FR2643415A1 - Methode pour la determination de la profondeur d'une zone de fracture hydraulique dans la terre - Google Patents

Abstract

La profondeur d'une zone de fracture hydraulique est déterminée par la détection et l'enregistrement de mouvements sismiques ondulatoires en une série de points espacés les uns des autres en profondeur dans une partie d'un trou foré 10 soumis à la pression de fracture durant une période d'obturation après l'application d'une pression pendant que la zone de fracture est encore instable, et par l'analyse desdits enregistrements de mouvements permettant de séparer et d'éliminer les composantes non attribuables à la fracture des composantes discrètes d'origine sismique attribuables à la fracture pour déterminer un niveau moyen de base des composantes verticale et horizontale et comparer le niveau moyen de base des composantes horizontales du mouvement à la composante verticale du mouvement afin d'obtenir une indication sur la présence ou l'absence de fracture à chacune des profondeurs considérées.

Description

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ARRIERE-PLAN DE L'INVENTION

Domaine de l'invention

La disponibilité économique de pétrole et de gaz à partir de ré-

servoirs géologiques à toujours été et demeure d'une importanceincommen-

surable. La facilité d'accès de tels réservoirs est variable à partir de puits pouvant avoir quelques centaines de pieds et jusqu'à 2 miles

(3 218m.) de profondeur.

Dans le but d'atteindre une récupération plus totale en un temps donné de ce qui est d'ailleurs disponible, une technique de fracture de roche dans des formations souterraines a été utilisee au moins depuis des dates aussi reculées que 1949. On se reportera à ce sujet au Brevet US FARRIS Z 596 843 et aux publications parties 1 et 2 intitulées "Revue des méthodes de fracture hydraulique courante et des technologies de traitement" par RW Veatch junior parrues dans les éditions d'Avril et Mai 1983 du "Journal OF PETROLEUM TECHNOLOGY" aux pages 677 à 687 et 853 a 863. Ces dernières discutent des techniques, des caractéristiques et

des études relatives aux fractures hydrauliques et basées sur des don-

nées relatives à la température, La pression, la radio-activité et l'ac-

coustique. De telles fractures impliquent de pomper du fluide dans un puits à

un niveau choisi et à une pression suffisante pour produire La sépara-

tion de certaines parties de la formation. Il en résulte généralement

une légère fuite de fluide et une réduction du niveau de la pression.

Habituellement la fracture peut être étendue par une introduction conti-

nue de fluide par pompage.

Afin d'accroître la récupération de pétrole ou de gaz une substance granulaire telle que du sable silice est envoyée par pompage dans la fissure pour maintenir lesdites parties séparées lorsque la pression du

fluide diminue.

Comme le traitement de la fracture est orienté vers des niveaux supposés contenir des réservoirs celui-ci est souvent effectué à de tres

grandes profondeurs comme on l'a mentionné ci-dessus.

De tels traitements de fracture impliquent de grandes dépenses

d'épuipement et de pomoage de fluide et doivent par conséquent être pré-

vus oour s'adapter à chaque environnement particulier. Plus particuliè-

rement, dans une zone donnée, il peut y avoir une multitude de puits

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dont les racoorts spaciaux entre eux, et autres, nécessitent une

conception particuLière de la fracture dans chaque cas.

On a déjà fait dans Le passé, de nombreuses tentatives Dour déter-

miner La nature spécifique des formations fracturées par des procédés variés afin de permettre au concepteur de connaître Les résuLtats de différents genres de fractures et d'effectuer des fractures avec des résultats prévisibles. Une fois qu'un traitement de fracture hydraulique a eté effectué, il est important de pouvoir délimiter la localisation effective (profondeur par rapport à la surface) et L'extension verticale (hauteur) de la zone affectée. La fracture effective qui se produit peut

être notablement différente de la fracture prévue. Par exemple des frac-

tures peuvent briser des barrières géologiques natureLLes dont on pou-

vait Denser qu'eLLes retiendraient la fracture. Des fractures peuvent

s'allonger vers Le bas, alors qu'on pensait initialement qu'elles croi-

traient vers Le haut et aux alentours. Dans certains cas aucune prévi-

sion fiabLe ne peut être faite avant traitement.

IL est donc nécessaire de pouvoir confirmer ou délimiter de façon

indépenoante La profondeur et la hauteur de la fracture. De telles don-

nées sont alors utilisées pour: a) évaluer le succès ou l'échec du traitement prévu, b) faire des recommendations au sujet de traitements futurs, c) exploiter avec succès le puits, et d) traiter avec succès le réservoir environnant. De plus, les données, combinées avec d'autres types de données, peuvent être importantes pour prendre des décisions au

sujet ou forage ae nouveaux champs et des exigences légales pour Le fo-

rage dans des champs existants.

La nécessité et la difficulté d'application de traitements appro-

priés de fractures a considérablement augmenté à cause de la nature isolée et inaccessible des formations des fractures et de la recherche de pétrole et de gaz à des profondeurs de plus en plus grandes avec

l'accroissement concomitant des niveaux de la température et de l'abais-

sement de la permeabilité.

Les méthodes de contrôle de fracture utilisées dans Le passé étaient basées sur la détection du débit du fluide, La radioactivité, la temoerature, La pression, y compris Les impulsions de pression, et la résonance ainsi que la détection sismique et accoustique à l'intérieur d'un forage et à la surface du sol adjacent à un forage ou le mouvement d'activités micro-sismiques ou signaux engendrés à partir de sources extérieures de la formation de fracture. De telles méthodes comoortent L'analyse de aonnées au moyen de diverses méthodes et L'utilisation de

modèles informatiques théoriques.

Cependant pour différentes raisons, les méthodes passées de contrô-

le et d'analyse n'ont pas été fiables et ont conduit à des pertes de potentiel productif et à une utilisation coûteuse des resources des fractures. Parmi les raisons de la non fiabilité des méthodes passées,

il faut citer la migration du fluide du forage du puits hors de la ré-

gion en cours de détection d'o il résulte des données incorrectes rela-

tives aux prooriétés dudit fluide. D'autres méthodes ont supposé L'exis-

tence d'une simole fracture plane ce qui est contraire à la réalité.

Différentes méthodes étaient basées sur de fausses hypothèses dans l'a-

nalyse des données enregistrées et ont donc échoué dans l'obtention de résultats valables. Il y avait donc incontestablement un besoin non

satisfait pour une méthode fiable de contrôle et d'analyse des fractu-

res.

Description de l'art antérieur connu.

Pour illustrer la description des brevets et des publications rela-

tifs a l'art antérieur connu, on peut citer les textes suivants: Les brevets US délivrés à Mihram eta. sous le N 2 951 535 à Lebourg sous le N 3 306 102, à Wyllie sous le N 3 332 483 et à Dogget

et a. sous le N 3 402 769, révèlent l'utilisation de substances radio-

actives dans des fluides de fracture, substances qui sont détectées et bloquées dans le trou de sonde en vue de fournir une indication sur la

localisation d'une fracture.

Le brevet US délivré à Walker sous le N 3 205 941 révèle un outil

logé dans le forage du puits qui engendre et reçoit des signaux accous-

tiques par réflexion et réfraction sur des discontinuités, y compris des fractures.

Le brevet US 4 057 780 délivre à Shuck révèle un procédé de déto-

nation d'explosifs liquides dans les fractures et le contrôle des émis-

sions obtenues à l'aide de détecteurs accoustiques disposes à interval-

les au-dessus du forage du puits pour déterminer la configuration et

l'orientation des fractures.

Le brevet US 3 356 177 délivré à Loren révèle un procédé de trans-

mission d'impulsions accoustiques dans un puits de façon à enregistrer une interférence et des anomalies dans les ondes accoustiques en vue

d'indiouer l'existence d'une fracture de la paroi du puits.

Les brevets US 4 310 346 à MacDonald et 4 328 567 à Dodge sont

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d'autres illustrations de brevets révélant Le blocage accoustique d'un

trou ce sonde dans un puits.

Le brevet US 3 427 652 à Seay révèle un procédé d'apDlication d'un fluiae sous pression oscillante à l'intérieur d'une zone d'un puits soumis à fractures et, à la suite à l'application d'une telle pression, la mesure de la fréquence de résonance de l'oscillation fluide et la

repétition de cette procédure en vue d'obtenir des informations relati-

ves a ladite fracture.

Le brevet US 4 458 245 à Crosnier et a révèle un mécanisme de son-

de destiné à envoyer des impulsions de fluide et à détecter les pres-

sions et les résonances dans une section isoLée du forage d'un puits en

vue de déterminer les caractéristiques de La fracture.

Le Drevet US 3 586 105 déLivré à Johnson révèle l'application d'im-

pulsions de oression dans un puits donné et la détection et L'analyse de variations ce pression dans des puits adjacents en vue de déterminer

l'orientation verticale de la fracture ainsi due d'autres caractéris-

t4cues.

Le brevet US 4 749 038 délivré à Shelley révèle un procédé de pom-

zage de fluide dans un puits pour enfermer ensuite le fluide dans le cuits et contrôier la pression dans Le puits afin de déterminer le temps nécessaire pour au'il se produise une variation prédéterminee de la

pression en vue de concevoir un traitement de la fracture.

Le brevet US 4 432 078 délivré à SiLverman révèle un procédé de génération d'impulsions de pression à La partie inférieure d'un puits et de détection de ces imoulsions en des points espacés autour du sommet du

puits en surface en vue de déterminer l'azimut d'une fracture.

Le brevet US 3 739 871 délivré à Bailey révèle l'application d'une pression dans un puits pour provoquer une fracture et la détection et L'enregistrement du temos d'arrivée des ondes sismiques à la surface de

la terre en des endroits espacés autour du forage du puits.

Le brevet US 4 280 200 délivré à Silverman révèle un procédé de création d'une onde sismique à La surface et au dessus de la position suopposée de fracture et la détection de cette onde sismique réfléchie vers le haut audessus de La fracture ou à proximité d'elle en chacun d'une série de détecteurs sismiques. Le brevet US 4 524 434 délivré à

Silverman est de même nature générale.

Le brevet US 4 420 975 délivré à Nagel et a. révèle un procédé consistant a injecter un fluide dans un forage de puits qui envahit les

formations de la terre, et à mesurer ou bloquer en des instants diffé-

rents dans le temps une caractéristique dudit fluide telle que la résis-

tivité ou le temps d'affaiblissement de neutrons thermiques. -

Le brevet US 4 442 895 délivré à Lagus et a révèle l'application d'une pression fluide à l'intérieur d'une région isolée d'un trou de sonde isolé par des bourrages et le contrôle simultané des pressions et du débit dans la région traitée et dans les régions adjacentes en vue de

déterminer les caractéristiques de la fracture.

Le brevet US 4 109 717 délivré à Cooke révèle l'utilisation d'une

sonde rotative de température dans un puits dans le but de pouvoir dé-

tecter le liquide relativement froid situé dans une fracture en vue de

déterminer l'orientation d'une telle fracture.

L'analyse de la décroissance de la pression qui suit la réalisation de la fracture et pendant que le puits est encore fermé, dans le but de déterminer le volume de fluide de fracture nécessaire pour étendre une

fracture, est décrite dans le brevet US 4 398 4156 délivré à Nolte.

Le brevet US 4 440 020 délivré à Boutemy et a. révèle la réali-

sation d'un certain nombre de tronçons de puits à des intervalles de profondeur égaux destinés à trouver des compatibilités entre lesdits

tronçons en vue de fournir une indication sur la formation géologique.

Le brevet US 4 638 254 délivré à Uhri révèle l'analyse de données obtenues à partir de tronçons d'orientation dans lesquelles les vecteurs unitaires sont utilisés pour produire un vecteur résultant indiquant

l'orientation de la formation étudiée.

La publication de 1986 SP E 15 216 intitulée "Contribution à la méthode micro-sismique pour l'estimation de l'azimut d'une fracture hydraulique (SorrelLs et Mulcahy)révèle le contrôle, à partir d'un puits voisin, par des détecteurs sismiques, des jauges de pression des sondes de température et des détecteurs acoustiques destinés à détecter des variations de pressions à haute fréquence, en vue de déterminer l'azimut

d'une fracture hydraulique.

Avant de faire la présente invention, je connaissais l'emploi com-

mercial fait d'une sonde pour détecter le mouvement dans un puits immé-

diatement apres une phase de pressurisation d'un fluide dans le but de déterminer l'azimut ou la direction de la fracture hydraulique. Ceci était effectué à plusieurs niveaux dans le but de réduire la possibilité d'erreur dûe à l'effet de déploiement de la sonde. Cependant le nombre de ces niveaux n'était pas en rapport avec la hauteur de la fracture et n'était pas non plus effectué pour déterminer celle-ci et était, en

fait, insuffisant pour atteindre un tel objectif.

En outre, en 1986, j'ai participé à une recherche expérimentale Pour déterminer les dimensions générales d'une fracture. hydraulique en détectant dans un forage de puits une source artificielLe d'énergie onoulatoire utilisée à La surface de la terre, telLe qu'un dispositif mécanique à balayage d'une bande de fréquence contr8lée, une chute d'un poids, un exclosif ou un fusil terrestre à air. Le détecteur de sonde était utilisé à différentes profondeurs et ses données furent analysées

par moi au point de vue de la-résonance et en vue de comparer les compo-

santes horizontales combinées à la composante verticale du mouvement

dans une tentative d'indication relative aux dimensions de la fracture.

Ceci fut un échec.

Je connais des brevets antérieurs tel que le-brevet US 1 909 905

délivre à McColLum le 16 Mai 1933 qui décrit l'utilisation d'un détec-

teur sismique dans un forage de cuits en une pluralité de positions dans le but d'analyser Le temps de transit de l'énergie directe et réfléchie émise par une charge explosive mise à feu ou la chute d'un poids à la surface de La terre. Ceci a pour but l'identification et la délimitation des structures géologiques pré-existantes alors que la présente invention concerne la détermination des dimensions d'une fracture

hydraulique créée de main d'homme.

SOMMAIRE DE LA PRESENTE INVENTION.

Un objet de la présente invention est de fournir un procédé pour la

détermination économiQue de la hauteur et de la profondeur d'une fractu-

re hydrauiique.

Un autre objet de la présente invention est de fournir une méthode

pour la déterminaticn de la hauteur et de la profondeur de fractures hy-

drauliques, y compris à des profondeurs de 2 miles (3 218m.) ou plus, basée sur des données de contrale sismique passif in-situ (traitement induit). Un autre objet de la présente invention est de fournir une méthode pour la détermination de la hauteur et de la profondeur de fractures hydraulicues à l'aide de données de contrôle de traitements sismiques induits obtenues directement à partir du puits traité, sans avoir besoin

de données observés à partir d'un autre puits.

Un autre objet de la présente invention est encore de fournir une méthode pour la détermination de La hauteur et de la profondeur des fractures hydrauliaues à L'aide des données de contrôle de traitements

sismiques induits à partir du puits traité dans un cadre de temps pou-

vant être choisi à volonté par l'opérateur, soit immédiatement à La suite du traitement, soit plus tard, dans le but d'éviter des dépenses inutiles. Un autre objet de la présente invention est encore de fournir une

méthode pour la détermination de la hauteur et de la profondeur de frac-

tures hydrauliques à l'aide de données de contrôle de traitements sismi-

ques passifs obtenues uniquement à partir de techniques de fracture con-

ventionnelles et n'utilisant que des équipements et. des technologies standard pour l'acquisition des données, dans laquelle les données sont enregistrées dans une sLation choisie d'acquisition de données située en surface. Pour la réalisation de la présente invention, on utilise une sonde

qui possède un détecteur de mouvement à trois composantes qui est ap-

puyee contre la paroi du puits afin de créer un couplage entre ledit

détecteur et La structure entourant le puits. La sonde est éLectrique-

ment et mécaniquement raccordée à une station d'acquisition de données située en surface. Des données relatives à un mouvement ondulatoire sont

de oréférence détectées et enregistrées en une série de points dépas-

sant l'extension verticale supposée de la fracture hydraulique avant le

traitement de Ladite'fracture afin d'obtenir une ligne de base corres-

pondant à l'état non fracturé. Après la fin du pompage de fracture, le puits est obturé et des données sont enregistrées aux mêmes points que

précédemment durant une certaine période d'instabilité.

Les données sont ensuite analysées en vue d'identifier et de sépa-

rer les mouvements discrets et d'établir un paramètre issu du rapport simcle entre Les composantes horizontales combinées et la composante

verticale de l'onde de base induite du mouvement.à chaque profondeur en-

registrée. De tels rapports fournissent à chaque profondeur considérée une indication sur la présence ou sur l'absence de fracture et donnent

ainsi une indication sur l'extension verticale de ladite fracture.

Salon la présente invention, on révèle une méthode pour la déter-

mination de la profondeur d'une zone de fracture hydraulique à proximi-

té d'un forage de puits à la suite de L'application d'une Dression hy-

draulique dans le forage d'un puits pour provoquer la fracture de l'en-

vironnement géologique autour du forage ou à la suite de l'apDlication

d'une pression hydraulique dans un puits antérieurement fracturé hydrau-

liquement, méthode qui comporte les étapes suivantes: a) pendant que le forage du puits se trouve maintenu sous pression on Dositionne un détecteur de mouvement en des points du forage espacés

en profondeur durant un certain temos à la suite de L'arrêt de L'aDpli-

cation de la pression hydraulique, lesdits points s'étendant vertica-

lement en Drofondeur au moins au-deLà de L'une des limites verticales de la zone de L'extension verticale supposée de La fracture; b) La détection et l'enregistrement du mouvement sismique à chaque Drofondeur durant une certaine période, ledit mouvement ondulatoire

étant une combinaison d'un niveau de base d'avant la pressurisation aug-

mente de La pression induite, avec deux composantes horizontales et une composante verticale et ayant des composantes de mouvement provenant de sources non attribuables à l'acte de fracture, c) L'analyse de tels enregistrements de mouvements à chacune des profonoeurs, comportant: L'élimination des comoosantes du mouvement non attribuables a l'acte de fracture, la détermination du niveau moyen de base du mouvement pour

les deux comoosantes horizontales combinées et pour la composante verti-

caLe du mouvement, telles qu'elles sont mesurées par le détecteur de mouvement, 30 et La comDaraison des niveaux moyens de base du mouvement

entre les composantes horizontales combinées du mouvement et la compo-

sante verticale du mouvement, le rapport de la composante horizontale à la composante verticale fournissant une indication sur la présence ou

l'absence de fracture à la profondeur consiadérée.

Le dessin annexé, donné à titre d'exemole, permettra de mieux com-

prencre l'invention, Les caractéristiques qu'elle présente et-les avan-

tages qu'eLLe est susceptible de procurer: La figure 1 est une représentation schématique d'ensemble d'un forage de cuits et de l'équipement utilisé pour l'application de la

présente métnode.

La figure 2 est une section schématique horizontale à travers un

puits dans une zone de fracture typique.

La figure 3 est un tracé de la pression du fluide en fonction du

temps durant un traitement de fracture et immédiatement après celui-ci.

Les figures 4 et 4suite sont un diagramme d'ensemble indiquant les

étaDes de l'acquisition des données et de leur analyse.

La figure 5 est un tracé analogique de données relevé durant un segment de temps choisi à une profondeur sélectionnée située en partie haute. La figure 6 est un trace analogique de données relevé durant un

autre segment de temps à la même profondeur que la figure 5 et en utili-

sant une autre échelle des amplitudes.

Les figures 7 et 8 sont des données relevées de manière similaire à

celles des fig. 5 et 6 mais-à une profondeur plus basse.

Les figures 9 et 10 sont des tracés des valeurs de racines quadra-

tiques moyennes (RMS) des données relevées durant un segment de 2 minu-

tes en utilisant des fenêtres de temps de 0,1 seconde, aux profondeurs

situées en partie haute et basse correspondant aux relevés ci-dessus.

Les figures 11 et 12 sont des tracés du spectre énergétique du mouvement total relatif aux données durant le segment de 2 minutes aux

profondeurs situées en parties haute et basse.

Les figures 13 et 14 sont des tracés du spectre du rapport du mou-

vement horizontal au mouvement vertical (H/Z) en fonction de la fréquen-

ce aux niveaux supérieur et inférieur précédents.

Les figures 15 et 16 sont des tracés similaires aux tracés des figures 9 et 10 dans lesquels les données relatives à des fréquences inférieures à un niveau prédéterminé (75hertz) ont été supprimées par

filtrage.

Les figures 17 et 18 sont des tracés similaires aux tracés des figures 15 et 16 dans lesquels les données relatives à une amplitude choisie ont été supprimées en utilisant un filtre de distribution de

l'amolitude (ADF).

Les figures 19 et 20 sont des tracés de H/Z pour chaque valeur RMS

du mouvement total restant tel qu'indiqué sur les figures 17 et 18.

Les figures 21a, 21b, 21c sont des graphiques de H/Z moyen à chaque profondeur enregistrée, respectivement avant et après une mini fracture

et une fracture massive.

DESCRIPTION DE LA FORME DE REALISATION PREFEREE

En se reportant d'avantage aux dessins et plus particulièrement à la figure 1, on a représenté un puits ayant pour paroi un tube 10 et s'étendant vers le bas à travers une zone de fracture 11. Bien que la présente invention puisse être applicable dans le cas d'un puits sans tube, on considère qu'une paroi est habituellement existante. Le puits peut avoir une profondeur quelconque, la présente invention n'étant pas

limitée par ce facteur mais elle est par ailleurs applicable à des pro-

fondeurs de 2 miless (3 218m.) ou davantage, par exemoLe. Par ailleurs, alors aue les puits sont conventionnellement verticaux, la présente invention n'est pas Limitée à l'application à des puits verticaux. Ainsi les termes "verticale" et "horizontale" sont utilisés dans Leurs sens le plus large en référence au puits. Un dispositif à sonde 13 de structure conventionnelle possédant un détecteur de mouvement à trois composantes (deux composantes selon des axes horizontaux et une composante selon un axe vertical) est introduit dans le puits au moyen d'un cable 14 qui comporte à la fois une liaison

mecanique Dour faire monter et descendre la sonde et une liaison éLec-

trique pour transmettre des ordres à la sonde et transmettre des infor-

mations en provenance de la sonde. Le câble 14 passe sur des poulies aopropriees pour rejoindre un camion câblier 15 relié électriquement par une Liaison 16 à un camion d'acquisition des données 17 dans Lequel est

disposé un appareillage d'enregistrement des données 18.

Un conduit pour fluide est raccordé par des moyens appropriés au sommet du puits et à des pompes non représentées dans Le but de pouvoir injecter par pomoage un fluide approprié dans le puits à partir d'une

source non reorésentée.

En pratique, la sonde est descendue dans le puits jusqu'à des posi-

tions ou postes 22 prédéterminés dans le puits et posséde des disposi-

tifs cour être appuyée contre La paroi du puits en vue d'être en mesure de détecter le mouvement de ladite paroi du puits. La sonde détecte

également le mouvement du fluide lui-même qui est en contact avec elle.

En pratique, les ingénieurs qui travaillent avec les renseignements

disoonibles et selon les instructions reçues, arrivent à une détermina-

tion au niveau global auquel la fracture devra être faite et du choix

d'utilisation entre un traitement de mini-fracture ou de fracture massi-

ve. De tels traitements sont bien connus dans l'état de l'art et sont

décrits par les brevets et la littérature cités ci-avant.

L'acquisition des données à la profondeur de la zone de la fracture

envisagée commence de préférence avant le traitement de fracture.

Durant cette phase précédent le traitement, les données relatives à des mouvements ondulatoires sont enregistrées en une série de positions ou oostes décassant l'étendue verticale anticipée ou prévue de la fracture hydraulique. En chaque poste 22, le mouvement ondulatoire est enregistre avant le traitement pour déterminer une ligne de référence ou de base correspondant à l'état non fracturé. Selon divers facteurs, teLs

qu'en particulier l'étendue verticale anticipée de la fracture, ces pos-

tes seront situés à environ 3 à 30m. l'un de l'autre et seront approxi-

mativement au nombre de 15 ou 20. Cette procédure précédant le traite-

ment n'a pas pour but de déterminer des données relatives à. la fracture,

mais son objectif est de faire une comoaraison avec les données de frac-

ture qui seront obtenues par la suite pour confirmer le fonctionnement

correct de la sonde et de l'acquision des données.

Apres l'enregistrement des données relatives à l'état précédant le traitement, la sonde est, soit descendue à une profondeur située en dessous du niveau objectif du traitement, soit complètement enlevée du puits. La sonde est abaissée afin de ne pas gêner le traitement et de

permettre si nécessaire l'enregistrement de données ultérieures immédia-

tes, soit en cas de problèmes -durant le traitement lui-même, soit durant la phase d'obturation immédiatement après la fin du traitement. Le terme "phase d'obturation" concerne la phase de la procédure o l'injection de fluide par pompage est arrêtée et/o le sommet du puits est bouché ou

scellé sans aucun écoulement en surface de tout fluide injecté.

Il en résulte que des pressions élevées sont maintenues dans le puits et dans la zone fracturée, pressions qui décroissent lentement au

fur et à mesure que le fluide de traitement diffuse à travers les for-

mations.

Le brevet US 4 398 416 déLivré à Nolte cité ci-avant décrit ce processus

de décroissance de la' pression.

* Si les données ultérieures ne doivent être enregistrées que quelque temps après qu'un traitement aura été achevé alors la sonde peut être

enlevée et redéployée à ce moment ultérieur seulement.

En aucun cas, des données relatives à un quelconque mouvement ondu-

latoire ne sont enregistrés durant la procédure de traitement elle-mêmepuisque les activités en surface relatives audit traitement créent des

mouvements ondulatoires aberrants. CeDendant, des données sont enregis-

trées durant une phase d'obturation comme il est décrit ci-dessus pen-

dant qu'il y a une certaine instabilité dans la formation dûe au traite-

ment qui a précéde.

Ce traitement peut être soit un premier traitement pour provoquer une fracture, soit un traitement ultérieur pour agrandir une fracture

antérieure existante.

Au cours de la préoaration ultérieure du traitement de fracture, les Darois du puits sont perforées dans la zone prévue du traitement au moyen de procédés bien connus dans l'art considéré. A tout instant souhaité par la suite, un fluide sélectionné de nature et en quantité

aporoDriées, est introduit par pompage dans le puits à un débit appro-

prié pour créer une fracture ou agrandir une fracture pré-existante. On oense au'a des profondeurs situées au-delà de 3 048 à 6 096m., la pluDart des fractures sont orientées verticalement (voir partie I de "Revue des technologies courantes relatives à la conception et au trai-

tement des fractures hydraulique" page 684, cite ci-dessus en référen-

ce). La coupe de la figure 2 illustre ce que pourrait être une configu-

ration typique avec un pLan principal et des dérivations par rapport à

l'orientation de la contrainte.

Durant le traitement de fracture, on augmente la pression jusqu'à

atteindre la Dression de rupture de la roche.

La figure 3 représente une courbe typique de la pression en fonc-

tion du temps. Le point de pression de rupture correspond à la pres-

sion Dour laQuelle la fracture se produit, La pression tombant immédia-

tement à une valeur plus basse de pression de pompage. Lorsque le pom-

page a cessé et Que Le puits est scellé, ce oui est indiqué sous la courbe par Le point d'arrêt (shut-off point) alors la pression décroît progressivement après une chute initiale le long d'un plateau désigné

comme étant la pression instantanée d'obturation.

Durant une telle décroissance progressive, il existe une période d'instabilité durant laauelle des données provenant des différents

postes 22 sont enregistrées. On pense que la fracture se referme lente-

ment au fur-et-a-mesure que du fluide s'infiltre dans la formation.

Durant ce temDs la sonde mesure le mouvement de la paroi et le mouvement du fluide à l'intérieur du puits traité. Le mouvement de la paroi du tube résulte du mouvement du sol entourant cette paroi et du mouvement du fluide à l'extérieur de cette paroi ainsi que du mouvement du fluide

interne au tube. A chacun des postes 22, le temps typique d'enregis-

trement des oonnées est approximativement de 3 à 5 minutes.

La figure 5 représente un échantillon d'un enregistrement typique de données durant un bref intervalle de temps sur l'un des postes. Ainsi Les lignes désignees par "horizontale 1" et "horizontale 2" représentent les mouvements dans la direction des deux axes hcrizontaux et la ligne désignee par "verticale" représente le mouvement dans la direction de L'axe vertical. Ce sont les données de la figure 5 qui sont analysées

dans le cadre de La présente invention.

Les composantes des données enregistrées.

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Les données relatives au mouvement enregistrées dans le puits traité comportent trois parties. Tout d'abord il existe le bruit ou mouvement relatif à des sources non attribuables au traitement de la

fracture ou à sa pressurisation ultérieure ou non affecté par ceux-ci.

En second lieu iL y a Les signaux discrets ou arrivées d'énergie provoqués par le traitement ou la pressurisation eux-mêmes. En troisième lieu il existe le mouvement continu de base qui est dû au traitement ou à la pressurisation mais qui ne peut pas être identifié comme étant un signal

ou une arrivée spécifique.

Ce mouvement de base est représenté par le niveau de l'augmentation

ou de l'accroissement du mouvement comparé au niveau du mouvement précé-

dant le traitement ou la pressurisation et dont la quantification cons-

titue La base de la détermination finale ci-après.

Description de la méthode d'analyse.

La méthode d'analyse utilisée içi pour déterminer la profondeur et La hauteur de La fracture comporte cino oarties essentielles. Tout d'abord il y a l'identification et la suppression catégorique de la plus grande partie possible de bruitsincorporésdans les données relevées. En

second lieu il y a la suppression des signaux discrets identifiables.

L'ordre dans Lequel ces étapes sont effectuées n'est pas important; cependant elles doivent être effectuées avant que l'analyse ultérieure

du mouvement continu de base puisse être réalisé.

La troisième étape consiste à diviser les données résiduelles du

mouvement (mouvement continu de base) en ces deux composantes direction-

nelles principales à savoir la composante horizontale et la composante verticale. (Si on a utilisé dans un puits vertical une sonde à trois

composantes qui enregistre deux composantes horizontales et une compo-

sante verticale du mouvement la composante horizontale dont il est ques-

tion içi est la somme vectorielle des deux composantes horizontales en-

registrées du mouvement enregistré).

En quatrième lieu il y a le calcul d'un paramètre dans chacune des profondeurs qui spécifie la prédominance de L'une de ces composantes

principales du mouvement sur l'autre composante. Le paramètre prédomi-

nant qui a été trouvé utile à cet égard est le rapport moyen du RMS (Root Mean Square = racine quadratique moyenne) (à expliquer) de la composante du mouvement horizontal par rapport au RMS de la composante

du mouvement vertical désigné par la suite par-H/Z.

La cinquième et dernière étape consiste à comparer les H/Z en pro-

venance de chacune des profondeurs enregistrées. La base de cette compa-

raison est la classification des H/Z en deux groupes: (1) H plus grand que Z et (2) H plus petit que Z. Sur la base de cette classification de H la ligne des positions d'enregistrement se subdivise intrinsequement en deux groupes contigus correspondants chacun à un type. La position de ces groupes à l'intérieur du puits délimite la profondeur et La hauteur de La zone de fracture. Le groupe des profondeurs enregistrées pour

lesquels H est plus grand que Z est à l'intérieur de la zone fracturée.

Le grouDe des profondeurs enregistrées pour lesquels H est plus petit

que Z est à l'extérieur de la zone fracturée.

Exemole d'enregistrement et d'analyse des données.

La figure 4 reDrésente un diagramme d'ensemble des étapes réalisées

pour accomplir l'analyse des données.

Un exemple illustrant La méthode d'analyse des données est repro-

duit ci-après. Cet exemple indique les méthodes et procédés spécifiques

selon Lesquels les cinq étapes générales décrites ci-dessus sont réali-

sées ici. Les valeurs choisies Dour les différents paramètres et l'uti-

Lisation ou non de différents filtres ( à expliquer) pour traiter ces données sont dictées à la fois par l'expérience antérieure acquise et les caractéristiques particulières de ces données. Ces paramètres et ces filtres Peuvent changer pour d'autre jeux de données; cependant les

procédures demeurent les mêmes.

Description des données à enregistrer.

Les données utilisées dans cet exemDle à l'exception des données représentées sur la fig. 21 sont un sous-ensemble d'un jeu complet de données enregistrées sur un puits qui est un site expérimental. Ces

données ont été enregistrées à deux profondeurs d'enregistrement diffé-

rentes soit à 2 883m. et 3 020m. en dessous de la surface. Les deux jeux

de données ont été enregistrés à des instants différents durant le blo-

cage suivant la mini fracture (c'est-à-dire à l'instant qui suit immé-

diatement l'arrêt du pompage de traitement, lorsque le puits est mainte-

nu sous haute pression). Les données à la profondeur de 3 020m. ont été

enregistrées approximativement une heure durant la période de blocage.

Les données à 2 883m. ont été enregistrées plus de deux heures durant le blocage. Les données relatives à ces profondeurs ont été choisies pour cette illustration car elles sont caractéristiques de la modification de

la direction prédominante du mouvement, puisque la profondeur de 2 883m.

se trouvait au dessus de La zone de fracture et la profondeur de 3 020m.

se trouvait à l'intérieur de cette zone de fracture. Les données utilisées dans cet exemple ont été enregistrées durant

environ 5 minutes de détection du mouvement à chacune des profondeurs.

Ces données ont été enregistrées digitalement à la surface à partir d'une transmission en continu d'un enregistrement analogique des trois composantes octogonales du mouvement de la sonde d'enregistrement, à savoir deux composantes horizontales et une composante verticale. La transformation digitale a été réalisée en surface à la vitesse de 2 000 prélèvements d'échantillons par seconde et par composante. Ces trois

combosantes du mouvement représentent donc une description complète du

mouvement de la sonde à l'intérieur du puits traité pour des fréquences

inférieures à 1 000 hertz. Les détecteurs de données utilisés à l'inté-

rieur de la sonde sont des géophones qui enregistrent la distance par

unité de temps ou vitesse et par conséquent les données sont représen-

tées en unités de vitesse, plus particulièrement en nanomètres par

seconde (nH/Sec) (un nanomètre = 10 9metre).

Sélection des segments de temps du mouvement de base.

Les figures 5 à 8 représentent des exemples analogiques de segments

de 0,8 seconde extraits des trois composantes digitales de 5 minutes en-

registrées, les deux composantes horizontales et la composante verticale du mouvement enregistrées en fonction du temps. Les échelles d'amplitude

(axes Y) et de temos (axes X) sont indiquées sur chaque figure.

Notez que l'échelle des amplitudes de chaque composante sur une

même figure reste la même mais que les échelles d'amplitude des diffé-

rentes figures ne sont pas les mêmes; l'échelle de temps est la même

sur toutes les figures. De telles échelles ont été choisies pour facili-

ter les comparaisons et la présentation visuelle.

Les figures 5 et 7 montrent des exemples de signaux prédominants

identifiables, signaux discrets. Les figures 6 et 8 montrent des exem-

ples de mouvements de base prédominants. Une comparaison des figures 5 et 7 respectivement aux figures 6 et 8 montre que les signaux discrets

sont faciles à distinguer du mouvement de base. A l'intérieur des don-

nées les signaux discrets ont des impulsions de départ et leur valeur peut être en amplitude de 10 à 104 fois plus grande que le mouvement de base. Bien aue cela ne soit pas montré sur ces figures, Le mouvement ce base créée Dar La pressurisation est typiquement de 10 à 102 plus

grano que le bruit antérieur au traitement.

CaLcul et tracé du RMS total.

Dans Le but de comprimer l'énorme quantité de données enregistrées en un volume utilisable pour une analyse ultérieure le mouvement RMS (root-meansauare = racine quadratique moyenne) total en fonction du

temps d'enregistrement est calculé pour chaque profondeur d'enregistre-

ment. Le mouvement total est la somme vectorielle des trois composantes enregistrées du mouvement. Le RMS du mouvement total est obtenu (1) en additionnant les carrés des points individuels (données digitales) à l'intérieur d'un espace spécifique de temps ou fenêtre, (2) en divisant le total par le nombre de points de données constituant cette somme et,

(3> en prenant la racine carrée de cette valeur. Le nombre qui en résul-

te est retenu et cette opération est effectuée sur les données de la fenêtre ae temos adjacente. Ceci est répété de la même manière jusqu'à

ce aue Le jeu comolet de données soit traite. Du fait de la nature répé-

titive de ces calculs, le mouvement total et les valeurs RMS correspon-

dantes sont calcuLées par un programme d'ordinateur. Le calcul du RMS constitue une méthode mathématique standard. La méthode du RMS est l'une des nombreuses méthodes de compression des données possibles et est

utilisée içi pour sa commodité.

Dans cet exemDLe le calcul du RMS a utilisé une fenêtre de temps de 0,1 seconde ou, de façon équivalente, 200 données de points adjacents

pour calculer une valeur de RMS. Ceci signifie que pour 5 minutes d'en-

registrement des données 3 000 valeurs de RMS du mouvement total ont été

calculées à partir de 1 800 000 valeurs de données enregistrées.

(1 800 000 = 2 000 prélèvements par secondes X par 60 secondes par minute X 5 minutes d'enregistrement des données du mouvement X par 3

composantes d'enregistrement de données du mouvement).

Les deux premières minutes du mouvement RMS total en fonction du temps pour les profondeurs d'enregistrement de 2 883m. et 3 020m. sont representées sur les figures 9 et 10 respectivement. A cause des grandes variations d'amplitudes des valeurs RMS, les axes en Y des figures 9 et et les valeurs RMS correspondantes sont portées sur uné échelle de décibels (dB). (1 décibel est içi égal à 10 fois de logarithme vulgaire, (c'est-à-dire de base 10) du carré de la valeur RMS. Notez sur les figures 9 et 10 que le niveau de bruit couvre sensiblement une bande de dB. Par commodité, dans les relevés de RMS ultérieurs, seules les deux premières minutes des 5 minutes d'enregistrement de données d'origine

ont été représentées.

Ceci n'occasionne aucune perte puisque les deux minutes de données

sont représentatives de tout point pris en considération.

Les "pointes" des figures 9 et 10 représentent des signaux indivi-

duels, les pointes les plus grandes correspondant à des signaux de plus grande amplitude. Les figures 9 et 10 illustrent des périodes durant lesquelles des signaux discrets forts sont arrivés et des périodes durant lesquelles uniquement des signaux faibles ou pas de signaux du tout sont arrivés. En négligeant les fortes pointes de ces figures on peut approximativement définir un niveau de base. Le niveau de la ligne de base de ces relevés définit le niveau RMS de base par rappport auquel

les signaux croissent et décroissent.

Sur les figures 9 et 10 on peut voir des périodes ou segments de temos durant lesquels seuls de faibles signaux ou pas de signaux du tout

sont arrivés. Inversement les segments de temps des données qui contien-

nent des signaux discrets peuvent être supprimés. Les données enregis-

trées durant les périodes de la plus faible activité (c'est-à-dire avec le moins de signaux discrets) furent alors utilisés comme on le décrira ci-après pour calculer le contenu en fréquences de la combinaison entre le mouvement de base et le bruit dans le but d'identifier les fréquences

qui ont du bruit.

Calcul et tracé du spectre de puissance.

Le contenu en fréquences de la combinaison des données relatives à la base et au bruit a été trouvé en réalisant une transformation de Fourier des données enregistrées du mouvement durant de telles périodes

d'activité les plus réduites. A partir de cette transformation on a cal-

cule un spectre de puissance des données. Cette procédure est réalisée par un programme d'ordinateur. Elle est réalisée sur les données totales

d'origine du mouvement et non pas sur les données RMS et sur les compo-

santes individuelles horizontale et verticale du mouvement total. Le spectre de puissance complet du mouvement horizontal est alors trouvé par addition vectorielle des spectres individuels de puissance des deux

2643 4 15

composantes norizontales du mouvement.

(Nota: dans la suite du texte relatif à cet exemple le terme "horizon-

tal" concerne la somme compléte ou vectorielle des deux comoosantes norizontaLes enregistrées du mouvement désignées en abrégé par la lettre "H". De même La composante verticale du mouvement sera désignée en abré-

gé ci-apres par la lettre "Z").

Les figures 11 et 12 représentent Le spectre de puissance totale du

mouvement respectivement aux profondeurs de 2 883m. et 3 020m.. Les fi-

gures 13 et 14 représentent le rapport du spectre, ou rapport spectral, du mouvement horizontal (H) au mouvement vertical (Z) respectivement aux profondeurs de 2 883m. et 3 020m.. Les figures 13 et 14 ont été obtenues en divisant Les valeurs spécifiques du spectre de puissance du mouvement

horizontal par les valeurs correspondantes du spectre vertical.

Détermination et tracé des données de la bande passante.

Les figures 11 a 14 ont été utiLisées pour déterminer queLLes étaient les fréquences fortement contaminées par le bruit et qui

oevaient par conséquent être supprimées ou filtrées. Sur La base d'ex-

Dériences antérieures et de ces figures il fut décidé à cet effet que

les fréquences inférieures à 75 hertz (Hz) étaient sévèrement contami-

nées par le bruit et devaient être supprimées avant tout traitement ul-

térieur des données. En d'autres termes les fréquences inférieures à

Hertz devaient être supprimées par filtrage dans les données enregis-

trées à l'origine. Seules les données ayant des fréquences supérieures à

Hertz oevaient être utilisées dans la suite du traitement des don-

nees. En se reportant à la case 6 de La figure 4, cette opération re-

présente le "filtrage de la bande passante", les données d'origine du mouvement utilisant un filtre passe haut réglé sur 75 Hertz. Le même f4ltre de bande passante a été utilisé oour enregistrer les données.à

chacune des profondeurs.

Calcul et tracé des RMS de la bande passante du mouvement total.

On a calcuLé un autre jeu de valeurs RMS relatives au mouvement total comportant le mouvement horizontal et le mouvement vertical en n'utilisant Que les données filtrées en passe haut. Les figures 15 et 16 représentent les valeurs RMS du mouvement total de La bande passante filtrée en fonction du temps, respectivement pour des profondeurs de

2643415-

2 883m. et 3 020m.

Détermination du filtre de distribution de l'amplitude (ADF).

L'étape suivante du processus consiste à déterminer un niveau RMS du mouvement global de base qui n'est pas influencé par le bruit et les

incidents discrets éventuels. L'étape précédente a supprimé les compo-

santes prédominantes du bruit. L'influence des signaux discrets est supprimée par l'utilisation d'un filtre de distributiQn de l'amplitude ou ADF. Un filtre ADF est un filtre conçu pour identifier et supprimer

les "pointes" de l'ensemble des données RMS du mouvement total. La moti-

vation pour la création d'un tel filtre se trouve dans la détermination non faussée d'un niveau RMS d'amolitude de la base maintenant que la

contribution prédominante du bruit a été supprimée. Du fait que l'impor-

tance des pointes dans les données enregistrées dans chaque profondeur

est différente, on construit un ADF adapté à chacune des profondeurs.

L'ADF d'une profondeur enregistrée particulière est calculé par

ordinateur en déterminant les valeurs les plus fortes et les plus fai-

bLes des RMS du mouvement total à cette profondeur et en déterminant ensuite la distribution de la population des valeurs des données entre ces limites. A partir des données RMS (fig. 15 et 16 par exemple) on réalise que les signaux identifiables forts ne représentent pas les valeurs les plus courantes dans ces données. En identifiant les valeurs les olus courantes de la distribution RMS de la population, en retenant

ces valeurs, et en ignorant le reste de la population, les signaux dis-

crets sont supprimés Par filtrage et le niveau de la bande passante RMS de base tous signaux supprimés est ainsi déterminé. Cette opération est

effectuée par l'ADF. Les opérations de l'ADF sont excécutées par l'ordi-

nateur.

Aoolication de l'ADF aux données de la bande passante et tracé du solde.

Pour chaque profondeur enregistrée, on a calcuLé par ordinateur un ADF et on l'a appliqué aux données enregistrées. Des 3 000 données RMS totales d'origine ci-dessus décrites, le nombre de points de données

retenues après l'ADF a été respectivement de 2 512 et de 1 712 aux pro-

fondeurs de 2 883m. et 3 020m.. Des tracés représentatifs des RMS résul-

tants du mouvement total après application de l'ADF aux profondeurs de

2 883m. et 3 020m. sont reproduits sur les figures 17 et 18 respecti-

26 4 3 4 1 5

vement.

Calcul et tracé de H/Z pour des RMS du mouvement total filtré deux fois.

On a trouvé pour chaque valeur du mouvement total retenu après ap-

plication de L'ADF, Le rapport correspondant des valeurs RMS horizonta-

Les désigné H/Z. Les figures 19 et 20 représentent des tracés de H/Z

pour les profondeurs de 2 883m. et 3 020m. respectivement.

Calcul et tracé d'un diagrammeà barres de H/Z moyen pour chaque profondeur. Dans l'état final du processus la valeur moyenne de H/Z pour chaque

profondeur enregistrée est calculée à partir des valeurs de H/Z ci-

dessus décrite. Les valeurs moyennes de H/Z aux profondeurs de 2 883m.

et 3 020m. sont respectivement de 0,525 (ou - 5,6 dB) et 1,251 (ou 1,94 dB). Notez qu'à 2 883m. H/Z est inférieur à 1, ou, de façon équivalente, Z est plus grand que H, aLors qu'à 3 020m. H/Z est plus grand que 1, ou H est plus grand aue Z. Pour comoléter le processus, les valeurs de la moyenne de H/Z sont

tracées en fonction de la profondeur enregistrée. La figure 21 représen-

te un diagramme a barres d'un tel tracé en décibels. Notez l'échelle des profondeurs sur le côté gauche de la figure. On a également indiqué sur la figure 21 la position des perforations de la paroi du puits. Les

perforations, ou zones de perforation, sont notées puisqu'elles consti-

tuent Le point nodal à partir duquel la fracture croit dans la forma-

tion.

Analyse du diagramme à barres.

La figure 21 représente les valeurs moyennes de H/Z pour trois déeLoiements différents dans le même puits. La figure 21a a été calculée

à partir de données enregistrées avant fracture et représente des don-

nees qui n'ont pas été filtrées en fréquence (c'est-à-dire que toutes les fréquences sont présentes). La figure 21b a été calculée à partir de données enregistrées durant l'obstruction de la mini-fracture et a été filtrée en fréquence avec un filtre passe haut réglé à 75 Hertz. La figure 21c a été calcuLée à partir de données enregistrées durant une pressurisation après que le puits ait subi un traitement massif de fracture quatre mois auparavant. Les données de la figure 21c n'ont pas nécessité non plus de filtrage en fréquence. Dans tous les cas on a utilisé sur la fig. 21 un ADF. Les valeurs de H/Z aux profondeurs de 2 883m. et 3 020m. sont repérées sur la fig. 21b par A et B. La figure 21a illustre quelques proDpriétés typiques des rapports RMS avant tout traitement. Tout d'abord les valeurs de H/Z à toutes les

profondeurs sont positives. La positivité de H/Z dans ces données re-

levees avant traitement se retrouve dans toutes les bandes de fréquence desdites données. Cependant les causes de cette positivité de H/Z dans ces données changent pour différentes fréquences. Par exempole pour des fréquences supérieures à 50 hertz approximativement, les valeurs H/Z seront sensiblement égales à la racine carrée de 2 (3 décibels sur la

figure). Cette valeur sera expliquée ci-après.

La positivité sur la figure 21a indique que la direction prédomi-

nante du mouvement dans un puits en situation non fracturée est toujours

horizontale. Elle montre également qu'il n'y a aucune dépendance ou va-

riation systématique de H/Z par rapport aux conditions in situ à l'inté-

rieur des formations environnantes avant la fracture.

Une deuxième oarticularité de la figure 21a est constituée par la grande amplitude des valeurs de H/Z. Bien que les données enregistrées durant cette phase étaient faibles, l'amplitude de H/Z est grande en comparaison avec les deux autres tracés de la fig. 21. Ceci résulte du fait que la faible amplitude du mouvement du sol avec traitement est

surchargée par un mouvement aberrant de la sonde.

La sonde est utilisée de telle manière qu'elle oscille ou résonne

de preférence dans des directions horizontales. La fréquence de réso-

nance de l'oscillation de la sonde est typiquement comprise entre 30 et Hertz. Au faible niveau du mouvement dans le puits avant traitement, cette résonance horizontale de la sonde prédomine sur tout mouvement interne au puits. A des fréquences situées au-dessus de la fréquence de résonance de l'outil, le mouvement avant traitement est sensiblement quelconque et affecte de façon équivalente les trois directions du mouvement de la sonde. Comme le rapport H/Z est basé sur un calcul RMS dans lequel les deux composantes horizontales sont additionnées, et une seule comoosante verticale seulement, le H/Z moyen est la racine carrée de 2 qui est la valeur typique trouvée sans les données. Si les données utilisées pour la figure 21a étaient des données filtrées en passe haut

à 50 Hertz, l'amolitude de H/Z dans le tracé serait généralement ap-

proximativement la même et serait égale à la racine carrée 2.

2643 4 1 5

En opoosition avec L'état de H/Z avant Le traitement, L'état de H/Z

apres traitement indique sur La figure 21 une variation systématique.

H/Z n'est Plus positif à toutes Les profondeurs. Aux faibLes profondeurs d'enregistrement H est par exemple plus petit que Z (c'est-a-dire que H/Z est négatif en décibeLs). Ou, en d'autres termes, aux faibLes pro-

fondeurs, La direction prédominante du mouvement de base est verticaLe.

Inversement aux plus fortes profondeurs d'enregistrement H est pLus grand que Z ce qui signifie que Le mouvement de base a une prédominance

horizontale. Cette inversion de H/Z est très brutaLe et divise spacia-

Lement Les postes d'enregistrement en deux types situés en deux régions.

Ces régions sont contigues et sont définies par La prédominance de H sur

Z ou vice-versa.

Notez que l'amoLitude de H/Z dans les figures 21b et 21c peut

varier a L'intérieur des régions définies par l'inversion de La prédomi-

nance de H/Z. Ces variations d'amplitude ne sont pas significatives et peuvent être le résultat d'un certain nombre de causes, y compris la

liaison entre les parois du Puits et le rocher environnant et le coupLa-

ge entre la sonde et les parois du puits.

Sur La base des résultats indiqués par La figure 21 la division des orofondeurs d'enregistrement basées sur l'inversion des rapports H/Z est un résultat de l'extension spaciaLe de fracture dûe au traitement. Ceci est une conclusion facile à tirer de la figure 21 puisque cet effet est observé seulement dans les ensembles de données de post-fracture et nondans les données précédant La fracture. Sur la base de cette conclusion le point d'inversion de H/Z de La figure 21 indique le sommet de la fracture. Notez que le point d'inversion (sommet de la fracture) sur le figure 21c est situé à une profondeur moindre que sur la figure 21b malgré que les figures 21b et 21c montrent le même type de variation pour H/Z, ce oui indique une fracture plus haute en 21c. Ceci est en corrélation avec la manière d'opérer pour produire la fracture puisque 21b a eété enregistré après une opération de mini ou faible fracture

* alors que 21c a été enregistré après une opération de fracture massive.

Sur la figure 21 n'aoparaît aucun point représentant le fond de la fracture car ce fond de la fracture se situait en dessous du fond du

puits, point le plus profond accessible.

Comme déclaré au début de cet exemple, la méthode qui est illustrée

ici est conçue pour déterminer la profondeur et la hauteur de la fractu-

re Drocauite par un traitement hydraulique de fracture. La figure 21

décrit le résultat finaL de cette méthode.

Il doit d'ailleurs être entendu que La description qui précède n'a

été donnée qu'à titre d'exemple et qu'elle ne limite nullement Le domai-

ne de l'invention dont on ne sortirait pas en remplaçant les détails

d'exécution décrits par tous autres équivalents.

Claims (5)

REVEND I C A T I ONS

1. Methode pour La détermination de La profondeur d'une zone de fracture hydraulique à proximité d'un forage de puits à la suite de l'aoDplication d'une pression hydrauLique à L'intérieur du forage d'un puits pour provoquer La fracture dans L'environnement géologique autour dudit forage comportant L'aoplication, ou suite à L'appLication d'une

pression hydraulique dans un puits antérieurement fracturé hydraulique-

ment;

a) pendant que le forage du puits se trouve maintenu en pressurisa-

tion, le positionnement d'un détecteur de mouvement à des postes en des profondeurs espacées les unes des autres à l'intérieur du forage, un certain temos après la fin de l'aoolication de la pression hydraulique, lesdits postes s'étendant verticalement en profondeur au moins au-deLà

de l'une des limites verticales de la zone de l'étendue verticale an-

ticipée de la fracture,

b) la détection et L'enregistrement du mouvement ondulatoire sis-

micue à chaque profondeur durant une certaine période, ledit mouvement

onoulatoire étant une combinaison d'un niveau de base d'avant la pré-

surisation augmente de la pression induite, avec deux composantes hori-

zontales et une composante verticale, et ayant des composantesdu mouve-

ment provenant de sources non attribuables à l'acte de fracture, c) l'analyse de tels enregistrements du mouvement à chacune des profondeurs comportant: 1- l'élimination des composantes du mouvement non attribuables à l'acte de fracture, 2- la détermination du niveau moyen de base du mouvement pour

les deux comDosantes horizontales combinées et pour la composante verti-

cale du mouvement telles qu'elles sont mesurées par le détecteur de mouvement, 3- et La comoaraison des niveaux moyens de base du mouvement

entre les composantes horizontales combinées du mouvement et la compo-

sante verticale du mouvement, le rapport de la composante horizontale à la comoosante verticale fournissant une indication sur la présence ou

l'absence de fracture à la profondeur considérée.

2. Methode selon la revendicaiton 1, dans laquelle le mouvement on-

dulatoire comDorte des composantes de signaux discrets provenant de sources attribuables à l'acte de fracture et dans laquelle lesdites comoosantes de signaux discrets sont éliminées lors de la détermination

26 4 3 4 1 5

du niveau moyen de base.

3. Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, dans

laquelLe Le détecteur de mouvement est une sonde, cette sonde étant rac-

cordée à un circuit électrique comportant une unité d'enregistrement en surface ou à l'intérieur du forage du puits.

4. Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, dans

LaquelLe les deux composantes horizontales du mouvement sont combinées vectoriellement pour créer un mouvement horizontal global, et une unique valeur de racine quadratique moyenne est calculee pour ledit mouvement horizontal et est comparée à la vaLeur de la racine quadratique moyenne

du mouvement vertical.

5. Méthode selon la revendication 4 ci-dessus, dans laquelle le

logarithme du rapport des composantes horizontale et verticale est cal-

cuLé, les rapports ayant des valeurs comprises entre 0 et 1 étant néga-

tifs et des valeurs supérieures à 1 étant positifs, Lesdites valeurs

positives indiouant la présence d'une fracture à la profondeur consi-

dérée.