MX2012013432A - Un metodo de diagnostico en tiempo real de operaciones de fractura con combinacion de ondas tubulares y monitoreo microsismico. - Google Patents

Abstract

La invención se refiere a la industria de petróleo, en particular, al control y monitoreo de procesos relacionados con estimulación de depósitos. Un método de diagnóstico en tiempo real de operaciones de fractura con combinación de ondas tubulares y monitoreo microsísmico, que comprende llevar a cabo una fractura en un orificio de pozo, registrar actividad microsísmica generada durante las operaciones de fractura. Determinar ubicaciones de eventos microsísmicos, que generan ondas de presión a baja frecuencia (ondas tubulares) cerca del orificio del pozo, registrando reflexiones de ondas tubulares de las fracturas en tiempo real y analizando ubicaciones de eventos microsísmicos y reflexiones de ondas tubulares de las fracturas.

Description

UN METODO DE DIAGNOSTICO EN TIEMPO REAL DE OPERACIONES DE FRACTURA CON COMBINACIÓN DE MONITOREO DE ONDAS TUBULARES Y MICROSÍSMICO Esta invención se relaciona con la industria del petróleo, en particular, con el control y monitoreo de procesos relacionados con la estimulación de yacimientos.

ARTE ANTERIOR Los métodos para monitorear procesos en condiciones de fondo del pozo son conocidos, por ejemplo, en monitoreo de eventos microsísmicos y la técnica de ondas tubulares. 1. Microsísmica Las ondas acústicas de baja energía se crean en sólidos debido a movimientos repentinos de fracturas o zonas de debilidad. La liberación de energía puede referirse como "emisión acústica" o, más comúnmente cuando el sólido es una formación en la tierra, la liberación de energía se llama un "evento microsísmico". Los eventos microsísmicos pueden provocarse por cambios de presión de fluidos en el espacio de poros de la roca, lo que provoca cambios de tensión en la roca y movimientos en planos de debilidad, o debido a la generación de fracturas hidráulicas. La onda sísmica generada puede considerarse como un terremoto extremadamente débil.

Un gran número de eventos microsísmicos se asocian con los procesos de fracturación hidráulica. Se encontró que una indicación de la dirección de la fractura hidráulica y las dimensiones de la fractura pueden derivarse a partir de los eventos microsísmicos que ocurren poco después de formarse una fractura hidráulica.

Los datos procedentes de eventos microsísmicos se analizaron para determinar la polarización de la onda p de cada evento para determinar la dirección de azimut del evento (Dobecki, SPE Paper 121 10, 1983). En este caso la polarización se determinó de un "hodograma". Un hodograma es un gráfico de la salida de un geófono en una dirección contra la salida de un geófono en otra dirección. La distancia desde el evento hasta el pozo se calculó midiendo la diferencia en el tiempo de llegada de la onda p y la onda s al pozo y multiplicando esta diferencia por un factor que involucra las respectivas velocidades de las ondas p y s.

La microsísmica es una herramienta potente para propósitos de monitoreo de fractura hidráulica, sin embargo, hay algunas limitaciones provocadas por la naturaleza de la microsismicidad así como limitaciones de la tecnología actual.

• Primero que todo, hay una resolución espacial limitada de eventos microsísmicos (no menor que 7 m) provocada por el ruido y la imperfección del algoritmo de procesamiento.

• Los eventos no se localizan necesariamente donde se transporta el fluido y el sostén, dado que algunos eventos se provocan por liberación de energía en algún lugar en una formación, no en la vecindad de una fractura hidráulica.

• Las localizaciones de los eventos microsísmicos son muy sensibles al modelo usado de velocidad de las ondas p y s, de manera que un modelo de velocidad debería calibrarse antes de cualquier trabajo.

• La microsísmica muestra lo que sucede en una formación a cierta distancia de un hoyo pero es ciega a los puntos de entrada de fluido desde el pozo hacia la formación, conduciendo a una interpretación difícil de procesos en hoyos cercanos.

• El ancho y la conductividad de las fracturas hidráulicas no puede determinarse a partir de la microsísmica.

• Para el caso de redes de fracturas complejas no pueden resolverse las fracturas primarias conectadas al hoyo y aún más, no hay una solución única para la red de fracturas.

Considerando las limitaciones de la microsísmica descrita anteriormente hay una clara necesidad de datos adicionales obtenidos usando técnicas diferentes para una mejor interpretación del trabajo de fractura.

Hay patentes y solicitudes de patentes que describen el uso de la microsísmica para diferentes propósitos: • determinar la orientación de fracturas naturales (WO 2005/029130, Pinnacle), • determinar la localización y el instante de origen de una fractura hidráulica (Reino Unido 2409723, Schlumberger), • actualizar el modelo geológico con fallas y fracturas (EE.UU. 2008/0004847, Schlumberger), • localizar un receptor en un pozo de monitoreo (WO 2009/004333, Schlumberger).

Otro grupo de patentes se relacionan con diferentes métodos de procesamiento microsísmico para determinar los parámetros de la fuente y las localizaciones de los eventos microsísmicos. Estos aún son relevantes, ya que las ondas pueden usarse para mejorar el procesamiento microsísmico, es decir para la calibración del modelo de velocidad. Hay patentes y solicitudes de patentes que describen un aparato y un método de localización de eventos microsísmicos (Reino Unido 2292802, Exxon), la tomografía de emisión sísmica pasiva (EE.UU. 2008/0068928, Microseismic Inc).

Se conocen patentes que describen la detección y localización de eventos microsísmicos usando el algoritmo CMM (EE.UU. 7,391,675, Schlumberger) y la inversión del tensor de momentos usando solo un pozo de monitoreo (EE.UU. 2009/0048783, Schlumberger).

El último grupo de patentes no se relaciona con métodos microsísmicos, sino con otros métodos de monitoreo de fracturas hidráulicas, que incluyen medidores de inclinación (EE.UU. 5,934,373, Gas Research Institute) y pequeños sensores con comunicación inalámbrica o sostén metálico (EE.UU. 2005/01838581 Schlumberger).

• PCT No. WO 2005/029130 A2; 31 de marzo de 2005; Sorrels y otros; "Métodos y sistemas para determinar la orientación de fracturas naturales" cedida a Pinnacle Technologies. Los métodos, sistemas y artículos de fabricación consistentes con esta invención proporcionan determinar la orientación de las fracturas naturales en la Tierra que resultan a partir de un tratamiento de fracturación hidráulica. La información de atributos de datos de un perfil de señales de fuente puntual de campo lejano para un evento microsísmico se extrae en el dominio del tiempo. Un estimado de la orientación de la fractura natural se calcula en el dominio del tiempo basado en la información de atributos de datos extraída.

• Publicación de la solicitud de patente del Reino Unido No. 2409723; 06 de julio de 2005; Eisner y otros; "Determinación microsísmica de la localización y el instante de origen de una fractura generada por una operación de fracturación en un pozo de hidrocarburos" cedida a Schlumberger. En un método para monitorear una localización subterránea, las señales microsísmicas se registran mediante disposiciones de geófonos de tres componentes en dos pozos vecinos. Un algoritmo de inversión de campo de onda se usa para determinar el mecanismo, el instante de origen y la localización de la fuente sísmica. El algoritmo no requiere que las señales se resuelvan en datos de onda P y onda S antes de la inversión. El algoritmo evalúa funciones de Green, usa un modelo de velocidad existente y descompone un tensor de momentos para dar parámetros característicos de la fractura.

• Publicación de la solicitud de patente de los Estados Unidos No. 2008/0004847 Al ; 03 de enero de 2008; Bradford; "Método para actualizar el modelo de la Tierra usando mediciones microsísmicas" cedida a Schlumberger. Un método para actualizar un modelo de la tierra con fracturas o fallas usando unos datos microsísmicos que usan atributos mecánicos de unas fallas o fractura identificadas haciendo coincidir un criterio de falla con eventos microsísmicos observados para una falla o fractura identificada.

• Publicación internacional de la solicitud de patente PCT WO 2009/004333 Al ; 08 de enero de 2009; Eisner y otros; "Método para localizar un receptor en un pozo" cedida a Schlumberger. Un método microsísmico para determinar la posición de un receptor de fondo del pozo haciendo uso de señales recibidas de eventos en al menos dos localizaciones conocidas.

• Publicación de solicitud de patente del Reino Unido No. 2292802; 06 de marzo de 1996; Bayley y otros; "Aparato y método para determinar la localización de la fuente de ondas acústicas en la tierra" cedida a la Exxon Production Research Company. Se describe un método para calcular la localización de una fuente de energía sísmica con respecto a los receptores, el método que emplea datos procedentes de todos los sensores y una función de rendimiento para minimizar el error en la determinación de la localización. También se describe un método simplificado para determinar si una fractura se ha extendido más allá de una profundidad seleccionada en una formación.

• Solicitud de patente de los Estados Unidos No. 2008/0068928 Al; 20 de marzo de 2008, Duncan y otros; "Método para tomografía de emisión sísmica pasiva" cedida a Microseismic Inc. Un método para cartografía sísmica incluye transformar señales sísmicas registradas en posiciones seleccionadas dentro de un dominio de posibles posiciones espaciales de una fuente de eventos sísmicos. Se determina un origen en posiciones espaciales y tiempo de al menos un evento sísmico a partir de la distribución espacial y del tiempo de al menos un atributo de los datos sísmicos transformados.

• Patente de los Estados Unidos No. 7,391,675 B2; 24 de junio de 2008; Drew; "Detección y localización de eventos microsísmicos por migración continua de mapa" cedida a Schlumberger. Esta invención proporciona métodos y sistemas para monitorear en tiempo real una fractura hidráulica microsísmica. Los métodos y sistemas de la invención pueden incluir migración continua de mapa de señales microsísmicas registradas. Los métodos y sistemas proporcionan la detección simultánea automática robusta y la localización de eventos microsísmicos. Este algoritmo se implementa en el software de procesamiento microsísmico de Schlumberger denominado eHFM.

• Solicitud de patente de los Estados Unidos No. 2009/0048783 Al ; 19 de febrero de 2009; Jechumtalova y otros; ""Método para monitorear eventos sísmicos" cedida a Schlumberger. Se describe un método microsísmico para monitorear la operación de fracturación u otros eventos microsísmicos en pozos de hidrocarburos usando los pasos para obtener registros de señales multicomponentes desde un pozo de monitoreo único en la vecindad de una fractura o evento; y rotar las señales observadas de manera que se hagan independientes de al menos una componente del tensor de momentos que representa el mecanismo de origen y realizar una inversión de las señales rotadas para determinar las componentes que faltan.

• Patente de los Estados Unidos No. 5,934,373; 10 de agosto de 1999; Warpinsky y otros; "Aparato y método para monitorear la fracturación subterránea" cedida a Gas Research Institute, Chicago, IL. Se proporciona un aparato y un método para medir la deformación de una masa rocosa alrededor de la vecindad de una fractura, inducida comúnmente por fracturación hidráulica. Una pluralidad de inclinómetros, por ejemplo medidores de inclinación se insertan en el fondo del pozo y se usan para medir la deformación de la roca alrededor de la fractura inducida.

• Solicitud de Patente de los Estados Unidos No. 2005/0183858 Al ; 25 de agosto de 2009; Ayoub y otros; "Un medio y un método para la evaluación de la geometría de una fractura subterránea durante o después de un tratamiento hidráulico" cedida a Schlumberger. Se ofrece un método para fracturar una formación subterránea que incluye el paso de a) bombear al menos un dispositivo que transmite activamente datos que proporcionan información sobre la posición del dispositivo, y comprende además el paso de evaluar la geometría de la fractura basada en las posiciones de dicho al menos un dispositivo, o b) bombear elementos metálicos, preferentemente como agentes de sostén, y además localizar la posición de dichos elementos metálicos con una herramienta seleccionada de un grupo que consiste de magnetómetros, instrumentos de resistividad, etc., y que comprende además el paso de evaluar la geometría de la fractura basado en las posiciones de dichos elementos metálicos. El método permite monitorear la geometría de la fractura y la colocación del sostén.

Están disponibles publicaciones abiertas acerca del uso de datos microsísmicos para la interpretación de eventos de fracturación: • SPE 77441, "Integración de tecnologías de cartografía- fractura para mejorar las estimulaciones en la lulita de Barnett", Fisher y otros, 2002; presenta un nuevo método para evaluar grandes conjuntos de datos microsísmicos basado en la combinación de técnicas microsísmicas con cartografía de fracturas de la superficie y del fondo del pozo inclinados que permiten la caracterización de las redes creadas por fracturas. Se presentaron las correlaciones entre la respuesta de producción y varios parámetros de fractura junto con discusiones de métodos para calibrar un modelo de fractura al comportamiento observado de la fractura.

• SPE 102801, "Obtención de imágenes de deformación sísmica inducida por la complejidad de fracturas hidráulicas", Maxwell y otros; muestra cómo la densidad de la red de fracturas puede evaluarse usando la densidad del momento sísmico. Se observó la correlación del volumen de yacimiento estimulado multiplicado por la densidad del momento sísmico con la producción del pozo.

• SPE 104570, "Uso de microsismicidad inducida para monitorear el tratamiento de fracturas hidráulicas: Una herramienta para mejorar las técnicas de terminación y el manejo de los yacimientos", Le Calvez y otros, 2006; describe cómo el monitoreo de microsísmica puede usarse para caracterizar el desarrollo y la geometría de fractura usando un par de ejemplos de varias formaciones (gas de lulita, gas comprimido, etc.).

• SPE 110562, "Contactar más de la lulita de Barnett a través de una integración del monitoreo microsísmico en tiempo real, la petrofísica y el diseño de fracturas hidráulicas", Daniels y otros, 2007; presenta casos de estudio que muestran cómo el uso de la cartografía de fractura en tiempo real permite los cambios al vuelo en el diseño de fracturas. La cartografía también influye en la estrategia de perforación y los diseños de reestimulación para maximizar el volumen efectivo de estimulación (ESV). Este documento correlaciona además la actividad microsísmica con los datos de registros e ilustra cómo los registros pueden usarse para estimar la geometría de la fractura. Estos datos se usan entonces para diseñar una estimulación ajustada al propósito que tiene la mayor probabilidad de maximizar el ESV y la producción.

• SPE 110813, "Nuevas técnicas analíticas para ayudar a mejorar nuestra comprensión de la microsismicidad inducida hidráulicamente y la propagación de fracturas", Eisner y otros, 2007; presenta una nueva técnica para la localización de eventos microsísmicos la cual conduce a un mayor número de eventos localizados y muestra que los espacios iniciales en la microsismicidad localizada parecen ser artefactos debido a la geometría de monitoreo. Además, la alta densidad de eventos microsísmicos localizados permite definir la velocidad de la propagación del sistema de fracturas.

• SPE 114173, "La estimulación de yacimientos no convencionales: Maximizar el crecimiento de las redes mientras se optimiza la conductividad de la fractura", Warpinsky y otros, 2008; describe los resultados de simulaciones y cartografía microsísmica para formaciones de gas de lulita y gas comprimido. La cartografía microsísmica demuestra que las redes de fracturas complejas son alcanzables para formaciones de baja permeabilidad.

• SPE 119636, "Estimulaciones de refractura de Barnett usando un novedoso sistema de desviación", Potapenko y otros, 2009; describe una nueva técnica de desviación de fracturas y demuestra cómo el monitoreo microsísmico en tiempo real hace posible que los operadores tomen decisiones informadas que influyen en la geometría de las fracturas, aumenta la cobertura lateral y mejora la recuperación de gas.

• SPE 125237, "Caracterización de redes de fracturas inducidas hidráulicamente usando datos del tratamiento y microsísmicos en una formación de gas comprimido: Un enfoque geomecánico", Xu y otros, 2009; describe un modelo geomecánico semianalítico pseudo tridimensional de una red de fracturas inducidas que se desarrolló basado en consideraciones de la conservación de la masa del fluido inyectado y las interacciones mecánicas tanto entre las fracturas y el fluido inyectado como entre las fracturas.

• Publicación "Obtención de imágenes de disposiciones duales de fracturas hidráulicas microsísmicas", Maxwell y otros, 2008 (Convención de CSPG CSEG CWLS) presenta la comparación de las precisiones de un pozo de monitoreo único con la de dos pozos de monitoreo. Las observaciones de pozos duales proporcionan una oportunidad para mejorar la validación del modelo de velocidad además de técnicas mejoradas de obtención de imágenes de fuentes para proporcionar información adicional acerca de la geometría de fracturas. 2. Ondas tubulares Las ondas tubulares son ondas de presión que se propagan a lo largo de las paredes del hoyo a la velocidad aproximadamente igual a la velocidad del sonido en el fluido. Los obstáculos en el hoyo, las secciones de tuberías con diferentes diámetros, las perforaciones y las fracturas abiertas se caracterizan por diferentes impedancias hidráulicas y sirven como reflectores de ondas tubulares. La impedancia hidráulica es la razón de la presión oscilatoria al flujo oscilatorio que puede también pensarse como la rigidez acústica de los medios. Las propiedades del reflector de fondo del pozo pueden interpretarse en términos de sus impedancias. Una manera de determinar las profundidades y las impedancias de los reflectores es generar pulsos de presión y medir los tiempos de viaje y las amplitudes de las ondas reflejadas/propagadas. Estas propiedades hacen a las ondas tubulares un método muy atractivo para monitorear un tratamiento de múltiples etapas: éstas pueden usarse para determinar la profundidad del punto de entrada de fluido en la formación, para estimar la conectividad del hoyo-yacimiento, y finalmente para determinar la localización de obstáculos en el interior del hoyo. Las principales aplicaciones de las ondas tubulares mencionadas en la literatura se refieren al diagnóstico de fugas de tuberías. En la industria del campo del petróleo las ondas tubulares se usan comúnmente para la determinación de las características de las fracturas tales como la profundidad, las dimensiones, la presión de cierre, etc. La técnica que usa las reflexiones de ondas tubulares para la determinación de la profundidad y la presión de cierre de la fractura se denomina ensayo de impedancia hidráulica (HIT) y se está usando por Pinnacle Technologies.

El uso de las ondas tubulares para monitorear una estimulación se limita por su alcance: sólo los objetos que son cercanos al hoyo afectan las ondas tubulares (la interpretación de las reflexiones desde la punta de la fractura se hacen evidentes pero aún no se han observado en la práctica). La resolución del análisis de las ondas tubulares se limita por la dispersión y la atenuación de la señal en el hoyo.

Hay varias patentes que protegen el uso de las ondas tubulares para la determinación de las propiedades de la fractura. Todas ellas excepto una, describen varios métodos de determinación de la geometría de la fractura.

• Un método para determinar la geometría de una fractura hidráulica se describe en la patente de los Estados Unidos No. 4,802,144; 31 de enero de 1989; Holzhausen y otros; "Método de análisis de fracturas hidráulicas" cedida a Applied Geomechanics Inc. La patente describe la estimación de la geometría de la fractura (altura, ancho y longitud) a partir de ondas de presión medidas mediante su comparación con el comportamiento oscilatorio predicho por diferentes modelos matemáticos. Esta también reivindica determinar la orientación de un plano hidráulico, midiendo el movimiento del suelo sísmico encima de una región que incluye la fractura. Esta es probablemente la primera patente que cubre el uso de ondas tubulares para la evaluación de fracturas, sin embargo ella no reivindica la determinación de las profundidades de reflexión. También reivindica usar las bombas de movimiento alternativo como fuente de oscilación.

· Un método para localizar reflectores de fondo del pozo y sus impedancias hidráulicas se describe en la patente de los Estados Unidos No. 5,081,613; 14 de enero de 1992; Holzhausen y otros; "Método de identificación de daños en un pozo e irregularidades de fondo del pozo" cedida a Applied Geomechanics Inc. El método involucra crear en el pozo oscilaciones de presión libres y forzadas. Las tasas de atenuación medidas y las frecuencias de resonancia de las oscilaciones se usan para determinar la impedancia característica y la profundidad de cada reflexión en el pozo, después de eliminar las resonancias provocadas por reflectores conocidos.

• Patente de los Estados Unidos No. 5,093,811; 05 de agosto de 1991, Mellor y otros; "Investigación de fracturas mediante la técnica de barrido de resonancia" cedida a The British Petroleum Company. Un método para determinar la altura y la longitud de una fractura en un hoyo involucra generar ondas de presión a frecuencias muy próximas entre sí por medio de un transmisor en el cabezal de pozo. Se genera y compara un modelo teórico del sistema hoyo-fractura con la respuesta medida para determinar la altura y la longitud de la fractura.

• Patente de los Estados Unidos No. 5,170,378; 08 de diciembre de 1992; Mellor y otros; "Método de ensayo de la impedancia hidráulica: Determinar la altura y la longitud de la fractura" cedida a The British Petroleum Company. La longitud de la fractura se determina por el retardo de tiempo entre las reflexiones desde la boca y la punta de la fractura. La patente se enfoca en la determinación de la longitud de la fractura; sin embargo usa resultados de la patente de los Estados Unidos No. 5,081,613 de Holzhausen para el tiempo de reflexión de la boca de la fractura. La patente también describe una técnica para producir un pulso de presión abriendo y cerrando una válvula en el cabezal de pozo. El modelo teórico para las reflexiones se obtiene representando el sistema hoyo-fractura como análogo a las longitudes de las líneas de transmisión eléctrica.

• Patente de los Estados Unidos No. 5,206,836; 27 de abril de 1993; Holzhausen y otros; "Método para determinar la posición y las dimensiones de una estructura subsuperficial que interseca un hoyo en la tierra" cedida a Gas Research Institute. La patente describe la determinación de las dimensiones y la profundidad de una fractura a partir de su impedancia y reivindica determinar la presión de cierre de la fractura.

• Patente de los Estados Unidos No. 6,724,687 Bl; 26 de octubre de 2000; Stephenson y otros; "Caracterización de pozos de petróleo, de gas o geotérmicos, que incluyen fracturas de los mismos" cedida a Halliburton Energy Services, Inc. La patente reivindica caracterizar pozos generando unos eventos de excitación que crean una señal de respuesta que tiene componentes de frecuencias más bajas y más altas, cuya componente de frecuencia más alta proporciona información acerca de una o más características del pozo. Las aplicaciones de la patente incluyen: flujo de fluido relativo a través de perforaciones respectivas y la determinación de la geometría de la fractura y el crecimiento de la fractura.

• Solicitud de patente de los Estados Unidos NP 11/691,071 presentada el 26 de marzo de 2007; Miller, y otros; "Registro inalámbrico de hoyos llenos de fluidos" cedida a Schlumberger. La solicitud enseña a localizar y monitorear cambios en condiciones de fondo del pozo registrando, generando y analizando ondas tubulares que se propagan en el sistema del hoyo. El resumen indica que esta aplicación cubre la determinación de profundidades de reflexión de ondas tubulares. Sin embargo no hay claridad acerca de la determinación de la impedancia hidráulica del reflector. • Solicitud de patente de los Estados Unidos NP 1 1/962,190; 21 de diciembre de 2007; Miller, y otros; "Monitorear, controlar y estimular procesos mientras se estimula un hoyo lleno de líquido" cedida a Schlumberger. La solicitud tiene una descripción del algoritmo de validación de desviación monitoreando las profundidades de reflexión de las ondas tubulares antes y después de la desviación. La estimación de la efectividad de un tapón midiendo su impedancia hidráulica no se describe en la solicitud.

Hay también dos patentes que describen el acoplamiento entre ondas tubulares y ondas sísmicas que se propagan a través de una formación: • Patente de los Estados Unidos No. 4,993,001; 12 de febrero de 1991 ; Winbow, y otros; "Método y aparato para convertir ondas tubulares en ondas de volumen para la exploración sísmica" cedida a Exxon Production Research Company. La patente describe un método y un aparato para convertir ondas tubulares en ondas de volumen que comprende una fuente de ondas tubulares de válvula giratoria para producir ondas tubulares de frecuencia de barrido que se inyectan en una tubería o en un hoyo. Las ondas tubulares se convierten en ondas de volumen mediante un convertidor alargado de ondas tubulares localizado en una posición seleccionada de fondo del pozo. El convertidor de ondas tubulares comprende un cuerpo alargado que preferentemente llena sustancialmente el hoyo o la tubería y tiene una forma preferida con el objetivo de convertir eficientemente las ondas tubulares en ondas de volumen en la posición seleccionada de fondo del pozo.

• Solicitud de patente de los Estados Unidos No. 20060034152A1 ; 16 de febrero de 2006; Valery A. Korneev; "Obtención de imágenes sísmicas de ondas tubulares" cedida a los Regentes de la Universidad de California. Se inicia una onda tubular en un pozo fuente por una fuente, viaja en el pozo fuente, se acopla a una característica geológica, se propaga a través de la característica geológica, se acopla de retorno a una onda tubular en un pozo receptor, y se recibe por el(los) receptor(es) ya sea en el mismo pozo receptor o en uno diferente. La onda tubular ha mostrado ser extremadamente sensible a los cambios en las características del yacimiento. Las ondas tubulares parecen acoplarse más efectivamente a yacimientos donde el recubrimiento del pozo se perfora, permitiendo el contacto directo de fluido desde el interior de un recubrimiento de pozo hacia el yacimiento.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La invención descrita en este documento es un método novedoso para monitorear en tiempo real el desarrollo de fracturas, el cual da acceso a información que no es accesible con las prácticas actuales. Consiste en analizar mediciones a partir de dos técnicas de manera simultánea: la actividad microsísmica (MS) generada durante la operación de fracturación, y las reflexiones de ondas de presión de baja frecuencia (ondas tubulares) generadas y que se propagan en el hoyo y se reflejan desde las fracturas, obstáculos en el hoyo, segmentos de terminación, etc. Esta combinación de técnicas de monitoreo proporciona información simultánea acerca del efecto de la operación de fracturación en la roca, a distancias en el rango típicamente desde 15 hasta 300 m lejos del hoyo - a partir del monitoreo microsísmico, con información acerca de la conectividad de la fractura en el hoyo - a partir del monitoreo de las ondas de baja frecuencia.

Varias técnicas pueden desarrollarse basado en el uso dual del monitoreo microsísmico y de las ondas tubulares como parte esencial de la invención. a) Calibrar el modelo de velocidad usado para la propagación de las ondas P y S en los primeros momentos de las operaciones de fracturación; b) Determinar con alta resolución el punto de entrada (de perforación/clúster de perforación) el cual se conecta a una red de fracturas medida con microsísmica; c) Diferenciar los eventos microsísmicos generados desde fracturas independientes que intersecan el hoyo, frente a la actividad generada por una red de fracturas con un punto de entrada; d) En algunos casos, evaluar la tortuosidad de la fractura (de longitudinal a transversal, y viceversa); e) Identificación del hecho del cese de actividad microsísmica a lo largo del hoyo (provocado por la pérdida de arena, por ejemplo) antes de que pueda detectarse en una galga de presión; f) Aislar la causa de actividad que aparece a lo largo de una cierta sección del hoyo (fugas del tapón puente, mal asentamiento del sellador de bola en el agujero de perforación); g) Las ondas tubulares que se propagan en la fractura, y reflejadas por la punta de la fractura, pueden usarse para diferenciar eventos microsísmicos que ocurren en la punta de la fractura y que se conectan hidráulicamente con el hoyo, frente a eventos microsísmicos que no se conectan con la fracturación. h) Las ondas tubulares que se propagan en la fractura también pueden usarse para resolver la geometría de la fractura en un grado más fino que el monitoreo microsísmico, y por lo tanto permiten detectar los planos de fracturas que se desarrollan a distancia próximas, donde el monitoreo microsísmico observaría solamente un plano de fractura que crece.

El uso combinado de estas dos técnicas y la interpretación de la correlación entre diferentes conjuntos de datos ayuda a la identificación más precisa de la etapa inicial del desarrollo de la fractura y todos los eventos siguientes que acompañan a la fracturación hidráulica del yacimiento subterráneo.

La invención se ilustra mediante las siguientes figuras: Fig. 1. Ejemplo de modelo unidimensional para velocidades de ondas P y S; las velocidades se usan para la identificación de un evento microsísmico.

Fig. 2. Ejemplo de errores en el instante de origen y la localización del evento antes de la calibración.

Fig. 3. Ejemplo de errores en el instante de origen y la localización del evento después de la calibración.

Fig. 4: Ejemplo de flujo de trabajo para la orientación de un sensor y la calibración del modelo de velocidad.

Fig. 5: Comprender la geometría de la red de fracturas a partir de los datos microsísmicos (a partir de la SPE 77441).

Fig. 6: Imagen de la evolución de la actividad microsísmica a) que pudiera provocarse por dos modelos de distribución de punto de entrada equivalentes b) y c). Las localizaciones de múltiples puntos de entrada se detectan con mucha precisión por las ondas tubulares.

Fig. 7a, 7b y 7c Dos patrones de oscilación de presión diferentes: la reflexión desde una fractura abierta resulta en armónicos impares en el espectro a); la reflexión desde un tapón de arena en el hoyo resulta en armónicos pares b) y las posiciones de los reflectores graficadas sobre la imagen de evolución microsísmica c).

Fig. 8. Dependencia de la señal reflejada desde el elemento sellador frente a la razón de los diámetros de fuga/sello.

DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN 1. Orientación y calibración de un sensor sísmico para el modelo de velocidad de propagación de ondas sísmicas.

Los eventos microsísmicos se registran por geófonos de 3 componentes localizados en el fondo del pozo. La orientación de estas tres componentes debería conocerse para determinar correctamente los acimutes de eventos microsísmicos. Para calibrar la orientación del sensor, se usan generalmente eventos con acimutes conocidos tales como disparos de perforación o disparos de sarta en el pozo de tratamiento.

Los modelos de velocidad de ondas P y S usualmente se derivan de registros acústicos. Esto conduce al modelo unidimensional que consiste en capas horizontales de diferentes velocidades (Fig. 1). También, típicamente se aplica la anisotropía que conduce a diferentes velocidades para acimutes diferentes. La anisotropía afecta en gran medida las localizaciones de eventos microsísmicos; por lo tanto, es necesario calibrarla antes de un trabajo. Para la calibración se usan nuevamente disparos de perforación o disparos de sarta en los pozos de tratamiento. La señal microsísmica provocada por el disparo de perforación se registra por una disposición de geófonos y se procesa resultando en la localización del evento. El modelo de velocidad se calibra haciendo coincidir esta localización del evento con la localización real del disparo de perforación la cual es conocida. Durante este pareo frecuentemente solo se ajustan los parámetros de anisotropía Épsilon, Delta y Gamma, sin embargo, las propias velocidades (S y P) también pueden sintonizarse.Error! No se encontró la fuente de la referencia y la Fig. 3 muestran un ejemplo de cómo los parámetros de anisotropía pueden cambiarse antes y después de la calibración. Las principales desventajas de este procedimiento para la orientación del sensor y la calibración del modelo de velocidad radican en la necesidad de un disparo de perforación o un disparo de sarta en un pozo de tratamiento. Esto es un problema, particularmente cuando un pozo se reestimula y esos disparos de perforación no son parte del plan de intervención. Esta limitación puede resolverse teniendo en cuenta el hecho de que en un tratamiento de fractura hidráulica, los primeros eventos se localizan en frente de perforaciones abiertas. Estos eventos pueden usarse para propósitos de calibración usando las reflexiones de ondas tubulares desde las perforaciones abiertas. Un ejemplo de flujo de trabajo se muestra en la Fig. 4.

El uso de las ondas tubulares para la calibración de un modelo de velocidad sísmico puede ser incluso más efectivo si las ondas sísmicas se generaran por un convertidor de ondas tubulares localizado en una posición seleccionada del fondo del pozo. Un tapón puente diseñado especialmente puede servir como tal fuente sísmica de referencia permanente. En este caso el modelo de velocidad puede calibrarse usando un gran número de eventos lo que debería mejorar la precisión. Aún más, pudiera fácilmente recalibrarse en cualquier momento durante el trabajo. 2. Determinar con alta resolución el punto de entrada (perforación/clúster de perforación) que se conecta a una red de fracturas medida con microsísmica.

La Figura 5 muestra la información típica que puede extraerse de la interpretación microsísmica. Aunque la fractura hidráulica provoca los eventos microsísmicos, no es posible mapear los planos de fractura, y la red con confianza (ver un ejemplo de red de fracturas en la Fig. 5). Adicionalmente, es necesario tener en mente que la localización de un evento microsísmico se determina con una incertidumbre del orden de 6 m. Con tal incertidumbre no es posible conocer el número exacto de fracturas que se conectan al hoyo desde sólo la microsísmica (algunas veces llamada "fractura primaria"). Tener en mente que 6 m es del orden de la separación de las fracturas naturales en lulitas (Xu y otros estiman la separación de fracturas naturales de 1.3 m hasta 50 m en la lulita de Barnett [2]), de manera que es razonable tener fracturas paralelas conectadas al hoyo dentro de 6 m en algunas formaciones.

Típicamente, para estimar el punto de entrada de la fractura, las nubes de eventos microsísmicos se proyectan ortogonalmente hacia el hoyo como se muestra en la Fig. 6a. Aquí el tiempo de trabajo total se divide en intervalos de tiempo fijos y entonces la distribución de la actividad microsísmica se gráfica para cada intervalo individual como una imagen a color. Tal representación de datos da una idea acerca de la evolución de la actividad microsísmica a lo largo del hoyo con el tiempo y puede correlacionarse con clústeres de perforación para determinar el punto de entrada de la fractura. Sin embargo, se acepta que en las formaciones tales como de lulitas, las fracturas siguen caminos altamente no lineales, e impredecibles, resultando en una estimación errónea del punto de entrada del hoyo en la fractura. La incertidumbre en la localización del punto de entrada puede tener consecuencias significativas, por ejemplo, cuando el operador coloca un tapón puente con la intención de aislar las perforaciones que ya están conectadas a la fractura. Sin conocer la perforación que está conectada efectivamente a la fractura, un tapón puente mal colocado puede ya sea aislar perforaciones que no se han estimulado, resultando finalmente en una sección del hoyo que se queda sin estimular, o fallar en aislar perforaciones que se conectan a la fractura, y las que tomarán fluido en la etapa subsiguiente.

Error! No se encontró la fuente de la referenciaóa muestra la superposición de trazas de microsísmica proyectada ortogonalmente a lo largo del hoyo durante un tratamiento de fractura y dos posibles distribuciones de puntos de entrada mostradas en las Fig. 6b y Fig. 6c que pudieran provocar potencialmente esta actividad. Puede verse a partir de las simulaciones que predicen las reflexiones de ondas tubulares que las reflexiones de pulsos permiten determinar múltiples posiciones de puntos de entrada con alta resolución. Así, monitoreando el hoyo con ondas tubulares durante el tratamiento, puede determinarse si la "nube" microsísmica se genera por estimulación mezclada de 1, o 2 clústeres de perforación, y localizar con precisión los clústeres de perforación.

Esta información puede usarse en muchas aplicaciones como estrategia de estimulación (colocación de tapón puente, reestimulación de un pozo). También, el número de fracturas conectadas directamente al hoyo influye sobre la producción. Ser capaz de determinar el número de fracturas conectadas al hoyo permite mejorar la predicción de producción en el tratamiento de lulita. 3. Aislar la causa del cese de actividad microsísmica a lo largo del hoyo antes de que pueda detectarse en una galga de presión.

El sostén que se acumula en el hoyo durante el tratamiento puede taponear el hoyo provocando una restricción del flujo y una rápida elevación de la presión (pérdida de arena). La elevación de la presión y el cese de la actividad microsísmica son indicadores de la pérdida de arena pero ocurren después del taponamiento y no pueden usarse para su detección temprana.

Las Figuras 7a, 7b y 7c muestran dos eventos de oscilación de presión provocados por cambios en la tasa de flujo registrada antes a), después de una pérdida de arena b) y las posiciones de reflector correspondientes graficadas sobre la imagen de la evolución microsísmica c). Las oscilaciones de presión en la Fig. 7a se corresponden con la reflexión de ondas tubulares desde una fractura abierta: los picos subsecuentes tienen polaridades opuestas que resultan en armónicos impares en el espectro. Las reflexiones desde un tapón de arena en el hoyo tienen diferentes patrones: los picos subsecuentes tienen la misma polaridad que resultan en armónicos impares en el espectro. La pérdida de arena en el hoyo mostrada tanto por las ondas tubulares como por el aumento de presión del tratamiento se confirma también por los datos microsísmicos en la Fig. 7c. Este efecto puede usarse para diagnosticar la pérdida de arena en etapas tempranas: la pulsación periódica ayudará a revelar la acumulación de arena por análisis armónico del espectro o monitoreando los cambios en el patrón de reflexión. 4. Aislar la causa de actividad que aparece a lo largo de una cierta sección del hoyo (fugas del tapón puente, mal asentamiento del sellador de bola).

Por el contrario, combinar las ondas tubulares y la microsísmica permite comprender la razón de la generación de actividad MS en una cierta sección de un hoyo. Ejemplos son el aislamiento de una sección del hoyo con un tapón puente y el taponamiento de la perforación con selladores de bola. a. Tapón puente En un tratamiento de múltiples etapas, una vez que se ha colocado un tapón puente para aislar una etapa, no se espera ver actividad MS en la sección del hoyo entre el tapón puente y la base. En el caso donde aparece actividad MS, o se observa aún en esa sección después de colocar el tapón puente, una correcta solución de problemas debe diferenciar si la "fuga" es en el hoyo (por ejemplo, un tapón puente "con fugas"), o en el lado de la formación (por ejemplo, pobre aislamiento zonal provocado por un microanillo en el cemento).

La Fig. 8 muestra la dependencia de la amplitud de la señal de reflexión desde un tapón puente frente a la razón del diámetro del elemento de fuga, obtenida por modelado de simulaciones de propagación de ondas tubulares en un hoyo. Si el elemento sellador trabaja apropiadamente (no hay fugas, en el eje Y) entonces el 100% de la señal se refleja por el sellador (tapón puente). A medida que el diámetro de la fuga aumenta, una mayor parte de la señal se propaga a través del elemento sellador y no se refleja. Una curva tal como se describe en la Fig. 8 puede usarse como una curva de calibración para estimar el diámetro efectivo de la fuga en el tapón puente. Conocer el diámetro efectivo de la fuga es una parte valiosa de la información para la reparación. b. Sellador de bola En un tratamiento de múltiples etapas donde se usan selladores de bola para aislar una etapa, no se espera ver actividad MS en las profundidades donde se colocan los selladores de bola. En el caso donde la actividad microsísmica aún se observa en esa sección, una solución de problemas correcta debe diferenciar si la "fuga" se debe a un sellador de bola que no sella apropiadamente la perforación, o que ha dejado la perforación n en la que se encontraba, o es del lado de la formación (por ejemplo, pobre aislamiento zonal provocado por un microanillo en el cemento).

Similar al ejemplo del tapón puente la solución de problemas puede hacerse usando la reflectividad de ondas tubulares. Cuando las perforaciones se taponean por selladores de bola, no se refleja señal; si hay fugas presentes, entonces la onda tubular se reflejará desde la fractura. La amplitud de la onda reflejada será máxima para un clúster de perforación completamente sin sellar. Puede usarse una curva usando un enfoque similar al descrito en la Fig. 8 para estimar el diámetro efectivo de la "fuga" y para identificar si las bolas se asientan apropiadamente, pero no proporcionan un sellado completo, o si la bola no se asienta desde una perforación.

En ambos ejemplos a) y b), la solución de problemas apropiada permitirá una reparación apropiada.

Claims (9)

REIVINDICACIONES

1. Un método de diagnóstico en tiempo real de operaciones de fractura con la combinación de monitoreo de ondas tubulares y microsísmico, que comprende los pasos de: • realizar una fractura en un hoyo; • registrar la actividad microsísmica generada durante las operaciones de fracturación; • determinar las localizaciones de los eventos microsísmicos; • generar ondas de presión de baja frecuencia (ondas tubulares) cerca del hoyo; • registrar en tiempo real las reflexiones de las ondas tubulares desde las fracturas; • analizar las localizaciones de los eventos microsísmicos y las reflexiones de las ondas tubulares desde las fracturas.

2. El método de la reivindicación 1, en donde la actividad microsísmica se registra mediante detectores localizados en el fondo del pozo a una distancia de no más de 600 m lejos del hoyo.

3. El método de la reivindicación 1, en donde las reflexiones de las ondas tubulares se usan para la orientación de un sensor sísmico y la calibración de un modelo de velocidad de propagación de ondas sísmicas.

4. El método de la reivindicación 3, en donde la orientación del sensor sísmico y la calibración del modelo de velocidad de propagación de ondas sísmicas comprende los pasos de: • calcular un modelo de velocidad unidimensional; • colocar geófonos en el pozo de monitoreo; • bombear tratamiento y enviar varios pulsos al fondo del pozo; • calcular la profundidad de la perforación abierta usando reflexiones de ondas tubulares; • determinar si el primer tratamiento de bombeo fue exitoso mediante: o iniciar una onda tubular en el hoyo, o detectar la respuesta del hoyo a la onda tubular, y o calcular la profundidad característica de fondo del pozo basada en la respuesta detectada; y · si se determina que el tratamiento de bombeo no es exitoso: o seleccionar una primera reparación del tratamiento de bombeo basada en la respuesta detectada; y o la realización la primera reparación del tratamiento de bombeo; • detectar más de 5 eventos microsísmicos; · calibrar la orientación del sensor sísmico; • calibrar el modelo de velocidad de propagación de ondas microsísmicas.

5. El método de la reivindicación 1, en donde la localización de un punto de entrada se detecta mediante la superposición de la distribución de actividad microsísmica y las reflexiones de las ondas tubulares.

6. El método de la reivindicación 1, en donde una pérdida de arena en el hoyo se diagnostica por un cambio simultáneo de la polaridad de los picos de las ondas tubulares, un aumento de la presión de tratamiento y un cese de la actividad microsísmica.

7. El método de la reivindicación 1, en donde la causa de la actividad microsísmica a lo largo de una cierta sección del hoyo se diagnostica mediante la correlación de la presencia de actividad microsísmica y un valor de la reflexión de las ondas tubulares desde elementos de la cierta sección del hoyo.

8. El método de la reivindicación 7, en donde la causa de la actividad microsísmica a lo largo de una cierta sección del hoyo con un tapón puente se diagnostica como fuga del tapón puente si un valor de la reflexión de las ondas tubulares desde el tapón puente es menor que el 100%.

9. El método de la reivindicación 7, en donde la causa de la actividad microsísmica a lo largo de una cierta sección del hoyo con selladores de bola colocados se diagnostica como fuga de los agujeros de perforación si una reflexión de las ondas tubulares se presenta en la cierta sección del hoyo.