MXPA04012989A - Metodo para monitorear eventos sismicos. - Google Patents

Abstract

Se describe un metodo microsismico para monitorear una operacion de fracturacion u otros eventos sismicos pasivos en pozos de hidrocarburos, usando los pasos de obtener registros de senal de componentes multiples de localidades en las inmediaciones de una fractura; y efectuar una inversion de forma de onda para determinar parametros que representan una caracteristica de fuente del evento.

Description

METODO PARA ONITOREA EVENTOS SISMICOS Esta invención se refiere a métodos para adquirir información sísmica monitoreando pasivamente eventos sísmicos tales como señales acústicas generadas a través de producir un depósito de hidrocarburos o usar estimulación hidráulica tal como fracturar capas rocosas para mejorar la producción de hidrocarburos de un pozo o depósito. Más específicamente se refiere a tales métodos que usan métodos sísmicos para determinar las características y ubicación de ia fuente de tales eventos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION El monitoréo sísmico se conoce como un método con un horizonte de observación que penetra mucho más profundo en un depósito de hidrocarburos que cualquier otro método empleado en la industria de campos petroleros. Se ha propuesto explotar el alcance de métodos sísmicos para el propósito de monitoréo de depósitos. En el monitoréo sísmico convencional de una fuente sísmica, tales como cañones de aire, vibradores o explosivos se activan y generan suficiente energía acústica para penetrar la tierra. Partes reflejadas o refractadas de esta energía se registran entonces mediante receptores sísmicos tales como hidrófobos y geófonos. El monitoréo sísmico pasivo no hay fuente controlada y disparada activamente. La energía sísmica se genera a través de eventos llamados microsísmicos causados por desplazamientos y cambios subterráneos q ue por lo menos parcialmente dan origen a ondas a cústicas las cuales a su vez pueden ser registradas usando los receptores con ocidos. Aparte del prob lema de detectar los eventos micros ísmicos con frecuencia apenas perceptibles, su interpretación es difícil ya que ni la u bicación de la fuente ni la rúbrica o características de la fuente se conocen a priori. Sin embargo , el conocimiento de estos parámetros son esenciales para deducir los parámetro s adicionales del depósito que permitirían el control mejorado del depósito . U n cam po específico en el área del m on itoreo s ísmico pasivo es eí monitoreo de fracturación hidráulica. Para mejorar la producción o donde los depósito se usan para propósitos de almacenaje , los trabajadores en la ind ustrial del petróleo y eí gas realizan u n procedimiento conocido como fracturación hidráulica. Por ejemplo , en formaciones donde el petróleo o el gas no pueden ser extraídos de la tierra fácil o económicamente , se realiza común mente una operación de fracturación hidráulica . Tal operación de fracturación h idráulica incluye bombear grandes cantidades de fluido para indu cir fracturas en la tierra , creando así trayectorias a través de las cuales pueden fluir el aceite y el gas. Después de que se genera u na fractura , se agrega com únmente arena o alg ún otro material a la fractura, de manera que cuando la tierra se cierra otra vez después de q ue se libera la presión , la arena ayuda á manten er la tierra partida. La arena pro porciona entonces una trayectoria con ductora para que fluyan el aceite y el gas desde la fractura recientemente formada. Sin embargo, él proceso de fracturación hidráulica no siempre trabaja bien. Las razones de esto son relativamente desconocidas. Además, las fracturas hidráulicas no pueden observarse fácilmente, puesto que están típicamente a miles de metros debajo de la superficie de la tierra. Por lo tanto, miembros de la industria del petróleo y el gas han buscado métodos de diagnóstico para decir donde están las fracturas, cuan grandes son las fracturas, hasta donde van y que tan alto crecen. Así, son necesarios un aparato de diagnóstico y método para medir la fractura hidráulica y la deformación de las rocas alrededor de la fractura. En intentos previos para resolver este problema, se han désarrollado ciertos métodos para hacer mapas de fracturas. Por ejemplo, uno de estos métodos involucra la detección sísmica. En tal operación de detección sísmica, se analizan micro-terremotos generados por la fracturación, mediante medidores sísmicos, por ejemplo, acelerómetros. Un estudio reciente sobre el uso de imágenes microsísmicas por estimulación dé fracturas se publicó por J. T. Rutledge y W. S. Phillips. En una instalación operacional típica como se describe con mayor detalle en la Figura 1 más adelante, se usaron geófonos de tres componentes para monitorear un pozo durante la fracturación. Los registros de los geófonos se convierten entonces en tiempos de arribo y ubicación de fuente usando un método de mínimos cuadrados, repetitivo.

La presente invención busca mejorar la cantidad de información obtenida a partir de las imágenes microsísmicas de un depósito, en particular de operaciones de fracturación.

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION La invención describe un método para procesar eventos sísmicos pasivos que incluyen eventos o fracturación microsísmicos para determinar las características de la fuente, tiempos de origen o ubicación del origen de estos eventos por medio de inversión de forma de onda. En contraste con los métodos conocidos, el método de la presente invención se puede aplicar a la forma de onda como se registra y pasa, por ejemplo no requiere detección de fases sísmicas específicas (tales como ondas P o S) u otros parámetros derivados de los datos (por ejemplo, ángulos de polarización). La forma de onda completa es información registrada usando geófonos de tres componentes. De preferencia, las señales obtenidas se filtran con paso bajo o banda a un rango de frecuencia de 100 Hz o menos, o más preferiblemente a 50 Hz y menos. El algoritmo es adecuado para inversión en un medio heterogéneo arbitrario y toma ventaja de un modelo de velocidad y densidad buenas, si está disponible. Una versión alternativa del algoritmo de inversión (con tiempo de ubicación u origen de la fuente sísmica determinado independientemente) puede usarse para invertir las características o mecanismo de la fuente solamente. Un ejemplo preferido de una característica de fuente importante es su tensor de momento. De preferencia, el algoritmo usa reciprocidad de la fuente y receptores mediante la evaluación de funciones de Green en un medio heterogéneo arbitrario de las ubicaciones de receptor. Estas funciones de Green se invierten entonces para evaluar los sismogramas sintéticos debido a un mecanismo de puente arbitrario de las ubicaciones de fuente. Usando de preferencia algoritmos de búsqueda conocidos per se como una búsqueda dé rejilla sobre todas las ubicaciones de fuente posibles y tiempo eje origen, los sismogramas sintéticos de forma de onda completa se acomodan a la información mediante el método de mínimos cuadrados. El estimado inicial del tiempo de origen se establece a través de correlación pruzada de información y sintética debido a un mecanismo de fuente arbitrario. El tiempo de origen invertido se determina mediante una búsqueda de rejilla alrededor de este estimado inicial. El algoritmo es robusto para el ruido blánco agregado a los sismogramas sintéticos y es robusto y particularmente adecuado para información de baja frecuencia en la banda de frecuencia desde 0 Hz hasta 100 Hz, más preferible de 0 Hz a 50 Hz. Estos y más aspectos de la invención se describen en detalle en los siguientes ejemplos y dibujos adjuntos.

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS Ahora la invención será descrita, a manera de ejemplo solamente, con referencia a los dibujos adjuntos, de los cuales: La Figura 1 muestra una ilustración esquemática de una operación de fracturación; La Figura 2 es un diagrama de flujo de pasos realizados en un ejemplo de la presente invención; y La Figura 3 es una comparación de información sintética con información derivada usando un ejemplo de la presente invención.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION Una operación típica establecida para monitorear fracturación hidráulica se ilustra en la Figura 1 con un pozo 11 de tratamiento y flechas 121, 131 de geófono colocadas en pozos o agujeros 12, 13 vecinos. Durante la operación de fracturación se bombea un fluido desde la superficie 10 hacia el pozo 11 causando que se fracture la formación circundante en una capa 101 de soporté de hidrocarburo. Ondas acústicas 14 generadas por la fractura 111 se propagan a través de la tierra y son registradas por los geófonos de tres componentes de fos dos arreglos 121, 131. Para la presente invención se supone que tres componentes de la historia de tiempo de velocidad de partículas (o desplazamientos de partículas) en varios receptores barrenos hacia abajo (N_r) se registraron durante una emisión acústica. Además, se supone la existencia de un modelo de velocidad (de complejidad arbitraria) del volumen de tierra a través del cual viajan las ondas sísmicas. La calidad del modelo de velocidad puede estar caracterizada por la longitud del intervalo de tiempo T_i (i= 1..N_r) para el cual uno está hecho con confianza de que un sismograma sintético puede ajusfar la información. Estos intervalos de tiempo incluyen de preferencia por lo menos el arribo de la onda S en todos los receptores. Se prefiere el uso del desplazamiento de partículas porque estabiliza la inversión ya que la velocidad de partículas es más oscilatoria que el desplazamiento de partículas. Para encontrar los parámetros relevantes de la fuente tales como el vector x_s de ubicación, tiempo de origen t_0 y el tensor de momento M, la Inadaptación entre un sismograma sintético y la información se minimiza. En esta inversión la inadaptación se define por la ecuación [1]: donde d_j indica un componente de la velocidad de partículas registrado en el receptor i° y U_j es el componente j° del sismograma sintético en el ¡° receptor debido a una fuente ubicada en x_s caracterizado por un tensor de momento para facilitar los siguientes caracteres de descripción aparece un subrayado como subíndice en las ecuaciones. Los parámetros de la fuente que minimizan la ecuación [1] comprenden la solución invertida. El j° componente de un sismograma sintético en el ¡° receptor x'_r debido a fuentes en ubicaciones x_s puede ser evaluado a partir de la relación bien conocida: Aquí "*" es una circunvolución eh tiempo, G_kj,m es la derivada de la función de Green a lo largo del eje de la coordenada m° y M_jk es µ? tensor de momento de un punto de fuente ubicado en x_s. El mínimo cuadrado mínimo de la inadaptación dada por la ecuación [1] es en general no único. Para aliviar este problema, se prefiere hacer dos suposiciones: primero, aproximar la fuente como un solo punto de fuente x_s de manera que la suma en x_s en la ecuación [2] desaparece. Segundo, la función de fuente-tiempo puede ser aproximada como una función delta de fuente tiempo de manera que la circunvolución en la ecuación [2] se reemplaza por una multiplicación. Usando estas aproximaciones la ecuación [2] se reduce a: Mzi {xa) [3] Se sabe que la ecuació n [3] tiene u na solución única para con un tiempo de origen t_0 fijo , ubicación de punto-fuente x_s y modelo de invers ión. Por lo tanto , el equ ilibrio entre los parámetros de la fuente se puede minimizar mediante una búsqueda de cuadrícula sobre ubicaciones de la fuente y tiempos de origen para los mejores tensores de momento de ajuste . La búsqueda de cuadrícula para todos los tiempos de origen posibles es numéricamente costosa y es por lo tanto ace lerada mediante la estimación del tiempo de origen a partir de correlación cruzada alrededor de esta suposició n inicial. El método u sado incluye los siguientes pasos como se ilustra en la Figu ra 2 : - seguir una grabación de información acústica de una fractura (paso 20) ; - estimar el tiempo de origen inicial t_0 (x_s) en cada ubicación de fuente x_s posible (paso 21 ) ; - llevar a cabo una b úsqueda de cuadrícula alrededor del tiempo de origen estimado para cada ubicación de fuente (paso 22) . Para cada tiempo de origen encontrar la solución ú nica (x_s, t_0 (x_s)) (m ínimo cuadrado mínimo) (paso 23) y evaluar el m ínimo cuadrado inadaptado entre la información y los sintéticos (paso 24) ; y - almacenar la solución de mejor ajuste para cada u bicación de fuente (paso 25). E l tensor de momento de fractura junto con el tiem po de orige n y la ubicación pueden ser evaluados entonces (paso 26) como se describe más adelante para encontrar las - características de la fractura. El estimado in icial del tiempo de origen se evalúa mediante correlación cruzada de la información y sismogramas sintéticos para u n mecanismo de fuente seleccionado, por ejemplo deslizar-golpe vertical . La correlación cruzada se evalúa en el intervalo de tiem po $(0 , T_J) para cada j recepto ra . Se calculan los valores a bsolutos de los componentes correspondientes para cada receptor se correlacionan cruzad os y los desplazamientos de tiem po de la correlación cruzada máxima para cada componente. Usando los . valores absol utos de los sismogramas para la correlación cruzada se red uce la dependen cia del mecan ismo de fuente desconocido. Los desplazamientos de tiempo de cada componente los tiempos de origen conocidos de sismogramas sintéticos permite una estimación del tiempo de origen absoluto t°_Jj para cad a componente i y receptor j. Los estimados se ponderan mediante la amplitud máxima de los sismogramas registrados para reducir los estimados pobres q ue resultan de trazas de correlación cruzada dominadas por el ruido. Vale la pena notar que usando la amplitud máxima com o un peso en el promedio del tiempo de origen su pone q ue la re lación de señal a ruido es proporcional a la amplitud máxima de los sis mo gramas reg istrados. ?? estimado final del tiem po de origen es por lo tanto u n promedio ponderado aritmético con pesos de amplitudes máximas A_ij del i° componente en ei j ° receptor: [4] ?. { _ ¿*>3=0 ^¾=0 Esta correlación cruzada se puede mejorar más a expensas de un cálculo intensivo de más tiempo usando los envolventes de señal en lugar de las amplitudes. El verdadero tiempo de origen se encuentra entonces mediante búsqueda de cuadrícula alrededor del estimado inicial del tiempo de origen en. e! periodo dominante (el más corto) en la señal. La limitación de la búsqueda en cuadrícula para el periodo dominante de la señal requiere que el estimado inicial del tiempo de origen [41 esté dentro del periodo dominante. Este es típicamente el caso para la llegada de la onda S. La búsqueda de cuadrícula alrededor del estimado inicial del tiempo de origen [4] elimina ios problemas con el salteado de ciclos ya que la función de correlación cruzada tiende a hacer un pico cada ½ periodo del periodo dominante (usualmente el periodo mínimo presente en la información). La longitud del paso de tiempo en la búsqueda de cuadrícula se establece para obtener la precisión requerida de la inadaptación [1]. Suponiendo que los sismogramas sintéticos igualan con la información (es decir, usando el mecanismo de momento verdadero y evaluando los sismogramas sintéticos en el modelo verdadero a partir de la ubicación de fuente verdadera), inadaptación normalizada de una señal armónica con periodo T, debido a un desplazamiento de tiempo de ? en el tiempo de origen, se puede evaluar como: La definición de error en la ecuación [5] tiene un máximo de dos para desplazamiento de ½ periodo y aún un pequeño desplazamiento de tiempo causa un gran error para una inadaptación definida de manera análoga para la ecuación [1]. La longitud de paso de tiempo para la búsqueda de cuadrícula se puede establecer para 2ocT para lo cual el error máximo de evaluación de inadaptación alcanza un cierto límite. Por ejemplo, un desplazamiento de 0.05 T$ (a=0.05) puede causar error relativo E=0.05. Así, una búsqueda para el tiempo de origen con un paso de cuadrícula de 0.1T (T es el periodo dominante en mis sismogramas) no debe causar un error de evaluación en la función de inadaptación mayor que 0.05. La última parte del método es identificar una solución única M(x_s, t_0(x_s)) para cada tiempo de origen y ubicación de fuente. Se sabe el tensor de momento con el ajuste de mínimo cuadrado mínimo de la ecuación [1] es: 6) Mi(xs) = (A-%(xa)Dj(xs).

Aquí IVM(bar) es el i° componente de vector de seis elementos: M_l(bar) = M_11, M_2(bar) = M_12= M_21, M_3 (bar) = M_22, M_4 (bar) = M_13 = M_31, M_5(bar) = _3 = M_32, (Vl_6(bar) = M_33, tiene seis elementos independientes.

Aquí k=0...5 y g_jk se definen mediante la siguiente notación [8] ¾?( ß,?t,?) = <¾i(xS3Xr,í) á¾' ( s » xr , ?) = <¾i (xs j xr 3 *) + <¾3(x Xr-?) gj6(xSjxr,i) = <¾j(xSlxr,í).

Finalmente, A es una matriz de 6x6 con elementos: Los pasos de integración de [7] y [9] pueden ser acelerados usando una ventana de tiempo t_min a t_max, donde t_min es un tiempo de llegada de una primera energía de la fuente (fractura) como identificada mediante un detector de evento y t_max es el tiempo máximo durante el cual se igualan las formas de onda, por ejemplo, el tiempo de llegada de la fase con amplitud máxima. Esta modificación excluye el efecto de reflexiones u ondas de tubo en la información registrada. Cuando se extrae el tensor de momento M de registros de tres componentes del campo de onda resolviendo el problema de inversión de mínimos cuadrados, la solución puede no ser estable como por ejemplo la matriz A puede ser de rango deficiente. Para lograr una solución estable de este problema se puede aplicar una regularizaron algebraica. Para regularizar el problema se seleccionan solamente los valores eigen más grandes con un número acondicronador debajo da un límite predefinido y se realiza una descomposición trunca de los valores singulares. El grado de singularidad de matriz se mide calculando el número acondicionador-de la matriz para cada uno de (os valores eigen. El número acondicionador se expresa por la proporción entre cada valor eigen y el valor eigen más grande. El criterio de umbral consiste en verificar que el número acondicionador no exceda el valor de umbral. Cada número acondicionador se compara con el va/or de umbral. El ngmero de los valores eigen que satisface el criterio de umbral es equivalente al rango de la matriz. Una vez que se determina el número de valores eigen k que proporcionan soluciones lineales independientes, se usa una descomposición de valores similares truncados para resolver el problema inverso. La nueva solución inversa se calcula mediante la siguiente expresión: [10] £ ui * D i = l s? Donde _bar es el tensor de momento estabilizado, D es el vector de información, u y v son los vectores eigen y a son los valores eigen obtenidos mediante la descomposición de valor singular.

En la ecuación [10] solamente se usan vectores eigen que corresponden a los valores eigen k aceptables para invertir la matriz. Es factible además asociar con cada dispositivo o traza de registro una función ponderada que indique la calidad del receptor y/o información registrada. Estos pesos podrían ser introducidos a las ecuaciones presentes [7] y [9]. La función de Greén sintética en la ecuación [3] se eva/úa entonces calculando tres veces simulaciones de forma de onda completa de N_r (usando unas diferencias finitas). Para cada receptor de tres componentes, se calculan tres respuestas debido a tres fuentes de fuerza sencillas octogonales en. las posiciones del receptor y se almacenan derivadas de la velocidad (o desplazamiento) en cada ubicación de fuente posible, x_s. Los sismogramas sintéticos se evalúan con una función delta como una función de fuente-tiempo. Usando reciprocidad, se evalúan derivadas de funciones de Green para cada ubicación posible de fuente para cada posición de receptor. La ecuación [3] muestra que se deben almacenar seis trazas en cada ubicación posible de fuente.

La ecuación anterior proporciona un conjunto completo de pasos para calcular el tensor de momento M a partir de registros de tres componentes del campo de onda. El tensor mismo se descompone entonces para dar parámetros característicos de la fractura. Se han desarrollado métodos para descomponer el tensor de momento M para el propósito de analizar terremotos y se describen, por ejemplo, por V. Vavrycuk en: Journal of Geophysical Research, Vol. 106, . o. B8, 10 de agosto de 2001, 16,339- 6,355. Los parámetros obtenidos mediante tal descomposición incluyen la normal de la fractura n, [a dirección de desplazamiento N, y productos de los coeficientes Lame con el desplazamiento u de la fractura, es decir, µ? y ?? respectivamente. Alternativamente, el tensor de momento puede ser invertido para un conjunto de parámetros que incluyen la orientación de los ejes de presión P y tensión T, el parámetro = ?/µ y la inclinación a del desplazamiento u de la fractura. Estos parámetros proporcionan información sobre la orientación de la fractura y dirección de deslizamiento que a su vez pueden ser usadas para controlar la operación hidráulica de fracturación. La precisión de la inversión de la información registrada d_j para el tensor de momento M de la fuente se puede mejorar además mediante la limitación de banda de la frecuencia de la información. Mientras que restringir la información a un rango de frecuencia dentro de la banda de 0 a 100 Hz da resultados satisfactorios, se gana una precisión mejorada limitando la información adicionalmente a un rango de frecuencia dentro del rango de 0 a 75 Hz y aún un rango de frecuencia en la band a de O a 50 Hz. En la Figura 3 se mu estra una gráfica de mediciones de velocidad de geófono (sintéticas) 31 en direcciones "x" , "y" y "z" tras lapan con las trazas 32 correspo n die ntes recalculadas usando el tensor de momento derivado mediante el método antes des crito (con un modelo de velocidad conocido). El método descrito anterior y las variantes del mismo pueden ser aplicados al análisis de cualquier otro evento microsísmico.

Claims (13)

REIVINDICACIONES

1. Un método para monitorear pasivamente una ubicación subterránea que comprende los pasos de obtener señales de componentes múltiples de un evento microsísmico en la ubicación; y realizar una inversión de forma de onda para determinar parámetros que representan características de la fuente de dicho evento microsísmico.

2. El método de la reivindicación 1, en donde los registros de la señal son por lo menos para el propósito de determinar las características de la fuente filtradas en paso bajo o de banda limitada a un rango de frecuencia dentro de 0 a 100 Hz.

3. El método de la reivindicación 1, en donde el evento microsísmico es causado por una operación de fracturación en un calibre del pozo.

4. El método de la reivindicación 1, que incluye el paso de evaluar una función de Green para derivar las características de la fuente a partir de las señales obtenidas.

5. El método de la reivindicación 1, en donde las señales obtenidas se procesan para identificar eventos de onda P u onda S antes de la inversión de campo de onda.

6. El método de la reivindicación 1, en donde los parámetros de las características de la fuente se representan mediante un tensor de momento y/o ubicación de fuente y/o tiempo de origen.

7. El método de la reivindicación 1, que comprende además el paso de usar descomposición de valor sencilla para estabilizar la inversión de forma de onda.

8. El método de la reivindicación 1, que incluye el paso de minimizar la diferencia entre señales obtenidas y señales sintéticas.

9. El método de la reivindicación 1, que incluye el paso de minimizar la diferencia entre señales obtenidas y señales sintéticas con las señales sintéticas dependiendo en las características de fuente estimadas.

10. El método de la reivindicación 9, en donde el paso de minimizar la diferencia entre señales obtenidas y señales sintéticas incluye una búsqueda en ubicaciones de fuente y tiempos de origen para unas características de fuente estimadas.

11. El método de la reivindicación 9, en donde el paso de minimizar la diferencia entre señales obtenidas y señales sintéticas incluye una búsqueda de cuadrícula en ubicaciones de fuente, tiempos de origen para unas características de fuente estimadas.

12. El método de la reivindicación 1 (, que comprende además los pasos de: - estimar el tiempo de origen inicial en ubicaciones de fuente posiblés; llevar a cabo una búsqueda alrededor del tiempo de origen estimado para cada ubicación de fuente; - para dichos tiempos de origen éncontrar la solución única de un tensor de momento de la fuente; - evaluar el mínimo cuadrado inadaptado entre las señales registradas y señales sintéticas derivadas mediante el cálculo de las señales causadas por una fuente de dicho tensor de momento en las ubicaciones receptoras; y - almacenar la solución de mejor ajuste para cada ubicación de fuente.

13. El método de la reivindicación 1, en donde una función de tiempo de la fuente de la fractura se aproxima mediante una función delta.