dispersões, cálculo de uma pressão, e recuperação de hidrocarbonetos.

FIGURAS

[0007] A figura 1 é um diagrama esquemático de uma formação subterrânea durante ou após a injeção de dióxido de carbono e/ou água em um projeto de recuperação terciária.

[0008] A figura 2 é um diagrama esquemático da ferramenta 35 sônica colocada de forma concêntrica em um poço de exploração preenchido por fluido revestido.

[0009] A figura 3 é uma série de representações gráficas da amplitude normalizada como uma função da variação radial de 3 e 5 kHz.

[0010] A figura 4 é uma representação gráfica da amplitude normalizada como uma função da variação radial quando o modo de Stoneley é variado.

[0011] A figura 5 é uma representação gráfica da lentidão como uma função da frequência do modo de Stoneley de dados de campo e simulação.

[0012] A figura 6 é uma série de representações gráficas da amplitude normalizada como uma função da variação radial com um modo dipolo em 3 e 5 kHZ.

[0013] A figura 7 é um diagrama esquemático de um poço de exploração em uma formação subterrânea quando duas tensões horizontais são equivalentes.

[0014] A figura 8 é um diagrama esquemático de um poço de exploração em uma formação subterrânea exposta a múltiplas tensões e pressão variada.

[0015] A figura 9 é uma representação gráfica da lentidão como uma função da frequência para um poço de exploração em um estado inicial.

[0016] A figura 10 é uma representação gráfica da lentidão como uma função da frequência para um poço de exploração em um estudo de poço de exploração após a injeção para os resultados da simulação e observados.

[0017] A figura 11 é uma representação gráfica da velocidade de cisalhamento como uma função de antes e após a injeção.

[0018] A figura 12 é uma representação gráfica do módulo de cisalhamento como uma função de antes e após a injeção.

[0019] A figura 13 é uma representação gráfica de alterações da tensão estimada como uma função de antes e após a injeção.

[0020] A figura 14 é um fluxograma para a estimativa do módulo de cisalhamento de formação usando dados de Stoneley em um poço revestido.

[0021] A figura 15 é um fluxograma para a estimativa de tensões de reservatório usando dados sônicos do lapso de tempo adquiridos antes e após a depleção ou injeção do reservatório.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0022] A depleção do reservatório e injeção de fluido posterior (água e dióxido de carbono) para recuperação de petróleo aprimorada causam alterações na pressão do reservatório e tensões de formação. Grandes alterações de tensão podem levar à ativação de defeitos pré-existentes e fraturas de rocha capeadora que podem levar ao vazamento de CO2 indesejado. É importante monitorar tensões do reservatório como uma função de alterações na pressão do reservatório para evitar a reativação de uma falha existente ou introdução de fraturas indesejados na rocha capeadora que resultaria no vazamento de C02. Levantamentos sismicos de lapso de tempo podem detectar alterações de impedância da ordem de 3 a 9 por cento em rochas saturadas de C02 e são indicadores de alterações qualitativas na pressão do e saturação do reservatório. Uma técnica para a detecção de pequenas alterações de velocidade sônica que podem estar relacionadas a alterações nas tensões in situ e mobilidade fluida causada por depleção ou injeção do reservatório é discutida neste documento. Estimativas confiáveis destas alterações ajudam gestores de reservatório a manter sequestro de integridade e adaptação de reservatório do dióxido de carbono injetado.

[0023] Velocidades sônicas na alteração das formações como uma função de litologia/mineralogia, porosidade, teor de argila, saturação de fluido, tensões, e temperatura da rocha. Para estimar as alterações nas magnitudes de tensão da formação de alterações medidas em velocidades sônicas, é necessário selecionar um intervalo de profundidade com uma litologia razoavelmente uniforme, teor de argila, saturação e temperatura de modo que as alterações medidas nas velocidades possam ser amplamente relacionadas a alterações correspondentes em magnitudes de tensão da formação. Qualquer alteração na porosidade causada por compactação normal no intervalo de profundidade escolhido é contabilizada no modelo de inversão, por uma alteração correspondente no módulo elástico eficaz e densidade da formação. Supondo que as alterações medidas em velocidades sônicas em grande parte são causadas por alterações em magnitudes de tensão, é possivel inverter velocidades sônicas de poço de exploração para a estimativa das alterações em magnitudes de tensão da formação.

[0024] Demonstrou-se que as diferenças no módulo de cisalhamento estão relacionadas a diferenças de tensões principais em uma rocha tensionada de forma homogênea. Há duas equações de diferença independentes em relação a três módulos de cisalhamento C44, C55, e Cee, θ três incógnitas: as tensões horizontais minimas e máximas, e um coeficiente acoustoelástico. Consequentemente, há duas equações independentes em relação a três incógnitas. No entanto, pode-se resolver a magnitude da tensão horizontal máxima e um coeficiente acoustoelástico quando um Modelo Terrestre Mecânico fornece a tensão de sobrecarga, pressão de poro, e tensão horizontal minima como uma função da profundidade. A tensão horizontal minima pode ser estimada a partir de testes de minifraturamento ou vazamento.

[0025] Este algoritmo de estimativa de Smnax usando os três módulos de cisalhamento pressupõe que as diferenças nos três módulos de cisalhamento são principalmente causadas pelas diferenças nas três tensões principais - sobrecarga, tensões horizontais minimas e máximas. Embora esta suposição seja em grande parte válida em um reservatório de areia com permeabilidade de fluido moderada, é possivel corrigir a inclinação induzida por permeabilidade ou mobilidade de fluido no módulo de cisalhamento de Stoneley Ceβ no plano em corte transversal para poço de exploração. A presença de mobilidade de fluido na ausência de quaisquer efeitos de tensão aumenta a lentidão de Stoneley na banda de frequências baixa e intermediária de 1 a 3 kHz. Isto está associado a uma diminuição do módulo de cisalhamento de Stoneley Cee que pode ser estimada a partir de um modelo avançado com base em uma aproximação de baixa frequência do modelo de Biot. Geralmente, uma mobilidade de fluido de 100 a 1000 md/cp pode causar uma redução do módulo de cisalhamento Cgε por cerca de 5 a 10%. Portanto, é necessário aumentar o valor medido de C66 por esta quantidade antes de introduzir no algoritmo de estimativa de magnitude de tensão. Sugere-se que sejam calculados os efeitos induzidos pela mobilidade de fluido em Cβ6 (na ausência de tensões) usando uma estimativa independente da permeabilidade/mobilidade de fluido de um pré-teste de MDT, RMN ou permeabilidade de núcleo. Quando a mobilidade de fluido de uma fonte independente não é conhecida, recomenda-se que o algoritmo de estimativa de magnitude de tensão deve ser executado por pelo menos dois valores adicionais de Cee1 que poderia descrever um limite superior e limite inferior em Cββ' em vista da inclinação possivel nos dados causados pela permeabilidade de fluido.

[0026] De forma similar, pode-se compensar para a inclinação do módulo de cisalhamento C66' causada pela TI-anisotropia intrinseca (xisto) na estimativa das magnitudes de tensão da formação uma vez que estimou-se esta anisotropia estrutural de amostras de núcleo na presença de pressão limite na profundidade de interesse. Geralmente, Cββ θ maior do que C44 ou C55 em TI- formação horizontalmente em camadas. Consequentemente, o Cββ medido precisa ser reduzido por uma quantidade que foi introduzida por causa de efeitos estruturais. Na ausência de quaisquer dados de núcleo reais, pode-se executar o algoritmo de magnitude de tensão usando um limite superior e um limite inferior para o módulo Cgg que cobriria eventuais efeitos de anisotropia estrutural ou intrinseca. Esse procedimento permitiria colocar um limite razoável nas magnitudes de tensão estimadas que contabiliza a inclinação de anisotropia estrutural no módulo de cisalhamento medido.

[0027] A figura 1 mostra um diagrama esquemático de injeção de CO2 e água para aumentar a produção de hidrocarbonetos em um projeto de recuperação terciária. É importante monitorar as alterações na pressão e tensões do reservatório para reduzir as chances de vazamento de CO2 através da fratura ou reativação da rocha capeadora de qualquer falha pré-existente. Os dados sônicos em poços revestidos adquiridos antes e após a depleção ou injeção do reservatório apresentam alterações na ordem de 2 a 6 por cento na velocidade de compressão juntamente com dispersões flexurais dipolo e de Stoneley do poço de exploração. Este procedimento descrito neste documento estima alterações de lapso de tempo nos três módulos de cisalhamento usando os dados sônicos. Este procedimento baseia-se na análise de sensibilidade de dispersões do poço de exploração medidas para vários parâmetros de fluido do poço de exploração e da formação. Os 10 módulos de cisalhamento são então estimados a partir das dispersões do poço de exploração medidas. Estes módulos de cisalhamento em campo distante podem ser transformados em alterações correspondentes nas tensões eficazes de formação. No entanto, uma estimativa independente de qualquer aumento da 15 mobilidade de fluido possivelmente causado pelo inchaço de óleo induzido por CO2 é desejável. Na ausência de qualquer tal estimativa da alteração da mobilidade de fluido, pode-se estimar um limite superior para a diferença entre a sobrecarga e tensões horizontais como um parâmetro no controle da pressão de fratura. A depleção do reservatório ou Injeção de fluido para recuperação reforçada pode levar a dois tipos de falha estrutural. Em primeiro lugar, se as tensões do reservatório presentes juntamente com a pressão dos poros fizerem com que a pressão de colapso PB exceda um limite, as fraturas da rocha capeadora serão 25 iniciadas e a integridade do reservatório será danificada. A pressão de colapso é fornecida pela seguinte equação

onde Sh e SH são as tensões horizontais minimas e máximas, α é o parâmetro de Biot, Pp é a pressão dos poros, e Ts 30 é a resistência à tração da rocha.

[0028] Em segundo lugar, se a pressão dos poros Pp excedesse um limite fornecido pelo critério de Coulomb para a iniciação de deslizamento ao longo de uma falha pré-existente, uma reativação de tais falhas também causaria danos do reservatório. Para atenuar o risco de tal deslizamento, a pressão do reservatório deve ser mantida abaixo de um limite fornecido por

onde on e T são tensões de cisalhamento e normais 5 agindo em uma falha formando um ângulo θ com a horizontal; Sv e SH são as tensões horizontais e de sobrecarga da formação; C é a força de coesão e μf é o coeficiente de atrito interno.

[0029] 0 procedimento para a estimativa das alterações nas tensões eficazes da formação inclui o seguinte. 1. Antes da produção (ou injeção), estimar as tensões horizontais minimas e de sobrecarga juntamente com a pressão dos poros. 2. Medir a lentidão de compressão de campo distante e furo de Stoneley e dispersões de dipolo cruzado e de Stoneley do poço de exploração usando dados sônicos em um poço revestido ou poço aberto em um intervalo de reservatório. Isto constitui um estudo da linha de base. 3. Estimar os módulos de cisalhamento de campo distante usando dispersões do poço de exploração. 4. Calcular um coeficiente acoustoelástico com base em um modelo de mecânica continuo não linear. 5. Após a produção (ou injeção), medir a lentidão de compressão de campo distante e dispersões flexurais de dipolo cruzado e de Stoneley do poço de exploração no poço revestido. Isto é referido como um estudo de monitor. 6. Estimar os três módulos de cisalhamento de campo distante usando os dados sônicos adquiridos na etapa 5. 7. Estimar alterações nas tensões eficazes de formação de campo distante usando diferenças nos módulos de cisalhamento e coeficiente acoustoelástico calculado antes da produção (ou injeção) na etapa 4.

[0030] A inversão de dados sônicos do poço de exploração para 10 parâmetros de tensão de formação pressupõe que as alterações medidas nas velocidades de onda plana no campo distante são causadas principalmente por alterações correspondentes em tensões. Observe que as alterações nos módulos elásticos são determinadas a partir das velocidades de onda plana ou inversão 15 de dispersões do poço de exploração.

[0031] Geralmente, as modalidades deste pedido se referem a uma técnica para estimativa de alterações em tensões da formação causadas por depleção ou injeção do reservatório usando dados sônicos de poço de exploração de lapso de tempo. Um estudo da 20 linha de base consiste em dados sônicos adquiridos em um poço aberto ou revestido juntamente com estimativas de pressão do reservatório, sobrecarga e tensões horizontais minimas. Posteriormente, um estudo de monitor compreenderia dados sônicos adquiridos em um poço de observação. Os dados sônicos adquiridos 25 antes e após a depleção ou injeção são processados para obter dispersões de dipolo cruzado e de Stoneley do poço de exploração. Um algoritmo de inversão inverte a dispersão de Stoneley medida para estimar o módulo de cisalhamento de campo distante C66 no plano em cote transversal do poço de exploração. As duas dispersões flexurais de linha cruzada produzem os dois módulos de cisalhamento C44 e C55 em dois planos ortogonais contendo o eixo do poço de exploração. Estes dois módulos de cisalhamento são obtidos diretamente as assintotas de baixa frequência das duas dispersões flexurais. As diferenças nos três 35 módulos de cisalhamento do estudo da linha de base rendem a magnitude da tensão horizontal máxima e um coeficiente acoustoelástico usando estimativas da pressão de poros, sobrecarga e tensões horizontais minimas de técnicas padrão conhecidas no estado da técnica. Os três módulos de cisalhamento de campo distante em três planos ortogonais são obtidos a partir do estudo de monitor após depleção ou injeção. Usando o coeficiente acoustoelástico obtido a partir do estudo da linha de base e os três módulos de cisalhamento após depleção ou injeção, o novo algoritmo fornece estimativas das magnitudes de tensão horizontal minima e máxima causadas por uma alteração na pressão do reservatório. As tensões horizontais minimas e máximas estimadas após depleção ou injeção juntamente com a pressão do reservatório estimada podem, então, ser usadas para calcular uma pressão de injeção segura abaixo de um limite para evitar fraturas indesejadas. Elas também podem ser usadas para fornecer uma janela de pressão do reservatório segura que reduzirá as alterações de qualquer deslizamento de cisalhamento em qualquer falha existente. Estimativa de Cee usando dispersão de Stoneley do poço de exploração em um poço revestido.

[0032] A figura 2 mostra um diagrama esquemático de uma ferramenta sônica (cilindro sólido amarelo) colocada de forma concêntrica em um poço de exploração revestido preenchido por fluido. 0 revestimento é representado por um cilindro marrom oco. As formas de onda gravadas em uma matriz de receptores de hidrofone podem ser processadas por um algoritmo de lápis de matriz modificada para isolar chegadas dispersivas e no trem de ondas. 0 modo de Stoneley axissimétrico, de ordem mais baixa é um modo dispersivo cuja velocidade altera como uma função da frequência.

[0033] A dispersão de Stoneley em um poço de exploração preenchido por fluido na presença de um revestimento também pode ser calculada a partir da solução de um problema de valor limite clássico. A dispersão de Stoneley para um poço de exploração cercado por uma formação efetivamente isotrópica pode ser calculada na presença de uma estrutura de ferramenta equivalente colocada de forma concêntrica com o eixo do poço de exploração para contabilizar os efeitos de ferramenta nos dados sônicos medidos. Para calcular a dispersão de Stoneley em um poço revestido cercado por uma formação efetivamente isotrópica, é necessário inserir os seguintes parâmetros geométricos e 5 materiais da estrutura de ferramenta equivalente, fluido do poço de exploração, material de revestimento, e formação: 1. Condição de impedância de superficie na fronteira entre a ferramenta e o fluido do poço de exploração; 2. Velocidade de compressão do fluido do poço de 10 exploração e densidade de massa; 3. Densidade em massa do material de revestimento, velocidades de compressão e cisalhamento; 4. Diâmetros interno e externo do revestimento; e 5. Densidade em massa da formação, supostas velocidades 15 de cisalhamento e compressão.

[0034] Todos estes parâmetros podem ser estimados usando a informação que está disponivel a partir de várias fontes, exceto a velocidade de cisalhamento da formação que continua a ser estimada para calcular o módulo de cisalhamento de campo 20 distante Ce6> Observe que o módulo de cisalhamento estimado a partir dos dados de Stoneley Cee = P Vs2, onde Vs é a velocidade de cisalhamento da formação para uma formação isotrópica eficaz.

[0035] Para analisar os dados sônicos em um poço revestido, a investigação da profundidade radial da investigação como uma 25 função da frequência de onda de Stoneley pode ser executada. As figuras 3a e 3b, respectivamente, mostram a variação radial de amplitudes de deslocamento e tensão associadas ao modo de Stoneley em 3 e 5 kHz. É evidente a partir destes resultados que ondas de Stoneley nestas frequências apresentam profundidade 30 radial de investigação que se estende até cerca de 2xOD de revestimento (OD: Diâmetro externo) na presença de um revestimento bem ligado. A figura 4 ilustra as variações radiais de tensão radial Trr em função da frequência plotada em uma escala logarítmica. Estes resultados ajudam na seleção de uma 35 faixa de frequência que sondas mais profunda na formação. Os resultados da Figura 4 sugere que o módulo de cisalhamento de campo distante pode ser estimado pela minimização das diferenças entre as dispersões de Stoneley previstas do modelo e medidas sobre uma faixa de frequência de 1 a 3 kHz. A estimativa de Ceε usando esta faixa de frequência garante uma estimativa confiável 5 de módulo de cisalhamento fora de qualquer possivel alteração perto do poço.

[0036] Uma técnica para a estimativa de Cg6 consiste em um algoritmo que minimiza a diferença entre dispersões de Stoneley de modelo e medidas sobre uma largura de banda escolhida onde os 10 dados de Stoneley são em grande parte sensiveis às propriedades de formação de campo distante.

[0037] A função de custo a ser minimizada pode ser expressa como:

onde Si (dados) e Si (modelo) denotam as lentidões de onda de Stoneley previstas do modelo e medidas em diferentes frequências, e o indice i= 1,2,3,....N, denota lentidões escolhidas (ou velocidades) na frequência i-th.

[0038] O valor de Cβ6 que minimiza a função de custo ε, conforme definido na equação (5) é o módulo de cisalhamento de formação de campo distante estimado. A Figura 5 mostra a comparação entre a dispersão de Stoneley medida (circulos azuis) e a previsão baseada no modelo (curva vermelha sólida) obtidas com o valor estimado de Cg6 Estimativa de de C44 e C55 usando dispersões de dipolo cruzado em um poço revestido.

[0039] Os outros dois módulos de cisalhamento C44 e C55 são obtidos a partir dos dados dipolo adquiridos em um poço revestido. Uma fonte dipolo, colocada em um poço de exploração 30 preenchido por fluido gera ondas frontais refratadas e modos flexurais do poço de exploração de maior amplitude. O processamento de uma matriz de formas de onda gravadas por um algoritmo de lápis de matriz modificada produz duas dispersões flexurais correspondentes às ondas de cisalhamento rápido e lento em planos ortogonais contendo o eixo do poço de 5 exploração. As assintotas de baixa frequência das dispersões flexurais do poço de exploração coincidem com as lentidões de cisalhamento de formação de campo distante. A profundidade radial da investigação de dados flexurais dipolo em função da frequência ajuda a confirmar que os módulos de cisalhamento 10 estimados C44 e C55 são parâmetros de campo distante fora de qualquer alteração perto do poço causada pelo espaço anular do cimento. As figuras 6a e 6b, respectivamente, ilustram variações radiais de componentes de deslocamento e componentes de tensão radial em função da distância radial do eixo do poço de 15 exploração normalizadas pelo raio externo do revestimento a. As velocidades de cisalhamento rápido e cisalhamento lento podem ser facilmente convertidas em módulos de cisalhamento conforme descrito pelas seguintes equações:

onde p é a densidade em massa de formação; Vss e VFS são as velocidades de cisalhamento rápido e lento obtidas a partir do processamento de dados de dipolo cruzado. Observe que as assintotas de baixa frequência das dispersões flexurais são independentes da presença de revestimento e quaisquer possiveis 25 efeitos de ferramenta sônica em dados de dipolo.

[0040] Desse modo, pode-se estimar que os três módulos de cisalhamento usando as dispersões de dipolo cruzado e de Stoneley medidas obtidas a partir de formas de onda sônicas geradas por um monopolo e dois transmissores dipolo ortogonais 30 colocados em um poço preenchido por fluido.

[0041] Uma vez que se sabe que o módulo de cisalhamento horizontal C66 é um pouco reduzido na presença de mobilidade de fluido horizontal em um reservatório poroso, este fato pode ajudar na colocação de limites apropriados nas razões de tensão vertical a horizontal estimadas. Por exemplo, as equações (11a) e (12b) são susceptíveis a produzir um limite superior da razão de tensão vertical a horizontal estimada em um intervalo de 5 reservatório onde efeitos induzidos pela mobilidade no módulo de cisalhamento C66 não são contabilizados. Geralmente, a lentidão de onda do tubo diminui por apenas cerca de 2 a 3% na presença de mobilidade de fluido, e isso leva a uma diminuição em Cg6 por cerca de 4 a 6%. 10

[0042] De forma similar, sabe-se que o módulo de cisalhamento horizontal Cgg θ significativamente maior na presença de alto teor de argila em um intervalo de xisto. Consequentemente, pode ser um desafio estimar a razão das razões de tensão vertical a horizontal em intervalos de xisto, se não for possivel compensar 15 o aumento induzido por anisotropia estrutural em C66 a partir de outras fontes. Uma forma de compensar o aumento induzido por anisotropia estrutural em Cg6 θ medir a diferença entre o módulo de cisalhamento C66 no plano de leito e C44 em um plano perpendicular para o deleito a partir de amostras de núcleo 20 submetidas a uma pressão de confinamento na profundidade de interesse.

Teoria

[0043] Considere um poço de exploração paralelo ao eixo X3 e seu plano transversal paralelo ao plano X1-X2 conforme mostrado 25 na Figura 7. A tensão de sobrecarga Sv está paralela ao eixo X3, e a tensão horizontal SH está no plano X2-X3. O processamento de dados dipolo adquiridos por um transmissor alinhado com o eixo X3 produz o módulo de cisalhamento C55, considerando que o outro transmissor ortogonal alinhado com o eixo X2 produz o módulo de 30 cisalhamento C44. Os dados de Stoneley são usados para obter o módulo de cisalhamento C&6 no plano em corte transversal do poço de exploração (Xi~X2) . As velocidades sônicas e os módulos elásticos correspondentes são funções de tensões eficazes no meio de propagação. A Figura 8 mostra o diagrama esquemático de 35 um poço de exploração em uma formação triaxialmente tensionada, onde as tensões eficazes são definidas em termos da tensão de formação total e pressão de poro juntamente com o coeficiente de Biot a. Observe que as velocidades ou lentidão sônicas são sensiveis a tensões eficazes no meio de propagação. A tensão eficaz Oij = Tij - δij α Pp, onde Tij é a tensão aplicada, δij é o delta de Kronecker, e α é o parâmetro de Biot.

[0044] Com referência a um estado de referência isotropicamente carregado, o módulo de cisalhamento de formação em três planos ortogonais são os mesmos (C44 = C55 = C66 = p) • Quando esta rocha é submetida a tensões incrementais anisotrópicas, as alterações nos três módulos de cisalhamento podem ser expressas como

onde ΔC55 é obtido a partir da lentidão de cisalhamento dipolo rápido e densidade em massa de formação, C55, Y [= 2p(l+v)], e v é o módulo de cisalhamento, módulo de Young, e razão de Poisson, respectivamente; C144 e C155 são constantes não lineares que se referem ao estado de referência escolhido; e Δ033, Δon e ΔO22Z respectivamente, indicam alterações na sobrecarga eficaz, e tensões horizontais máximas, e horizontais minimas de um estado de referência efetivamente isotrópico.

onde ΔC44 é obtido a partir da lentidão de cisalhamento dipolo lento e densidade em massa de formação em uma determinada profundidade, e C44 (= C55) é o módulo de cisalhamento no estado de referência escolhido.

onde ΔC66 θ obtido a partir da dispersão de lentidão de cisalhamento de Stoneley e densidade em massa de formação em uma determinada profundidade, e C66 (= C44) é o módulo de cisalhamento 5 no estado de referência escolhido. Equações de Diferença Usando Módulos de Cisalhamento de Campo Distante

[0045] Um reservatório de areia na ausência de tensões de formação e mobilidade de fluido se comporta como um material 10 isotrópico, caracterizado por módulos de cisalhamento e em massa. No entanto, um reservatório de areia xistosa complexo é caracterizado pela rigidez elástica anisotrópica. A rigidez elástica anisotrópica e os três módulos de cisalhamento são afetados por (a) anisotropia estrutural; (b) anisotropia induzida por tensão; e (c) mobilidade de formação. A anisotropia estrutural causada por microestratificação de argila em xistos é descrita por anisotropia (TI) transversalmente isotrópica que exibe o módulo de cisalhamento horizontal Cg6 como sendo maior do que os módulos de cisalhamento vertical C44=Cs5 na ausência de quaisquer efeitos induzidos por tensão. Os xistos são impermeáveis e não constituem parte de um reservatório de produção. Uma vez que o efeito de tensões de formação no módulo de cisalhamento eficaz em um intervalo de areia e xisto são substancialmente diferentes, é necessário aplicar correções 25 apropriadas aos módulos de cisalhamento medidos na estimativa das magnitudes de tensão de formação.

[0046] A teoria acoustoelástica se refere a alterações no módulo de cisalhamento eficaz para alterações incrementais nas tensões e forças de inclinação de um estado de referência do 30 material. Os três módulos de cisalhamento podem ser estimados a partir de dados sônicos do poço de exploração. Com a recente introdução de algoritmos para a perfilagem de Stoneley radial de lentidão de cisalhamento horizontal (Cgβ) e perfilagem radial dipolo de lentidões de cisalhamento vertical (C44 e C55) , inequivocamente pode-se estimar os módulos de cisalhamento de formação puros. Esses algoritmos contabilizam o viés de 5 ferramenta sônica e possiveis efeitos de alteração perto do poço nos dados sônicos medidos'

[0047] Conforme descrito acima, as diferenças entre os módulos de cisalhamento eficazes estão relacionadas com diferenças das principais magnitudes de tensão através de um coeficiente 10 acoustoelástico definido em termos de constantes não lineares de formação que se referem a um estado de referência escolhido e para uma determinada litologia de formação. Em seguida, supõe-se que os eixos Xi, X2, e X3, respectivamente, são paralelos às tensões horizontais máximas (oH) , horizontais minimas (oh) , e 15 verticais (ov) . Nestas circunstâncias, as equações de diferença de rendimento de equações (10) nos módulos de cisalhamento eficazes em termos de diferenças nas principais magnitudes de tensão através de um coeficiente acoustoelástico definido em termos de constantes não lineares de formação previstos para um 20 estado de referência escolhido e em uma determinada litologia de formação. As seguintes três equações se referem a alterações nos módulos de cisalhamento correspondentes a alterações nas principais tensões eficazes:

onde 033, ou, e 022 denotam a sobrecarga eficaz, tensões horizontais máximas, e horizontais minimas, respectivamente; e

é o coeficiente acoustoelástico, C55 e C44 denotam os módulos de cisalhamento para as ondas de cisalhamento rápido e lento, respectivamente; C456 = (Ci55-Ci44)/2 é um parâmetro de formação não linear que define o coeficiente acoustoelástico; e 5 μ representa o módulo de cisalhamento em um estado de referência escolhido. No entanto, apenas duas das três equações de diferença em (10) são independentes.

[0048] A presença de tensão desequilibrada no plano em corte transversal do poço de exploração causa separação da onda de 10 cisalhamento dipolo e a anisotropia de lentidão de cisalhamento observada pode ser usada para calcular o coeficiente acoustoelástico AE da equação (10c), uma vez que são apresentadas estimativas das duas principais tensões (ou e 022) em função da profundidade. Observe que as ondas de cisalhamento dipolo são 15 pouco afetadas pela mobilidade de fluido. Pode-se, então, estimar a alteração induzida por tensão no módulo de cisalhamento de Stoneley C66 usando as equações (10a) e (10b), e as magnitudes de tensão eficazes ov, oH, θ °h em uma determinada profundidade.

[0049] Quando se apresenta estimativas das magnitudes de tensão horizontal minima (022) θ de sobrecarga (033) em função da profundidade, pode-se determinar o parâmetro acoustoelástico AE em termos dos módulos de cisalhamento de campo distante C55 e Cββ usando a razão

onde pressupõe-se que os efeitos da permeabilidade nestes módulos de cisalhamento são essencialmente similares e insignificantes.

[0050] Uma vez que se determina o parâmetro acoustoelástico 30 para um determinado intervalo de litologia, pode-se determinar a magnitude ΔSH de tensão horizontal máxima em função da profundidade da seguinte equação

onde C55 e C44 denotam os módulos de cisalhamento dipolo rápido e lento, respectivamente. De forma similar, a magnitude Sh da tensão horizontal minima em função da profundidade a partir da seguinte equação

[0051] Portanto, pode-se estimar magnitudes de tensão horizontal de formação em função da profundidade em termos dos três módulos de cisalhamento C44, C55 e Cçg, θ do coeficiente acoustoelástico AE. Estimativa da Magnitude de Tensão Horizontal Máxima

[0052] As diferenças entre os três módulos de cisalhamento fora do espaço anular de concentração de tensão estão relacionadas às diferenças entre as três tensões principais em termos de um coeficiente acoustoelástico que se referem a um estado de referência local. Há duas equações de diferença independentes que se referem a magnitudes de tensão de sobrecarga, horizontal minima e máxima eficaz e ao coeficiente acoustoelástico. Estas duas equações podem ser resolvidas para a magnitude da tensão horizontal máxima e coeficiente acoustoelástico uma vez que as magnitudes de tensão horizontal minima e de sobrecarga são conhecidas de outras fontes. A tensão de sobrecarga é confiavelmente conhecida a partir da densidade em massa da formação. A tensão horizontal minima pode ser confiavelmente estimada a partir de um teste de minifraturamento ou vazamento e interpolada ao longo de uma litologia razoavelmente uniforme. Portanto, pode-se usar equação (12a) para calcular a magnitude de tensão horizontal máxima em uma determinada profundidade que exibe cruzamento dipolo como um indicador de anisotropia de lentidão de cisalhamento induzida por tensão dominando os dados. Estimativa de Magnitudes de Tensão em Xisto Tl

[0053] Para estimar as magnitudes de tensão em xisto TI usando 5 os três módulos de cisalhamento, é necessário compensar os efeitos de anisotropia estrutural na diferença entre o módulo de cisalhamento de Stoneley C66 e o módulo de cisalhamento dipolo C44 ou C55. Geralmente, o módulo de cisalhamento Cδ6 no plano isotrópico de um xisto TI é maior do que o módulo de 10 cisalhamento C44 ou C55 nos planos sagitais (planos X2-X4 ou X3- Xi) . Quando se apresenta uma estimativa independente da Tl- anisotropia de dados de núcleo sob pressão de confinamento, pode-se expressar o aumento em C66 induzido por anisotropia estrutural em termos do parâmetro de Thomsen y. A razão de C66 15 para C44 pode ser expressa como

[0054] Se Y = 0,2, a razão C6β/C44 = 1,4. Sob esta situação, precisa-se reduzir o C66 medido por 40 por cento, antes de introduzir o módulo de cisalhamento Cg6 juntamente com o módulo 20 de cisalhamento C44 e C55 para o algoritmo de estimativa de magnitude de tensão usando o algoritmo dos três módulos de cisalhamento. Aqui, pressupõe-se que quaisquer diferenças restantes entre C44, C55, e Cg6 são exclusivamente causadas por diferenças entre as três tensões principais.

[0055] Quando o parâmetro de Thomsen y não é conhecido, sugere-se que execute-se o algoritmo de estimativa de magnitude de tensão para uma gama de C66 que cobre a possivel influência dos efeitos de TI-anisotropia. Pode-se, então, representar graficamente magnitudes de tensão, em função do parâmetro 30 C66'/C66, onde Cgβ é o módulo de cisalhamento de Stoneley medido em uma profundidade escolhida, e Cee1 é o módulo de cisalhamento modificado em um intervalo de xisto onde Cgβ1 < Cβ6-

Tensões do Reservatório após Depleção ou Injeção

[0056] Considere um poço de exploração preenchido por fluido vertical paralelo à direção X3, e tensões horizontais minimas e máximas paralelas às direções Xi e X2, respectivamente.

[0057] Os dados sônicos adquiridos em um poço aberto ou revestido preenchido por fluido podem ser invertidos para obter os três módulos de cisalhamento de formação de campo distante. Estes três módulos de cisalhamento juntamente com as tensões horizontais minimas e de sobrecarga eficazes em um estudo da 10 linha de base fornecem uma estimativa da magnitude de tensão horizontal máxima horizontal com um coeficiente acoustoelástico conforme fornecido pelas seguintes equações:

quantidade antes da fornecida por

onde Sij é a tensão total, δij é o delta de Kronecker, a é o coeficiente de Biot, e BP é a pressão de poros ou do reservatório. A tensão de sobrecarga total é estimada integrando-se a densidade em massa da superficie à profundidade de interesse e a tensão horizontal minima é estimada por testes de minifraturamento ou vazamento estendido.

[0058] A diferença entre as tensões horizontal minima e de sobrecarga eficazes após depleção e injeção pode ser descrita 25 por

onde o sobrescrito "A" denota a quantidade após a depleção ou injeção, e presume-se que a tensão de sobrecarga seja essencialmente a mesma que antes da depleção e da injeção. Quando a depleção do reservatório é bastante extensa, em que não há nenhum efeito de ponte, a tensão vertical total será conduzida pela formação e a tensão vertical total será essencialmente a mesma que antes.

[0059] As tensões horizontais minimas e máximas totais após a depleção podem, então, ser fornecidas pelas seguintes equações

onde e denotam as tensões horizontais minimas e máximas totais no reservatório após a depleção ou injeção. Estimativa de Magnitude de Tensão em Reservatórios Permeáveis

[0060] Os algoritmos de estimação de magnitude de tensão presumem que as diferenças observadas nos três módulos de cisalhamento são causadas por diferenças nas três tensões principais de formação.

[0061] No entanto, quando a permeabilidade de fluidos e efeitos induzidos por tensão estão simultaneamente presentes nos módulos de cisalhamento eficazes medidos em um reservatório permeável, é necessário remover a inclinação induzida por mobilidade do fluxo de trabalho da estimativa de magnitude de tensão. A presença de mobilidade de fluido causa uma diminuição do módulo de cisalhamento de Stoneley Cee que pode ser estimada quando a mobilidade/permeabilidade de fluidos é conhecida a partir de uma fonte independente, tais como dados de núcleo ou RMN. Sob esta situação, pode-se modificar o módulo de cisalhamento de Stoneley medido Cβε θ 3 entrada de Cee' modificado (>Cee) no algoritmo de estimativa de magnitude de tensão.

[0062] Caso contrário, a razão de sobrecarga de formação para tensão horizontal pode ser obtida em função do parâmetro y = C' 66/066 (>1) . Geralmente, este parâmetro y pode variar de 1 a 1,15.

Estimativa de Magnitude de Tensão em Xistos Tl

[0063] Lembre-se os algoritmos de estimação de magnitude de tensão presumem que as diferenças observadas nos três módulos de cisalhamento são exclusivamente causadas por diferenças nas três 5 tensões principais.

[0064] No entanto, xistos transversalmente isotrópicoS na ausência de tensões apresentam maior módulo de cisalhamento C66 no plano isotrópico do que o módulo de cisalhamento C44 e C55 em dois planos ortogonais sagitais.

[0065] Portanto, é necessário remover quaisquer diferenças entre C66 θ C44 causadas pela anisotropia estrutural e inverter quaisquer diferenças restantes nos módulos de cisalhamento para magnitudes de tensão de formação.

Exemplo Ilustrativo I

[0066] Considere um estudo da linha de base em uma determinada profundidade A em um reservatório empobrecido que consiste em dispersões de dipolo cruzado e de Stoneley (circulos azuis) conforme mostrado na Figura 9. Os circulos de ciano e verdes denotam as dispersões de dipolo rápidas e lentas. As linhas 20 tracejadas são dispersões teóricas com base no modelo que representam a presença de uma estrutura de ferramenta e revestimento ligado ao poço. As três curvas teóricas produzem os módulos de cisalhamento estimados Cg6, C55, e C44 na profundidade escolhida antes de qualquer injeção de fluido. A Figura 10 mostra as dispersões de dipolo cruzado e de Stoneley medidas na mesma profundidade, depois que o campo foi submetido à injeção de fluido por cerca de um ano. A observação é a mesma como na Figura 9. As diferenças entre as dispersões do poço de exploração nas Figuras 9 e 10 são causadas por alterações na * 30 pressão do reservatório e tensões horizontais eficazes.

[0067] A Figura 11 ilustra alterações medidas no cisalhamento de Stoneley, cisalhamento de dipolo rápido, e velocidades de cisalhamento de dipolo lento antes e após a injeção de fluido. As alterações correspondentes no módulo de cisalhamento C66, C55 e 35 C44 são mostradas na Figura 12.

[0068] Pode-se inverter essas alterações nos módulos de cisalhamento medidos causadas pela injeção de fluido para estimar as alterações correspondentes nas tensões do reservatório. Estas alterações nas tensões horizontais minimas e 5 máximas são ilustradas na Figura 13.

[0069] A Figura 14 mostra um fluxograma que destaca várias etapas na estimativa de CÔ6 minimizando as diferenças entre as dispersões de Stoneley previstas no modelo e medidas sobre uma largura de banda escolhida. A dispersão de Stoneley calculada 10 contabiliza os efeitos de ferramenta sônica na rotina do modo de busca. As diferenças entre as dispersões previstas no modelo e medidas (ε) são minimizadas para uma tolerância aceitável "Tol" no processo de iteração.

[0070] A Figura 15 ilustra as várias etapas necessárias para 15 este procedimento. A Figura 15 é um fluxograma para a estimativa de tensões do reservatório usando dados sônicos de lapso de tempo adquiridos antes e após a depleção ou injeção do reservatório. O algoritmo supõe que as tensões de pressão, sobrecarga e horizontais minimas do reservatório são conhecidas 20 em um estudo da linha de base antes de qualquer depleção ou inj eção.

[0071] Embora somente algumas modalidades de exemplo tenham sido descritas detalhadamente acima, aqueles versados na técnica apreciarão prontamente que muitas modificações são possiveis nas 25 modalidades de exemplo sem se afastar materialmente dessa invenção. Consequentemente, todas essas modificações destinam-se a ser incluidas dentro do escopo dessa divulgação, conforme definido nas seguintes reivindicações. Nas reivindicações, cláusulas de meios-mais-função destinam-se a cobrir as ' 30 estruturas descritas neste documento como executando a função recitada e não apenas como equivalentes estruturais, mas também estruturas equivalentes. Desse modo, embora um prego e um parafuso não sejam equivalentes estruturais em que um prego emprega uma superficie cilindrica para fixar as peças de madeira 35 juntas, onde um parafuso emprega uma superficie helicoidal, no ambiente de fixação de peças de madeira, um prego e um parafuso podem ser estruturas equivalentes. É a intenção expressa do requerente não invocar 35 U.S.C §112, parágrafo 6 para quaisquer limitações de qualquer uma das reivindicações neste documento, exceto para aquelas em que a reivindicação usa expressamente as 5 palavras "significa para" juntamente com uma função associada.

Claims

1. Método para monitorar tensões em reservatório em uma formação subterrânea caracterizado por compreender: coletar dados sônicos da linha de base para a formação usando uma ferramenta de perfilagem sônica antes de um projeto na formação ser executado; coletar dados sônicos posteriores para a formação usando uma ferramenta de perfilagem sônica após coletar dados sônicos da linha de base e após o projeto na formação ter sido executado, em que o projeto compreende pelo menos um de (i) recuperar hidrocarbonetos a partir da formação e (ii) injetar fluido na formação; calcular dispersões de dipolo cruzado e de Stoneley usando dados sônicos da linha de base e dados sônicos posteriores; estimar alterações em magnitudes de tensões horizontais mínima e máxima na formação para o projeto usando as dispersões calculadas; e determinar uma pressão para manter a integridade da formação usando as alterações nas magnitudes de tensões horizontais mínima e máxima.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os dados sônicos posteriores serem coletados em um poço de exploração aberto.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os dados sônicos posteriores serem coletados em um poço de exploração revestido.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os dados sônicos da linha de base compreenderem estimativas da pressão do reservatório, sobrecarga e tensões horizontais mínimas.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os dados sônicos da linha de base e os dados sônicos posteriores serem coletados em um poço de exploração.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por compreender adicionalmente inverter a dispersão de Stoneley para estimar o módulo de cisalhamento de campo distante C66 no plano em corte transversal do poço de exploração.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por compreender adicionalmente usar assintotas de baixa frequência das duas dispersões flexurais para calcular duas dispersões de cisalhamento C44 e C55.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o projeto compreender recuperar hidrocarbonetos.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o projeto compreender injetar um fluido na formação.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado por o projeto compreender injetar um gás na formação.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a pressão para manter a integridade da formação compreender uma pressão de injeção para injeção do fluido na formação.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a pressão para manter a integridade da formação compreender uma pressão do reservatório.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por a pressão do reservatório compreender uma janela de pressão do reservatório através da qual é mantida a formação.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por a janela de pressão do reservatório compreender uma janela de pressão do reservatório através da qual é mantida a formação durante a depleção da formação.

15. Método para monitorar tensões em reservatório em uma formação subterrânea caracterizado por compreender: coletar dados sônicos da linha de base em um poço de exploração atravessando a formação usando uma ferramenta de perfilagem sônica; coletar dados sônicos posteriores no poço de exploração usando uma ferramenta de perfilagem sônica após coletar dados sônicos da linha de base e após recuperar hidrocarbonetos da formação; calcular dispersões de dipolo cruzado e de Stoneley usando os dados sônicos da linha de base e dados sônicos posteriores; estimar as (i) tensões horizontais mínima e máxima na formação antes da recuperação dos hidrocarbonetos e (ii) tensões horizontais mínima e máxima na formação após a recuperação de hidrocarbonetos usando as dispersões calculadas; e determinar uma pressão para manter a integridade da formação usando (i) as tensões horizontais mínima e máxima na formação antes da recuperação de hidrocarbonetos e (ii) as tensões horizontais mínima e máxima na formação após a recuperação dos hidrocarbonetos.

16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado por os dados sônicos da linha de base compreenderem estimativas da pressão do reservatório, sobrecarga e tensões horizontais mínimas.

17. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado por compreender adicionalmente inverter a dispersão de Stoneley para estimar o módulo de cisalhamento de campo distante C66 em um plano em seção transversal do poço de exploração.

18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado por compreender adicionalmente usar assintotas de baixa frequência de duas dispersões flexurais para calcular duas dispersões de cisalhamento C44 e C55.

19. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado por a pressão para manter a integridade da formação compreender uma pressão de injeção para injetar fluido na formação.

20. Método, de acordo com a reivindicação 15, 10 caracterizado por a pressão para manter a integridade da formação compreender uma pressão do reservatório.

21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado por a pressão do reservatório compreender uma janela de pressão do reservatório através da qual é mantida a formação.

22. Método, de acordo com a reivindicação 21, caracterizado por a janela de pressão do reservatório compreender uma janela de pressão do reservatório através qual é mantida a formação durante a depleção da formação.