MX2015003995A

MX2015003995A - Representacion geometrica de planos de fractura.

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Publication number: MX2015003995A
Application number: MX2015003995A
Authority: MX
Inventors: Jianfu Ma; Harold Grayson Walters; Avi Lin
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2012-10-05
Filing date: 2013-08-23
Publication date: 2015-07-06
Also published as: US9086503B2; MX2015003138A; WO2014055185A1; WO2014055186A1; RU2592751C1; MX2015003142A; WO2014055206A1; CA2886773A1; US20140098634A1; AU2013325147A1; CA2886793A1; WO2014055170A1; MX349732B; US20140098638A1; AU2013325190A1; AU2013325186B2; MX349526B; CA2886778A1; US20140098636A1; AU2013325208A1

Abstract

Se pueden utilizar sistemas, métodos y software para analizar datos microsísmicos de un tratamiento de fractura; en algunos aspectos, los planos de fractura son identificados con base en datos de eventos microsísmicos de un tratamiento de fractura de una zona subterránea; cada plano de fractura está asociado con un subconjunto de los datos de eventos microsísmicos; los grupos de nivel de confianza son identificados a partir de los planos de fractura; cada grupo de nivel de confianza incluye planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión dentro de un rango respectivo; se genera una representación gráfica de los planos de fractura; la representación gráfica incluye un gráfico distinto para cada grupo de nivel de confianza.

Description

REPRESENTACIÓN GEOMÉTRICA DE PLANOS DE FRACTURA ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Esta especificación se refiere a la generación de una representación geométrica de planos de fractura identificados a partir de datos microsísmicos. Los datos microsísmicos con frecuencia son adquiridos en asociación con tratamientos de fracturación hidráulica aplicados a una formación subterránea. Los tratamientos de fracturación hidráulica típicamente se aplican para inducir fracturas artificiales en la formación subterránea, y así mejorar la productividad de hidrocarburos de la formación subterránea. Las presiones generadas por el tratamiento de fractura pueden inducir eventos sísmicos de baja amplitud o baja energía en la formación subterránea, y los eventos pueden ser detectados por sensores y recopilados para análisis.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN En un aspecto general, una representación geométrica de planos de fractura se deriva de datos microsísmicos. En algunos casos, grupos de planos de fractura se despliegan en gráficos separados.

En algunos aspectos, los planos de fractura son identificados con base en datos de eventos microsísmicos recopilados a partir de un tratamiento de fractura de una zona subterránea. Cada plano de fractura está asociado con un subconjunto de los datos de eventos micros!smicos. Grupos de nivel de confianza son identificados a partir de los planos de fractura. Cada grupo de nivel de confianza incluye planos de fractura que tienen un valor de confianza dentro de un rango respectivo. Se genera una representación gráfica de los planos de fractura. La representación gráfico incluye un gráfico distinto para cada grupo de nivel de confianza.

Las implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Cada grupo de nivel de confianza incluye múltiples planos de fractura. Cada plano de fractura en un grupo de nivel de confianza determinado tiene un valor de confianza de precisión dentro de un rango de valores respectivo para la confianza de precisión. Cada plano de fractura en un grupo de nivel de confianza determinado tiene otro valor de parámetro dentro de un rango respectivo de valores para el otro parámetro. El otro parámetro incluye el volumen de fractura respectivo, el volumen de fuga, el ancho de la fractura, la eficiencia del fluido o una combinación de los mismos.

De manera adicional o alternativa, estas y otras implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. El valor de confianza de precisión se calcula para cada uno de los planos de fractura. El valor de confianza de precisión para un plano de fractura se calcula con base en parámetros del subconjunto de los datos del evento microsísmico asociados con el plano de fractura. Los parámetros del subconjunto de los datos del evento microsismico incluyen cada incertidumbre de medición de la ubicación del evento microsismico, cada magnitud de momento del evento microsismico (por ejemplo, intensidad), la distancia entre cada evento microsismico y su plano de fractura asociado, un número de eventos microsismicos asociados con el plano de fractura, la variación de una orientación del plano de fractura, la variación de una posición del plano de fractura, o una combinación de los mismos.

De manera adicional o alternativa, estas y otras imple entaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Los grupos de nivel de confianza incluyen un grupo de alto nivel de confianza que incluye los planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más elevado, un grupo de bajo nivel de confianza que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más bajo, un grupo de nivel de confianza medio que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión entre el rango más alto y el rango más bajo, o una combinación de los mismos.

De manera adicional o alternativa, estas y otras implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Se identifican dos, tres, cuatro, cinco, u otro número de grupos de nivel de confianza. Los grupos de nivel de confianza son identificados con base en valores de separador que definen un rango de valores de confianza para cada grupo de nivel de confianza. Los valores de separador son definidos por el usuario. Los valores de separador son calculados con base en los valores de confianza de los planos de fractura.

De manera adicional o alternativa, estas y otras implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. La representación gráfica es desplegada en un dispositivo de despliegue. La representación gráfica es generada y desplegada durante la aplicación del tratamiento de fractura. La representación gráfica desplegada es actualizada con base en datos adicionales del evento microsísmico a partir del tratamiento de fractura. El gráfico distinto de cada grupo de nivel de confianza incluye una representación tridimensional de los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza, una representación tridimensional de los eventos microsísmicos asociados con los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza y una identificación de un nivel de confianza asociado con el grupo de nivel de confianza. Cada evento microsismico es identificado de manera gráfica con su plano de fractura respectivo. Se presentan eventos micros!smicos que no están asociados con un plano de fractura.

Los detalles de una o más implementaciones se establecen en los dibujos acompañantes y en la siguiente descripción. Otras características, objetivos y ventajas serán aparentes a partir de la descripción y los dibujos, y a partir de las reivindicaciones.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La figura 1A es un diagrama de un sistema de pozo ejemplar; la figura IB es un diagrama del subsistema de computación ejemplar 110 de la figura 1D.

Las figuras 2A y 2B son gráficos que muestran planos de fractura ejemplares.

La figura 3 es un diagrama que muestra un ejemplo de una presentación gráfico de planos de fractura.

La figura 4 es un gráfico de flujo de una téenica ejemplar para presentar planos de fractura.

Símbolos de referencia similares en los diversos dibujos indican elementos similares.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En algunos aspectos de lo que aquí se describe, parámetros de fractura, orientaciones de fractura dominantes, u otros datos son identificados a partir de los datos icrosís icos. En algunos casos, estos u otros tipos de datos son identificados de manera dinámica, por ejemplo, en una manera en tiempo real durante un tratamiento de fractura. Para muchas aplicaciones y téenicas de análisis, se necesita una identificación de planos de fractura a partir de eventos microsismicos en tiempo real, y se pueden desplegar planos de fractura individuales para mostrar la evolución en tiempo y la eliminación geométrica, incluyendo la ubicación, propagación, crecimiento, reducción o eliminación de los planos de fractura. Dichas capacidades se pueden incorporar en sistemas de control, software, hardware u otros tipos de herramientas disponibles para los ingenieros del campo de gas y petróleo cuando analizan campos potenciales de gas y petróleo, al mismo tiempo que se estimulan fracturas hidráulicas y que se analizan las señales resultantes. Dichas herramientas pueden proporcionar una interfaz confiable y directa para presentar y visualizar la dinámica de las fracturas hidráulicas, lo cual puede ayudar a analizar la complejidad de la fractura, la estructura de red de la fractura y la geometría del yacimiento. Dichas herramientas pueden ayudar a evaluar la efectividad del tratamiento de fracturación hidráulica, por ejemplo, mejorando, incrementando u optimizando la densidad de la fractura y las longitudes y alturas del trazo. Dichas mejoras en el tratamiento de fractura aplicado al yacimiento pueden mejorar la producción de hidrocarburos u otros recursos del yacimiento.

Los tratamientos de fractura hidráulica se pueden aplicar en cualquier zona subterránea conveniente. Los tratamientos de fractura hidráulica con frecuencia se aplican en formaciones apretadas con yacimientos de baja permeabilidad, los cuales pueden incluir, por ejemplo, yacimientos de gas y petróleo convencionales de baja permeabilidad, piezas de recursos centrados en una cuenca continua y yacimientos de gas de esquisto, u otros tipos de formaciones. La fracturación hidráulica puede inducir fracturas artificiales en el subsuelo, lo cual puede mejorar la productividad del hidrocarburo de un yacimiento.

Durante la aplicación de un tratamiento de fractura hidráulica, la inyección de fluidos de alta presión puede alterar las tensiones, acumular tensiones de cizalladura, y provocar otros efectos dentro de las estructuras del subsuelo geológico. En algunos casos, eventos microsísmicos están asociados con fracturas hidráulicas inducidas por las actividades de fracturación. La energía acústica o sonidos asociados con las tensiones de roca, deformaciones, y fracturación pueden ser detectados y recopilados por sensores. En algunos casos, eventos micros!smicos tiene baja energía (por ejemplo, con el valor del registro de la intensidad o magnitud de momento de menos de tres), y cierta incertidumbre o precisión o error de medición es asociado con las ubicaciones de evento. La incertidumbre se puede describir, por ejemplo, mediante un esferoide oblongo, donde la probabilidad más elevada está en el centro del esferoide y la probabilidad más baja está en el borde.

Se puede utilizar el mapeo de eventos microsismicos para ubicar en forma geométrica el punto fuente de los eventos microsismicos con base en las ondas de cizalladura y compresión detectadas. Las ondas de cizalladura y compresión detectadas (por ejemplo p-ondas y s-ondas) pueden producir información adicional referente a eventos microsismicos, incluyendo la ubicación del punto fuente, la incertidumbre de la medición de la ubicación y posición del evento, el tiempo de ocurrencia del evento, la magnitud de momento del evento, la dirección del movimiento de partículas y espectro de emisión de energía, y posiblemente otros. Los eventos microsismicos pueden ser monitoreados en tiempo real, y en algunos casos, los eventos también son procesados en tiempo real durante el tratamiento de fractura. En algunos casos, después del tratamiento de fractura, los eventos microsismicos recopilados a partir del tratamiento son procesados juntos como "post datos".

El procesamiento de datos de eventos microsismicos recopilados a partir de un tratamiento de fractura puede incluir emparejamiento de fractura (también denominado mapeo de fractura). Los procesos de emparejamiento de fractura pueden identificar planos de fractura en cualquier zona con base en eventos microsismicos recopilados de la zona. Algunos algoritmos computacionales ejemplares para emparejamiento de fractura utilizan datos de eventos microsismicos (por ejemplo, una ubicación de evento, una incertidumbre de medición de ubicación del evento, una magnitud de momento del evento, etc.) para identificar fracturas individuales que se emparejan con el conjunto recopilado de eventos microsismicos. Algunos algoritmos computacionales ejemplares pueden calcular propiedades estadísticas de patrones de fractura. Las propiedades estadísticas pueden incluir, por ejemplo, orientación de fractura, tendencias de orientación de fractura, tamaño de fractura (por ejemplo, longitud, alto, área, etc.), densidad de fractura, complejidad de fractura, propiedades de red de fractura, etc. Algunos algoritmos computacionales consideran la incertidumbre en la ubicación de los eventos utilizando múltiples realizaciones de las ubicaciones de eventos microsísmicos. Por ejemplo, realizaciones estadísticas alternativas asociadas con téenicas de Monte Cario se pueden utilizar para una distribución de probabilidad definida en un esferoide u otro tipo de distribución.

Generalmente, los algoritmos de emparejamiento de fractura pueden operar en datos en tiempo real, post datos, o cualquier combinación conveniente de estos y otros tipos de datos. Algunos algoritmos computacionales para el emparejamiento de fractura operan únicamente en post datos. Se pueden utilizar algoritmos que operan en post datos cuando cualquier subconjunto o varios subconjuntos de datos microsísmicos que van a ser procesados han sido recopilados a partir del tratamiento de fractura; dichos algoritmos pueden tener acceso (por ejemplo, como una entrada inicial) al subconjunto completo de eventos microsísmicos que se van a procesar. En algunas implementaciones, los algoritmos de emparejamiento de fractura pueden operar en datos en tiempo real. Dichos algoritmos pueden ser utilizados para emparejamiento de fractura automático en tiempo real durante el tratamiento de fractura. Los algoritmos que operan en datos en tiempo real pueden ser utilizados durante el tratamiento de fractura, y dichos algoritmos pueden adaptar o actualizar en forma dinámica un modelo de fractura previamente identificado para reflejar eventos microsís icos recientemente adquiridos. Por ejemplo, una vez que un evento microsismico es detectado y recopilado a partir del campo de tratamiento, un algoritmo de emparejamiento de fractura automático en tiempo real puede responder a este nuevo evento identificando y extrayendo dinámicamente planos de fractura a partir de los eventos microsísmicos ya recopilados en una forma en tiempo real. Algunos algoritmos computacionales para emparejamiento de fractura pueden operar en una combinación de post datos y datos en tiempo real.

En algunos casos, los algoritmos de mapeo de fractura están configurados para manipular condiciones que surgen en el procesamiento de datos microsísmicos en tiempo real. Por ejemplo, varios tipos de retos o condiciones pueden ocurrir de manera más predominante en el contexto en tiempo real. En algunos casos, téenicas de procesamiento en tiempo real pueden ser adaptadas para considerar (o reducir o evitar) la precisión inferior que en ocasiones está asociada con fracturas extraídas de los conjuntos de datos que carecen de un número suficiente de eventos microsísmicos o que carecen de un número suficiente de eventos microsísmicos en algunas partes del dominio. Algunas técnicas de procesamiento en tiempo real se pueden adaptar para producir datos de fractura que sean consistentes con los datos de fractura que se pueden obtener a partir de téenicas de procesamiento de post datos. Por ejemplo, algunas de la técnicas de procesamiento en tiempo real ejemplares aquí descritas han producido resultados que son estadísticamente los mismos, de acuerdo con la prueba de hipótesis estadística (t prueba y F prueba), como resultados producidos por técnicas de procesamiento de post datos en los mismos datos.

En algunos casos, técnicas de procesamiento en tiempo real se pueden adaptar para ofrecer fácilmente a los usuarios (por ejemplo instantáneamente desde la perspectiva de un usuario) los datos de fractura identificados. Dichas características pueden permitir que ingenieros u operadores de campo obtengan dinámicamente información geométrica de fractura y ajusten parámetros de tratamiento de fractura cuando es apropiado (por ejemplo, para mejorar, incrementar, optimizar o de otra manera cambiar el tratamiento). En algunos casos, los planos de fractura son dinámicamente extraídos a partir de datos microsísmicos y desplegados para ingenieros de campo en tiempo real. Técnicas de procesamiento en tiempo real pueden mostrar un desempeño de alta velocidad. En algunos casos, el desempeño se puede mejorar mediante tecnología de computación paralela, tecnología de computación distribuida, enfoques de secuencia paralela, algoritmos de búsqueda binaria rápida, o una combinación de estos y otras soluciones de hardware y software que facilitan las operaciones en tiempo real.

En algunas implementaciones, teenología de emparejamiento de fractura pueden presentar directamente información referente a planos de fracturas asociados con eventos microsísmicos tridimensionales. Los planos de fractura presentados pueden representar redes de fracturas que muestran múltiples orientaciones y pueden activar patrones de fractura complejos. En algunos casos, los parámetros de fractura hidráulica son extraídos desde una nube de datos de eventos microsísmicos; dichos parámetros pueden incluir, por ejemplo, tendencias de orientación de fractura, densidad de fractura y complejidad de fractura. La información de parámetros de fractura se puede presentar a ingenieros u operadores de campo, por ejemplo, en una interfaz tabular, numérica o gráfica o una interfaz que combina elementos tabulares, numéricos y gráficos. La interfaz gráfica puede ser presentada en tiempo real y puede mostrar la dinámica en tiempo real de las fracturas hidráulicas. En algunos casos, esto puede ayudar a los ingenieros de campo a analizar la complejidad de la fractura, la red de la fractura y la geometría del yacimiento, o puede ayudarles a entender mejor el proceso de fracturación hidráulica a medida que éste avanza.

En algunas implementaciones, se utilizan valores de confianza de precisión para cuantificar la certidumbre de los planos de fractura extraídos a partir de datos micros!smicos. Los valores de confianza de precisión pueden ser utilizados para clasificar las fracturas en niveles de confianza. Por ejemplo, tres niveles de confianza (bajo nivel de confianza, nivel de confianza medio y alto nivel de confianza) son apropiados para algunos contextos, mientras que en otros contextos puede ser apropiado un número diferente (por ejemplo dos, cuatro, cinco, etc.) de niveles de confianza. Un valor de confianza de precisión del plano de fractura se puede calcular con base en cualesquiera datos apropiados. En algunas implementaciones, un valor de confianza de precisión del plano de fractura se calcula con base en las ubicaciones de los eventos microsísmicos y las incertidumbres de posición, la magnitud del momento de los eventos microsísmicos individuales, distancias entre eventos individuales y su plano de fractura de soporte, el número de eventos de soporte asociados con el plano de fractura, y el peso de variación de la orientación de fractura, entre otros.

Los valores de confianza de precisión se pueden calcular y los planos de fractura se pueden clasificar en cualquier momento apropiado. En algunos casos, los valores de confianza de precisión se calculan y los planos de fractura se clasifican en tiempo real durante el tratamiento de la fractura. Los planos de fractura pueden ser presentados al usuario en cualquier momento apropiado y en cualquier formato conveniente. En algunos casos, los planos de fractura son presentados de manera gráfica en una interfaz de usuario en tiempo real de acuerdo con los valores de confianza de precisión, de acuerdo con los niveles de confianza de precisión, o de acuerdo con cualquier otro tipo de clasificación. En algunos casos, los usuarios pueden seleccionar grupos individuales o planos individuales (por ejemplo, aquellos con altos niveles de confianza) para visualización o análisis. Los planos de fractura pueden se presentados al usuario en un formato algebraico, un formato numérico, un formato gráfico o una combinación de estos y otros formatos.

En algunas implementaciones, los eventos microsismicos son monitoreados en tiempo real durante el tratamiento de fractura hidráulica. A medida que los eventos son monitoreados, estos también pueden ser procesados en tiempo real, estos pueden ser procesados posteriormente como post datos, o pueden ser procesados utilizando una combinación de procesamiento en tiempo real y post datos. Los eventos pueden ser procesados a través de cualquier téenica conveniente. En algunos casos, los eventos son procesados en forma individual, en el momento y en el orden en el cual son recibidos. Por ejemplo, se puede utilizar un estado de sistema S (M,N - 1) para representar el M número de planos generados a partir de los N - 1 eventos previos. El nuevo A3™ evento de entrada puede disparar el sistema S {M,N -1). En algunos casos, al momento de recibir el hG3™ evento, se genera un histograma o distribución de rangos de orientación. Por ejemplo, un histograma de distribución de probabilidad o el histograma de transformada de Hough de los planos degenerados en el dominio del ángulo de dirección y buzamiento puede ser generado para identificar las orientaciones dominantes factibles incorporadas en los conjuntos de fracturas.

Un plano básico puede ser generado a partir de un subconjunto de eventos microsismicos. Por ejemplo, cualesquiera tres puntos no colineales en espacio matemáticamente definen un plano básico. El plano básico definido por tres eventos microsismicos no colineales puede ser representado por el vector normal (a, b, c) . El vector normal (a, b, c) puede ser calculado con base en las tres posiciones de evento. La orientación del plano básico se puede calcular a partir del vector normal. Por ejemplo, el buzamiento Q y la dirección f pueden ser proporcionados por O - ardan — El ángulo de buzamiento Q de un plano de fractura puede representar el ángulo entre el plano de fractura y el plano horizontal (por ejemplo, el plano xy). El ángulo de dirección f de un plano de fractura puede representar el ángulo entre un eje de referencia horizontal (por ejemplo, el eje x) y una linea horizontal donde el plano de fractura cruza el plano horizontal. Por ejemplo, el ángulo de dirección puede ser definido con respecto al norte u otra dirección de referencia horizontal. Un plano de fractura se puede definir a través de otros parámetros, incluyendo parámetros angulares diferentes al ángulo de dirección y ángulo de buzamiento.

En general, N eventos pueden soportar P planos básicos, donde P = N(N - 1 ) (N-2)/6, ángulos de dirección y buzamiento. Se puede construir un histograma de probabilidad a partir de los ángulos de orientación. El histograma de probabilidad o el histograma de transformación de Hough mejorado pueden tener cualquier configuración conveniente. Por ejemplo, la configuración de histograma se puede basar en un tamaño de celda (bin) fijo y un número fijo de celdas, tamaño de celda óptimo natural en el dominio del ángulo de dirección y buzamiento, u otros tipos de celdas. El histograma se puede basar en cualquier número conveniente de eventos microsismicos (por ejemplo, decenas, cientos, miles, etc.) y cualquier rango conveniente de orientaciones. En algunos casos, múltiples celdas discretas son definidas para el histograma, y cada celda representa un rango discreto de orientaciones. A partir de los planos básicos se puede calcular una cantidad de planos básicos en cada rango discreto. En algunos casos, cada orientación de plano básico cae dentro del rango de orientación asociado con una de las celdas. Por ejemplo, para N eventos microsísmicos, cada uno de los P planos básicos puede tener asignada una celda, y se puede calcular la cantidad de planos básicos asignados a cada celda. La cantidad calculada para cada celda puede ser cualquier valor conveniente. Por ejemplo, la cantidad puede ser un número no normalizado de planos básicos, la cantidad puede ser una probabilidad normalizada, frecuencia o fracción de planos básicos, o la cantidad puede ser otro tipo de valor que sea conveniente para un histograma. Se puede generar un histograma para representar la cantidad de planos básicos asignados a todas las celdas, o para representar la cantidad de planos básicos asignados a un subconjunto de las celdas. Téenicas ejemplares para generar, actualizar y utilizar histogramas con base en datos microsismicos se describen en la Solicitud Provisional de los Estados Unidos Número 61/710,582, presentada el 5 de Octubre de 2012.

En algunos ejemplos, el histograma es presentado como un gráfico de barras tridimensional, un mapa de superficie tridimensional, u otro gráfico conveniente en un sistema de coordenadas apropiado. Los picos en el gráfico de histograma pueden indicar orientaciones dominantes de la fractura. Por ejemplo, a lo largo de un eje, el histograma puede representar ángulos de dirección de 0o a 360° (u otro rango), y los ángulos de dirección se pueden dividir en cualquier número conveniente de depósitos; a lo largo de otro eje, el histograma puede representar ángulos de buzamiento desde 60° a 90° (u otro rango), y los ángulos de buzamiento se pueden dividir en cualquier número conveniente de celdas. La cantidad (por ejemplo, probabilidad) para cada celda se puede representar a lo largo de un tercer eje en el histograma. El gráfico resultante puede mostrar los máximos locales (pico). Cada máximo local (pico) puede indicar un ángulo de dirección respectivo y ángulo de buzamiento respectivo que representa una orientación dominante de la fractura. Por ejemplo, el máximo local del histograma puede indicar que más planos básicos están alineados a lo largo de esta dirección (o rango de direcciones) que a lo largo de direcciones vecinas, y estos planos básicos ya sea que se encuentren en una posición estrechamente paralela o sustancialmente en el mismo plano.

El rango de orientación representado por cada celda en el histograma se puede determinar a través de cualquier téenica apropiada. En algunos casos, cada celda representa un rango predeterminado de orientaciones. Por ejemplo, se puede utilizar el método de tamaño de celda fijo. En algunos casos, el rango o tamaño para cada celda se calcula con base en los datos que van a ser representados por el histograma. Por ejemplo, se puede utilizar el método de tamaño de celda óptimo natural. En algunos casos, se clasifican las orientaciones del plano básico, y se identifican los agrupamientos de orientaciones clasificadas. Por ejemplo, todas las direcciones pueden ser clasificadas en un orden descendente o ascendente y después se pueden agrupar en agrupamientos; de manera similar, todos los valores de buzamiento se pueden clasificar en un orden descendente o ascendente y después se pueden agrupar en agrupamientos. Los agrupamientos se pueden asociar con una rejilla bidimensional, y se puede contar el número de planos básicos en cada celda de rejilla. En algunos casos, esta téenica puede generar agrupamientos adaptables y dinámicos, conduciendo a valores altamente precisos para las orientaciones dominantes. Esta técnica y refinamientos asociados se pueden implementar con una complejidad computacional N3log{N) . En algunos casos, los tamaños de celda tanto para la dirección como para el buzamiento son fijos, y cada celda de rejilla de ubicación del plano básico se puede determinar explícitamente a través del buzamiento y dirección asociados con una complejidad computacional N3.

Planos de fractura asociados con un conjunto de eventos microsismicos se pueden extraer de las orientaciones dominantes incorporadas en los datos de histograma. Planos básicos que soportan la orientación dominante (q, cp), pueden estar ya sea casi paralelos o en el mismo plano. Planos básicos ubicados dentro del mismo plano se pueden fusionar entre si, formando un nuevo plano de fractura con soporte más fuerte (por ejemplo, representando un número mayor de eventos microsismicos). Se puede utilizar cualquier téenica conveniente para fusionar los planos de fractura. En algunos casos, para cada orientación dominante (q, f), una normal al vector del plano se construye con los componentes (seno Q coseno cp, seno Q, seno f, coseno Q). En algunos casos, los resultados son insensibles a la ubicación del plano, y sin pérdida de generalidad, el plano se puede construir a partir de este vector normal (por ejemplo, asumiendo que el origen está en el plano). El plano se puede describir mediante X seno Q coseno f + y seno Q, seno f + z coseno Q = 0. La distancia con signo normal de cada evento (xo, yo, zo) desde un plano básico al plano construido se puede representar d = - (xo seno Q coseno cp + yo seno Q seno cp + xo coseno Q). En esta representación eventos con signos opuestos de d están ubicados en lados opuestos del plano.

En algunos casos, eventos micros!sínicos son agrupados en agrupamientos con base en su distancia desde los planos de fractura construidos. Por ejemplo, un agrupamiento de eventos puede contener el grupo de eventos más cercano a un plano de fractura construido. Como tal, cada agrupamiento de eventos micros!smicos puede soportar un plano de fractura particular. El tamaño de agrupamiento se refiere al número de los eventos que contiene el agrupamiento. En algunos casos, la entrada de usuario u otros datos de programa pueden designar un número mínimo de eventos en un agrupamiento sostenido. El tamaño de agrupamiento minimo puede depender del número de eventos micros!smicos en los datos. En algunos casos, el tamaño de agrupamiento mínimo debiera ser más grande que o igual a tres. Por ejemplo, los agrupamientos que tienen un tamaño mayor que o igual al tamaño de agrupamiento mínimo se pueden considerar planos de fractura legítimos. Se puede aplicar un algoritmo de ajuste a la ubicación y valores de incertidumbre de ubicación para los eventos en cada agrupamiento para encontrar su plano de fractura correspondiente.

Se puede utilizar cualquier téenica conveniente para identificar un plano de fractura a partir de un conjunto de eventos microsísmicos . En algunos casos, se utiliza la técnica de ajuste de Chi-cuadrada. Dados los K eventos microsísmicos observados, las ubicaciones pueden ser representadas {xi r yi r z ) , y sus incertidumbre de medición pueden ser representadas (oiX, s U, oir Z), donde 1 < i < K. los parámetros del modelo de plano z = ax + by + c se puede calcular, por ejemplo, reduciendo al mínimo la función de merito de Chi cuadrada. , (2) La función de mérito de Chi cuadrada se puede resolver mediante cualquier téenica conveniente. En algunos casos, se puede obtener una solución resolviendo tres ecuaciones, las cuales son derivados parciales de X2(a,b,c) con respecto a sus variables, donde cada derivado parcial es llevado a cero. En algunos casos, no hay una solución analítica para este sistema matemático no lineal de ecuaciones. Se pueden aplicar métodos numéricos (por ejemplo, el método numérico de Newton, el método Newton Rafson, el método de gradiente conjugado, u otra técnica) para resolver los parámetros a, b y c, y los ángulos de dirección y buzamiento se pueden calcular (por ejemplo, utilizando la ecuación (1) anterior). La orientación del plano de fractura dominante calculado a partir de los eventos microsísmicos puede ser el mismo que, o este puede ser ligeramente diferente de la orientación de fractura dominante identificada a partir del histograma.

En algunas implementaciones, un algoritmo se itera sobre todas las orientaciones posibles dominantes para expandir todos los planos de fractura posibles. En algunos casos, el algoritmo se itera sobre un subconjunto seleccionado de posibles orientaciones dominantes. Las iteraciones pueden converger en planos. Algunos planos pueden ser exactamente iguales entre si y algunos pueden estar cercanos entre si. Dos planos se pueden considerar "cerca" uno de otro, por ejemplo, cuando la distancia promedio de los eventos de un plano de otro plano es menor que un umbral determinado. La distancia de umbral puede ser designada, por ejemplo, como un parámetro de control. El algoritmo puede fusionar planos cercanos juntos y los eventos de soporte de un plano se pueden asociar con los eventos de soporte de los otros planos fusionados .

En algunos casos, se imponen restricciones en los planos de fractura identificados a partir de los datos microsis icos. Por ejemplo, en algunos casos, la distancia residual de eventos debe ser menor que una distancia de tolerancia determinada. La distancia de tolerancia puede ser designada, por ejemplo, como un parámetro de control. En algunos casos, los planos de fractura identificados necesitan ser truncados de manera apropiada para representar el tamaño finito de fracturas. El limite de planos truncados se puede calcular a partir de la posición de los eventos de soporte y la incertidumbre de la medición de ubicación de los eventos. Los nuevos planos de fractura de tamaño finito se pueden fusionar con las fracturas ya identificadas.

En algunos casos, un nuevo JS vo evento micros!sínico de entrada está asociado con los planos de fractura ya identificados con base en los N - 1 eventos microsismicos previos. Al momento de asociar el nuevo evento con una fractura existente, se puede utilizar un algoritmo para actualizar la fractura existente. Por ejemplo, la actualización de la fractura puede cambiar la geometría, ubicación, orientación u otros parámetros de la fractura. Al momento de elegir uno de los planos de fractura previamente identificados, se puede calcular la distancia del plano de fractura desde el nuevo evento. Si la distancia es menor que o igual al parámetro de control de distancia, el nuevo evento se puede agregar al evento de soporte establecido para el plano de fractura. Si la distancia es mayor que el parámetro de control de distancia, se pueden seleccionar otros planos de fractura previamente identificados (por ejemplo, de manera iterativa o recursiva) hasta que se encuentra un plano dentro de la distancia de umbral. Después que el nuevo evento se agrega a un soporte establecido para un plano de fractura, se pueden evaluar nuevos valores de buzamiento y dirección y en caso de ser necesario se pueden recalcular (por ejemplo, utilizando el método de ajuste de Chi cuadrada, u otra téenica estadística o determinística) para el plan de fractura. Típicamente, recalcular los parámetros de fractura ocasiona un cambio limitado en la orientación debido al control condicional de la distancia.

En algunos casos, cuando un nuevo evento microsísmico es asociado con un plano de fractura, se pueden modificar u optimizar uno o más parámetros (por ejemplo, residual de distancia, área, etc.). El residual de distancia r del plano puede representar la distancia promedio desde los eventos de soporte al plano. Si el residual de distancia es menor que la tolerancia residual proporcionada T, el nuevo evento puede ser etiquetado para los eventos asociados establecidos para el plano. En algunos casos, un proceso adicional, a través del cual se sacan de la lista otros eventos asociados del conjunto de soporte, es lanzado y es finalizado cuando el residual de distancia r cae dentro de la T determinada. Un área del plano de fractura puede representar el tamaño del plano de fractura. La experiencia muestra que por lo general un nuevo evento ocasiona que el plano de fractura se propague en longitud, crezca en altura, o ambos. Por lo tanto, los procesos computacionales pueden ser restringidos por una condición de área que no disminuye, con lo cual el área del nuevo plano debiera crecer más que o permanecer igual a aquella del plano original (en lugar de encogerse) cuando el nuevo evento es agregado al plano.

La orientación de un plano de fractura puede representar el ángulo del plano de fractura. Por ejemplo, un vector normal, los ángulos de dirección y buzamiento, u otros parámetros convenientes se pueden utilizar para representar la orientación del plano de fractura. Un cambio en la orientación de un plano de fractura (u otros cambios a un plano de fractura) pueden ocasionar que ciertos eventos de soporte asociados sean retirados de la lista de eventos asociados a la lista de eventos no asociados con base en su distancia desde el plano de fractura actualizado. De manera adicional o alternativa, un cambio en una orientación del plano de fractura puede ocasionar que algunos eventos previamente no asociados sean asignados al plano de fractura con base en su proximidad al plano de fractura actualizado. De manera adicional, algunos eventos asociados con planos cercanos también pueden ser asociados con el plano actual. Si un nuevo evento es asociado con dos planos de fractura, los planos de fractura se pueden cruzar entre si. En algunos casos, los planos que se cruzan se pueden fusionar. Si el nuevo evento no pertenece a algún plano de fractura existente, éste puede ser asignado a la lista de "eventos no asociados" .

Los N eventos microsísmicos acumulados se pueden considerar en cualquier punto como un subconjunto del conjunto de eventos de post datos final. En dichos casos, el histograma o distribución de orientaciones basado en los primeros N eventos puede ser diferente del histograma o distribución de orientaciones construido a partir de los post datos finales. Algunos planos de fractura extraídos de los N eventos microsí smicos pueden no ser precisos, y esta imprecisión puede disminuir a medida que aumenta el tiempo y a medida que se acumulan más eventos. Como un ejemplo, la precisión y confianza pueden ser menores en un tiempo inicial cuando los planos de fractura detectados están asociados con eventos microsísmicos ubicados cerca del pozo de sondeo. Dichos datos pueden indicar planos de fractura que están casi paralelos al pozo de sondeo, incluso si esos planos no representan fracturas reales.

La confianza de precisión de la fractura se puede utilizar como una medida para la certidumbre asociada con los planos de fractura identificados a partir de los datos microsísmicos. En algunos casos, la confianza de precisión se identifica en tiempo real durante el tratamiento de fractura. La confianza de precisión se puede determinar a partir de cualesquiera datos convenientes utilizando cualesquiera cálculos convenientes. En algunos casos, el valor de confianza de precisión para un plano de fractura es influenciado por el número de eventos micros!s icos asociados con el plano de fractura. Por ejemplo, el valor de confianza de precisión puede escalar (por ejemplo, en forma lineal, no lineal, exponencial, polinominal, etc.) con el número de eventos microsismicos de acuerdo con una función. El número de eventos microsismicos asociados con un plano de fractura se puede incorporar (por ejemplo, como un peso, un exponente, etc.) en una ecuación para calcular la confianza de precisión. En algunos casos, un plano de fractura tiene un valor de confianza superior cuando el plano de fractura es soportado por un número más grande de puntos de datos microsismicos (o un valor de confianza inferior cuando el plano de fractura es soportado por un número más pequeño de puntos de datos microsismicos).

En algunos casos, el valor de confianza de precisión para un plano de fractura es influenciado por la incertidumbre de la ubicación para los eventos microsismicos asociados con el plano de fractura. Por ejemplo, el valor de confianza de precisión puede escalar (por ejemplo, en forma lineal, no lineal, exponencial, polinominal, etc.) con la incertidumbre de la ubicación del evento microsismico de acuerdo con una función. La incertidumbre de la ubicación del evento microsismico se puede incorporar (por ejemplo, como un peso, un exponente, o cualquier función en decadencia de la distancia, etc.) en una ecuación para calcular la confianza de precisión. En algunos casos, un plano de fractura tiene un valor de confianza superior cuando el plano de fractura es soportado por puntos de datos microsísmicos que tienen una menor incertidumbre (o un valor de confianza inferior cuando el plano de fractura es soportado por puntos de datos microsísmicos que tienen una mayor incertidumbre).

En algunos casos, el valor de confianza de precisión para un plano de fractura es influenciado por la magnitud del momento para los eventos microsísmicos asociados con el plano de fractura. Por ejemplo, el valor de confianza de precisión se puede escalar (por ejemplo, en forma lineal, no lineal, exponencial, polinominal, etc.) con la magnitud del momento del evento microsísmico de acuerdo con una función. La magnitud del momento del evento microsísmico se puede incorporar (por ejemplo, como un peso, un exponente, etc.) en una ecuación para calcular la confianza de precisión. La magnitud del momento para un evento microsísmico se puede referir a la energía o intensidad (en ocasiones proporcional al cuadrado de la amplitud) del evento. Por ejemplo, la magnitud del momento para un evento microsísmico puede ser un valor de escala logarítmica de la energía o intensidad, u otro tipo de valor que represente la intensidad de la energía. En algunos casos, un plano de fractura tiene un valor de confianza superior cuando el plano de fractura es soportado por puntos de datos microsísmicos que tienen una mayor intensidad (o un valor de confianza inferior cuando el plano de fractura es soportado por puntos de datos microsísmicos que tienen una menor intensidad).

En algunos casos, el valor de confianza de precisión para un plano de fractura es influenciado por la distancia entre el plano de fractura y los eventos microsísmicos asociados con el plano de fractura. Por ejemplo, el valor de confianza de precisión se puede escalar (por ejemplo, en forma lineal, no lineal, exponencial, polinominal, etc.) con la distancia promedio entre el plano de fractura y los eventos microsísmicos que soportan el plano de fractura. La distancia promedio se puede incorporar (por ejemplo, como un peso, como un exponente, etc.) en una ecuación para calcular la confianza de precisión. En algunos casos, un plano de fractura tiene un valor de confianza superior cuando el plano de fractura es soportado por puntos de datos microsísmicos que están, en promedio, más cerca del plano de fractura (o un valor de confianza inferior cuando el plano de fractura es soportado por puntos de datos microsísmicos que están, en promedio, más lejos del plano de fractura).

En algunos casos, el valor de confianza de precisión para un plano de fractura es influenciado por la orientación del plano de fractura con respecto a una tendencia de orientación dominante en el conjunto de datos microsísmicos. Por ejemplo, el valor de confianza de precisión se puede escalar (por ejemplo, en forma lineal, no lineal, exponencial, polinominal, etc.) con la diferencia angular entre la orientación del plano de fractura y una tendencia de orientación dominante en los datos microsísmicos. Los ángulos de orientación pueden incluir dirección, buzamiento o cualquier combinación relevante (por ejemplo, un ángulo espacial tridimensional). La orientación se puede incorporar (por ejemplo, como un peso, un exponente, etc.) en una ecuación para calcular la confianza de precisión. Un conjunto de datos microsísmicos puede tener una tendencia de orientación dominante o puede tener múltiples tendencias de orientación dominante. Las tendencias de orientación dominante se pueden clasificar, por ejemplo, como primarias, secundarias, etc. En algunos casos, un plano de fractura tiene un valor de confianza superior cuando el plano de fractura es alienado con una tendencia de orientación dominante en el conjunto de datos microsísmicos (o un valor de confianza inferior cuando el plano de fractura es desviado de la tendencia de orientación dominante en el conjunto de datos micros!smicos).

Un valor de ponderación denominado el "peso de variación de la orientación de la fractura" puede representar la diferencia angular entre la orientación del plano de fractura y una tendencia de orientación dominante en los datos microsismicos. El peso de variación de la orientación de la fractura puede ser un valor escalar que sea un máximo cuando el plano de fractura está alineado con una tendencia de orientación dominante. El peso de variación de la orientación de fractura puede ser un mínimo para orientaciones de fractura que están separadas al máximo de una tendencia de orientación de fractura dominante. Por ejemplo, cuando hay una sola tendencia de orientación de fractura dominante, el peso de variación de la orientación de fractura puede ser cero para fracturas que son perpendiculares (o normales) a la orientación de fractura dominante. Como otro ejemplo, cuando hay múltiples tendencias de orientación de fractura dominante, el peso de variación de la orientación de fractura puede ser cero para fracturas que tienen orientaciones entre las orientaciones de fractura dominantes. El peso de variación de la orientación de fractura puede ser la relación de la orientación del plano calculado y la orientación reflejada por el caso homogéneo.

En algunos casos, cuando hay múltiples tendencias de orientación de fractura dominante, el peso de variación de la orientación de fractura tiene el mismo valor máximo para cada tendencia de orientación de fractura dominante. En algunos casos, cuando hay múltiples orientaciones de fractura dominantes, el peso de variación de la orientación de fractura tiene un valor máximo local diferente para cada orientación de fractura dominante. Por ejemplo, el peso de variación de la orientación de fractura puede ser 1.0 para fracturas que son paralelas a una primera tendencia de orientación de fractura dominante, 0.8 para fracturas que son paralelas a una segunda tendencia de orientación de fractura dominante, y 0.7 para fracturas que son paralelas a una tercera tendencia de orientación de fractura dominante. El peso de variación de la orientación de fractura puede disminuir a los mínimos locales entre la tendencia de orientaciones de fractura dominantes. Por ejemplo, el peso de variación de la orientación de fractura entre cada par vecino de orientaciones de fractura dominantes puede definir un mínimo local a la mitad entre las orientaciones de fractura dominantes o en otro punto entre las orientaciones de fractura dominantes.

El parámetro de confianza de precisión puede ser influenciado por la incertidumbre de la ubicación de los eventos microsísmicos de soporte, la magnitud del momento de los eventos microsísmicos de soporte, la distancia entre los eventos microsismicos de soporte y el plano de fractura, el número de eventos de soporte asociados con el plano, el peso de variación de la orientación de fractura, otros valores, o cualquier combinación apropiada de uno o más de estos. En algunos modelos generales, la confianza aumenta a medida que la magnitud de momento es más grande, y a mediada que la variación de la orientación de fracción se vuelve más grande, y el número de eventos de soporte es más grande, y su precisión en su ubicación es más grande, y a medida que la variación del peso como una función de la distancia es más grande. Esos factores se pueden utilizar como entradas para definir el peso en una ecuación para la confianza de precisión. Por ejemplo, en algunos modelos, los pesos son funciones lineales o no lineales de estos factores y el peso de variación de la orientación de fractura puede aparecer con un peso superior cuando tiene influencia en la confianza de plano. En algunos ejemplos, la confianza de precisión se calcula como: Confianza = (peso de variación de orientación de fractura)* incertidumbre de ubicación)* (peso de magnitud de momento)* (peso de variación de distancia)). (3) Se pueden utilizar otras ecuaciones o algoritmos para calcular la confianza.

Los planos de fractura identificados se pueden clasificar en niveles de confianza con base en los valores de confianza de precisión de los planos de fractura. En algunos casos, se utilizan tres niveles: bajo nivel de confianza, nivel de confianza medio y alto nivel de confianza. Se puede utilizar cualquier número conveniente de niveles de confianza. En algunos ejemplos, cuando se agrega un nuevo evento al conjunto de soporte asociado con un plano de fractura existente, se puede incrementar su parámetro de confianza de fractura asociado, lo cual puede ocasionar que el plano de fractura se desplace desde su nivel de confianza actual a uno más elevado, en caso de existir. Como otro ejemplo, si una orientación de fractura de desvia de las tendencias de orientación mostradas por los post datos del evento microsísmico, a medida que los eventos microsismicos se acumulan gradualmente, se puede inducir una disminución en la confianza de la fractura, principalmente por el peso de variación de la orientación de la fractura, ocasionando que el plano disminuya su nivel a un nivel de confianza inferior, en caso de existir. Esto puede aplicar particularmente a fracturas creadas al momento inicial del tratamiento de fracturación hidráulica; esto también puede aplicar a otros tipos de fracturas en otros contextos.

A los usuarios (por ejemplo, ingenieros de campo, ingenieros operativos y analistas, asi como otros) se les puede proporcionar una pantalla gráfica de los plano de fractura identificados a partir de los datos microsísmicos. En algunos casos, la pantalla gráfica permite al usuario visualizar los planos identificados en una forma en tiempo real, en paneles gráficos que presentan los niveles de confianza. Por ejemplo, se pueden utilizar tres paneles gráficos para presentar separadamente el bajo nivel de confianza, nivel de confianza medio y el alto nivel de confianza de los planos de fractura. En algunos casos, los planos de fractura de nivel de confianza inferior son creados en los tiempos iniciales del tratamiento de fracturación. En algunos casos, los planos de fractura de nivel de confianza superior se propagan en tiempo en la dirección casi perpendicular al pozo de sondeo. A medida que nuevos eventos microsísmicos se acumulan gradualmente en tiempo, la pantalla gráfica pude ser actualizada para permitir que los usuarios observen dinámicamente lo asociación de los planos de fractura entre niveles de confianza asociados con los paneles gráficos .

Los grupos de nivel de confianza pueden ser presentados como gráficos de los planos de fractura, o los grupos de nivel de confianza pueden ser presentados en otro formato. Los grupos de nivel de confianza pueden ser presentados en forma algebraica, por ejemplo, mostrando los parámetros algebraicos (por ejemplo, parámetros para la ecuación de un plano) de los planos de fractura en cada grupo. Los grupos de nivel de confianza pueden ser presentados en forma numérica, por ejemplo, mostrando los parámetros numéricos (por ejemplo, dirección, buzamiento, área, etc.) de los planos de fractura en cada grupo. Los grupos de nivel de confianza pueden ser presentados en una forma tabular, por ejemplo, presentando una tabla de los parámetros algebraicos o parámetros numéricos de los planos de fractura en cada grupo. Además, un plano de fractura puede ser representado en forma gráfica en un espacio tridimensional, un espacio bidimensional, u otro espacio. Por ejemplo, un plano de fractura puede ser representado en un sistema de coordenadas rectilíneas (por ejemplo, coordenadas x, y, z) en un sistema de coordenadas polares (por ejemplo, coordenadas r, q, f), u otro sistema de coordenadas. En algunos ejemplos, un plano de fractura puede ser representado como una línea en el cruce del plano de fractura con otro plano (por ejemplo, una línea en el plano xy, una línea en el plano xz, una línea en el plano yz, o una línea en cualquier plano o superficie arbitraria).

En algunos casos, una pantalla gráfica permite a los usuarios rastrear y visualizar la evolución espacial y temporal de planos de fractura específicos, incluyendo su generación, propagación y crecimiento. Por ejemplo, un usuario puede observar etapas de una evolución espacial y temporal del plano de fractura específico tal como, por ejemplo, identificando inicialmente el plano de fractura con base en tres eventos microsísmicos, un nuevo evento que cambia la orientación del plano, un nuevo evento que ocasiona que el área de los planos crezca (por ejemplo, en forma vertical, horizontal, o ambos) u otras etapas en la evolución de un plano de fractura. La evolución espacial y temporal de los planos de fractura puede presentar las trayectorias de desplazamiento de fluidos estimulados y agentes de sostén inyectados en la matriz rocosa. La visualización de la dinámica de los planos de fractura puede ayudar a los usuarios a entender mejor el proceso de fracturación hidráulica, analizar la complejidad de la fractura con mayor precisión, evaluar la efectividad de la fractura hidráulica, o mejorar el desempeño del pozo.

Aunque esta solicitud describe ejemplos que involucran datos de eventos microsísmicos, las téenicas y sistemas descritos en esta solicitud se pueden aplicar a otros tipos de datos. Por ejemplo, las técnicas y sistemas aquí descritos se pueden utilizar para procesar conjuntos de datos que incluyen elementos de datos que no están relacionados con eventos microsísmicos, los cuales pueden incluir otros tipos de datos físicos asociados con una zona subterránea. En algunos aspectos, esta solicitud proporciona un marco para el procesamiento de grandes volúmenes de datos, y el marco se puede adaptar para diversas aplicaciones que no se describen específicamente aquí. Por ejemplo, las téenicas y sistemas aquí descritos se pueden utilizar para analizar coordenadas espaciales, datos de orientación u otros tipos de información recopilados desde cualquier fuente. Como un ejemplo, se pueden recolectar muestras de suelo o roca (por ejemplo, durante la perforación) y se puede identificar la concentración de un compuesto determinado (por ejemplo, una cierta "sal") como función de ubicación. Esto puede ayudar a los geofísicos y operadores a evaluar las geocapas en el suelo .

La figura 1A muestra un diagrama esquemático de un sistema de pozo ejemplar 100 con un subsistema de computación 110. El sistema de pozo ejemplar 100 incluye un pozo de tratamiento 102 y un pozo de observación 104. El pozo de observación 104 puede estar ubicado lejos del pozo de tratamiento 102, cerca del pozo de tratamiento 102, o en cualquier ubicación conveniente. El sistema de pozo 100 puede incluir uno o más pozos de tratamiento adicionales, pozos de observación u otros tipos de pozos. El subsistema de computación 110 puede incluir uno o más dispositivos o sistemas de computación ubicados en el pozo de tratamiento 102, en el pozo de observación 104 o en otras ubicaciones. El subsistema de computación 110 o cualquiera de sus componentes se puede ubicar separado de los otros componentes mostrados en la figura 1A. Por ejemplo, el subsistema de computación 110 puede estar ubicado en un centro de procesamiento de datos, una instalación de computación, u otra ubicación conveniente. El sistema de pozo 100 puede incluir características adicionales o diferentes, y las características del sistema de pozo se pueden acomodar como se muestra en la figura 1A o en cualquier otra configuración conveniente.

El pozo de tratamiento ejemplar 102 incluye un pozo de sondeo 101 en una zona subterránea 121 debajo de la superficie 106. La zona subterránea 121 puede incluir una o menos de una formación rocosa, o las zonas subterránea 121 puede incluir más de una formación rocosa. En el ejemplo que se muestra en la figura 1A, la zona subterránea incluye diversas capas de subsuelo 122. Las capas de subsuelo 122 pueden ser definidas por propiedades geológicas u otras propiedades de la zona subterránea 121. Por ejemplo, cada una de las capas de subsuelo 122 puede corresponder a una litología particular, un contenido de fluido particular, un perfil de presión o tensión particular, o cualquier otra característica conveniente. En algunos casos, una o más de las capas de subsuelo 122 pueden ser un yacimiento de fluido que contiene hidrocarburos u otros tipos de fluidos. La zona subterránea 121 puede incluir cualquier formación rocosa conveniente. Por ejemplo, una o más de las capas de subsuelo 122 puede incluir piedra arenisca, materiales de carbonato, esquisto, carbón, arcilla esquistosa, granito u otros materiales.

El pozo de tratamiento ejemplar 102 incluye un subsistema de tratamiento de inyección 120, el cual incluye camiones de instrumentos 116, camiones bomba 114 y otro equipo. El subsistema de tratamiento de inyección 120 puede aplicar un tratamiento de inyección a la zona subterránea 121 a través del pozo de sondeo 101. El tratamiento de inyección puede ser un tratamiento de fractura que fracture la zona subterránea 121. Por ejemplo, el tratamiento de inyección puede iniciar, propagar o abrir fracturas en una o más de las capas del subsuelo 122. Un tratamiento de fractura puede incluir un tratamiento de prueba de mini fractura, un tratamiento de fractura regular o completa, un tratamiento de fractura de seguimiento, un tratamiento de re-fractura, un tratamiento de fractura final u otro tipo de tratamiento de fractura .

El tratamiento de fractura puede inyectar un fluido de tratamiento en la zona subterránea 121 a cualesquiera presiones de fluido convenientes y velocidades de caudal de fluido. Los fluidos pueden ser inyectados por arriba, en o debajo de una presión de iniciación de fractura, por arriba, en o debajo de una presión de cierre de fractura, o en cualquier combinación adecuada de estas y otras presiones de fluido. La presión de iniciación de fractura para una formación es la presión de inyección de fluido mínima que puede iniciar o propagar fracturas artificiales en la formación. La aplicación de un tratamiento de fractura puede o no iniciar o propagar fracturas artificiales en la formación. La presión de cierre de fractura para una formación es la presión de inyección de fluido mínima que puede dilatar fracturas existentes en la formación subterránea. La aplicación de un tratamiento de fractura puede o no dilatar fracturas naturales o artificiales en la formación .

Un tratamiento de fractura puede ser aplicado a través de cualquier sistema apropiado, utilizando cualquier téenica conveniente. Los camiones bomba 114 pueden incluir vehículos móviles, instalaciones inamovibles, patines, mangueras, tubos, tanques o depósitos de fluido, bombas, válvulas u otras estructuras y equipo conveniente. En algunos casos, los camiones bomba 114 están acoplados a una sarta de trabajo colocada en el pozo de sondeo 101. Durante la operación, los camiones bomba 114 pueden bombear fluido a través de la sarta de trabajo y dentro de la zona subterránea 121. El fluido bombeado puede incluir un relleno, agentes de sostén, un fluido de enjuague, aditivos u otros materiales.

Se puede aplicar un tratamiento de fractura en una sola ubicación de inyección de fluido o en múltiples ubicaciones de inyección de fluido en una zona subterránea, y el fluido puede ser inyectado durante un solo periodo de tiempo o durante múltiples periodos de tiempo diferentes. En algunos casos, un tratamiento de fractura puede utilizar múltiples ubicaciones de inyección de fluido diferentes en un solo pozo de sondeo, múltiples ubicaciones de inyección de fluido en múltiples pozos de sondeo diferentes, o cualquier combinación adecuada. Además, el tratamiento de fractura puede inyectar fluido a través de cualquier tipo conveniente de pozo de sondeo, tal como, por ejemplo, pozos de sondeo verticales, pozos de sondeo inclinados, pozos de sondeo horizontales, pozos de sondeo curvos, o cualquier combinación adecuada de estos y otros.

Un tratamiento de fractura puede ser controlado a través de cualquier sistema apropiado, utilizando cualquier téenica conveniente. Los camiones de instrumentos 116 pueden incluir vehículos móviles, instalaciones inamovibles, u otras estructuras convenientes. Los camiones de instrumentos 116 pueden incluir un sistema de control de inyección que monitorea y controla el tratamiento de fractura aplicado por el subsistema de tratamiento de inyección 120. En algunas implementaciones, el sistema de control de inyección se puede comunicar con otro equipo para monitorear y controlar el tratamiento de inyección. Por ejemplo, los camiones de instrumentos 116 se pueden comunicar con el camión bomba 114, instrumentos de subsuelo, y equipo de monitoreo.

El tratamiento de fractura, asi como otras actividades y fenómenos naturales, pueden generar eventos microsismicos en la zona subterránea 121, y se pueden recopilar datos microsismicos a partir de la zona subterránea 121. Por ejemplo, los datos microsismicos pueden ser recopilados mediante uno o más sensores 112 asociados con el pozo de observación 104, o los datos microsismicos pueden ser recopilados mediante otros tipos de sistemas. La información microsismica detectada en el sistema de pozo 100 puede incluir señales acústicas generadas por fenómenos naturales, señales acústicas asociadas con un tratamiento de fractura aplicado a través del pozo de tratamiento 102, u otros tipos de señales. Por ejemplo, los sensores 112 pueden detectar señales acústicas generadas por deslizamientos de roca, movimientos de roca, fracturas de roca u otros eventos en la zona subterránea 121. En algunos casos, las ubicaciones de eventos micros!smicos individuales pueden ser determinadas con base en los datos microsismicos.

Eventos microsismicos en la zona subterránea 121 pueden ocurrir, por ejemplo, a lo largo o cerca de fracturas hidráulicas inducidas. Los eventos microsismicos pueden ser asociados con fracturas naturales preexistentes o planos de fractura hidráulica inducidos mediante actividades de fracturación. En algunos ambientes, la mayoría de los eventos microsismicos detectables están asociados con fracturación de roca de deslizamiento por cizalladura. Dichos eventos pueden o no corresponder a fracturas hidráulicas por tensión inducidas que tienen una generación de anchura significativa. La orientación de una fractura se puede ver influenciada por el régimen de tensión, la presencia de sistemas de fractura que fueron generados en diversos tiempos en el pasado (por ejemplo, bajo la misma orientación de tensión o una orientación de tensión diferente). En algunos ambientes, fracturas más viejas pueden ser cementadas para cerrar el tiempo geológico, y permanecer como planos de debilidad en las rocas en el subsuelo.

El pozo de observación 104 que se muestra en la figura 1A incluye un pozo de sondeo 111 en una región subterránea por debajo de la superficie 106. El pozo de observación 104 incluye sensores 112 y otro equipo que puede ser utilizado para detectar información micros!smica. Los sensores 112 pueden incluir geófonos u otros tipos de equipo para escuchar. Los sensores 112 pueden estar ubicados en una variedad de posiciones en el sistema de pozo 100. En la figura 1A, los sensores 112 están instalados en la superficie 106 y debajo de la superficie 106 en el pozo de sondeo 111. De manera adicional o alternativa, los sensores se pueden colocar en otras ubicaciones por encima o por debajo de la superficie 106, en otras ubicaciones dentro del pozo de sondeo 111, o dentro de otro pozo de sondeo. El pozo de observación 104 puede incluir equipo adicional (por ejemplo, sarta de trabajo, empaquetadores, tubería de revestimiento u otro equipo) que no se muestra en la figura 1A. En algunas implementaciones, los datos microsísmicos son detectados por sensores instalados en el pozo de tratamiento 102 o en la superficie 106 sin uso de un pozo de observación.

En algunos casos, todo o parte del subsistema de computación 110 puede estar contenido en un centro de comandos téenico en el sitio del pozo, en un centro de operaciones en tiempo real en una ubicación remota, en otra ubicación apropiada, o cualquier combinación adecuada de estos. El sistema de pozo 100 y el sistema de computación 110 pueden incluir o tener acceso a cualquier infraestructura de comunicación conveniente. Por ejemplo, el sistema de pozo 100 puede incluir múltiples enlaces de comunicación separados o una red de enlaces de comunicación interconectados. Los enlaces de comunicación pueden incluir sistemas de comunicación cableados o inalámbricos. Por ejemplo, los sensores 112 se pueden comunicar con los camiones de instrumentos 116 o el subsistema de computación 110 a través de enlaces o redes cableadas o inalámbricas, o los camiones de instrumentos 116 se pueden comunicar con el subsistema de computación 110 a través de enlaces o redes cableadas o inalámbricas. Los enlaces de comunicación pueden incluir una red de datos pública, una red de datos privada, enlaces satelitales, canales de comunicación dedicados, enlaces de telecomunicaciones, o cualquier combinación adecuada de estos y otros enlaces de comunicación.

El subsistema de computación 110 puede analizar datos microsismicos recopilados en el sistema de pozo 100. Por ejemplo, el subsistema de computación 110 puede analizar datos de eventos microsismicos de un tratamiento de fractura de una zona subterránea 121. Los datos microsismicos de un tratamiento de fractura pueden incluir datos recopilados antes, durante o después de la inyección de fluido. El subsistema de computación 110 puede recibir los datos microsismicos en cualquier momento conveniente. En alqunos casos, el subsistema de computación 110 recibe los datos micros!smicos en tiempo real (o sustancialmente en tiempo real) durante el tratamiento de fractura. Por ejemplo, los datos microsismicos pueden ser enviados al subsistema de computación 110 inmediatamente al momento de la detección por los sensores 112. En algunos casos, el subsistema de computación 110 recibe algunos o todos los datos microsismicos después que se ha completado el tratamiento de fractura. El subsistema de computación 110 puede recibir los datos microsismicos en cualquier formato conveniente. Por ejemplo, el subsistema de computación 110 puede recibir los datos microsismicos en un formato producido por sensores o detectores microsismicos, o el subsistema de computación 110 puede recibir los datos microsismicos después que los datos microsismicos han sido formateados, empaquetados o de otra forma procesados. El subsistema de computación 110 puede recibir los datos microsismicos a través de cualesquiera medios convenientes. Por ejemplo, el subsistema de computación 110 pude recibir los datos microsismicos a través de un enlace de comunicación cableado o inalámbrico, a través de una red cableada o inalámbrica, o a través de uno o más discos u otros medios tangibles.

El subsistema de computación 110 se puede utilizar para generar un despliegue en tiempo real de planos de fractura identificados a partir de los datos microsísmicos. Los planos de fractura se pueden dividir en grupos de nivel de confianza, y cada grupo de nivel de confianza se pude desplegar como un gráfico distinto. En algunos casos, cada grupo de nivel de confianza está asociado con un rango de valores de confianza de precisión, y cada uno de los gráficos distintos incluye el conjunto de planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión en uno del rango respectivo. En algunos casos, cada grupo de nivel de confianza también está asociado con un rango de valores para otro parámetro (por ejemplo, volumen de fractura, volumen de fuga, ancho de la fractura, o eficiencia del fluido), y cada uno de los distintos gráficos incluye el conjunto de planos de fractura que tienen un valor en uno de los respectivos rangos para el otro parámetro. Los grupos de nivel de confianza pueden ser dos o más conjuntos separados de planos de fractura. La representación gráfica de los grupos de nivel de confianza se puede actualizar, por ejemplo, en tiempo real para permitir a un usuario observar el comportamiento dinámico de los planos de fractura.

Algunas de las téenicas y operaciones aquí descritas se pueden implementar a través de un subsistema de computación configurado para proporcionar la funcionalidad descrita. En diversas modalidades, un dispositivo de computación puede incluir cualquiera de diversos tipos de dispositivos, incluyendo, pero no limitado a, sistemas de computadora personal, computadoras de escritorio, laptops, notebooks, sistemas de computadora principal, computadoras manuales, estaciones de trabajo, tabletas, servidores de aplicaciones, dispositivos de almacenamiento, o cualquier tipo de dispositivo electrónico o de computación.

La figura IB es un diagrama del subsistema de computación ejemplar 110 de la figura 1A. El subsistema de computación ejemplar 110 puede estar ubicado en o cerca de uno o más pozos del sistema de pozo 100 o en una ubicación remota. Todo o parte del subsistema de computación 110 puede operar independientemente del sistema de pozo 100 o independientemente de cualquiera de los otros componentes que se muestran en la figura 1A. El subsistema de computación ejemplar 110 incluye un procesador 160, una memoria 150, y controladores de entrada/salida 170 acoplados en forma comunicativa mediante un bus 165. La memoria puede incluir, por ejemplo una memoria de acceso aleatorio (RAM), un dispositivo de almacenamiento (por ejemplo, una memoria de solo lectura escribible (ROM) u otras), un disco duro, u otro tipo de medio de almacenamiento. El subsistema de computación 110 puede ser preprogramado o éste puede ser programado (y reprogramado) cargando un programa de otra fuente (por ejemplo, desde un CD-ROM, desde otro dispositivo de computadora a través de una red de datos, o de otra manera). El controlador de entrada/salida 170 está acoplado a dispositivos de entrada/salida (por ejemplo, un monitor 175, un ratón, un teclado, u otros dispositivos de entrada/salida) y a un enlace de comunicación 180. Los dispositivos de entrada/salida reciben y transmiten datos en forma análoga o digital sobre los enlaces de comunicación tales como un enlace serial, un enlace inalámbrico (por ejemplo, infrarrojo, radiofrecuencia, u otros), un enlace paralelo u otro tipo de enlace.

El enlace de comunicación 180 puede incluir cualquier tipo de canal de comunicación, conector, red de comunicación de datos, u otro enlace. Por ejemplo, el enlace de comunicación 180 puede incluir una red cableada o inalámbrica, una Red de Área Local (LAN), una Red de Área Amplia (WAN), una Red Privada, una Red Pública (tal como la Internet), una red WiFi, una red que incluye un enlace satelital, u otro tipo de red de comunicación de datos. La memoria 150 puede almacenar instrucciones (por ejemplo, código de computadora) asociadas con un sistema operativo, aplicaciones de computadora, y otros recursos.

La memoria 150 también puede almacenar datos de aplicación y objetos de datos que pueden ser interpretados por una o más aplicaciones o máquinas virtuales que corren en el subsistema de computación 110. Tal como se muestra en la figura IB, la memoria ejemplar 150 incluye datos micros!sínicos 151, datos geológicos 152, datos de fractura 153, otros datos 155, y aplicaciones 156. En algunas implementaciones, una memoria de un dispositivo de computación incluye información adicional o diferente.

Los datos microsismicos 151 pueden incluir información sobre las ubicaciones de los microsismos en una zona subterránea. Por ejemplo, los datos microsismicos pueden incluir información basada en datos acústicos detectados en el pozo de observación 104, en la superficie 106, en el pozo de tratamiento 102, o en otras ubicaciones. Los datos microsismicos 151 pueden incluir información recopilada por sensores 112. En algunos casos, los datos microsismicos 151 han sido combinados con otros datos, reformateados, o de otra manera procesados. Los datos del evento microsismico pueden incluir cualquier información conveniente relacionada con los eventos microsismicos (ubicaciones, magnitudes, incertidumbres, tiempos, etc.). Los datos de eventos microsismicos pueden incluir datos recopilados desde uno o más tratamientos de fractura, los cuales pueden incluir datos recopilados antes, durante o después de una inyección de fluido.

Los datos geológicos 152 pueden incluir información sobre las propiedades geológicas de la zona subterránea 121. Por ejemplo, los datos geológicos 152 pueden incluir información sobre las capas del subsuelo 122, información sobre los pozos de sondeo 101, 111 o información sobre otros atributos de la zona subterránea 121. En algunos casos, los datos geológicos 152 incluyen información sobre la litología, contenido de fluido, perfil de tensión, perfil de presión, extensión espacial, u otros atributos de una o más formaciones rocosas en la zona subterránea. Los datos geológicos 152 pueden incluir información recopilada de los registros de pozo, muestras de roca, afloramientos rocosos, generación de imágenes microsismicas, u otras fuentes de datos.

Los datos de fractura 153 pueden incluir información sobre planos de fractura en una zona subterránea. Los datos de fractura 153 pueden identificar las ubicaciones, tamaños, formas y otras propiedades de las fracturas en un modelo de una zona subterránea. Los datos de fractura 153 pueden incluir información sobre fracturas naturales, fracturas inducidas hidráulicamente, o cualquier otro tipo de discontinuidad en la zona subterránea 121. Los datos de fractura 153 pueden incluir planos de fractura calculados a partir de los datos microsismicos 151. Para cada plano de fractura, los dates de fractura 153 pueden incluir información (por ejemplo, ángulo de dirección, ángulo de buzamiento, etc.) identificando una orientación de la fractura, información que identifica una forma (por ejemplo, curvatura, abertura, etc..,) de la fractura, información que identifica los límites de la fractura, o cualquier otra información conveniente.

Las aplicaciones 156 pueden incluir aplicaciones de software, textos, programas, funciones, ejecutables, u otros módulos que son interpretados o ejecutados por el procesador 160. Dichas aplicaciones pueden incluir instrucciones legibles por máquina para ejecutar una o más de las operaciones representadas en la figura 4. Las aplicaciones 156 pueden incluir instrucciones legibles por máquina para generar una interfaz de usuario o un gráfico, tal como, por ejemplo, aquellos representados en las figuras 2A, 2B o 3. Las aplicaciones 156 pueden obtener datos de entrada, tal como datos microsísmicos, datos geológicos, u otros tipos de datos de entrada desde la memoria 150, desde otra fuente local, o desde una o más fuentes remotas (por ejemplo, a través del enlace de comunicación 180). Las aplicaciones 156 pueden generar datos de salida y pueden almacenar los datos de salida en la memoria 150, en otro medio local, o en uno o más dispositivos remotos (por ejemplo, enviando los datos de salida a través del enlace de comunicación 180).

El procesador 160 puede ejecutar instrucciones, por ejemplo, para generar datos de salida basados en las entradas de datos. Por ejemplo, el procesador 160 puede correr las aplicaciones 156 ejecutando o interpretando el software, textos, programas, funciones, ejecutables, u otros módulos contenidos en las aplicaciones 156. El procesador 160 puede ejecutar una o más de las operaciones representadas en la figura 4 o puede generar una o más de las interfaces o gráficos mostrados en las figuras 2A, 2B o 3. Los datos de entrada recibidos por el procesador 160 o los datos de salida generados por el procesador 160 pueden incluir cualquiera de los datos microsismicos 151, los datos geológicos 152, los datos de fractura 153 u otros datos 155.

Las figuras 2A y 2B son gráficos que muestran planos de fractura ejemplares. La figura 2a incluye un gráfico 200a que muestra un plano de fractura inicial 208a, un plano de fractura actualizado 208b, y un evento microsismico 206a. El gráfico 200a muestra el efecto de actualizar los parámetros del plano de fractura inicial 208a con base en el nuevo evento microsismico 206a. En particular, la actualización de los parámetros del plano de fractura inicial 208a genera el plano de fractura actualizado 208b.

Un plano de fractura puede ser reprensado en cualquier sistema de coordenadas conveniente (por ejemplo, coordenadas esféricas, coordenadas rectangulares, etc.) El gráfico 200a muestra los planos de fractura en un sistema de coordenadas rectilíneas tridimensional. En el gráfico 200a, el sistema de coordenadas es representado por el eje vertical 204a y dos ejes horizontales 204b y 204c. El eje vertical 204a representa un rango de profundidades en una zona subterránea; el eje horizontal 204b representa un rango de coordenadas este-oeste; y el eje horizontal 204c representa un rango de coordenadas norte-sur (todo en unidades de pies).

Aunque los gráficos muestran información de distancia en unidades de pies, se pueden utilizar otras unidades. Se pueden ejecutar cálculos y se puede desplegar información en unidades métricas (mks, egs, u otro sistema), unidades estándar, u otro sistema de unidades. En algunos casos, un algoritmo puede utilizar unidades métricas, unidades estándar o convertir entre sistemas de unidades.

El plano de fractura inicial 208a y el plano de fractura actualizado 280b son representados por cuerpos bidimensionales, rectangulares que se extienden a través del espacio tridimensional. Un plano de fractura puede tener cualquier otra geometría conveniente, tal como, por ejemplo, triangular, elipsoidal, trapezoidal, una geometría irregular u otro tipo de geometría.

El gráfico 200a muestra un ejemplo de la manera en que se pueden actualizar los parámetros de un plano de fractura con base en un solo evento microsismico. Tal como se muestra comparando los dos planos de fractura en la figura 2A, la actualización del plano de fractura inicial 208a con base en el evento microsismico 206a ocasiona que el plano de fractura crezca en altura y longitud; el plano de fractura actualizado 208b tiene una mayor extensión vertical y horizontal que el plano de fractura inicial 208a. En consecuencia, el plano de fractura actualizado 208b tiene un área más grande que el plano de fractura inicial 208a. En algunos casos, la actualización de un plano de fractura cambia el plano de fractura en otra manera.

La figura 2B incluye otro gráfico 200b que muestra un plano de fractura inicial 208c, un plano de fractura actualizado 208d, y un evento microsismico 206b. El gráfico 200b muestra el efecto de actualizar los parámetros del plano de fractura inicial 208c con base en el nuevo evento microsismico 206b. En particular, la actualización de los parámetros del plano de fractura inicial 208c genera el plano de fractura actualizado 208d.

El gráfico 200b muestra los planos de fractura en un sistema de coordenadas rectilíneas tridimensional representado por el eje vertical 204d y dos ejes horizontales 204c y 204f. Los ejes en el gráfico 200b representan los mismos parámetros que los ejes en el gráfico 200a, en una escala diferente. El plano de fractura inicial 208c y el plano de fractura actualizado 208d son representados por áreas bidimensionales, rectangulares que se extienden en el sistema de coordenadas tridimensional.

Tal como se muestra mediante la comparación de los dos planos de fractura en la figura 2B, la actualización del plano de fractura inicial 208c basado en el evento microsismico 206b ocasiona que el plano de fractura rote a una nueva orientación. Por ejemplo, el plano de fractura actualizado 208d tiene una orientación diferente que el plano de fractura inicial 208c, con respecto a los ejes vertical y horizontal en el gráfico 200b. Por consiguiente, el plano de fractura actualizado 208d y el plano de fractura inicial 208c definen vectores normales que tienen diferentes orientaciones (es decir, señalando en direcciones no paralelas en espacio).

La figura 3 es un diagrama que muestra un ejemplo de una presentación gráfica de planos de fractura. En el ejemplo que se muestra en la figura 3, la representación gráfica 300 de los planos de fractura incluye tres gráficos 302a, 302b, y 302c. Los gráficos 302a, 302b y 302c incluyen, cada uno, una etiqueta respectiva 310a, 310b y 310c que indican el nivel de confianza asociado con los planos de fractura en el gráfico.

El primer gráfico 302a incluye un grupo de planos de fractura 308a asociado con un bajo nivel de confianza, conforme a lo indicado por la etiqueta 310a. El segundo gráfico 302b incluye un grupo de planos de fractura 308b asociado con un nivel de confianza medio, conforme a lo indicado por la etiqueta 310b. El tercer gráfico 302c incluye un grupo de planos de fractura 308c asociado con un alto nivel de confianza, conforme a lo indicado por la etiqueta 310c. Cada uno de los gráficos también incluye una representación gráfica de los puntos de datos microsismicos, tales como, por ejemplo, los puntos de datos microsismicos 306 etiquetados en el primer gráfico 302a.

La representación gráfica 300 es un ejemplo de una interfaz gráfica que puede ser presentada a un usuario (ingenieros de campo, ingenieros y analistas operativos, u otros tipos de usuarios) para permitir al usuario analizar datos microsismicos de un tratamiento de fractura. Por ejemplo, la interfaz gráfica puede ser presentada en tiempo real para permitir al usuario ver los planos de fractura de acuerdo con los grupos de nivel de confianza. Se pueden utilizar diferentes colores (u otros indicios visuales) para los planos de fractura en cada gráfico. Por ejemplo, los planos de fractura en el grupo de bajo nivel de confianza pueden res rojos, los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza medio pueden ser cían, y los planos de fractura en el grupo de alto nivel de confianza pueden ser azules. Se pueden utilizar otros colores, patrones o indicios visuales convenientes. El ejemplo en la figura 3 muestra todos los planos de fractura calculados después del evento microsismico número 180. El primer grupo de planos de fractura 308a incluye 45 planos, el segundo grupo de planos de fractura 308b incluye 39 planos, el tercer grupo de planos de fractura 308c incluye 42 planos.

Uno o todos los gráficos pueden ser actualizados en respuesta a la recepción de datos adicionales. Por ejemplo, después que se recibe el evento microsismico número 181, uno o más de los planos de fractura pueden ser actualizados con base en los nuevos datos microsismicos. La representación gráfica 300 se puede refrescar para mostrar los planos de fractura actualizados. En algunos casos, la actualización de un plano de fractura afecta el valor de confianza de precisión del plano de fractura, el cual puede ocasionar que el plano de fractura sea asociado con un grupo de nivel de confianza diferente. En dichos casos, la representación gráfica 300 puede ser refrescada para mostrar los grupos de nivel de confianza actualizados.

Cada uno de los gráficos 302a, 302b y 302c incluye el grupo respectivo de planos de fractura en un sistema de coordenadas rectilíneas tridimensional representado por el eje vertical 304a y dos ejes horizontales 304b y 304c. El eje vertical 304a representa un rango de profundidades en una zona subterránea; el eje horizontal 304b representa un rango de coordenadas este-oeste; y el eje horizontal 304c representa un rango de coordenadas norte-sur (todo en unidades de pies). En el ejemplo de la representación gráfica 300 que se muestra en la figura 3, todos los planos de fractura son representados por áreas rectangulares bidimensionales que se extienden en el sistema de coordenadas tridimensional. Los planos de fractura pueden tener otras geometrías espaciales. Los tres grupos de planos de fractura 308a, 308b y 308c en la figura 3 son conjuntos separados; cada uno de los gráficos 302a, 302b y 302c incluye un conjunto diferente de planos de fractura. En otras palabras, en el ejemplo que se muestra en la figura 3, cada plano de fractura pertenece exactamente a un grupo de nivel de confianza. Los grupos de planos de fractura 308a, 308b y 308c son identificados con base en valores de confianza de precisión calculados para cada plano. El primer grupo de planos de fractura 308a es un grupo de bajo nivel de confianza, y los planos de fractura en el primer grupo están asociados con un bajo rango de valores de confianza de precisión. El segundo grupo de planos de fractura 308b es un grupo de nivel de confianza medio, y los planos de fractura en el segundo grupo están asociados con un rango intermedio de valores de confianza de precisión. El tercer grupo de planos de fractura 308c es un grupo de alto nivel de confianza, y los planos de fractura en el tercer grupo están asociados con un alto rango de valores de confianza de precisión.

Los valores de confianza de precisión pueden ser calculados o asignados a los planos de fractura a través de cualquier téenica conveniente, con base en cualquier información conveniente. Por ejemplo, el valor de confianza de precisión para un plano de fractura se puede calcular con base en la incertidumbre de la ubicación de los eventos microsismicos de soporte, la magnitud del momento de los eventos microsismicos de soporte, la distancia entre los eventos microsismicos de soporte y el plano de fractura, el número de eventos de soporte asociados con el plano, el peso de variación de la orientación de fractura, otros valores, o cualquier combinación apropiada de uno o más de estos. El valor de confianza de precisión se puede calcular de acuerdo con la ecuación 3 anterior o de acuerdo con otra ecuación o un tipo diferente de modelo, esquema o algoritmo.

En algunos ejemplos, se define un rango respectivo para cada grupo de nivel de confianza. Cada rango puede ser definido por uno o más valores de umbral. Por ejemplo, el grupo de bajo nivel de confianza puede incluir todos los planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión por debajo de un primer valor de umbral (por ejemplo, 0.3), el grupo de alto nivel de confianza puede incluir todos los planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión por arriba de un segundo valor de umbral (por ejemplo, 0.8), y el grupo de nivel de confianza medio puede incluir todos los planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión entre los dos valores de umbral (por ejemplo, entre 0.3 y 0.8). Se pueden utilizar otros valores para los umbrales. Además, se pueden utilizar más umbrales, por ejemplo, el grupo de bajo nivel de confianza puede tener un umbral de recorte inferior, de manera que los planos de fractura por debajo de un cierto valor de confianza de precisión no son desplegados. En algunos casos, los rangos respectivos para los niveles de confianza son establecidos dinámicamente, por ejemplo, en la calidad de los datos establecidos de los eventos microsísmicos, tal como la incertidumbre, magnitud de momento, valores de confianza de precisión calculados, basado en el tamaño del conjunto de datos microsísmicos, u otra información. Aunque la figura 3 muestra tres grupos de nivel de confianza, se puede utilizar otro número (por ejemplo, 4, 5, 6, 7, 8, etc.) de grupos de nivel de confianza. En algunos casos, se pueden seleccionar valores de umbral óptimos para mostrar la separación más aguda en la presentación de los grupos de nivel de confianza. Los valores de umbral óptimos se pueden utilizar como valores predeterminados, o un usuario puede invalidar los valores predeterminados con diferentes umbrales.

Al separar los grupos de planos de fractura 308a, 308b y 308c en distintos gráficos en la representación gráfica 300, un usuario fácilmente puede distinguir los planos de fractura asociados con cada nivel de confianza respectivo. En el ejemplo que se muestra en la figura 3, cada gráfico distinto tiene su propio conjunto de ejes de coordenadas. En algunos casos, múltiples gráficos distintos pueden ser representados en un conjunto común de ejes de coordenadas. Por ejemplo, los grupos de planos de fractura 308a, 308b y 308c pueden ser cambiados entre si en un sistema de coordenadas común. En algunos contextos, los gráficos pueden ser considerados distintos cuando son presentados en regiones que no se traslapan de una entrega gráfica. En algunos contextos, los gráficos se pueden considerar distintos cuando son presentados con indicios gráficos que distinguen visualmente los gráficos dentro de una presentación gráfica general.

En los datos ejemplares que se muestran en la figura 3, los planos de bajo nivel de confianza corresponden a planos de fractura generados anticipadamente en el tratamiento de fractura, mientras que los planos de fractura de alta confianza se propagan en tiempo en la dirección casi perpendicular al pozo de sondeo. La representación gráfica 300 (o gráficos individuales en la representación gráfica 300) se puede actualizar a medida que nuevos eventos microsismicos se acumulan gradualmente en tiempo. Por ejemplo, la actualización de los gráficos puede permitir a un usuario observar dinámicamente la asociación de los planos de fractura entre los tres paneles, para rastrear y visualizar la evolución espacial y temporal de planos de fractura específicos, y monitorear su generación, propagación y crecimiento .

La figura 4 es un gráfico de flujo de un proceso ejemplar 400 para presentar planos de fractura. Algunas o todas las operaciones en el proceso 400 se pueden implementar a través de uno o más dispositivos de computación. En algunas implementaciones, el proceso 400 puede incluir operaciones adicionales, menos operaciones, u operaciones diferentes ejecutadas en el mismo orden o en un orden diferente. Además, una o más de las operaciones individuales o subconjuntos de la operaciones en el proceso 400 pueden ser ejecutadas solas o en otros contextos. Los datos de salida generados por el proceso 400, incluyendo la salida generada por operaciones intermedias, pueden incluir información almacenada, desplegada, impresa, transmitida, comunicada o procesada.

En algunas implementaciones, algunas o todas las operaciones en el proceso 400 son ejecutadas en tiempo real durante un tratamiento de fractura. Una operación puede ser ejecutada en tiempo real, por ejemplo, ejecutando la operación en respuesta a los datos de recepción (por ejemplo, desde un sensor o sistema de monitoreo) sin retraso sustancial. Una operación puede ser ejecutada en tiempo real, por ejemplo, ejecutando la operación mientras se monitorean datos microsísmicos adicionales del tratamiento de fractura. Algunas operaciones en tiempo real pueden recibir una entrada y producir una salida durante un tratamiento de fractura; en algunos casos, la salida se pone a disposición de un usuario dentro de un marco de tiempo que permite a un operador responder, por ejemplo, modificando el tratamiento de fractura.

En algunos casos, algunas o todas las operaciones en el proceso 400 son ejecutadas dinámicamente durante un tratamiento de fractura. Una operación puede ser ejecutada dinámicamente, por ejemplo, ejecutando en forma iterativa o repetida la operación con base en entradas adicionales, por ejemplo, a medida que las entradas se ponen a disposición. En algunos casos, operaciones dinámicas son ejecutadas en respuesta a la recepción de datos para un nuevo evento microsismico (o en respuesta a la recepción de datos para un cierto número de nuevos eventos microsísmicos, etc.)· En 402, planos de fractura son identificados con base en datos de eventos microsísmicos de un tratamiento de fractura. Los datos de eventos microsísmicos pueden incluir información sobre las ubicaciones medidas de múltiples eventos microsísmicos, información sobre una magnitud medida de cada evento microsismico, información sobre una incertidumbre asociada con cada evento microsismico, información sobre un tiempo asociado con cada evento microsismico, etc. Los datos de eventos microsísmicos pueden incluir datos microsísmicos recopilados en un pozo de observación, en un pozo de tratamiento, en la superficie, o en otras ubicaciones en un sistema de pozo. Los datos microsísmicos de un tratamiento de fractura pueden incluir datos para eventos microsísmicos detectados antes, durante o después que se aplica el tratamiento de fractura. Por ejemplo, en algunos casos, el monitoreo microsismico comienza antes que se aplique el tratamiento de fractura, finaliza después que se aplica el tratamiento de fractura, o ambos.

Los planos de fractura se pueden identificar a través de cualquier operación, proceso o algoritmo conveniente. En algunos casos, los planos de fractura son leídos a partir de la memoria, recibidos desde un dispositivo remoto o se pueden obtener en una manera diferente. Los planos de fractura se pueden identificar calculando los planos de fractura de los datos de eventos microsísmicos, por ejemplo, con base en las ubicaciones y otros parámetros de los eventos microsísmicos medidos. En algunos casos, los planos de fractura son identificados en tiempo real durante el tratamiento de fractura. Téenicas ejemplares para identificar planos de fractura de datos microsísmicos se describen en la Solicitud Provisional EUA Número 61/710,582, presentada el 5 de Octubre de 2012.

En 404, se calcula un valor de confianza de precisión para cada plano de fractura. El valor de confianza de precisión para un plano de fractura se puede calcular con base en los parámetros del plano de fractura en sí mismo, parámetros de los eventos microsísmicos que soportan el plano de fractura, u otra información. En algunos casos, se puede calcular un valor de confianza de precisión para un plano de fractura con base en la incertidumbre de la ubicación de los eventos microsísmicos de soporte, la magnitud del momento de los eventos microsísmicos de soporte, la distancia entre los eventos microsísmicos de soporte y el plano de fractura, el número de eventos de soporte asociados con el plano, el peso de variación de la orientación de fractura, otros valores, o cualquier combinación apropiada de uno o más de estos. El valor de confianza de precisión se puede calcular de acuerdo con la ecuación 3 anterior o de acuerdo con otra ecuación o un tipo diferente de algoritmo. Téenicas ejemplares para calcular un valor de confianza de precisión para un plano de fractura se describen en la Solicitud Provisional EUA Número 61/710,582, presentada el 5 de Octubre de 2012.

En 406, se identifican grupos de nivel de confianza desde los planos de fractura. Por ejemplo, se pueden identificar dos, tres, cuatro, cinco o más grupos de nivel de confianza. La identificación de los grupos de nivel de confianza puede incluir asignar cada uno de los planos de fractura a uno de los grupos de nivel de confianza. En algunos casos, cada grupo de nivel de confianza está asociado con un rango respectivo de valores de confianza de precisión. Cada plano de fractura puede ser asignado al grupo de nivel de confianza que está asociado con un rango que incluye el valor de confianza de precisión calculado del plano de fractura. En algunos ejemplos, un grupo de alto nivel de confianza incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más elevado, un grupo de bajo nivel de confianza incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más bajo, y un grupo de nivel de confianza medio incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión entre el rango más elevado y el rango más bajo. Se puede identificar un número diferente de grupos de nivel de confianza. Cada grupo de nivel de confianza puede incluir múltiples planos de fractura, y los grupos de nivel de confianza pueden ser conjuntos separados.

Los grupos de nivel de confianza pueden ser identificados con base en parámetros de grupo. Por ejemplo, los parámetros de grupo pueden ser recibidos en 405, y los parámetros de grupo pueden ser utilizados como entradas para identificar los niveles de confianza en 406. En algunos casos, los parámetros de grupo indican los rangos respectivos de confianza de precisión asociada con cada grupo de nivel de confianza .

En algunos casos, los parámetros de grupo incluyen parámetros diferentes a la confianza de precisión. Por ejemplo, un grupo de nivel de confianza puede ser identificado con base en los datos de bombeo de fluido, volumen de fractura, volumen de fuga, ancho de la fractura, eficiencia del fluido, confianza de precisión, o cualquier combinación adecuada de estos y otros valores. En algunas implementaciones, cada grupo de nivel de confianza incluye planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión dentro de un rango respectivo de valores para confianza de precisión y otro valor de parámetro dentro de un rango respectivo de valores para el otro parámetro. El otro parámetro puede ser, por ejemplo, volumen de fractura, volumen de fuga, ancho de la fractura, o eficiencia del fluido. Como tal, los planos de fractura pueden ser asignados a grupos de nivel de confianza con base en múltiples criterios.

En 408 se genera una representación gráfica de los planos de fractura. La representación gráfica incluye un gráfico para cada grupo de nivel de confianza. El gráfico para cada grupo de nivel de confianza puede incluir, por ejemplo, una representación tridimensional de los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza, una representación tridimensional de los eventos microsismicos asociados con los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza, una identificación de un nivel de confianza asociado con el grupo de nivel de confianza, o una combinación de estas y otras características.

La representación gráfica puede ser generada con base en parámetros de despliegue. Por ejemplo, los parámetros de despliegue pueden ser recibidos en 407, y los parámetros de despliegue pueden ser utilizados como entradas para seleccionar planos de fractura que se van a incluir en la pantalla en 408. Los parámetros de despliegue pueden indicar cuáles son los grupos de nivel de confianza que se van a desplegar. Por ejemplo, los parámetros de despliegue pueden indicar que únicamente se van a desplegar los grupos de nivel de confianza medio y alto. Los parámetros de despliegue pueden indicar cuáles son los planos de fractura que se van a desplegar. Por ejemplo, los parámetros de despliegue pueden especificar uno o más planos de fractura particulares que se van a desplegar en un gráfico determinado.

En 410, se despliega la representación gráfica. Por ejemplo, la representación gráfica puede ser desplegada en un monitor, pantalla u otro tipo de dispositivo de despliegue. En algunos casos, el despliegue es actualizado. Por ejemplo, la representación gráfica desplegada puede ser actualizada con base en datos adicionales de eventos microsismicos del tratamiento de fractura. El despliegue (y en algunos casos, la actualización) de la representación gráfica puede permitir a un usuario ver el comportamiento dinámico asociado con un tratamiento de fractura. En algunos casos un plano de fractura puede ser actualizado a medida que se acumulan datos microsismicos adicionales, y las actualizaciones pueden ocasionar que el plano de fractura crezca o cambie de orientación. En algunos casos, un plano de fractura puede ser actualizado a medida que se acumulan datos microsismicos adicionales, y las actualizaciones pueden ocasionar que el valor de confianza de precisión para el plano de fractura aumente o disminuya. Como tal, un plano de fractura se puede mover dinámicamente desde un grupo de nivel de confianza a otro; y la actualización del despliegue puede ocasionar que un plano de fractura desaparezca de uno de los gráficos, aparezca en uno de los gráficos, o se mueva de uno de los gráficos a otro.

Los planos de fractura de un grupo de nivel de confianza se pueden presentar en forma geométrica. Una presentación geométrica de un plano de fractura puede ser una presentación gráfica, una presentación numérica, una presentación algebraica u otro tipo de presentación. En algunos casos, un plano de fractura es presentado (por ejemplo, en forma gráfica, numérica, algebraica, etc.) por si mismo. El plano de fractura puede ser presentado con otra información. En algunos casos, un plano de fractura es presentado (por ejemplo, en forma gráfica, numérica, algebraica, etc.) junto con un valor de confianza para el plano o un valor de nivel de confianza para el plano. En algunos casos, un plano de fractura es presentado (por ejemplo, de manera gráfica, numérica, algebraica, etc.) junto con puntos de datos microsismicos que soportan el plano de fractura. Estos ejemplos y otra información se pueden presentar en cualquier combinación apropiada.

Algunas modalidades de la materia sujeto y operaciones descritas en esta especificación se pueden implementar en circuitos electrónicos digitales, o el software de computadora, firmware, o hardware, incluyendo las estructuras divulgadas en esta especificación y sus equivalentes estructurales, o en combinación de uno o más de los mismos. Algunas modalidades de la materia sujeto descrita en esta especificación se pueden implementar como uno o más programas de computadora, es decir, uno o más módulos de instrucciones de programa de computadora, codificados en un medio de almacenamiento en computadora para ejecución por, o para control de la operación del aparato de procesamiento de datos. Un medio de almacenamiento en computadora puede ser, o puede estar incluido en un dispositivo de almacenamiento legible por computadora, un substrato de almacenamiento legible por computadora, un arreglo o dispositivo de memoria de acceso aleatorio o serial, o una combinación de uno o más de los mismos. Además, aunque un medio de almacenamiento en computadora no es una señal propagada, un medio de almacenamiento en computadora puede ser una fuente o destino de instrucciones de programa de computadora codificadas en una señal propagada artificialmente generada. El medio de almacenamiento en computadora también puede ser, o puede estar incluido en uno o más componentes o medios físicos separados (por ejemplo, múltiples CDs, discos u otros dispositivos de almacenamiento).

El término "aparato de procesamiento de datos" abarca todos los tipos de aparatos, dispositivos y máquinas para procesar datos, incluyendo a manera de ejemplo un procesador programable, una computadora, un sistema en un chip, o múltiples de estos, o combinaciones de los anteriores. El aparato pueden incluir circuitos lógicos de propósito especial, por ejemplo, un FPGA (arreglo de compuerta programable en campo) o un ASIC (circuito integrado de aplicación especifica). El aparato también puede incluir, además de hardware, un código que crea un ambiente de ejecución para el programa de computadora en cuestión, por ejemplo, un código que constituye firmware del procesador, una pila de protocolo, un sistema de administración de base de datos, un sistema operativo, un ambiente de tiempo de funcionamiento a través de la plataforma, una maquina virtual, o una combinación de uno o más de los mismos. El aparato y el ambiente de ejecución pueden realizar diversas estructuras diferentes del modelo de computación, tales como servicios Web, infraestructuras de computación y de computación en rejilla distribuidas.

Un programa de computadora (también conocido como un programa, software, aplicación de software, texto o código) puede ser escrito en cualquier forma de lenguaje de programación, incluyendo lenguajes compilados o interpretados, lenguajes declarativos o de procedimiento. Un programa puede ser almacenado en una parte de un archivo que sostiene otros programas o datos (por ejemplo, uno o más textos almacenados en un documento de lenguaje de marcado), en un solo archivo dedicado al programa en cuestión, o en múltiples archivos coordinados (por ejemplo, archivos que almacenan uno o más módulos, subprogramas, o partes de código) . Un programa de computadora puede ser desplegado para ser ejecutado en una computadora o en múltiples computadoras que están ubicadas en un sitio o distribuidas a través de múltiples sitios e interconectadas a través de una red de comunicación .

Algunos de los procesos y flujos lógicos descritos en esta especificación pueden ser ejecutados a través de uno o más procesadores programables que ejecutan uno o más programas de computadora para ejecutar las acciones operando en datos entrantes y generando una salida. Los procesos y flujos lógicos también pueden ser ejecutados por, y el aparato también puede ser implementado como circuitos lógicos de propósito especial, por ejemplo, un FPGA (arreglo de compuerta programadle en campo) o un ASIC (circuito integrado de aplicación especifica).

Los procesadores convenientes para la ejecución de un programa de computadora incluyen, a manera de ejemplo, microprocesadores de propósito general y especial, y los procesadores de cualquier tipo de computadora digital. Generalmente, un procesador recibirá instrucciones y datos desde una memoria de solo lectura o una memoria de acceso aleatorio o ambas. Una computadora incluye un procesador para ejecutar acciones de acuerdo con instrucciones y uno o más dispositivos de memoria para almacenar instrucciones y datos. Una computadora también puede incluir, o puede estar operativamente acoplada para recibir datos desde o transferir datos a, o ambos, uno o más dispositivos de almacenamiento en masa para almacenar datos, por ejemplo, discos magnéticos, discos magneto ópticos, o discos ópticos. Sin embargo, una computadora no necesita tener dichos dispositivos. Dispositivos convenientes para almacenar instrucciones de programa de computadora y datos incluyen todas las formas de memoria no volátil, dispositivos de memoria y medios, incluyendo a manera de ejemplo dispositivos de memoria de semiconductor (por ejemplo, EPROM, EEPROM, dispositivos de memoria flash, y otros), discos magnéticos (por ejemplo, discos duros internos, discos removibles, y otros), discos magneto ópticos, y discos CD ROM y DVD ROM. El procesador y la memoria pueden ser suplementados por, o incorporados en circuitos lógicos de propósito especial.

Para permitir la interacción con un usuario, se pueden implementar operaciones en una computadora que tenga un dispositivo de despliegue (por ejemplo, un monitor, u otro tipo de dispositivo de despliegue) para desplegar información al usuario y un teclado y un dispositivo de puntero (por ejemplo, un ratón, una bola, una tableta, un pantalla sensible al tacto, u otro tipo de dispositivo de puntero) a través del cual el usuario puede proporcionar la entrada a la computadora. Se pueden utilizar otros tipos de dispositivos para permitir la interacción con un usuario también; por ejemplo, la retroalimentación proporcionada al usuario puede ser cualquier forma de retroalimentación sensorial, por ejemplo, retroalimentación visual, retroalimentación auditiva, o retroalimentación táctil; y la entrada desde el usuario puede ser recibida en cualquier forma, incluyendo una entrada acústica, de voz, o táctil. Además, una computadora puede interactuar con un usuario enviando documentos hacia y recibiendo documentos desde un dispositivo que es utilizado por el usuario; por ejemplo, enviando paginas Web a un navegador Web en un dispositivo de cliente del usuario en respuesta a solicitudes recibidas desde el navegador Web.

Un cliente y servidor generalmente están lejos uno de otro y típicamente interactúan a través de una red de comunicación. Ejemplos de redes de comunicación incluyen una red de área local ("LAN") y una red de área amplia ("WAN"), una inter-red (por ejemplo, la Internet), una red que comprende un enlace satelital, y redes par-a-par (por ejemplo, redes par-a-par ad hoc). La relación del cliente y servidor surge en virtud de los programas de computadora que corren en las computadoras respectivas y que tienen una relación cliente-servidor entre sí.

En algunos aspectos de lo que se ha descrito aquí, las orientaciones dominantes incorporadas en conjuntos de fracturas asociados con eventos microsísmicos se pueden identificar de manera dinámica durante un tratamiento de fractura. Por ejemplo, los planos de fractura pueden ser extraídos de eventos microsísmicos en tiempo real recolectados desde el campo. Los planos de fractura pueden ser identificados con base en información de eventos microsísmicos incluyendo: ubicaciones de evento, incertidumbres de medición de ubicación de evento, magnitudes del momento de evento, tiempos de ocurrencia de evento, y otros. En cada punto en tiempo, los datos pueden ser asociados con planos básicos previamente calculados, incluyendo el conjunto de soporte de eventos microsísmicos.

En algunos aspectos de lo que se ha descrito aquí, un histograma de probabilidad o distribución de planos básicos se puede construir a partir de los eventos microsismicos recopilados, y el histograma o distribución se pueden utilizar para derivar las orientaciones de fractura dominantes. Las fracturas extraídas a lo largo de las orientaciones dominantes, en algunos casos, pueden proporcionar un emparejamiento óptimo con los eventos microsismicos en tiempo real. El histograma o distribución y las orientaciones dominantes pueden tener una sensibilidad nada despreciable al nuevo evento microsismicos entrante. Como tal, algunos planos identificados durante el tiempo en que los datos microsismicos son asimilados pueden ser no precisos cuando se comparan con el resultado de post datos de eventos microsismicos. Téenicas ejemplares para generar, actualizar y utilizar histogramas basados en datos microsismicos se describen en la Solicitud Provisional EUA Número 61/710,582, presentada en 5 de Octubre de 2012.

En algunos aspectos de lo que se ha descrito aquí, un parámetro de confianza de precisión puede proporcionar una medida para la precisión de planos identificados en tiempo real. Factores que impactan la confianza de precisión de un plano pueden incluir las propiedades intrínsecas de un evento, la relación entre eventos de soporte y el plano, y el peso que reflejan las tendencias de orientación de la fractura de los datos post eventos microsísmicos. En algunos casos, planos de fractura con alta confianza al final del tratamiento de fracturación hidráulica que fueron identificados en una manera en tiempo real son consistentes con aquellos obtenidos de los datos post evento.

En algunos aspectos, algunas o todas las características aquí descritas se pueden combinar o implementar separadamente en uno o más programas de software para mapeo de fractura automatizado en tiempo real. El software se puede implementar como un producto de programa de computadora, una aplicación de instalación, una aplicación de cliente-servidor, una aplicación de Internet, o cualquier otro tipo conveniente de software. En algunos casos, un programa de mapeo de fractura automatizado en tiempo real puede mostrar dinámicamente a los usuarios la evolución espacial y temporal de planos de fractura identificados en tiempo real a medida que los eventos microsísmicos se acumulan gradualmente. La dinámica puede incluir, por ejemplo, la generación de nuevas fracturas, la propagación y crecimiento de fracturas existentes, u otra dinámica. En algunos casos, un programa de mapeo de fractura automatizado en tiempo real puede proporcionar a los usuarios la capacidad para ver los planos de fractura identificados en tiempo real en múltiples niveles de confianza. En algunos casos, los usuarios pueden observar una evolución espacial y temporal de las fracturas de alto nivel de confianza, lo cual puede mostrar las tendencias dominantes de todos los datos de eventos microsísmicos. En algunos casos, un programa de mapeo de fractura automatizado en tiempo real puede evaluar la confianza de precisión de la fractura, por ejemplo, para medir la certeza de planos de fractura identificados. Los valores de confianza de precisión, por ejemplo, pueden ayudar a los usuarios a entender y analizar mejor los cambios en un histograma de probabilidad o distribución de orientación, lo cual puede variar continuamente con al acumulación en tiempo real de eventos microsísmicos. En algunos casos, un programa de mapeo de fractura automatizado en tiempo real puede proporcionar resultados que sean consistente con el mapeo de fractura post datos. Por ejemplo, al final del tratamiento de fractura hidráulica, los resultados producidos por el programa de mapeo de fractura automatizado en tiempo real pueden ser estadísticamente consistentes con aquellos obtenidos por un programa de mapeo de fractura automatizado post datos que opera en los mismos datos. Dichas fracturas pueden permitir a los ingenieros de campo, operadores y analistas visualizar y monitorear dinámicamente la evolución espacial y temporal de fracturas hidráulicas, analizar la complejidad de la fractura y la geometría del yacimiento, evaluar la efectividad del tratamiento de fractura hidráulica y mejorar el desempeño del pozo.

Aunque esta especificación contiene muchos detalles, estos no debieran ser interpretados como limitaciones en el alcance de los que se puede reclamar, sino más bien como descripciones de características específicas para ejemplos particulares. Algunas características que se describen en esta especificación en el contexto de implementaciones separadas también se pueden combinar. Por el contrario, diversas características que se describen en el contexto de una sola implementación también se pueden implementar en múltiples modalidades separadamente o en cualquier subcombinación adecuada.

Se ha descrito un número de modalidades. No obstante, se entenderá que se pueden realizar diversas modificaciones. Por consiguiente, otras modalidades están dentro del alcance de las siguientes reivindicaciones.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes; REIVINDICACIONES

1.- Un método iplementado por computadora para analizar datos microsísmicos de un tratamiento de fractura, el método comprende: identificar una pluralidad de planos de fractura con base en datos de eventos microsísmicos asociados con un tratamiento de fractura de una zona subterránea, cada plano de fractura asociado con un subconjunto de los datos de eventos microsísmicos; identificar una pluralidad de grupos de nivel de confianza a partir de la pluralidad de planos de fractura, cada grupo de nivel de confianza incluyendo una pluralidad de planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión dentro de un rango respectivo, y generar, a través del aparato de procesamiento de datos, una representación gráfica de los planos de fractura, la representación gráfica incluyendo un gráfico distinto para cada grupo de nivel de confianza.

2.- E1 método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada grupo de nivel de confianza incluye una pluralidad de planos de fractura que tiene: un valor de confianza de precisión dentro de un rango respectivo de valores para la confianza de precisión; y otro valor de parámetro dentro de un rango respectivo de valores para el otro parámetro.

3.- El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el otro parámetro incluye al menos uno de volumen de fractura, volumen de fuga, ancho de fractura o eficiencia del fluido.

4.- El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende calcular el valor de confianza de precisión para cada uno de la pluralidad de planos de fractura, en donde el valor de confianza de precisión para un plano de fractura se calcula con base en parámetros del subconjunto de los datos de eventos micros!smicos asociados con el plano de fractura.

5.- El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque los parámetros del subconjunto de los datos de eventos microsismicos incluyen al menos uno de: la incertidumbre de la medición de ubicación de cada evento microsismicos; la magnitud de momento de cada evento microsísmico; la distancia entre cada evento microsísmico y el plano de fractura; un número de eventos micros!smicos asociados con el plano de fractura; o la variación de una orientación de plano de fractura.

6.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la pluralidad de grupos de nivel de confianza incluye al menos dos de: un grupo de alto nivel de confianza que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más elevado; un grupo de bajo nivel de confianza que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más bajo; o un grupo de nivel de confianza medio que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión entre el rango más alto y el rango más bajo.

7.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la pluralidad de grupos de nivel de confianza incluye tres grupos de nivel de confianza.

8.- El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende definir el rango respectivo para cada grupo de nivel de confianza con base en la entrada de usuario.

9.- El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende desplegar la representación gráfica en un dispositivo de despliegue, en donde la representación gráfica es generada y desplegada durante la aplicación del tratamiento de fractura.

10.- El método de conformidad con la reivindicación 9, que además comprende actualizar la representación gráfica desplegada con base en datos adicionales de eventos microsismicos a partir del tratamiento de fractura.

11.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el gráfico distinto de cada grupo de nivel de confianza incluye: una representación tridimensional de los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza; una representación tridimensional de los eventos microsismicos asociados con los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza; una identificación de un nivel de confianza asociado con el grupo de nivel de confianza.

12.- El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende desplegar la representación gráfica en un dispositivo de despliegue, en donde la representación gráfica indica las asociaciones entre eventos microsismicos y planos de fractura.

13.- Un medio legible por computadora no transitorio codificado con instrucciones que, cuando son ejecutadas por el aparato de procesamiento de datos, ejecutan operaciones que comprenden: identificar una pluralidad de planos de fractura basados en datos de eventos microsísmicos asociados con un tratamiento de fractura de una zona subterránea, cada plano de fractura asociado con un subconjunto de los datos de eventos microsísmicos; identificar una pluralidad de grupos de nivel de confianza a partir de la pluralidad de planos de fractura, cada grupo de nivel de confianza incluyendo una pluralidad de planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión dentro de un rango respectivo; generar una representación gráfica de los planos de fractura, la representación gráfica incluyendo un gráfico distinto para cada grupo de nivel de confianza.

14.- El medio legible por computadora de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque cada grupo de nivel de confianza incluye una pluralidad de planos de fractura que tienen: un valor de confianza de precisión dentro de un rango respectivo de valores para confianza de precisión; otro valor de parámetro dentro de un rango respectivo de valores para el otro parámetro.

15.- El medio legible por computadora de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque las operaciones además comprenden calcular el valor de confianza de precisión para cada uno de la pluralidad de planos de fractura, en donde el valor de confianza de precisión para un plano de fractura se calcula con base en parámetros del subconjunto de los datos de eventos microsismicos asociados con el plano de fractura.

16.- El medio legible por computadora de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la pluralidad de grupos de nivel de confianza incluye al menos dos de: un grupo de alto nivel de confianza que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más elevado; un grupo de bajo nivel de confianza que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más bajo; o un grupo de nivel de confianza medio que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión entre el rango más alto y el rango más bajo.

17.- El medio legible por computadora de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque las operaciones además comprenden desplegar la representación gráfica en un dispositivo de despliegue, en donde la representación gráfica en generada y desplegada durante la aplicación del tratamiento de fractura.

18.- El medio legible por computadora de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el gráfico distinto de cada grupo de nivel de confianza incluye: una representación tridimensional de los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza; una representación tridimensional de los eventos microsismicos asociados con los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza; y una identificación de un nivel de confianza asociado con el grupo de nivel de confianza.

19.- Un sistema que comprende: un medio legible por computadora que almacena datos de eventos microsismicos asociados con un tratamiento de fractura de una zona subterránea; y un aparato de procesamiento de datos que opera para: identificar una pluralidad de planos de fractura con base en los datos de eventos microsismicos, cada plano de fractura asociado con un subconjunto de los datos de eventos microsismicos ; identificar una pluralidad de grupos de nivel de confianza a partir de la pluralidad de planos de fractura, cada grupo de nivel de confianza incluyendo una pluralidad de planos de fractura que tienen un valor de confianza de precisión dentro de un rango respectivo; y generar una representación gráfica de los planos de fractura, la representación gráfica incluyendo un gráfico distinto para cada grupo de nivel de confianza.

20.- El sistema de conformidad con la reivindicación 19, que además comprende un dispositivo de despliegue que opera para desplegar la representación gráfica de los planos de fractura.

21.- El sistema de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque cada grupo de nivel de confianza incluye una pluralidad de planos de fractura que tienen: un valor de confianza de precisión dentro de un rango respectivo de valores para la confianza de precisión; y otro valor de parámetro dentro de un rango respectivo de valores para el otro parámetro.

22.- El sistema de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque la pluralidad de grupos de nivel de confianza incluye al menos dos de: un grupo de alto nivel de confianza que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más elevado; un grupo de bajo nivel de confianza que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión en un rango más bajo; o un grupo de nivel de confianza medio que incluye planos de fractura que tienen valores de confianza de precisión entre el rango más alto y el rango más bajo.

23.- El sistema de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el gráfico distinto de cada grupo de nivel de confianza incluye; una representación tridimensional de los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza; una representación tridimensional de los eventos microsismicos asociados con los planos de fractura en el grupo de nivel de confianza; y una identificación de un nivel de confianza asociado con el grupo de nivel de confianza.