Taller de Geomecánica en las Cuencas de México

Taller de Geomecánica en las Cuencas de MéxicoTaller de Geomecánica en las Cuencas de México

Sonic Scanner & GeomecSonic Scanner & Geomec áánicanicaEdgar VelezEdgar Velez

AgendaAgenda

• Introducción: Herramientas sónicas y registro de las ondas de cizalla

• Principios Físicos

• Herramienta Sonic Scanner

• Nuevos Conceptos: – Onda Flexural y Dispersión

– Control de calidad SFA

– Anisotropía y Análisis de Dispersión

– Perfiles Radiales

• Sonic Scanner & Geomecanica - Ejemplos de aplicación

• Resumen y conclusiones

Idea de la Primera Herramienta Sonica (1930Idea de la Primera Herramienta Sonica (1930 ‘‘s)s)

Patente deConrad

Schlumberger’s

Registro de ondas de cizalla Registro de ondas de cizalla –– SSóónicos Dipolaresnicos Dipolares

Array Sonic1984• DT shear solo

en formaciones rápidas

Dipole Sonic Imager (DSI)1990• Primer sónico dipolar• DT shear en todo tipo

de formaciones• Modo separado para DT

Stoneley

DSI II1998• Mejor respuesta en

formaciones extra-lentas (DT shear > 500-700 us/ft)

• Mejoras en los receptores

Sonic Scanner2005

• Herramienta completamente nueva

• Radial profiling (P y S)• Se amplia el rango de

operación (DT’s, diametro de pozo)

• Mayor sensibilidad a la anisotropía

• Mejor respuesta en agujero entubado

• Nuevos productos (MRP, DRP, 3D Aniso-TIV)

• LQC mejorado (SWDA, SFA)

Para que medir la onda de cizalla?Para que medir la onda de cizalla?

• Propiedades elásticas de la roca: aplicaciones geomecánicas

• Identificación de fluidos (gas)

• Modelados geofísicos (por Ej. respuestas AVO, Inversión sísmica)

Principios Físicos Principios FPrincipios F íísicos sicos

PropagaciPropagaci óón del sonido en sn del sonido en s óólidoslidos

Ondas en Fluidos de diferentes tipos de FuentesOndas en Fluidos de diferentes tipos de Fuentes

Monopolo Dipolo Cuadrapolo

Fuentes AcusticasFuentes Acusticas

Transductores DipolaresTransductores Dipolares

Formaciones Poco Consolidadas

Creación de un pequeño impulso flexural en la formación

Sonic ScannerSonic ScannerSonic Scanner

Sonic ScannerSonic Scanner

– El servicio Sonic Scanner provee una familia de aplicaciones acústicas tradicionales y avanzadas:

• DT’s monopolares compensados con espaciamientos cortos y largos

• Dipolos Cruzados

• Evaluación de Cemento

NUEVO

NUEVO

– Es la unica herramienta en la Industria que provee mediciones acústicas en tres dimensiones: axialaxial , , azimutalazimutal y y radialradial

NUEVO

DSI

Del concepto a la herramienta: Sonic ScannerDel concepto a la herramienta: Sonic Scanner

Diseños previos de herramientas SónicasSonic Scanner

DiseDise ñño de la herramienta Sonic Scannero de la herramienta Sonic Scanner

Las ondas de presión se propagan y atenuan a traves del cuerpo de la herramienta como modos flexurales y extensionales a una velocidad mucho menor que las velocidades de formación.

Componentes de la nueva herramientaComponentes de la nueva herramienta

MAPC

Electronics

MAMS

Receiver Section

MASS

Isolator

MAXS

Far Transmitter

Section

Lower MonopoleLower MonopoleLower MonopoleLower MonopoleUpper MonopoleUpper MonopoleUpper MonopoleUpper Monopole Far MonopoleFar MonopoleFar MonopoleFar MonopoleR13R13R13R13 R1R1R1R1

1ft1ft1ft1ft 6ft6ft6ft6ft

11ft11ft11ft11ft

1ft1ft1ft1ft

Near Monopole 1 – 7 ft (BHC)

Far Monopole 11- 17 ft

13 receiver stations * 8 receivers / station = 104 receivers

X & Y X & Y X & Y X & Y

DipoleDipoleDipoleDipole9999----15 & 15 & 15 & 15 &

10101010----16 ft16 ft16 ft16 ft

EspecificacionesEspecificaciones

Full Service String:Full Service String:Full Service String:Full Service String:

Makeup Length: 42.3 ft (12.9 m)

Weight in air: 844 lbs (384 kg)

Outside Diameter: 3 5/8” (entire tool)

Minimum service tool string:Minimum service tool string:Minimum service tool string:Minimum service tool string:

Makeup Length: 22 ft (6.7 m)

Weight in air: 413 lbs (188 kg)

Outside Diameter: 3 5/8” (entire tool)

Pressure Rating: 20,000 psiTemperature Rating: -20 ºC – 175 ºCStorage Temperature: > -55 ºC

Full Service Module (w/ Minimum Service Module)

MTX2 DTX

Minimum Service ModuleMTX MTX

13 x 8 x RX

Maxima tension: 35,000 lbs (factor de seguridad x2, se puede tirar hasta 50,000 lbs sin daño)

Maxima compresion: 3000 lbs

Maximo peso bajo la herramienta (durante registro): 2000 lbs

Ratings mecánicos x2 y x3

Nuevos ConceptosOnda Flexural y DispersiónNuevos ConceptosNuevos ConceptosOnda Flexural y DispersiOnda Flexural y Dispersi óónn

Sholte Slowness

Shear Slowness

Ondas Flexurales y DispersiOndas Flexurales y Dispersi óónn

Frecuencia

Slowness(DT)

0

Airy Phase Frequency

Energía

Airy FrequencyAiry / 2 Airy * 2

10dB

Frecuencia

Slowness

0

El efecto de la presencia de la herramienta debe

de ser conocido para usar esta parte de la curva

de dispersión

Presencia de la herramienta en el pozoPresencia de la herramienta en el pozo

Curva de Dispersión Flexural si la

presencia de la herramienta

Curva de Dispersion Curva de Dispersion Curva de Dispersion Curva de Dispersion

con herramientacon herramientacon herramientacon herramienta

El Sonic Scanner está completamente caracterizado y se

puede predecir su efecto en el pozo

Shear de Flexural con Shear de Flexural con ““ bias correctionbias correction ””

“Método Antiguo”

DTshear

SelecciSelecci óón tradicional de la fuente de onda Shearn tradicional de la fuente de onda Shear

Nuevos transmisores dipolaresNuevos transmisores dipolares

– Dos transmisores dipolares ortogonales: “shakers”

– Alta relación señal/ruido en una extendida banda de frecuencias:• Alta potencia de salida• Respuesta lineal en

frecuencia• Señal limpia

– Beneficios:• Solo una pasada

• Mejor respuesta en tubería• Mayor sensibilidad para anisotropía

Chirp DriveChirp Drive

En una sola pasada se barre todo el rango de frecuencias. Se eliminan

múltiples pasadas y se barre todo el espectro de dispersión.

Chirp outputs more energy than the MF and VLF drives

300 Hz 300 Hz 300 Hz 300 Hz –––– 9 kHz range 9 kHz range 9 kHz range 9 kHz range

Curvas de DispersiCurvas de Dispersi óón del Dipolo, una nueva forma de sondear n del Dipolo, una nueva forma de sondear la formacila formaci óón: Vn: V SS(r,(r,θθθθθθθθ))

Slo

wne

ss

Longitudes de onda mas largas sondean

profundo, 2 a 3 diámetros de pozo

Longitudes de onda cortas sondean mas somero, ½

diámetro de pozo

Shear formación

Onda superficial

Frecuencia Radio

Longitud de Onda

Fuente Dipolar

Somero

Profundo

Controles de CalidadControles de CalidadControles de Calidad

Dep

th

Slo

wne

ss

FrecuenciaBuen RegistroReprocesar

Herramientas de control de calidad Herramientas de control de calidad

Slowness

Un sola Profundidad Log

CoherenceSTC

Slowness

Slo

wne

ss

Tiempo

Slowness

Dep

thDispersion

SFA

STCProjection

SFAProjection

Buen Registro

SFA SFA -- Slowness Frequency Analysis ProjectionSlowness Frequency Analysis Projection

Dobles Dobles coherencias? coherencias?

La proyecciLa proyecci óón n SFA muestra el SFA muestra el DT verdadero DT verdadero sin sin ambiguedadesambiguedades

Mejor LQCMejor DT shear en formaciones alteradas

SFASFA

Diferencias del 10% en Dtshear

DTshear SFA

DTshear STC

Anisotropía y Análisis de DispersiónAnisotropAnisotrop íía y Ana y An áálisis lisis de Disperside Dispersi óónn

Homogénea Isotrópica

Frecuencia

Slowness

VSEstableEstable

Shear

Heterogénea isotrópica

Frecuencia

Slowness

DaDaññada, Cerca ada, Cerca

de Ceder o de Ceder o

AlteradaAlterada

VS(r)

Homogénea anisotropica

Frecuencia

Slowness

VS(θθθθ)IntrIntríínseca:nseca:

Arcillas,Arcillas,

fracturasfracturas

Heterogénea anisotropica

Slowness

Frecuencia

Esfuerzos Esfuerzos

InducidosInducidos

VS(r,θθθθ)

Modelo Rápida Lenta


Frecuencia

Slowness

VSEstableEstable

Shear


Frecuencia

Slowness

VSEstableEstable

Shear


Frecuencia

Slowness



AlteradaAlterada

VS(r)


Frecuencia

Slowness



AlteradaAlterada

VS(r)


Frecuencia

Slowness


Arcillas,Arcillas,

fracturasfracturas


Frecuencia

Slowness


Arcillas,Arcillas,

fracturasfracturas


Slowness

Frecuencia

Esfuerzos Esfuerzos

InducidosInducidos

VS(r,θθθθ)


Slowness

Frecuencia

Esfuerzos Esfuerzos

InducidosInducidos

VS(r,θθθθ)


AnisotropAnisotropAnisotropAnisotropAnisotropAnisotropAnisotropAnisotropíííííííía Aca Aca Aca Aca Aca Aca Aca Acúúúúúúúústicasticasticasticasticasticasticastica

Conceptos GeneralesConceptos Generales

DispersiDispersiDispersiDispersiDispersiDispersiDispersiDispersióóóóóóóón Flexuraln Flexuraln Flexuraln Flexuraln Flexuraln Flexuraln Flexuraln Flexural

Mecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de Anisotropíííííííía de la Onda Sa de la Onda Sa de la Onda Sa de la Onda Sa de la Onda Sa de la Onda Sa de la Onda Sa de la Onda S

AnAnAnAnAnAnAnAnáááááááálisis de Dispersilisis de Dispersilisis de Dispersilisis de Dispersilisis de Dispersilisis de Dispersilisis de Dispersilisis de Dispersióóóóóóóónnnnnnnn

AnAn áálisis de Dispersilisis de Dispersi óónn


Frecuencia

Slo

wne

ssVSEstableEstable

Shear


Frecuencia

Slo

wne

ss

DaDaññada, ada, Cerca de Cerca de Ceder o Ceder o AlteradaAlterada

VS(r)


Frecuencia

Slo

wne

ss

VS(θθθθ)IntrIntr íínsecanseca::Arcillas,Arcillas,fracturasfracturas


Slo

wne

ss

Frecuencia

Esfuerzos Esfuerzos InducidosInducidos

VS(r,θθθθ)


No solamente mido anisotropNo solamente mido anisotrop íía sino que puedo comprender cual es el a sino que puedo comprender cual es el efecto dominante que la produceefecto dominante que la produce

Mecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de AnisotropMecanismos de Anisotropíííííííía de onda Sa de onda Sa de onda Sa de onda Sa de onda Sa de onda Sa de onda Sa de onda S

SI TIHTIV

Slo

wne

ss

Frequency

VS(r,θθθθ)

Frequency

Slo

wne

ss

VS(θθθθ)

S min

Esfuerzos Arcillas, Capas - TIV Fracturas - TIH

Vs(q) Vs(q)Vs(r,q)

IntrIntrIntrIntríííínsecansecansecansecaEsfuerzos InducidosEsfuerzos InducidosEsfuerzos InducidosEsfuerzos Inducidos IntrIntrIntrIntríííínsecansecansecanseca

S max

Perfiles RadialesPerfiles RadialesPerfiles Radiales

ConceptoConceptoMonopole RP Dipole RP

La profundidad de investigación en el

Monopolo esta relacionada con el

espaciamiento T-R

La inversión del primer arribo del slowness a

diferentes espaciamientos deriva en el perfil

radial monopolar de la formación.

TrasmisoresTrasmisores

ProfundoProfundoReceptoresReceptores

FormaciFormaci óónnZona Zona AlteradaAlterada

SomeroSomero

........

Radial

Radio

FuenteDipolar

Somero

Profundo

Longitud de Onda

En en longitudes de onda cortas la profundidad

de investigación es mas somera, (½ diámetro

de pozo) en longitudes de onda largas la

profundidad de investigación es mas profunda,

(2 - 3 BHD)

La inversión de la slowness flexural a

diferentes longitudes de onda deriva en el

perfil radial dipolar de la formación.

-25% Difference +25%+25% Difference -25%DTs Fast at various radiuses

DTs Slow atvarious radiuses

0 1m1m 00 1m

Monopole radial profiling

X100

X400

X500

X600

X700

X800

X900

X000

X200

X300

ft GR0 150

Shale

Sand

Shale

Sand

Shale

Perfiles radiales de velocidadPerfiles radiales de velocidad

CausasCausas

•• AlteraciAlteraci óón de arcillas reaccionando con el lodo n de arcillas reaccionando con el lodo de perforacide perforaci óón.n.

•• DaDañño meco mec áánico producido por la barrena.nico producido por la barrena.

•• DaDañño meco mec áánico producido por concentracinico producido por concentraci óón n de esfuerzos alrededor el hueco.de esfuerzos alrededor el hueco.

•• InvasiInvasi óón de fluidos n de fluidos (por ejemplo filtrado desplazando gas).(por ejemplo filtrado desplazando gas).

Como puede ayudar el Sonic Scanner a la GeomecComo puede ayudar el Sonic Scanner a la Geomec áánica?nica?

Zonas de pérdidas (fractura hidraulica )

Zonas inconsolidadas

Reactivación de fallas

Zonas naturalmentefracturadas

Intervalos altamente desviados con derrumbes (break outs )

Daño por invasión

Laminaciones paralelasal eje del pozo

Arenas y arcillasinterlaminadas

37

MEM MODELO GEOMECANICO MEM MODELO GEOMECANICO

Onda Compresional Y Shear en cualquier situación

Onda Compresional Y Onda Compresional Y Shear en cualquier Shear en cualquier situacisituaci óónn

Compresional y Shear en condiciones extremasCompresional y Shear en condiciones extremas

Compresional Cizalla

Shear STC

80 540

Compresional

40 240 40 240

Shear SFA

80 540

11 – 17 ft 1 – 7 ft10” 25”

Compresional de flexural

Caliper > 24”

DTshear > 500 us/ft

Derrumbe

Caliper

Short spacing Long Spacing

Mediciones en agujero entubadoEjemplo de Onda S (Trinidad Tobago)

DSIDSIDSIDSI Sonic ScannerSonic ScannerSonic ScannerSonic Scanner

80 us/ft 54080 us/ft 540

Medición mas robusta de la onda S en agujero entubado, para

aplicaciones de Petrofísica, Geofísica y Geomecánica

Mediciones en agujero entubadoMediciones en agujero entubadoEjemplo de Onda P en dolomEjemplo de Onda P en dolom íías, mas ras, mas r áápidas que la TRpidas que la TR

Arribo Arribo Arribo Arribo Arribo Arribo Arribo Arribo

CompresionalCompresionalCompresionalCompresionalCompresionalCompresionalCompresionalCompresional

43 ms/ft43 ms/ft43 ms/ft43 ms/ft43 ms/ft43 ms/ft43 ms/ft43 ms/ft

Arribo TR Arribo TR Arribo TR Arribo TR Arribo TR Arribo TR Arribo TR Arribo TR

(acero)(acero)(acero)(acero)(acero)(acero)(acero)(acero)


ArriboArriboArriboArriboArriboArriboArriboArribo

Dipole Shear Dipole Shear Dipole Shear Dipole Shear Dipole Shear Dipole Shear Dipole Shear Dipole Shear


ConstrucciConstrucci óón del MEM y Disen del MEM y Dise ñño de Fracturao de Fractura

Dato de EntradaSonic Scanner

Dato de Entrada: Registros y Petrofísica

Propiedades Mecánicas de la roca

Modelo (MEM) CalibradoStresses, failures modes, rock properties

Diseño de Fractura(LGZONES)

Calibración del Modelo:Imágenes, Sonic SCANNER data DFracs, LOT, Caliban, Radial Profile, MDT, drilling events, lab tests, etc

DTCO DTSMDTCO DTSM(us/ft) (us/ft)(us/ft) (us/ft)

Anisotropía en “Tight Reservoirs” (Cuenca de Burgos – México)

Anisotropía en “Tight Reservoirs” (Cuenca de Burgos – México)

Sonic ScannerDSI

Sonic Scanner vs. DSI Sonic Scanner vs. DSI -- 1550 1550 --1700 m1700 m

Tool Az

Max/MinEnergy

FSH Az

FSH mas estable

A

B

C

AnAn áálisis de Anisotroplisis de Anisotrop ííaa

Slowness Dispersion Plot(Depth = 1593.04 m)

Frequency (Hz)

Slo

wne

ss (

us/ft

) Am

plitude (dB)

Homogeneous

Isotropic

Slowness Dispersion Plot(Depth = 1665.27 m)

Frequency (Hz)

Slo

wne

ss (

us/ft

)

Am

plitude (dB)

Esfuerzos

La sonda giraFast Shear Azimuth estableAnisotropía 1-8%

dirección S H

A

B

C

Slowness Disper sion P lo t

(Depth 2199.09 m)

Frequency (Hz)

Slo

wne

ss (

us/

ft)

Rela

tive A

mplitud

(dB)

Slowness Disper sion P lo t

(Depth 2199.09 m)

Frequency (Hz)

Slo

wne

ss (

us/

ft)

Rela

tive A

mplitud

(dB)

Stress Induced

40°40°40°40°

Induced FracturesInduced FracturesInduced FracturesInduced Fractures

OBMI Induced fractures strikeMSIP Fast Shear Azimuth

45°45°45°45°

Cummu lated interval: 1500 – 1700 m Cummulated interval: 1500 – 1700 m

40°40°40°40°40°40°40°40°

Induced FracturesInduced FracturesInduced FracturesInduced Fractures

OBMI Induced fractures strikeMSIP Fast Shear Azimuth

45°45°45°45°

Cummu lated interval: 1500 – 1700 m Cummulated interval: 1500 – 1700 m

Sonic Fast Shear Azimuth Images Induced fractures st

AnAn áálisis de Anisotroplisis de Anisotrop ííaa

OBMI

Esfuerzos Regionales Esfuerzos Regionales –– NE MNE Mééxicoxico

Cuenca de Burgos

CuitlahuacField

Arcabuz-Culebra Peña Blanca

NE 20°to 30°

Arena OVArena OV --3030

OrientaciOrientaci óón de esfuerzosn de esfuerzos

Tradicionalmente se asumíaque los esfuerzos eran paralelos a las fallas principales o los esfuerzos regionales.

Tendencia Regional?

C-832

C-832

Orientación de Sonico-ImagenesArena OV -30

Orientación de esfuerzos

Con el Sonic Scanner la orientación local de esfuerzos medida difirió de la tendencia regional en algunos ejemplos.

Mapeo de esfuerzos basado en la anisotropía acústic a

40°NE2000 - 2400 m

C- 832

33°NE2000 - 2300 m

C-390

28°NE1700 - 2000 m

C-424

55°NE600 - 900 m

C-480

N

Major FaultsFast ShearAzimuth

Campo CuitlahuacPoligono de fallas OV-30O m 100O m 200O m

SPE-96808

Aplicaciones de AnAplicaciones de An áálisis de Anisotroplisis de Anisotrop íía: Mapeo de esfuerzos a: Mapeo de esfuerzos en un campoen un campo

La dirección de los esfuerzos puede variar dentro de un campo

SPE-60314

Arcabuz-507Sonic Scanner

Arcabuz-507

Arcabuz-Culebra

SSSSh

((((SSSSHHHH))))

((((SSSShhhh))))

60606060oooo

60606060oooo

PropagaciPropagaci óón de las fracturas hidrn de las fracturas hidr ááulicas en ulicas en pozos horizontales (en zonas anisotrpozos horizontales (en zonas anisotr óópicaspicas )

Aplicaciones de anisotropía para la optimización de la recuperación de hidrocarburos

Aplicaciones de Aplicaciones de anisotropanisotrop íía para la a para la optimizacioptimizaci óón de la n de la recuperacirecuperaci óón de n de hidrocarburoshidrocarburos

OptimizaciOptimizaci óón de las localizaciones de n de las localizaciones de nuevos pozos en formaciones de baja nuevos pozos en formaciones de baja permeabilidadpermeabilidad

Smin

DrenajeIncompleto

Smin

Drenaje Adecuado

Area sin drenar

Solapamiento

AplicaciAplicaci óón para localizacin para localizaci óón n óóptima de pozosptima de pozosTight oil sands RusiaTight oil sands Rusia

SPE-103987

• Incremento en producción: de <10,000 bbl/d a mas de 75,000 bb/d en 3 añ• Factor de recuperación: de 3% a mas del 10%

Radios de drene

2181

1

1002

101210141016

1024

103410361040

1052 1056

1072

1092

1112

121

125131

141 143145

14A

16

161162 163

181

2

2002

20122014

20342036

20522056

20712072

20912092

21

2141

2161

2324

3

3436

4

40

407

42

495

5254 56

717274

9192 93

N-1

ProductorCerradoTaponadoImproductivo

768000

769000

770000

771000

772000

773000

774000

775000

776000

777000

778000

779000

583000 584000 585000 586000 587000 588000 589000 590000 591000

Drenaje de Yacimientos Fracturados

Geometría CilíndricaGeneralmente se han realizado radios de drene para detectar áreas de oportunidad, sin embargo se trata de un yacimiento fracturado, donde el régimen radial casi no se presenta. Por lo que usar esta geometría no es la mas apropiada para este yacimiento.

“SIMULACION DE AREAS DRENADAS A PARTIR DE GEOMETRIAS NO CONVENCIONALES PARA EL DIAGNOSTICO DE OPORTUNIDADES” - José Antonio Rebolledo Dominguez, Veracruz, México

Drenaje de Yacimientos Fracturados

Geometría ElípticaEsta geometría se puede aplicar en este yacimiento ya que el régimen lineal esta presente y al final se tiene un régimen radial, tal como se demuestra en la mayoría de las pruebas de presión interpretadas.

Elipses de drene

2181

1

10121014

1024

103410361040

1052 1056

1072

1092

1112

121

125131

141 143145

14A

16

161162 163

181

2

2002

20122014

2034

20522056

20712072

20912092

21

2141

2161

2324

3

36

4

40

407

42

495

5254 56

717274

9192 93

N-1

ProductorCerradoTaponadoImproductivo

406

408

414

403

34

2036

1002

768000

769000

770000

771000

772000

773000

774000

775000

776000

777000

778000

779000

583000 584000 585000 586000 587000 588000 589000 590000 591000


Detección de oportunidadesLa propuesta de RM que se efectuó en el pozo Mata Pionche 1002 para la geometría cilíndrica tenia mucho riesgo, mientras que para la geometría elíptica, el riesgo era menor y el resultado fue favorable con un qg de 1.7 MMpcd y una Pws de 3600 psi.

1024

1216

2

2002

20122014

2034

4

403

2036

1002 1002

1024

12

14A

16

2

2002

20122014

2034

4

4032036


Matapionche-1002

Aplicaciones de la AnisotropAplicaciones de la Anisotrop ííaa

• Orientación del campo de esfuerzos:– Disparos orientados

• Disparar en el plano preferencial de la fractura

– Optimización de las localizaciones de perforación• Maximizar el drenaje del

yacimiento• Buscar oportunidades de

perforar entre espaciamientos (áreas sin drenar)

– Prevención de Arenamiento (evitar disparar en la dirección del mínimo esfuerzo)

Min. stressMin. stressMin. stressMin. stressMin. stressMin. stressMin. stressMin. stress

FractureFractureFractureFracture

Bad perforationsBad perforationsBad perforationsBad perforations————

failurefailurefailurefailure

Good perforationsGood perforationsGood perforationsGood perforations

Damaged rockDamaged rockDamaged rockDamaged rock

Min.Min.Min.Min.

stressstressstressstress

Bad Bad Bad Bad

perforationsperforationsperforationsperforations————

failurefailurefailurefailure

Good perforationsGood perforationsGood perforationsGood perforations

Max. horizontal

stress

Regional trendRegional trendRegional trendRegional trend

Fracturamiento hidráulico en yacimientos con fracturas naturales

Fracturamiento hidráulico en yacimientos con fracturas naturales

Sonic Scanner - Dispersion Analysis

Stress

Fractures

Wellbore Image

Drilling Ind NaturalStress

Fractures

Planer Fracturing Assumes no Fractures and/or High Stress Anisotropy

Case 1 σH >> σhMaximum horizontal stress inhibits opening of natural fractureTensile stress transferred through natural fractureBehavior requires knowledge of σh, σH and ν

σH = 4600 psi

σh = 2500 psiσ = 5500 psi

High stress anisotropy enables planer fracture

( )( )υ

σσ21−

−= hH

fP

Net pressure has to equal 3000 psi (5500 – 2500) for the natural fractures to open

Natural fracture

Natural fracture

☺Disparos

orientados?

Complex FracturingDo I Need to Know σσσσh, σσσσH and ν ? ν ? ν ? ν ? YES!

Low stress anisotropy and enables complex fracturing

Case 2 σH >= σhDecoupling allows slippage along jointFracture deviates along rock weakness

σH = 2640 psi

σh = 2500 psiσ = 2700 psi

( )( )υ

σσ21−

−= hH

fP

200 psi of net pressure is all that is required to open the natural fractures (2700 – 2500).

Natural fracture

Natural fracture

�

Stress

Fractures

Sonic Scanner – DSI Comparison

Sonic Scanner DSI

Average ?

FracAniso

FracAniso FracAniso -- IntegraciIntegraci óón de sn de s óónicos e imnicos e im áágenesgenes

• Workflow desarrollado para yacimientos fracturados que permite:– Predecir y modelar el efecto de fracturas identificadas

con registros geológicos de imágenes sobre los registros sónicos (anisotropía de onda S).

– Facilitar la interpretación cuando hay superposición de efectos (fracturas naturales alineadas, desbalance de esfuerzos)

– Diferenciar mejor las fracturas naturales de las inducidas durante la perforación.

– Predecir cuales serían las zonas mas productivas.

Combinando ImCombinando Im áágenes y los Registros Sonicosgenes y los Registros Sonicos

• Bedding

• Structural

• Fractures

Image logs (FMI, UBI, OBMI)

Natural

Stress-induced

Anisotropy from Sonic (Sonic Scanner)

• Intrinsic (bedding, layering, crystals…)

• Cracks or Fractures

• Differential Stress

Geologic info in

sonic domain

Sonic Scanner

R13R13R13R13R1R1R1R1

X & Y X & Y X & Y X & Y

DipoleDipoleDipoleDipole

BH axisT

R1

R13

Sfast

SslowLinking different resolution

and depth of investigation

is key

Image log

interpretation

+

SonicScanner

Anisotropy

Flujo de Trabajo FracAniso*Flujo de Trabajo FracAniso*

Geomech.

Zoning

Fracture-driven

Stress-driven

Mixed mechanism

?

FracAnisoFracture

Model

Data vs.

prediction

mALLFSA θ<∆ m

DIFSA θ<∆

mNATFSA θ<∆

All fractures Natural fracturesDI fractures

DI

Nat

Discriminación de Efectos Fracturas y Esfuerzos inducidos

Stress

&

Fracture

driven

Stress

driven

Fracture

driven

FracAniso* InterpretaciFracAniso* Interpretaci óónn

73 EV

Elastic Parameters vs. Stiffness Coefficients

1211

213

33 2CC

CCEz +

−=

2133311

33122

1333111211 )2)((

CCC

CCCCCCCEh −

+−−=

1211

13

CC

Czx +

=ν

2131133

2131233

CCC

CCCxy −

−=ν

Take home lesson: You can calculate the elastic parameters from the stiffness coefficients

74 EV

Isotropic (wrong)

( )VH '1

' σν

νσ

−=

Anisotropic (right)

( )VH

V

V

HH E

E'

1' σ

ννσ

−

=

Tight gas sand

Calculation of Stress from Elastic ParametersCalculation of Stress from Elastic Parameters

Y Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego QueY Luego Que

Optimización del Diseño de Fractura

Opción 3Opción 2Opción 1

ComparaciComparaci óónn

Diferencias:

� Geometría de Fractura Realística. Alto: +182.1%, Largo: -50.7%

� Fracturas Confinadas Vs Oportunidades para romper barreras y conectar Capas de Arena

�Incremento de Producción esperada 21.3 %

� Mejor Diseño, Largo Retorno de Inversión (ROI)

Oil b. Sand

Oil b. Sand

Shale barrier

Oil b. Sand

Oil b. Sand

Shale barrier

Modelo Tradicional – Pad 420 bbl Con Geomecánica – Pad 420 bbl

Data Analysis: Production Data (Before and After Hydraulic Fracturing)

240193

133

201

127

227

145

0

183

280

0

805

79

99149

837

0

60

17

46

00

68

96 110

132

0

94

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900O

rito

20 (

Nov

05)

Orit

o 36

(N

ov 0

5)

Orit

o 10

5 (D

ec 0

5)

Orit

o 10

9 (J

an 0

6)

Orit

o 2

(Jan

06)

Orit

o 11

8 (F

eb 0

6)

Orit

o 38

(M

ar 0

6)

Orit

o 11

7 (M

ar 0

6)

Orit

o 11

9 (J

ul 0

6)

Orit

o 11

5 (A

ug 0

6)

Orit

o 11

6 (O

ct 0

6)

Orit

o 21

(A

ug 0

6)

Orit

o 11

3 (O

ct 0

6)

Orit

o 12

4 (N

ov 0

6)

BOPD Prefrac

BOPD Postfrac & new wells (15 jan)

3.10E+03

3.20E+03

3.30E+03

3.40E+03

3.50E+03

3.60E+03

3.70E+03

3.80E+03

3.90E+03

4.00E+03

4.10E+03

4.20E+03

4.30E+03

4.40E+03

4.50E+03

4.60E+03

4.70E+03

4.80E+03

0.10.2 0.30.4 0.50.6 0.70.8 0.91.0 1.11.2 1.31.4 1.51.6 1.71.8 1.92.0 2.12.2 2.32.4 2.5

G Function

0.00E+00

1.00E+02

2.00E+02

3.00E+02

4.00E+02

5.00E+02

6.00E+02

7.00E+02

8.00E+02

9.00E+02

1.00E+03

1.10E+03

1.20E+03

1.30E+03

1.40E+03

1.50E+03

1.60E+03

1.70E+03

BHPOffset(psi) dP/dG(psi) GdP/dG(psi)

ISIP : 4715.32

Pc : 4004.91

Data Analysis: Pressure Decline Analysis(Natural Fractures) Well: Orito-118

G Function for Fractures dominant Leakoff G Function for pressure decline in Orito 118

(Reservoir Stimulation, Nolte et al)

• G function allows to identify a natural fracture sy stem related with higher production levels

• This information can be used to optimize the comple tion zones

Fissure closure

Evaluación del Desempeño del Fracturamiento Hidráulico

EvaluaciEvaluaci óón del Desempen del Desempe ñño o del Fracturamiento del Fracturamiento HidrHidr ááulicoulico

EvaluaciEvaluaci óón de Altura de Fractura Hidrn de Altura de Fractura Hidr ááulicaulica

AntesAntesAntesAntesAntesAntesAntesAntes DespuDespuDespuDespuDespuDespuDespuDespuééééééééssssssss

Zona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaBaja AnisotropBaja AnisotropBaja AnisotropBaja AnisotropBaja AnisotropBaja AnisotropBaja AnisotropBaja Anisotropíííííííía de slowness a de slowness a de slowness a de slowness a de slowness a de slowness a de slowness a de slowness

y energy energy energy energy energy energy energy energííííííííaaaaaaaa

Fuerte Incremento en Fuerte Incremento en Fuerte Incremento en Fuerte Incremento en Fuerte Incremento en Fuerte Incremento en Fuerte Incremento en Fuerte Incremento en

AnisotropAnisotropAnisotropAnisotropAnisotropAnisotropAnisotropAnisotropíííííííía de a de a de a de a de a de a de a de slownessslownessslownessslownessslownessslownessslownessslowness y y y y y y y y

energenergenergenergenergenergenergenergííííííííaaaaaaaaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona PunzadaZona Punzada

Example 3 Example 3 –– Exploration WellExploration Well

El fluido para la fractura de fugo a través del tapón y re-estimulo la zona inferior.Segundo Intento:51,000 m3 (1.8M scf) of gas / day.

Differential Cased Hole Sonic Anisotropy (DCHSA) p ara Differential Cased Hole Sonic Anisotropy (DCHSA) p ara EvaluaciEvaluaci óón de la Geometrn de la Geometr íía de fracturas apuntaladasa de fracturas apuntaladas

• Se registra 2 veces:– Registro de base antes de

fracturar.– Registro post-fractura

Pre-fractura

Post-fracturaSPE-109909SPE-102405

Interpretation WellInterpretation Well --C AC11 C AC11 (Only ISIP Calibration Frac Proppant 190 tons)(Only ISIP Calibration Frac Proppant 190 tons)

Anisotropy after Frac 3-6 %

DelatDT Fast shear

DelatDT Slow Shear

Induced Fracture

X000

X050

DT_Comp.

DT_Shear

DT_Stoneley

Energy Anisot.

Slow shear

Fast shear

StimMap: Monitoreo de Fracturamiento HidrStimMap: Monitoreo de Fracturamiento Hidr ááulico ulico

Operación en campo para el monitoreo del fracturami ento hidráulico Monitoreo de fracturamiento hidráuli co en el multilateral Coapechaca-439

Fracturas monitoreadas

Monitoreo de fracturamiento hidráulico en los pozos Coyotes 461, 465, 481

Correlación entre fractura monitoreada y análisis p etrofísico

Cambios de Direccion de esfuerzos y su implicacion en la estabilidad del pozo ejemplo de anisotropía en arenas alrededor de un domo de sal

Cambios de Direccion de Cambios de Direccion de esfuerzos y su implicacion esfuerzos y su implicacion en la estabilidad del pozo en la estabilidad del pozo ejemplo de anisotropejemplo de anisotrop íía en a en arenas alrededor de un arenas alrededor de un domo de sal domo de sal

(Europa)

87 EV

Lutita

Arena

Lutita

88 EV

Fast shear azimuthrota de 90 deg entre las arenas y la lutitas.

Es un problema de procesamiento?

Como se interpreta?

89 EV

En arenas Stress induced Anisotropy (TIH)

90 EV

En lutitas Bedding induced Anisotropy (TIV)Nota: echado de las capas > 40 deg

91 EV

SaltDome

SH ShSvSv> >

SH ShSvSv> >

TIH

TIH

TIH

TIV

TIV

TIV

TIV

OrientaciOrientaci óón de esfuerzos alrededor del domo de saln de esfuerzos alrededor del domo de sal

Well A

Perfiles Radiales –Estabilidad y Orientacion de disparos Arenamiento

Perfiles Radiales Perfiles Radiales ––Estabilidad y Estabilidad y Orientacion de Orientacion de disparos disparos ArenamientoArenamiento

Ejemplo de DRP –MRP

X300

X350

X400

X250 MRP DRP

1 m 1 m

DTshear a varios DOI

0% DT Difference 25%

Sin alterar

Alterado

Ejemplo de DRP –MRP

X300

X350

X400

X250 MRP DRP

1 m 1 m

DTshear a varios DOI

0% DT Difference 25%

• Evitar disparar zonas muy alteradas, o

• Asegurar bypasear toda la zona alterada

Damaged Zone Thickness SensitivityDamaged Zone Thickness SensitivityDamaged Zone Thickness SensitivityDamaged Zone Thickness SensitivityDamaged Zone Thickness SensitivityDamaged Zone Thickness SensitivityDamaged Zone Thickness SensitivityDamaged Zone Thickness Sensitivity

Productivity Ratio=

Perforated Well Flow /

Undamaged Open Hole Flow

Gun selection becomes

critical when zones are

damaged

30%

Completion PlusCompletion PlusCompletion PlusCompletion PlusCompletion PlusCompletion PlusCompletion PlusCompletion Plus

Radial Damage Information Orientation Productivity Analysis

NE 72°

0 4 8 12 16 200.69

0.79

0.89

0.99

1.09

1.19

Damage Zone (in)

Pro

duc

tivity

Rat

io

Productivity Ratio vs Damage Zone

3-3/8" High Shot Density, PowerJet 3406, HMX3-3/8" High Shot Density, PowerJet 2006, HMX

Formationkh: 100.0 mdkh/kv: 5.00Bulk Density: 2.30 g/cm3Rock UCS: 6403 psiOverburden: 10000 psiReservoir: 4468 psikd/k: 0.20Well Damage: 4 in

CompletionVertical WellPerforated CompletionFormation Thickness (TVD): 30.0 ftPerforated Length: 30.0 ftre/rw: 2011.43Flow Rate: 100.0 STB/day

Perforating System(s) Phasing Shots Offset kc/k Crush Form Pen/Dia(spf) (deg) (in) Avg (in)

180 4.0 0 1.00 0.5 19.85/0.788120/60 27.0 0 1.00 0.5 9.159/0.422

Company: Typhoon Well: WindyOne

Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computermodeling of perforated completions. The results are provided in good faith without warranty

SPAN Version 7.03File: C:\Documents and Setti..._1_HSD_vs_DeepPenetrator.sp7 © Copyright 2004 Schlumberger

UCSUCS

UCS

from correlation

Inverted

UCS

Estimating radial position of yield using Dipole Radial Profiling (DRP) of shear modulus

G and the wellbore pressure history from APWD (an “in-situ stress test”), helps in

determining in-situ UCS Co and yield stress Yo (Bratton et al., SPWLA 2004)

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

0 5 10 15 20 25 30Radius (in)

Effe

ctiv

e S

tres

s (p

si),

Yie

ld S

tren

gth

(psi

)

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

0.50

She

ar M

odul

us (

Mps

i)σσσσV

σσσσH

σσσσh

σσσσt

σσσσa

σσσσr

Y0

C0

G

Radius of yield

Virginregion

Yieldedregion

UCS usando DRP y la historia de presión annular (AP WD)

Radius of yield

99 EV

* Bratton et al., “Rock strength parameters

from annular pressure while drilling and

dipole dispersion analysis”, SPWLA 45th

Annual Logging Symposium, 2004

Stability envelope

for UCS between

1500 to 2500 psi

Stability envelope

for UCS between

2000 to 2100 psiHigher productivity w/o sanding

UCS using DRP + APWD y anUCS using DRP + APWD y an áálisis de Arenamiento*lisis de Arenamiento*

100 EV

0 5000

5000

Reservoir Pressure (psi)

Flo

win

g P

ress

ure

(p

si)

0

Stability Envelope

0 5000

5000

Reservoir Pressure (psi)Fl

ow

ing

Pre

ssu

re (

psi

)0

Stability Envelope

UCS con 1000 PSIUCS con 1000 PSIUCS con 1000 PSIUCS con 1000 PSI

incertidumbreincertidumbreincertidumbreincertidumbre

UCS con 100 PSIUCS con 100 PSIUCS con 100 PSIUCS con 100 PSI

incertidumbreincertidumbreincertidumbreincertidumbre

AplicaciAplicaci óón medicin medici óón UCS inn UCS in --situ (Sonic Scanner + APWD) situ (Sonic Scanner + APWD) Menor incertidumbre Menor incertidumbre →→→→→→→→ menos riesgosmenos riesgos

MenosMenosMenosMenos

RiesgosRiesgosRiesgosRiesgos

MMMMáááássss

ProducciProducciProducciProduccióóóónnnn

EstimaciEstimaciEstimaciEstimaciEstimaciEstimaciEstimaciEstimacióóóóóóóón del SHmax con el Sonic n del SHmax con el Sonic n del SHmax con el Sonic n del SHmax con el Sonic n del SHmax con el Sonic n del SHmax con el Sonic n del SHmax con el Sonic n del SHmax con el Sonic

ScannerScannerScannerScannerScannerScannerScannerScanner

– 1. SHmax from the three far-field shear moduli

(SPE 103079, San Antonio, 2006)

� Invert for 2 unkowns using 2 difference equations

– SHmax and AE = 2+0.5(C155-C144)/µ

– 2. SHmax and Shmin using radial profiles of the three shear moduli (SPE 109842, Anaheim, 2007)

� Invert for 4 unknowns using 4 difference equations

– SHmax, Shmin, C144, and C155

– 3. Sv/Sh ratio (SHmax = Shmin = Sh) using

• VDG: Dipole dispersion differences at two depths (requires uniform lithology)

• Radial profiles of the two shear moduli (C44 = C55; and C66)

Stress magnitude estimation algorithms IStress magnitude estimation algorithms IStress magnitude estimation algorithms IStress magnitude estimation algorithms IStress magnitude estimation algorithms IStress magnitude estimation algorithms IStress magnitude estimation algorithms IStress magnitude estimation algorithms I

(3D(3D--Anisotropy + MEM) Anisotropy + MEM) SHmax de los SHmax de los 3 m3 móódulos de cizalla dulos de cizalla

104 SEG2006-BKS

AnisotropAnisotrop íía de la formacia de la formaci óónn

Elastic Moduli from Borehole Sonic An Orthorhombic Formation

Compressional:

Slow-shear:

Fast-shear:

Stoneley-shear:

231

232

233

55

44

33

VC

VC

VC

ρ

ρ

ρ

=

=

=

Far-field sonic velocities:

C66 = (C11 - C12)/2

105 EV

Elastic Parameters vs. Stiffness Coefficients

1211

213

33 2CC

CCEz +

−=

2133311

33122

1333111211 )2)((

CCC

CCCCCCCEh −

+−−=

1211

13

CC

Czx +

=ν

2131133

2131233

CCC

CCCxy −

−=ν

Take home lesson: You can calculate the elastic parameters from the stiffness coefficients

106 EV

Isotropic (wrong)

( )VH '1

' σν

νσ

−=

Anisotropic (right)

( )VH

V

V

HH E

E'

1' σ

ννσ

−

=

Tight gas sand

Calculation of Stress from Elastic ParametersCalculation of Stress from Elastic Parameters

Módulos de cizalla

• Los modulos de cizalla (C44, C55, y C66) pueden variar en función de:–Litología/mineralogía, porosidad, arcillocidad, saturación–Estado de esfuerzos, movilidad (K/µ) de los fluidos, y temperatura

• C44 (slow) y C55 (fast): Dipole shear moduli–Estado de esfuerzos en la formación–Marginalmente afectados por la movilidad–Marginalmente afectados por la estructura de las arcillas (clay

platelets)

• C66: Stoneley shear modulus–Estado de esfuerzos en la formación–Movilidad–Clay platelets en la lutita

108 SonicWorkshop2006-BKS

3D3D--Anisotropy: CorrelaciAnisotropy: Correlaci óón con litologn con litolog ííaa

C66 < C44 (=C55)indica alta mobilidad de fluidos

C66 > C44 (=C55)indica alto contenido de lutita y mobilidad reducida

(Sinha et al., SEG 2005)

ObtenciObtenci óón de los mn de los m óódulos de cizalla dulos de cizalla

TubeWave

Slow-shear:

Fast-shear:231

232

55

44

VC

VC

ρ

ρ

=

=El modo Stoneley, “axi-simétrico”, provee el módulo shear horizontal C66, para una onda shear verticalmente polarizadas propagándose horizontalmente

El modo Dipolar flexural provee los módulos shear verticales C44 y C55, para ondas de corte horizontalmente polarizadas propagándose verticalmente

Modo Stoneley Modo Flexural

C66 de la onda Stoneley

Stoneley Medida

Stoneley Modelada

Cambio Fraccional en la velociad de cizalla esta relacionada a los Esfuerzos a la Frecuecia fi

Vel

ocity

Reference

Fast

Slow

(Vi F

i S- V

i R

) / V

i=1

i=n

kia (f

i )

,∆σσV

V∆σ

σV

V∆σ

σV

V

V

∆Vh

ihm

mH

iHm

mV

iVm

m

m

m

∂∂+

∂∂+

∂∂=

Esfuerzos Provenientes de la Fisica, No una Correla ciEsfuerzos Provenientes de la Fisica, No una Correla ci óónnSinha, Bratton, Ugueto, et. al., SPE 95841, 2005Sinha, Bratton, Ugueto, et. al., SPE 95841, 2005

Stress

Ve

loc

ity

σh σH

SHmax de los 3 módulos de cizalla

hV

E

CCA

σσ ∆−∆∆−∆= 6655

E

hH A

CC )( 4455 ∆−∆+∆=∆ σσ

Parámetro AcoustoElástico a una profundidad dada:

Esfuerzo Horizontal Maximo:

∆σv y ∆σh se obtienen del MEM, integrando RHOB y del modelo poroelástico respectivamente

ConclusionesConclusiones

• El Sonic Scanner es la herramienta principal para las

• aplicaciones geomecánicas, debido a sus características de diseño y aplicaciones avanzadas. El cual ofrece información que no es posible determinar con ninguna herramienta dipolar del mercado.

Sonic Scaner & Geomecanica Flujo de Trabajo

Zones/ Zones/ Zones/ Zones/

FaciesFaciesFaciesFacies

RockRockRockRock

StrengthStrengthStrengthStrength

ElasticElasticElasticElastic

PropertiesPropertiesPropertiesPropertiesPore Pore Pore Pore

PressurePressurePressurePressure

OverOverOverOver----

burdenburdenburdenburden

Horizontal Horizontal Horizontal Horizontal

StressesStressesStressesStresses

+ azimuth+ azimuth+ azimuth+ azimuth

1D-MEM

WellboreWellboreWellboreWellbore

Stability Stability Stability Stability

analysis analysis analysis analysis

SensitivitySensitivitySensitivitySensitivity

AnalysisAnalysisAnalysisAnalysisFracturingFracturingFracturingFracturing

GMApplications Sanding Sanding Sanding Sanding

Perforating Perforating Perforating Perforating

DesignDesignDesignDesign

Sonic Scanner

DRPDRPDRPDRP

StrengthStrengthStrengthStrength

DRPDRPDRPDRP

StressesStressesStressesStresses

MonopoleRP

MonopoleRP

DipoleDipoleDipoleDipole

RP RP RP RP ----AnisotropiaAnisotropiaAnisotropiaAnisotropiaDipoleDipoleDipoleDipole

RP RP RP RP ----AnisotropiaAnisotropiaAnisotropiaAnisotropia

RPsRPsRPsRPs

DisplayDisplayDisplayDisplay

DTc, DTstDTc, DTstDTc, DTstDTc, DTst

DTs: Fast&SlowDTs: Fast&SlowDTs: Fast&SlowDTs: Fast&SlowDTc, DTstDTc, DTstDTc, DTstDTc, DTst

DTs: Fast&SlowDTs: Fast&SlowDTs: Fast&SlowDTs: Fast&Slow

TI ModelTI ModelTI ModelTI Model

TI ModelTI ModelTI ModelTI Model

Taller de Geomecánica en las Cuencas de México

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Transcript of Taller de Geomecánica en las Cuencas de México