MX2011001833A - Determinacion de caracteristicas de un cuerpo subterraneo para usar los datos de presion y datos sismicos. - Google Patents

Determinacion de caracteristicas de un cuerpo subterraneo para usar los datos de presion y datos sismicos.

Info

Publication number
MX2011001833A
MX2011001833A MX2011001833A MX2011001833A MX2011001833A MX 2011001833 A MX2011001833 A MX 2011001833A MX 2011001833 A MX2011001833 A MX 2011001833A MX 2011001833 A MX2011001833 A MX 2011001833A MX 2011001833 A MX2011001833 A MX 2011001833A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
data
seismic
pressure
well
reservoir
Prior art date
Application number
MX2011001833A
Other languages
English (en)
Inventor
Craig J Beasley
Iain Bush
Original Assignee
Geco Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Geco Technology Bv filed Critical Geco Technology Bv
Publication of MX2011001833A publication Critical patent/MX2011001833A/es

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • G01V1/50—Analysing data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30—Analysis
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/307—Analysis for determining seismic attributes, e.g. amplitude, instantaneous phase or frequency, reflection strength or polarity
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/308—Time lapse or 4D effects, e.g. production related effects to the formation
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/612—Previously recorded data, e.g. time-lapse or 4D
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/616—Data from specific type of measurement

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Abstract

Para determinar las características de un cuerpo subterráneo, se realizan pruebas de presión, donde la prueba de presión consiste aplicar presión en el pozo. Los datos de presión en el pozo se miden durante la prueba de presión, y una operación sísmica de superficie se realiza. Los datos sísmicos se miden como parte de la operación de estudio sísmico. Los datos de presión y los datos sísmicos se proporcionan a un sistema de procesamiento para el procesamiento para determinar las características del cuerpo subterráneo.

Description

DETERMINACIÓN DE CARACTERÍSTICAS DE UN CUERPO SUBTERRÁNEO PARA USAR LOS DATOS DE PRESIÓN Y DATOS SÍSMICOS Campo de la Invención La invención se refiere generalmente a la determinación de las características de un cuerpo subterráneo utilizando datos de presión y datos sísmicos.
Antecedentes de la Invención Las pruebas a los pozos se realizan con frecuencia para medir los datos asociados a una formación o yacimiento que rodea un pozo. Las pruebas a pozos implican bajar una herramienta de prueba que incluye uno o más sensores en el pozo, con uno o más sensores que toman una o más de las siguientes mediciones: mediciones de presión, mediciones de temperatura, mediciones del tipo de líquido, mediciones de la cantidad de flujo, y así sucesivamente. Las pruebas a ¡¡'pozos pueden ser útiles para determinar las propiedades de una formación o yacimiento que rodea el pozo. Por ejemplo, las pruebas de presión se pueden realizar, cuando la presión de la formación/yacimiento responde a la presión se registran los trasientes y luego se interpretan para determinar las caracte ísticas implícitas del yacimiento y del flujo. Sin embargo, debido al aspecto de undimensional de la presión, las pruebas de presión proveen datos relativamente limitados.
En consecuencia, una descripción detallada 'de las características espaciales de una formación o yacimiento normalmente no se pueden obtener con la prueba de presión por s¡ misma. ! Breve Descripción de la Invención .,' En general, de acuerdo con una modalidad un ¡método ::! para determinar las características de un cuerpo subterráneo comprende la ejecución de pruebas de presión en uiü pozo "i donde la prueba de presión se compone de aplicar presión en de realización de exploraciones usando datos sísmicos y datos de presión, según algunas modalidades. ¡ La figura 4 ilustra una disposición en la cual también se proveen medidores inclinación para recopilar información sobre la inclinación de una superficie para facilitar la lábor de caracterización de un cuerpo subterráneo, de acuerdo con una modalidad.
La figuren 5 es un diagrama de flujo de un proceso para utilizar un método de de la historia para caracterizar a un cuerpo subterráneo, según otra modalidad.
La figura 6 es un diagrama de flujo de un proceso de realización de exploraciones a partir de datos sísmicos y datos de presión, según otra modalidad.
La figura 7 es un diagrama a bloques de una computadora, incluyendo el software de procesamiento para el procesamiento de datos sísmicos y de datos de presión, de acuerdo con una modalidad.
Descripción Detallada de la Invención En la descripción siguiente, se disponen numerosos detalles para facilitar la comprensión de la invención. Sin embargo, será entendido por los expertos en la materia que la presente invención se puede practicar sin estos datos y que son posibles numerosas variaciones o modificaciones de las modalidades descritas. : La figura 1 ilustra una disposición ejemplar en la que un pozo 100 se extiende a través de una formación 102. Un yacimiento 104 se encuentra en la formación 102, don<cie el yacimiento 104 puede ser un yacimiento de hidrocarburos ligeros, un acuífero de agua, una zona de inyección dé gas, o cualquier otro tipo de un cuerpo subterráneo. El pozo 100 también se extiende a través de una porción del yacimiento 104.
En la implementación de la figura 1, una cadena de herramientas se coloca en el pozo 100, donde la cad¡ena de !j herramientas incluye una tubería 106 y una herramienta de monitoreo 108 conectada a la tubería 106. La tuberlía 106 puede consistir de tubos espirales, tubo articulados, ¡y etc..
Como también se muestra en la figura 1, un empacador j110 se I coloca alrededor del exterior de la tubería 106. Cuando se ? empacador, el empacador 110 aisla una región. 112 por debajo del empacador 110.
La tubería 106 se extiende al equipo de la boca de pozo 114 en la superficie de la tierra 116. Observar que la superficie de la tierra 116 puede ser la superficie de un terreno, o, alternativamente, puede ser el fondo del marjen un ampozote marino. ! La cadena de herramientas se muestra en la figura 1 j tiene la capacidad de realizar pruebas de pozos (incluyendo la prueba de presión) en la región de pozo 112 por debajjo del empacador 110. En un ejemplo, se pueden proveer puertos 118 en la cadena de herramientas para permitir el flujo de líquido de la región de pozo 112 a un diámetro interior de la tubería 106. Esto puede permitir una caída de presión durante una operación de prueba de presión. La reducción de la presión se refiere a la creación de una caída de presión en la región de pozo 112, donde la caída de presión puede causar que la presión en la región de pozo 112 se sitúe por debajo; de la presión del yacimiento 104.
La herramienta de monitoreo 108 de la cadena de herramientas incluye sensores de presión 120. A pesar de que se representan múltiples sensores de presión 120, observar que en una implementación alternativa, un solo sensor de presión se puede utilizar. Los sensores de presión 120 se utilizan para medir los datos de presión durante la operación de prueba de presión.
De acuerdo con algunas modalidades, los datos recopilados por la presión de los sensores de presión 120 se pueden almacenar en la cadena de herramientas, por ejemplo, en uno o más dispositivos de almacenamiento en la cadena de herramientas. Alternativamente, los datos de mediciones recopilados por los sensores de presión 120 pueden ser comunicados a través de un enlace de comunicaciones 128 al equipo de cabeza de pozo 114 u otro equipo superficial.
Además de los sensores de presión 120, la cadena de herramientas también puede incluir otros tipos de sensores, como sensores para medir la temperatura, tipo de fluido, caudal, permeabilidad, etc. Estos datos de medición, que se pueden recopilar durante la prueba del pozo, también pueden ser almacenados en dispositivos de almacenamiento de la cadena de herramientas o comunicarse a la superficie a través del enlace de comunicaciones 128.
En el ejemplo de la figura 1, la herramienta de monitoreo 108 también puede incluir opcionalmente sensores sísmicos 122. En una im plementación diferente, los sensores sísmicos 122 que forman parte de la cadena de herramienta pueden ser omitidos. En este tipo de implementación , los sensores sísmicos 124 se pueden proveer en la superficie de la tierra 116. Como otra alternativa, pueden proveerse tanto sensores sísmicos 122 en el pozo 100 y los sensores sísmicos 124 en la superficie de la tierra 116. Los sensores sísmicos 122, 124 pueden ser uno o más de los geófonos, hidrófonos, acelerómetros, etc.
Los sensores sísmicos 122 en el pozo 100 permiten la realización de la exploración del perfil sísmico vertical (VSP). Alternativamente, los sensores sísmicos 124 en la superficie de la tierra 116 proporcionan la exploración sísmica superficial. En algunas implementaciones, las mediciones tomadas por los sensores del fondo de pozo 122 se puede utilizar para calibrar los sensores superficiales 124 con el fin de determinar las características del yacimiento.
Las ondas sísmicas generadas por las fuentes sísmicas 126, que pueden ser desplegadas en la superficie de la tierra ? 116, o, alternativamente, en el pozo 100 Como otra implementación , las fuentes sísmicas 126 pueden ser remolcados en un cuerpo de agua en un contex o de exploración sísmica marina. Los ejemplos de fuentes sísmicas incluyen pistolas de aire, vibradores, explosivos, u:' otras fuentes que generan ondas sísmicas. Las ondas sísmicas generadas por una fuente sísmica viajan a trav formación, con una porción de las ondas sísmicas r las estructuras dentro de la formación, tal como el 104. La reflexión de ondas sísmicas son recibid sensores sísmicos. Las señales sísmicas reflejadas por los sensores sísmicos se almacenan como medición sísmica. '¡ En la implementación en la cual los sensores sísmicos 122 se provee como parte del mecanismo de vigilancia 108, los datos sísmicos pueden ser almacenados en dispositiv s de almacenamiento de la cadena de herramientas o comunilcados J a través del enlace de comunicaciones 128 a la superficie!.
Los datos sísmicos y los datos de presión recopilados pueden ser procesados por un sistema de procesamiento (por ejemplo, una computadora). El tratamiento de los datos de presión y los datos sísmicos pueden incluir uno o más de los siguientes: la interpretación de los datos de presión y los datos sísmicos en su conjunto para determinar; las características del yacimiento 104, invertir los datqs de presión y los datos sísmicos para identificar las características del yacimiento 104, y etc.
La figura 2 es un diagrama de flujo de una operación de medición para determinar las características de un yacimiento (u otro cuerpo subterráneo) de acuerdo con una primera modalidad. Se realiza una prueba de presión del pozo (en 202), donde la prueba de presión consiste en la aplicación de presión hacia abajo en una región del pozo (por ejemplo la región de pozo 112 en la figura 1). La prueba de presión del pozo que incluye la reducción de la presión en la región del pozo 112 causa una caída de presión entre el yacimiento; 104 y la región de pozo 112. Como parte de la prueba de presión del pozo, el pozo se cierra (en otras palabras, se sella en la superficie de la tierra o en algún otro lugar en el pozo) de manera que no hay comunicación fluida entre el pozo 100 y el punto de la superficie terrestre. Después de cerrar, la presión en la región de pozo 112 se acumula gradualmente como resultado del flujo de líquido del yacimiento 104 en la región de pozo 112. Durante este tiempo, los sensores de presión 120 pueden hacer (en 204) mediciones en diferentes puntos de tiempo para obtener un registro del comportamiento de cambio de presión durante la prueba de presión del pozo. Ademiás de los datos de presión, otros sensores pueden reializar mediciones de otros parámetros (por ejemplo, temperatura, tipo de fluido, caudal, permeabilidad, etc.).
En base a los datos de presión obtenidos como parte de la prueba de presión del pozo, se puede determinar hasta donde se extiende el yacimiento desde el pozo 100. En otras palabras, una característica del yacimiento 104 que , uede determinarse mediante la prueba de presión y es una extensión radial del yacimiento desde el pozo.
Sin embargo, como se señaló anteriormente, la determinación de las características de un yacimiento en base sólo en las pruebas de presión no produce información completa. De acuerdo con algunas modalidades, también se realiza exploraciones sísmicas (en 206) coíncidente con la prueba de presión del pozo. La realización de la exploración sísmica "coincidente" con la prueba de presión del pozo se refiere al mismo tiempo a realizar la prueba de presión del i pozo y exploración sísmica junto al mismo tiempo, o alternativamente realizar la exploración sísmica un tiempo después de la prueba de presión del pozo. Los cambios en la presión del yacimiento tienen un efecto sobre la matriz rocosa y los fluidos en el yacimiento. Los datos sísmicos son sensibles a tales cambios de presión.
Como parte de la operación de exploración sísmica, los datos sísmicos se miden (en 208) por los sensores sísmicos (por ejemplo, sensores sísmicos 122 en el pozo 100 o sensores sísmicos 124 en la superficie 116). Realizar la exploración sísmica implica la activación de fuentes sísmicas 126 para producir las ondas sísmicas que se reflejan en el yacimiento 104. La reflexión de ondas sísmicas son detectadas por los sensores sísmicos 122 y/o 124.
A continuación, los datos de presión y los datos sísmicos se proveen (en 210) a un sistema de procesamiento para su posterior procesamiento. Los datos de presión y los datos sísmicos son procesados (212) en forma conjunta por el sistema de procesamiento. El procesamiento de los datos de presión y los datos sísmicos en forma conjunta (o juntos) se refiere a la determinación de las características del yacimiento 104 basado tanto en los. datos de presión y los datos sísmicos.
En base a los datos de presión y los datos sísmicos, pueden determinarse varias características del yacimiento 104, incluyendo la presencia de las barreras de flujo en el interior del yacimiento 104. Observar que la información adicional que puede ser considerada por el sistema de procesamiento en la determinación de las características del yacimiento 104 incluye información relativa a la temperatura, tipos de fluidos (tipo de líquido en el yacimiento), los caudales (caudal de fluidos), la permeabilidad, y otra información.
Como resultado de las exploraciones sísmicas, se pueden determinar las diferencias de presión a través de las bajrreras de flujo del depósito. Usando la velocidad de la onda; P y/o información de la velocidad de la onda s, un perfil de presión puede determinarse Este perfil de presión se puede utilizar I 1 para identificar las presiones diferenciales en el yacimiento 104 localizaciones espaciales de tal manera que las barreras de flujo pueden ser identificadas.
La exploración sísmica puede referirse a cualquier tipo de exploración sísmica, tales como marinas, terrestre, de componentes múltiples, ondas sísmicas pasivas, las ondas sísmicas del cuerpo de la tierra, y etc.
La figura 3 muestra un diagrama de flujo dé una operación de medición de acuerdo a otra modalidad. Aqulí, una exploración sísmica base se realiza (en 302) antes de realizarlas pruebas de presión del pozo. Como resultado de la exploración sísmica base, la base de datos sísmicos se registra (estos son los datos de medición de referencia).
A continuación, una prueba de presión del pozo se lleva a cabo (en 304), de manera similar a la prueba de presión del pozo en 202 en la figura 2. Como resultado de la prué'ba de presión del pozo, los datos de presión se miden. Coincidiendo con la prueba de presión del pozo, se realiza una segunda operación de exploración sísmica (a 306). Se registran los datos sísmicos resultantes de la segunda operación de exploración sísmica (estos son los datos de medici ó. n d e I monitoreo). ¡ Observar que la segunda operación de exploración sísmica se ve afectada por la prueba de presión del pozo que implica una reducción de la presión en el pozo. Por el contrario, los ciatos sísmicos registrados en la operación de medición sísmica base no se ven afectados por la caída de presión que se presenta en la prueba de presión del poz!o. Por lo tanto, los segundos datos sísmicos de la operación de medición sísmica serían diferentes de los datos sísmicos1 de la ? operación de medición sísmica base.
Los datos sísmicos (tanto de las operacionés de exploración sísmica base y segundas) y los datos de p'iresión se proveen a un sistema de procesamiento, que compala (en 308) las diferencias entre la base de medición sísmica de los j datos sísmicos y los segundos datos sísmicos de exploración sísmica. Las diferencias en las amplitudes de las ondas ,P, por ejemplo, pueden estar relacionadas con cambios de presión que identifican la ubicación de las barreras de j flujo. Basándose en los resultados de comparación y los datios de presión, las características del yacimiento se p"u edén determinar (en 310). i Alternativamente, las operaciones de sísmica adicional i exploración se puede realizar a través del tiempo después de la operación de base de estudio sísmico. Los cambios diferenciales entre los respectivos datos sísmicos d!'e las operaciones de exploración del monitor sísmico se puede utilizar para determinar los cambios de presión, que pÍieden ser utilizadas para determinar las característicasj del yacimiento. ' La figura 4 muestra otra disposición de exploración en la que los datos de presión recopilados por los sensores de presión 120 y los datos sísmicos recopilados por los sensores sísmicos 122 que forman parte de una herramienta de monitoreo 108A se pueden utilizar en conjunción con los datos recopilados por los medidores de inclinación 402 desplegados en la superficie de la tierra 116 por encima de la formación 102. Aunque no se muestra, los sensores sísmicos ¡en la superficie de la tierra 116 pueden adicional o alternativamente estar provistos medidores de inclinación 402 que se usan para medir la inclinación de las porciones de la superficie 116 en la cual se despliegan los medidores de inclinación correspondientes 402. A medida que el líquido se extrae del yacimiento 104, puede haber ligeras depresiones én la superficie 116. Los medidores de inclinación 402 se usan para medir la inclinación causada por tales depresiones leves. Los medidores de inclinación 402 se despliegan en una superficie que corresponde a la extensión aérea esperada del yacimiento 104 (o alguna sección del yacimiento 104).
Para caracterizar el yacimiento 104, se realiza una prueba de presión del pozo reduciendo la presión en una región y en el pozo 100. Los medidores de inclinación entonces miden la información en función del tiempo para detectar cualquier ligera depresión en la superficie 116. Los datos del medidor de inclinación medidos determinan la propagación de las ondas de presión a través del tiempo. Además, también se puede realizar estudios sísmicos para recopilar datos sísmicos, de acuerdo con el procedimiento de cualquiera de las figuras 2 o 3 anteriores. Los datos de presión se combinan con los datos del medidor de inclinación y los datos sísmicos para determinar las características del yacimiento. Los datos de los medidores de inclinación se pueden utilizar para obtener un mapa espacial de la deformación del yacimiento para proveer información adicional para determinar las características del yacimiento.
En la discusión anterior, se hace referencia a los datos de medición en un solo pozo. Alternativamente, se pueden proveer múltiples pozos, en los que los sensores de presión se pueden proveer en los múltiples pozos. Los datos de presión de los múltiples pozos se pueden utilizar con otros datos (por ejemplo, los datos sísmicos y/o de los datos del medidor de inclinación) para determinar las características del yacimiento.
En la anterior descripción, se hace referencia describen diversas técnicas interpretativas para caracterizar un cuerpo subterráneo. En otra modalidad, se puede utilizar un método de coincidencia histórica, como se muestra en la figuren 5. En este método, un modelo de yacimiento inicial previsto inicialmente (en 502). Este modelo inicial del yacimiento puede ser un modelo homogéneo tridimensional (3D) de un modelo subterráneo, que supone que el yacimiento es homogéneo.
Observar que esta suposición en general no es cierta, y por lo tanto el modelo inicial puede no ser completamente exacto.
A continuación, una prueba de presión del pozo se lleva a cabo (en 504), con los datos de presión obtenidos ; como resultado de la prueba de presión del pozo. A continuación, se puede realizar la exploración sísmica (en 506).
Entonces se realiza una simulación (en 508) utiliz a n do el modelo de yacimiento, que en este momento es el modelo inicial del yacimiento. La simulación modela la caída de presión en función del tiempo. Los resultados de la simulación se comparan (en 510) con los resultados y la presión para determinar el nivel de juego. En un principio, es poco probable que los resultados de simulación coincidan con los resultados de las pruebas y la presión. En consecuencia, el modelo de yacimiento se actualiza (de 512) en base a la comparación y también se basa en la arquitectura o la información estructural del yacimiento que se determina de acuerdo con los idatos sísmicos. Los datos sísmicos permiten a un operador y para determinar la estructura o arquitectura del yacimiento. Esta estructura o arquitectura determinada, en relación con la comparación de los datos de presión simulada y datos reales de presión, se puede utilizar para actualizar el modelo de yacimiento de tal manera que se provee un modelo de yacimiento más preciso. El proceso en 504-512 se repite (en 514) utilizando el modelo de yacimiento actualizado,. Las tareas se realizan iterativamente para actualizar de forma incremental el modelo de reserva hasta que la comparación realizada en 510 indica una coincidencia entre los datos de presión simulados y los datos de presión reales dentro de un umbral predefinido.
Observar que en lugar de utilizar los datos sísmicos en base de realizar exploraciones sísmicas (en 506), la información del medidor de inclinación se pueden recopilar para la determinar la estructura o arquitectura del depósito. Alternativamente, pueden utilizarse tanto los datos sísmjicos y los datos del medidor de inclinación.
La figura 6 muestra otra modalidad de una operación de medición que utiliza tanto los datos sísmicos y los datos de presión. Inicialmente, se realiza una exploración de base sísmica (en 550), antes de realizar las pruebas de presión del pozo. Esto proporciona los datos sísmicos de referencia.
A continuación, una prueba de presión del pozo se inicia (en 552), en el cual el flujo de fluido se crea mediante la aplicación de presión en el pozo Se miden los datos de presión y el flujo de fluido asociados con la formación y el pozo (en 554).
Un estudio sísmico se repite (en 556) para recopilar datos sísmicos después de la caída de presión. El punto aquí es seguir repitiendo las exploraciones sísmicas a intervalos periódicos y seguir vigilando hasta que la evolución temporal de la presión de los cambios se observan en los datos sísmicos.
Los datos sísmicos del tiempo pasado (datos sísmicos recopilados en diferentes momentos en diferentes exploraciones) son procesados e invertidos (en 558) para detectar cambios de presión en el yacimiento. Además, la extensión espacial de los cambios de presión en el yacimiento se puede analizar (en 560). Observar que la etiqueta "opcional" en las cajas 558 y 560 significa que los datos de presión medida (lo ocurren continuamente) se puede proveer como entradas opcionales para realizar las tareas de las cajas 558 y 560.
Si se desea información adicional, el pozo puede ser cerrado (en 562). Como resultado del cierre, la presión de fluidos en la formación se equilibra Otro estudio sísmico se realiza (en 564) después del cierre. Una vez más, el lap|so de tiempo en el que los datos sísmicos pueden ser procesados e invertidos (en 566) para detectar cambios de presión en el yacimiento. Además, la extensión espacial de los cambios de presión en el yacimiento se puede analizar (en 568).
Observar que las tareas 562-568 son opcionales y pueden omitirse si los datos adicionales no son deseados por el operador de la exploración.
La evolución espacio-temporal en cuatro dimensiones (4D) de la presión en el yacimiento, se puede determinar (en 570). Lo que esto significa es que puede capturar el movimiento de los frentes de presión en función del tiempo y el espacio.
La capacidad de difusión hidráulica de la presión de poro en el yacimiento se puede estimar (en 572). Ademas, la determinación de la evolución espacio-temporal 4D ¡de la presión en el yacimiento permite que los cambios én las ?'! propiedades elásticas de la formación rocosa sea monitoreada durante las pruebas de pozos con el fin de estimar la permeabilidad (en 574) a partir del análisis espacio-temporal de los cambios elásticos inducidos por la presión. < La figura 7 muestra un ejemplo de la compu adora 600que se puede utilizar para realizar varias tareas de procesamiento discutidas anteriormente. La computadora 600 incluye software de procesamiento de 602 que es ejecutable en una o varias unidades centrales de procesamiento ¡(CPU) 604. El software de procesamiento 602 puede realizar la area 212 de la figura 2, las tareas 308 y 310 de la figura 3,-.l¡y las ¦i' ,i tareas 508, 510, y 512 de la figuren 5. i j La o las CPU 604 es (son) conectadas á un almacenamiento 606, que puede contener diversos datos, incluyendo uno o más datos de presión 608, los datos sísmicos 610, los datos del medidor de inclinación 612, y un modelo de y a c i m i e n t o 614. ' El software de procesamiento 602 es capaz de proveer una salida 616 basado en el proceso realizado por el software de procesamiento 602. La salida 616 puede tener la forma de una salida gráfica para su presentación en una pantalla, o puede ser algún tipo de reporte comunicado a través de una red a una terminal de dispositivo remoto.
Las instrucciones del software de procesamiento 602 se cargan para su ejecución en un procesador (como uno o más CPUs 604). El procesador incluye microprocesadores, m ¡croco n tro la d o re s , módulos de procesador o subsistemas (incluyendo uno o más microprocesadores y microcontroladores) , o el control de otros dispositivos informáticos. Un "procesador" puede referirse a un único componente o a múltiples componentes.
Datos e instrucciones (del software) se almacenan en respectivos dispositivos de almacenamiento, que se implementan como uno o más medios legibles por computadora o utilizables por computadora. Los medios de almacenamiento incluyen diferentes formas de memoria incluyendo dispositivos de memoria sémiconductores tales como memorias de acceso aleatorio dinámicas o estáticas (DRAM o SRAM), memorias borrables y de solo lectura programables (EPROM), memorias borrables eléctricamente y de solo lectura (EEPROM) y memorias flash; discos magnéticos; tales como discos fijos, discos flexibles y discos removibles; otros medios magnéticos incluyendo cintas; y medios ópticos tales como discos compactos (CDs) o discos de video digital (DVDs).
Mientras que la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos versados en la técnica, con la ventaja de esta descripción apreciarán sus numerosas modificaciones y variaciones. Se pretende que las reivindicaciones anexas cubran tales modificaciones y variaciones que pertenezcan al espectro y alcance de la invención.

Claims (15)

REIVINDICACIONES \
1. Un método para determinar las características :de un cuerpo subterráneo en la caracterización de yacimientos, que comprende: i realizar pruebas de presión en un pozo, en donde la prueba de presión se compone de reducir la presión en el pozo; . medir datos de presión en el pozo durante la de presión; realizar una operación de exploración sísmica; medir los datos sísmicos en el marco de la operac'jón de exploración sísmica, y : proveer los datos de presión y los datos de la explojración sísmica a un sistema de procesamiento para su procesamiento 1 para determinar las características del cuerpo subterráneo. !
2. El método de la reivindicación 1, que además compr'ende: medir la inclinación usando medidores de inclinación siempre en una superficie por encima del cuerpo subterranep.
3. El método de la reivindicación 1, en donde realizar la j operación de exploración sísmica se realiza en coincidencia con la prueba de presión, en donde los datos sísmicos se ven afectados por los cambios de presión en el cuerpo subterráneo debido a la prueba de presión. ;
4. El método de la reivindicación 1 o 3, en donde se realiza la operación de exploración sísmica, el método además comprende: !l 22 i realizar una operación base de estudios sísmicos anjtes de la prueba de presión, y comparar los datos sísmicos de la sede central de operaciones de investigación sísmica con los datos sismic o"s de la primera operación de exploración sísmica.
5. El método de la reivindicación 4, que además comprende: realizar una segunda operación de exploración sísmica "i después de la primera operación de exploración sísmica; > comparar los datos sísmicos de las respectivas operaciones íi 1 de exploración sísmica primera y segunda, y ' determinar las características del cuerpo subterránjeo en base a la comparación de los datos sísmicos de la operación de exploración sísmica base con los datos sísmicos de la p r i m e r a operación de exploración sísmica, y en base a la comparacjión de los datos sísmicos de las respectivas operaciones de exploración sísmica primera y segunda. ¦
6. El método de la reivindicación 1, que además comp.rende: mediar datos de presión de un segundo pozo, y ;! en donde la determinación de las características del cuerpo subterráneo también se basan en los datos de presió|n del segundo pozo. i
7. El método de la reivindicación 1, en donde realizar la prueba de presión consta de bajar una cadena de herramientas en el pozo, la cadena de herramienta reduce la presión en el pdzo.
8. El método de la reivindicación 7, en donde los datos de medición de presión en el pozo comprende medir los datos de medición de presión en el pozo a medida que la presión aumenta gradualmente en el pozo debido al flujo de los fluidos del cuerpo subterráneo al pozo, y en donde la medición de los datos sísmicos comprende medir los datos sísmicos utilizando sensores sísmicos en la cadena de herramientas.
9. El método de la reivindicación 1 , en donde realizar la operación de exploración sísmica comprende la ejecución de una primera operación de exploración sísmica en coincidencia con la prueba de presión, el método además comprende: realizar una operación base de exploración sísmica an'tes de la prueba de presión para obtener datos sísmicos de línea de base, en donde los datos sísmicos obtenidos de las operaciones de exploración sísmica que conforman los datos sísmicos del lapso de tiempo; procesar los datos sísmicos del lapso de tiempo para detectar cambios de presión, y 1 determinar la evolución espacio-temporal de la presión en el cuerpo subterráneo en base a los datos de la presión medida y procesar los datos sísmicos del lapso de tiempo.
10. Un método de procesamiento de datos de presión y los datos sísmicos para determinar las características de un cuerpo subterráneo, en donde los datos se adquieren mediante un método de las reivindicaciones 1 a 9, el método comprende:, tener -los datos adquiridos, 1 utilizar un sistema de procesamiento que determine las características de los cuerpos subterráneos en ba e al procesamiento de los datos de presión y los datos sísmicos conjuntamente. ';
11. El método de la reivindicación 10, que a;demás comprende: i proveer los datos del medidor de inclinación, junto c !o n los datos de presión y los datos sísmicos al sistema de procesamiento para el procesamiento para determinar las características del cuerpo subterráneo. i
12. El método de la reivindicación 11, que además comprende: proveer un modelo del yacimiento del cuerpo subterránjeo, realizar una simulación utilizando el modelo de yacimiento para obtener datos simulados la presión, comparando los datos de presión simulada con los datos de presión de la prueba de presión, y actualizar el modelo de yacimiento del cuerpo subterráneo de acuerdo a la comparación y de acuerdo a una arquitectura del cuerpo subterráneo determinada en base a los datos sísmicbs, en donde el modelo de yacimiento es representativo de las características del cuerpo subterráneo. 25
13. El método de la reivindicación 12, que además comprende realizar iterativamente la simulación y la actualización de las tareas para perfeccionar gradualmente el modelo de yacimiento del cuerpo subterráneo.
14. Un sistema de computadora para el procesamiento de datos para la caracterización de yacimientos que comprende: un procesador y software de procesamiento ejecutable en el procesador para realizar un método de acuerdo con las reivindicaciones 10 a 13 para determinar las características de un cuerpo subterráneo.
15. Un artículo que comprende por lo menos un medio de almacenamiento legible por computadora que contiene las instrucciones que cuando se ejecutan causan que una computadora realice un método como en las reivindicaciones 10-13 para determinar las características de un cuerpo subterráneo.
MX2011001833A 2008-08-18 2009-08-04 Determinacion de caracteristicas de un cuerpo subterraneo para usar los datos de presion y datos sismicos. MX2011001833A (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/193,278 US9086507B2 (en) 2008-08-18 2008-08-18 Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
PCT/US2009/052706 WO2010021837A2 (en) 2008-08-18 2009-08-04 Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MX2011001833A true MX2011001833A (es) 2011-04-28

Family

ID=41681833

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MX2011001833A MX2011001833A (es) 2008-08-18 2009-08-04 Determinacion de caracteristicas de un cuerpo subterraneo para usar los datos de presion y datos sismicos.

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9086507B2 (es)
EP (1) EP2326795B1 (es)
MX (1) MX2011001833A (es)
WO (1) WO2010021837A2 (es)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7967069B2 (en) * 2008-10-22 2011-06-28 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations
US8938363B2 (en) * 2008-08-18 2015-01-20 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US9086507B2 (en) 2008-08-18 2015-07-21 Westerngeco L.L.C. Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US9127543B2 (en) 2008-10-22 2015-09-08 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations
US8600708B1 (en) * 2009-06-01 2013-12-03 Paradigm Sciences Ltd. Systems and processes for building multiple equiprobable coherent geometrical models of the subsurface
EP2556209A1 (en) * 2010-04-07 2013-02-13 Precision Energy Services, Inc. Multi-well interference testing and in-situ reservoir behavior characterization
US20130049983A1 (en) * 2011-08-26 2013-02-28 John Rasmus Method for calibrating a hydraulic model
US9394783B2 (en) 2011-08-26 2016-07-19 Schlumberger Technology Corporation Methods for evaluating inflow and outflow in a subterranean wellbore
WO2019139578A1 (en) * 2018-01-10 2019-07-18 Landmark Graphics Corporation Seismic rock property prediction in forward time based on 4d seismic analysis
CN108708706A (zh) * 2018-07-23 2018-10-26 广州海洋地质调查局 泥质粉沙油气层的压裂实验装置
CN109188557B (zh) * 2018-09-29 2020-07-10 中国石油天然气股份有限公司 一种应用生烃增压模型计算排烃效率的方法
US11156744B2 (en) 2019-01-10 2021-10-26 Emerson Paradigm Holding Llc Imaging a subsurface geological model at a past intermediate restoration time
US10520644B1 (en) 2019-01-10 2019-12-31 Emerson Paradigm Holding Llc Imaging a subsurface geological model at a past intermediate restoration time
US11635538B2 (en) 2019-04-15 2023-04-25 Saudi Arabian Oil Company Equivalent linear velocity for first arrival picking of seismic refraction
US11435491B2 (en) * 2019-04-15 2022-09-06 Saudi Arabian Oil Company Wave velocity determination for seismic imaging
CN112814653A (zh) * 2021-02-05 2021-05-18 西南石油大学 一种缝洞型油藏储层结构判定方法
CN112835101B (zh) * 2021-03-13 2022-04-15 中国石油大学(华东) 裂缝流体因子预测方法及系统

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4280200A (en) 1979-05-21 1981-07-21 Daniel Silverman Seismic method of mapping horizontal fractures in the earth
US4271696A (en) * 1979-07-09 1981-06-09 M. D. Wood, Inc. Method of determining change in subsurface structure due to application of fluid pressure to the earth
US5010527A (en) 1988-11-29 1991-04-23 Gas Research Institute Method for determining the depth of a hydraulic fracture zone in the earth
US5128866A (en) * 1989-09-20 1992-07-07 Chevron Corporation Pore pressure prediction method
US6206108B1 (en) * 1995-01-12 2001-03-27 Baker Hughes Incorporated Drilling system with integrated bottom hole assembly
US5924049A (en) 1995-04-18 1999-07-13 Western Atlas International, Inc. Methods for acquiring and processing seismic data
US5574218A (en) 1995-12-11 1996-11-12 Atlantic Richfield Company Determining the length and azimuth of fractures in earth formations
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US6112817A (en) * 1997-05-06 2000-09-05 Baker Hughes Incorporated Flow control apparatus and methods
US5899272A (en) 1997-05-21 1999-05-04 Foremost Industries Inc. Fracture treatment system for wells
US6263283B1 (en) * 1998-08-04 2001-07-17 Marathon Oil Company Apparatus and method for generating seismic energy in subterranean formations
US6826486B1 (en) * 2000-02-11 2004-11-30 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for predicting pore and fracture pressures of a subsurface formation
US7003439B2 (en) * 2001-01-30 2006-02-21 Schlumberger Technology Corporation Interactive method for real-time displaying, querying and forecasting drilling event and hazard information
US6473696B1 (en) 2001-03-13 2002-10-29 Conoco Inc. Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth
US20040035634A1 (en) 2002-08-26 2004-02-26 Horst Rueter Pneumatically clamped wellbore seismic receiver
US7255173B2 (en) * 2002-11-05 2007-08-14 Weatherford/Lamb, Inc. Instrumentation for a downhole deployment valve
US7063174B2 (en) 2002-11-12 2006-06-20 Baker Hughes Incorporated Method for reservoir navigation using formation pressure testing measurement while drilling
US7134492B2 (en) 2003-04-18 2006-11-14 Schlumberger Technology Corporation Mapping fracture dimensions
CA2556937C (en) 2004-03-01 2010-09-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for measuring a formation supercharge pressure
US20060081412A1 (en) * 2004-03-16 2006-04-20 Pinnacle Technologies, Inc. System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis
WO2005106533A2 (en) 2004-04-21 2005-11-10 Pinnacle Technologies, Inc. Microseismic fracture mapping using seismic source timing measurements for velocity calibration
US7274304B2 (en) * 2004-07-27 2007-09-25 Intelliserv, Inc. System for loading executable code into volatile memory in a downhole tool
US7127353B2 (en) * 2004-08-27 2006-10-24 Strm, Llc Method and apparatus for imaging permeability pathways of geologic fluid reservoirs using seismic emission tomography
US7391675B2 (en) 2004-09-17 2008-06-24 Schlumberger Technology Corporation Microseismic event detection and location by continuous map migration
WO2006119215A2 (en) 2005-04-29 2006-11-09 Baker Hughes Incorporated Seismic analysis using electrical submersible pump as a seismic source
GB2428089B (en) * 2005-07-05 2008-11-05 Schlumberger Holdings Borehole seismic acquisition system using pressure gradient sensors
US7280918B2 (en) * 2005-08-08 2007-10-09 Knowledge Systems, Inc. Method and system for combining seismic data and basin modeling
US8620636B2 (en) * 2005-08-25 2013-12-31 Schlumberger Technology Corporation Interpreting well test measurements
US7389185B2 (en) * 2005-10-07 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures
US7802627B2 (en) 2006-01-25 2010-09-28 Summit Downhole Dynamics, Ltd Remotely operated selective fracing system and method
US7451812B2 (en) 2006-12-20 2008-11-18 Schlumberger Technology Corporation Real-time automated heterogeneous proppant placement
US20090168600A1 (en) 2007-12-26 2009-07-02 Ian Moore Separating seismic signals produced by interfering seismic sources
WO2009118625A1 (en) 2008-03-26 2009-10-01 Schlumberger Technology B.V. Method and apparatus for detecting acoustic activity in a subsurface formation
US8217337B2 (en) * 2008-03-28 2012-07-10 Schlumberger Technology Corporation Evaluating a reservoir formation
US7916576B2 (en) 2008-07-16 2011-03-29 Westerngeco L.L.C. Optimizing a seismic survey for source separation
WO2010017557A1 (en) 2008-08-08 2010-02-11 Altarock Energy, Inc. Method for testing an engineered geothermal system using one stimulated well
US7967069B2 (en) 2008-10-22 2011-06-28 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations
US9086507B2 (en) 2008-08-18 2015-07-21 Westerngeco L.L.C. Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US8938363B2 (en) 2008-08-18 2015-01-20 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US9127543B2 (en) 2008-10-22 2015-09-08 Westerngeco L.L.C. Active seismic monitoring of fracturing operations
US9063250B2 (en) 2009-08-18 2015-06-23 Schlumberger Technology Corporation Interference testing while drilling

Also Published As

Publication number Publication date
EP2326795A4 (en) 2013-07-17
US20100042325A1 (en) 2010-02-18
WO2010021837A3 (en) 2010-05-06
EP2326795B1 (en) 2020-03-25
EP2326795A2 (en) 2011-06-01
US9086507B2 (en) 2015-07-21
WO2010021837A2 (en) 2010-02-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
MX2011001833A (es) Determinacion de caracteristicas de un cuerpo subterraneo para usar los datos de presion y datos sismicos.
US9506339B2 (en) Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data
US20180203144A1 (en) Interferometric Microseismic Imaging Methods and Apparatus
US20120041738A1 (en) Method For Upscaling A Reservoir Model Using Deep Reading Measurements
US10877171B2 (en) Wavelet estimation for four-dimensional characterization of subsurface properties based on dynamic simulation
US10261215B2 (en) Joint inversion of geophysical attributes
US11215722B2 (en) Joint sensor orientation and velocity model calibration
Zimmer Microseismic design studies
Van Gestel et al. Continuous seismic surveillance of Valhall Field
CN102089497B (zh) 使用被动地震发射监视生产油田中沿着流动通路移动的储层流体
US20150212224A1 (en) Singularity spectrum analysis of microseismic data
US20090225628A1 (en) Estimating seismic anisotropy of shales
US9939541B2 (en) Layered linear inversion techniques for locating microseismic activity
Maxwell et al. Key criteria for a successful microseismic project
US10151849B2 (en) Well placement using closure stress based landing map
US10656296B2 (en) Processing of seismic data
AU2018335567B2 (en) System and method for deriving reservoir stresses from 4D seismic data
Freudenreich et al. Microseismic feasibility studies–assessing the probability of success of monitoring projects
US11860325B2 (en) Deep learning architecture for seismic post-stack inversion
GB2523460A (en) Singularity spectrum analysis of microseismic data
NO344460B1 (en) Methods and systems for identifying and plugging subterranean conduits
US20230127237A1 (en) Integrating wells into adaptive multi-scale geological modeling
Akram et al. Survey Design and Microseismic Data Acquisition

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration