FR2946153A1

FR2946153A1 - Procede de surveillance d'une zone du sous-sol, notamment lors d'operations de fracturation provoquee

Info

Publication number: FR2946153A1
Application number: FR0953487A
Authority: FR
Inventors: Julien Meunier
Original assignee: CGG Services SAS
Current assignee: Sercel SAS
Priority date: 2009-05-27
Filing date: 2009-05-27
Publication date: 2010-12-03
Anticipated expiration: 2029-05-27
Also published as: FR2946153B1; CA2705618A1; US8427902B2; CA2763758A1; US20120069707A1; AU2010251907A1; WO2010136523A2; EP2435857A2; AU2010251907B2; WO2010136523A3; US20100302905A1; US8427903B2

Abstract

L'invention concerne un procédé de surveillance d'une zone du sous-sol, dans lequel une pluralité de récepteurs sont disposés à la surface du sol ou à la proximité de cette surface, à l'aplomb d'une zone géologique à surveiller, comprenant les étapes suivantes : - (51) générer un ensemble de données sismiques de référence - (52) enregistrer par l'intermédiaire des récepteurs des données sismiques, - (53) corréler les données sismiques enregistrées (52) avec les données sismiques de référence (51) - (54) comparer chaque trace des données corrélées (53), avec des traces corrélées localisées dans un voisinage de ladite trace, afin d'évaluer la ressemblance de chaque trace corrélée avec les traces corrélées voisines. - (55) détecter un évènement micro-sismique se produisant dans la zone du sous-sol par l'analyse de cette ressemblance. Ce procédé permet la surveillance en temps réel.

Description

DOMAINE TECHNIQUE L'invention concerne un procédé de surveillance d'une zone du sous-sol par détection d'événements microsismiques.

L'invention concerne plus particulièrement un procédé de surveillance d'une opération de fracturation provoquée dans un puits.

ETAT DE LA TECHNIQUE Les opérations de fracturation provoquée visent à accroître la productivité d'un puits d'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbure. Ces opérations consistent à injecter dans une couche du sous-sol où se situe le réservoir, un fluide sous haute pression. L'injection du fluide provoque des microfractures dans la couche. Cette technique permet d'augmenter la perméabilité du réservoir en favorisant la circulation d'hydrocarbure à travers les microfractures vers le puits. Cependant, ces opérations requièrent une surveillance en continu du réservoir afin d'une part, de suivre l'évolution du processus de fracturation, et d'autre part, de stopper les opérations lorsque la fracturation est suffisante.

Les techniques de surveillance connues tirent parti du fait que les microfractures générées dans la couche engendrent des microséismes qui se propagent et peuvent être détectés au moyen de récepteurs. Le document WO2008/033797 décrit un procédé de surveillance dans lequel des récepteurs sismiques sont disposés à la surface du sol. La zone du sous-sol à surveiller est divisée en une pluralité de cellules. Puis un temps de trajet attendu entre chaque cellule et chaque récepteur est calculé en utilisant un modèle de vitesse du sous-sol. Les signaux sismiques reçus par les récepteurs et enregistrés par l'enregistreur (que l'on désigne par l'appellation traces ) sont corrigés pour prendre en compte les différences de temps de trajet attendus entre une cellule et chacun des récepteurs, puis sommés. Les données sommées (appelées données sources ) sont analysées pour détecter la présence d'un éventuel évènement (appelé déclencheur ) se caractérisant par une amplitude importante et des paramètres d'énergie importants. Le procédé de surveillance décrit dans ce document ne permet pas un traitement rapide des données, et n'est pas adapté pour une surveillance 5 en temps réel du sous-sol. Le document US7391675 décrit un procédé de surveillance en temps réel dans lequel des récepteurs sismiques sont disposés dans un puits, qui peut être soit le puits d'exploitation, soit un autre puits. Le procédé consiste à migrer les données sismiques enregistrées pour réaliser en 10 continu une cartographie du sous-sol, à partir d'un modèle prédictif de temps de trajet des ondes P et S dans le sous-sol, et à détecter un instant et une localisation correspondant à une coalescence maximale liée à la survenance d'un évènement. Un inconvénient de ce procédé est qu'il est nécessaire d'installer 15 des récepteurs à l'intérieur d'un puits, ce qui complique l'installation et en augmente le coût. En outre, dans le cas où les récepteurs sont installés dans le puits d'injection, le puits a tendance à vibrer sous l'effet de cette injection, ce qui a pour effet d'élever le niveau de bruit sur les récepteurs positionnés dans ce puits. Il n'est pas toujours possible d'avoir accès à un 20 autre puits. Par ailleurs, les documents suivants décrivent l'utilisation d'un tir de perforation pour calibrer un modèle de vitesse : - SPE 115722, Denver, 21-24 septembre 2008, Velocity Calibration for Microseismic Monitoring : Applying Smooth Models With and 25 Without Perforation Timing Measurements , Pei et al., et - EAGE Workshop on Passive Seismic, Limasol, 22-25 mars 2009, A-13, Dual Treatment Monitoring with Horizontal Receiver Array , Michaud et al.

30 PRESENTATION DE L'INVENTION Un but de l'invention est de proposer un procédé de surveillance permettant de détecter rapidement un évènement microsismique.

Selon un premier aspect, il est prévu selon l'invention un procédé de surveillance d'une zone du sous-sol au moyen d'une pluralité de récepteurs sismiques disposés à la surface du sol ou à proximité de cette surface, comprenant les étapes suivantes : - générer un ensemble de données sismiques de référence, - enregistrer des données sismiques au moyen des dits récepteurs, - corréler les données sismiques enregistrées avec les données sismiques de référence, - comparer chaque trace des données corrélées avec des traces corrélées localisées au voisinage de ladite trace, afin d'évaluer la ressemblance de chaque trace corrélée avec les traces corrélées voisines, - détecter un évènement microsismique se produisant dans la zone du sous-sol par l'analyse de cette ressemblance. Le procédé proposé présente l'avantage de permettre un traitement 15 en temps réel des données sismiques acquises. Selon un autre aspect, il est prévu selon l'invention un procédé de surveillance d'une opération de fracturation dans un puits au moyen d'une pluralité de récepteurs sismiques disposés autour du puits à la surface du sol ou à proximité de cette surface, comprenant les étapes suivantes : 20 - générer un ensemble de données sismiques de référence à la suite d'un tir de perforation dans le puits, - enregistrer des données sismiques au moyen des dits récepteurs, - corréler les données sismiques enregistrées avec les données sismiques de référence, 25 - comparer chaque trace des données corrélées avec des traces corrélées localisées au voisinage de ladite trace, afin d'évaluer la ressemblance de chaque trace corrélée avec les traces corrélées voisines, - détecter un évènement microsismique se produisant dans la zone du sous-sol par l'analyse de cette ressemblance. 30 Outre le fait qu'il permet un traitement en temps réel, le procédé proposé utilise un tir de perforation dans le puits pour générer des données sismiques de référence. Cela présente l'avantage de ne pas requérir l'utilisation d'un modèle de vitesse. En effet, les données sismiques acquises à la suite d'un tir de perforation servent en quelque sorte à caractériser la zone du sous-sol et remplacent l'utilisation du modèle de vitesse. La corrélation des données sismiques enregistrées au cours des opérations de fracturation avec les données de référence produit des données corrélées qui mettent en évidence la présence d'un éventuel évènement microsismique.

PRESENTATION DES DESSINS D'autres caractéristiques et avantages ressortiront encore de la description qui suit, laquelle est purement illustrative et non limitative, et doit être lue en regard des dessins annexés, parmi lesquels : - la figure 1 représente de manière schématique un exemple d'installation pour réaliser des opérations de fracturation provoquée dans un 15 puits d'exploitation, - la figure 2 est un diagramme représentant de manière schématique des étapes d'une première phase du procédé de surveillance, permettant l'acquisition de données de référence, - la figure 3 représente de manière schématique des données 20 sismiques de référence brutes, telles qu'elles ont été enregistrées à la suite d'un tir de perforation, - la figure 4 représente de manière schématique, les données sismiques de référence après correction du temps de propagation estimé, - la figure 5 représente de manière schématique, les données 25 sismiques de référence, après filtrage, - la figure 6 représente de manière schématique des étapes d'une deuxième phase du procédé de surveillance, permettant une détection d'évènements microsismiques, - la figure 7 représente de manière schématique des données 30 sismiques brutes, telles qu'elles ont été enregistrées pendant des opérations de fracturation provoquée, - la figure 8 représente de manière schématique des données corrélées obtenues par corrélation des données sismiques enregistrées avec les données sismiques de référence, - la figure 9 représente de manière schématique un dispositif 5 d'enregistrement ainsi qu'une zone de voisinage déterminée autour d'une trace sismique donnée, - la figure 10 est un diagramme représentant pour chaque trace enregistrée, un paramètre de ressemblance de la trace avec les traces enregistrées dans la zone de voisinage associée. 10 DESCRIPTION DETAILLEE D'UN MODE DE REALISATION Sur la figure 1, l'installation est déployée sur un site 1 de production d'hydrocarbure (gaz ou pétrole). Le site 1 comprend une zone de sous-sol, comprenant des couches géologiques 11, 12, 13. La couche 13 est une 15 couche contenant des hydrocarbures. Le site 1 comprend un puits 14 foré à travers les couches géologiques jusqu'à la couche 13. L'installation comprend également un dispositif de fracturation 2 et un dispositif de surveillance 3. Le dispositif de fracturation 2 comprend une colonne 21 d'injection 20 de fluide s'étendant dans le puits 14 et une unité 22 de pompage positionnée à la surface 15 de la zone de sous-sol. La colonne 21 d'injection comprend une extrémité inférieure 211 munie d'ouvertures 212 et une extrémité supérieure 213 équipée d'une tête de puits 214 reliée à l'unité 22 de pompage. 25 L'unité 22 de pompage comprend une pompe 221 adaptée pour injecter un fluide de fracturation 222 sous haute pression dans la couche 13 via la colonne d'injection 22. Le fluide de fracturation est composé typiquement d'un mélange d'un liquide (eau) et de particules (sable). Le fluide de fracturation est injecté par la pompe 221 dans la 30 colonne 21 par la tête de puits 214, circule dans la colonne 21 et s'échappe de la colonne à travers des ouvertures 212 créées par des tirs de perforation du tubage du puits. Le fluide de fracturation pénètre dans la couche 13 du sous-sol, provoquant une fracturation de la couche 13, c'est- à-dire l'apparition de fissures à l'intérieur de la couche 13. Les particules contenues dans le fluide de fracturation s'introduisent dans les fissures et restent en place dans les fissures lorsque la pression du fluide est relâchée, formant ainsi un réseau perméable permettant à de l'hydrocarbure de circuler dans la couche 13 vers le puits 14. Le dispositif de surveillance 3 comprend un réseau 31 de récepteurs (géophones), une unité d'enregistrement 32 et une unité de traitement 34. Le réseau 31 de récepteurs comprend une pluralité de récepteurs 33 disposés à la surface 15 du sol ou à proximité de cette surface. Les récepteurs 33 peuvent être disposés sur les noeuds d'une grille comme sur la figure 9, mais peuvent être agencés selon toute autre configuration. Les mouvements du sol détectés par les récepteurs 33 sont transformés en tensions électriques transmises à l'unité d'enregistrement 32 pour y être enregistrées. Les enregistrements obtenus constituent les données (ou traces) sismiques. Les moyens de traitement 34 incluent des moyens de calcul programmés pour exécuter des étapes du procédé de surveillance à partir des données sismiques.

Le procédé de surveillance se déroule en deux phases successives : - une première phase (phase préparatoire) qui consiste à générer des données de référence, préalablement à l'opération de fracturation provoquée, et - une deuxième phase (phase de surveillance) permettant une détection en temps réel d'évènements microsismiques pendant l'opération de fracturation provoquée. La figure 2 est un diagramme représentant de manière schématique les étapes d'une mise en oeuvre possible de la première phase du procédé 30 de surveillance. Selon une première étape 41, on utilise un tir de perforation effectué dans le puits, comme indiqué plus haut, pour créer des ouvertures 212, en tant que source d'ondes sismiques. Une telle source peut être caractérisée comme une source ponctuelle isotrope (source explosive) située en un point So (appelé point de perforation ), à proximité de la zone du sous-sol à surveiller. Les coordonnées {x, y et z} de cette source sont en général connues. La connaissance de l'instant précis de l'explosion n'est pas nécessaire pour le bon fonctionnement du procédé. La zone du sous-sol à surveiller est la zone de la couche 13 et des couches environnantes où seront susceptibles de se produire des évènements microsismiques dus à l'injection du fluide de fracturation dans la couche 13. Lors du tir de perforation, il se produit une onde sismique qui se propage dans les couches du sous-sol jusqu'aux récepteurs 33. Selon une deuxième étape 42, les récepteurs 33 génèrent des signaux sismiques ou traces. L'ensemble des traces générées par les récepteurs constituent des données sismiques de référence brutes (données représentées sur la figure 3). Ces données sismiques de référence brutes sont enregistrées dans l'unité d'enregistrement 32. Selon une troisième étape 43, les données sismiques de référence brutes sont prétraitées par l'unité de traitement 34. Cette troisième étape 43 comprend plusieurs sous-étapes 431 à 433 permettant de filtrer les données sismiques de référence brutes.

Selon une première sous-étape 431, l'unité de traitement 34 détermine une vitesse RMS (Root Mean Square) qui maximise la somme des traces contenues dans les données sismiques. La détermination de la vitesse RMS permet de corriger les données sismiques afin de compenser les différences de temps de trajet de l'onde pour atteindre les différents récepteurs. Les données corrigées sont ramenées à une référence commune, qui est le point de perforation (données corrigées représentée sur la figure 4). Selon une deuxième sous-étape 432, l'unité de traitement 34 normalise les amplitudes des différentes traces afin de compenser les différences d'amplitudes entre les traces, dues aux différences de distances source-récepteur. La sous-étape 432 de normalisation consiste à diviser l'amplitude de chaque trace par une amplitude RMS (Root Mean Square), l'amplitude RMS étant définie comme la racine carrée de la moyenne des carrés des amplitudes des échantillons de la trace. Selon une troisième sous-étape 433, l'unité de traitement 34 réalise un filtrage des données afin de réduire le bruit qu'elles contiennent. Le filtrage des données, peut inclure des opérations dites de mute , de filtrage F-K (Fréquence û Nombre d'onde), de filtrage F-X (Fréquence û Numéro de trace), de filtrage médian ou de soustraction. Selon une quatrième étape 44, les données sismiques de référence filtrées (données filtrées représentées sur la figure 5) sont stockées dans la 10 mémoire des moyens de traitement 34 sous la forme d'un fichier noté : Perfo0 (t, Rc) où t désigne le temps de propagation et Rc le récepteur considéré. Dans certains cas, on ne dispose pas d'enregistrement apte à fournir des données de référence de qualité adéquate. Dans ce cas, on peut 15 remplacer la première phase d'enregistrement et de filtrage des données de référence par une reconstruction de ces données au moyen de méthodes bien connues dans le domaine du traitement sismique (formule de DIX, lancer de rayons, modèle par différence finies ...) qui toutes supposent la connaissance d'un modèle de propagation se composant de paramètres de 20 propagation (vitesses, atténuations, corrections statiques) dans la zone et au dessus de la zone à surveiller Les données sismiques de référence obtenues grâce à la première phase du procédé seront utilisées au cours de la deuxième phase ultérieure de surveillance en temps réel de l'opération de fracturation. 25 La figure 6 représente de manière schématique des étapes de la deuxième phase du procédé de surveillance, permettant une détection d'évènements microsismiques se produisant au cours de l'opération de fracturation, c'est-à-dire pendant l'injection de fluide de fracturation dans le sous-sol. 30 Selon une première étape 51, les récepteurs 33 transforment le mouvement du sol en signaux électriques transmis à l'unité d'enregistrement 32 pour constituer le fichier de données micro-sismiques de base représenté sur la figure 7 et noté: D(8, Rc) où e désigne le temps calendaire et Rc le récepteur considéré.

Selon une deuxième étape 52, les données sismiques de base sont corrélées avec les données sismiques de référence.

Les données sismiques corrélées obtenues (données représentées sur la figure 8) sont enregistrées sous la forme d'un fichier noté : CC(8, Rc) = D(8, Rc) O Perfo p (t, Rc) où O désigne le produit de corrélation. Les données sismiques corrélées se présentent sous la forme d'une ondelette mettant en évidence la présence d'un éventuel évènement microsismique, laquelle ondelette a les propriétés suivantes :

- les temps d'arrivée correspondant aux amplitudes maximales (énergies maximales) varient peu d'un récepteur aux récepteurs voisins,

- les distorsions de phase créées par la couche superficielle WZ (Weathered Zone) sont réduites voire supprimées par l'opération de corrélation,

- la polarité de rondelette est spatialement stable mais peut changer 20 suivant la zone d'observation.

Selon une troisième étape 53, on évalue la ressemblance de chaque trace corrélée avec les traces corrélées voisines. Cette troisième étape 53 comprend plusieurs sous-étapes 531 à 533.

Selon une première sous-étape 531, chaque trace des données 25 sismiques CC(B,Rc) est corrélée avec la somme des traces contenues dans un voisinage de ladite trace. Co(8,Rc) = CC(8,Rc) O S(8,Rc) avec S(O,Rc) = LCC(O,Rc) RcEV où S(0) est la somme des traces contenues dans un voisinage V , le 30 voisinage V étant défini comme un disque de rayon Rd centré sur la trace considérée.

La figure 9 représente la répartition des récepteurs autour du puits et un voisinage V de rayon Rd centré sur la trace considérée. Cette étape de corrélation permet de comparer chaque trace avec son environnement proche, en s'affranchissant du problème d'inversion de polarité entre les traces. En effet, l'opération de corrélation fait ressortir une ressemblance entre les traces malgré la présence de maxima de polarités inversées (alors qu'une opération de sommation conduirait les traces à s'annuler entre elles). Cette étape est réalisée dans des fenêtres temporelles. Les meilleurs résultats sont obtenus quand les fenêtres se recouvrent totalement à l'exception d'un seul échantillon. Pour chaque corrélation il n'est utile de calculer qu'un nombre restreint de points autour du temps 0, voire du seul échantillon au temps 0. Selon une deuxième sous-étape 532, un paramètre de semblance S1(0) est calculé comme une somme des données sismiques filtrées C1(e, Rc) : S1(e) _ L C1 (e , Rc ) Rc Cette somme peut être une somme simple, une somme pondérée (appelée diversity stack ) ou encore une médiane. Le paramètre de semblance S1(0) mesure la ressemblance globale des traces CC avec les traces CC environnantes. Après normalisation, ce paramètre est un indicateur de la présence d'un événement microsismique. La figure 10 est un diagramme représentant la valeur du paramètre de semblance S1(0) en fonction du temps calendaire e . On constate sur ce diagramme la présence d'un pic signalant la survenance d'un évènement 25 mircrosismique dans la fenêtre de temps considérée. Selon une quatrième étape 54, l'unité de traitement 34 détecte un évènement microsismique à partir du paramètre de semblance. Selon une première possibilité, l'unité de traitement 34 détecte la survenance d'un évènement microsismique lorsqu'un maximum local du 30 paramètre de semblance est supérieur à une valeur de seuil prédéterminée (fixée à 10 sur la figure 10).

Selon une deuxième possibilité, l'unité de traitement 34 détecte la survenance d'un évènement microsismique lorsque le rapport entre un maximum local du paramètre de semblance et l'amplitude RMS de l'échantillon correspondant est supérieur à une valeur de seuil prédéterminée. Selon une troisième possibilité, l'unité de traitement 34 détecte la survenance d'un évènement microsismique lorsque le rapport entre un maximum local du paramètre de semblance et une valeur moyenne des maxima locaux, une valeur RMS ou une médiane des maxima locaux est supérieur à une valeur de seuil prédéterminée. Selon une quatrième possibilité, l'unité de traitement 34 effectue une recherche statistique dans la courbe des maxima locaux. Par exemple, l'unité de traitement 34 recherche une discontinuité dans une suite ordonnée des maxima.

Le procédé de surveillance décrit, même s'il est d'un intérêt particulier pour la surveillance d'une opération provoquée, n'est pas limité à cette application et est susceptible d'application de façon plus générale pour la surveillance d'une zone du sous-sol.

Claims

REVENDICATIONS1. Procédé de surveillance d'une zone du sous-sol au moyen d'une pluralité de récepteurs sismiques disposés à la surface du sol ou à 5 proximité de cette surface, comprenant les étapes suivantes : - (51) générer un ensemble de données sismiques de référence, - (52) enregistrer des données sismiques au moyen des dits récepteurs, - (53) corréler les données sismiques enregistrées avec les 10 données sismiques de référence, - (54) comparer chaque trace des données corrélées avec des traces corrélées localisées au voisinage de ladite trace, afin d'évaluer la ressemblance de chaque trace corrélée avec les traces corrélées voisines, - (55) détecter un évènement microsismique se produisant dans la 15 zone du sous-sol par l'analyse de cette ressemblance.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape (51) de génération des données de référence comprend les sous-étapes suivantes : - (511) activer une source ponctuelle isotrope à proximité de la zone 20 du sous-sol à surveiller, - (512) enregistrer les données générées par cette source, - (513) filtrer ces données pour obtenir un ensemble de données de référence. 25
3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les données de référence sont obtenues au moyen d'un modèle de propagation dans les couches géologiques profondes et superficielles.
4. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la sous-étape (513) 30 de filtrage se décompose en les sous-étapes suivantes : - (5131) déterminer une vitesse RMS (Root Mean Square) qui maximise la somme des traces contenues dans les données de référence,- (5132) normaliser les amplitudes des différentes traces afin de compenser les différences d'amplitudes entre traces dues aux différences de distance source-récepteur, - (5133) filtrer les données normalisées afin de réduire le bruit 5 qu'elles contiennent.
5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel l'étape (54) de comparaison comprend les sous-étapes suivantes : - (541) pour chaque trace contenue dans les données sismiques 10 corrélées, corréler ladite trace avec une somme des traces localisées dans un voisinage de ladite trace, - (542) calculer un paramètre de semblance en fonction des données sismiques corrélées obtenues à la sous-étape (541). 15
6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel la sous-étape (541) de corrélation consiste en un calcul de l'échantillon au temps O.
7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel le calcul de l'échantillon au temps 0 de la corrélation est obtenu par les sous-étapes 20 suivantes : - (5411) multiplier chaque trace contenue dans les données sismiques corrélées par la somme des traces localisées dans un voisinage de ladite trace, - (5412) convoluer le résultat de cette multiplication par un filtre 25 rectangulaire.
8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, dans lequel l'étape (55) de détection d'un évènement microsismique, inclut une comparaison du paramètre de semblance avec une valeur seuil.
9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, dans lequel l'étape (55) de détection d'un évènement micro-sismique, inclut une analyse de la distribution statistique de la valeur du paramètre de semblance. 30
10. Dispositif de surveillance d'une zone du sous-sol, comprenant : - une pluralité de récepteurs sismiques (33) disposés à la surface ou à proximité de cette surface, - une unité d'enregistrement (32) qui reçoit les signaux transmis par les récepteurs (33) et les écrit dans un fichier de données sismiques - des moyens (34) de traitement de données sismiques programmés pour exécuter les étapes du procédé définies par l'une des revendications 1 à 10, afin de détecter les évènements microsismiques se produisant dans la zone du sous-sol à surveiller.
11. Procédé de surveillance d'une opération de fracturation dans un puits au moyen d'une pluralité de récepteurs sismiques disposés autour du puits à la surface du sol ou à proximité de cette surface, comprenant les étapes suivantes : - (51) générer un ensemble de données sismiques de référence à la suite d'un tir de perforation dans le puits, - (52) enregistrer des données sismiques au moyen des dits récepteurs, - (53) corréler les données sismiques enregistrées avec les données sismiques de référence, - (54) comparer chaque trace des données corrélées avec des traces corrélées localisées au voisinage de ladite trace, afin d'évaluer la ressemblance de chaque trace corrélée avec les traces corrélées voisines, - (55) détecter un évènement microsismique se produisant dans la zone du sous-sol par l'analyse de cette ressemblance.