BR112019020538A2

BR112019020538A2 - estimativa de propriedades de fratura com base em dados de fluido de poço e imagem acústica

Info

Publication number: BR112019020538A2
Application number: BR112019020538A
Authority: BR
Inventors: bruns Alex; Gadzhimirzaev David; Walles Frank; Ritzmann Nicklas; Kotov Sergey
Original assignee: Baker Hughes A Ge Co Llc
Priority date: 2017-04-10
Filing date: 2018-04-06
Publication date: 2020-04-28
Also published as: WO2018191112A1; EP3610128A1; US10648329B2; BR112019020538B1; US20180291734A1; EP3610128A4

Abstract

uma modalidade de um método de estimativa de uma ou mais propriedades de uma formação de terra inclui a aquisição de dados de fluido de formação indicativos de uma propriedade qualitativa de um fluido de formação em uma região de campo próximo de uma formação de terra em torno de um poço, a região de campo próximo incluindo uma superfície do poço e adquirir dados acústicos com base em sinais acústicos transmitidos para uma região de campo distante da formação e estimar uma propriedade de uma ou mais fraturas na região de campo distante com base nos dados acústicos. o método também inclui combinar os dados do fluido de formação e os dados acústicos e estimar, por um dispositivo de processamento, pelo menos uma característica de fratura da formação na região de campo próximo e na região de campo distante com base nos dados combinados.

Description

ESTIMATIVA DE PROPRIEDADES DE FRATURA COM BASE EM DADOS DE FLUIDO DE POÇO E IMAGEM ACÚSTICA

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS [0001] Este pedido reivindica o benefício do pedido US 15/483386, depositado em 10 de abril de 2017, que é incorporado aqui por referência em sua totalidade.

FUNDAMENTOS [0002] As formações geológicas abaixo da superfície da Terra podem conter reservatórios de petróleo e gás, recuperados pela perfuração de um ou mais poços na subsuperfície da Terra. Os poços também são usados para medir várias propriedades dos poços e das formações subsuperficiais circundantes.

[0003] As formações não convencionais são cada vez mais empregadas na exploração e produção de gás e petróleo. Formações não convencionais são tipicamente formações de baixa permeabilidade que geralmente requerem fraturamento hidráulico ou outras técnicas para estimular a produção de hidrocarbonetos. Para aumentar as taxas e eficiências de produção é importante adquirir informações precisas sobre as propriedades da formação, para que sejam identificadas áreas da formação mais favoráveis à estimulação e produção.

SUMÁRIO [0004] Uma modalidade de um método de estimativa de uma ou mais propriedades de uma formação de terra inclui a aquisição de dados de fluido de formação indicativos de uma propriedade qualitativa de um fluido de formação em uma região de campo próximo de uma formação de terra em tomo de um poço, a região de campo próximo incluindo uma superfície do poço e adquirir dados acústicos com base em sinais acústicos transmitidos para uma região de campo distante da formação e estimar uma propriedade de uma ou mais fraturas na região de campo distante com base nos dados acústicos. O método também inclui combinar os dados do fluido de formação e os dados acústicos e estimar, por um dispositivo de processamento, pelo menos uma característica de fratura da formação na região de campo próximo e na região de campo distante com base nos dados combinados.

[0005] Uma modalidade de um sistema para estimar uma ou mais propriedades de uma formação de terra inclui pelo menos uma unidade de aquisição configurada para

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2/18 adquirir dados de fluido de formação e dados acústicos, os dados de fluido de formação indicativos de uma propriedade qualitativa de um fluido de formação em uma região de campo próximo de uma formação de terra em torno de um poço, a região de campo próximo incluindo uma superfície do poço, os dados acústicos com base em sinais acústicos transmitidos para uma região de campo distante da formação. O sistema também inclui um dispositivo de processamento configurado para executar a estimativa de uma propriedade de uma ou mais fraturas na região de campo distante com base nos dados acústicos, combinando os dados do fluido de formação e os dados acústicos e estimando pelo menos uma característica de fratura da formação na região de campo próximo e na região de campo distante com base nos dados combinados.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0006] As descrições a seguir não devem ser consideradas como limitantes em nenhuma circunstância. Em referência aos desenhos anexos, elementos semelhantes são enumerados de forma semelhante:

[0007] FIG. 1 representa uma modalidade de um sistema de exploração e/ou produção de hidrocarbonetos, que inclui conjuntos de perfuração e medição;

[0008] FIG. 2 representa uma modalidade do sistema da reivindicação 1 configurada para medições acústicas de uma formação;

[0009] FIG. 3 representa exemplos de fraturas sob tensão crítica em uma formação;

[0010] FIGS. 4A-4B representam coletivamente um exemplo de dados de medição acústicos e dados de medição de fluido de formação; e [0011] FIG. 5 é um diagrama de fluxo que representa uma modalidade de um método que estima propriedades de fratura de uma formação com base em dados de medição acústica e dados de medição de fluido de formação.

DESCRIÇÃO DETALHADA [0012] São fornecidos sistemas e métodos para estimar propriedades e características de formações de terra, incluindo propriedades de fraturas e/ou redes de fraturas, com base em dados de medição ou imagem acústica e dados quantitativos de medição de fluido de formação. Em uma modalidade, as propriedades de uma ou mais fraturas em uma região de campo distante de uma formação em tomo de um poço são estimadas com base em dados de medição acústica, como dados de imagem de ondas de

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3/18 cisalhamento profundo (DSWI) e propriedades do fluido de poço são usadas para estimar um ou mais propriedades de fratura em uma região de campo próximo (por exemplo, se existem fraturas no campo próximo, propriedades de tais fraturas, conectividade entre as fraturas de campo distante e o poço e outras). Os dados de medição acústica e os dados de medição de fluido de formação podem ser combinados para fornecer uma avaliação das propriedades de uma rede de fratura no campo próximo e no campo distante, que podem ser usadas para avaliar seções da formação ao longo do poço e identificar seções que são favoráveis à estimulação e/ou produção.

[0013] Em uma modalidade, um método para estimar as propriedades de fratura de uma formação inclui a aquisição de dados DSWI e a estimativa das propriedades de fratura de campo distante, como a extensão, orientação e/ou densidade de fraturas sob tensão crítica na região de campo distante. O método também inclui a aquisição de dados de medição de fluido de formação (por exemplo, dados de perfil de fluido ou perfil de lama, dados de amostra de fluido, etc.) e estimativa de propriedades de fratura no campo próximo, como se existem fraturas sob tensão crítica no campo próximo e na interseção de um poço, a extensão e/ou densidade de fraturas de campo próximo e a conectividade entre fraturas de campo distante e o poço. A estimativa das propriedades de fratura no campo próximo também pode incluir a identificação de fluidos e a determinação de se as fraturas no campo próximo e/ou no campo distante são de hidrocarbonetos ou de água. O método fornece informações sobre as propriedades de uma rede de fratura tanto no campo próximo quanto no campo distante ao redor de um poço, o que pode incluir o conhecimento de se os sistemas de fratura sob tensão crítica abertos a parcialmente abertos ocorrem apenas dentro de um ambiente de poço próximo ou se esses sistemas de fratura estão potencialmente conectados a sistemas de fratura de campo distante. Várias operações do setor de energia, incluindo operações de estimulação e produção, podem ser planejadas e/ou ajustadas com base nesse conhecimento e direcionadas de forma mais eficaz.

[0014] As modalidades aqui descritas são aplicáveis a formações convencionais e formações não convencionais, como formações de xisto, areias oleosas, areias gasosas apertadas, formação fraturada e formações de xisto. Por exemplo, modalidades são aplicáveis a seções de poço desviadas e/ou horizontais em formações não convencionais, como camadas de xisto.

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4/18 [0015] FIGS. 1 e 2 ilustram modalidades de um sistema 10 para executar operações da indústria de energia, como medição e/ou avaliação da formação, produção de hidrocarbonetos, completação e estimulação. O sistema 10 pode ser usado para adquirir dados de medição de fluido de formação, adquirir dados de medição acústicos e/ou avaliar uma formação de acordo com modalidades descritas neste documento.

[0016] O sistema 10 inclui uma coluna de poço 12 tal como uma coluna de tubo, uma tubulação em espiral, um cabo de aço ou outro transportador disposto dentro de um poço 14 que se estende através de uma formação da terra 16 e é adequado para abaixar uma ferramenta ou outro componente através de um poço ou conectar um componente à superfície. O termo “transportador” como usado neste documento significa qualquer dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que possa ser utilizado para transmitir, alojar, suportar ou, de outra forma, facilitar a utilização de outro dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro. Exemplos de transportadores não limitantes incluem tubos de revestimento, cabos de aço, sondas de cabo de aço, sondas de cabo liso, drop shots, subs de fundo de poço, BHAs, portas de fraturamento e colunas de perfuração.

[0017] O poço 14 nessas modalidades inclui uma seção vertical ou quase vertical e uma seção horizontal que se estende por uma região de interesse, como um recurso de hidrocarboneto (por exemplo, uma camada ou região de xisto) ou uma região na qual se pensa que um recurso de hidrocarboneto existir. Note-se que, embora as modalidades descritas neste documento sejam descritas em conjunto com poços horizontais, elas não são tão limitadas, pois poderíam ser usadas com poços verticais, desviados, horizontais e quaisquer outros furos com qualquer caminho selecionado através de uma formação.

[0018] Com referência à FIG. 1, em uma modalidade, o sistema 10 está configurado para executar uma operação de perfuração e/ou medição. A coluna de poço 12 é uma coluna de perfuração incluindo uma ou mais seções de tubo de perfuração e é conectada a um conjunto de perfuração 18 que inclui uma broca de perfuração 20. O sistema 10 também inclui uma estrutura de superfície ou equipamento de superfície 22 que inclui ou está conectado a vários componentes, como uma cabeça de poço, torre e/ou mesa rotativa para apoiar a coluna de poço, girar a coluna de poço e abaixar as seções de coluna ou outros componentes de fundo de poço. O equipamento de superfície 22 também inclui bombas, fontes de fluido e outros componentes para circular o fluido de perfuração (por

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5/18 exemplo, lama) através do conjunto de perfuração 18 e do poço 14. Embora a coluna de perfuração e a broca de perfuração sejam mostradas na FIG. 1 como sendo giradas por um dispositivo rotativo de superfície, a broca pode ser girada por um motor de fundo de poço, como um motor de lama.

[0019] Durante a perfuração, fluido, tal como lama de perfuração é circulado de um poço de lama ou outra fonte de fluido para o poço 14 e é bombeado através de um conduto, tal como um furo interior da coluna de poço 12 e sai da coluna de poço 12 na broca de perfuração 20. A lama de perfuração, em seguida, viaja para cima a partir da broca de perfuração 20 através de um espaço anular do poço 14 e retorna à superfície. O fluido de poço de retomo 24 inclui lama de perfuração e pode incluir fluidos de formação que entram no poço 14 durante o processo de perfuração e/ou aparas de rocha produzidas pela broca de perfuração 20 durante a perfuração.

[0020] O sistema 10 pode incluir qualquer número de ferramentas de fundo de poço 26 para vários processos incluindo perfuração de formação, geo-orientação e dispositivos de medição para medição em função da profundidade e/ou tempo de uma ou mais quantidades físicas no poço ou em tomo dele.

[0021] A ferramenta de fundo de poço 26, o conjunto de perfuração 18 e/ou outros componentes de fundo de poço são configurados para se comunicar com um processador para receber, medir e/ou estimar características dos componentes de fundo de poço, poço e/ou formação. Por exemplo, a ferramenta 26 está equipada com equipamento de transmissão para se comunicar com um processador, como um processador de fundo de poço 28 ou uma unidade de processamento de superfície 30. Tal equipamento de transmissão pode tomar qualquer forma desejada e diferentes meios de transmissão e conexões podem ser usados. Exemplos de conexões incluem conexões com fio, fibra óptica, acústicas, conexões sem fio e telemetria de pulso de lama.

[0022] O equipamento de superfície 22 e/ou componentes de fundo de poço, nesta modalidade, incluem um ou mais dispositivos para medir propriedades do fluido de poço de retorno 24 e fluido de formação no mesmo. O fluido de formação pode incluir água, estacas, óleo, gás e qualquer outro material que é circulado no poço 14 a partir da formação circundante.

[0023] Por exemplo, a unidade de processamento de superfície 30 inclui ou está conectada a uma unidade ou sistema de análise de fluido de poço 32 que executa medições

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6/18 de fluido de poço. O sistema de análise de fluido de poço 32 pode incluir vários dispositivos, como um espectrômetro de massa e/ou dispositivo de teste de cromatografia em fase gasosa, para determinar a quantidade ou o volume de hidrocarbonetos e fluidos não hidrocarbonetos no fluido de poço. O sistema 10 também pode incluir um sistema de análise de aparas para medir quantidades relativas de minerais e outros materiais de formação nas estacas. O sistema de análise 32 pode ser executado periódica ou continuamente durante a perfuração. Além do mais ou alternativamente a medição de fluido de formação pode ser realizada usando um ou mais componentes de fundo de poço. Por exemplo, a ferramenta 26 inclui uma unidade de amostragem que direciona o fluido para um dispositivo de medição de fundo de poço.

[0024] Um dispositivo ou processador de processamento, tal como a unidade de processamento de superfície 30 pode ser configurado para receber dados da ferramenta 26 e/ou sistema de análise de fluido 32 para gerar informações de parâmetro de formação, incluindo dados de medição de fluido de formação. Em uma modalidade, a unidade de processamento de superfície 30 é configurada como uma unidade de controle de superfície que controla vários parâmetros de perfuração, tais como velocidade de rotação, peso na broca, parâmetros de fluxo de fluido de perfuração e outros. A unidade de processamento de superfície 30 pode ser configurada como uma unidade de controle de superfície para controlar parâmetros operacionais de qualquer operação da indústria de energia, como uma operação de cabo de aço, uma operação de medição, uma operação de produção e/ou uma operação de estimulação.

[0025] Um método para realizar medições de fluido de poço (por exemplo, fluido retornado à superfície) é referido aqui como “perfilagem de lama”. Note-se que “perfilagem de lama” não se destina a denotar medições de um tipo específico de fluido ou material, mas pode ser aplicável para realizar medições e obter informações de qualquer material encontrado no fluido de poço. A perfilagem de lama pode incluir dados que identificam constituintes de fluido na forma de, por exemplo, perfis de gás, e também pode incluir dados de propriedades, tais como perfis de porosidade e/ou permeabilidade.

[0026] Com referência à FIG. 2, em uma modalidade, o sistema 10 inclui um sistema de medição acústica para medição ou imagem acústica da formação 16 e estimativa de propriedades de fraturas em uma região da formação que circunda o poço. Por exemplo, a coluna de poço 12 inclui uma ferramenta de medição acústica 34 com transmissores

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7/18 acústicos monopolares e/ou multipolares 36 (por exemplo, transmissores dipolos) que emitem pulsos de energia acústica que normalmente viajam radialmente para fora dos transmissores 36. Um ou mais receptores acústicos 38, como uma matriz axial de receptores multipolares 38, são posicionados ao longo da ferramenta 34. Os transmissores 36 nesta modalidade são configurados para emitir sinais de medição em uma direção geralmente ortogonal a partir do eixo da ferramenta 34 e do poço 14, que é aqui referido como uma direção lateral.

[0027] Em uma modalidade, a ferramenta 34 e um dispositivo de processamento, tal como a unidade de processamento de superfície 30, são configurados para realizar imagens de ondas de cisalhamento profundo (DSWI). A DSWI usa dados gerados a partir de fontes de dipolo cruzado e uma técnica de processamento que utiliza ondas de cisalhamento que irradiam para a formação e são refletidas por limites refletivos na formação. “Limites refletivos” se referem a qualquer recurso ou característica que faz com que as ondas do corpo de cisalhamento reflitam de volta para os receptores. Limites refletivos exemplares incluem planos de estratificação ou limites de fácies, áreas com diferentes quantidades de hidrocarbonetos, fraturas naturais e/ou estimuladas e outras características reflexivas com contraste de impedância acústica.

[0028] Uma região em torno de um poço pode ser descrita como incluindo uma região de campo próximo e uma região de campo distante. Uma região de campo próximo inclui a superfície de um poço e pode se estender lateralmente na formação, por exemplo, cerca de 1 a 2 polegadas na formação. A região de campo distante se estende lateralmente por uma distância adicional e, portanto, abrange um volume maior em torno do poço. Os sinais de DWSI podem ser propagados para a região de campo distante, que pode se estender tipicamente a dezenas de metros de distância do poço e pode se estender, por exemplo, até cerca de 100 pés ou mais). A amplitude efetiva da imagem é uma função do sinal de ruído presente nos dados, da duração do tempo de gravação e do ângulo de incidência entre o poço e o refletor. A anisotropia e o azimute podem ser usados para estimar a localização, intensidade e direção do estrato (azimute) dos limites refletivos. Esta informação pode ser usada para estimar características da formação, incluindo propriedades de fraturas na formação.

[0029] Em uma modalidade, um dispositivo de processamento, tal como a unidade de processamento de superfície 30 ou um processador remoto, é configurado para executar

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8/18 aspectos de um método de avaliação de formação que inclui adquirir e analisar dados de DSWI e dados de fluido de formação para identificar e avaliar sistemas de fratura em uma formação. O método discutido neste documento pode ser realizado exclusivamente pelo dispositivo de processamento ou em conjunto com um operador humano. Note-se que a unidade de processamento de superfície 30 é apenas um exemplo de um dispositivo de processamento adequado.

[0030] O método inclui adquirir dados de medição acústicos, tais como dados DSWI e dados de medição de fluido de poço para determinar propriedades de fraturas e/ou redes de fratura em uma formação. Tais propriedades incluem, por exemplo, a extensão (por exemplo, comprimento) da intensidade (por exemplo, largura da fratura ou quão aberta é a fratura) e a densidade das fraturas em uma rede de fraturas. Em uma modalidade, os dados do DSWI são analisados para identificar e/ou avaliar propriedades de fraturas em uma região de campo distante da formação. Os dados do fluido de poço são analisados para identificar fraturas e/ou estimar as propriedades de fratura e fluido em uma região de campo próximo, que inclui a parede ou superfície do poço e também pode se estender lateralmente para a formação.

[0031] Em uma modalidade, os dados do DSWI são analisados para identificar e/ou analisar fraturas no campo distante e as propriedades do fluido do poço são analisadas para determinar se existem fraturas no campo próximo (por exemplo, no poço) e/ou se essas fraturas são conectadas à rede de fraturas de campo distante. As propriedades do fluido do poço podem ser analisadas em combinação com os dados do DSWI para determinar se as fraturas abertas ou parcialmente abertas, incluindo fraturas naturais com hidrocarboneto ou água e/ou fraturas estimuladas, ocorrem apenas dentro do ambiente de campo próximo ou estão potencialmente conectadas a um sistema de fratura natural ou estimulado de campo próximo. A determinação da conectividade entre redes de fratura de campo distante e o poço pode ser usada para vários propósitos, incluindo a identificação de regiões passíveis de estimulação e o planejamento de parâmetros operacionais de operações de estimulação (tipos de volumes de fluidos, taxa de volume, tipos de propantes, tipos de produtos químicos de estimulação etc.).

[0032] Os dados do DSWI podem ser usados para estimar propriedades de vários tipos de sistemas de fratura, presença e tipo de fluido e propriedades de minerais, cimentos e outros materiais na formação. Por exemplo, os dados do DSWI podem ser usados para

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9/18 identificar conjuntos de fraturas naturais na subsuperfície, que podem ocorrer como resultado de eventos de fluidos associados a tensões tectônicas (compressão, extensão ou transcompressão/transextensão ou cisalhamento) ou como resultado de pressões de fluido e/ou gás do sistema associadas à geração de hidrocarbonetos (por exemplo, catagênese de querogênios através da metagênese de querogênios, betumes e hidrocarbonetos).

[0033] Além disso, os dados do DSWI podem ser usados para determinar os atributos do fluido de fratura (hidrocarboneto ou água) e/ou fluxo de gás nos reservatórios convencionais, bem como não convencionais e/ou complexos. Os atributos do fluido de fratura podem ser divididos em três tipos principais de mecânica de fluxo de fluido/gás. Esses tipos são fraturas abertas (de transporte de água ou fluido de hidrocarboneto/gás), parcialmente abertas (por exemplo, fraturas parcialmente cimentadas com cimentos diagenéticos) e fechadas (por exemplo, totalmente cimentadas com cimentos diagenéticos).

[0034] Fraturas que podem ser avaliadas também podem ocorrer devido a operações de fundo de poço, como operações de perfuração e estimulação. Por exemplo, ambientes de perfuração podem resultar em altas pressões em um poço, o que pode levar a uma alta pressão diferencial entre o poço e uma formação circundante, resultando na criação ou abertura de fraturas. Essas fraturas expostas induzidas por perfuração podem ser desenvolvidas dentro de conjuntos de fraturas naturais pré-existentes específicas (por exemplo, desenvolvidas dentro de um sistema anterior de tensão de fluido induzido por tectônica), superfícies de estratificação fracas e ou em seções do poço que exibem propriedades/atributos de falha geomecânica fraca específicas. Alvos não convencionais de reservatórios com pressão excessiva de hidrocarbonetos (geopressão de origem de geração de hidrocarbonetos) (por exemplo, rochas de fonte de hidrocarbonetos ricos em querogênio com sistemas de porosidade intraquerogênicos produtivos) podem fornecer outro tipo de estresse interno do sistema em associação com o regime de estresse tectônico existente que pode reduzir o intervalo ao gradiente de fratura alvo do reservatório e, portanto, suscetível ao desenvolvimento de fratura induzida por perfuração.

[0035] Os dados do DSWI e/ou os dados do fluido de formação também podem ser usados (individualmente ou em combinação) para determinar a existência, tipo e quantidade de cimentos naturais de preenchimento de fratura. Esses cimentos são frequentemente associados a um evento de fluido de fratura e ocorrem como cimentos diagenéticos/precipitados iniciais que estão associados à composição original de fluido do

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10/18 evento de estresse do sistema de fluido. Dependendo da química do fluido do evento de fluido dentro de uma unidade sedimentar específica (por exemplo, carbonato, siliclástico), esses preenchimentos de fratura podem ser simples tipos de preenchimento de cimento mineral, como calcita. No entanto, sequências específicas de diferentes cimentos do tipo mineral (dependentes da história específica da bacia tectônica, térmica e/ou hidrocarboneto) podem ocorrer e afetar o sistema de preenchimento de fraturas. Históricos de carga de fluido/hidrocarboneto complexos ou múltiplos também podem resultar em vários conjuntos sobrepostos (azimutes diferenciais para tensões do sistema) de tipos específicos de fraturas (por exemplo, compressional, extensional, transextensional) e podem incluir processos de porosidade secundária (fratura aberta) desenvolvimento, bem como re-precipitação específica de cimentos e/ou inclusão de componentes de hidrocarbonetos que inibem a cimentação adicional (preenchimento mineral de fechamento de fraturas). Dentro de reservatórios complexos podem ocorrer dez ou mais cimentos múltiplos do tipo mineral sequencial dentro de uma sequência específica de histórico de carga de fluido da bacia. Sequências complexas de cimento podem se desenvolver dentro de um sistema de fratura natural de vedação de rachadura baseado em tensões tectônicas de longo prazo que lentamente desenvolvem fraturas expostas. A estimativa dos tipos de fluidos de formação e propriedades dos sistemas de preenchimento de fratura pode ser realizada usando os dados DSWI e/ou dados de medição de fluido de formação e pode ser aprimorada com outros conhecimentos de formação.

[0036] Em uma modalidade, o método é usado para identificar fraturas naturais e/ou sob tensão crítica na região de campo distante, estimar propriedades de uma ou mais fraturas estressadas criticamente e combinar esta análise com dados de medição de fluido de formação para fornecer uma descrição da fratura rede ao redor do poço. Fraturas sob tensão crítica são fraturas que são favoráveis a falhas no cisalhamento sob condições de tensão no momento da medição. Exemplos de fraturas sob tensão crítica são mostrados na FIG. 3.

[0037] FIG. 3 mostra vários planos representando fraturas em uma região de campo distante 40 de uma formação em torno de um poço 42. Neste exemplo, os planos de cor clara 44 representam fraturas sob tensão não crítica e os planos de cor escura 46 representam fraturas sob tensão crítica. Como mostrado, as fraturas sob tensão crítica são geralmente orientadas paralelamente à direção da maior tensão horizontal (Sanax). Os dados

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11/18 do DSWI podem ser analisados para identificar a presença de fraturas submetidas a tensão crítica (CS) e estimar propriedades, tais como orientação, densidade e propriedades de preenchimento de fratura.

[0038] FIGS. 4A-4B ilustram coletivamente um exemplo de aspectos do método com base em dados DSWI e dados de medição de fluido de formação. Neste exemplo, dados incluindo dados de perfilagem são adquiridos a partir de medições ao longo de uma seção de poço horizontal. Os dados de perfilagem podem incluir várias medições, tais como um perfil de raios gama 50, medições de parâmetros de perfuração, dados de perfil de lama e dados DSWI. Por exemplo, as medições de parâmetros de perfuração incluem um perfil de taxa de penetração (ROP) 52 e podem incluir outras medições de parâmetros, tais como taxa de rotação, peso na broca, peso da lama e viscosidade da lama. Os dados também podem incluir perfis de gás derivados da análise química de fluido de poço. Exemplos de perfis de gás são mostrados como um perfil de gás total 54, um perfil de Cl 56 relacionado às quantidades de metano (Cl) no fluido de poço e um perfil cruzado de C1/C2 58 relacionado às quantidades de metano e etano (C2) no fluido de poço. Outros exemplos de perfis de gás incluem índices de permeabilidade de gás com base em razões de gás, como um perfil de índice de permeabilidade triangular 60 e um perfil de permeabilidade de Pixler 62.

[0039] Os dados do DSWI incluem dados de reflexão dos dados do DSWI coletados na direção vertical (vista plana) e na direção horizontal (vista lateral). Neste exemplo, os dados de perfilagem incluem perfis de amplitude DSWI de vista lateral 64, perfis de amplitude DSWI de vista de planta 66 e um perfil de DSWI combinado (vista lateral e vista de planta) 68.

[0040] A combinação de dados de permeabilidade dos perfis de gás e os dados do DSWI fornece uma quantidade significativa de informações, incluindo propriedades como extensão, orientação e densidade de fraturas no campo distante com base no DSWI e propriedades de fratura no campo próximo com base no poço dados fluidos. Esta informação permite que o dispositivo de processamento e/ou operador humano discernam seções da formação ao longo do poço que são mais ou menos favoráveis à estimulação e/ou produção. Por exemplo, a combinação fornece informações não apenas sobre a presença de fraturas de campo distante (que podem não cruzar o poço), mas também sobre a

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12/18 produtividade potencial associada às fraturas. A combinação também forneceu informações sobre se as fraturas são de orientação de hidrocarbonetos ou de orientação de água.

[0041] No exemplo das FIGS. 4A-4B, os dados do DSWI são combinados para estimar propriedades de um sistema de fratura em tomo de um poço, incluindo conteúdo de fluido (por exemplo, de orientação de água, orientação de hidrocarboneto, orientação de gás, etc.), densidade de fratura, conectividade e propriedades de fluxo. Como mostrado, os dados de perfilagem podem ser usados para classificar seções do poço com base na densidade e conectividade e determinar quais seções devem ser direcionadas para estimulação e/ou produção. Neste exemplo, os valores triangulares de permeabilidade são comparados às amplitudes do DSWI, em que altas amplitudes do DSWI indicam uma alta densidade de fratura e altos valores de permeabilidade são indicativos de alta densidade de fratura no campo próximo, altas taxas de fluxo de fluido de formação e/ou alta conectividade.

[0042] Por exemplo, a combinação de dados DSWI e dados de perfil de gás é usada para identificar uma seção (até uma profundidade medida (MD) de cerca de 200 pés) com alta densidade de fratura sob tensão crítica (CS), tanto em campo próximo quanto em campo distante, que pode ser candidato a alvo. Outra seção (entre cerca de 200 pés e cerca de 460 pés) representa alta densidade de fratura por CS no campo próximo, mas baixa densidade no campo distante. Como mostrado, duas seções (entre 460 pés e 650 pés e entre 790 pés e 910 pés) mostram alta densidade no campo distante e densidade moderada no campo próximo, o que pode ser um bom candidato a alvo.

[0043] Note-se que os tipos específicos de dados mostrados na FIG. 4 não se destinam a ser limitados. Podem ser utilizados quaisquer dados qualitativos ou quantitativos adequados indicativos do teor de hidrocarbonetos, propriedades de fluxo e/ou propriedades relacionadas às características de fratura da formação.

[0044] FIG. 5 ilustra um método 70 de executar uma operação de fundo de poço, adquirir dados de medição acústica e de fluido de poço e/ou estimar propriedades de uma formação, incluindo a existência e características de sistemas de fratura. O método 70 pode ser utilizado em conjunto com o sistema 10 e/ou a unidade de processamento de superfície 30, embora o método 70 possa ser utilizado em conjunto com qualquer combinação adequada de dispositivos de detecção e processadores. O método 70 pode ser realizado inteiramente pelo processador, em combinação com outros processadores e/ou em

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13/18 combinação com um operador ou usuário humano. 0 método 70 inclui um ou mais estágios 71 a 74. Em uma modalidade, o método 70 inclui a execução de todos os estágios 71 a 74 na ordem descrita. Contudo, podem ser omitidos determinados estágios, estágios podem ser adicionados ou a ordem dos estágios pode ser alterada.

[0045] No primeiro estágio 71, os dados do DSWI são adquiridos e analisados para determinar as propriedades de fratura em uma área de formação em tomo de um poço. A imagem pode ser realizada através de um furo revestido ou furo aberto. A imagem de DSWI é realizada executando uma ferramenta de perfilagem apropriada, tal como a ferramenta 34, através de um poço (por exemplo, a seção lateral do poço 20) e recebendo sinais refletidos de limites refletivos na formação.

[0046] Os dados do DWSI são analisados para estimar as características da formação, incluindo a identificação de fraturas e a avaliação das propriedades das fraturas no campo distante. Em uma modalidade, os dados são analisados para identificar e avaliar fraturas sob tensão crítica, as quais podem ser mais passíveis de estimulação e produção. Por exemplo, a amplitude de reflexão de sinais refletidos de limites refletivos, são estimadas várias características da formação, incluindo propriedades de fratura.

[0047] No segundo estágio 72, os dados de medição de fluido de poço são adquiridos. Por exemplo, uma coluna de perfuração, coluna de perfilagem e/ou coluna de produção é disposta dentro de um poço em uma formação e é executada uma operação de fundo de poço. Durante a operação, o fluido de perfuração (por exemplo, lama de perfuração) é circulado no poço e o fluido do poço é devolvido à superfície. A lama é analisada para medir as propriedades do fluido e as propriedades do fluido são apresentadas como, por exemplo, um perfil de lama. Exemplos de propriedades de fluidos incluem tipo de fluido (por exemplo, água, óleo leve, óleo pesado, gás natural, etc.) [0048] As propriedades do fluido podem ser analisadas para estimar as propriedades de fluxo da formação, que podem ser usadas para identificar e caracterizar fraturas. Por exemplo, os dados do fluido são analisados para estimar propriedades como porosidade e permeabilidade e a análise química é realizada para determinar o tipo de fluido a ser determinado, por exemplo, se as fraturas são orientadas por água ou por hidrocarbonetos.

[0049] No terceiro estágio 73, os dados do fluido do poço e os dados do DSWI são comparados para avaliar a formação e determinar a existência e extensão da conectividade

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14/18 entre a rede de fratura de campo distante e o poço. Por exemplo, os dados do DSWI indicam a densidade de fraturas sob tensão crítica no campo distante e os dados do fluido de poço indicam a quantidade de conectividade e também podem indicar os tipos de fluidos que fluem através das fraturas.

[0050] No quarto estágio 74, várias ações podem ser executadas com base na avaliação. Por exemplo, operações de estimulação e/ou produção são planejadas com base nas informações derivadas da análise dos dados do DSWI em combinação com os dados de medição do fluido de formação. Parâmetros operacionais, como o tipo e/ou quantidade de propante, vazão do fluido de estimulação (por exemplo, fluido de fratura hidráulica) e pressão da bomba do fluido de estimulação podem ser selecionados. Outros parâmetros operacionais podem incluir a identificação de seções ao longo do poço que devem ser produzidas (por exemplo, seções com fraturas orientadas por hidrocarbonetos e pelo menos uma densidade de fraturas limites) e seções que devem ser evitadas (por exemplo, seções com fraturas orientadas de água ou com baixa extensão de fratura ou densidade).

[0051] As modalidades descritas neste documento fornecem inúmeras vantagens. As modalidades fornecem um método eficaz e econômico de avaliar características de fratura e produtividade potencial de sistemas de fratura. As informações obtidas das modalidades fornecem informações importantes sobre a natureza dos sistemas de fratura de fundo de poço e permitem projetar estratégias adequadas de completação e estimulação por engenharia geográfica, por exemplo, posicionamento do estágio, posicionamento do aglomerado, bem como tamanho, atributo e volume do propante, tipo e volume do fluido e classificação do posicionamento.

[0052] As modalidades aqui descritas também abordam desafios ou dificuldades que surgem nas operações atuais de exploração, avaliação e produção. Por exemplo, os dados referentes às medições de formação podem ser limitados, especialmente em formações não convencionais, o que limita a capacidade de identificar e avaliar redes de fraturas e sua conectividade. Imagens acústicas de superfícies de poços e/ou regiões de campo próximo podem ser extremamente caras para adquirir, processar e interpretar e, portanto, muitas vezes podem estar indisponíveis ou de custo inviável. Modalidades descritas neste documento abordam esses desafios, fornecendo técnicas de baixo custo para avaliar propriedades de fratura perto de um poço e sua conectividade com redes de fraturas

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15/18 de campo distante, fornecendo assim informações valiosas que, de outra forma, não poderíam estar disponíveis.

[0053] A seguir estão algumas modalidades da divulgação anterior:

[0054] Modalidade 1. Método para estimar uma ou mais propriedades de uma formação de terra, o método compreendendo: adquirir dados de fluido de formação indicativos de uma propriedade qualitativa de um fluido de formação em uma região de campo próximo de uma formação de terra em torno de um poço, a região de campo próximo incluindo uma superfície do poço; adquirir dados acústicos com base em sinais acústicos transmitidos para uma região de campo distante da formação e estimar uma propriedade de uma ou mais fraturas na região de campo distante com base nos dados acústicos; combinar os dados do fluido de formação e os dados acústicos; e estimar, por um dispositivo de processamento, pelo menos uma propriedade de fratura da formação na região de campo próximo e na região de campo distante com base nos dados combinados.

[0055] Modalidade 2. O método de qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda a realização de uma operação de estimulação, a operação de estimulação incluindo um ou mais parâmetros operacionais selecionados com base na pelo menos uma propriedade de fratura.

[0056] Modalidade 3. O método de qualquer modalidade anterior, em que os dados acústicos são adquiridos usando imagens de ondas de cisalhamento profundo (DSWI).

[0057] Modalidade 4. O método de qualquer modalidade anterior, em que a pelo menos uma propriedade de fratura inclui uma conectividade entre as uma ou mais fraturas na região de campo distante e o poço.

[0058] Modalidade 5. O método de qualquer modalidade anterior, em que a pelo menos uma propriedade de fratura inclui uma característica de uma ou mais fraturas sob tensão crítica em pelo menos uma das regiões de campo distante e região de campo próximo.

[0059] Modalidade 6. O método de qualquer modalidade anterior, em que a propriedade do fluido de formação inclui um valor de permeabilidade derivado dos dados do fluido de formação.

[0060] Modalidade 7. O método de qualquer modalidade anterior, em que a estimativa de pelo menos uma propriedade de fratura inclui estimar uma densidade de fratura na região de campo distante e na região de campo próximo.

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16/18 [0061] Modalidade 8. O método de qualquer modalidade anterior, em que a propriedade do fluido de formação inclui um valor de permeabilidade derivado dos dados do fluido de formação e uma densidade de fratura na região de campo próximo com base no valor de permeabilidade.

[0062] Modalidade 9. O método de qualquer modalidade anterior, em que a estimativa de pelo menos uma propriedade de fratura inclui determinar se uma ou mais fraturas são orientadas pelo hidrocarboneto.

[0063] Modalidade 10. O método de qualquer modalidade anterior, em que a aquisição dos dados do fluido de formação inclui a análise de fluido de poço circulado através do poço durante a perfuração.

[0064] Modalidade 11. Sistema para estimar uma ou mais propriedades de uma formação de terra, o sistema compreendendo: pelo menos uma unidade de aquisição configurada para adquirir dados de fluido de formação e dados acústicos, os dados de fluido de formação indicativos de uma propriedade qualitativa de um fluido de formação em uma formação de terra em tomo de um poço, a região de campo próximo incluindo uma superfície do poço, os dados acústicos com base em sinais acústicos transmitidos para uma região de campo distante da formação e um dispositivo de processamento configurado para realizar: estimar uma propriedade de uma ou mais fraturas na região de campo distante com base nos dados acústicos; combinar os dados do fluido de formação e os dados acústicos; e estimar pelo menos uma propriedade de fratura da formação na região de campo próximo e na região de campo distante com base nos dados combinados.

[0065] Modalidade 12. O sistema de qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda um sistema para realizar uma operação de estimulação, a operação de estimulação incluindo um ou mais parâmetros operacionais selecionados com base na pelo menos uma propriedade de fratura.

[0066] Modalidade 13. O sistema de qualquer modalidade anterior, em que os dados acústicos são adquiridos usando imagens de ondas de cisalhamento profundo (DSWI).

[0067] Modalidade 14. O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a pelo menos uma propriedade de fratura inclui uma conectividade entre as uma ou mais fraturas na região de campo distante e o poço.

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17/18 [0068] Modalidade 15. O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a pelo menos uma propriedade de fratura inclui uma característica de uma ou mais fraturas sob tensão crítica em pelo menos uma das regiões de campo distante e região de campo próximo.

[0069] Modalidade 16. O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a propriedade do fluido de formação inclui um valor de permeabilidade derivado dos dados do fluido de formação.

[0070] Modalidade 17. O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a estimativa de pelo menos uma propriedade de fratura inclui estimar uma densidade de fratura na região de campo distante e na região de campo próximo.

[0071] Modalidade 18. O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a propriedade do fluido de formação inclui um valor de permeabilidade derivado dos dados do fluido de formação e uma densidade de fratura na região de campo próximo com base no valor de permeabilidade.

[0072] Modalidade 19. O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a estimativa de pelo menos uma propriedade de fratura inclui determinar se uma ou mais fraturas são orientadas pelo hidrocarboneto.

[0073] Modalidade 20. O sistema de qualquer modalidade anterior, em que a aquisição dos dados do fluido de formação inclui a análise de fluido de poço circulado através do poço durante a perfuração.

[0074] Geralmente, alguns dos ensinamentos neste documento são reduzidos a um algoritmo que é armazenado em mídia de leitura óptica. O algoritmo é implementado por um computador e fornece aos operadores a saída desejada.

[0075] Em apoio aos ensinamentos apresentados neste documento, podem ser utilizadas várias análises e/ou componentes analíticos, incluindo sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes, tais como um processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, links de comunicação (com fio, sem fio, lama pulsada, ópticos ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros desses componentes (tais como resistores, capacitores, indutores e outros) para prover operação e análises do aparelho e dos métodos divulgados neste documento de qualquer uma de várias maneiras bem conhecidas na técnica. Considera-se que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em

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18/18 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. Essas instruções podem prever o funcionamento, controle, coleta e análise de dados do equipamento e outras funções consideradas relevantes por um projetista, proprietário, usuário do sistema ou outra pessoa, além das funções descritas nesta divulgação.

[0076] Embora a invenção tenha sido descrita com referência aos exemplos de modalidades, será compreendido pelos versados na técnica que várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos das mesmas sem se afastar do escopo da invenção. Além disso, muitas modificações serão entendidas pelos versados na técnica para adaptar um instrumento, situação ou material específico aos ensinamentos da invenção sem afastar de seu escopo essencial. Portanto, pretende-se que a invenção não seja limitada à modalidade específica divulgada como o melhor modo contemplado para a realização desta invenção.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método (70) para estimar uma ou mais propriedades de uma formação de terra (16), caracterizado pelo fato de que o método (70) compreende:

adquirir dados de fluido de formação indicativos de uma propriedade qualitativa de um fluido de formação em uma região de campo próximo de uma formação de terra (16) em tomo de um poço (14), a região de campo próximo incluindo uma superfície do poço (14);

adquirir dados acústicos com base em sinais acústicos transmitidos para uma região de campo distante (40) da formação e estimar uma propriedade de uma ou mais fraturas na região de campo distante (40) com base nos dados acústicos;

combinar os dados do fluido de formação e os dados acústicos; e estimar, por um dispositivo de processamento, pelo menos uma propriedade de fratura da formação na região de campo próximo e na região de campo distante (40) com base nos dados combinados.
2. Método (70) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda realizar uma operação de estimulação, a operação de estimulação incluindo um ou mais parâmetros operacionais selecionados com base na pelo menos uma propriedade de fratura.
3. Método (70) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados acústicos são adquiridos usando imagens de ondas de cisalhamento profundo (DSWI).
4. Método (70) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma propriedade de fratura inclui uma conectividade entre as uma ou mais fraturas na região de campo distante (40) e o poço (14).
5. Método (70) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma propriedade de fratura inclui uma característica de uma ou mais fraturas submetidas a tensão crítica em pelo menos uma das regiões de campo distante (40) e região de campo próximo.
6. Método (70) de acordo com. a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a propriedade do fluido de formação inclui um valor de permeabilidade derivado dos dados do fluido de formação;

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7. Método (70) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que estimar pelo menos uma propriedade de fratura inclui estimar uma densidade de fratura na região de campo distante (40) e na região de campo próximo.
8. Método (70) de acordo com. a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a propriedade do fluido de formação inclui um valor de permeabilidade derivado dos dados do fluido de formação e uma densidade de fratura na região de campo próximo com base no valor de permeabilidade.
9. Método (70) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que estimar pelo menos uma propriedade de fratura inclui determinar se uma ou mais fraturas são orientadas por hidrocarbonetos.
10. Método (70) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a aquisição dos dados de fluido de formação inclui a análise de fluido de poço (24) circulado através do poço (14) durante a perfuração.
11. Sistema (10) para estimar uma ou mais propriedades de uma formação de terra (16), caracterizado pelo fato de que o sistema (10) compreende:

pelo menos uma unidade de aquisição configurada para adquirir dados de fluido de formação e dados acústicos, os dados de fluido de formação indicativos de uma propriedade qualitativa de um fluido de formação em uma região de campo próximo de uma formação de terra (16) em torno de um poço (14), o próximo região de campo, incluindo uma superfície do poço (14), os dados acústicos com base em sinais acústicos transmitidos para uma região de campo distante (40) da formação; e um dispositivo de processamento configurado para realizar:

estimativa de uma propriedade de uma ou mais fraturas na região de campo distante (40) com base nos dados acústicos;

combinação dos dados do fluido de formação e os dados acústicos; e estimativa de pelo menos uma propriedade de fratura da formação na região de campo próximo e na região de campo distante (40) com base nos dados combinados.
12. Sistema (10) de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que compreende um sistema (10) para realizar uma operação de estimulação, a operação de estimulação incluindo um ou mais parâmetros operacionais selecionados com base na pelo menos uma propriedade de fratura.

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13. Sistema (10) de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que os dados acústicos são adquiridos usando imagens de ondas de cisalhamento profundo (DSWI).
14. Sistema (10) de acordo com. a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma propriedade de fratura inclui uma conectividade entre as uma ou mais fraturas na região de campo distante (40) e o poço (14).
15. Sistema (10) de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma propriedade de fratura inclui uma característica de uma ou mais fraturas sob a tensão crítica em pelo menos uma das regiões de campo distante (40) e região de campo próximo.