BR112018070330A2 - Medições de formação usando fontes de ruído de fundo de poço - Google Patents

Abstract

medições de formação usando fontes de ruído de fundo de poço . um método para realizar medições de uma formação de terra inclui dispor pelo menos um primeiro receptor e um segundo receptor em um ou mais poços de monitoramento numa formação e injetar fluido na formação a partir de um poço de injeção, em que a injeção inclui operar um dispositivo de controle de fluido para gerar ruído sísmico e/ou acústico tendo uma característica identificável. o método também inclui detectar sinais sísmicos e/ou acústicos no primeiro receptor e detectar sinais sísmicos e/ou acústicos em um segundo receptor, os sinais sísmicos e/ou acústicos correspondendo ao ruído sísmico e/ou acústico, calcular uma estimativa de uma função de green entre o primeiro receptor e o segundo receptor processando ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e pelo segundo receptor para reconstruir pelo menos parcialmente a função de green e estimar variações em uma velocidade de uma região da formação determinando variações na função de green reconstruída.

Description

MEDIÇÕES DE FORMAÇÃO USANDO FONTES DE RUÍDO DE FUNDO DE POÇO REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido US 15/133454, depositado em 20 de abril de 2016, que é aqui incorporado por referência na sua totalidade.

FUNDAMENTOS

[0002] As indústrias de exploração de hidrocarbonetos e energia empregam vários sistemas e operações para realizar atividades incluindo perfuração, avaliação de formação, estimulação e produção. Várias técnicas de medição podem ser empregadas para facilitar as atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos. Por exemplo, operações de medição acústica ou sísmica são utilizadas para estimar propriedades da formação.

SUMÁRIO

[0003] Uma modalidade de um método para realizar medições de uma formação de terra inclui dispor pelo menos um primeiro receptor e um segundo receptor em um ou mais poços de monitoramento numa formação de terra, o primeiro receptor e o segundo receptor configurados para detectar pelo menos um de sinais sísmicos e sinais acústicos e injetar fluido na formação de terra a partir de um poço de injeção na formação de terra durante uma operação da indústria de energia, em que a injeção inclui operar um dispositivo de controle de fluido para gerar ruído sísmico e/ou acústico tendo uma característica identificável. O método também inclui detectar sinais sísmicos e/ou acústicos no primeiro receptor e detectar sinais sísmicos e/ou acústicos em um segundo receptor, os sinais sísmicos e/ou acústicos correspondendo ao ruído sísmico e/ou acústico, calcular uma estimativa de uma função de Green entre o primeiro receptor e o segundo receptor processando ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e pelo segundo receptor para reconstruir pelo menos parcialmente a função de Green, estimar variações em uma velocidade de uma região da formação determinando variações na função de Green reconstruída e avaliar a operação da indústria de energia com base na velocidade estimada.

[0004] Uma modalidade de um sistema para realizar medições de uma formação de terra inclui um dispositivo de controle de fluido configurado para controlar a injeção de fluido em uma formação de terra a partir de um poço de injeção como parte de uma operação da indústria de energia, o dispositivo de controle de fluidos configurado para ser operado para gerar ruído sísmico e/ou acústico tendo uma característica identificável e um dispositivo de processamento configurado para executar recebimento de sinais sísmicos e/ou acústicos detectados durante a operação da indústria de energia por um primeiro receptor e um segundo receptor dispostos em um ou mais poços de monitoramento na formação de terra, os sinais sísmicos e/ou acústicos correspondendo ao ruído sísmico e/ou acústico e calcular uma estimativa de uma função de Green entre o primeiro receptor e o segundo receptor processando ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e o segundo receptor para pelo menos parcialmente reconstruir a função de Green. O dispositivo de processamento também é configurado para executar estimativas de variações em uma velocidade de uma região da formação determinando variações na função de Green reconstruída; e avaliar a operação da indústria de energia com base na velocidade.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0005] As descrições a seguir não devem ser consideradas limitantes em nenhuma circunstância. Com referência aos desenhos em anexo, elementos similares são numerados de maneira similar:

[0006] FIG. 1 representa uma modalidade de um sistema de produção de hidrocarbonetos e/ou estimulação e um sistema de monitoramento sísmico;

[0007] FIG. 2 representa aspectos de uma modalidade de um sistema de poço inteligente;

[0008] FIG. 3 representa um exemplo de sinais sísmicos e/ou acústicos gerados por uma fonte de ruído conforme detectado por um receptor;

[0009] FIG. 4 representa um exemplo de uma função de correlação cruzada de sinais detectados por um par de receptores e associados a ondas diretas ou balísticas geradas por uma fonte de ruído;

[0010] FIG. 5 representa um exemplo de uma função de correlação cruzada de sinais detectados por um par de receptores e associados a ondas espalhadas ou de coda geradas por uma fonte de ruído;

[0011] FIG. 6 é um fluxograma fornecendo um método exemplar de realizar medições de uma formação de terra.

[0012] FIGS. 7A-7C representam um modelo tridimensional de saturação de água e um modelo de velocidade acústica em um reservatório de arenito; e

[0013] FIGS. 8A e 8B representam um modelo tridimensional de saturação de água e um modelo de velocidade acústica em um reservatório de carbonato.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0014] Os sistemas e métodos aqui descritos permitem estimar propriedades de formação de terra usando medições sísmicas e/ou eletromagnéticas. Uma modalidade de um dispositivo ou sistema de medição inclui um ou mais receptores sísmicos ou acústicos dispostos num poço de monitoramento que são configurados para medir ondas, tal como ondas sísmicas ou acústicas, que são geradas por uma ou mais fontes de ruído num poço de injeção. As fontes de ruído podem ser fontes de ruído passivo gerado por injeção de fluido no poço de injeção, ou fontes ativas, tal como válvulas de controle que podem ser operadas por um controlador e atuadas para gerar sinais de ruído tendo características identificáveis.

[0015] Numa modalidade, sinais de ruído detectados por pelo menos um primeiro receptor e um segundo receptor são analisados para estimar uma função de Green sísmica ou eletromagnética. Os sistemas e métodos aqui descritos podem ser usados para estimar propriedades de formação (por exemplo, velocidade de propagação, saturação, etc.) e monitorar estimulação e/ou a produção rastreando o fluxo de fluido para e da formação.

[0016] Exemplos de fontes de ruído incluem injeções de fluido (por exemplo, líquido e/ou gás) em uma formação as quais podem ser monitoradas durante a produção. Por exemplo, a injeção de fluido (por exemplo, vapor, gás ou injeções de produtos químicos) como parte de um procedimento de recuperação de óleo melhorada (IOR) ou recuperação de óleo intensificada (EOR) é monitorada e ruído gerado pela injeção é medido para uso na recuperação da função de Green. Tais medições, que podem ser realizadas em tempo real ou em tempo quase real, podem ser usadas para modificar um cronograma de injeção e maximizar a produção. Outro exemplo de uma fonte de ruído é o ruído sísmico ambiente, por exemplo, ondas geradas pela atividade microssísmica induzida por injeção de fluido e/ou migração de fluido.

[0017] Com referência à FIG. 1, é descrita uma modalidade de um sistema de produção, estimulação e/ou medição de hidrocarbonetos. O sistema 10 inclui um sistema de estimulação e/ou produção que realiza várias operações que incluem injeção de fluido em um poço de injeção 16 em uma formação de terra 12. Um “poço de injeção” pode ser qualquer poço no qual fluido é injetado como parte de uma operação de fundo de poço. O sistema 10 inclui também um sistema de medição sísmica 40 operável em conjunto com um poço de monitoramento na formação 12 ou em outra região ou localização subterrânea.

[0018] O sistema 10 e modalidades dos vários sistemas, dispositivos e métodos aqui descritos podem ser usados numa variedade de operações da indústria de energia. Exemplos de operações da indústria de energia incluem operações de medição de fundo de poço (por exemplo, levantamentos sísmicos), operações de produção e operações de tratamento ou estimulação. Durante essas operações, fluidos e outros materiais podem ser injetados em um poço para fins tais como perfurar, estimular uma formação (por exemplo, fraturamento hidráulico) e para fins de produção (por exemplo, elevação de gás). Por exemplo, operações de estimulação podem envolver injetar fluido de estimulação na forma de líquidos, gases, sólidos, semissólidos e misturas dos mesmos. Agentes de tratamento ilustrativos incluem, mas não estão limitados a, fluidos de fraturamento, ácidos, vapor, água, salmoura, agentes anticorrosão, cimento, modificadores de permeabilidade, lamas de perfuração, emulsionantes, desemulsionantes, rastreadores, melhoradores de fluxo e outros. Operações de produção e estimulação incluem, por exemplo, fraturamento hidráulico, estimulação, injeção de rastreador, limpeza, acidificação, injeção de vapor, inundação de água, cimentação, etc.

[0019] Na modalidade da FIG. 1, uma coluna de poço 14 é configurada para ser disposta em um poço 16 que penetra na formação 12. O poço 16 pode ser um furo aberto, um furo revestido ou um furo parcialmente revestido. Numa modalidade, a coluna de poço 14 é uma coluna de estimulação ou injeção que inclui um tubular, tal como uma tubulação espiralada, tubo (por exemplo, múltiplos segmentos de tubo) ou tubo com fio, que se estende de uma cabeça de poço em uma localização de superfície (por exemplo, um local de perfuração ou embarcação de estimulação offshore). Como aqui descrito, “coluna” se refere a qualquer estrutura ou transportador adequado para baixar uma ferramenta ou outro componente através de um poço ou conectar uma broca de perfuração à superfície, e não está limitada à estrutura e à configuração aqui descritas. O termo "transportador" como usado neste documento significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou elemento que possa ser usado para transportar, alojar, suportar ou, de outra forma, facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou elemento. Transportadores não limitativos exemplares incluem tubos de revestimento, cabos de aço, sondas de cabo de aço, sondas de cabo liso, drop shots, subs de fundo de poço, BHA e colunas de perfuração.

[0020] Numa modalidade, o sistema 10 é configurado como um sistema de injeção de fluido. O sistema de injeção de fluido pode ser usado para numerosos propósitos, tal como estimulação (por exemplo, fraturamento hidráulico) e produção. Um fluido pode ser qualquer substância escoável, tal como um líquido ou um gás, e/ou um sólido escoável, tal como areia. Nesta modalidade, a coluna 14 inclui um conjunto de injeção 18 que inclui uma ou mais ferramentas ou componentes para injetar fluido na formação 12. Por exemplo, a coluna 14 inclui um dispositivo de injeção 20, tal como uma fratura ou luva de "frac". Componentes adicionais podem ser incluídos, tal como um conjunto de canhoneio 22. A coluna 14 também pode incluir um ou mais ou subs de isolamento ou packer 24.

[0021] Um ou mais do conjunto de injeção 18, do dispositivo de injeção 20, do conjunto de canhoneio 22 e/ou dos subs de packer 24 podem ou estar conectados a eletrônicos ou processadores adequados configurados para comunicar com uma unidade de processamento de superfície e/ou controlar a respectiva ferramenta ou conjunto.

[0022] Numa modalidade, um sistema de injeção 26 é empregado para injetar fluidos no poço 16 e/ou na formação 12. O sistema de injeção 26 inclui um dispositivo de injeção, tal como uma bomba de alta pressão 28, em comunicação de fluido com um tanque de fluido 30, unidade de mistura ou outra fonte de fluido ou combinação de fontes de fluido. A bomba 28 injeta fluido na coluna 14 ou no poço 16 para introduzir fluido na formação 12, por exemplo, para estimular e/ou fraturar a formação 12. A bomba 28 pode estar localizada no fundo de poço ou numa localização de superfície.

[0023] Um ou mais sensores de taxa de fluxo e/ou pressão 32 estão dispostos em comunicação de fluido com a bomba 28 e a coluna 14 para medição de características de fluido. Os sensores 32 podem ser posicionados em qualquer local adequado, tal como próximos (por exemplo, na saída de descarga) ou dentro da bomba 28, na ou perto da cabeça de poço, ou em qualquer outro local ao longo da coluna 14 ou do poço 16. Os sensores aqui descritos são exemplares, uma vez que vários tipos de sensores podem ser usados para medir vários parâmetros.

[0024] Uma unidade de processamento e/ou controle 34 está disposta em comunicação operável com os sensores 32 e a bomba 28. A unidade de processamento e/ou controle é configurada para receber, armazenar e/ou transmitir dados gerados dos sensores 32 e/ou da bomba 28 e inclui componentes de processamento configurados para analisar dados da bomba 28 e dos sensores, fornecer alertas à bomba 28 ou outra unidade de controle e/ou parâmetros operacionais de controle. A unidade de processamento e/ou controle 34 inclui qualquer número de componentes adequados, tal como processadores, memória, dispositivos de comunicação e fontes de energia.

[0025] Numa modalidade, um sistema de monitoramento sísmico e/ou acústico 40 é incluído como parte do sistema 10 e/ou empregável em conjunto com o sistema 10. O sistema de monitoramento 40 inclui transdutores ou receptores sísmicos e/ou acústicos dispostos em um ou mais poços de monitoramento 42 (por exemplo, um poço injetor, produtor e/ou de observação) e configurados para receber sinais sísmicos e convertê-los em sinais elétricos ou ópticos para transmissão e/ou registro. Por exemplo, um ou mais receptores sísmicos discretos 44 são dispostos ao longo de um ou mais poços de monitoramento 42. Na arte, tais receptores sísmicos discretos também podem ser referidos como geofones. Os receptores podem também incluir um sistema de medição distribuído, tal como um sistema acústico distribuído (DAS), que inclui pelo menos uma fibra óptica DAS 46 disposta ao longo de um poço de monitoramento 42. Os receptores podem ser colocados em qualquer localização ou configuração adequada em relação à formação ou a uma região de formação na qual a injeção de fluido será executada. Tal injeção de fluido pode ser, por exemplo, injeção de líquido ou gás IOR/EOR ou qualquer outra injeção de fluido para facilitar a produção ou uma estimulação ou reestimulação. Os receptores são acoplados a um registrador de dados ou outro processador que esteja configurado para registrar uma magnitude de sinal em função do tempo para cada um dos receptores. Funções do registrador de dados podem ser realizadas por um processador ou uma unidade de processamento, tal como a unidade de controle 34.

[0026] O sistema de monitoramento 40 pode ser empregado para detectar, medir e analisar qualquer tipo de onda de energia que possa ser gerada por fontes de ruído aqui descritas. Numa modalidade, as ondas são ondas de corpo que se propagam através da formação e do fluido de formação. Ondas que podem ser detectadas incluem ondas balísticas, de corpo e ondas espalhadas ou ondas multiplamente espalhadas. Outros tipos de ondas que podem ser detectadas e analisadas incluem ondas de superfície e/ou ondas de tubo que se propagam ao longo de um poço ou coluna de poço. Como descrito adicionalmente abaixo, sinais correspondendo a ondas geradas por fontes de ruído podem ser analisados para estimar propriedades, tal como velocidade, as quais podem ser usadas para estimar propriedades de formação, tal como permeabilidade, porosidade, saturação de fluido, etc. Nas modalidades discutidas abaixo, as ondas são descritas como ondas acústicas e/ou sísmicas, contudo, as modalidades são aplicáveis a qualquer tipo de onda que possa ser gerado por fontes de ruído e medido para estimar as propriedades de formação.

[0027] Vários dispositivos de detecção ou medição podem ser incluídos no sistema 10, em locais de fundo de poço e/ou de superfície. Por exemplo, um ou mais sensores de parâmetros (ou conjuntos de sensores, tal como subs de LWD) são configurados para medições de avaliação de formação relativas à formação, poço, características geofísicas e/ou fluidos de poço. Estes sensores podem incluir sensores de avaliação de formação (por exemplo, resistividade, constante dielétrica, saturação de água, porosidade, densidade e permeabilidade), sensores para medir parâmetros geofísicos (por exemplo, velocidade de onda e tempo de viagem) e sensores para medir parâmetros de fluido de poço (por exemplo, viscosidade, densidade, clareza, reologia, nível de pH e conteúdos de gás, óleo e água).

[0028] Um processador ou uma combinação de processadores, tal como a unidade de controle 34, está configurada para receber sinais sísmicos ou acústicos gerados pela ou como um resultado da injeção de fluido no poço de injeção 16 e estimar propriedades da formação e/ou do fluido na formação.

[0029] O ruído causado pela injeção de fluido no poço 16 e/ou na formação 12 é usado como fonte acústica e/ou sísmica para realizar medições acústicas e/ou sísmicas. Essas medições podem incluir medições passivas (por exemplo, medições microssísmicas) e/ou medições sísmicas ativas. As medições sísmicas passivas envolvem detecção e medição de sinais sísmicos e/ou acústicos gerados na formação como um resultado de atividades ou ações realizadas para outros fins, tal como fraturamento hidráulico ou fins de estimulação. Os sinais passivos não são propositadamente induzidos como parte da medição sísmica e/ou acústica, mas são, no entanto, usados por um sistema de medição. Medições ativas envolvem propositadamente induzir sinais sísmicos e/ou acústicos na formação para fins de medição sísmica e/ou acústica. Nota-se que uma operação ou um método de medição aqui descrito pode envolver exclusivamente medições passivas, exclusivamente medições ativas ou uma combinação de medições ativas e passivas.

[0030] Por exemplo, o sistema de monitoramento 40 e os receptores são configurados como um sistema de monitoramento microssísmico. Monitoramento microssísmico envolve monitorar passivamente uma formação quanto a eventos sísmicos que são tipicamente muito pequenos. Em monitoramento passivo, a formação não é interrogada per se, mas os receptores sísmicos são colocados para receber diretamente quaisquer ondas sísmicas geradas por eventos que ocorrem dentro da formação. Tais eventos podem incluir os efeitos sísmicos gerados em uma formação por fraturamento, esgotamento, inundação, tratamento, movimento de falha, colapso, ruptura de água, compactação ou outras intervenções ou efeitos subterrâneos similares. O monitoramento de ondas sísmicas geradas durante uma operação de fraturamento fornece informações sobre a operação, tal como a direção e a extensão das fraturas sendo geradas. A localização, a magnitude e o momento (isto é, caráter mecânico) de um evento microssísmico são codificados nas características das ondas sísmicas irradiadas.

[0031] Em outro exemplo, o sistema de monitoramento 40 é configurado como um sistema de monitoramento ativo, que inclui dispositivos de controle e/ou processadores que controlam a injeção de fluido para gerar sinais de ruído identificáveis que são detectados pelos receptores.

[0032] FIG. 2 mostra aspectos de uma modalidade de um sistema de injeção de fluido 50 que é configurado como parte de um sistema de monitoramento sísmico e/ou acústico e pode ser usado como parte de um sistema de monitoramento sísmico que emprega fontes controláveis de energia sísmica. Os componentes do sistema de injeção 50 são dispostos num poço, tal como o poço de injeção 16, e são conectados a um controlador ou processador, tal como a unidade de controle 34. Um componente do sistema de injeção pode ser um componente ativo ou controlável, tal como uma válvula de controle de influxo ativa (AICV), cujos ajustes podem ser controlados enquanto ela estiver no fundo de poço. Um componente do sistema de injeção pode ser um componente passivo, tal como um dispositivo de controle de influxo passivo (ICD), cujos ajustes tipicamente não são modificados após implantação. No entanto, o desempenho de tais dispositivos passivos pode mudar à medida que o fluido que flui através do dispositivo evolve, o que resulta em mudanças nas ondas geradas.

[0033] Neste exemplo, ferramentas, sensores e/ou outros componentes estão dispostos no fundo de poço numa configuração de poço “esperta” ou “inteligente”. A tecnologia de poço inteligente envolve características de medição e controle de fluxo de reservatório que são dispostas furo abaixo. A instalação de dispositivos de controle de fluxo ativos de fundo de poço, válvulas de controle de influxo, dispositivos de medição (por exemplo, para pressão, temperatura e taxa de fluxo) e/ou instalações de processamento de fundo de poço, tal como hidrociclones no poço, permite o monitoramento e o controle da produção ativos. Poços inteligentes facilitam o controle de parâmetros, tal como fluxo e pressão do fluido, e facilitam a execução de medições de formação e periodicamente ou continuamente atualizam modelos de reservatório durante a produção.

[0034] Na modalidade da FIG. 2, a coluna de injeção 14 inclui tubulação 52 conectada a dispositivos de controle de fluido, tal como uma ou mais válvulas de controle de fluxo 54, através das quais o fluido de formação entra no poço 16 e/ou o fluido de injeção entra na formação. Packers de isolamento 56 podem ser atuados para isolar seções do poço 16 nas zonas de produção 58 numa formação. Por exemplo, fluido é injetado na zona de formação 58 através da tubulação de injeção 52, através de cada válvula de controle de fluxo 54 no poço 16 e onde ele entra na zona de formação 58 através de, por exemplo, canhoneios 60. A válvula de controle de fluxo 54 (por exemplo, uma ICD passiva ou uma AICV) pode ser uma válvula de luva deslizante controlada remotamente ou qualquer outra válvula ou estrangulamento adequado que possa regular o fluxo do fluido injetado na formação e/ou o fluxo de fluido de formação do anular para a tubulação de produção 52. Componentes adicionais, tal como estrangulamentos ajustáveis na tubulação 52, podem ser usados para regular o fluxo de fluido entre as zonas de produção e a superfície. Cada válvula, estrangulamento e outro dispositivo deste tipo no poço podem ser operados eletricamente, hidraulicamente, mecanicamente e/ou pneumaticamente da superfície. Além disso, cada dispositivo de controle de fluido pode ser operado independentemente para permitir controle de fluxo de fluido para e da formação em cada zona de produção.

[0035] Os dispositivo/as válvulas de controle de fluxo 54 podem ser operados para controlar a ocorrência e as características de ruído em vários locais em um poço e/ou uma formação. A localização ou pelo menos a localização aproximada das fontes de ruído pode ser identificada observando qual dispositivo/válvulas ou quais dispositivos/válvulas 54 está ou estão sendo usados. Notem que, embora válvulas de controle de fluxo ou outros dispositivos ativos sejam descritos nesta modalidade, qualquer dispositivo ou sistema adequado utilizado que facilite a injeção de fluido ou de outro modo crie ruído sísmico pode ser usado. Por exemplo, canhoneios de fundo de poço podem ser usados para gerar fontes de ruído.

[0036] O monitoramento sísmico e/ou acústico é realizado detectando eventos de ruído e realizando interferometria para estimar propriedades de uma formação e/ou avaliar operações de fundo de poço, tal como operações de estimulação e produção. Esta abordagem satisfaz a necessidade de, por exemplo, monitoramento contínuo no qual tanto fontes sísmicas quanto receptores são enterrados ou de outro modo dispostos em locais subterrâneos.

[0037] Em uma modalidade, o ruído gerado por injetores é usado como sinais sísmicos e/ou acústicos em um esquema interferométrico para fornecer recuperação de funções de Green periódicas, contínuas ou quase contínuas. A função de Green (isto é, função de impulso) caracteriza um meio, também chamado de meio de propagação, onde ocorrem variações. O meio de propagação pode ser uma região de uma formação através da qual os sinais acústicos e/ou sísmicos se propagam. Em uma configuração interferométrica, possivelmente múltiplas ondas difratadas que viajam coerentemente de um receptor para o outro podem ser processadas (por exemplo, correlacionadas de forma cruzada ou deconvolvidas) para recuperar a função de Green entre pelo menos dois receptores. Existem várias condições a respeito da distribuição temporal e espacial de fontes de ruído que devem ser atendidas para uma reconstrução completa do ruído. No entanto, mesmo que tais condições não sejam atendidas, a função de Green não precisa ser perfeitamente reconstruída para realizar monitoramento.

[0038] A resposta de impulso entre cada um de dois (ou mais) poços de observação ou monitoramento, ou entre um poço de injeção e um poço usado para monitoramento, pode ser pelo menos parcialmente recuperada, o que é suficiente para monitorar mudanças na velocidade incorridas pelo meio onde fluidos estão sendo deslocados, por exemplo, água deslocando óleo ou gás deslocando deslocando óleo. Mudanças na coda da função de Green recuperada podem ser usadas para monitorar mudanças em velocidades de propagação e realizar tomografia sísmica para estimar características da estrutura de formação e/ou monitorar o movimento de fluido. .

[0039] Um processador ou dispositivo de processamento, tal como a unidade de processamento e/ou controle 34, é configurado para estimar pelo menos parcialmente a função de Green empírica entre sinais detectados por pelo menos dois receptores, usando ondas espalhadas (ondas de coda) e/ou ondas balísticas. (ondas diretas). Variações na função de Green reconstruída (por exemplo, nas ondas balísticas reconstruídas e/ou nas ondas de coda reconstruídas) podem ser observadas e analisadas para estimar mudanças na velocidade ou no tempo de viagem das ondas reconstruídas. Tais mudanças podem ser usadas para estimar várias propriedades de uma formação e propriedades de fluido na formação.

[0040] Tipicamente, se usando “ruído sísmico, ambiente” de uma região de formação, pode-se reconstruir ondas balísticas que podem ser adequadamente caracterizadas e dar informações “exatas” - isto é, é possível saber exatamente (ou com precisão suficiente) onde as mudanças estão ocorrendo, desde que as ondas balísticas reconstruídas amostrem a região correspondente. Por outro lado, ainda existem informações sobre o meio em evolução, mesmo que as funções de Green não sejam totalmente recuperadas; a única condição, neste caso, é ter fontes de ruído estáveis, isto é, fontes de ruído que não mudem substancialmente no tempo ou no espaço durante a detecção de ondas pelos receptores.

[0041] FIGS. 3 a 5 ilustram aspectos de um exemplo de estimação da função de Green entre pelo menos dois receptores. Neste exemplo, sinais são detectados por um par de receptores ao longo de uma janela de tempo selecionada durante a injeção e/ou após a injeção de fluidos. Cada receptor gera um sismograma que pode resultar de ondas diretas e/ou ondas múltiplas espalhadas ou de coda geradas por uma fonte de ruído. Um exemplo de um sismograma gerado por um receptor é mostrado na FIG. 3, que pode ser dividida em uma primeira janela de tempo, durante a qual ondas balísticas ou diretas são detectadas, e uma janela de tempo subsequente, durante a qual ondas de coda são detectadas primariamente.

[0042] Os sismogramas do par de receptores são correlacionados cruzados para computar a função de correlação cruzada. FIG. 4 mostra um exemplo de uma função de correlação cruzada 62 em função do tempo, que é computada para a primeira janela de tempo. Esta função de correlação cruzada é uma estimativa da função de Green para ondas diretas geradas por uma fonte de ruído. Os picos na função de correlação cruzada correspondem a tempos de chegada de ondas diretas os quais variam com a geometria do triângulo formado pela localização da fonte de ruído e as localizações de receptor. Esta variação é mostrada num gráfico 64 do valor de correlação cruzada é uma função do tempo e do azimute da fonte de ruído em relação a uma linha que conecta o par de receptores. Assim, a função de correlação cruzada das ondas diretas é altamente dependente da localização da fonte de ruído. O conhecimento da localização da fonte pode, assim, ser usado para estimar a velocidade ou o tempo de viagem.

[0043] FIG. 5 mostra um exemplo da função de correlação cruzada em função do tempo, que é computada para a segunda janela de tempo. Esta função de correlação cruzada é uma estimativa da função de Green para ondas de coda geradas pela fonte de ruído. Os picos na função de correlação cruzada correspondem a tempos de chegada das ondas balísticas, como reconstruídas a partir da coda. Como mostrado em um gráfico da função de correlação cruzada em relação ao tempo e ao azimute, o tempo de chegada não depende da localização da fonte. Embora a função de Green para ondas de coda não forneça informações de localização de fonte, mudanças na função de Green podem ser usadas para monitorar mudanças na formação, tal como migração de fluido.

[0044] Como os receptores usados no processo de correlação estão localizados em um poço, é menos provável que as ondas de superfície dominem as funções de Green recuperadas. Portanto, é provável que ondas de corpo sejam reconstruídas, o que proporciona a capacidade de realizar tomografia tridimensional com lapso de tempo, supondo que as matrizes de registro estejam localizadas em vários locais. A estabilidade de fontes de ruído pode ser assegurada pelo conhecimento da localização das fontes de ruído, embora esse conhecimento não seja necessário.

[0045] FIG. 6 ilustra um método 70 para realizar medições de uma formação de terra. O método 70 inclui realizar medições sísmicas e/ou acústicas a partir de um poço de monitoramento ou outra localização subterrânea com base em ruído acústico ou sísmico gerado numa formação e/ou no poço devido à injeção de fluidos num poço e/ou durante a produção de fluidos de um poço. O método pode ser realizado por um ou mais processadores ou unidades de processamento (por exemplo, a unidade de controle 34). O método 70 inclui um ou mais dos estágios 71 a 75 aqui descritos. Em uma modalidade, o método 70 inclui a execução de todos os estágios 71-75 na ordem descrita. No entanto, certos estágios 71 a 75 podem ser omitidos, estágios podem ser adicionados ou a ordem dos estágios mudada.

[0046] Em uma modalidade, o método 70 é executado como especificado por um algoritmo que permite a um processador (por exemplo, a unidade de controle 34) planejar uma operação, controlar parâmetros operacionais e coletar e analisar dados de monitoramento ou medição, entre outras funções. O processador como descrito aqui pode ser um único processador ou múltiplos processadores (por exemplo, uma rede). Por exemplo, a unidade de controle 34 pode executar todas as funções incluindo controlar uma injeção ou outra operação de fundo de poço, coletar dados de sinal sísmico e/ou acústico, analisar dados sísmicos e estimar propriedades de formação. Alternativamente, algumas ou todas estas funções podem ser executadas individualmente por processadores separados ou unidades de processamento em comunicação entre si, um usuário ou um controlador mestre.

[0047] No primeiro estágio 71, uma coluna de injeção, produção ou outra coluna de poço é disposta num primeiro poço numa formação de terra e uma operação da indústria de energia é realizada através do primeiro poço. Numa modalidade, a operação inclui injeção de fluidos na formação para, por exemplo, estimular uma formação e/ou facilitar a produção. Por exemplo, uma operação de fraturamento hidráulico é realizada para estimular a produção a partir de uma formação e fluidos de formação resultantes dessa operação de fraturamento são produzidos. Em outro exemplo, fluido, tal como água ou um fluido à base de água, é injetado na formação para deslocar hidrocarbonetos em direção a um ou mais poços de produção. Em outro exemplo, gás é injetado para deslocar hidrocarbonetos. O primeiro poço é aqui referido como um poço de injeção para fins de discussão, no entanto, este termo não se destina a restringir as finalidades para as quais o poço de injeção é usado.

[0048] A injeção de fluidos no reservatório causa ruído, e este ruído é usado como uma fonte acústica e/ou sísmica para correlação de ruído em outro poço, tal como um poço de monitoramento e/ou um poço de produção (um produtor). Numa modalidade, o poço de injeção inclui dispositivos de controle de fluxo, tal como válvulas de injeção e/ou válvulas de controle de influxo que podem ser operadas para controlar a geração de ruído. Por exemplo, o poço de injeção inclui componentes de um sistema de poço inteligente.

[0049] O ruído pode ser gerado como uma consequência incidental da operação da indústria de energia. Por exemplo, fluido é injetado na formação a fim de estimular produção e as vibrações causadas pelo fluido escoando para a formação e/ou para fora da formação (ou escoando através de regiões da formação) geram ruído. Além disso, ondas sísmicas podem ser geradas por fraturas que são criadas ou estimuladas pela injeção de fluidos. Este ruído pode ser detectado e analisado como discutido adicionalmente abaixo.

[0050] Numa modalidade, um ou mais dispositivos de controle de fluxo em localizações conhecidas ou estimadas são controlados para injetar ou receber fluido de acordo com um padrão ou uma função selecionada para gerar ruído tendo características identificáveis. Numa modalidade, o ruído é controlado operando dispositivos de controle de superfície ou de fundo de poço para gerar sinais de ruído sísmico via pulsos ou outros padrões de sinal de onda em tempos conhecidos e/ou em localizações conhecidas. Por exemplo, o poço de injeção é parte de uma completação de poço inteligente que inclui dispositivos de controle de fluxo que são operados na superfície para ligar ou desligar a injeção, ou controlar a taxa de fluxo de fluido e/ou a pressão de acordo com padrões selecionados.

[0051] Dispositivos de controle de fluxo podem ser operados para abrir e fechar posições (ou estrangular até graus variados). Desta forma, pulsos de injeção de fluido ou fluxo podem ser gerados tendo uma duração e temporização controláveis. Componentes podem ser operados de acordo com qualquer regime ou padrão adequado, tal como pulsante, ou controlando o fluxo de fluido para gerar sinais tendo frequências conhecidas ou esperadas e tendo padrões ou funções reconhecíveis.

[0052] No segundo estágio 72, sinais acústicos e/ou sísmicos gerados devido à operação são detectados por sensores sísmicos e/ou acústicos em uma ou mais localizações subterrâneas, tal como localizações em um poço de monitoramento. O poço de monitoramento pode ser um poço desviado ou outro poço localizado suficientemente próximo ao poço de injeção para detectar adequadamente sinais sísmicos que podem ser resolvidos para realizar estimativas, tal como medições de velocidade. Numa modalidade, o poço de monitoramento é um poço de produção configurado para produzir hidrocarbonetos da formação.

[0053] O poço de monitoramento pode ser um único poço ou múltiplos poços. Assim, pode permitir a correlação entre localizações nos diferentes poços. Para um único poço, sensores colocalizados ou sensores localizados em posições relativas fixas podem ser correlacionados.

[0054] No terceiro estágio 73, os sinais sísmicos e/ou acústicos detectados são processados para identificar os componentes de ruído. Numa modalidade, várias técnicas, tal como técnicas de filtragem e suavização, são empregadas para isolar componentes de ruído. Por exemplo, qualquer dos sinais detectados é correlacionado com assinaturas de referência ou padrões associados às fontes de ruído, ou sinais detectados são filtrados para isolar ou detectar sinais sísmicos dentro de uma faixa de frequência associada a fontes de ruído.

[0055] No quarto estágio 74, medições de velocidade sísmica e/ou acústica são realizadas por correlação cruzada ou deconvolução de sinais de ruído detectados de pelo menos dois receptores. Os receptores podem estar localizados no mesmo poço ou localizados em diferentes poços.

[0056] Os sinais sísmicos processados são analisados para recuperar a função de Green, que é definida como a resposta de impulso de uma equação diferencial não homogênea definida em um domínio, com condições iniciais especificadas ou condições de limite.

[0057] Por exemplo, a resposta observada em um primeiro receptor em um primeiro tempo e a resposta observada em um segundo receptor em um segundo tempo são correlacionadas cruzadas ou deconvolvidas para determinar a resposta da função de Green entre os receptores. Nota-se que a função do sinal detectado pode ser um impulso, ondaleta ou outra função adequada. Se o primeiro e o segundo receptores estiverem colocalizados, as respostas podem ser consideradas ser autocorrelacionadas. Autocorrelação é descrita em Wegler et al. , “Fault zone monitoring with passive image interferometry”, Geophysical Journal International, 168, 1029-1033 (2007), a totalidade da qual é aqui incorporada por referência na sua totalidade. O resultado da correlação cruzada é a função do Green entre os receptores.

[0058] Numa modalidade, as formas de onda de coda são identificadas para estimar a velocidade das ondas de corpo. As formas de onda de coda estão associadas à energia de ondas de corpo transmitida à formação em uma localização particular. Mudanças no reservatório de hidrocarbonetos durante a vida de produção do reservatório podem ser detectadas por mudanças em uma propriedade de formação (por exemplo, deslocamento de fluido), conforme indicado por mudanças temporais em características ou atributos de onda de corpo sísmica. Nesta modalidade, formas de onda de coda são correlacionadas cruzadas e analisadas para determinar a velocidade e/ou estimar mudanças na velocidade. Exemplos de recuperação de função de Green são descritos em Hadziioannou, “Stability of Monitoring Weak Changes in Multiply Scattering Media with Ambient Noise Correlation:

Experimentos de Laboratório ” Jornal da Sociedade Acústica da América, 125 (6), 3688- 95 (2009), a totalidade do qual é aqui incorporada por referência na sua totalidade.

[0059] As medições aqui descritas podem ser realizadas continuamente, periodicamente ou de acordo com qualquer plano temporal selecionado. Por exemplo, o ruído sísmico e/ou acústico gerado pelo poço injetor é monitorado continuamente para detectar sinais sísmicos e/ou acústicos à medida que eles são recebidos nos sensores. As medições podem ser realizadas em tempo real para, por exemplo, controlar parâmetros operacionais do poço/sistema de injetor.

[0060] No quinto estágio 75, medições de velocidade sísmica e/ou acústica são usadas para estimar várias propriedades ou características da formação e/ou do fluido na formação. Em uma modalidade, medições de velocidade são usadas para observar frentes de fluido e otimizar recuperação. Por exemplo, medições de velocidade são realizadas para monitoramento periódico, contínuo ou quase contínuo do movimento de uma frente de fluido de deslocamento, por exemplo, uma frente de fluido devida a água deslocando óleo ou gás deslocando óleo.

[0061] Numa modalidade, medições de velocidade são invertidas ou, de outro modo, analisadas para estimar parâmetros de reservatório tais como densidade de fluido e/ou saturação que, por sua vez, podem ser utilizados como um meio para prever rompimento de água e adaptar ajustes de produção em conformidade.

[0062] Numa modalidade, dados de velocidade são analisados para monitorizar fluidos injetados numa formação durante uma operação de injeção, por exemplo, para rastrear o ingresso de fluido injetado na formação e/ou o deslocamento de hidrocarbonetos.

[0063] Em um exemplo de uma operação de injeção, água (que pode incluir constituintes adicionais) é injetada através de um poço de injeção em uma formação para deslocar hidrocarbonetos (óleo e/ou gás) de uma região da formação para outra região, por exemplo, uma região na qual um poço de produção está localizado. O fluxo de água pode não ser necessariamente uniforme e, portanto, pode não ser facilmente preditível. Em alguns casos, quando água é injetada para empurrar óleo em direção ao poço de produção, a água injetada eventualmente “rompe” no poço de produção, criando um canal na maior parte de água do poço de injeção para o produtor. Quando isto acontece, o corte de água aumenta drasticamente e o volume de óleo cai.

[0064] Estimativas de velocidade acústica ou de formação podem ser usadas para indicar o deslocamento de óleo e a taxa na qual a água se move através de uma formação, desse modo permitindo identificação da localização de uma frente de água na formação. Por exemplo, um aumento na velocidade acústica está correlacionado com água deslocando hidrocarbonetos em direção a um poço de produção. A taxa de aumento de velocidade está correlacionada com o deslocamento e, assim, pode ser correlacionada com a localização e o avanço da frente de água, e o deslocamento pode ser extrapolado para predizer quando o rompimento de água ocorrerá. Esta informação é útil em operações de injeção, por exemplo, para controlar a taxa de fluxo de fluidos de injeção e/ou mudar localizações nas quais fluido é injetado para aumentar a eficiência da produção.

[0065] As medições sísmicas e/ou acústicas aqui descritas podem ser usadas em conjunto com outras técnicas de medição. Por exemplo, medições eletromagnéticas podem ser tomadas em conjunto com medições sísmicas e/ou acústicas. Estimativas interferométricas da função de Green são aplicáveis a outros campos potenciais, tal como campos eletromagnéticos. Como o campo eletromagnético é potencialmente mais sensível a contrastes de resistividade entre a água e o óleo, uma aquisição eletromagnética passiva de um poço pode ser usada para fornecer informações complementares sobre a frente de água que será monitorada.

[0066] FIGS. 7A a 7C e 8A a 8B ilustram aspectos de um exemplo do uso de medições de ondas acústicas geradas por fontes de ruído para estimar ou monitorar mudanças na saturação de fluido em uma formação.

[0067] Em um reservatório de subsuperfície, a presença de um poço de injeção ativo (isto é, um injetor) e um poço de produção (isto é, um produtor) faz com que saturações relativas de fluidos mudem continuamente em graus infinitesimais, juntamente com mudanças similares de temperatura, pressão e/ou salinidade em setores do reservatório. Neste exemplo, é utilizado um sistema de monitoramento acústico, tal como o sistema de monitoramento 40, para registar periodicamente ou continuamente o tempo de viagem (por exemplo, tempo de viagem compressional e/ou de cisalhamento) entre o par de injetor e receptor acústico. O tempo de viagem e/ou as mudanças no tempo de viagem podem ser estimados para ondas de corpo balísticas reconstruídas ou ondas espalhadas reconstruídas.

[0068] Mudanças em tempo de viagem sônico ou lentidão de ondas compressionais e/ou de cisalhamento são observadas devido ao fluxo de fluido no reservatório. A mudança correspondente no tempo de viagem é uma função da saturação dos fluidos de reservatório, temperatura, pressão, salinidade da água e da densidade API (American Petroleum Institute) do óleo no local. Em qualquer ponto no tempo durante a produção, todos estes parâmetros permanecem dinâmicos. A distribuição paramétrica multivariada muda infinitesimalmente com a produção de óleo e quando a velocidade compressional e/ou de cisalhamento na água é mais alta que na fase de óleo ou gás do hidrocarboneto, o tempo de viagem sônica correspondente ou a lentidão (tipicamente medida em microssegundo/pé ou microssegundo/metro) diminui considerando as mudanças relativas de pressão, temperatura, salinidade do reservatório e módulos de tensão da matriz do reservatório e espaços de poros também. As mudanças infinitesimais do tempo de viagem sônica acumularão e finalmente começarão a revelar o domínio/setores preferenciais do reservatório, onde a saturação da água está mudando de forma síncrona com o perfil de produção de óleo em um padrão tridimensional. Isto, por sua vez, permite que um processador ou usuário localize e rastreie o movimento da frente de inundação de água em movimento de uma maneira de lapso de tempo.

[0069] FIGS. 7A-7C mostram um modelo tridimensional 80 de saturação de água em um reservatório e um modelo 82 de velocidade acústica que ilustram a correspondência entre saturação de água e velocidade, e ilustram um exemplo de medições e análises usadas para monitorar uma frente de água entre um injetor 84 e um produtor 86. Neste exemplo, o reservatório está em um ambiente de arenito.

[0070] O modelo 80 é codificado por cores para mostrar a magnitude da saturação de água (SW) em cada célula do modelo, em que regiões relativamente escuras 88 são regiões de alta saturação de água e regiões relativamente leves 90 são regiões de baixa saturação de água. A frente de água é mostrada como uma interface entre região(ões) de alta saturação e região(ões) de baixa saturação. O modelo 82 é similarmente codificado por cores para mostrar a magnitude da mudança percentual do tempo de viagem compressional (DTC), em que regiões relativamente escuras 92 são regiões de alta mudança percentual DTC e regiões relativamente claras 94 são regiões de baixa mudança percentual DTC. FIG. 7A mostra o reservatório a aproximadamente um ano após o primeiro tempo, a FIG. 7B mostra o reservatório a aproximadamente dois anos após o primeiro tempo e a FIG. 7C mostra o reservatório a aproximadamente três anos após o primeiro tempo.

[0071] FIGS. 8A e 8B mostram outro exemplo do modelo 80 de saturação de água e o modelo 82 de variação percentual do tempo de viagem compressional (DTC). Neste exemplo, o reservatório está em uma formação feita de montes de carbonato empilhados, que são tipicamente formados em condições marinhas rasas. FIG. 8A mostra o reservatório a aproximadamente um ano após o primeiro tempo e a FIG. 8B mostra o reservatório a aproximadamente três anos após o primeiro tempo.

[0072] Como mostrado nos exemplos acima, o tempo de viagem acústico/sônico compressional muda à medida que a saturação da água evolve com o tempo. A mudança percentual no tempo de viagem acústico é, portanto, um bom indicador do movimento da frente de inundação, uma vez que ele é síncrono com mudanças de saturação de água evolvendo. Além disso, o padrão de evolução da saturação de água e as correspondentes mudanças no tempo de viagem acústico/sônico são fortemente afetados pelo padrão e pela configuração das facies do reservatório.

[0073] Além de estimar as propriedades de fluxo de fluido, as modalidades aqui descritas podem ser usadas para estimar ou monitorar outras propriedades ou características de uma formação. Por exemplo, as modalidades também podem ser usadas para identificar quando condições de operação de injetor criaram fracturas termicamente induzidas, o que permite a identificação de tais condições a fim de impedir que tais fraturas induzidas ocorram ou ocorram novamente. Além disso, as modalidades podem ser usadas para identificar quando um processo de injeção criou um dano de formação a uma certa distância longe do injetor para o produtor.

[0074] Geralmente, alguns dos ensinamentos neste documento são reduzidos a um algoritmo que é armazenado em meio legível por máquina. O algoritmo é implementado por um computador ou processador, tal como a unidade de controle 34 e fornece aos operadores a saída desejada.

[0075] Modalidade 1: Um método para realizar medições de uma formação de terra, o método compreendendo: dispor pelo menos um primeiro receptor e um segundo receptor em um ou mais poços de monitoramento em uma formação de terra, o primeiro receptor e o segundo receptor configurados para detectar pelo menos um de sinais sísmicos e sinais acústicos; injetar fluido na formação de terra de um poço de injeção na formação de terra durante uma operação da indústria de energia, em que a injeção inclui operar um dispositivo de controle de fluido para gerar ruído sísmico e/ou acústico tendo uma característica identificável; detectar sinais sísmicos e/ou acústicos no primeiro receptor e detectar sinais sísmicos e/ou acústicos em um segundo receptor, os sinais sísmicos e/ou acústicos correspondendo ao ruído sísmico e/ou acústico; calcular uma estimativa de uma função de Green entre o primeiro receptor e o segundo receptor processando ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e segundo receptor para pelo menos parcialmente reconstruir o ruído sísmico e/ou acústico; estimar variações em uma velocidade de uma região da formação determinando variações na função de Green reconstruída; e avaliar a operação da indústria de energia com base na velocidade estimada.

[0076] Modalidade 2: O método de qualquer modalidade anterior, em que a estimativa da função de Green inclui realizar uma de uma deconvolução e uma correlação cruzada das ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e as ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo segundo receptor.

[0077] Modalidade 3: O método de qualquer modalidade anterior, em que a realização da correlação cruzada inclui determinar uma estimativa da função de Green e a estimação da velocidade inclui estimar a velocidade de ondas de corpo emanando de uma localização de injeção.

[0078] Modalidade 4: O método de qualquer modalidade anterior, em que a avaliação inclui estimar mudanças na velocidade do ruído sísmico e/ou acústico e estimar o progresso dos fluidos injetados na formação com base nas mudanças.

[0079] Modalidade 5: O método de qualquer modalidade anterior, em que a operação da indústria de de energia é uma operação de injeção de fluido que inclui injetar o fluido na formação através do poço de injeção e produzir hidrocarbonetos a partir de um poço de produção disposto na formação.

[0080] Modalidade 6: O método de qualquer modalidade anterior, em que a avaliação inclui monitorar o deslocamento de fluidos de formação devido à injeção do fluido com base nas mudanças na velocidade.

[0081] Modalidade 7: O método de qualquer modalidade anterior, em que a avaliação inclui predizer um tempo no qual o fluido injetado é esperado romper para o poço de produção.

[0082] Modalidade 8: O método de qualquer modalidade anterior, em que o dispositivo de controle de fluido é disposto no poço de injeção num local conhecido durante a injeção de fluido.

[0083] Modalidade 9: O método de qualquer modalidade anterior, em que a injeção inclui controlar o dispositivo de controle de fluxo de acordo com um padrão selecionado para gerar o ruído sísmico e/ou acústico.

[0084] Modalidade 10: O método de qualquer modalidade anterior, em que o poço de injeção inclui componentes de um sistema de poço inteligente incluindo pelo menos um dispositivo de controle de fluxo.

[0085] Modalidade 11: Um sistema para realizar medições de uma formação de terra, o sistema compreendendo: um dispositivo de controle de fluido configurado para controlar a injeção de fluido em uma formação de terra a partir de um poço de injeção como parte de uma operação da indústria de energia, o dispositivo de controle de fluido configurado para ser operado para gerar ruído sísmico e/ou acústico tendo uma característica identificável; um dispositivo de processamento configurado para executar: recebimento de sinais sísmicos e/ou acústicos detectados durante a operação da indústria de energia por um primeiro receptor e um segundo receptor dispostos em um ou mais poços de monitoramento na formação de terra, os sinais sísmicos e/ou acústicos correspondendo ao ruído sísmico e/ou acústico; calcular uma estimativa de uma função de Green entre o primeiro receptor e o segundo receptor processando ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e o segundo receptor para pelo menos parcialmente reconstruir a função de Green; estimar variações em uma velocidade de uma região da formação determinando variações na função de Green reconstruída; e avaliar a operação da indústria de energia com base na velocidade.

[0086] Modalidade 12: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a estimativa da função de Green inclui realizar uma de uma deconvolução e uma correlação cruzada das ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e as ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo segundo receptor.

[0087] Modalidade 13: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a realização da correlação cruzada inclui determinar uma estimativa da função de Green e a estimação da velocidade inclui estimar a velocidade de ondas de corpo emanando de uma localização de injeção.

[0088] Modalidade 14: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a avaliação inclui estimar mudanças na velocidade do ruído sísmico e/ou acústico e estimar o progresso dos fluidos injetados na formação com base nas mudanças.

[0089] Modalidade 15: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a operação da indústria de de energia é uma operação de injeção de fluido que inclui injetar o fluido na formação através do poço de injeção e produzir hidrocarbonetos a partir de um poço de produção disposto na formação.

[0090] Modalidade 16: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a avaliação inclui monitorar o deslocamento de fluidos de formação devido à injeção do fluido com base nas mudanças na velocidade.

[0091] Modalidade 17: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a avaliação inclui predizer um tempo no qual o fluido injetado é esperado romper para o poço de produção.

[0092] Modalidade 18: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que o dispositivo de controle de fluido é disposto no poço de injeção num local conhecido durante a injeção.

[0093] Modalidade 19: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a injeção inclui controlar o dispositivo de controle de fluxo de acordo com um padrão selecionado para gerar o ruído sísmico e/ou acústico.

[0094] Modalidade 20: O sistema de qualquer modalidade anterior, em que o poço de injeção inclui componentes de um sistema de poço inteligente incluindo pelo menos um dispositivo de controle de fluxo.

[0095] Em apoio aos ensinamentos neste documento, várias análises e/ou componentes analíticos podem ser usados, incluindo sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes tais como um processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, enlaces de comunicação (com fio, sem fio, lama pulsada, ópticos ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (digitais ou analógicos) e outros desses componentes (tais como resistores, capacitores, indutores e outros) para proporcionar operação e análises do aparelho e dos métodos aqui revelados de qualquer uma de várias maneiras bem apreciadas na técnica. Considera-se que esses ensinamentos podem ser, mas não necessitam ser, implementados em conjunto com um conjunto de instruções executáveis em computador armazenado em um meio legível por computador, incluindo memória (ROMs, RAMs), óptico (CD-ROMs), ou magnético (discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que, quando executadas, fazem um computador implementar o método da presente invenção. Estas instruções podem fornecer operação de equipamento, controle, coleta e análise de dados e outras funções consideradas relevantes por um projetista de sistema, proprietário, usuário ou tal outro pessoal, além das funções descritas nesta divulgação.

[0096] Aquele versado na técnica reconhecerá que os vários componentes ou tecnologias podem fornecer certa funcionalidade ou certos recursos necessários ou benéficos. Consequentemente, estas funções e recursos, conforme possam ser necessários em apoio às reivindicações anexas e variações das mesmas, são reconhecidas como incluídas inerentemente como uma parte dos ensinamentos no presente documento e uma parte da invenção divulgada.

[0097] Embora a invenção tenha sido descrita com referência às modalidades exemplares, será entendido pelos versados na técnica que várias mudanças podem ser feitas e equivalentes podem ser usados em lugar de elementos da mesma sem afastamento do escopo da invenção. Além disso, muitas modificações serão apreciadas por aqueles versados na técnica para adaptar um instrumento, situação ou material particular aos ensinamentos da invenção sem afastamento do escopo essencial da mesma. Portanto, pretende-se que a invenção não seja limitada à modalidade particular revelada como o melhor modo contemplado para realizar esta invenção, mas que a invenção inclua todas as modalidades caindo dentro do escopo das reivindicações anexas.

Claims (15)

REIVINDICAÇÕES

1. Método (70) para realizar medições de uma formação de terra (12), o método (70) caracterizado por compreender: dispor pelo menos um primeiro receptor e um segundo receptor em um ou mais poços de monitoramento (42) numa formação de terra (12), o primeiro receptor e o segundo receptor configurados para detectar pelo menos um de sinais sísmicos e sinais acústicos; injetar fluido na formação de terra (12) a partir de um poço de injeção (16) na formação de terra (12) durante uma operação da indústria de energia, em que a injeção inclui operar um dispositivo de controle de fluido para gerar ruído sísmico e/ou acústico tendo uma característica identificável; detectar sinais sísmicos e/ou acústicos no primeiro receptor e detectar sinais sísmicos e/ou acústicos em um segundo receptor, os sinais sísmicos e/ou acústicos correspondendo ao ruído sísmico e/ou acústico; calcular uma estimativa de uma função de Green entre o primeiro receptor e o segundo receptor processando ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e pelo segundo receptor para reconstruir pelo menos parcialmente a função de Green estimar variações em uma velocidade de uma região da formação determinando variações na função de Green reconstruída; e avaliar a operação da indústria de energia com base na velocidade estimada.

2. Método (70), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a estimativa da função de Green inclui realizar uma de uma deconvolução e uma correlação cruzada das ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e as ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo segundo receptor.

3. Método (70), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a realização da correlação cruzada inclui determinar uma estimativa da função de Green e a estimação da velocidade inclui estimar a velocidade de ondas de corpo emanando de uma localização de injeção.

4. Método (70), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a avaliação inclui estimar mudanças na velocidade do ruído sísmico e/ou acústico e estimar o progresso dos fluidos injetados na formação com base nas mudanças.

5. Método (70), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a operação da indústria de de energia é uma operação de injeção de fluido que inclui injetar o fluido na formação através do poço de injeção (16) e produzir hidrocarbonetos a partir de um poço de produção (16) disposto na formação.

6. Método (70), de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a avaliação inclui monitorar o deslocamento de fluidos de formação devido à injeção do fluido com base nas mudanças na velocidade.

7. Método (70), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a avaliação inclui predizer um tempo no qual o fluido injetado é esperado romper para o poço de produção (16).

8. Método (70), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de controle de fluido é disposto no poço de injeção (16) num local conhecido durante a injeção de fluido.

9. Método (70), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a injeção inclui controlar o dispositivo de controle de fluxo de acordo com um padrão selecionado para gerar o ruído sísmico e/ou acústico.

10. Método (70), de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o poço de injeção (16) inclui componentes de um sistema de poço inteligente (10) incluindo pelo menos um dispositivo de controle de fluxo.

11. Sistema (10) para realizar medições de uma formação de terra (12), o sistema (10) caracterizado pelo fato de que compreende: dispositivo de controle de fluido configurado para controlar a injeção de fluido em uma formação de terra (12) a partir de um poço de injeção (16) como parte de uma operação da indústria de energia, o dispositivo de controle de fluido configurado para ser operado para gerar ruído sísmico e/ou acústico tendo uma característica identificável; um dispositivo de processamento configurado para executar: recebimento de sinais sísmicos e/ou acústicos detectados durante a operação da indústria de energia por um primeiro receptor e um segundo receptor dispostos em um ou mais poços de monitoramento (42) na formação de terra (12) , os sinais sísmicos e/ou acústicos correspondendo ao ruído sísmico e/ou acústico; calcular uma estimativa de uma função de Green entre o primeiro receptor e o segundo receptor processando ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e o segundo receptor para pelo menos parcialmente reconstruir a função de Green; estimar variações em uma velocidade de uma região da formação determinando variações na função de Green reconstruída; e avaliar a operação da indústria de energia com base na velocidade estimada.

12. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a estimativa da função de Green inclui realizar uma de uma deconvolução e uma correlação cruzada das ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo primeiro receptor e as ondas sísmicas e/ou acústicas detectadas pelo segundo receptor.

13. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a realização da correlação cruzada inclui determinar uma estimativa da função de Green e a estimação da velocidade inclui estimar a velocidade de ondas de corpo emanando de uma localização de injeção.

14. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a avaliação inclui estimar mudanças na velocidade do ruído sísmico e/ou acústico e estimar o progresso dos fluidos injetados na formação com base nas mudanças.

15. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a operação da indústria de energia é uma operação de injeção de fluido que inclui injetar o fluido na formação através do poço de injeção (16) e produzir hidrocarbonetos a partir de um poço de produção (16) disposto na formação.