MX2013014709A - Sistemas y metodos para medir parametros de una formacion. - Google Patents

Abstract

Se divulga un método para medir parámetros de una formación a lo largo de múltiples ejes; una herramienta de probador de formación es introducida en un pozo; la herramienta de probador de formación incluye una primera sonda orientada a un ángulo desde una segunda sonda alrededor de un eje de la herramienta de probador de formación; la primera y segunda sondas están colocadas contra una superficie del pozo; el fluido es inyectado a través de al menos una de la primera y segunda sondas; se monitorean parámetros de presión correspondientes al fluido inyectado dentro de la formación; las tensiones de la formación alrededor de las fracturas de la formación a lo largo de múltiples ejes se determinan con base, al menos en parte, en los parámetros de presión.

Description

SISTEMAS Y METODOS PARA MEDIR PARAMETROS DE UNA FORMACION CAMPO DE LA INVENCION La presente divulgación generalmente se refiere a la prueba y evaluación de formaciones subterráneas y fluidos de formación y, de manera más particular, a sistemas y métodos para medir parámetros de una formación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION En la técnica de la perforación y completación de pozos subterráneos se conocen pruebas sobre formaciones penetradas por un pozo. Dichas pruebas típicamente son ejecutadas a fin de determinar propiedades geológicas u otras propiedades físicas de la formación y fluidos contenidos en la misma. Mediciones de parámetros de la formación geológica típicamente son ejecutadas utilizando muchos dispositivos incluyendo herramientas de probador de formación pozo adentro .

Herramientas de probador de formación recientes generalmente pueden tener un cuerpo tubular alargado dividido en varios módulos gue tienen funciones predeterminadas. Una herramienta típica puede tener: un módulo de energía hidráulica gue convierte la energía eléctrica en energía hidráulica; un módulo de telemetría gue proporciona comunicación eléctrica y de datos entre los módulos y una unidad de control pozo arriba; uno o más módulos de sonda que recolectan muestras de los fluidos de formación; un módulo de control de flujo que requla el flujo de formación y otros fluidos dentro y fuera de la herramienta; y un módulo de recolección de muestras que puede contener cámaras para el almacenamiento de las muestras de fluido recolectadas. Los diversos módulos de una herramienta se pueden acomodar de manera diferente dependiendo de la aplicación de prueba especifica, y además pueden incluir módulos de prueba especiales, tal como equipo de medición de resonancia magnética nuclear (NMR). En algunas aplicaciones, la herramienta puede ser unida a una broca para propósitos de registro-mientras-se perfora (LWD) o medición-mientras se perfora (MWD) .

Es deseable incrementar las eficiencias y capacidades de las herramientas de probador de la formación. Además, los hidrocarburos en esquistos de petróleo y gas y otras formaciones compactas, tal como areniscas y calizas compactas, metano de mantos carboníferos y similares no pueden ser producidos de manera económica sin una o más operaciones de f acturación . Para realizar dichas operaciones de la manera más efectiva y eficiente en costo como sea posible, es deseable entender las propiedades de tensión mecánica de la formación.

BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS Algunas modalidades ejemplares especificas de la divulgación pueden ser entendidas por referencia, en parte, a la siguiente descripción y los dibujos acompañantes.

La figura 1 es una vista esquemática en sección transversal de una herramienta de prueba ejemplar.

La figura 2 es una vista detallada del módulo de sonda de la herramienta de prueba ejemplar de la figura 1.

La figura 3 es un diagrama parcial de una herramienta de probador de formación en un pozo, de acuerdo con algunas modalidades ejemplares de la presente divulgación.

La figura 4 es un diagrama parcial de una herramienta de probador de formación en un pozo, de acuerdo con algunas modalidades ejemplares de la presente divulgación.

La figura 5 es un diagrama de flujo para un método ejemplar de medición de parámetros de una formación a lo largo ce múltiples ejes, de acuerdo con algunas modalidades de la presente divulgación.

La figura 6 es un diagrama de flujo para un método ejemplar de medición de parámetros de una formación a lo largo de múltiples ejes, de acuerdo con algunas modalidades de la presente divulgación.

La figura 7 es un gráfico de una curva ejemplar de presión contra tiempo para una prueba de hidrofracturación .

La figura 8 muestra un modelo teórico ejemplar de presiones de iniciación de fractura y rompimiento.

Aunque modalidades de esta divulgación han sido mostradas y descritas y son definidas por referencia a modalidades ejemplares de la divulgación, dichas referencias no implican una limitación sobre la divulgación y dicha limitación no se inferirá. La materia sujeto divulgada tiene la capacidad para modificación, alteración y equivalentes considerables en forma y función, tal como se les ocurrirá a aquellos expertos en la técnica y quienes gocen del beneficio de esta divulgación. Las modalidades mostradas y descritas de esta divulgación son ejemplos solamente, y no son exhaustivos del alcance de la divulgación.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION La presente divulgación generalmente se refiere a la prueba y evaluación de formaciones subterráneas y fluidos de formación y, de manera más particular, a sistemas y métodos para medir parámetros de una formación.

Modalidades ilustrativas de la presente invención se describen a detalle aqui. En el interés de la claridad, no todas las características de una implementación real pueden ser descritas en esta especificación. Por supuesto se apreciará que en el desarrollo de cualquier modalidad de ese tipo, se deben tomar numerosas decisiones especificas de la implementación para lograr los objetivos específicos de la implementación, los cuales variarán de una implementación a otra. Además, se apreciará que dicho esfuerzo de desarrollo pudiera ser complejo y consumir tiempo, pero no obstante sería una rutina emprendida por aquellos expertos en la técnica quienes gocen del beneficio de la presente divulgación.

Para facilitar un mejor entendimiento de la presente invención, se proporcionan los siguientes ejemplos de algunas modalidades. De ninguna manera los siguientes ejemplos se leerán para limitar, o definir, el alcance de la invención. Modalidades de la presente divulgación se pueden aplicar a pozos horizontales, verticales, desviados o, de otra manera, no lineales en algún tipo de formación subterránea. Las modalidades se pueden aplicar a pozos de inyección así como a pozos de producción, incluyendo pozos de hidrocarburos. Dispositivos y métodos de acuerdo con algunas modalidades pueden ser utilizados en una o más de operaciones de medición-mientras-se perfora (MWD) y registro-mientras-se perfora (LWD) por cable. Se pueden implementar modalidades en diversas herramientas de probador de formación convenientes para la prueba, recuperación y muestreo a lo largo de secciones de la formación que, por ejemplo, pueden ser transportadas a través del pasaje de flujo en la sarta tubular o utilizando un cable, cable recuperador, tubería en serpentín, robot pozo adentro o similar. Algunas modalidades, de acuerdo con la presente divulgación, se pueden adecuar para uso con una herramienta de probador de formación pozo adentro modular, la cual puede ser la Herramienta de Descripción de Depósito (RDT) por Halliburton.

Herramienta de probador de formación ejemplar La figura 1 ilustra una vista esquemática en sección transversal de una herramienta de prueba ejemplar 100, que se puede colocar en un pozo de sondeo (que no se muestra) atravesando formaciones de la tierra. La herramienta de prueba de la formación 100 puede ser conveniente para prueba, recuperación y muestreo a lo largo de secciones de una formación. Generalmente, en una operación típica, las herramientas de prueba de formación pueden operar de la siguiente forma. Inicialmente, la herramienta es bajada sobre un cable dentro del pozo de sondeo a una profundidad deseada y las sondas para tomar muestras de los fluidos de formación son extendidas en contacto sellado con la pared del pozo de sondeo. El fluido de formación puede ser llevado hacia la herramienta a través de las entradas, y la herramienta puede ejecutar pruebas de las propiedades de la formación.

La herramienta de prueba 100 puede incluir varios módulos (secciones) con la capacidad para ejecutar varias funciones. Por ejemplo, tal como se muestra en la figura 1, la herramienta de prueba 100 puede incluir un módulo de energía hidráulica 105 que convierte energía eléctrica en energía hidráulica; un módulo de sonda 110 para tomar muestras de los fluidos de la formación; un módulo de control de flujo 115 para regular el flujo de varios fluidos dentro y fuera de la herramienta 100; un módulo de prueba de fluido 120 para ejecutar diferentes pruebas en una muestra de fluido; un módulo de recolección de muestras multi-cámara 125 que puede contener cámaras de diversos tamaños para almacenar las muestras de fluido recolectadas; un módulo de telemetría 130 que proporciona comunicación eléctrica y de datos entre los módulos y una unidad de control pozo arriba (que no se muestra) y posiblemente otras secciones diseñadas en la figura 1 colectivamente como 135. El arreglo de los diversos módulos, y módulos adicionales, puede depender de la aplicación específica y no se considera aquí.

De manera más específica, el módulo de telemetría 130 puede acondicionar la energía para las secciones restantes de la herramienta de prueba 100. Cada sección puede tener su propio sistema de control de proceso y puede funcionar de manera independiente. El módulo de telemetría 130 puede proporcionar un enlace de herramienta intra-herramienta común, y toda la sarta de herramientas (posibles extensiones más allá de la herramienta de prueba 100 no se muestran) puede compartir un enlace de comunicación común que es compatible con otras herramientas de registro. Este arreglo puede permitir que la herramienta se combine con otros sistemas de registro.

La herramienta de prueba de formación 100 se puede transmitir en un pozo de sondeo mediante cable (que no se muestra), la cual puede contener conductores para llevar energía a los diversos componentes de la herramienta y conductores o cables (cables coaxiales o de fibra óptica) para proporcionar comunicación de datos de dos vías entre la herramienta 100 y una unidad de control pozo arriba (que no se muestra) . La unidad de control de preferencia incluye una computadora y memoria asociada para almacenar programas y datos. La unidad de control generalmente puede controlar la operación de la herramienta 100 y puede procesar datos recibidos desde és.ta durante las operaciones. La unidad de control puede tener una variedad de periféricos asociados, tal como un registrador para registrar datos, una pantalla para desplegar información deseada, impresoras y otros. El uso de la unidad de control, pantalla y registrador se muestra en la técnica del registro de pozo y, por lo tanto, no se analizarán más. En una modalidad ejemplar, el módulo de telemetría 130 puede proporcionar tanto comunicación eléctrica como de datos entre los módulos y la unidad de control pozo arriba. En particular, el módulo de telemetría 130 puede proporcionar un enlace de datos de alta velocidad desde la unidad de control a los módulos para descargar lecturas del sensor y cargar instrucciones de control iniciando o finalizando varios ciclos de prueba y ajustando diferentes parámetros, tal como las velocidades a las cuales están operando las diversas bombas.

El módulo de control de flujo 115 de la herramienta puede incluir una bomba 155, la cual puede ser una bomba de pistón de doble actuación, por ejemplo. La bomba 155 puede controlar el flujo de fluido de formación desde la formación hacia la línea de flujo 140 a través de una o más sondas 145A y 145B. El número de sondas puede variar dependiendo de la implementación . El fluido que entra a las sondas 145A y 145B puede fluir a través de la línea de flujo 140 y puede ser descargado dentro del pozo a través de la salida 150. Un dispositivo de control de fluido, tal como una válvula de control, puede estar conectado a la línea de flujo 140 para controlar el flujo de fluido desde la línea de flujo 140 al pozo de sondeo. Fluidos de la línea de flujo pueden ser bombeadas ya sea hacia arriba o hacia abajo con todo el fluido de línea de flujo dirigido dentro o a través de la bomba 155.

La sección de prueba de fluido 120 de la herramienta puede contener un dispositivo de prueba de fluido, el cual analiza el fluido que fluye a través de la línea de flujo 140. Para el propósito de esta divulgación, cualquier dispositivo o dispositivos convenientes pueden ser utilizados para analizar el fluido. Por ejemplo, se puede utilizar una portadora de calibre cuarzo Halliburton Memory Recorder. En este calibre de cuarzo el resonador de presión, compensación de temperatura y cristal de referencia están empacados como una sola unidad con cada cristal adyacente en contacto directo. El ensamble está contenido en un baño de aceite que está hidráulicamente acoplado con la presión siendo medida. El calibre de cuarzo permite la medición de dichos parámetros tal como la presión de reducción del fluido que se está retirando y la temperatura del fluido. Además, dos dispositivos de prueba de fluido 122 están corriendo en tándem, la diferencia de presión entre éstos puede ser utilizada para determinar la viscosidad de fluido durante el bombeo o densidad cuando el flujo es detenido.

El módulo de recolección de muestras 125 de la herramienta puede contener una o más cámaras 126 de varios tamaños de almacenamiento de la muestra de fluido recolectada. Una cámara de recolección 126 puede tener un sistema de pistón 128 que divide la cámara 126 en una cámara superior 126A y una cámara inferior 126B. Se puede acoplar un conducto a la cámara inferior 126B para proporcionar comunicación de fluido entre la cámara inferior 126B y el ambiente externo tal como el pozo. Un dispositivo de control de flujo de fluido, tal como una válvula eléctricamente controlada, puede ser colocado en el conducto para abrirlo selec ivamente a fin de permitir la comunicación de fluido entre la cámara inferior 126B y el pozo. De manera similar, la sección de cámara 126 también puede contener un dispositivo de control de flujo de fluido, tal como una válvula de control eléctricamente operada, la cual es selectivamente abierta y cerrada para dirigir el fluido de formación desde la linea de flujo 140 a la cámara superior 126A.

El módulo de sonda 110 generalmente puede permitir la recuperación y muestreo de los fluidos de formación en secciones de una formación a lo largo del eje longitudinal del pozo de sondeo. El módulo de sonda 110, y de manera más particular una o más sondas 145A, 145B, pueden incluir componentes eléctricos y mecánicos que facilitan la prueba, muestreo y recuperación de fluidos desde la formación. Una o más sondas pueden comprender, cada una, una almohadilla de sellado que va a contactar la formación o espécimen de formación. En algunas modalidades, la almohadilla de sellado puede ser alargada. A través de una o más hendiduras, el canal de flujo de fluido o cavidades en la almohadilla de sellado, fluidos de la parte sellada de la superficie de la formación pueden ser recolectados dentro del probador a través de la trayectoria de fluido de la sonda.

En la modalidad ilustrada, uno o más arietes de fijación 160A y 160B pueden estar ubicados generalmente opuestos a las sondas 145A y 145B de la herramienta. Los arietes 160A y 160B pueden ser lateralmente móviles a través de accionadotes colocados dentro del módulo de sonda 110 para extenderse lejos de la herramienta. La bomba de pre-prueba 165 puede ser utilizada para ejecutar pre-pruebas sobre volúmenes pequeños de fluido de formación. Las sondas 145A y 145B pueden tener transductores de presión de calibrador de tensión de temperatura compensada de alta resolución (que no se muestra) que pueden ser aislados con válvulas de cierre para monitorear la presión de sonda de manera independiente. La bomba de pistón de pre-prueba 165 puede tener un transductor de presión de calibrador de tensión de alta resolución que se puede aislar contra la línea de flujo intra-herramienta 140 y sondas 145A y 145B. Finalmente, el módulo puede incluir una resistencia, celda óptica u otro tipo de celda (que no se muestra) ubicada cerca de las sondas 145A y 145B para monitorear propiedades de fluido inmediatamente después de entrar en cualquier sonda.

Con referencia al análisis anterior, la herramienta de prueba de formación 100 puede ser operada, por ejemplo, en una aplicación cableada, donde la herramienta 100 es transportada hacia el pozo de sondeo por medio de cable a una ubicación deseada ("profundidad"). El sistema hidráulico de la herramienta puede ser desplegado para extender uno o más arietes 160A y 160B y almohadillas de sellado incluyendo una o más sondas 145A y 145B, creando asi un sello hidráulico entre la almohadilla de sellado y la pared del pozo en la zona de interés. Para recolectar las muestras de fluido en la condición en la cual dicho fluido está presente en la formación, el área cerca de las almohadillas de sellado puede ser lavada o bombeada. La velocidad de bombeo de la bomba de pistón 155 puede ser regulada de manera que la presión en la línea de flujo 140 cerca de las almohadillas de sellado es mantenida por encima de una presión particular de la muestra de fluido. Por lo tanto, aunque la bomba de pistón 155 está funcionando, el dispositivo de prueba de fluido 122 puede medir propiedades del fluido. El dispositivo 122 puede proporcionar información referente al contenido del fluido y la presencia de cualesquiera burbujas de gas en el fluido a la unidad de control de superficie. Al monitorear las burbujas de gas en el fluido, el flujo en la linea de fluido 140 puede ser constantemente ajustado para mantener un fluido de una sola fase en la linea de flujo 140. Estas propiedades de fluido y otros parámetros, tal como la presión y la temperatura, pueden ser utilizados para monitorear el flujo de fluido mientras que el fluido de formación está siendo bombeado para la recolección de muestras. Cuando se determina que el fluido de formación que fluye a través de la linea de flujo 140 es representativo de las condiciones en sitio, el fluido puede ser recolectado en las cámaras de fluido 126.

La figura 2 es una vista más detallada del módulo de sonda 110. Como se muestra, las sondas 145A y 145B pueden tener almohadillas de sellado 146A y 146B, respectivamente, para sellar una porción en la pared lateral de un pozo de sondeo. En algunas modalidades, las almohadillas de sellado 146A y 146B pueden tener hendiduras 147A y 147B, respectivamente, para recolección de muestras de fluido. En algunas modalidades, las almohadillas de sellado 146A y 146B pueden ser alargadas y pueden ser unidas de manera removible para fácil reemplazo. Las almohadillas de sellado 146A, 146B pueden ser soportadas por pistones hidráulicos 148A y 148B.

En un diseño alternativo (que no se muestra), una sola almohadilla de sellado alargada puede ser soportada por uno o más pistones. Un diseño que utiliza dos almohadillas alargadas en la misma herramienta puede tener la ventaja de proporcionar una mayor longitud longitudinal, que podría ser cubierta con dos almohadillas contra una. Será aparente que se pueden utilizar otras configuraciones en modalidades alternas .

Cuando están en un pozo de sondeo, las sondas 145A y 145B pueden ser mantenidas de manera firme en su lugar contra una cara abierta de la formación. Uno o más arietes de fijación 160A y 160B pueden estar ubicados de manera general opuestos„ a las sondas 145A, 145B y se pueden utilizar para presionar contra la formación diametralmente opuesta a las sondas 145A, 145B. Esta combinación puede mantener la herramienta colocada de manera que las almohadillas de sellado 146A, 146B son presionadas firmemente contra la formación expuesta. En esta configuración, las almohadillas de sellado 146A, 146B forman un sello competente contra la formación y facilitan la prueba. Sin embargo, esta configuración también puede estar limitada en acceso a la información de depósito. Incluso en el modo de sonda dual, se tiene acceso a más propiedades del depósito vertical que a propiedades radiales. Esto puede ser un inconveniente cuando los depósitos son delgados y laminados y las correlaciones cruzadas a través de un limite radial pueden ser acertadas.

Descripción de sondas radialmente alineadas para depósito mej orado En lugar de una pluralidad de sondas en el mismo plano vertical, una pluralidad de sondas se puede colocar en una configuración radial. La figura 3 es un diagrama parcial de una herramienta de probador de formación 310 en un pozo, de acuerdo con algunas modalidades ejemplares de la presente divulgación. Tal como se muestra, el módulo de sonda 310 puede incluir sondas 345A, 345B, 345C, 345D en una configuración radial, cada sonda a 90 grados de otras dos sondas y a 180 grados de una tercera sonda. Aunque se muestra una configuración ejemplar no limitativa, se debiera entender que. se pueden implementar otras configuraciones. Por ejemplo, si solamente se van a utilizar dos sondas, las sondas pueden ser colocadas a 180 grados de separación, aproximadamente 180 grados de separación, o en una configuración diametralmente o sustancialmente diametral opuesta. En otras modalidades, las dos sondas pueden estar a menos de 180 grados de separación, por ejemplo, 90 grados de separación. Como resultado de dichas configuraciones, los arietes de fijación pueden ser innecesarios debido a que al menos dos sondas pueden proporcionar fuerzas que contra-actúan necesarias para mantener la. herramienta apropiadamente colocada y las almohadillas de sellado firmemente presionadas contra las superficies de la formación 370. Se pueden utilizar consideraciones similares con otras configuraciones ejemplares de tres o más sondas. El desplazamiento angular de las sondas se puede adaptar para conservar la simetría como se muestra en la figura 3 para un e emplo de configuración de 4 sondas. Dicha configuración puede proporcionar más acceso al depósito para la descripción de los datos.

Medir parámetros de tensión de formación bi-axial y tri-axial Para la mayor parte, los hidrocarburos en esquistos de petróleo y gas y otras formaciones compactas, tal como areniscas y calizas compactas, metano de mantos carboníferos y similares no pueden ser producidos de manera económica sin una o más operaciones de fracturación . Para realizar dichas operaciones de la manera más efectiva y eficiente en costo como sea posible, es deseable entender las propiedades de tensión mecánica de la formación y el modelo de fractura. Las mediciones de las propiedades mecánicas de la formación se han analizado en alguna otra parte. Otro aspecto importante del modelo de fractura de formación es una determinación de orientación y magnitud de las tensiones en la formación.

Aunque las mediciones de la tensión en la formación pueden ser indirectas, . algunas modalidades de la presente divulgación proporcionan un método más directo, en sitio para medir tensiones de la formación y movilidades del fluido a lo largo de múltiples e es.

Las mediciones se pueden realizar utilizando herramientas de probador de formación desplegadas LWD o cableadas ajustadas con una o más sondas rellenadas tales como aquellas de las figuras 1-3. Las sondas pueden tener cualesquiera superficies de sello, las cuales pueden incluir múltiples variedades. Las sondas pueden ser circulares o de forma ovalada con una o más superficies de sellado o costillas. Las sondas debieran poder sellar de manera efectiva las presiones diferenciales entre el centro de la sonda y el anillo del pozo de sondeo, que puede ser en el orden de varios miles de psi. En algunas modalidades, una herramienta de probador de formación puede emplear sondas de relleno redondeadas u ovaladas orientadas a ángulos rectos.

Con las almohadillas a diferente azimut, se pueden medir las presiones de cierre de fractura a diferentes orientaciones de fractura, permitiendo una determinación de la tensión de la formación en una dirección perpendicular a la fractura. Una herramienta que solamente utiliza una sonda requeriría una reorientación de desvío de 90° de una primera medición para obtener una segunda medición - la cual casi seria imposible hacer cuando se utiliza una herramienta con cable y bastante difícil y gue consume tiempo para hacerse utilizando herramientas LWD.

La figura 4 es un diagrama parcial de una herramienta de probador de formación 410 con configuración de sonda 400, donde las sondas 445A y 445B están colocadas en o aproximadamente a 90 grados una de otra y a la misma profundidad a lo largo del agujero. Con dos sondas a 90°, por ejemplo, dos sondas adyacentes de los ejemplos no limitativos de las sondas 345A-D o sondas 445A, 445B, tensiones biaxiales pueden ser medidas de manera simultánea y a los ángulos correctos de desviación. Por ejemplo, la herramienta se puede configurar para orientar las sondas que se pueden presionar contra el lado superior y el lado horizontal de la formación 470, o se pueden medir otras orientaciones (con o sin más sondas ) .

En algunas modalidades, la herramienta además puede incluir un segundo conjunto de sondas axialmente desviadas del primer conjunto de sondas, por ejemplo, otro conjunto de dos sondas adyacentes de las sondas 345A-D o un conjunto de dos sondas adyacentes similares a las sondas 445A, 445B colocadas a la misma profundidad a lo largo del agujero. Con mediciones en múltiples posiciones axiales, el gradiente a lo largo del eje del pozo de sondeo se puede calcular para producir la tensión en la dirección axial. Por lo tanto, las direcciones y magnitudes de tensión pueden ser determinadas para uso en un modelo de fractura.

Las figuras 5 y 6 muestran diagramas de flujo, por ejemplo, métodos 500 y 600 de parámetros de medición de una formación a lo largo de múltiples ejes, de acuerdo con ciertas modalidades de la presente divulgación. Enseñanzas de la presente, divulgación se pueden utilizar en una variedad de implementaciones . Como tal, el orden de los pasos que comprenden los métodos 500 y 600 puede depender de la implementación elegida. En varias modalidades, los pasos que comprenden los métodos 500 y 600 pueden ser ejecutados en combinación. En varias modalidades, las mediciones y/o procesos de fracturación pueden ser ejecutados con una sonda a la vez o cualquier combinación de múltiples sondas simultáneamente .

La herramienta de probador de formación puede ser introducida en un pozo conforme a lo indicado por los pasos 505, 605. Las sondas se pueden desplegar contra una superficie del pozo conforme a lo indicado por los paso 510, 610. En algunas modalidades indicadas por el paso 515, el fluido puede ser bombeado desde la formación a través de las sondas para mediciones de movilidad de fluido. En el paso 520, los parámetros de movilidad de fluido pueden ser medidos a lo largo de múltiples ejes con base, al menos en parte, en el fluido bombeado desde la formación a través de la primera y segunda sondas. Los parámetros medidos de movilidad de fluido pueden indicar las características de movilidad de fluido a lo largo de múltiples ejes.

En algunas modalidades indicadas por el paso 615, el fluido puede ser inyectado en la formación a través de las sondas para limpiar el pozo de sondeo adyacente a las sondas. La limpieza de los pozos de sondeo adyacentes a las sondas ayuda a remover la costra de lodo que puede ser formada por la perforando y ayuda a acelerar el tiempo requerido para obtener muestras prístinas. En otras modalidades, el fluido puede ser inyectado dentro de la formación a través de las sondas para inducir fracturas de formación. En algunas modalidades, el fluido, el cual puede ser fluido previamente recibido de.sde la formación (por ejemplo,' fluido bombeado para mediciones de movilidad) o cualquier fluido conveniente, puede ser inyectado en la formación a través de las sondas para inducir una fractura de formación. En el paso 620, se pueden monitorear parámetros de presión correspondientes al fluido inyectado en la formación. Durante la fase de fracturación, se pueden monitorear parámetros de presión. Por ejemplo, la presión puede ser monitoreada cómo una función de tiempo para determinar uno o más de: (1) presión de iniciación de fractura; (2) permeabilidad de formación; (3) presión de poro de formación; y (4) presión de cierre de fractura. Las fluctuaciones en el perfil de presión también pueden producir información referente al volumen de la fractura, el cual puede proporcionar cierta indicación de orientación de fractura - longitudinal (aleta) o transversal (panqueque). En el paso 625, las tensiones de la formación sobre las fracturas de la formación a lo largo de múltiples e es pueden ser determinadas con base, al menos en parte, en los parámetros de presión.

Un objetivo puede ser, obtener mediciones de movilidad de fluido y tensión de formación a la misma posición de profundidad a lo largo del agu ero en el pozo en al menos dos direcciones ortogonales para derivar la tensión de formación mecánica en dos ejes. Mediciones adicionales a las mismas orientaciones ortogonales pueden estar ligeramente desviadas en la profundidad a lo largo del agujero para el tercer eje. No obstante, en muchos casos mediciones de dos ejes pueden ser suficientes para propósitos de estimulación de fractura.

Un modelo de fractura puede ser implementado por un procesador y memoria que puede ser parte de una unidad de control pozo arriba, parte de un módulo pozo abajo, o parte de un sistema de computadora remoto, por ejemplo. Las fracturas y fallas juegan un papel importante en el control de las propiedades hidráulicas de rocas al proporcionar conductos permeables para fluidos. Por otra parte, la presencia de fluidos tiene una fuerte influencia sobre la deformación y ruptura de rocas controlando propiedades geoquímicas y de presión de fluido dentro de las fracturas y fallas. Sin embargo, no todas las fracturas y fallas contribuyen al flujo de fluido o son igualmente importantes para procesos de falla y deformación en corteza terrestre. En general, la permeabilidad de fractura mejorada depende de la densidad de la fractura, orientación y, más importante, conductividad hidráulica de las fracturas y fallas individuales presentes. Esto es especialmente importante en depósitos de hidrocarburos con baja permeabilidad de matriz donde las fracturas son las trayectorias primarias para la migración de gas y petróleo desde las rocas fuente hacia sus depósitos. Por lo tanto, es importante discriminar fracturas y fallas hidráulicamente conductoras de fracturas y fallas hidráulicamente no conductoras para incrementar la eficiencia de la producción del petróleo y el desarrollo del depósito. Estas necesidades hacen importante entender tensiones en sitio en rocas.

Existen varios métodos diferentes que pueden ser ejecutados para medir tensión en sitio, tal como fracturación hidráulica, sonda es, canalización de pozo de sondeo y gato plano. Sin embargo, los métodos más comunes son los métodos hidráulico y de liberación. Entre los otros métodos, el método de hidrofracturación es el más fácil, rápido y simple para medir tensión en sitio. La fracturación hidráulica es creada aplicando presión hidráulica a un pozo de perforación para determinar la presión de fractura y por lo tanto la tensión. La magnitud de la tensión horizontal secundaria máxima y mínima, la cual es un componente para rocas impermeables en pozos de perforación verticales, puede ser determinada con la siguiente ecuación: (Ecuación 1) donde OH es la tensión horizontal secundaria máxima; Oh es la tensión horizontal secundaria mínima; Si es la fuerza de. fractura de la roca la cual es igual a Pi-Pr. Pi es la presión de iniciación de fractura; Pr es la presión de reabertura de fractura; y P0 es la presión de poro ambiental. La magnitud de la tensión horizontal secundaria mínima es igual a la presión de cierre Si.

La tensión vertical puede ser calculada a partir de la sobrecarga por: s, =yh (ecuación 2) donde s? es la tensión vertical, h es la sobrecarga, y y es la densidad promedio de la masa rocosa. La figura 7 muestra una curva ejemplar de presión contra tiempo 700 para una prueba de hidrofracturación, en la cual se indican Pi, PE y Si.

Este método anterior puede producir resultados no satisfactorios en algunos casos. Por ejemplo, en la carga hidrostática, puede no haber información de tensión en sitio que puede ser obtenida a partir del análisis del rompimiento de la fractura en un pozo de sondeo rodeado por material de rendimiento plástico. Para rocas relativamente duras, se puede inducir solamente una zona plástica trivial durante la excavación y perforación del pozo de sondeo; sin embargo, características del comportamiento no lineal pueden ser dominantes. En particular para roca relativamente débil, la fuerza y el módulo de Young pueden ser controlados por la tensión de confinamiento.

La figura 7 muestra un modelo teórico ejemplar 700 de presiones de iniciación y rompimiento de fracturas. Haciendo referencia a la figura 7, durante la fracturación hidráulica, la tensión tangencial puede aproximarse a cero para rocas libres de tensión y se puede volver negativa para rocas con una resistencia a la fractura (asumiendo que la compresión es positiva). Un módulo de Young no constante relacionado con la tensión mínima que, en el caso de inyección, es oe (tensión tangencial ) .

Con un sistema radialmente simétrico, el equilibrio se puede mostrar como: dr (Ecuación 3) Esto se puede también escribir como (Ecuación 4 Donde: s? = tensión radial oe = tensión tangencial r = distancia radial desde el eje a = límite interno.

Con algunas simplificaciones y suposiciones, se han establecido las siguientes ecuaciones para la tensión radial y la tensión tangencial para condiciones elásticas lineales y no lineales.

Condición elástica no lineal: (Ecuación 5) (Ecuación 6) Condición elástica lineal (Ecuación 7 (Ecuación 8) Donde Pw = presión de inyección Oh = fuerza de campo lejano v = coeficiente de Poisson Por consiguiente, con algunas modalidades de acuerdo con la presente divulgación, se pueden tomar las determinaciones de tensión sin dependencia de las mediciones de la herramienta acústica y/o mediciones sísmicas y derivando valores del módulo de Young y el coeficiente de Poisson. Además, algunas modalidades de la presente divulgación proporcionan un método en-sitio, más directo para medir las tensiones de la formación y las movilidades del fluido a lo largo de múltiples ejes.

Los métodos asociados con diferentes modalidades antes descritas pueden ser implementados con programas de software, tomando la entrada a partir de los datos de medición respectivos y generando un modelo de fractura. Estos programas de software pueden asociar diferentes valores de propiedad direccional con unidades espaciales a lo largo de la trayectoria en la formación con base en los' datos de medición. Estos programas de software pueden estar integrados en herramientas de probador existentes, tal como RDT de Halliburton, en el procesamiento de datos de medición.

Algunas modalidades pueden ser implementadas por un procesador y memoria que¦ pueden ser parte de una unidad de control pozo arriba, parte de un módulo pozo abajo, o parte de un sistema de computadora remoto, por ejemplo. Algunas modalidades pueden ser implementadas con un sistema de computadora que puede incluir cualquier instrumentalidad o agregado de instrumentalidades que operen para calcular, clasificar, procesar, transmitir, recibir, recuperar, originar, conmutar, almacenar, desplegar, manifestar, detectar, registrar, reproducir, manipular o utilizar alguna forma de información, inteligencia o datos. El sistema de computadora puede incluir memoria de acceso aleatorio (RAM), uno o más recursos de procesamiento tales como una unidad de procesamiento central (CPU) o lógica de control de hardware o software, ROM, y/u otros tipos de memoria no volátil. Para los propósitos de esta divulgación, el medio legible por computadora puede incluir cualquier instrumentalizad o agregado de instrumentalidades que puedan retener datos y/o instrucciones por un periodo de tiempo. El medio legible por computadora puede incluir, por ejemplo sin limitación, un medio de almacenamiento tal como un dispositivo de almacenamiento de acceso directo, un dispositivo de almacenamiento de acceso en secuencia, disco compacto, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, memoria de solo lectura programable eléctricamente borrable (EEPROM), y/o memoria flash; asi como medios de comunicaciones tales como cables, fibras ópticas, microondas, ondas de radio, y otras portadoras electromagnéticas y/ u ópticas; y/o cualquier combinación de lo anterior.

Por lo tanto, la presente invención está bien adaptada para alcanzar los fines y ventajas mencionadas asi como aquellas que son inherentes en la misma. Las modalidades particulares antes divulgadas son solamente ilustrativas, ya que la presente invención puede ser modificada y practicada en maneras diferentes pero equivalentes aparentes para aquellos expertos en la técnica quienes gocen del beneficio de las presentes enseñanzas. Además, no se pretende que haya limitaciones a los detalles de construcción o diseño aquí mostrados, . diferentes a los descritos en las siguientes reivindicaciones. Por lo tanto, es evidente que las modalidades ilustrativas particulares antes divulgadas pueden ser alteradas o modificadas y todas esas variaciones se consideran dentro del alcance y espíritu de la presente invención. También, los términos en las reivindicaciones tienen su significado ordinario común lo que significa que a menos que explícita y claramente se defina lo contrario. Los artículos indefinidos "un" o "uno" tal como se utilizan en las reivindicaciones, están definidos aquí para indicar uno o más de uno del elemento que presenta.

Claims (11)

NOVEDAD DE LA INVENCION Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como prioridad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. - Un método para medir parámetros de una formación a lo largo de múltiples ejes, el método comprende: introducir una herramienta de probador de formación en un pozo, en donde la herramienta de probador de formación comprende una primera sonda orientada a un ángulo desde una segunda sonda alrededor de un eje de la herramienta de probador de formación; colocar la primera y segunda sondas contra una superficie del pozo; inyectar fluido a través de al menos una de la primera y segunda sondas; monitorear los parámetros de presión correspondientes al fluido inyectado en la formación; determinar tensiones de formación alrededor de las fracturas de formación a lo largo de múltiples e es con base, al menos en parte, en los parámetros de presión.

2. - El método de conformidad con la reivindicación' 1, caracterizado porque el fluido de inyección a través de al menos una de la primera y segunda sondas comprende inyectar fluido al menos a una para limpiar el pozo de sondeo adyacente a la primera y segunda sondas e inducir fracturas de formación.

3.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera y segunda sondas están orientadas ortogonalmente alrededor del eje de la herramienta de probador de formación.

4. - El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende: determinar un perfil de presión con base, al menos en parte, en los parámetros de presión.

5. - El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el perfil de presión indica uno o más de un volumen de fractura y una orientación de fractura.

6. - El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende: monitorear parámetros de presión para determinar uno o más de una presión de iniciación de fractura, una permeabilidad de la formación, una presión de poro de formación, y una presión de cierre de fractura.

7. - Un método para medir parámetros de una formación a lo largo de múltiples ejes, el método comprende: introducir una herramienta de probador de formación en un pozo, en donde la herramienta de probador de formación comprende una primera sonda orientada a un ángulo desde una segunda sonda alrededor de un eje de la herramienta de probador de formación; colocar la primera y segunda sondas contra una superficie del pozo; inyectar fluido en la formación a través de al menos una de la primera y segunda sondas para inducir fracturas de formación; monitorear parámetros de presión correspondientes al fluido inyectado dentro de la formación; y determinar tensiones de formación alrededor de las fracturas de formación a lo largo de múltiples e es con base, al menos en parte, en los parámetros de presión.

8. - El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el fluido de inyección dentro de la formación a través de al menos una de la primera y segunda sondas además comprende inyectar fluido para limpiar el pozo de sondeo adyacente a la primera y segunda sondas.

9. - El método de conformidad con la reivindicación 7, que además comprende: determinar un perfil de presión con base, al menos en parte, en los parámetros de presión.

10. - El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el perfil de presión indica uno o más de un volumen de fractura y una orientación de fractura.

11.- El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque 'el paso de monitorear parámetros de presión además . comprende monitorear parámetros de presión para determinar una o más de una presión de iniciación de fractura, una permeabilidad de la formación, una presión de poro de la formación, y una presión de cierre de la fractura.