MX2011009298A - Metodos para estimar las caracteristicas del esfuerzo desviatorico de la subsuperficie a partir de las direcciones de la anisotropia de registro sonico y las diecciones de falla de registro de imagen del agujero del pozo. - Google Patents

Abstract

Se describen métodos y aparatos para estimar las características de esfuerzo de las formaciones. El método consiste en: (a) adquirir datos de la anisotropía sónica, datos de imagen o ambos asociados con al menos un agujero del pozo; (b) emplear los datos de la anisotropía sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados; (c) calcular la FSA a partir del modelado de avance, el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA pronosticados; (d) calcular el ajuste equivocado FSA de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener el ajuste equivocado FSA calculado en relación con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; (e) si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado, de otro modo repetir los pasos (d)-(h) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición; (f) seleccionar el ajuste equivocado calculado almacenado, más pequeño del grupo consistente en ajustes equivocados FSA calculados, almacenados; al menos otro ajuste equivocádo calculado almacenado o la combinación de estos.

Description

METODOS PARA ESTIMAR LAS CARACTERISTICAS DEL ESFUERZO DESVIATÓRICO DE LA SUBSUPERFICIE A PARTIR DE LAS DIRECCIONES DE LA ANISOTROPIA DE REGISTRO SÓNICO Y LAS DIRECCIONES DE FALLA DE REGISTRO DE IMAGEN DEL AGUJERO DEL POZO REFERENCIAS CRUZADAS CON LAS SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud de Patente se relaciona con las siguientes Solicitudes de Patente U.S. cedidas con la presente, las cuales se incorporan en su totalidad para referencia: i) Solicitud de Patente U.S. Serie No. 11/553,565, publicada ahora como la Pat. U.S. No. 7,457,194 y titulada "DISCRIMINATING NATURAL FRACTURE- AND STRESS-INDUCED SONIC ANISOTROPY USING A COMBINATION OF IMAGE Y SONIC LOGS"; ii) Solicitud de Patente U.S. Serie No. 09/871,856, publicada ahora como la Pat. U.S. No. 6,308,137 y titulada "WHILE-PERFORACIÓN APPARATUS FOR EASURING STREAMING POTENTIALS AND DETERMINING EARTH FORMATION CHARACTERISTICS" ; iii) Solicitud de Patente U.S. Serie No. 09/514,866, publicada ahora como la Pat. U.S. No. 7,243,718 titulada "METHOD AND APPARATUS FOR COM UNICA ION WITH A DOWNHOLE TOOL"; iv) Solicitud de Patente Provisional U.S. No. 60/000000 titulada "METHOD AND SYSTEM TO DETERMINE THE GEO-STRESSES REGINE FACTOR Q FROM BOREHOLE SONIC MEASUREMENT MODELING" , presentadas en Agosto 27, 2008.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN 1. Campo de la Invención La presente invención en general se refiere a los campos de geología, geomecánica y geofísica. En particular, la identificación Y evaluación de zonas profundas que tienen características de esfuerzo desviatórico subsuperficial (subterráneo), es decir las direcciones principales de esfuerzo y factor R de la forma elipsoidal del esfuerzo, utilizando las direcciones de la anisotropía sónica del agujero del pozo en uno o múltiples agujeros de pozo desviados, ya sea de forma independiente o en combinación con otros datos. 2. Antecedentes de la Invención Los métodos y dispositivos conocidos para extraer petróleo y gas natural de las formaciones subterráneas incluyen la perforación de agujeros de pozos en zonas portadoras de hidrocarburos, construir una completación de pozo y después recuperar el producto. Se utilizan diversos detectores para mejorar tanto la creación del agujero del pozo como la productividad del pozo completado. Por ejemplo, las herramientas sónicas y operadas por cable para el registro durante la perforación se utilizan para medir las propiedades elásticas y dinámicas de la formación alrededor del agujero del pozo utilizando mediciones de velocidad de cizallamiento y compresión. Cuando las propiedades elásticas de la formación son anisotrópicas , se pueden medir y utilizar varias velocidades para caracterizar parcial o totalmente el tensor elástico anisotrópico, dependiendo de la dirección de propagación y polarización. Diversas condiciones pueden provocar anisotropia, incluyendo pero no limitado a propiedades intrínsecas de la roca, fracturas, y esfuerzos principales desiguales. La última condición tiene algunas implicaciones para la estabilidad del pozo, fracturación hidráulica óptima, diseño de completación y otras aplicaciones geofísicas y petrofísicas.

Además, teniendo un buen conocimiento de los datos del estado de esfuerzo existente en una formación se puede necesitar información para planear las operaciones de perforación y construcción de minas. En estas situaciones, los estimados deficientes de los esfuerzos efectivos pueden originar costos adicionales y problemas de seguridad relacionados con peligros geológicos e inestabilidad del agujero del pozo o mina. Además, el desarrollo de muchos campos petroleros existentes y la orientación de las fracturas comúnmente son controladas por la dirección del esfuerzo horizontal máximo. Por lo tanto, la caracterización del esfuerzo realizado antes de la producción puede reducir el riesgo en las decisiones de gestión del depósito, particularmente en las áreas de producción.

Definición del Esfuerzo de la Roca La importancia del esfuerzo de la roca es bien conocida para la mayor parte de actividades de la roca subterránea como puede ser en la minería y extracción de petróleo, las cuales dependen del conocimiento y aplicación de la mecánica de las rocas. El esfuerzo en un punto dentro de una masa rocosa es una cantidad del tensor que tiene tres componentes de esfuerzo normales que actúan perpendiculares a las caras de un cubo pequeño y seis componentes de esfuerzo de cizallamiento que actúan a lo largo de las caras [Hudson, J. A., F.H. Cornet, R. Christiansson, ISRM Suggested ethods for rock stress estimation Part 1: Strategy for rock stress estimation, International Journal of Rock echanics & Mining Sciences 40 (2003) 991998]. De las condiciones de conservación de momento y equilibrio, el tensor de esfuerzo de nueve componentes tiene seis componentes independientes. El estado de esfuerzo, s, se especifica ya sea por: (a) los tres esfuerzos normales y los tres esfuerzos de cizallamiento que actúan en los tres planos ortogonales especificados determinados por una serie de ejes x, y, y z; o (b) las direcciones (definidas por ejemplo mediante los ángulos de Euler) y las magnitudes (por ejemplo s?>s2>s3) de los tres esfuerzos principales. De otro modo, las magnitudes del tensor de esfuerzo se pueden representar mediante la combinación de los siguientes tres parámet ros : (i) R, el factor de forma desviatórica (también llamado factor de forma "elipsoidal") del tensor de esfuerzo, R = (s2-s3)/ (?|-s3), (ii) la relación O3/O1 y (iii) la magnitud de o . El componente desviatórico relativo del tensor de esfuerzo se puede escribir entonces como un tensor, Od con las mismas direcciones principales como s y las magnitudes igual a (1, R, 0) .

Panorama de los Métodos Existentes para la Estimación del Esfuerzo de la Roca Las técnicas para estimar el esfuerzo de la roca subterránea han sido estudiadas extensamente por la comunidad científica de mecánica de las rocas. Para una revisión reciente de los métodos existentes, refiérase a una serie de artículos titulada: "ISRM Suggested Methods for rock stress estimation" [Hudson, J. A., F. H. Cornet, R. Christiansson, ISRM Suggested Methods for rock stress estimation Part 1: Strategy for rock stress estimation, International Journal de Rock Mechanics & Mining Sciences 40 (2003) 991998; Sjoberg, J, , R. Christiansson, J.A. Hudson, ISRM Suggested Methods for rock stress estimation Part 2: overcoring methods, International Journal de Rock Mechanics & Mining Sciences 40 (2003) 9991010; Haimson, B.C., F. H. Cornet, ISRM Suggested Methods for rock stress estimation Part 3: hydraulic fracturing (HF) and/or hydraulic testing of pre-existing fractures (HTPF) , International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences 40 (2003) 10111020; R. Christiansson, J.A. Hudson, ISRM Suggested Methods for rock stress estimation Part 4: Quality control of rock stress estimation, International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences 40 (2003) 10211025; C. Fairhurst, Stress estimation in rock: a brief history and review, International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences 40 (2003) 957973] or to a recent book titled "Reservoir Geomechanics" [M. D. Zoback, Reservoir Geomechanics (2007), Cambridge University Press] .

El esfuerzo es una cantidad tri-dimensional natural y varia potencial y espacialmente en todas las direcciones de las coordenadas terrestres (Norte, Este, vertical o ejes Cartesianos x, y y z predefinidos) . Para una determinación completa del tensor de esfuerzo, las magnitudes y direcciones de los tres esfuerzos principales se tienen que estimar en cada punto en la subsuperficie . La mayor parte de los métodos procede a lo largo de los siguientes pasos, por ejemplo: (1) Primer paso,, puede considerar si la dirección vertical es una dirección principal de esfuerzo (a partir de la topografía, evidencia geológica y otra información) ; (2) Segundo paso, estimar la magnitud del componente de esfuerzo vertical (a partir de la densidad de la roca y profundidad de sobrecarga) ; (3) Tercer paso, considerar las indicaciones de las direcciones principales de esfuerzo y la relación de diferencias de esfuerzo a partir de las observaciones en la superficie (por ejemplo inversión de las soluciones del plano del foco sísmico o anisotropía de onda de cizallamiento sísmico) ; (4) Cuarto paso, establecer la orientación del esfuerzo principal mínima utilizando las observaciones subterráneas como pueden ser las observaciones de falla en las imágenes del agujero del pozo (fracturas hidráulicas, fracturas inducidas por la perforación u orientaciones de salida del agujero del pozo) o las direcciones de la anisotropía sónica del agujero del pozo; (5) Quinto paso, establecer el estado de esfuerzo completo en uno o más lugares a partir de uno o varios de los pasos siguientes: (5a) a partir de las pruebas de fracturación hidráulica en los agujero del pozo estableciendo el esfuerzo principal mínimo y la magnitud de esfuerzo principal máxima (pruebas de fracturación hidráulica, análisis de falla en el agujero del pozo o anisotropía sónica del agujero del pozo) ; (5b) utilizar métodos indirectos en el núcleo del agujero del pozo (como puede ser el efecto de Kaiser y análisis de deformación diferencial) ; (5 c) a partir de pruebas de extracción de muestras; (5d) mediante pruebas hidráulicas en los agujeros de pozos de fracturas pre-existentes (HTPF) ; y (6) Paso seis, por último establecer la variación del estado del esfuerzo a través del sitio debido a los diferentes estratos geológicos y fracturas (como se estimó a través de los análisis numéricos y otras mediciones) .

Resumiendo los pasos anteriores, la primera casi siempre es para determinar las direcciones principales (pasos 1 a 4), y la segunda tarea probablemente es para determinar la medida parcial o total de las magnitudes (pasos 5 y 6) , es decir cualquiera de las posibles R, Oí, s2, s3, y 03 Oi. El factor de forma elipsoidal del tensor de esfuerzo, es una cantidad importante que algunas veces se puede estimar más fácilmente a partir de las magnitudes de esfuerzo absoluto.

Panorama del Paso 1 Anterior Cuando el paso 1 indica que la dirección vertical no es una dirección principal de esfuerzo (debido a la topografía, estratos geológicos complejos, fracturas, para citar algunos ejemplos), la mayor parte de métodos conocidos utilizados para encontrar las direcciones principales de esfuerzo no aplican actualmente. Por ejemplo, dos clases principales de métodos que han tratado de superar este problema incluyen: (1) las indicaciones de producción de la primera clase de las direcciones principales de esfuerzo a partir de la inversión de las soluciones del plano del foco sísmico [Gephart, J. & Forsyth, D., 1984, a method for determining the regional stress tensor using earthquake focal mechanism data: application to the San Fernando earthquake sequence, J. Geophys. Res., 89 (2), 2177-2180] . En donde, las soluciones a partir de los métodos antes mencionados generalmente suponen un gran volumen en el cual el esfuerzo es homogéneo y la validez de esas soluciones aún se puede debatir; (2) la segunda clase utiliza pruebas hidráulicas de fracturas preexistentes (HTPF) en los agujeros del pozo. De esta forma, la segunda clase evidentemente no es aplicable si no hay fracturas preexistentes en el agujero del pozo [Cornet FH. The HTPF and the integrated stress determination methods, in: Hudson, editor; comprehensive rock engineering, vol. 3 Oxford: Pergamon Press; 1993; pp 413-32 (capítulo 15) ] .

Panorama del Paso 2 Anterior En relación con el paso 2 anterior, cuando la dirección vertical es una dirección principal de esfuerzo, la magnitud vertical se puede estimar considerando que existe uno o varios agujeros del pozo y la medición de la densidad volúmica de la roca se puede realizar utilizando herramientas para registro, nucleares, comunes desde la superficie hasta la profundidad de interés (y después integrarse sobre la profundidad) . Este paso es uno de los que se obtienen más fácilmente, una pequeña limitación que se practica como registros de densidad raramente se registran hasta la superficie (los datos perdidos generalmente se extrapolan) .

Panorama del Paso 3 anterior En relación con el paso 3 anterior, una limitación principal de la inversión de las soluciones del plano del foco sísmico o soluciones de anisotropía de la onda de ci zallamiento sísmico pueden venir del hecho de que los datos no están disponibles de forma consistente, especialmente en las cuencas del campo petrolero. Como se mencionó antes, otra limitación de la inversión del plano del foco sísmico es que la validez del método aún se debate. La anisotropía de la onda de cizallamiento sísmico sufre de ambigüedad en la interpretación de la causa de la anisotropía que es inducida por fractura, inducida de forma intrínseca o inducida por esfuerzo [Patente US No. 6,714,873 B2]. A lo sumo, esos métodos proporcionan indicaciones sobre las direcciones del campo de esfuerzo pero raramente producen resultados confiables en R (la relación de las diferencias de esfuerzo) .

Panorama del Paso 4 anterior En relación con el paso 4 anterior, los registros de imágenes en el agujero del pozo han tenido éxito al estimar la dirección del esfuerzo principal horizontal mínimo o máximo a partir de las observaciones de las fallas como pueden ser fracturas inducidas por la perforación, orientaciones de salida del agujero del pozo o fracturas hidráulicas [Luthi, S. . , 2000, Geological well logs: their use in reservoir modeling: Springer; M. D. Zoback, Reservoir Geomechanics (2007), Cambridge University Press] . Las limitaciones incluyen el hecho de que el esfuerzo relacionado con las fallas no siempre se observa en un agujero del pozo (es decir no hay datos) y esa interpretación de la falla relacionada con el esfuerzo se puede malinterpretar debido a la presencia de fracturas naturales o daños en el agujero del pozo (es decir positivos o negativos falsos) . Las técnicas de la anisotropia sónica en el agujero del pozo se han desarrollado utilizando anisotropia de cizallamiento dipolar para estimar la dirección de esfuerzo horizontal máximo, s? [Esmersoy, C, Kane, M . , Boyd, A., and Denoo, S., 1995, Fracture and stress evaluation using dipole shear anisotropy logs: in 36th Annu . Logging Symp. Trans. , SPWLA, 1 -12] . Una limitación principal es que la causa de la anisotropia sónica observada necesita identificarse estando relacionada con el esfuerzo y no inducida por fractura o inducida de forma intrínseca. Sobre todo ambas técnicas de registro sónico e imagen para estimar la dirección del esfuerzo se han desarrollado para agujeros de pozos verticales, pero estas técnicas no aplican cuando los agujeros de pozos están desviados más de varios grados.

Panorama de los Pasos 5 y 6 anteriores En relación con los pasos 5 y 6 anteriores, una de las técnicas más frecuentemente aplicadas y confiables para estimar el esfuerzo principal (horizontal) mínimo es utilizando pruebas de fracturación hidráulica en los agujeros de pozos. Sin embargo, la magnitud del esfuerzo principal (horizontal) máximo es más difícil de estimar. Se han desarrollado varias técnicas: Utilizando las salidas del agujero del pozo identificadas en las imágenes del agujero del pozo [Zoback M.D., Moos D., Mastín L. & Anderson R.N. (1985), Well bore breakouts and in situ stress, Journal de geophysical research, 90, B7, 5523-5530; Vernik L. & Zoback M.D. (1992), Estimation of the máximum horizontal principal stress magnitude from stress-induced well bore breakouts in the Cajón Pass scientific research borehole, Journal of Geophysical Research, 97, B4, 5109-5119], or using borehole sonic anisotropy [Sinha, B., Method for estimating formation in-situ stress magnitudes using a sonic borehole tool, Patente U.S. 5,838,633 (1998); Sinha, B., Determining stress parameters of formations from multi-mode velocity data, Patente U.S. 6,351, 991 (2002); Sinha, B . , Determination of stress characteristics of earth formations, Patente U.S. 7,042,802 B2 (2006)]. A las técnicas de salida les falta el conocimiento de las propiedades de las fallas. La anisotropia sónica tiene la dificultad para identificar la anisotropia sónica relacionada con el esfuerzo, la presencia de formaciones de roca sensibles al esfuerzo y el requisito del conocimiento de dos magnitudes principales de esfuerzo y la presión intersticial. También, los métodos sónicos no son aplicables en pozos que no tienen la forma vertical actualmente .

Panorama para Identificar las Causas de Anisotropia en relación con los Pasos 3-6 Anteriores Como se observa en los Pasos 3-6 anteriores, es importante tener métodos confiables para identificar la causa de la anisotropia para obtener indicaciones sobre las direcciones del campo de esfuerzo, por ejemplo, resultados confiables en R (la relación de diferencias de esfuerzo) . Por ejemplo, hay técnicas conocidas para identificar la anisotropia, como puede ser utilizando ondas P- y S- monopolares, Stoneley monopolares y datos sónicos de cizallamiento dipolar cruzado en la formación anisotrópica para estimar un módulo compresivo y tres módulos de cizallamiento [Sinha, B., et al., Radial profiling of three formation shear moduli, 75th Ann.

Internat. Mtg. Soc. of Expl. Geophys . , 2005; Pat . U.S. No. 6,714,480, titulada "Determination of anisotropic moduli of earth formations", para Sinha, B., et al., publicada en Mar. 30, 2004, incorporadas a la presente en su totalidad para referencia.] Una formación ortorrómbica con un eje de simetría vertical se caracteriza por tres módulos de cizallamiento : C 4, C55 y C66- En un agujero de pozo vertical, dos módulos de cizallamiento verticales (C44 y C55) se pueden estimar directamente a partir del análisis de anisotropía azimutal de las formas de onda dipolares cruzadas. El azimut de cizallamiento rápido se puede calcular utilizando un método como puede ser la rotación de Alford y la lentitud de cizallamiento lento y rápido se puede estimar a partir de los limites de frecuencia cero de las dispersiones dipolares cruzadas [Alford, R. M., Shear data in the presence of azimutal anisotropy, 56th Ann. Internat. Mtg., Soc. of Expl. Geophys. 1986; Esmersoy, C, et al, Dipole shear anisotropy logging, 64th Ann. Infernal Mtg, Soc. of Expl. Geophys., 1994; Sinha, B., et al., Radial profiling of three formation shear moduli, 75th Ann. Internat, Mtg. Soc. of Expl. Geophys., 2004; Pat. U.S. No. 5,214,613, titulada "Method and Apparatus for Determining Properties of Anisotropic Elastic Media" para Esmersoy, C, publicada en Mayo 25, 1993; Pat. U.S. No. 5,808, 963, titulada "Dipole Shear Anisotropy Logging", para Esmersoy, C, publicada en Sep. 15, 1998, o para un método alternativo véase la Pat. U.S. No. 6,718,266, titulada "Determination of dipole shear anisotropy of earth formations" para Sinha, B. , et al., publicada en Abr. 6, 2004; Tang, X., et al, Simultaneous inversión of formation shear-wave anisotropy parameters from cross-dipole acoustic-array waveform data, Geophysics, 1999, incorporada a la presente para referencia en su totalidad] . El tercer módulo de cizallamiento, C66, se puede estimar a partir de los datos Stoneley, considerando que las correcciones se aplican para eliminar cualquier alteración y los efectos de la herramienta cerca del agujero del pozo [Norris, A. N., et al., Weak elastic anisotropy and the tube wave, Geophysics, 1993, 58, 1091-1098; Pat. U.S. No. 6,714,480, titulada "Determination of anisotropic moduli of earth formations" para Sinha, B., et al., publicada en Mar. 30, 2004, incorporada a la presente en su totalidad para referencia] . Las curvas de dispersión dipolar se utilizan después para identificar la causa de la anisotropia de las propiedades elásticas: (i) efectos inducidos por el esfuerzo (debido a esfuerzos principales desiguales del campo lejano y concentración del esfuerzo del campo cercano alrededor del agujero del pozo) utilizando el cruzamiento característico de las curvas dipolares [Sinha, B. K. , et al., Stress-induced azimutal anisotropy in borehole flexural waves, Geophysics, 1996; Winkler, K. ., et al., Effects of borehole stress concentrations on dipole anisotropy measurements , Geophysics, 1998; Sinha, B. K., et al., Dipole dispersión crossover and sonic logs in a limestone reservoir, Geophysics, 2000; Pat . U.S. No. 5,398,215, titulada "Identification of Stress Induced Anisotropy in Formations" para Sinha, B., publicada en Mar. 14, 1995, incorporada a la presente en su totalidad para referencia], o (ii) anisotropia intrínseca o inducida por fractura utilizando las características de las curvas de dispersión paralelas [Sinha, B. K., et al., Borehole flexural modes in anisotropic formations, Geophysics, 1994; Pat. U.S. No. 5,398,215 titulada, "Identification of Stress Induced Anisotropy in Formations" para Sinha, B., publicada en Mar. 14, 1995, incorporada a la presente en su totalidad para referencia] . Sin embargo cuando la fractura y los efectos del esfuerzo, ambos, están presentes, o cuando el análisis de curvas de dispersión es difícil de interpretar debido a la atenuación de frecuencias altas [Donald, A. et al., Advancements in acoustic techcniques for evaluating natural fractures, 47th Annu. Logging Symp. , SPWLA, 2006, incorporada a la presente en su totalidad para referencia.], o cuando los ejes de simetría del medio anisotrópico y el eje del agujero del pozo no están alineados, la interpretación de la anisotropía observada se vuelve más desafiante. Se tiene que proporcionar información independiente para confirmar las observaciones y discriminar la importancia relativa de los diferentes efectos [Prioul, R., A., Donald, R., Koepsell, Z. El Marzouki, T., Bratton, 2007, Forward modeling of fracture-induced sonic anisotropy using a combination of borehole image and sonic logs, Geophysics, Vol. 72, pp. E135-E147].

Además, discriminar la importancia relativa de los diferentes efectos puede ser especialmente importante cuando las direcciones principales de esfuerzo y las normales a los planos de fracturas naturales no están alineadas. El análisis de las reflexiones del modo Stoneley y la atenuación permiten la identificación de fracturas abiertas en el agujero del pozo y una estimación de sus aberturas [Pat. U.S. No. 4,870,627, titulada "Method and apparatus for detecting and evaluating borehole wall para Hsu, K., publicada en Sep. 26, 1989; Hornby, B. E . , et al, Fracture evaluation using reflected Stoneley-wave arrivals, Geophysics; 1989; Tezuka, K., et al., Modeling of low-frequency Stoneley-wave propagation in an irregular borehole, Geophysics, 1997; Pat. U.S. No. 4,831,600, titulada, "Borehole Logging ethod for Fracture Detection and Evaluation" para Hornby, B., publicada en Mayo 16, 1989, incorporada a la presente en su totalidad para referencia.] Además, la interpretación de las imágenes del agujero del pozo (eléctricas y ultrasónicas) se puede utilizar para identificar fracturas, ya sean abiertas o cerradas [Luthi, S. M. , Geological well logs : their use in reservoir modeling, Springer, 2000; Pat. U.S. No. 5,243,521, titulada, "Width determination of fractures intersecting a borehole" para Luthi, S., publicada en Sep. 7, 1993, incorporada a la presente en su totalidad para referencia] Se observó que las propiedades de la fractura como lugar y orientación se pueden calcular.

Un Método para Estimar las Direcciones del Esfuerzo y R a partir de la Falla del Agujero del pozo (es decir, salidas o fracturas traccionales) en Múltiples Pozos Desviados y Limitaciones Se ha desarrollado un método utilizando orientaciones de fractura traccional o de salida en la pared del agujero del pozo a partir de varios agujeros de pozo desviados para extraer la dirección de esfuerzo horizontal máximo, oH y factor de forma del tensor de esfuerzo, R. [Cesaro, M . , M . , Gonfalini, P., Cheung, A. Etchecopar (2000), Shaping up to stress in the Apennines, Schlumberger Well Evaluation Conference, Italy 2000; Etchecopar A., et al., BorStress document and user manual, Schlumberger report, 2001] o, una propuesta similar alternativa; [Qian, W., Pedersen, L. B. (1991), Inversión of borehole breakout orientation data, Journal of Geophysical Research, 96, B12, 20093-20107; Qian, W., Crossing, K . S., Pedersen, L. B., Dentith, M. C, List, R. D. (1994), Corrección a "Inversión of borehole breakout orientation data", Journal of Geophysical Research, 99, Bl, 707-710] . Parte del método se basa en el trabajo de Mastín L. (1988), Effect of borehole deviation on breakout orientations, Journal of Geophysical Research, 93, B8, 9187-9195. Hay algunas ventajas al utilizar el método antes mencionado, el cual incluye: (1) depende únicamente de la orientación de las fracturas traccionales o salidas y no en algún criterio de fallas y propiedades de las fallas. Estos criterios son difíciles para estimar y pueden variar entre varios pozos de manera que no tener que determinarlos es un beneficio importante de este método; (2) no está restringido a pozos verticales y es válido utilizando combinaciones de pozos verticales y no verticales o únicamente pozos no verticales. Se necesitan al menos dos pozos con diferentes orientaciones o un solo pozo con diferentes orientaciones de trayectoria del pozo en el volumen de interés; y (3) del conocimiento de R más las magnitudes de los esfuerzos horizontales mínimo y vertical, es posible estimar la magnitud de esfuerzo horizontal máximo. Sin embargo, hay muchas limitaciones para utilizar el método antes mencionado, como puede ser: (1) este método no es aplicable si no hay imagen del agujero del pozo o no se observa salida (ningún dato) ; (2) ningún otro dato se puede utilizar en este método en su forma actual (por ejemplo anisotropía sónica) ; (3) se supone que la dirección vertical es una dirección principal; (4) se necesitan al menos dos pozos con diferentes orientaciones del pozo; y (5) cuando se combinan los datos de varios pozos, la hipótesis del campo de esfuerzo homogéneo en términos de sus direcciones y factor de forma se tienen que satisfacer para un volumen determinado.

Otro Método para Estimar las Direcciones de Esfuerzo del Factor R de Esfuerzo de Forma Elipsoidal utilizando Módulos Elásticos Anisotrópicos de los Datos de Lentitud de Cizallamiento de Anisotropía Sónica Este método describe una estimación del factor R de esfuerzo de forma elipsoidal utilizando módulos elásticos anisotrópicos de los datos de lentitud de cizallamiento de anisotropia sónica [V. Pistre, Y. GongRui; B. Sinha, R. Prioul, Method and algorithm to determine the geo-stresses regime factor Q from borehole sonic measurement, Solicitud de Patente Provisional U.S. No. 60.000000]. Sin embargo, aunque este método se describe utilizando un solo agujero del pozo, el método está limitado a las condiciones donde el eje del agujero del pozo y uno de los esfuerzos principales prácticamente está alineado (principalmente en la dirección vertical) . Además, este método también necesita el conocimiento de los datos de lentitud de cizallamiento sónico. De hecho, este método no puede estimar las direcciones principales de esfuerzo y el factor R de esfuerzo de forma elipsoidal utilizando las direcciones de la anisotropia sónica de agujero del pozo en uno o múltiples agujeros de pozo desviados, ya sea de forma independiente o en combinación con las direcciones de la falla del agujero del pozo (por ejemplo fracturas fracciónales o de salida) a partir de los datos de registro de imagen. Además, este método tampoco puede considerar el caso, cuando el eje del agujero del pozo y los esfuerzos principales no están alineados.

Por lo tanto, existe una necesidad de métodos y dispositivos que superen las limitaciones antes mencionadas de la técnica anterior. Como ejemplo no limitante, los métodos que pueden estimar las direcciones principales de esfuerzo subterráneo y el factor R de forma elipsoidal a partir de las direcciones de anisotropia de registro sónico del agujero del pozo y las direcciones de falla de registro de imagen, por ejemplo, para determinar las características de esfuerzo desviatórico subterráneo.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN De acuerdo con modalidades de la invención, la invención se refiere a la determinación de las características de esfuerzo principal subterráneo, es decir las características del tensor de esfuerzo desviatórico (es decir las direcciones principales de esfuerzo y el factor R de forma elipsoidal del esfuerzo) , utilizando las direcciones de la anisotropia sónica del agujero del pozo en uno o múltiples agujeros de pozo desviados, ya sea de forma independiente o en combinación con las direcciones de falla del agujero del pozo (por ejemplo salidas) a partir de los datos de registro de imagen.

De acuerdo con al menos una modalidad de la invención, la invención incluye un método para estimar las características de esfuerzo de las formaciones, el método consiste en los pasos de: (a) adquirir uno de: datos de la anisotropía sónica, datos de imagen o ambos asociados con uno o más agujero del pozo en donde el uno o más agujeros del pozo es uno de: vertical o desviado; (b) emplear los datos de la anisotropía sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados; (c) calcular la FSA a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA pronosticados; (d) calcular el ajuste equivocado FSA a partir de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener un ajuste equivocado FSA calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; (e) si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado, repetir pasos (d) a (h) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso (c) ; y (f ) seleccionar el ajuste equivocado calculado, almacenado, más pequeño del grupo consistente en los ajustes equivocados FSA calculados, uno o más de otros ajustes equivocados calculados, almacenados o alguna combinación de estos, para determinar un tensor de esfuerzo desviatórico final estimado considerando que el tensor de esfuerzo desviatórico final estimado se utiliza para las actividades del depósito.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir otro paso para almacenar con el ajuste equivocado FSA calculado del paso (e) , el primer tensor de esfuerzo desviatórico. La invención puede incluir otro paso después de repetir los pasos (c) a (e) , para almacenar ajuste equivocado FSA calculado del paso (e) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo. Además, la invención puede incluir el aspecto de otro paso para almacenar con el esfuerzo desviatórico estimado final del paso (f), el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo. Además, el tensor de esfuerzo desviatórico puede incluir las direcciones principales de esfuerzo y el factor R de esfuerzo desviatórico. Aún más, el uno u más de otros ajustes equivocados calculados, almacenados pueden ser uno de un ajuste equivocado (BOD) de la dirección de salida del agujero del pozo, calculada, un ajuste equivocado de la dirección de fractura traccional (TFD) calculada, o ambas.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir el ajuste equivocado BOD calculado y el ajuste equivocado TFD calculado mediante los paso de: (a) emplear los datos de imagen para identificar el tipo y orientación de falla del agujero del pozo, en donde los datos de imagen incluyen uno de: el BOD, el TFD o ambos para extraer uno de: los datos BOD observados, los datos TFD observados, o ambos; (b) calcular uno de: el BOD, el TFD o ambos a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer uno de: unos datos BOD pronosticados, unos datos TFD pronosticados o ambos; (c) calcular el ajuste equivocado BOD a partir de la diferencia entre los datos BOD observados y los datos BOD pronosticados para obtener un ajuste equivocado BOD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; (d) si el ajuste equivocado BOD calculado es igual a o menor que un segundo valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico, repetir los pasos (b) a (c) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno o más tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso (b) , después de repetir los pasos (b) a (d) , almacenar el ajuste equivocado BOD calculado del paso (d) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; (e) calcular el ajuste equivocado TFD a partir de la diferencia entre los datos TFD observados y los datos TFD pronosticados para obtener el ajuste equivocado TFD calculado que se refiere al primer tensor de esfuerzo desviatórico; y (f) si el ajuste equivocado TFD calculado es igual a o menor que un tercer valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado TFD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico, repetir pasos (d) a (e) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso (b) , después de repetir los pasos (b) , (f) a (g) , almacenar el ajuste equivocado FSA del paso (g) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo. Además, la invención puede incluir además el aspecto en el paso (b) reemplazar el modelado de avance que utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: (1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor de esfuerzo principal (PSF) , de manera que el tensor de esfuerzo desviatórico determinado se transforme en un bastidor vertical norte-este (NEV) ; (2) transformar el tensor de esfuerzo desviatórico determinado a partir del bastidor NEV a una parte superior del bastidor del agujero del pozo (TOH) utilizando los datos de orientación del agujero del pozo almacenados anteriormente; y (3) utilizar las expresiones analíticas para esfuerzos en una o más paredes del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo (Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst), en relación con el tensor de esfuerzo in situ de un campo lejano considera calcular una dirección de BOD para cualquiera de la una o más orientaciones de los agujeros del pozo como un ángulo en el cual un esfuerzo tangencial alcanza un valor máximo, considerando que el TFD se proporciona mediante un ángulo para el cual el esfuerzo tangencial alcanza un valor mínimo. Aún más, es posible además incluir en el paso (3) el reemplazo del Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst con al menos otro modelo de esfuerzo que proporcione los esfuerzos en la pared del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo en relación con el esfuerzo del campo lejano.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir la FSA estando combinado con uno de: un BOD, TFD, o alguna combinación de estos, de manera que estén combinados en un solo algoritmo de búsqueda de rejilla. Es posible que la invención pueda incluir en el paso (c) reemplazar el modelado de avance utilizando el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: (1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor de esfuerzo principal (PSF); (2) calcular un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) como una función de esfuerzo utilizando un modelo de rigidez inducida por esfuerzo proporcionado para un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en la bastidor PSF; (3) girar el tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en el bastidor PSF en un bastidor vertical norte-este (NEV) en combinación con: (3A) incorporar los resultados de una teoría de propagación de ondas elásticas; y (3B) incorporar las velocidades de onda P- y S- y direcciones de polarización derivadas de una propagación de ondas arbitraria; y (4) calcular la FSA a partir de una dirección de polarización de una onda de cizallamiento más rápida. Más aún, incluir en el paso (2) reemplazar el modelo de rigidez inducida por esfuerzo con al menos otro modelo físico de rigidez de la roca inducida por el esfuerzo. Además, reemplazar los pasos (2) y (3) con un modelo de rigidez inducida por esfuerzo diferente y una teoría de propagación que tenga al menos un modelo diferente.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir datos de la anisotropia sónica que incluyan registros sónicos del agujero del pozo. Además, los datos de imagen pueden incluir uno de: registros ultrasónicos del agujero del pozo, registros de imagen de resistividad, registros ultrasónicos del agujero del pozo y registros de imagen de resistividad, o alguna combinación de estos. Más aún, los datos FSA se pueden combinar con uno de: BOD, TFD o alguna combinación de estos, de manera que estén combinados en un solo algoritmo de búsqueda de rejilla. Es posible que el modelado de avance esté basado en un modelo mecánico. Además, incluir en el paso (b) el empleo de los datos de la anisotropia sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) se puede realizar en las formaciones de roca sensibles al esfuerzo. También es posible que el tensor de esfuerzo desviatórico pueda además estar definido por las direcciones de esfuerzo y el factor Q del régimen de esfuerzos. Además, la falla se puede definir a partir del grupo consistente en: una salida del agujero del pozo, una fractura traccional del agujero del pozo, una fractura traccional, una fractura inducida por la perforación del agujero del pozo, una fractura inducida por la perforación, una fractura hidráulica del agujero del pozo, una fractura hidráulica, una fractura de cizallamiento del agujero del pozo o una fractura de cizallamiento.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir además en el paso (b) : (i) calcular unos datos FSA modelados, pronosticados a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance incluye un grupo que consiste en uno de: un modelado de avance de la anisotropia inducida por fractura, modelado de avance de la anisotropia inducida por el estrato, modelado de avance de la anisotropia inducida por el esfuerzo o cualquier combinación de estos; (ii) comparar los datos FSA modelados, pronosticados, calculados con los datos FSA observados, extraídos para obtener un error FSA modelado que identifique los datos FSA observados, extraídos que tienen origen en la anisotropia inducida por el esfuerzo; y (iii) si el error FSA modelado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el error FSA modelado que identifica los datos FSA observados, extraídos que tienen origen en la anisotropia inducida por el esfuerzo y después ir al paso (c) , de otro modo repetir los pasos (i) a (ii) y si no se identifica que los datos FSA observados, extraídos tengan su origen en la anisotropía inducida por el esfuerzo, entonces ir al paso (a) .

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir el modelado de avance de la anisotropía inducida por la fractura para incluir un modelo de la anisotropía inducida por fractura y una de las entradas de inmersión de fractura natural, entradas de inmersión de fractura inducida por la perforación, uno de otros datos de fractura o cualquier combinación de estos. Además, el modelado de avance de la anisotropía inducida por el estrato puede incluir un modelo de la anisotropía inducida por el estrato y una de las entradas de: inmersión de lecho, uno de otros datos de estratificación geológica o cualquier combinación de estas. Más aún, el modelado de avance de la anisotropía inducida por el esfuerzo puede incluir un modelo de la anisotropía inducida por el esfuerzo y una de las entradas de: inmersión de fractura inducida por la perforación, entradas de dirección de salida, entradas de datos de direcciones de esfuerzo o cualquier combinación de estas.

De acuerdo con al menos una modalidad de la invención, invención incluye un aparato para estimar características de esfuerzo de las formaciones. El aparato consiste en: una memoria operable para almacenar datos de imagen y datos de la anisotropía sónica asociados con uno o más agujeros del pozo en donde el uno o más agujero del pozo es uno de: vertical o desviado; circuitería operable para emplear los datos de la anisotropía sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados; circuitería operable para emplear la FSA calculada a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA pronosticados; circuitería operable para emplear el ajuste equivocado FSA calculado a partir de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener un ajuste equivocado FSA calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; circuitería operable para determinar si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico en la memoria, repetir el cálculo del ajuste equivocado FSA utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiple tensores de esfuerzo desviatorico predefinidos se hayan aplicado mientras se calculaba la FSA a partir del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA repetido, calculado almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatorico respectivo; y la circuiteria operable para seleccionar el más pequeño ajuste equivocado calculado, almacenado del grupo consistente en el ajuste equivocado FSA calculado, almacenado y su tensor de esfuerzo desviatorico respectivo, uno o más ajustes equivocados calculados y sus tensores de esfuerzo desviatorico respectivos o alguna combinación de estos, para determinar un tensor de esfuerzo desviatorico final, estimado considerando que se utiliza el tensor de esfuerzo desviatorico estimado, final para las actividades del depósito.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir el primer tensor de esfuerzo desviatorico que incluye las direcciones principales de esfuerzo y factor R de esfuerzo desviatorico. Además, el uno o más de otros ajustes equivocados calculados, almacenados puede ser uno de: ajuste equivocado (BOD) de dirección de salida agujero del pozo, calculado o ajuste equivocado (TFD) de dirección de la fractura traccional calculado. Más aún, la circuiteria puede ser operable para calcular el ajuste equivocado BOD y el ajuste equivocado TFD mediante: (a) circuiteria operable para emplear los datos de imagen para identificar el tipo y orientación de la falla del agujero del pozo, en donde los datos de imagen incluyen uno de: BOD, TFD o ambos para extraer uno de: datos BOD observados, datos TFD observados, o ambos; (b) calcular uno de: el BOD, TFD o ambos a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer uno de: datos BOD pronosticados, datos TFD pronosticados o ambos; (c) calcular el ajuste equivocado BOD a partir de la diferencia entre los datos BOD observados y los datos BOD pronosticados para obtener el ajuste equivocado BOD calculado que se refiere al primer tensor de esfuerzo desviatórico; (d) circuiteria operable para determinar si el ajuste equivocado BOD calculado es igual a o menor que un segundo valor definido, almacenar entonces el ajuste equivocado BOD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico, repetir el cálculo del ajuste equivocado BOD utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiple tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado mientras se calculaba el BOD a partir del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado, almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; (e) calcular el ajuste equivocado TFD a partir de la diferencia entre los datos TFD observados y los datos TFD pronosticados para obtener el ajuste equivocado TFD calculado, el cual se refiere al primer tensor de esfuerzo desviatórico; y (f) si el ajuste equivocado TFD calculado es igual a o menor que un tercer valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado TFD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico, repetir el cálculo del ajuste equivocado TFD utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado mientras se calculaba la FSA a partir del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA repetido, calculado almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo. Es posible que el aparato pueda además incluir reemplazar el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: (1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor de esfuerzo principal (PSF) , de manera que el tensor de esfuerzo desviatórico determinado se transforme en un bastidor vertical norte-este (NEV) ; (2) transformar el tensor de esfuerzo desviatórico determinado a partir del bastidor NEV a una parte superior del bastidor del agujero del pozo (TOH) utilizando los datos de orientación del agujero del pozo almacenados anteriormente; y (3) utilizar las expresiones analíticas para esfuerzos en una o más paredes del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo (Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst ) , en relación con un tensor esfuerzo in situ de un campo lejano que proporciona el cálculo de una dirección de BOD para cualquiera de una o más orientaciones del agujero del pozo como un ángulo para el cual un esfuerzo tangencial alcanza un valor máximo, considerando que el TFD se proporciona mediante un ángulo para el cual el esfuerzo tangencial alcanza un valor mínimo. Más aún, reemplaza el Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst con: al menos uno de otros modelos de esfuerzo que proporcionan esfuerzos en la pared del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo en relación con el esfuerzo en el campo lejano. Además, reemplazar el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: (1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico en un bastidor de esfuerzo principal (PSF); (2) calcular un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) como una función de esfuerzo utilizando un modelo de rigidez inducida por esfuerzo proporcionado para un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en el bastidor PSF (3) girar el tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en el bastidor PSF en un bastidor vertical norte-este (NEV) en combinación con: (3(A)) incorporar los resultados de una teoría de propagación de ondas elásticas; y (3(B)) incorporar las velocidades de ondas P- y S- y direcciones de polarización derivadas de una propagación de ondas arbitraria; y (4) calcular la FSA a partir de una dirección de polarización de una onda de cizallamiento más rápida. Además, reemplazar el modelo de rigidez inducida por esfuerzo con un modelo físico de la rigidez de la roca inducida por el esfuerzo. También puede ser posible que los datos de la anisotropía sónica incluyan registros sónicos del agujero del pozo. Además, los datos de imagen pueden incluir uno de: registros ultrasónicos del agujero del pozo, registros de imagen de resistividad, registros ultrasónicos del agujero del pozo y registros de imagen de resistividad, o alguna combinación de estos.

De acuerdo con al menos una modalidad de la invención, la invención incluye un método para estimar el tensor de esfuerzo desviatórico a partir de las direcciones de la anisotropía de cizallamiento de registro sónico del agujero del pozo y direcciones de falla de registro de imagen, el método consiste en los pasos de: (a) adquirir uno de: datos de la anisotropia sónica, datos de imagen o ambos asociados con uno o más agujero del pozo en donde el uno o más agujeros del pozo es uno de: vertical o desviado; (b) emplear los datos de la anisotropia sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados; (c) calcular la FSA a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA pronosticados, de manera que el primer tensor de esfuerzo desviatórico consiste en uno o más tensores de esfuerzo desviatórico; (d) calcular el ajuste equivocado FSA a partir de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener un ajuste equivocado FSA calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; (d(l)) si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un primer valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico, repetir los pasos (c) a (d(l)) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno o más de los tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso (c) , después de repetir los pasos (c) a (d(l)), almacenar el ajuste equivocado FSA calculado del paso (d(l)) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; (e) de forma optativa emplear los datos de imagen para identificar el tipo y orientación de la falla del agujero del pozo, en donde los datos de imagen incluyen uno de: dirección de salida del agujero del pozo (BOD), dirección de fractura traccional (TFD) o ambos para extraer uno de: datos BOD observados, datos TFD observados, o ambos; (e(l)) calcular uno de: el BOD, TFD o ambos a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer uno de: datos BOD pronosticados, datos TFD pronosticados o ambos; (e(l) (a)) calcular el ajuste equivocado BOD a partir de la diferencia entre los datos BOD observados y los datos BOD pronosticados para obtener un ajuste equivocado BOD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; (e(l) (a) (i)) si el ajuste equivocado BOD calculado es igual a o menor que un segundo valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico, repetir los pasos (e(l) (a)) a (e(l) (a) (i)) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado mientras se calculaba el BOD a partir del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado, repetido almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; (e(l) (b) ) calcular el ajuste equivocado TFD a partir de la diferencia entre los datos TFD observados y los datos TFD pronosticados para obtener un ajuste equivocado TFD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; (e(l) (b) (i)) si el ajuste equivocado TFD calculado es igual a o menor que un tercer valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado TFD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico, repetir los pasos (e(l) (b) ) a (e(l) (b) (i)) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado mientras se calculaba el TFD a partir del modelado de avance, después almacenar el ajuste equivocado TFD calculado, repetido almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; (f) seleccionar el ajuste equivocado calculado, almacenado, más pequeño junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo del grupo que consistente en uno de: el ajuste equivocado FSA calculado, ajuste equivocado BOD calculado, ajuste equivocado TFD calculado o cualquier combinación de estos, para seleccionar un tensor de esfuerzo desviatórico estimado, final considerando que se utiliza el tensor de esfuerzo desviatórico estimado, final para las actividades del depósito.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir el tensor de esfuerzo desviatórico que incluye las direcciones principales de esfuerzo y el factor R de forma de esfuerzo desviatórico. Además, reemplaza el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: (1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor de esfuerzo principal (PSF) , de manera que el tensor de esfuerzo desviatórico determinado se transforma en un bastidor vertical norte-este (NEV) ; (2) transformar el tensor de esfuerzo desviatórico determinado del bastidor NEV a una parte superior del bastidor del agujero del pozo (TOH) utilizando los datos de orientación del agujero del pozo almacenados anteriormente; y (3) utilizar las expresiones analíticas para esfuerzos en una o más paredes del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo (Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst ) , en relación con un tensor de esfuerzo in situ en un campo lejano permite calcular una dirección de BOD para cualquiera de una o más orientaciones del agujero del pozo como un ángulo para el cual un esfuerzo tangencial alcanza un valor máximo, considerando que el TFD se proporciona mediante un ángulo para el cual el esfuerzo tangencial alcanza un valor mínimo. Más aún, reemplaza el Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst con al menos uno de otros modelos de esfuerzo que se proporcionan para esfuerzos en la pared del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo en relación con el esfuerzo del campo lejano.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir reemplazar el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: (1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor de esfuerzo principal (PSF); (2) calcular un tensor de rigidez efectiva (Cijkl) como una función de esfuerzo que utiliza un modelo de rigidez inducida por esfuerzo provisto para un tensor de rigidez efectiva (Cijkl) en el bastidor PSF; (3) girar el tensor de rigidez efectiva (Cijkl) en el bastidor PSF en un bastidor vertical norte-este (NEV) en combinación con: (3(A)) incorporar los resultados desde una teoría de propagación de ondas elásticas; y (3(B)) incorporar velocidades de ondas P- y S- y direcciones de polarización derivadas de una propagación arbitraria de ondas; y (4) calcular la FSA a partir de una dirección de polarización de una onda de cizallamiento más rápida. Además, reemplazar el modelo de rigidez inducida por esfuerzo con un modelo físico de rigidez de roca inducida por el esfuerzo. También es posible que los datos de la anisotropía sónica incluyan registros sónicos del agujero del pozo. Más aún, los datos de imagen pueden incluir uno de: registros ultrasónicos del agujero del pozo, registros de imagen de resistividad, registros ultrasónicos del agujero del pozo y registros de imagen de resistividad, o alguna combinación de estos. Además, los datos FSA se pueden combinar con uno de: BOD, TFD o alguna combinación de estos, para estar combinados en un solo algoritmo de búsqueda de rejilla. Es posible que el modelado de avance pueda estar basado en un modelo mecánico. Además, el empleo de los datos de la anisotropía sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) se puede realizar en formaciones de roca sensibles al esfuerzo. Además, el tensor de esfuerzo desviatórico puede ser más definido mediante la dirección del esfuerzo y el factor Q del régimen de esfuerzos. También es posible que la falla pueda ser más definida a partir del grupo consistente en: una salida del agujero del pozo, una fractura traccional del agujero del pozo, una fractura traccional, una fractura inducida por la perforación del agujero del pozo, una fractura inducida por la perforación, una fractura hidráulica del agujero del pozo, una fractura hidráulica, una fractura de cizallamiento del agujero del pozo o una fractura de cizallamiento.

De acuerdo con al menos una modalidad de la invención, la invención incluye un método para estimar las características de esfuerzo de las formaciones, el método consiste en los pasos de: (a) adquirir uno de: datos de la anisotropía sónica, datos de imagen o ambos asociados con uno o más agujeros del pozo en donde el uno o más agujeros del pozo es uno de vertical o desviado; (b) emplear los datos de la anisotropía sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados; (c) calcular la FSA a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA pronosticados; (d) calcular el ajuste equivocado FSA a partir de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener un ajuste equivocado FSA calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; (e) si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado, de otro modo repetir los pasos (d) a (h) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos hayan sido aplicados en el paso (c) ; y (f) seleccionar el ajuste equivocado calculado, almacenado, más pequeño del grupo consistente en el ajuste equivocado FSA calculado, uno o más de otros ajustes equivocados calculados o alguna combinación de estos, para determinar un tensor de esfuerzo desviatórico estimado, final considerando que se utiliza el tensor de esfuerzo desviatórico estimado, final para las actividades del depósito.

De acuerdo con aspectos de la invención, la invención puede incluir además el paso de almacenar con el ajuste equivocado FSA calculado del paso (e) , el primer tensor de esfuerzo desviatórico. La invención puede incluir además el paso de que después de repetir los pasos (c) a (e), almacenar el ajuste equivocado FSA calculado del paso (e) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo. Además, la invención puede incluir el aspecto del paso de almacenar con el esfuerzo deviatórico estimado final del paso (f), el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo. Además, el tensor de esfuerzo desviatórico puede incluir las direcciones principales de esfuerzo y factor R del esfuerzo desviatórico. Más aún, el uno o más de otros ajustes equivocados calculados puede ser uno de: un ajuste equivocado (BOD) de la dirección de salida, calculado del agujero del pozo, un ajuste equivocado (TFD) de la dirección de la fractura traccional, calculado, o ambos.

Otras características y ventajas de la invención serán evidentes más fácilmente de la siguiente descripción detallada cuando se toma junto con los dibujos acompañantes .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente invención además se describe en detalle en la descripción que sigue, en referencia con la pluralidad de dibujos observados como ejemplos no limitantes de las modalidades ejemplares de la presente invención, en las cuales los números de referencia similares representan partes similares a través de todas las diversas vistas de los dibujos y en donde: La Fig. 1 muestra el paso 1 de al menos un diagrama del circuito de producción de datos de adquisición y procesamiento de imágenes del agujero del pozo, registros sónicos y petrofisicos , de acuerdo con las modalidades de la invención; La Fig. 2 muestra el paso 2 de al menos un diagrama del circuito de producción para identificar las características del campo de esfuerzo de los datos sónicos y de imagen del agujero del pozo, de acuerdo con las modalidades de la invención; La Fig. 3 muestra el paso 3 de al menos un diagrama del circuito de producción para estimar las direcciones del esfuerzo y R de los datos sónicos y de imagen del agujero del pozo, de acuerdo con las modalidades de la invención; La Fig. 4 muestra el paso 4 de al menos un diagrama del circuito de producción para el modelado de avance de las direcciones de fractura traccional y de salida, de acuerdo con las modalidades de la invención; La Fig. 5 muestra el paso 4 de al menos un diagrama del circuito de producción para el modelado de avance de las direcciones FSA, de acuerdo con modalidades de la invención; La Fig. 6 un sistema del sitio del pozo conocido en el cual se puede emplear la presente invención con al menos una modalidad de la invención; y La Fig. 7 muestra tipos conocidos de dispositivos sónicos de registro durante la perforación que se pueden utilizar con al menos una modalidad de la invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Las particularidades que se muestran en la presente son únicamente ejemplos y con el propósito de ilustrar la descripción de las modalidades de la presente invención y se presentan en el caso de proporcionar lo que se cree que es más útil y para entender fácilmente la descripción de los principios y aspectos conceptuales de la presente invención. En este aspecto, no se intenta mostrar detalles estructurales de la presente invención en mayor detalle que el necesario para el entendimiento fundamental de la presente invención, la descripción tomada con los dibujos hará evidente para los expertos en la técnica las diversas formas de la presente invención que se pueden incorporar en la práctica. Además, los números de referencia y designaciones en los diversos dibujos indican elementos similares.

De acuerdo con las modalidades de la invención, la invención estima que las características del tensor de esfuerzo desviatórico (es decir las direcciones principales de esfuerzo y el factor R de forma elipsoidal del esfuerzo) utilizando las direcciones de la anisotropia sónica agujero del pozo en uno o múltiples agujeros de pozo desviados, ya sea de forma independiente o en combinación con las direcciones de falla del agujero del pozo (por ejemplo fracturas de salida o traccionales ) a partir de los datos de registro de imagen.

Las direcciones de la anisotropia sónica se pueden considerar equivalentes al azimut de cizallamiento rápido sónico dipolar, también mencionado como FSA. Además, las direcciones de salida del agujero de pozo se mencionan como BOD y las direcciones de fracturas traccionales se mencionan como TFD.

De acuerdo con al menos una modalidad de la invención, la invención sigue los tres pasos principales en el circuito de producción descritos más adelante y en las Figuras 1, 2 y 3. Los tres pasos principales en el circuito de producción son: Paso 1) Sistema y adquisición y procesamiento de datos de los registros petrofisicos y de imagen, sónicos del agujero del pozo, en el modo de registro durante la perforación u operado por cable (paso 1 y Figura 1) ; Paso 2) Identificación de las características del campo de esfuerzo a partir de los datos de imagen y sónicos (FSA) del agujero del pozo (por ejemplo fractura y planos del lecho) a través de una integración de datos sónicos y de registro de imagen. Este nuevo análisis es una extensión de una metodología anterior desarrollada para discriminar la anisotropía inducida por fractura de la anisotropía inducida por el esfuerzo [Patente US No. 7,457,194 publicada para Prioul et al., Titulada "Discriminating Natural Fracture and Stress-Induced Sonic Anisotropy Using A Combination of Image and Sonic Logs . ] (Paso 2 y Figura 2); y Paso 3) Estimación de las direcciones principales de esfuerzo y factor R de la forma elipsoidal del esfuerzo utilizando las direcciones de la anisotropia sónica (FSA) del agujero del pozo en uno o múltiples agujeros de pozo desviados, ya sea de forma independiente o en combinación con las direcciones de la falla del agujero del pozo (BOD y TFD) a partir de los datos de registro de imagen (paso 3 y Figura 3) .

De acuerdo con al menos una modalidad de la invención, la invención supera la técnica anterior al menos en el paso 3, en donde el método de la técnica anterior existió utilizando las fracturas de salida o traccionales a partir de las imágenes del agujero del pozo [Etchecopar A., et al., BorStress document and user manual, Schlumberger report, 2001] . Sin embargo, la al menos una modalidad de la invención produce al menos dos nuevos componentes, como ejemplo no limitante: Componente No. 1) Nuevos datos a partir de una herramienta diferente (sónica) y física (propagación de ondas) a propósito de la dirección de la anisotropia sónica (FSA) . Esto no es evidente en el sentido de que las relaciones entre direcciones de esfuerzo y FSA no son rectas en pozos desviados. Para arrojar luz en esta relación, uno necesita el modelado numérico de la propagación de ondas en materiales con pre-esfuerzo. Esta parte viene de un nuevo entendimiento del problema; y Componente No. 2) La integración de datos de diferentes herramientas con base en diferente físicas, registros sónicos del agujero del pozo en un lado y los registros de imagen de resistividad o ultrasónicos del agujero del pozo por otro lado, no es evidente. Al menos una de las novedades de esta invención es la combinación de dos tipos de datos (direcciones FSA y BOD, TFD) en un solo algoritmo de búsqueda de rejilla.

De acuerdo con la al menos una modalidad, la invención observa que: el Paso 1 depende de las Patentes, publicaciones existentes, herramientas/sistemas/servicios existentes de Schlumberger u otras compañías, el trabajo hecho por otros grupos de Schlumberger; y el Paso 2 se puede saltar en casos donde las características del campo de esfuerzo se identificaron de forma evidente en los datos de imagen y sónicos del agujero del pozo o ya sea que no se adquirieron los registros sónicos o de imagen .

PASO 1: SISTEMA, ADQUISICION Y PROCESAMIENTO DE DATOS Se observó que los pasos del sistema, adquisición y procesamiento de datos dependen de las técnicas comunes de la industria y contribuyen al circuito de producción como se muestra en la Fig. 1. 1.1 del Paso 1: Sistema y Adquisición de Datos De acuerdo con la al menos una modalidad, la invención puede necesitar la adquisición ya sea total o parcial de los siguientes datos en uno o varios agujeros del pozo (vertical o desviado) (sobre el total o parte del intervalo de profundidad) : • Los registros sónicos operados por cable (o LWD si existen) con todos los modos: monopolar, dipolar y Stoneley (101) con estudios de desviación en 3D; • Registros de imagen ultrasónica (102) o eléctricos LWD u operados por cable con estudios de desviación en 3D; • Registros petrofisicos normalizados LWD (103) u operados por cable.

De acuerdo con la técnica anterior, la adquisición de datos previos incluye un dispositivo que mide la orientación del pozo (deviación y azimut) en cada paso de la adquisición de registros. 1.2 del Paso 1: Procesamiento de Datos (1.2.1) Identificación de la Anisotropia Sónica (104) del agujero del pozo: en cada profundidad, el procesamiento anisotrópico de los datos sónicos (monopolar, dipolar y Stoneley) se puede realizar con base en los métodos preexistentes. Las ondas P- y S- Monopolar, Stoneley monopolar y datos sónicos de cizallamiento dipolar en formaciones anisotrópicas se pueden utilizar para estimar una compresión, hasta dos lentitudes de cizallamiento dipolar diferentes y una lentitud Stoneley. Esto da una medida de una compresión y hasta tres módulos elásticos de cizallamiento diferentes cuando se conoce la densidad volúmica a partir de los registros petrofisicos [Sinha, B., Sayers, C, y Endo, T, U.S. Patente 6,714,480]. Estos datos se utilizarán como entradas y datos de validación en la presente invención.

Pasos del Procesamiento Sónico Lentitud de compresión y módulos del modo monopolar: La D COmaM lentitud de compresión, ' se estima utilizando el modo monopolar y corresponde a una onda de compresión que se propaga y polariza en la dirección de la herramienta (aproximación en medios anisotrópicos ) . Esto permite el cálculo de los módulos dinámicos elásticos de compresión para esta orientación particular del pozo.

Anisotropia de lentitud de cizallamiento a partir del modo dipolar: Dos lentitudes de cizallamiento, se estiman directamente a partir del análisis de la anisotropia azimutal de formas de onda dipolar cruzadas. Este método además incluye determinar la dirección de cizallamiento rápido (frecuentemente llamado azimut de cizallamiento rápido) . Los métodos para determinar la dirección de cizallamiento rápido incluyen, pero no se limitan a la rotación de Alford [Alford, 1986; Esmersoy et al., 1994; Sinha et al., 2006; Esmersoy, C, 1993, Patente U.S. 5214613; Esmersoy, C, 1998, Patente U.S. 5808963] and parametric inversión of the crossed-dipole waveforms [Sinha, B. , Bose, S., y Huang, X., 2004, Patente U.S. 6,718,266]. La anisotropia azimutal sónica dipolar se identifica utilizando una combinación de factores: energía mínima pequeña y máxima grande en los componentes cruzados de las formas de onda giradas de Alford, dirección de polarización de cizallaraiento rápido estable con incertidumbre pequeña, diferencia de tiempo de llegada observada en las formas de onda y diferencia entre lentitudes de cizallamiento lento y rápido.

Para una trayectoria determinada del pozo, la dirección de cizallamiento rápido se mide en el plano transversal de la herramienta y . ortogonal a él (de aquí en adelante llamado plano transversal) . Esto permite el cálculo de los dos módulos elásticos de cizallamiento (cuando se conoce la densidad volúmica a partir de los registros petrofisicos ) para esta orientación particular del pozo. Las dos lentitudes de cizallamiento corresponden a las ondas de cizallamiento que se propagan en la dirección de la herramienta y polarizadas en el plano ortogonal al agujero del pozo y ortogonales entre si (aproximación en los medios anisotrópicos ) .

Módulos de cizallamiento del modo Stoneley: El modo stoneley se puede procesar para estimar la lentitud Stoneley DTstmeas considerando que se aplican las correcciones para eliminar cualquier alteración cerca del agujero del pozo y efectos de la herramienta [Norris y Sinha, 1993; Sinha, B., Sayers, C, and Endo, T., 2004, Patente U.S. 6,714,480]. Después, un tercer modulo de cizallamiento para una onda de cizallamiento que se propaga y polariza en el plano ortogonal al agujero del pozo se puede estimar a partir de la lentitud Stoneley, la densidad de fluido del agujero del pozo y la lentitud del fluido.

Identificación de la causa de la anisotropia a partir de las curvas de dispersión dipolares: Las curvas de dispersión dipolares se utilizan después para identificar la causa de la anisotropia: (i) efectos inducidos por el esfuerzo utilizando la característica de cruzamiento de las curvas dipolares [Sinha and Kostek, 1996; Winkler et al., 1998; Sinha et al., 2000; Sinha, B., Kostek, S., 1995, Patente U.S. 5,398,215], o (ii) anisotropia inducida por fractura o intrínseca utilizando las características de las curvas de dispersión paralelas [Sinha et al., 1994; Sinha, B., Kostek, S., 1995, Patente U.S. 5,398,215]. (1.2.2) Análisis estructural utilizando las imágenes del agujero del pozo (105) : Se realiza una interpretación estructural de las imágenes para extraer la geometría y morfología de los planos del lecho, estratificación, fracturas naturales y características inducidas por el esfuerzo. El análisis depende de los métodos existentes con base en el conocimiento geológico [Luthi, S. M., 2000, Geological well logs: their use in reservoir modeling: Springer; M. D. Zoback, Reservoir Geomechanics (2007), Cambridge University Press]. La determinación de las propiedades geométricas de los lechos o fracturas incluye la localización y orientación de la representación del plano ideal de los lechos o fracturas (determinado como profundidad z, ángulo de inmersión, y azimut de inmersión) . (1.2.3) Procesamiento de registros petrofisicos para los parámetros de evaluación de la formación (106) : En los siguientes procedimientos existentes para procesar registros petrofisicos para estimar las propiedades de la formación como pueden ser densidad volúmica de la roca, porosidad, e indicadores de litologia (por ejemplo arena, esquisto y carbonato) . Este paso es importante para proporcionar entradas criticas en el circuito de producción (por ejemplo densidad volúmica de la roca) y discriminar las litologias pertinentes para la estimación del esfuerzo.

PASO 2: IDENTIFICACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO DE ESFUERZO A PARTIR DE LOS DATOS DE IMAGEN Y SÓNICOS DEL AGUJERO DEL POZO De acuerdo con al menos una modalidad de la invención, la invención que utiliza un nuevo análisis es una extensión de la metodología de la técnica anterior desarrollada para discriminar la anisotropía inducida por fractura de la anisotropía inducida por el esfuerzo [US 60.1687 NP. Prioul et al. , Discriminating natural fracture and stress-induced anisotropy using a combination of image and sonic Logs . Presentado en Octubre 2006. Otorgado en Julio 2008] . 2.1 del Paso 2: Entrada de datos Para modelar por adelantado la respuesta sónica en la presencia de la anisotropía, se definen tres clases de modelos: clase de modelo de la anisotropía inducida por el estrato (211), clase de modelo de la anisotropía inducida por fractura (212), y clase de modelo de la anisotropía inducida por el esfuerzo (213) . Puede haber más de una propuesta de modelado de avance por clase y las entradas detalladas del modelo pueden diferir dependiendo de la clase y modelo. Además, cada modelo tiene uno o más parámetros de calibración que permiten usuario obtener una coincidencia real entre modelo observación . (2.1.1) Entradas para los modelos de avance en la clase de la anisotropia inducida por el estrato: Para esta clase las entradas abarcan ampliamente, pero no se limitan a: datos de lecho y estrato (profundidad, inmersión y azimut) obtenidos a partir de los registros de imagen (204); densidad volúmica de la formación a partir de los registros petrofisicos normalizados (208); velocidades de onda a partir de la sónica (202) (cizallamiento de compresión, rápido y lento, Stoneley) ; azimut del cizallamiento rápido sónico (201) ; estudio del agujero del pozo (desviación y azimut por profundidad) ; propiedades de la roca a partir del laboratorio, in-situ, o base de datos (210). (2.1.2) Entradas para los modelos de avance en la fractura-inducida anisotropia: Para esta clase las entradas abarcan ampliamente, pero no se limitan a: fractura natural (profundidad, inmersión y azimut) obtenidos a partir de los registros de imagen (205) y datos de fractura inducida por la perforación (profundidad, inmersión y azimut) obtenidos a partir de los registros de imagen (206); densidad volúmica de la formación a partir de los registros petrofisicos normalizados (208); velocidades de onda a partir de la sónica (cizallamiento de compresión, rápido y lento) (202); azimut de cizallamiento rápido sónico (201); estudio del agujero del pozo (desviación y azimut por profundidad) ; propiedades de la roca a partir del laboratorio, in-situ, o base de datos (210). (2.1.3) Entradas para los modelos de avance en la clase de la anisotropia inducida por el esfuerzo: Para esta clase, las entradas dependen de la suposición relacionada con el modelado. Por ejemplo, si se supone que el agujero del pozo y una de las direcciones principales de esfuerzo son paralelos, entonces las entradas abarcan ampliamente, pero no se limitan a: datos de la fractura inducida por la perforación (profundidad, inmersión y azimut) obtenidos a partir de los registros de imagen (206) y datos de salida (profundidad, dirección) obtenidos a partir de los registros de imagen (207); propiedades de la roca a partir del laboratorio, in-situ, o base de datos (210); estudio del agujero del pozo (desviación y azimut por profundidad) .

Sin embargo, si se supone que el agujero del pozo y una de las direcciones principales de esfuerzo no son paralelas, entonces las entradas abarcan ampliamente, pero no se limitan a: datos a priori en la dirección del esfuerzo (209) ; propiedades de la roca a partir del laboratorio, in-situ, o base de datos (210) ; estudio del agujero del pozo (desviación y azimut por profundidad) . 2.2 del Paso 2; Modelado de avance de la anisotropia sónica Con base en el modelo escogido y los parámetros de entrada correspondientes, algunas (pero no todas) de las respuestas sónicas modeladas son el azimut de cizallamiento rápido, lentitudes de cizallamiento rápido y lento, y la lentitud de compresión (214), (215), (216). La tarea aqui es obtener los resultados sónicos modelados representativos por lo que uno podría esperar si el mecanismo de la anisotropia . corresponde a la clase escogida, es decir la intención necesariamente es obtener el principal ajuste entre el modelo y la medición. Los resultados del modelo se calculan a partir de los datos de entrada independientes (es decir los datos de imagen del agujero del pozo) y los valores reales para los parámetros de calibración. En general, los resultados del modelo diferirán dependiendo de la clase del modelo.

En las siguientes tres subsecciones se proporcionarán ejemplos breves de los posibles modelos para cada una de las clases. Los modelos descritos tienen únicamente propósitos ilustrativos, y hay más modelos que se pueden aplicar a los modelos de avance del efecto de un mecanismo de la anisotropia particular en la sónica. Sin embargo, todos los modelos tienen en común que aceptan información geológica del agujero del pozo a través de las imágenes del agujero del pozo o conocimiento geológico independiente y en que los resultados sónicos modelados de salida se pueden comparar con las mediciones sónicas para establecer el mecanismo de la anisotropia dominante . (2.2.1) Ejemplo de modelado de avance de la anisotropia inducida por fractura: Un modelo de avance para la anisotropia debida a la presencia de fracturas naturales o inducidas por la perforación se pueden basar en el llamado tensor de adaptabilidad de exceso descrito por Sayers and Kachanov [Sayers, C. M., and Kachanov, M . , 1991, A simple technique for finding effective elastic constants of cracked solids for arbitrary crack orientation statistics: International Journal of Solids and Structures, 12, 81-97], Sayers and Kachanov [Sayers, C. M. , and Kachanov, M. , 1995, Microcrack-induced elastic wave anisotropy of brittle rocks: J. Geophys . Res., 100, 4149-4156], and Schoenberg and Sayers [Schoenberg, M., y Sayers, C. M. , 1995, Seismic anisotropy of fractured rock: Geophysics, 60, 204-211] : donde es la delta de Kronecker, es un tensor de segundo rango, y es un tensor de cuarto rango definido por En las ecuaciones anteriores, los H-terms < capturan la orientación de una fractura observada en los datos de imagen del agujero del pozo y se presentan dentro de una ventana de profundidad particular. Los términos B son la fractura normal y adaptabilidades tangenciales y éstas se pueden ajusfar para obtener un mejor ajuste entre las lentitudes de cizallamiento sónico modeladas y observadas. El azimut de cizallamiento rápido sónico modelado y las tres lentitudes siguen a partir de un análisis de valor propio/vector propio de la adaptabilidad total del tensor (antecedente más adaptabilidad en exceso debido a fracturas) . El procedimiento se describe más ampliamente en la Patente [US 60.1687 NP. Prioul et al., Discriminating natural fracture and stress-induced sonic anisotropy using a combination of image and sonic logs. Presentada en Octubre 2006. Otorgada en Julio 2008] y en diversas publicaciones, por ejemplo Prioul, R., A., Donald, R., Koepsell, Z. El Marzouki, T., Bratton, 2007, Forward modeling of fracture-induced sonic anisotropy using a combination of borehole image and sonic logs, Geophysics, Vol. 72, pp. E135-E147. (2.2.2) Ejemplos de modelado de avance de la anisotropia inducida por el estrato: Un modelo de avance para la anisotropia debido a la presencia de una secuencia de estratos o lechos de litologia diferente o debido a un estrato de material que por si mismo es intrínsecamente anisotrópico (como puede ser un esquisto) , se puede basar en un modelo similar al que se describe antes para la anisotropia inducida por fractura. Suponiendo que se conoce la presencia y orientación de los estratos o lechos a partir de los datos de imagen del agujero del pozo, estos lechos se pueden tratar como si fueran planos de fractura. En lugar de tratar cada plano del lecho individualmente, se puede utilizar la inmersión promedio y la dirección de inmersión dentro de la ventana sónica de interés.

Otra opción de modelado podría ser utilizar el tensor de rigidez completo en combinación con el análisis de valor propio/vector propio para obtener la lentitud en una dirección de propagación particular y el azimut de cizallamiento rápido correspondiente. El tensor completo se podría derivar a partir de las mediciones del laboratorio en núcleos, o a partir de análisis de datos que vienen de pozos múltiples perforados a través de la misma formación en ángulos diferentes. (2.2.2) Ejemplo de modelado de avance de la anisotropia inducida por el esfuerzo: Una propuesta para el modelo de avance del efecto del esfuerzo subterráneo en las ondas sónicas que se propagan podría empezar con la suposición de que la dependencia del esfuerzo (especialmente en rocas elásticas como pueden ser piedras areniscas) se debe a la deformación de micro grietas y límites entre los granos de arena. Cuando se esfuerzan, estos contactos se vuelven rígidos debido al cierre parcial de las grietas y un aumento total en la superficie de contacto. Suponiendo una relación lineal simple entre adaptabilidad de contacto o grieta y esfuerzo, Sayers (2005, 2006) describe una propuesta que produce un tensor de adaptabilidad elástica que incorpora los efectos de esfuerzo en una roca arenisca [Sayers, CM (2005) Sensitivity of elastic-wave velocities to stress changes in sandstones, The Leading Edge, Diciembre 2005, 1262- 1266; Sayers, 2006, Sensitivity of time-lapse seismic to reservoir stress path, Geophysical prospecting] . Este tensor se puede analizar para producir lentitud sónica y el azimut de cizallamiento rápido. La orientación del "tensor de esfuerzo, necesario para componer la adaptabilidad del tensor, se deriva de la información como puede ser un conocimiento a priori de las condiciones de esfuerzo locales, direcciones de salida y fracturas inducidas por la perforación, los últimos dos viniendo de las imagines del agujero del pozo o del análisis de la forma del agujero del pozo.

Una propuesta alternativa para modelar los efectos de esfuerzo seria utilizar la observación de Prioul et al. (2004) de que el cambio en los coeficientes de rigidez debido a un cambio en el esfuerzo se puede caracterizar únicamente por tres coeficientes de tercer orden, al menos para los medios isotrópicos e isotrópicos transversales [Prioul, R. , A. Bakulin, V. Bakulin (2004), Non-linear rock physics model for estimation of 3-D subsurface stress in anisotropic formations: Theory and laboratory verification, Geophysics, Vol . 69, pp. 415-425] . Estos tres coeficientes de tercer orden se pueden determinar por ejemplo a partir de las mediciones en núcleos con esfuerzo y sin esfuerzo. Los coeficientes de tercer orden se incorporan en los coeficientes del tensor elástico efectivo para el medio TI con esfuerzo. Junto con algún conocimiento de la orientación del tensor de esfuerzo (véase el primer ejemplo de modelado inducido por el esfuerzo) , el tensor efectivo resultante producirá las velocidades de onda sónica y para el azimut de cizallamiento rápido a través del análisis de valor propio/vector propio. 2.3 del Paso 2: Medición contra comparación del modelo [00072] Los resultados del modelo de avance a partir de las tres clases diferentes se compararon (217) con las mediciones sónicas correspondientes (201) (202) y en cada nivel de profundidad se identificó el mecanismo de la anisotropia dominante (219) . Si se considera sensible, los parámetros de calibración del modelo se puede ajustar y los resultados del modelo de avance se pueden volver a evaluar (218) . Además de la isotropia, los tres mecanismos considerados son: anisotropia inducida por el esfuerzo, anisotropia inducida por fractura y anisotropia inducida por el estrato. Si están disponibles, se utilizan las curvas de dispersión sónica (203) para confirmar o rechazar de forma independiente la caracterización de la anisotropia con base en el modelado de avance. Estos intervalos que están caracterizados por su anisotropia inducida por el esfuerzo se ingresan a la parte siguiente y final de esta invención, la estimación de la dirección y magnitud del esfuerzo, como se describe en la siguiente sección.

STEP 3; ESTIMACIÓN DE LAS DIRECCIONES DE ESFUERZO Y R A PARTIR DE LAS DIRECCIONES DE LA ANISOTROPIA SÓNICA (FSA) Y DIRECCIONES DE FALLA DE IMAGEN DEL AGUJERO DEL POZO (BOD Y TFD) Esta parte del circuito de producción está presente en la Figura 3 y con más detalles en las Figuras 4 y 5.

La tarea de esta parte de la invención es estimar las características del tensor de esfuerzo desviatórico (es decir direcciones principales de esfuerzo y el factor R de forma elipsoidal del esfuerzo) utilizando las direcciones de la anisotropia sónica del agujero del pozo (FSA) en uno o múltiples agujeros de pozo desviados, ya sea de forma independiente o en combinación con las direcciones de falla del agujero del pozo (BOD y TFD) a partir de los datos de registro de imagen. Para este propósito, existe la necesidad de modelar por adelantado tanto la FSA inducido por el esfuerzo y la falla (BOD y TFD) del agujero del pozo y comparar los resultados modelados con la FSA, BOD y TFD medidos para estimar las direcciones de esfuerzo y el factor R de la forma. El modelo de avance se repite utilizando una búsqueda de rejilla para las direcciones de esfuerzo y R. 3.1 del Paso 3: Definición de campo de esfuerzo subterráneo o subsuperficial (301) Se supone que se conoce una de las direcciones principales de esfuerzo ya sea de los pasos 1 (206 y 207) y 2 descritos anteriormente, o de un conocimiento a priori independiente (209) . Además también se supone que los componentes principales de esfuerzo compresivo son positivos por convención. En cada punto en la subsuperficie, el tensor de esfuerzo s se define mediante tres magnitudes principales de esfuerzo :¦ °tal«*'h °««J j^j-j »_j-»n», Omlnjri _pl»ne como se define a continuación: • el esfuerzo principal con la dirección conocida (orientación definida por la inmersión T y azimut F) ; , > s«*-??_??3?€, los esfuerzos principales máximo y mínimo en el plano ortogonal a la dirección de Cuando la dirección de esfuerzo conocida es vertical, los tres esfuerzos principales, y •°m"*,-»i,a™*se vuelven los utilizados comúnmente °H , l<Th y ¦0touw"1 respectivamente .' a mn puede ser el valor máximo, intermedio o mínimo de los tres esfuerzos principal (es decir s , o-¿ y 03 donde Oí > 02 > 03;.

Utilizando la notación matriz, el tensor de esfuerzo se escribir como: De esta manera, el tensor de esfuerzo se puede reescribir en términos de una parte isotrópica y parte desviatórica como sigue: donde I es la matriz de identidad y o , 02 y o3 son los esfuerzos principales máximo, intermedio y mínimo respectivamente .

El tensor desviatórico, Od, se define como sigue donde El tensor desviatórico oa se define entonces por tres ángulos: inmersión y azimut*7"8*"' , y el azimut de ^^1"' además del factor R de forma y el conocimiento del orden determinado del cual se conoce uno de 's',<¾' Cuando se conoce la orientación de Oknown (inmersión T y azimut F) , tenemos que invertir para los siguientes esfuerzos desviatóricos azimut de ff|M*LhL,falt* 2. el factor R de la forma, 3. el conocimiento del orden determinado donde uno de oí, 02, y s3 ES Oknom Para capturar el conocimiento del orden (articulo 3) en una forma más conveniente, también es posible definir el siguiente parámetro Q: Esto hace del esfuerzo desviatórico a función continua de Q. el parámetro escalar Q varia entre 0 = Q < 3. Por lo tanto, lo desconocido para el esfuerzo desviatórico se vuelve : 1. el azimut deF ^Af*™' 2. el factor Q de la forma (capturando tanto R como el orden) , Cuando la dirección vertical es una dirección principal de esfuerzo, el parámetro Q da una indicación del régimen de esfuerzo: 0=Q<1 : s» > OM > Oh (nonwal faulting), R = Q 1sK¿: OH > s» > <¾ (strikc-slip faulling), R = 2-Q 2=Q<3: OM > Oti > s? (reverse feulting), R = Q-2 Para los pozos alineados con el esfuerzo principal, el parámetro Q también se puede estimar a partir de la lentitud de cizallamiento sónico como se presenta en otra invención .

En resumen, intentamos invertir para el azimut de o"max_in_Piane y el factor Q de la forma utilizando las direcciones de la anisotropia sónica (FSA) ya sea de forma independiente o en adición a las direcciones de salida del agujero de pozo (BOD) . Se conoce la orientación de oknown (inmersión T y azimut F) .

La caracterización completa del tensor de esfuerzo necesita entonces el conocimiento adicional de dos Qbumui Gnxn ¡a plane* Ganu b otono/ 8 magnitudes absolutas (dos diferentes a ~ y la presión intersticial. Sin embargo, esto está fuera del alcance de esta Patente y se considera como un paso evidente. 3.2 del Paso 3: transformación del Bastidor de Referencia Se utilizaron tres sistemas de coordenadas diferentes en esta invención: TOH, NEV y PSF. TOH es un bastidor atada a la herramienta que tiene una función importante durante el procesamiento de datos; NEV es un bastidor que no está atada a la herramienta y encuentra su uso principalmente en el lado de la interpretación; el bastidor PSF está atada a las direcciones principales de esfuerzo in-situ.

Las características principales de cada bastidor se pueden resumir como sigue: TOH El bastidor TOH (en la parte superior del agujero) es un sistema de coordenadas atado a la herramienta/agujero del pozo. Por lo tanto, sus ejes x y y están contenidos en el plano perpendicular a la herramienta/agujero del pozo y el eje z está apuntando a lo largo del agujero del pozo en la dirección de aumento de profundidad. El eje x del bastidor TOH está apuntando a la parte superior del agujero del pozo, el eje y se encuentra girando el eje x 90 grados en el plano de la herramienta en una dirección dictada por la regla del lado derecho (pulgar apuntando en la dirección z positiva) .

NEV En la bastidor NEV (Vertical Norte-Este), los ejes x y y están contenidos en el plano horizontal con el eje x apuntando al Norte y el eje y apuntando al Este. El ejea z está apuntando hacia abajo a lo largo de la vertical. Este bastidor algunas veces también se menciona como el bastidor Terrestre. El bastidor NEV no es el bastidor de referencia lógica para la herramienta de medición (debido a que no está atada a la herramienta) , y no es adecuada para utilizarse durante el procesamiento de datos.

PSF La PSF (Bastidor de Esfuerzo Principal) es un sistema coordinado atado a las tres direcciones principales de esfuerzo. Los ejes x-, y- y z- están apuntando en las direcciones de y ^""respectivamente. La orientación del eje z (es decir se define mediante dos ángulos: el ángulo azimutal entre la proyección de en el plano norte-este y la dirección Norte y el ángulo de inmersión entre >8m y el plano norte-este. Por convención, el eje z siempre está apuntando hacia abajo. El eje x- ?·*·*7™».*,.^».) está ubicado en el plano ortogonal a s*~* y se define mediante el ángulo entre la dirección más hacia arriba dentro del plano y0*"-1" '. El eje y (es decir ) sigue después de aplicar la regla del lado derecho en los ejes x y z definidos anteriormente.

Los tres sistemas se relacionan a través de las transformadas coordenadas definidas como sigue. 3.2,1 Transformarían fiwm PSF to NEV (401) OYCOS(G) 0 - sin(©)Yl O 0 s -PSF .ver Oj O l 0 I O cos V) -sin( *) lAs :0) 0 cos(6)X0 sinC*') «*3(?) ; Donde F azimut de aknown (0o es Norte; rotación positiva dextrógira) T ángulo de inmersión de ^""(^'es horizontal; 90° es vertical) ? azimut de omax_jn_piane (0o es la dirección más alta dentro del plano )) 3.2.2 Transformación de NEV a TOH (402) 'cos ff)cos(a) a>&(ß)?a(a) -sin(7) -siaCtíf) COSfj X) 0 Donde a es el azimut del agujero del pozo (0o es Norte; rotación positive dextrógira) ß es la inclinación del agujero del pozo (90° es horizontal; 0o es vertical) 3.3 del Paso 3: Modelado de avance de salida La Fig. 4 muestra un circuito de producción del modelado de avance de salida y direcciones de fractura traccional. A partir de un tensor de esfuerzo desviatórico (301) en la bastidor principal de esfuerzo (PSF), es posible transformar el tensor en la bastidor NEV (401, véase sección 3.2.1). Con el conocimiento de la orientación del agujero .del pozo (101), también es posible transformar el tensor de esfuerzo a partir del bastidor NEV (401) al bastidor TOH (402). A partir de las expresiones de Kirsch-Fairhurst (403) determinadas por Mastín [Mastín L. (1988), Effect of borehole deviation on breakout orientations, Journal of Geophysical Research, 93, B8, 9187-9195] for the analytical expressions for the stresses at the borehole wall for an arbitrary orientation of the borehole relative to the far-field in situ stress tensor (404), obtenemos lo siguiente: Donde a es el radio del agujero del pozo r es la distancia desde el centro del agujero del pozo Pw es la presión interna del agujero del pozo v es la relación de Poisson T se mide en el sentido de las manecillas del reloj desde el eje x (parte superior del agujero) Con esto es posible calcular la dirección de salidas (405) para cualquier orientación del agujero del pozo como el ángulo para el cual el esfuerzo tangencial s? alcanza un valor máximo. La dirección de las fracturas traccionales es determinada por el ángulo para el cual el esfuerzo tangencial s0 alcanza un valor mínimo.

Cualquier otro modelo de esfuerzo que proporcione los esfuerzos en la pared del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo en relación con los esfuerzos del campo lejano, se puede utilizar como una alternativa al modelo de esfuerzo de Kirsch-Fairhurst en el modelado de avance de las direcciones de salida o de fractura traccional. 3.4 del Paso 3 : Modelado de avance de FSA La Fig. 5 se refiere al circuito de producción que muestra el modelado de avance de las direcciones FSA. A partir de un tensor de esfuerzo desviatórico (301) determinado en la bastidor principal de esfuerzo (PSF), el tensor de rigidez efectiva Cijkl (413) se calcula como función de esfuerzo utilizando un modelo de rigidez inducido por esfuerzo (412). Los detalles de un modelo particular se presentan más adelante. El tensor de rigidez efectiva Cijkl en el bastidor PSF se gira entonces en el bastidor NEV (414). Utilizando los resultados de la teoría de propagación de las ondas (como puede ser la ecuación bien conocida de Christoffel, 415), las velocidades de onda P- y S- y las direcciones de polarización se pueden derivar para cualquier dirección de propagación de ondas arbitraria (101) . La FSA (azimut de cizallamiento rápido) puede calcularse entonces (416) a partir de la dirección de polarización de la onda de cizallamiento más rápida.

Detalles del modelo físico de la rigidez de la roca inducida por el esfuerzo: Un modelo optativo para modelar por adelantado la anisotropia sónica puede ser un modelo físico de la rigidez de la roca inducida por el esfuerzo con base en la elasticidad no lineal. La teoría de elasticidad no lineal proporciona relaciones entre el tensor de rigidez elástica efectiva ifkí 'y las deformaciones principales que se pueden simplificar para las rocas [por ejemplo Prioul, R., A. Bakulin, V. Bakulin (2004), Non-linear rock physics model for estimation of 3-D subsurface stress in anisotropic formations: Theory and laboratory verification, Geophysics, Vol. 69, pp. 415-425]: donde Al!U son el tensor de rigidez del cuarto orden sin esfuerzo (llamadas las constantes elásticas de segundo orden c<* en la notación de Voigt) y Ai>ktmn es el tensor de sexto orden (llamado constantes elásticas del tercer orden en la notación de Voigt ) . Los subíndices toman los valores de 1 a 3 en la forma tensorial y valores de 1 a 6 en la forma de la matriz de Voigt. ClJkl Las deformaciones principales Smn se deben relacionar con los esfuerzos principal Oij a través de la ley de Hooke no lineal : Para esfuerzos y deformaciones pequeños, el segundo término (no lineal) en el lado derecho es lo suficientemente pequeño para ignorarlo. Para calcular las deformaciones, estamos utilizando únicamente el primer término (lineal) de la ley de Hooke.

Cuando la roca es isotrópica en el estado sin esfuerzo, dos constantes elásticas de segundo orden y tres de tercer orden se necesitan para describir las rocas y el medio elástico con esfuerzo tiene simetría ortorrómbica como sigue: cll = c33 + ¾11*U + Cl12*22 + c112c33 <¾2 = Cj3 + C112£u + Cm£22 + C112f33 ¾3 = C¾ + CU2eu + u2¾2 t cme33 «¾3 = C¾ + Cl23¾l + Cu £22 + Cu2¾3 c13 = C"2 + C112¾i + Ci23¾ + Cj 12¾3 Cl2 - C¾ + Cm^ll + Cll2¾2 + Ci23¾3 C« = C%4 + Cm€t l + 0x55^22 + C.5S¾3 ¾5 = c44 + C1SS¾J + Ci4 ¾2 + ¾S5¾3 C66 = C44 + C1SS¾1 + c155¾2 + ^Í4 ¾3 donde Cm, Cn2, C123 son los tres parámetros independientes con Cm = (c"¾ " Cu3> 2 y c = (<¾u - *112)/4. Los dos parámetros independientes de segundo orden se escogieron c¾ and c?4 wíth c¾ ss c¾ - 2<& I aquí como (o de forma equivalente por ¡ c¾ = ? + 2*1, los parámetros Lame la sensibilidad del esfuerzo de velocidad de onda P- (asociados con Cu, C22 · y C33) se controlan mediante los coeficientes no lineales C111 y C112 considerando que las ondas S- (asociada con C44, C55, y C66) están controladas por los coeficientes no lineales C144 y C155.

La ley de Hooke se vuelve: donde 8aa es la deformación volumétrica (sumada sobre el índice repetido) .

La inversa da: Donde oaa es la media del esfuerzo por 3 (sumada sobre el índice repetido) y E y v son respectivamente el módulo de Young y relación de Poisson. Es importante recordar que ? = ?/(2(? + µ)) µ = */(2(1+?)).

Entonces, la rigidez inducida por el esfuerzo se puede utilizar para resolver la descripción analítica de las ondas planas en los medios anisotrópicos (llamada la ecuación Christoffel) para los vectores p y polarización U: Donde "{* — a¡/klP/ Pt Los vectores de polarización 1 ^W' son normalizados y definen el tipo de onda de acuerdo con la desigualdad donde WJ es la velocidad de fase y n es el vector de unidad ortogonal al frente de ondas) .

La FSA (azimut de cizallamiento rápido) puede entonces calcularse a partir de la dirección de polarización de la onda de cizallamiento más rápida '?^'^ Modelo alternativo: El circuito de producción presentado en la Figura 5 se da como un ejemplo. Los modelos para calcular la FSA sónica en un medio con pre-esfuerzo a través de la propagación de ondas dentro de un agujero del pozo cargado con fluido se pueden considerar como una alternativa. Esto incluye modelos que generan formas de ondas sónicas sintéticas, que incluyen los efectos de la concentración de esfuerzo en el agujero de pozo cercano. 3.5 del Paso 3: Estimación de las direcciones de esfuerzo y R Regresando a la tarea principal simbolizada por el circuito de producción presentado en la Fig. 3.

La tarea de esta parte de la invención es para estimar las direcciones principales de esfuerzo y el factor R de forma elipsoidal del esfuerzo utilizando direcciones de la anisotropia sónica del agujero del pozo (FSA) en uno o múltiple agujeros de pozo desviados, ya sea de forma independiente o en combinación con las direcciones de falla del agujero del pozo (BOD y TFD) a partir de los datos de registro de imagen. Para este propósito, presentamos como modelar por adelantado tanto la FSA inducido por el esfuerzo como las direcciones de falla del agujero del pozo (BOD y TFD) . (3.5.1) Entradas para la estimación de dirección y R: Para esta clase las entradas abarcan pero no se limitan a: datos a priori en la dirección del esfuerzo (209); direcciones de la anisotropia sónica (FSA, 201) y direcciones de fractura traccional (BOD y TFD, 207 y 207, respectivamente) . (3.5.1) Estimación de circuito de producción de la dirección de esfuerzo y R: Invertimos para el azimut de ^ e^ factor Q de la forma utilizando las direcciones de sónica anisotropia (FSA) ya sea de forma independiente o además de las direcciones de salida del agujero de pozo (BOD) . Se conoce la «Jkrxwn orientación de (inmersión T y azimut F) de uno de los pasos 1 descritos anteriormente (206 y 207) o 2, o alternativamente a partir del conocimiento independiente a priori (209) .

El modelo de avance se repite para el tensor de esfuerzo desviatórico diferente, es decir diferentes series de azimut de nm-*'J"* y Q. por ejemplo, las diferentes series de <*»«' Q)* se pUeden predefinir especificando todos los ángulos entre 0o y 180° con Io del paso para el azimut de y todos los valores entre 0 y 3 con 0.1 del paso para Q (es decir una rejilla para todos los azimut de s- ^« [?°: 1:180o] y Q[0:0.1:3]). En cada punto de la rejilla, es posible comparar los resultados modelados con FSA, BOD y TFD medidos para retener las soluciones que muestran una buena coincidencia.

Ejemplo (utilizando el circuito de producción que se muestra en la Figura 3) : Por ejemplo hay mediciones FSA inducidas por el esfuerzo A partir de un pozo (pozo 1) . Para cada combinación posible de s™-**«* azj_mut y Q, calculamos el tensor de esfuerzo desviatórico (301) . Después realizamos el modelado de avance de FSA (401-404, 411-416, véase sección 3.4) para pronosticar la FSA para el pozo 1 (101) . La FSA pronosticada se compara con la FSA medida (302) en el mismo intervalo de profundidad. Si la diferencia entre los ángulos medidos y pronosticados (llamada también "ajuste equivocado") son menores que un valor de tolerancia definida (por ejemplo 5 grados), entonces la solución se considera aceptable y la solución para el azimut <fma--kJil<* y Q Se adicionará en la tabla de soluciones del pozo 1 (303) . La tabla de solución del pozo 1, complete, se construirá después buscar la rejilla sobre todas las combinaciones posibles del azimut y Q.

La misma búsqueda de rejilla se repetirá para el Segundo pozo (pozo 2) en el cual tenemos mediciones de FSA o BOD (o TFD) . Si las mediciones disponibles son de salida, el modelado de avance para salida en lugar de FSA se realizará. Podemos obtener después la tabla de soluciones para el pozo 2.

Comparar las tablas de solución para el pozo 1 y pozo 2 (304), las soluciones compatibles del azimut ^"^J1»-*" y Q (por lo tanto el tensor de esfuerzo desviatórico) para ambos pozos, pozo 1 y pozo 2 se pueden derivar.

Se pueden adicionar pozos adicionales si los datos están disponibles. Si las soluciones para todos los pozos son compatibles, esto valida la existencia de direcciones de campo de esfuerzo homogéneo y factores R. Si las soluciones son incompatibles, esto indica que el esfuerzo no puede ser homogéneo. Únicamente un pozo desviado es necesario si se conoce el azimut * , el cual se puede como una restricción a priori para derivar Q. Por lo tanto, la invención no está limitada a un requisito mínimo de dos pozos.

Por lo tanto, la entrega de esta invención es una estimación completa del tensor de esfuerzo desviatórico, es decir las direcciones principales de esfuerzo y R.

La caracterización completa del tensor de esfuerzo necesita entonces el conocimiento adicional de dos magnitudes absolutas (dos diferentes a a< . Om^ji-nn) } y la presión intersticial. En este caso, se puede utilizar el procedimiento general de 6 pasos de la sección Antecedentes.

Panorama de Tipos de Dispositivos Sónicos de Registro Durante la Perforación que se pueden Emplear con al menos una modalidad de la invención La Figura 6 un sistema en el sitio del pozo en el cual se puede emplear la presente invención. El sitio del pozo puede estar en tierra o mar adentro. En este sistema ejemplar, se forma un agujero del pozo 11 en las formaciones subterráneas mediante la perforación giratoria en una forma bien conocida. Las modalidades de la invención también pueden utilizar la perforación direccional, como se describirá de aquí en adelante.

Aún refiriéndonos a la Fig . 6, se suspende una sarta de perforación 12 dentro del agujero del pozo 11 y tiene un montaje en el fondo del agujero 100 que incluye una broca de perforación 105 en su extremo inferior. El sistema en la superficie incluye plataforma y montaje de grúa 10 colocado sobre el agujero del pozo 11, el montaje 10 incluye una mesa giratoria 16, Kelly (barra cuadrada giratoria) 17, gancho 18 y balancín rotatorio 19. La sarta de perforación 12 es girada por medio de la mesa giratoria 16, energizada por medios que no se muestran, los cuales acoplan el Kelly 17 en el extremo superior de la sarta de perforación. La sarta de perforación 12 se suspende de un gancho 18, unido a un bloque viajero (tampoco se muestra), a través del Kelly 17 y un balancín rotatorio 19 que permite la rotación de la sarta de perforación en relación con el gancho. Como es bien conocido, se puede utilizar de forma alternativa un sistema de mando en la parte superior.

También refiriéndonos a la Fig. 6, de acuerdo con el ejemplo de esta modalidad, el sistema en la superficie además incluye fluido o lodo de perforación 26 almacenado en un pozo 27 formado en el sitio del pozo. Una bomba 29 entrega el fluido de perforación 26 al interior de la sarta de perforación 12 a través de un puerto en el balancín 19, provocando que el fluido de perforación fluya hacia abajo a través de la sarta de perforación 12 como se indica mediante la flecha direccional 8. El fluido de perforación sale de la sarta de perforación 12 a través de puertos en la broca de perforación 105, y después circula hacia arriba a través de la región de anillo entre el exterior de la sarta de perforación y la pared del agujero del pozo, como se indica mediante las flechas direccionales 9. En esta forma bien conocida, el fluido de perforación lubrica la broca de perforación 105 y transporta cortes de la formación hasta la superficie a medida que regresa al foso 27 para recirculación.

El montaje en el fondo del agujero 100 de la modalidad que se muestra [lacuna] un módulo de registro durante la perforación (LWD) 120, un módulo de medición durante la perforación (MWD) 130, un sistema roto-dirigible y motor y broca de perforación 105.

El módulo LWD 120 se aloja en un tipo especial de collar de perforación, como se sabe en la técnica y puede contener una o una pluralidad de tipos conocidos de herramientas para registro. También se entenderá que se puede emplear más de un módulo LWD y/o MWD, por ejemplo como se representa en el 120A. (Las referencias, en todo, a un módulo en la posición de 120 puede de otro modo significar un módulo en la posición de 120A también.) El Módulo LWD incluye las capacidades para medir, procesar y almacenar información, asi como para comunicarse con el equipo en la superficie. En la presente modalidad, el Módulo LWD incluye un dispositivo de medición sónica.

El módulo MWD 130 también está alojado en un tipo especial de collar de perforación, como se conoce en la técnica y puede contener uno o más dispositivos para medir las características de la sarta de perforación y broca de perforación. La herramienta MWD además incluye un aparato (no se muestra) para generar energía eléctrica para el sistema en el fondo del agujero. Esto comúnmente puede incluir un generador de turbina para lodo alimentado mediante el flujo del fluido de perforación, se entiende que se pueden emplear otros sistemas de energía y/o pila. En la presente modalidad, el módulo MWD incluye uno o más de los siguientes tipos de dispositivos de medición: un dispositivo de medición de peso en la broca, un dispositivo de medición de torsión, un dispositivo de medición de vibración, un dispositivo de medición de choque, un dispositivo de medición de deslizamiento de la barra (stick slip) , un dispositivo de medición de dirección, y un dispositivo de medición de inclinación .

La Fig. 7 muestra una herramienta sónica de registro durante la perforación la cual puede ser la herramienta LWD 120, o puede ser una parte de un conjunto de herramientas LWD 120A del tipo descrito en la Patente U.S. No. 6,308,137, incorporada a la presente para referencia. En una modalidad descrita, como se muestra en la Figura 1, se emplea un equipo mar adentro 810, y una fuente de transmisión sónica o matriz 814 se despliega cerca de la superficie del agua. De otro modo, se puede proporcionar cualquier otro tipo de fuente o transmisor adecuado en la parte superior o inferior del agujero. Un procesador en la parte superior controla el encendido del transmisor 814. El equipo en la parte superior también puede incluir receptores acústicos y un grabador para capturar las señales de referencia cerca de la fuente. El equipo en la parte superior además incluye equipo de telemetría para recibir señales MWD desde el equipo en la parte inferior del agujero. El equipo de telemetría y el grabador comúnmente están acoplados a un procesador de manera que las grabaciones se pueden sincronizar utilizando relojes en la parte superior e inferior. El Módulo L D 800 en parte inferior del agujero incluye al menos receptores acústicos 831 y 832, los cuales están acoplados a un procesador de señal de manera que se pueden grabar las señales detectadas por los receptores en sincronización con el encendido de la fuente de señales.

Se han descrito una o más modalidades de la presente invención. Sin embargo, se entenderá que se pueden hacer diversas modificaciones sin salir del espíritu y alcance de la invención. Se observará que los ejemplos anteriores se han proporcionado solamente con el propósito de explicación y en ninguna forma se deben considerar como limitantes de la presente invención. Aunque la presente invención se ha descrito con referencia a una modalidad ejemplar, se entiende que las palabras, las cuales se han utilizado en la presente, son palabras de descripción e ilustración, en lugar de palabras de limitación. Se pueden hacer cambios, dentro del alcance de las reivindicaciones anexas, como actualmente se mencionó y corrigió, sin salir del alcance y espíritu de la presente invención en sus aspectos. Aunque la presente invención se ha descrito con referencia a medios, materiales y modalidades particulares, no se intenta qué la presente invención esté limitada a los detalles descritos en la presente; en su lugar, la presente invención se extiende a todas las estructuras, métodos y usos equivalentes, como pueden ser. los que se encuentran dentro del alcance de las reivindicaciones anexas.

Claims (53)

REIVINDICACIONES

1. Un método para estimar las características esfuerzo de las formaciones, el método consiste en los pasos de: a) adquirir uno de: datos de la anisotropía sónica, datos de imagen o ambos asociados con uno o más agujero del pozo en donde el uno o más agujeros del pozo es uno de: vertical, desviado o ambos; b) emplear los datos de la anisotropía sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados; c) calcular la FSA a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA pronosticados; d) calcular el ajuste equivocado FSA a partir de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener a ajuste equivocado FSA calculado que se refiera al primer tensor de esfuerzo desviatórico; e) si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado; f) repetir los pasos (c) a (e) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso ( g) seleccionar el ajuste equivocado calculado, almacenado, más pequeño del grupo consistente en el ajuste equivocado FSA calculado, almacenado, uno o más de otros ajustes equivocados calculados o alguna combinación de estos, para determinar un tensor de esfuerzo desviatórico estimado, final considerando que se utiliza el tensor de esfuerzo desviatórico estimado final para las actividades del depósito.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, incluye además el paso para almacenar con el ajuste equivocado FSA calculado del paso (e) , el primer tensor de esfuerzo desviatórico .

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, después de repetir los pasos (c) a (e) , además consiste en almacenar el ajuste equivocado FSA calculado del paso (e) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatorico respectivo.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 3, incluye además el paso para almacenar con el desviatorico esfuerzo estimado, final del paso (g) , el tensor de esfuerzo desviatorico respectivo.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el tensor de esfuerzo desviatorico incluye las direcciones principales de esfuerzo y factor R de esfuerzo desviatorico.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el uno o más de otros ajustes equivocados calculados es uno de: un ajuste equivocado (BOD) de la dirección de salida del agujero del pozo, calculado, un ajuste equivocado TFD) de la dirección de fractura traccional, calculado, o ambos.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 6, en donde el ajuste equivocado BOD calculado y el ajuste equivocado TFD se calculan mediante los pasos de: a) emplear los datos de imagen data identificar el tipo y orientaciones de la falla del agujero del pozo, en donde los datos de imagen incluyen uno de: el BOD, el TFD o ambos para extraer uno de: unos datos BOD observados, unos datos TFD observados, o ambos; b) calcular uno de: el BOD, el TFD o ambos a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer uno de: unos datos BOD pronosticados, unos datos TFD pronosticados o ambos; c) calcular el ajuste equivocado BOD a partir de la diferencia entre los datos BOD observados y los datos BOD pronosticados para obtener un ajuste equivocado BOD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; d) si el ajuste equivocado BOD calculado es igual a o menor que un segundo valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico; e) repetir los pasos (b) a (d) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno o más de los tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso (b) , entonces después de repetir los pasos (b) a (d) , almacenar el ajuste equivocado BOD calculado del paso (d) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; f) calcular el ajuste equivocado TFD a partir de la diferencia entre los datos TFD observados y los datos TFD pronosticados para obtener el ajuste equivocado TFD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; y g) si el ajuste equivocado TFD calculado es igual a menor que un tercer valor definido, entonces almacenar ajuste equivocado TFD calculado y el primer tensor esfuerzo desviatórico; h) repetir los pasos (b) , (f) a (g) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso (b) , después de repetir los pasos (b) , (f ) a (g) , almacenar el ajuste equivocado FSA calculado del paso (g) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 7, en donde además incluye en el paso (b) reemplazar el modelado de avance que utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: 1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor principal de esfuerzo (PSF), de manera que el tensor de esfuerzo desviatórico determinado se transforme un bastidor vertical norte-este (NEV) ; 2) transformar el tensor de esfuerzo desviatórico determinado a partir del bastidor NEV a una parte superior del bastidor del agujero del pozo (TOH) utilizando los datos de orientación almacenados anteriormente del agujero del pozo; y 3) utilizar expresiones analíticas para los esfuerzos en uno o más paredes del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo (Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst ) , en relación con un tensor de esfuerzo in situ en el campo lejano permite calcular calcular una dirección de BOD para cualquiera del uno o más agujeros del pozo orientación como un ángulo para el cual un esfuerzo tangencial alcanza un valor máximo o, considerando que el TFD se proporciona mediante un ángulo para el cual el esfuerzo tangencial alcanza un valor mínimo .

9. El método de acuerdo con la reivindicación 8, en donde además incluye en el paso (3) reemplazar el Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst con al menos uno de otros modelos de esfuerzo que se proporcionan para los esfuerzos en la pared del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo en relación con el esfuerzo del campo lejano.

10. El método de acuerdo con la reivindicación donde la FSA se combina con uno de: BOD, TFD, o combinación de estos, para combinarse en un algoritmo de búsqueda de rejilla.

11. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde además incluye en el paso (c) reemplazar el modelado de avance utilizando el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: 1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor principal de esfuerzo (PSF) ; 2) calcular un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) como una función de esfuerzo utilizando un modelo de rigidez inducido por esfuerzo que se proporciona para un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en la bastidor PSF; 3) girar el tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en el bastidor PSF en un bastidor vertical norte-este (NEV) en combinación con: A) incorporar los resultados a partir de una teoría de propagación de ondas elásticas; y B) incorporar las velocidades de ondas P- y S- y direcciones de polarización derivadas de una propagación de ondas arbitraria; y 4) calcular la FSA a partir de una dirección de polarización de una onda de cizallamiento más rápida.

12. El método de acuerdo con la reivindicación 11, en donde además incluye en el paso (2) reemplazar el modelo de rigidez inducido por esfuerzo con al menos uno de otros modelos físicos de la rigidez de la roca inducida por el esfuerzo.

13. El método de acuerdo con la reivindicación 11, en donde se reemplazan los pasos (2) y (3) con un modelo de rigidez inducido por esfuerzo diferente y una teoría de propagación que tiene al menos otro modelo.

14. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde los datos de la anisotropía sónica incluyen registros sónicos del agujero del pozo.

15. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde los datos de imagen incluyen uno de: registros ultrasónicos del agujero del pozo, registros de imagen de resistividad, registros ultrasónicos del agujero del pozo y registros de imagen de resistividad, o alguna combinación de estos.

16. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde los datos FSA se combinan con uno de BOD, TFD o alguna combinación de estos, para combinarse en un solo algoritmo de búsqueda de rejilla.

17. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el modelado de avance se base en un modelo mecánico .

18. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde además incluye en el paso (b) el empleo de los datos de la anisotropia sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) se realiza en formaciones de roca sensibles al esfuerzo.

19. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el tensor de esfuerzo desviatórico además se define mediante las direcciones de esfuerzo y factor Q de régimen de esfuerzos,

20. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la falla además se define a partir del grupo consistente en: una salida del agujero del pozo, una fractura traccional del agujero del pozo, una fractura traccional, una fractura inducida por la perforación del agujero del pozo, una fractura inducida por la perforación, una fractura hidráulica del agujero del pozo, una fractura hidráulica, una fractura de cizallamiento del agujero del pozo o una fractura de cizallamiento.

21. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde además incluye en el paso (b) : i) calcular unos datos FSA modelados pronosticados a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance incluye un grupo que consiste en uno de: un modelado de avance de la anisotropia inducida por fractura, modelado de avance de la anisotropia inducida por el estrato, modelado de avance de la anisotropia inducida por el esfuerzo o cualquier combinación de estos; ii) comparar los datos FSA modelados, pronosticados, calculados con los datos FSA observados, extraídos para obtener un error FSA modelado que identifica los datos FSA observados, extraídos que tienen el origen en la anisotropia inducida por el esfuerzo; y iii) si el error FSA modelado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el error FSA modelado que identifica los datos FSA observados extraídos que tienen origen en la anisotropia inducida por el esfuerzo entonces ir al paso (c) , de otro modo repetir los pasos (i) a (ii) y si no se identifican datos FSA observados, extraídos que tienen su origen en la anisotropia inducida por el esfuerzo, entonces ir al paso (a) .

22. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el modelado de avance de la anisotropia inducida por fractura incluye un modelo de la anisotropia inducida por fractura y uno de: entradas de inmersión de fractura natural, entradas de inmersión de fractura inducida por la perforación, otros datos de fractura o cualquier combinación de estos.

23. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el modelado de avance de la anisotropia inducida por el estrato incluye un modelo de la anisotropia inducida por el estrato y una de entradas inmersión de lecho, otros datos de estratificación geológica o cualquier combinación de estos.

24. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el modelado de avance de la anisotropia inducida por el esfuerzo incluye¦ un modelo de la anisotropia inducida por el esfuerzo y una de: entradas de inmersión de fractura inducida por la perforación, entradas de dirección de salida, entradas de datos de direcciones de esfuerzo o cualquier combinación de estos.

25. Un aparato para estimar las características de esfuerzo de las formaciones, el aparato consiste en: una memoria operable para almacenar datos de imagen y datos de la anisotropia sónica asociados con uno o más agujeros del pozo en donde el uno o más agujero del pozo es uno de: vertical, desviado o ambos; circuitería operable para emplear los datos de la anisotropia sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados ; circuitería operable para emplear el cálculo de la FSA a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA pronosticados; circuitería operable para emplear el ajuste equivocado FSA calculado a partir de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener un ajuste equivocado FSA calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; circuitería operable para determinar si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico en la memoria; repetir el cálculo del ajuste equivocado FSA utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatorico predefinidos hayan sido aplicados mientras se calculaba la FSA del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado, repetido almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatorico respectivo; y circuiteria operable para seleccionar ajuste equivocado calculado, almacenado, más pequeño del grupo consistente en el ajuste equivocado FSA calculado y su tensor de esfuerzo desviatorico respectivo, o alguna combinación de estos, para determinar un tensor de esfuerzo desviatorico estimado final considerando que se utiliza el tensor de esfuerzo desviatorico estimado final para las actividades del depósito.

26. El aparato de acuerdo con la 25, en donde el primer tensor de esfuerzo desviatorico incluye direcciones principales de esfuerzo y factor R de esfuerzo desviatorico.

27. El aparato de acuerdo con la reivindicación 25, en donde el uno o más de otros ajustes equivocados calculados es uno de: ajuste equivocado (BOD) calculado de la dirección de salida del agujero del pozo o ajuste equivocado (TFD) calculado de la dirección fractura traccional .

28. El aparato de acuerdo' con la reivindicación 27, en donde la circuiteria es operable para calcular el ajuste equivocado BOD y el ajuste equivocado TFD mediante: a) circuiteria operable para emplear los datos de imagen para identificar el tipo y orientación del agujero del pozo, en donde los datos de imagen incluyen uno de: BOD, TFD o ambos para extraer uno de: datos BOD observados, datos TFD observados, o ambos; b) calcular uno de: el BOD, TFD o ambos a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer uno de: datos BOD pronosticados, datos TFD pronosticados o ambos; c) calcular el ajuste equivocado BOD a partir de la diferencia entre los datos BOD observados y los datos BOD pronosticados para obtener el ajuste equivocado BOD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; d) circuiteria operable para determinar si el ajuste equivocado BOD calculado es igual a o menor que un segundo valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico; e) repetir el cálculo del ajuste equivocado BOD utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado mientras se calculaba el BOD a partir del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado, repetido almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; f) calcular el ajuste equivocado TFD a partir de la diferencia entre los datos TFD observados y los datos TFD pronosticados para obtener el ajuste equivocado TFD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; y g) si el ajuste equivocado TFD calculado es igual a menor que un tercer valor definido, entonces almacenar ajuste equivocado TFD calculado y el primer tensor esfuerzo desviatórico; h) repetir el cálculo del ajuste equivocado TFD utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un e tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado mientras es calculaba el TFD a partir del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado TFD calculado, repetido almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo.

29. El aparato de acuerdo con la reivindicación 28, en donde además incluye reemplazar el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: 1) Tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor principal de esfuerzo (PSF), de manera que el tensor de esfuerzo desviatórico determinado se transforme en un bastidor vertical norte-este (NEV) ; 2) transformar el tensor de esfuerzo desviatórico determinado a partir del bastidor NEV a una parte superior del bastidor del agujero del pozo (TOH) utilizando los datos de orientación del agujero del pozo almacenados anteriormente; y 3) utilizar expresiones analíticas para esfuerzos en una o más paredes del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo (Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst ) , en relación con un tensor de esfuerzo in situ del campo lejano que proporciona el cálculo de una dirección de BOD para cualquiera de una o más orientaciones del agujero del pozo como un ángulo para el cual un esfuerzo tangencial alcanza un valor máximo, considerando que el TFD se proporciona mediante un ángulo para el cual el esfuerzo tangencial alcanza un valor mínimo .

30. El aparato de acuerdo con la reivindicación 29, en donde además incluye reemplazar el Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst con al menos uno de otros modelos de esfuerzo que se proporciona para esfuerzo en la pared del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo en relación con el esfuerzo en el campo lej ano .

31. El aparato de acuerdo con la reivindicación 25, en donde además incluye reemplazar el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: 1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor principal de esfuerzo (PSF); 2) calcular un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) como una función de esfuerzo utilizando un modelo de rigidez inducido por esfuerzo que se proporciona para un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en la bastidor PSF; 3) girar el tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en el bastidor PSF en un bastidor vertical norte-este (NEV) en combinación con: A) incorporar los resultados a partir de una teoría de propagación de ondas elásticas; y B) incorporar las velocidades de ondas P- y S- y polarización de las direcciones derivadas a partir de una propagación de ondas arbitraria; y 4) calcular la FSA a partir de una dirección de polarización de una onda de cizallamiento más rápido.

32. El aparato de acuerdo con la reivindicación 31, en donde además incluye reemplazar el modelo de rigidez inducido por esfuerzo con un modelo físico de rigidez de roca inducida por el esfuerzo.

33. El aparato de acuerdo con la reivindicación 25, en donde los datos de la anisotropía sónica incluyen registros sónicos del agujero del pozo.

34. El aparato de acuerdo con la reivindicación 25, en donde los datos de imagen incluyen uno de: registros ultrasónicos del agujero del pozo, registros de imagen de resistividad, registros ultrasónicos del agujero del pozo y registros de imagen de resistividad, o alguna combinación de estos.

35. Un método para estimar el tensor de esfuerzo desviatórico a partir de las direcciones de la anisotropia de cizallamiento de registro sónico del agujero del pozo y direcciones de falla de registro de imagen, le método consiste en los pasos de: a) adquirir uno de: datos de la anisotropia sónica, imagen data o ambos asociados con uno o más agujeros del pozo en donde el uno o más agujeros del pozo es uno de: vertical, desviado o ambos; b) emplear los datos de la anisotropia sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados; c) calcular la FSA a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA datos pronosticados, de manera que el primer tensor de esfuerzo desviatórico consiste en uno o más tensores de esfuerzo desviatórico; d) calcular el ajuste equivocado FSA a partir de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener un ajuste equivocado FSA calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; 1) si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un primer valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico; 2) repetir los pasos (c) a (d(l)) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno o más tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso (c) , entonces después de repetir los pasos (c) a (d(l)), almacenar el ajuste equivocado FSA calculado del paso (d(l)) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; e) de forma optativa emplear los datos de imagen para identificar el tipo y orientación de la falla del agujero del pozo, en donde los datos de imagen incluyen uno de: dirección de salida del agujero del pozo (BOD) , dirección de fractura traccional (TFD) o ambos para extraer uno de: datos BOD observados, datos TFD observados, o ambos; 1) calcular uno de: el BOD, TFD o ambos a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer uno de: datos BOD pronosticados, datos TFD pronosticados o ambos; a. calcular el ajuste equivocado BOD a partir de la diferencia entre los datos BOD observados y los datos BOD pronosticados para obtener un ajuste equivocado BOD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; i. si el ajuste equivocado BOD calculado es igual a o menor que un segundo valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico ii. repetir los pasos (e(l) (a)) hasta (e(l) (a) (i)) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado mientras se calculaba el BOD a partir del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado, repetido almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; calcular el ajuste equivocado TFD a partir de la diferencia entre los datos TFD observados y los datos TFD pronosticados para obtener un ajuste equivocado TFD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; i. si el ajuste equivocado TFD calculado es igual a o menor que un tercer valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado TFD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico; repetir los pasos (e(l) (b)) a ((l) (b) (i)) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado mientras se calculaba el TFD a partir del modelado de avance, entonces almacenar el ajuste equivocado TFD calculado almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; f) seleccionar el ajuste equivocado calculado, almacenado, más pequeño junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo del grupo consistente en uno de: el ajuste equivocado FSA calculado, ajuste equivocado BOD calculado, ajuste equivocado TFD calculado o cualquier combinación de estos, para seleccionar un tensor de esfuerzo desviatórico estimado, final considerando que se utiliza el tensor de esfuerzo desviatórico estimado, final para las actividades del depósito.

36. El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde el tensor de esfuerzo desviatórico incluye direcciones principales de esfuerzo y factor R de la forma del esfuerzo desviatórico.

37. El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde además incluye en el paso (e(l)) reemplazar el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: 1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor principal de esfuerzo (PSF), de manera que el tensor de esfuerzo desviatórico determinado se transforme en un bastidor vertical norte-este (NEV) ; 2) transformar el tensor de esfuerzo desviatórico determinado a partir del bastidor NEV a una parte superior del bastidor del agujero del pozo (TOH) utilizando los datos de orientación del agujero del pozo almacenados anteriormente; y 3) utilizar las expresiones analíticas para esfuerzos en uno o más paredes del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo (Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst) , en relación con un tensor de esfuerzo in situ del campo lejano que se proporciona para calcular una dirección de BOD para cualquiera de la una o más orientaciones del agujero del pozo como un ángulo para el cual un esfuerzo tangencial alcanza un valor máximo, considerando que el TFD se proporciona mediante un ángulo para el cual el esfuerzo tangencial alcanza un valor mínimo.

38. El método de acuerdo con la reivindicación 37, en donde además incluye en el paso (3) reemplazar el Modelo de Esfuerzo de Kirsch-Fairhurst con al menos otro modelo de esfuerzo que se proporcione para esfuerzos en la pared del agujero del pozo para una orientación arbitraria del agujero del pozo en relación con el esfuerzo del campo lej ano .

39. El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde además incluye en el paso (c) reemplazar el primer tensor de esfuerzo desviatórico con: 1) tener un tensor de esfuerzo desviatórico determinado en un bastidor principal de esfuerzo (PSF); 2) calcular un tensor de rigidez efectiva (Cijkl) como una función de esfuerzo utilizando un modelo de rigidez inducido por esfuerzo que se proporciona para un tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en el bastidor PSF; 3) girar el tensor de rigidez efectivo (Cijkl) en el bastidor PSF en un bastidor vertical norte-este (NEV) en combinación con: A) incorporar los resultados a partir de una teoria de propagación de ondas elásticas; y B) incorporar las velocidades de ondas P- y S- y direcciones de polarización derivadas de una propagación de ondas arbitraria; y 4) calcular la FSA a partir de una dirección de polarización de una onda de cizallamiento más rápido.

40. El método de acuerdo con la reivindicación 39, en donde además incluye en el paso (2) reemplazar el modelo de rigidez inducido por esfuerzo con un modelo físico de rigidez de roca inducida por el esfuerzo.

41. El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde los datos de la anisotropía sónica incluyen registros sónicos del agujero del pozo.

42.· El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde los datos de imagen incluyen uno de: registros ultrasónicos del agujero del pozo, registros de imagen de resistividad, registros ultrasónicos del agujero del pozo y registros de imagen de resistividad, o alguna combinación de estos.

43. El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde los datos FSA se combinan con uno de: BOD, TFD o alguna combinación de estos, para estar combinados en un solo algoritmo de búsqueda de rejilla.

44. El método de acuerdo con reivindicación 35, en donde el modelado de avance basa en un modelo mecánico.

45. El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde además incluye en el paso (b) el empleo de los datos de la anisotropia sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) se realiza en formaciones de roca sensibles al esfuerzo.

46. El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde el tensor de esfuerzo desviatórico además se define mediante la dirección del esfuerzo y el factor Q del régimen de esfuerzos.

47. El método de acuerdo con la reivindicación 34, en donde la falla además se define del grupo consistente en: una salida del agujero del pozo, una fractura traccional del agujero del pozo, una fractura traccional, una fractura inducida por la perforación del agujero del pozo, una fractura inducida por la perforación, una fractura hidráulica del agujero del pozo, una fractura hidráulica, una fractura de cizallamiento del agujero del pozo o una fractura de cizallamiento.

48. Un método para estimar las características de esfuerzo de las formaciones, el método consiste en los pasos de: a) adquirir uno de: datos de la anisotropía sónica, datos de imagen o ambos asociados con uno o más agujero del pozo en donde el uno o más agujeros del pozo es uno de: vertical, desviado o ambos; b) emplear los datos de la anisotropía sónica para estimar la dirección de cizallamiento rápido (FSA) para extraer los datos FSA observados; c) calcular la FSA a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza un primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer los datos FSA pronosticados ; d) calcular el ajuste equivocado FSA a partir de la diferencia entre los datos FSA observados y los datos FSA pronosticados para obtener un ajuste equivocado FSA calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; e) si el ajuste equivocado FSA calculado es igual a o menor que un valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado FSA calculado, de otro modo repetir los pasos (d) a (h) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso ( c ) ; y f) seleccionar el ajuste equivocado calculado, almacenado, más pequeño del grupo consistente en el ajuste equivocado FSA calculado, uno o más de otros ajustes equivocados calculados, almacenados o alguna combinación de estos, para determinar un tensor de esfuerzo desviatórico, estimado, final considerando que el tensor de esfuerzo desviatórico estimado, final se utiliza para las actividades del depósito.

49. El método de acuerdo con la reivindicación 48, incluye además el paso de almacenar con el ajuste equivocado FSA calculado del paso (e) , el primer tensor de esfuerzo desviatórico.

50. El método de acuerdo con la reivindicación 48, además consiste en que después de repetir los pasos (c) a (e) , almacenar el ajuste equivocado FSA calculado del paso (e) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo.

51. El método de acuerdo con la reivindicación 50, incluye además el paso de almacenar con el esfuerzo desviatórico estimado final del paso (g) , el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo.

52. El método de acuerdo con la reivindicación 48, en donde el uno o más de otros ajustes equivocados calculados es uno de: un ajuste equivocado (BOD) de la dirección de salida del agujero del pozo calculado, un ajuste equivocado (TFD) de la dirección de la fractura traccional, calculado, o ambos.

53. El método de acuerdo con la reivindicación 52, en donde el ajuste equivocado BOD calculado y el ajuste equivocado TFD calculado se calculan mediante los pasos de : i) emplear los datos de imagen para identificar el tipo y orientación de la falla del agujero del pozo, en donde los datos de imagen data incluyen uno de: el BOD, el TFD o ambos para extraer uno de: unos datos BOD observados, unos datos TFD observados, o ambos; j) calcular uno de: el BOD, el TFD o ambos a partir del modelado de avance, en donde el modelado de avance utiliza el primer tensor de esfuerzo desviatórico para extraer uno de: unos datos BOD pronosticados, unos datos TFD pronosticados o ambos; k) calcular el ajuste equivocado BOD a partir de la diferencia entre los datos BOD observados y los datos BOD pronosticados para obtener un ajuste equivocado BOD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; 1) si el ajuste equivocado BOD calculado es igual a o menor que un segundo valor definido, entonces almacenar el ajuste equivocado BOD calculado y el primer tensor de esfuerzo desviatórico; m) repetir los pasos (b) a (c) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno o más tensores de esfuerzo desviatórico predefinido se hayan aplicado en el paso (b) , entonces después de repetir los pasos (b) a (d) , almacenar el ajuste equivocado BOD calculado del paso (d) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo; n) calcular el ajuste equivocado TFD a partir de la diferencia entre los datos TFD observados y los datos TFD pronosticados para obtener el ajuste equivocado TFD calculado que se relaciona con el primer tensor de esfuerzo desviatórico; y o) si el ajuste equivocado TFD calculado es igual a menor que un tercer valor definido, entonces almacenar ajuste equivocado TFD calculado y el primer tensor esfuerzo desviatórico; p) repetir los pasos (d) a (e) utilizando otro tensor de esfuerzo desviatórico de manera que se utilice un tensor de esfuerzo desviatórico diferente para cada repetición, hasta que uno de todos o múltiples tensores de esfuerzo desviatórico predefinidos se hayan aplicado en el paso (b) , entonces después de repetir los pasos (b) , (f) a (g) , almacenar el ajuste equivocado FSA calculado del paso (g) almacenándolo junto con el tensor de esfuerzo desviatórico respectivo.