Please use this identifier to cite or link to this item: http://hdl.handle.net/10077/8612
Title: Investigation and derivation of anisotropic parameters from microseismic reservoir monitoring
Other Titles: Ricerca e determinazione di parametri anisotropici da dati di monitoraggio microsismico
Authors: Gei, Davide
Keywords: Anisotropiafratturazione idraulicagas shales
Issue Date: 19-Apr-2013
Publisher: Università degli studi di Trieste
Abstract: Un materiale si definisce isotropico quando le sue proprietà non cambiano in funzione della direzione secondo cui vengono misurate. Al contrario, se il mezzo è caratterizzato da una dipendenza direzionale delle sue proprietà, è chiamato anisotropico. Tradizionalmente, l’esplorazione sismica è basata sul processamento e interpretazione di dati acustici relativi a mezzi considerati sismicamente isotropici. Tuttavia, l’isotropia è sempre un modello approssimato per descrivere le formazioni geologiche, specialmente nel caso di bacini sedimentari. L’imaging sismico e la stima delle velocità sismiche nel sottosuolo risultano essere inaccurati quando dati relativi a mezzi anisotropici vengono processati con l’assunzione di isotropia. Conseguentemente è importante definire il modello e l’intensità dell’anisotropia che contraddistinguono l’area in esame e utilizzare queste informazioni per il processamento dei dati sismici. Lo scopo principale di questo studio consiste nella caratterizzazione dell’anisotropia degli scisti bituminosi del giacimento di Abbott, presenti nel Bacino di Arkoma, Oklahoma, USA. I dati consistono in registrazioni sismiche ottenute da due stendimenti di superficie composti da geofoni a sola componente verticale e da accelerometri a tre componenti, acquisite durante la fratturazione idraulica del giacimento. Il monitoraggio sismico di superficie è generalmente meno costoso se comparato al monitoraggio da pozzo, specialmente quando i pozzi di osservazione non sono disponibili e devono essere perforati. La tecnica da superficie è basata sull’acquisizione di dati sismici da centinaia di ricevitori opportunamente distribuiti al suolo ed offre una visione del campo d’onda molto più ampia rispetto al monitoraggio da pozzo, generalmente limitato a qualche decina di ricevitori vicini tra loro. Inoltre, l’analisi dei tempi di arrivo di dati acquisiti da reti di ricevitori di superficie costituisce un metodo più robusto rispetto agli studi di polarizzazione di cui sono oggetto i dati di monitoraggio sismico da pozzo. L’inconveniente è un rapporto segnale rumore sensibilmente più basso a causa delle eterogeneità geologiche presenti in prossimità della superficie. Durante il trattamento degli scisti bituminosi di Abbott, è stato registrato qualche centinaio di eventi microsismici e di questi sono stati analizzati i dieci eventi più forti, oltre che i dati derivanti da scoppi di perforazione. La Vertical Transverse Isotropy (VTI) è, senza dubbio, il modello anisotropico più comune in bacini sedimentari, specialmente in presenza di scisti. La velocità sismica in mezzi VTI varia quando la direzione di propagazione si discosta dalla verticale ma non al variare dell’azimut. L’analisi dei dati sismici relativi alle onde P ha confermato che il modello VTI è quello che meglio si adatta agli scisti di Abbott e/o alle rocce sovrastanti. In mezzi omogenei ed anisotropici di tipo VTI i tempi di arrivo delle onde P ed S si discostano dal moveout iperbolico, che invece caratterizza la propagazione in mezzi omogenei ed isotropici. La non-iperbolicità dei tempi di percorso delle onde sismiche può essere utilizzata per la stima dei parametri di anisotropia. I tempi di arrivo ottenuti dai dati sperimentali possono essere approssimati attraverso l’utilizzo di equazioni analitiche che esprimono i tempi di percorso in funzione dei suddetti parametri di anisotropia. Questa tecnica di inversione è stata testata con dati sintetici e successivamente applicata ai dati del giacimento di Abbott. Dai tempi di arrivo delle onde P ed SH di dieci eventi microsismici sono stati stimati i tre parametri di anisotropia di Thomsen, mentre per quattro scoppi di perforazione è stata applicata l’inversione delle sole onde compressionali. Inoltre è stata accuratamente analizzata la sensibilità del metodo alla presenza di rumore e di eventuale inaccuratezza dei parametri di input. Le inversioni dei tempi di arrivo delle onde P prodotte dagli scoppi di perforazione forniscono parametri di anisotropia tra loro consistenti, mentre i risultati dai tempi di arrivo delle onde compressionali e di taglio relativi agli eventi microsismici sono caratterizzati da una moderata dispersione. Questo risultato può essere spiegato dalla minore accuratezza e più ampia distribuzione spaziale delle sorgenti microsismiche, se paragonate agli scoppi di perforazione. Inoltre, le proprietà elastiche del volume di roccia nell’intorno di ciascuna sorgente microsismica, così come le sue proprietà anisotropiche, variano durante il processo di fratturazione costituendo una possibile causa della dispersione dei parametri di anisotropia stimati. Le inversioni dei tempi di arrivo delle onde SH forniscono elevati valori del parametro di anisotropia associato a questi segnali sismici. Tuttavia è importante sottolineare che si tratta di un’espressione della anisotropia effettiva del mezzo e non di quella intrinseca. Lo shear-wave splitting è considerato un robusto indicatore di anisotropia sismica. Nell’ambito di questo studio, questo fenomeno viene trattato in modo esaustivo, con particolare riguardo ai mezzi VTI. Il tempo di ritardo tra le due onde di taglio soggette a splitting può essere stimato dai dati sismici e quindi invertito per ottenere i parametri di anisotropia. La stima dei tempi di ritardo attraverso il metodo della cross-correlazione fornisce risultati consistenti per ricevitori vicini. L’inversione dei tempi di ritardo è basata sulle approssimazioni dei tempi di percorso delle onde SH ed SV in mezzi debolmente anisotropici e conferma l’anisotropia piuttosto pronunciata già messa in evidenza dalle analisi dei tempi di arrivo delle onde P ed SH. Sono state anche implementate tecniche di analisi dello shear-wave splitting più sofisticate, adatte a modelli di anisotropia più generali. Tuttavia, questi metodi già ampiamente utilizzati per l’analisi di eventi telesismici hanno fornito risultati poco affidabili, principalmente a causa del basso rapporto segnale-rumore caratterizzante i dati del giacimento di Abbott.
A material whose properties do not change with the direction along which they are measured is called isotropic. On the contrary, if the properties of the medium show directional dependency it is called anisotropic. Traditional seismic exploration is based on processing and interpretation of acoustic data and considers seismically isotropic subsoil. However, isotropy is always an approximate model to describe the geological formations, especially in sedimentary basins. Seismic imaging and estimation of subsurface velocities become inaccurate when anisotropic data are treated under the general assumption of isotropy. Consequently it is important to define the model and strength of anisotropy for the study area and use this information in data processing. The main goal of this study is the anisotropy characterization of the Abbott gas shale play located in the Arkoma basin, Oklahoma, USA. The data consist in seismic records obtained from two surface arrays of 1C geophones and 3C accelerometers, respectively, and acquired during the hydraulic fracturing of the reservoir. Surface (or near-surface) monitoring can be less expensive if compared to borehole monitoring when the observation wells must be drilled. The former technique is based on data acquisition from hundreds of receivers widely distributed over the Earth surface and gives a larger field view than borehole monitoring, generally limited to tenth of 3C receivers. Moreover, arrival time analyses of data recorded from surface widely-distributed receiver-networks are generally more robust than polarization studies carried out on borehole microseismic data. The drawback is a significant lower signal-to-noise ratio due to near surface heterogeneities. During the treatment of the Abbott gas shale, a few hundred microseismic events were recorded and the ten strongest events have been analyzed, together with the data from perforation shots. Vertical transverse isotropy (VTI) is, unarguably, the most common anisotropic model for sedimentary basins and particularly for shales. Seismic velocity in VTI media varies with direction of propagation away from the vertical, but not with azimuth. The analysis of the P-waves seismic dataset confirms VTI to be the best-suited model for the Abbott reservoir and/or overburden. P- and S-waves arrival times in homogeneous VTI media deviate from the hyperbolic moveout, which characterize seismic propagation in homogeneous isotropic media. The nonhyperbolicity of the traveltime can be used to estimate anisotropy parameters. The actual arrival times, picked from the experimental data, can be approximated considering analytic traveltime equations, which depend on such parameters. This inversion technique is tested with full wave synthetic data and applied to the Abbott dataset. The three Thomsen anisotropy parameters are estimated from P- and SH-arrival times of ten microseismic events, while only compressional waves are used for the inversion of four perforation shots. Moreover, the sensitivity of the P-wave arrival time inversion to picking noise and inaccuracies of input parameters is thoroughly analyzed. The inversions of the P-wave arrival times of the perforation shots give quite consistent anisotropy parameters, while the results from the compressional and shear waves arrival time inversions of the microseismic events are characterized by moderate scattering. This can be explained by the lower location accuracy and widespread distribution of the microseismic events, compared with the perforation shots. Moreover, the elastic properties of the sismogenic volume, as well as the local anisotropic properties, vary due to the process of fracturing and possibly cause the moderate scattering of the parameters inverted from the microseismic events. The inversions of the SH-wave arrival times result in consistently high values of the anisotropy parameter related to this wave mode. However, it is important to remark that this is the expression of effective and not intrinsic anisotropy. Shear-wave splitting is considered a robust indicator of seismic anisotropy. Such phenomenon is exhaustively addressed and described for VTI media, specifically. The time-delay between the two split waves can be estimated from the seismic records and inverted for anisotropy parameters. The estimation of the splitting times of a seismic event through the cross- correlation method gives consistent results for adjacent receivers. The inversion of the estimated time delays is based on SH- and SV-traveltimes approximations in weakly anisotropic media, and confirms the relatively high degree of anisotropy already highlighted by the P- and SH-wave arrival time analyses. More complex techniques of shear-wave splitting analysis, suitable for more general anisotropic models are also implemented. However, these methods, widely used for teleseismic shear-waves data, give unreliable results mainly because of the low signal-to-noise ratio characterizing the seismic data.
Description: 2011/2012
URI: http://hdl.handle.net/10077/8612
NBN: urn:nbn:it:units-10048
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