BR0308254A2 - método e aparelho para uso de ferramenta de indução de componente múltiplo para geodireção e interpretação de dados de reistividade de formação em poços horizontais - Google Patents

Abstract

MéTODO E APARELHO PARA USO DE FERRAMENTA DE INDUçãO DE COMPONENTE MúLTIPLO PARA GEODIREçãO E INTERPRETAçãO DE DADOS DE RESISTIVIDADE DE FORMAçãO EM POçOS HORIZONTAIS. Medições feitas com um instrumento de perfilagem de componente múltipla, quando usado em um furo de poço substancialmente horizontal em formações do terreno são um diagnóstico da direção de leitos em relação à posição do furo de poço. Quando o instrumento de perlilagem é transportado em um conjunto de perfuração, a trajetória de perfuração pode ser mantida para seguir uma trajetória predeterminada ou para manter uma distância desejada de uma fronteira, tal como um contato óleo - água.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO EAPARELHO PARA USO DE FERRAMENTA DE INDUÇÃO DE COMPO-NENTE MÚLTIPLO PARA GEODIREÇÃO E INTERPRETAÇÃO DE DA-DOS DE RESISTIVIDADE DE FORMAÇÃO EM POÇOS HORIZONTAIS".

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

Campo da Invenção

A presente invenção está relacionada, geralmente, ao campo demétodos de perfilagem de poço de resistividade elétrica. Mais especifica-mente, a invenção está relacionada a métodos para uso de medições deindução de arranjo múltiplo e de indução de componente múltipla para geodi-reção, navegação em reservatório e aplicações de furo aberto envolvendoformações que podem ser anisotrópicas, e aplicações de furo aberto envol-vendo formações anisotrópicas.

Descrição da Técnica Relacionada

As ferramentas de indução eletromagnética e propagação deonda são comumente usadas para a determinação de propriedades elétricasde formações que circundam um furo de poço. Estas ferramentas de perfila-gem dão medições de resistividade aparente (ou condutividade) da formaçãoque, quando apropriadamente interpretadas, determinam razoavelmente aspropriedades petrofísicas da formação e dos fluidos ali.

Os princípios físicos de perfilagem de poço de resistividade deindução eletromagnético são descritos, por exemplo, em H. G. DoW, Intro-duction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled withOil-Based Mud, Journal of Petroleum Technology, vol. 1, p. 148, Society ofPetroleum Engineers, Richardson, Tex. (1949). Muitos melhoramentos emodificações em instrumentos de resistividade de indução eletromagnéticaforam divisados desde a publicação da referência de Doll1 supra. Os exem-plos de tais modificações e melhoramentos podem ser encontrados, porexemplo, na Patente U.S. N0 4.837.517; Patente U.S. N0 5.157.605 emitidas para Chandler et al\ e na Patente U.S. N0 5.452.761 emitida para Beard etai.Um instrumento típico de medição de resistividade elétrica é uminstrumento de perfilagem de poço militar de indução eletromagnética, talcomo descrito na Patente U.S. N0 5.452.761 emitida para Beard et ai. Oinstrumento de perfilagem de indução descrito na patente '761 de Beard in-clui várias bobinas receptora espaçadas a várias distâncias axiais de umabobina transmissora. Uma corrente alternada é passada através da bobinatransmissora, o que induz campos eletromagnéticos alternados nas forma-ções do terreno. Voltagens ou medições são induzidas nas bobinas recepto-ras, como resultado de um fenômeno de indução eletromagnética relaciona-do aos campos eletromagnéticos alternados. Um registro contínuo das vol-tagens forma curvas, as quais também são referidas como perfis de indução.Os instrumentos de indução que são compostos por múltiplos conjuntos debobinas receptoras são referidos como instrumentos de indução de arranjomúltiplo. Cada conjunto de bobinas receptoras juntamente com a transmis-sora é denominado um subarranjo. Assim, uma indução de arranjo múltiploconsiste em numerosos subarranjos e adquire medições com todos os su-barranjos.

As voltagens induzidas nas bobinas receptoras axialmente maisdistais são o resultado de fenômenos de indução eletromagnética que ocor- rem em um volume maior circundando o instrumento, e as voltagens induzi-das nas bobinas receptoras axialmente próximas são o resultado de fenô-menos de indução que ocorrem mais próximos do instrumento. Portanto,bobinas receptoras diferentes vêem uma fronteira de camada de formaçãocom diferentes contribuições de leito adjacente ou efeitos de leito adjacente. As bobinas receptoras espaçadas mais distantes vêem a fronteira de cama-da de formação a uma distância maior da fronteira do que as bobinas re-ceptoras espaçadas mais próximas o fazem. Como resultado, os perfis debobinas receptoras espaçadas mais distantes têm efeitos de leito adjacentemais longos do que os perfis de bobinas receptoras espaçadas mais próxi- mas. Os perfis de todas as bobinas receptoras formam um certo padrão.

Se as camadas não forem perpendiculares ao eixo geométricodo instrumento, a condutividade dos meios que circundam o instrumentopode variar em termos azimutais, fazendo com que as inferências sobre acondutividade das medições da voltagem de indução estejam em erro. Ummétodo para correção do erro é descrito na Patente U.S. N0 5.774.360 emiti-da para Xiao e Zhou. O método requer o ângulo de mergulho relativo comouma informação á priori. O ângulo de mergulho relativo é o ângulo entre oeixo geométrico do furo de poço e a normal do plano de acamamento. Devi-do ao fato de as camadas de formação também poderem estar inclinadas, oângulo de mergulho relativo é normalmente desconhecido, embora o desviodo furo de poço seja conhecido. A Patente U.S. N0 6.049.209 emitida paraXiao e Geldmacher ensina um outro método, que foi desenvolvido para ainterpretação de perfis de indução nos ambientes de inclinação relativa eanisotropia. O método requer o ângulo de mergulho relativo e o coeficientede anisotropia como uma informação a priori. O coeficiente de anisotropiapode ser definido como a relação entre a resistividade perpendicular aoacamamento e a resistividade paralela ao acamamento.

Uma limitação para os instrumentos conhecidos de perfilagemde poço de resistividade de indução eletromagnética é que eles incluem,tipicamente, bobinas transmissoras e bobinas receptoras enroladas de modoque os momentos magnéticos destas bobinas sejam substancialmente pa-ralelos apenas ao eixo geométrico do instrumento. As correntes parasitassão induzidas na formação do terreno a partir do campo magnético geradopela bobina transmissora e nos instrumentos de indução conhecidos ria téc-nica. Estas correntes parasitas tendem a fluir em laços no terreno, os quaissão substancialmente perpendiculares ao eixo geométrico do instrumento.

Voltagens, então, são induzidas nas bobinas receptoras relacionadas àmagnitude das correntes parasitas. Certas formações do terreno, contudo,consistem em camadas finas de materiais eletricamente condutores interca-ladas com camadas finas de material substancialmente não condutor. A res-posta do instrumento típico de perfilagem de poço de resistividade de indu-ção eletromagnética será grandemente dependente da condutividade dascamadas condutoras quando as camadas forem substancialmente paralelasao percurso de fluxo das correntes parasitas. As camadas substancialmentenão condutoras contribuirão apenas com uma pequena quantidade para aresposta geral do instrumento e, portanto, sua presença, tipicamente, serámascarada pela presença das camadas condutoras. As camadas não con-dutoras, contudo, são aquelas camadas as quais, tipicamente, portam hidro-carboneto e são as de maior interesse para o usuário do instrumento. Algu-mas formações do terreno, as quais poderiam ser de interesse comercial,portanto, podem ser desconsideradas pela interpretação de um perfil depoço feito usando-se os instrumentos de perfilagem de poço de resistividadede indução eletromagnética conhecidos na técnica.

A Patente U.S. N0 5.999.883 emitida para Gupta et aí. (a "pa-tente de Gupta"), cujo conteúdo é plenamente incorporado aqui como refe-rência, mostra um método para a determinação da condutividade horizontale vertical de formações do terreno anisotrópicas. As medições são feitascom sinais de indução eletromagnética induzidos por transmissores de indu-ção orientados ao longo de três eixos geométricos mutuamente ortogonais.Um dos eixos geométricos mutuamente ortogonais é substancialmente pa-ralelo ao eixo geométrico do instrumento de perfilagem. Os sinais de induçãoeletromagnética são medidos usando-se primeiros receptores, cada um ten-do um momento magnético paralelo a um dos eixos geométricos ortogonaise usando-se segundos receptores, cada um tendo um momento magnéticoperpendicular a um dos eixos geométricos ortogonais o qual também é per-pendicular ao eixo geométrico do instrumento. Um ângulo de rotação relativodo eixo geométrico perpendicular aos eixos geométricos ortogonais é calcu-lado a partir dos sinais de receptor medidos perpendiculares ao eixo geomé-tricô do instrumento. Um tensor de medição intermediário é calculado pelasmagnitudes de rotação dos sinais de receptor através de um negativo doângulo de rotação. Um ângulo de inclinação relativo de um dos eixos geo-métricos ortogonais, o qual é paralelo ao eixo geométrico do instrumento écalculado, a partir das magnitudes giradas, com respeito à direção da con-dutividade vertical. As magnitudes giradas são giradas através de um nega-tivo do ângulo de inclinação. A condutividade horizontal é calculada a partirdas magnitudes dos sinais de receptor após a segunda etapa de rotação.Um parâmetro de anisotropia é calculado a partir das magnitudes de sinal dereceptor após a segunda etapa de rotação. A condutividade vertical é calcu-lada a partir da condutividade horizontal e do parâmetro de anisotropia.

Çorreções de leito adjacente relacionadas ao efeito de forma-ções acima e abaixo da profundidade sendo avaliada também têm de seraplicadas aos dados. Os métodos para a feitura destas correções nos dadosadquiridos com ferramentas de perfilagem convencionais são bem conheci-dos na técnica.

Por exemplo, a Patente U.S. N0 5.446.654 de Chemali ensina aconversão de um perfil de resistividade como uma função da profundidadedo poço em uma curva retangularizada, de modo que as interfaces dos es-tratos adjacentes sejam localizadas, e um número adequado de iterações,um fator de correção sendo aplicado. O perfil retangular corrigido é obtidocom um coeficiente de correção computado a cada profundidade. Para cadacomputação, o impacto de todos os estratos em uma janela de profundidadeespecificada é considerado, enquanto os estratos além daquela janela sãosimplificados pela representação dos estratos além da janela com valores deleito equivalente único, para a redução do número de computações requeri-das. Isto, então, provê um perfil de resistividade, o qual é substancialmentelivre do efeito de leito adjacente.

O método da Patente U.S. N0 5.867.806 de Strickland et ai cor-rige o efeito de leito adjacente em perfis de resistividade de LWD através deinversão. O método seleciona uma ou mais profundidades de controle emum ou mais locais de cada um da pluralidade de leitos detectados na forma-ção. O método, então, estima a resistividade de cada leito apenas nas pro-fundidades de controle selecionadas para a produção de uma resistividadeestimada dos leitos. O método, então, computa um valor de perfil simuladoem cada profundidade de controle, usando-se uma estimativa atual da resis-tividade dos leitos. O perfil simulado em computador, então, é computadopara os dados reais de perfil entre os valores reais e os simulados nas pro-fundidades de controle. O método se repete, de forma iterativa, uma plurali-dade de vezes, até o perfil simulado substancialmente combinar com o perfilreal nas profundidades de controle.

Reservatórios eletricamente anisotrópicos são encontrados fre-qüentemente na exploração de hidrocarbonetos. Para uma estimativa desaturação acurada e ótima recuperação de hidrocarbonetos destes radios-sondas, é essencial detectar e descrever apropriadamente suas proprieda-des elétricas. Por exemplo, em seqüências laminadas de areia - folhelho ouareias com diferentes distribuições de tamanho de grão, a resistividade verti-cal (perpendicular ao acamamento) é mais indicativa do teor de hidrocarbo-neto do que a resistividade horizontal (paralela ao acamamento). Entretanto,a resposta medida por ferramentas convencionais de indução com seusmomentos de bobina transmissora - receptora orientados normais ao aca-mamento é dominada pela resistividade horizontal. Portanto, uma avaliaçãopetrofísica baseada nestes dados pode não considerar partículas hidrocar-bonetos presentes em areias laminadas ou subestimar sua produtividade.

O ângulo de mergulho de formação relativo é vital para uma in-terpretação apropriada e acurada de dados adquiridos pelo novo instrumentode indução de componente múltipla. Este instrumento de indução recémdesenvolvido compreende três arranjos de transmissor - receptor mutua-mente ortogonais. Estas configurações permitem que nós determinemos asresistividades horizontal e vertical para uma formação anisotrópica em furosde poço verticais, oblíquos e horizontais. Uma descrição de uma versão an-terior da ferramenta pode ser encontrada na Patente U.S. N0 6.147.496 paraBeard et al., cujo conteúdo é incorporado aqui como referência. Os trans-missores induzem correntes em todas as três direções espaciais e os re-ceptores medem os campos magnéticos correspondentes (Hxx, Hyy e Hzz).Nesta nomenclatura das respostas de campo, o primeiro índice indica a dire-ção do transmissor, o segundo índice denota a direção de receptor. Comoum exemplo, Hzz é o campo magnético induzido por uma bobina transmisso-ra na direção ζ e medido por um receptor na direção ζ. A direção ζ é para-leia ao furo de poço. Além disso, o instrumento mede todas as outras com-ponentes cruzadas dos campos magnéticos, isto é, Hxy, Hxz, Hyx, Hyz, Hzx eHzy.Os sinais adquiridos pelas bobinas receptoras principais (Hxx, Hyye Hzz) são usados para a determinação da resistividade horizontal e da verti-cal da formação. Isto é feito por técnicas de processamento inverso dos da-dos. Estas técnicas de processamento inverso dos dados automaticamenteajustam parâmetros de formação, de modo a se otimizar em um sentido demínimos quadrados a combinação de dados das respostas de ferramentasintética com dados medidos. As entradas requeridas neste processo sãouma informação acurada do mergulho relativo da formação e do azimuterelativo da formação. Esta informação pode ser derivada usando-se, alémdos sinais principais (Hxx, Hyy e Hzz) os dados das componentes cruzadas.

As ferramentas de indução convencionais compreendendo ape-nas configurações coaxiais de bobina transmissora - receptora não têmsensibilidade azimutal. Portanto, em um furo de poço horizontal, os dadosnão contêm informação sobre direcionalidade da formação. Não é possíveldistinguir se uma camada está acima ou abaixo do furo de poço a partirdestes dados apenas. Há uma necessidade de se ser capaz de determinar adirecionalidade da formação. Este conhecimento pode ser obtido usando-seum subconjunto ou todos as componentes cruzadas da nova ferramenta deindução de componente múltipla, e permite a determinação de direcionalida-de da formação.

Um outro exemplo de uso de ferramentas de resistividade decomponente múltipla é na navegação em reservatório anisotrópicos. Umexemplo do uso de resistividade é dado na Patente U.S. N0 RE35386 de Wuet ai, que tem a mesma cessionária que o presente pedido e cujo conteúdoé plenamente incorporado aqui como referência. É mostrado em Wu ummétodo para a detecção e o sensoriamento de fronteiras entre estratos emuma formação, durante uma perfuração direcional, de modo que a operaçãode perfuração possa ser ajustada para se manter a coluna de perfuração emum estrato selecionado que esteja presente. O método compreende a perfu-ração inicial de um poço deslocado a partir do qual a resistividade da forma-ção com a profundidade é determinada. Esta informação de resistividade,então, é modelada para se prover um perfil modelado indicativo da respostade uma ferramenta de resistividade em um estrato selecionado em uma di-reção substancialmente horizontal. Um poço direcional (por exemplo, hori-zontal), após isso, é perfurado, onde a resistividade é perfilada em temporeal e comparada com aquela da resistividade horizontal modelada, para adeterminação da localização da coluna de perfuração e, desse modo, o furode poço no estrato substancialmente horizontal. A partir disto, a direção deperfuração pode ser corrigida ou ajustada, de modo que o furo de poço sejamantido no estrato desejado. As medições de resistividade feitas em Wu sãofeitas com um instrumento de resistividade de propagação eletromagnética(EM) convencional. As medições feitas com a ferramenta de EM de propa-gação carecem de informação direcional.

Seria desejável ter um método de perfilagem em formações ani-sotrópicas que pudesse determinar um desvio de furo de poço em relaçãoao acamamento. Um método como esse, preferencialmente, deve ter umainformação de direcionalidade e ser adequado para uso em navegação emreservatório. A presente invenção satisfaz esta necessidade.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

A presente invenção é um método de determinação de um pa-râmetro de interesse de uma formação do terreno que tem uma pluralidadede camadas. Uma ferramenta de perfilagem é transportada para um furo depoço em uma camada selecionada na formação do terreno, o furo de poçotendo uma direção axial inclinada em um ângulo com uma normal às referi-das camadas. Em uma freqüência selecionada, uma pluralidade de medi-ções de resistividade de componente múltipla e/ou de arranjo indicativas doparâmetro de interesse é obtida. Usando-se o valor de resistividade obtidopara cada uma da pluralidade de camadas; as medições de componentemúltipla de resistividade são processadas para a obtenção do parâmetro deinteresse. Em uma modalidade preferida da invenção, o parâmetro de inte-resse é uma distância até uma fronteira entre um par de camadas. A ferra-menta de perfilagem pode ser transportada para o furo de poço em um cabode aço ou em uma coluna de perfuração. Os valores de resistividade obtidospodem vir de um furo de poço previamente perfurado.Em uma modalidade preferida da invenção, as medições decomponente principal são feitas, nas quais os eixos geométricos de bobinasão alinhados paralelos ou ortogonais ao eixo geométrico da ferramenta. Emmodalidades, alternativas da invenção, medições feitas com bobinas inclina-das em outros ângulos com o eixo geométrico da ferramenta podem serusadas; ou medições feitas através de uma cobertura de antena com fendasão feitas. Em qualquer caso, um número suficiente de medições indepen-dentes precisa ser feito, para se ser capaz de definir componentes principais.

Um modelo do terreno é definido a partir da resistividade previ-amente obtida. Usando-se o modelo do terreno e a resposta de ferramenta,valores de medição de componente múltipla esperados são preditos ao lon-go de uma trajetória de poço planejada. Diferenças entre as medições reaise as saídas do modelo podem ser usadas para alteração da direção de per-furação. Em uma modalidade da invenção, uma distância até uma fronteirade leito é determinada usando-se um indicador de distância. O indicador dedistância é baseado em combinações de medições de componente múltipla.Este indicador de distância pode ser usado na navegação de reservatóriopara manutenção do furo de poço a uma distância desejada de uma interfa-ce de fluido, tal como um contato de óleo - água.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A invenção é mais bem compreendida por uma referência àsfiguras a seguir, onde números iguais se referem a componentes iguais.

A FIGURA 1 descreve um esquema da nova ferramenta de in-dução de componente múltipla 3DEX.

A FIGURA 2 mostra um exemplo de dois casos simulados deformações horizontais.

A FIGURA 3 mostra um gráfico de uma seqüência típica de tur-bídito anisotrópico de seis níveis juntamente com as respostas das cincocomponentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 4 mostra um gráfico de uma seqüência isotrópica deseis níveis juntamente com as respostas das cinco componentes ao campomagnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 5 mostra um gráfico da seqüência da Figura 4 comresistividades alteradas na primeira camada de leito juntamente com as res-postas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 6 mostra um gráfico da seqüência da Figura 4 comresistividades alteradas na sexta camada de leito juntamente com as res-postas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 7 mostra um gráfico de uma seqüência de transiçãogradativa linearmente de três níveis juntamente com as respostas das cincocomponentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 8 mostra um gráfico de um leito espesso resistivointercalado entre dois leitos condutivos juntamente com as respostas dascinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 9 mostra um gráfico de um leito condutivo espessointercalado entre dois leitos resistivos com as respostas das cinco compo-nentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 10 mostra as cinco respostas de componente aocampo magnético de RF de 20 kHz aplicado, conforme a invenção é girada180 graus dentro de um furo de poço horizontal no segundo leito da Figura 4.

A FIGURA 11 mostra as cinco respostas de componente aocampo magnético de RF de 20 kHz aplicado, conforme a invenção é girada180 graus dentro de um furo de poço horizontal no segundo leito da Figura 4.

A FIGURA 12 mostra uma configuração de indução de 3DEX decomponente múltipla da invenção para poços verticais.

A FIGURA 13a mostra um gráfico de um modelo de resistividadede formação em relação à profundidade de perfilagem, com três intervalosde resistividade anisotrópica.

A FIGURA 13b mostra um modelo das respostas de Hxx e Hzzem materiais isotrópicos é anisotrópicos de Figura 13a.

A FIGURA 14 mostra uma configuração de indução de compo-nente múltipla da invenção para poços horizontais.

A FIGURA 15 mostra Uma configuração para um poço desviadoem uma formação do terreno.

A FIGiURA 16 é um fluxograma que ilustra algumas das modali-dades da presente invenção.

A FIGURA 17 mostra um gráfico dé um indicador de distânciapara um exemplo de modelo a uma freqüência de 20 kHz.

A FIGURA 18 mostra um gráfico de um indicador de distânciapara um exemplo de modelo a uma freqüência de 55 kHz.

As FIGURA 19a, 19b mostram o uso de uma cobertura de ante-na com fenda ou bobinas inclinadas com o método da presente invenção.

DESCRIÇÃO DA MODALIDADE PREFERIDA

A Figura 1 mostra a configuração de bobinas transmissoras ereceptoras em uma modalidade preferida do instrumento de perfilagem deindução (3DEX) 3Dexplorer™ de Baker Hughes. Os conceitos básicos doinstrumento de perfilagem foram descritos na patente de Gupta referenciadaacima. Três transmissores ortogonais 101, 103 e 105 que são referidoscomo os transmissores Tx, Tz e Ty são posicionados na ordem mostrada. Ostrês transmissores indicam campos magnéticos nas três direções espaciais.Os subscritos (x, y, z) indicam um sistema ortogonal substancialmente defi-nido pelas direções das normais aos transmissores. O eixo geométrico ζ éescolhido para ser ao longo do eixo geométrico longitudinal da ferramenta,enquanto o eixo geométrico χ e o eixo geométrico y são direções mutua-mente perpendiculares que ficam no plano transversal ao eixo geométrico.São correspondentes a cada transmissor 101, 103 e 105 receptores associ-ados 111, 113 e 115, referidos como os receptores Rx, Rz e Ry, alinhados aolongo do sistema ortogonal definido pelas normais ao transmissor, posicio-nados na ordem mostrada na Figura 1. Rx, Rz e Ry são responsáveis pelamedição dos campos magnéticos correspondentes Hxx, Hzz e Hyy. Neste sis-tema para denominação dos campos magnéticos, o primeiro índice indica adireção do transmissor e o segundo índice indica a direção do receptor.Além disso, os receptores Ry e R2 medem duas componentes cruzadas, Hxye Hxz, do campo magnético produzido pelo transmissor Tx (101). Deve sernotado, adicionalmente, que a descrição aqui com as bobinas ortogonais eum dos eixos geométricos paralelo ao eixo geométrico de ferramenta é parafins ilustrativos apenas. Componentes adicionais poderiam ser medidas e,em particular, as bobinas poderiam ser inclinadas em um outro ângulo alémde 0° ou 90° com o eixo geométrico da ferramenta e, mais ainda, não preci-sam ser ortogonais; desde que as medições possam ser "giradas" ou "pro-jetadas" nos três eixos geométricos ortogonais, a metodologia descrita aquié aplicável. Também podem ser feitas medições em uma pluralidade de fre-qüências, e/ou a uma pluralidade de distâncias de transmissor - receptor.

Como um exemplo da sensibilidade à direcionalidade da ferra-menta 3DEX, uma configuração de camada de leito ilustrada na Figura 2 eum valor de resposta são tabulados na Tabela 1.

Tabela 1

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A configuração na Figura 2 é compreendida por dois casos demeios de três camadas rotulados Caso 1 e Caso 2. Em ambos os casos, ascamadas médias 213 e 223 têm 1 m de espessura e têm uma resistividadehorizontal (Rh) de 4 Ω-m e uma resistividade vertical (Rv) de 10 Ω-m. NoCaso 1, a Rh e a Rv são ambas de 1 Ω-m na camada de topo 211 e de 2 Ω-m na camada de fundo 215. No Caso 2, as resistividades são intercambia-das em relação ao Caso 1, com Rh e Rv ambas iguais a 2 Ω-m na camadade topo 221 e 1 Ω-m na camada de fundo 225. Em ambos os casos, o mer-gulho relativo do furo de poço é de 90 graus (furo de poço horizontal) e oângulo de azimute é de 30 graus. A configuração é mostrada na Figura 15,com Tz apontando para fora da página, Tx (1501) alinhado com sua normalem um ângulo de 30° com a vertical, e Ty (1502) alinhado com sua normalem um ângulo de 60° com a vertical.

A Tabela 1 mostra as respostas dè campo magnético para oinstrumento 3DEX tomadas enquanto posicionado no meio da camada cen-tral. As respostas são normalizadas para um momento unitário de transmis-sor - receptor e são para uma freqüência de excitação de 20 kHz. As res-postas de campo normalizadas são em unidades A/m. Estes resultados sim-ples demonstram que, embora Hxx, Hyy e Hzz não sejam sensíveis à direcio-nalidade, as componentes Hxy e Hxz (mostradas em negrito na Tabela 1) sãosensíveis à direcionalidade em um furo de poço horizontal. Com este conhe-cimento, um praticante da técnica pode discriminar se uma camada estáacima ou abaixo da trajetória de furo de poço e, assim, pode usar o referidoconhecimento para fins de geodireção.

A Figura 3 mostra um caso (Caso 3) de uma seqüência de ca-mada de turbidito anisotrópica típica. A seqüência de Iitologia do topo até ofundo do modelo é folhelho, areia espessa, seguida por uma transição parauma seqüência de areia - folhelho anisotrópica eletricamente e de baixa re-sistividade. As resistividades desta estrutura de camada de leito são tabula-das na Tabela 2.Tabela 2

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É para ser notado que as Figura 3 a 9 não mostram respostasde ferramenta conforme uma ferramenta é movida ao longo de um furo depoço: em cada uma das figuras, o furo de poço é horizontal. O que é mos-trado é a resposta da ferramenta em uma posição fixa em um furo de poçohorizontal (ou altamente desviado) posicionado a uma distância variável comrespeito à interface de camada de resistividade de topo descrita pela curva"Camada". A seqüência contém seis camadas de leito gerais, a resistividadede todas as camadas sendo isotrópica, exceto pela quinta camada de leito.

A quinta camada anisotrópica (entre 4,572 e 7,62 m de profundidade) tem Rh= 1,5 Ω-m e Rv = 5 Ω-m. A ferramenta opera a múltiplas freqüências. Apenasa resposta a 20 kHz é mostrada aqui. Em leitos espessos, quando as frontei-ras estão a mais de 1,524 m da ferramenta, a resposta Hxz é zero (301). Aresposta Hxz começa a mostrar sensibilidade a uma fronteira de leito quandoaquela fronteira de leito estiver a até 1,524 m da ferramenta. Se a ferra-menta estiver se movendo a partir de uma região de baixa resistividade parauma região de alta resistividade, Hxz tem uma resposta negativa (303). Demodo similar, quando a ferramenta está se movendo a partir de uma regiãode alta resistividade para uma região de baixa resistividade, a resposta Hxz épositiva (305 e 307). Hzz experimenta uma deflexão positiva na camada deleito isotrópica (quinta) (310), mas experimenta uma deflexão maior confor-me a ferramenta entra na sexta camada de leito isotrópica (312).

Uma comparação pode ser feita entre o Caso 3 na Figura 3 e oCaso 4 na Figura 4. A Figura 4 mostra uma estrutura de camada de leito quetem uma resistividade quê é completamente isotrópica em todas as camadasde leito, incluindo uma quinta camada de leito isotrópica. As resistividadesdesta estrutura de camada de leito são tabuladas na Tabela 3. Compare osvalores em negrito face aos valores correspondentes na Tabela 2.

Tabela 3

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No Caso 4, Rv e Rh são ambas iguais a 1,5 Ω-m na quinta ca-mada de leito. A componente Hxz na Figura 4 não é substancialmente dife-rente da resposta Hxz na Figura 3, mesmo ao longo de transições para den-tro e para fora da quinta camada isotrópica. Aqui, contudo, há uma influêncianotável na componente Hzz conforme a ferramenta cruza a fronteira entre aquarta e a quinta camadas de leito. Uma comparação (310) na Figura 3 com(410) na Figura 4 mostra o efeito de amortecimento que a anisotropia tevesobre a componente Hzz.

A Figura 5 mostra uma seqüência de camada de leito com umavariação única no Caso 4 da Figura 4. As resistividades horizontal e verticalna primeira profundidade são iguais a 2 Ω-m na Figura 5, ao passo que asresistividades correspondentes são de 0,6 Ω-m na Figura 4. As roupas ínti-mas desta estrutura de camada de leito são tabuladas na Tabela 4.Tabela 4

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Na nova formação da Figura 5, correspondente às diferençasreduzidas nas resistividades da primeira e da segunda camadas de leito, hámenos deflexão da componente Hxz cruzando do primeiro leito para o se-gundo leito (503), se comparado com (403) na Figura 4. A magnitude da de-flexão negativa de Hzz (511) também é reduzida em relação a sua deflexão(411) na Figura 4.

A estrutura de camada de leito na Figura 6 mostra uma outra variação única na seqüência da Figura 4. Na Figura 6, o sexto nível de pro-fundidade tem Rh e Rv iguais a 2 Ω-m, onde a resistividade é de 0,8 Ω-m naFigura 4. As resistividades desta estrutura de camada de leito são tabuladasna Tabela 5.

Tabela 5

<table>table see original document page 17</column></row><table>Ao passo què, na Figura 4, a quinta camada de leito é mais re-sistiva do que a sexta camada de leito, na Figura 6 a sexta camada de leito émais resistiva em todas as direções do que a quinta camada de leito. Comoresultado, a deflexão de Hxz (607) é oposta à direção da deflexão na Figura 4(407) através desta fronteira. Conforme a ferramenta se move do quinto ní-vel para o sexto nível, a resposta da componente Hzz (610) também invertesua direção defletída em relação à Figura 4 (410).

A Figura 7 mostra uma região de transição linearmente gradativaa qual fica entre 0 e 3,048 metros entre um leito de resistividade comparati-vãmente baixa (1 Ω-m) e um leito de resistividade comparativamente alta (11Ω-m). As resistividades desta estrutura de camada de leito são tabuladas naTabela 6.

Tabela 6

<table>table see original document page 18</column></row><table>

Em todos os níveis, a resistividade é isotrópica. A deflexão deHxz depende do perfil de condutividade. No começo da zona de transição, adeflexão de Hxz (703) é grande, porque a inclinação do perfil de condutivida-de (o inverso da resistividade) é grande. No fim da zona, a inclinação decondutividade é menor e, portanto, Hxz (705) não detecta a transição para oterceiro leito. Novamente, a deflexão na região interia é negativa, porque aresistividade está aumentando.

A Figura 8 mostra um caso de um leito resistivo espesso inter-calado entre dois leitos condutivos. A seqüência corresponde a um nível detopo de folhelho, um nível de areia resistivo espesso médio e um nível defundo de folhelho. As resistividades desta estrutura de camada de leito sãotabuladas na Tabela 7.Tabela 7

<table>table see original document page 19</column></row><table>

A deflexão de Hxz (801) é negativa na fronteira a uma profundi-dade de 0 metro e tem a mesma ordem de magnitude que a deflexão cor-respondente na Figura 3. De modo similar, na fronteira entre os leitos a 7,62metros, a deflexão de Hxz (803) é positiva, conforme a ferramenta cruza paraa camada de resistividade mais baixa. As respostas Hzz também são con-sistentes com os resultados da Figura 4.

A Figura 9 mostra a situação inversa àquela da Figura 8, ondeuma camada de leito condutivo é intercalada entre duas camadas de leitoresistivas. As resistividades desta estruturas de camada de leito são tabula-das na Tabela 8.

Tabela 8

<table>table see original document page 19</column></row><table>

O sinal Hxz tem uma deflexão positiva (901) para a fronteira naqual a resistividade diminui com a profundidade e uma deflexão negativa(903) quando a resistividade aumentar com a profundidade.

As Figuras 10 e 11 mostram gráficos de curvas de resposta deum furo de poço horizontal centralizado no ponto médio (profundidade de1,524 m) da segunda camada de leito da Figura 4. Na posição horizontal, acamada acima tem resistividades diferentes daquelas da camada abaixo,tendo conseqüências para as respostas magnéticas. A profundidade da fer-ramenta é fixa, e a ferramenta é girada em torno de seu eixo geométricolongitudinal por uma variação de 180° do ângulo de face de ferramenta. NaFigura 10, a ferramenta é operada a 200 kHZ. Uma vez que a ferramenta éhorizontal, a componente Hzz (1001) é constante com a rotação, as compo-nentes Hyy (1003) e Hxx (1005) mostram uma variação com o ângulo de facede ferramenta e há um intercâmbio de seus valores em torno de um valormédio, conforme a ferramenta gira. Pode ser mostrado que a média de Hxx eHyy é uma constante independente de rotação. Entretanto, o mergulho daferramenta, a localização e o tipo de formação realmente afetam os valoresdas respostas. O período angular de variação senoidal com respeito à ori-entação angular azimutal relativa de Hxx e Hyy é metade de uma rotação(180°). Da mesma forma, Hxz (1Ò07) e Hyz (1009) também oscilam, mas têmum período de uma vez por uma rotação completa (360°).

O gráfico na Figura 11 resulta da mesma configuração física quena Figura 10, exceto pelo fato de a ferramenta estar operando a 20 kHz. Ocomportamento de todas as componentes é similar àquele no Caso 10. Hyy(1103) e Hxx (1105) mostram uma periodicidade de 180° Da mesma forma,Hxz (1107) e Hyz (1109) também são periódicas por uma rotação completa(360°). A 20 kHz, a magnitude da resposta de sinal é menor do que a res-posta a 200 kHz. Também, na Figura 11, as magnitudes das componentesHxx (1105) e Hyy (1103) são maiores do que a magnitude da componente Hzz(1101).

A Figura 12 dá um esquema de uma configuração de indução decomponente múltipla 3DEX em um poço vertical. A formação compreendeuma série de camadas horizontais alternando-se entre areia (1220) com altaresistividade total (alta Rt) e folhelho (1222) com baixa resistividade total(baixa Rt). O furo de poço contém duas bobinas transmissoras para fins ilus-. trativos. A bobina superior (1201) cria uma resposta que se estende em umplano que contém uma linha vertical. Esta resposta poderia ser rotulada Hxxou Hyy e seria uma função de Rh e de Rv. A bobina inferior (1203) cria umaresposta (1213) que fica inteiramente em um plano horizontal. Esta respostapara Hzz seria uma função de Rh apenas.É mostrado na Figura 13a um modelo de resistividade de ummeio com resistividades horizontal e vertical denotadas por 1301a e 1301b.O modelo tem três intervalos anisotrópicos indicados como 1303, 1305 e13078, onde. a resistividade vertical Rv é maior do que a resistividade hori-zontal Rh. A Figura 13b mostra as respostas de condutividade aparente paraa componente Hxx (1311) no modelo anisotrópico da Figura 13a. Também émostrada a componente Hxx (1313) para o caso de um modelo de resistivi-dade que é isotrópico em todas as profundidades. A componente Hzz (1315)da resposta para um modelo isotrópico é a mesma para o modelo anisotró-pico. A partir da Figura 13b, as observações a seguir podem ser feitas sobreas respostas de resistividade para um poço vertical em uma formação ani-sotrópica: a resposta Hzz (1315) não responde a uma anisotropia na forma-ção, enquanto as curvas Hxx (1311, 1313) respondem. A resposta Hxx é su-primida por anisotropia. As respostas Hxx são bastante complicadas e podemmesmo inverter de sinal próximo de contrastes significativos de resistividade.A resposta Hxx pode ter picos em fronteiras de leito.

A Figura 14 mostra um esquema de uma configuração horizontalpara uma ferramenta de indução de componente múltipla. A orientação dostransmissores e receptores permanece fixa com respeito à ferramenta. Aferramenta de componente múltipla em uma configuração horizontal é sensí-vel à formação anisotrópica, à localização da ferramenta bem como à rota-ção da ferramenta em torno de seu eixo geométrico. Apenas a componenteH22 é insensível a uma rotação de ferramenta. Na configuração horizontal, amédia 0,5 * (Hxx + Hyy) é independente da rotação da ferramenta. As medi-ções Hzz e 0,5 * (Hxx + Hyy) são dependentes da formação e da localizaçãoda ferramenta e, assim, podem ser usadas para a determinação da distânciadas fronteiras de leito e para geodireção da invenção.

O método da presente invenção pode ser usado com dados ad-quiridos com um instrumento de perfilagem transportado em um cabo de açoe também com dados adquiridos usando-se um aparelho de medições en-quanto se perfura (MWD) transportado em um tubo de perfuração, tal comouma coluna de preferência ou uma tubulação flexível. Em particular, quandogsada com medições MWD1 esta informação direcional pode ser usada parao controle da direção de perfuração e para manutenção da posição do furode poço em relação aos leitos nas proximidades do furo de poço.

Com referência, agora, à Figura 15, um furo de poço 1426 (istoé, um poço direcional) é perfurado, o qual é inicialmente vertical e, após édirigido geralmente de forma horizontal em uma zona de produção (isto é,um leito de produção de hidrocarboneto 1417). A direção de penetração éindicada por 1428 e a rotação da coluna de perfuração 1414 é indicada por1430. Também são mostradas na Figura 15 formações não porosas 1416,1418. Para simplificação da ilustração, as bobinas de antena não são mos-tradas. A seleção da zona de produção pode ser baseada em uma informa-ção de poço previamente perfurado (não mostrado) ou em uma outra infor-mação geológica. Como ensinado em Wu, com base no poço previamenteperfurado, uma informação detalhada é obtida com referência à resistividadedas formações do terreno, particularmente nas proximidades da zona deprodução. Uma resposta de ferramenta modelada é obtida, a diferença sen-do que, na presente invenção, o modelo inclui resistividades vertical e hori-zontal de formações do terreno, e a resposta modelada inclui várias compo-nentes das medições; em contraste, o modelo em Wu inclui apenas umaresistividade única para cada camada, e a resposta modelada é aquela parauma ferramenta de resistividade de propagação múltipla (MPR). Com baseem uma comparação entre a resposta de ferramenta modelada e as medi-ções reais feitas no fundo de poço, o operador de perfuração pode ajustare/ou corrigir as operações de perfuração direcional para manter a perfuraçãoem um estrato desejado. A Figura 15 é um caso especial em que o ângulo θentre o furo de poço e a normal com as camadas eqüivale a 90°. Os exem-plos de uma modelagem como essa foram mostrados acima nas Figura 3 a11 e 13.

Um fluxograma de exemplo de como é o método da presenteinvenção é dado na Figura 16. Uma trajetória de poço planejada 1502 é ar-mazenada na memória de um processador (não mostrado), na superfície ouno fundo de poço. Com base nas medições prévias de resistividade, um mo-delo de terreno a priori é obtido, 1504, ao longo da trajetória planejada, eusando-se uma resposta de ferramenta conhecida 1506 a saída de modelo1508 é determinada. Além disso, dados em tempo real são obtidos, 1512,com referência à trajetória real do conjunto de perfuração. Estes dados emtempo real podem ser obtidos usando-se um dispositivo de navegação ade-quado, preferencialmente aquele mostrado na Patente U.S. N0 6.347.282 de

Estes, que tem a mesma cessionária que a do presente pedido, e cujo con-teúdo é plenamente incorporado aqui como referência. Medições reais feitascom a ferramenta de resistividade 3DEX 1514 são comparadas, 1516, com asaída de modelo e, com base em uma análise adicional 1522 dos dados, adireção de perfuração é ajustada, 1524. A análise leva em conta as posiçõesreais e desejadas do conjunto de perfuração na zona de produção. Váriosmétodos são discutidos abaixo. Com base nas mudanças na direção deperfuração, o modelo do terreno e a trajetória são atualizados 1520. Estaatualização pode incluir outras medições em tempo real 1518, tais comoaquelas a partir de outras ferramentas de perfilagem, que podem ser indica-tivas de condições reais na subsuperfície que podem ser diferentes de ummodelo de terreno a priori usado em 1504.

Em uma navegação em reservatório, um parâmetro em particu-lar de interesse é a distância a partir de uma interface selecionada. Umexemplo disto seria uma situação em que a distância a partir de uma interfa-ce de fluido, tal como uma interface de gás / óleo ou óleo / água, tem de sermantida em um valor especificado. Em uma modalidade opcional da inven-ção, esta distância é calculada 1510 e a perfuração é ajustada de modoconforme. A interface também pode ser uma fronteira de leito.

Como notado acima, há certas medições que são invariantescom respeito a uma rotação d ferramenta. Estas incluem Hzz, Hxx + Hyy e aquantidade V « η. (jma abordagem alternativa é realizar uma inver-são para combinação dos dados medidos com a resposta de modelo de ter-reno para a determinação da posição da ferramenta.

A resposta de V « η tem um valor máximo na fronteira ediminui a partir dali. Assim, se este valor aumentar, a ferramenta está seaproximando de uma fronteira e pode ser usado como um indicador rápidoda distância do próximo leito. Quando a orientação da ferramenta é tal que otransmissor X esteja apontando na direção de profundidade crescente, acomponente Hxz responde à fronteira de leito. Entretanto, nesta situação, acomponente Hyz é zero. Se a ferramenta for girada, de modo que o transmis-sor X esteja orientado em um ângulo φ, então, as componentes medidas po-dem ser giradas de volta para a direção de profundidade crescente pela ex-pressão «Η,π,αχΧφ)-HKsm(<tp) a modelagem indica que, quando a fer-ramenta está cruzando de uma região de resistividade mais alta para umade resistividade mais baixa, a polaridade de Hxz é oposta ao caso quando aferramenta está cruzando da resistividade mais baixa para a mais alta. As-sim, com o conhecimento da formação adquirido anteriormente, é possíveldeterminar se a ferramenta está se aproximando da fronteira acima ou abai-xo do leito de interesse pela polaridade e mudança na magnitude de Hxz.

Usando-se as componentes magnéticas medidas, nós podemoscomputar uma função objetiva, a qual é sensível ao parâmetro de interesse,por exemplo, uma fronteira de leito se aproximando, durante uma perfuraçãohorizontal: Um exemplo da função objetiva é:

<formula>formula see original document page 24</formula>

Aqui, /, k são índices inteiros. Os parâmetros α, β, r e s são constantes. Osíndicespeq representam a direção de componente (isto é, x, y, z). Deve serclara a relação funcional na qual o campo magnético sendo usado não estálimitado à forma racional acima. Há muitas outras funções, as quais podemser construídas dependendo de qual parâmetro físico estiver sendo investi-gado. Estas funções podem usar os campos magnéticos em suas formascomplexas ou suas componentes reais e/ou em quadratura. Ainda, estaspodem ser expandidas em uma série de Taylor ou de Maclaurin, para o cál-culo do parâmetro de interesse de forma explícita ou implícita. Deve ser no-tado que as medições feitas com ferramentas de resistividade de propaga-ção também podem ser tratadas usando-se esta formulação. Um exemplode g (■) é a função logarítmica natural escalonada "-20 Iog (x)" comumenteusada para o cálculo da atenuação em decibéis e fase em radianos. Deveser claro que a função escolhida aqui é meramente um exemplo ilustrativo enão está limitada a isto. No caso de indução ou da ferramenta tipo de propa-gação, muitas outras funções são possíveis, dependendo da sua sensibili-dade aos parâmetros de interesse.

Um exemplo específico da função objetiva é:

<formula>formula see original document page 25</formula>

Na expressão acima, a componente em quadratura de cada um dos camposmagnéticos é usada. A vantagem da função acima é que ela é independentedo ângulo ou da rotação da ferramenta, e usa várias medições para a nor-malização do valor para ficar entre 0 e 1. Ela é uma forte função da distânciad da fronteira de leito, quando a ferramenta está em uma certa distância e,assim, pode ser calculada como um indicador de distância. Como um exem-plo para a situação em que há uma fronteira de leito entre dois meios espa-ços de 1 Ω-m e 2 (ou 20 ou 200) Ω-m a função acima está próxima de zeroquando a ferramenta está em um poço horizontal ou quase horizontal e estámais de 4 metros longe. Conforme a ferramenta se aproxima da fronteira deleito a partir de cima ou de baixo, a função aumenta de valor até atingir umvalor máximo na fronteira. O valor máximo depende do contraste. A Figura17 mostra um gráfico da função objetiva acima computada para operação daferramenta a 20 kHz. A abscissa é a distância até a fronteira de leito e a or-denada é o indicador de distância. A curva 1602 é para uma resistividade de200 Ω-m, a curva 1604 é para uma resistividade de 20 Ω-m, enquanto a1606 é para uma resistividade de 2 Ω-m.São mostrados na Figura 18 gráficos similares de um indicadorde distância a uma freqüência de 55 kHz, com as curvas 1652, 1654 e 1656correspondendo a valor de resistividade de 200 Ω-m, 20 Ω-m e 2 Ω-m, res-pectivamente. É valioso notar que, quando o leito é altamente resistivo (200Ω-m), o indicador de distância é sensível à fronteira de leito, mesmo a umadistância de 10 m, tornando a medição adequada para navegação em reser-vatório, quando o objetivo for manter uma distância fixa de um contato óleo -água ou de um contato gás - água.

Uma súbita mudança no perfil de outra forma suave pode indicarque a hipótese de uma estrutura e propriedades de material em camadaspode ter sido violada. Pode haver falhas previamente desconhecidas ou umdeslizamento da formação.

As expressões acima assumem a capacidade de se mediremvárias das quantidades Hxx, Hxy, Hx2, Hyx, Hyy, Hyz, Hzx, Hzy, Hzz explicitamen-te. Entretanto, isto nem sempre é essencial, especialmente no caso em quea ferramenta está girando. Em ferramentas de MWD, os mesmos sensorespodem fazer algumas das medições durante uma rotação, desde que asmedições sejam feitas de ângulo de face de ferramenta. Por exemplo, Hyzpode ser obtida a partir do sensor o qual mede Hxz, quando ele tiver girado90°. Da mesma forma, Hyy pode ser obtida a partir do sensor medindo Hxx,após uma rotação de 90°. Assim, em um ambiente de MWD, é possívelcomputar as mesmas funções dos campos magnéticos, desde que pelo me-nos três medições Hzz, Hxx e Hxz em um ângulo de rotação diferente da fer-ramenta estejam disponíveis. Como um exemplo, o indicador de distânciaacima pode ser reescrito como:

<formula>formula see original document page 26</formula>

onde:<formula>formula see original document page 27</formula>

Assim, a análise pode ser baseada em uma média das mediçõesfeitas durante uma rotação do conjunto de fundo de poço. Especificamente,a equação 4a define uma norma L2 das medições correspondentes.

Na discussão acima, as quantidades Hxx, Hxy, Hxz, Hyx, Hyy, Hyz,Hzx, Hzy, Hzz foram assumidas como tendo sido feitas pelo uso do arranjo debobina ortogonal principal com uma alinhada ao longo do eixo geométrico daferramenta e as outras duas perpendiculares ao eixo geométrico e uma àoutra. Entretanto, não é essencial que isto seja assim. As medições reaispodem ser feitas por bobinas inclinadas ou bobinas não ortogonais. Alterna-tivamente, elas podem ser obtidas a partir de antenas com fendas, distribuí-das ao longo do corpo da ferramenta e sendo inclinadas em ângulos apro-priados para se permitirem as medições de componentes específicas. Nes-tes casos, em que medições são obtidas por antenas orientadas em outrasdireções além das direções de eixo geométrico principal, um número sufici-ente de componentes precisa ser medido de modo que elas possam ser gi-radas de volta para as direções principais, ou para qualquer outro sistemacoordenado adequado para interpretação de dados. Um exemplo de fendasinclinadas 1702, 1704, 1706 é mostrado na Figura 19a. Um exemplo de umabobina inclinada é mostrado na Figura 19b. Também deve ser notado que,ao invés de uma cobertura de antena com fenda, as medições também po-dem ser feitas através de uma antena substancialmente não condutora.

Retornando, agora, à Figura 16, em uma modalidade opcionalda invenção, as medições são feitas usando-se um dispositivo com cabo deaço. Assim, não há nenhuma alteração de direção de perfuração. Entretanto,a completação do furo de poço é feita 1526 com base na comparação e naanálise, ou com base na distância estimada.Além das medições de componente múltipla, o método da pre-sente invenção também pode ser usado com medições de componente múl-tipla de arranjo múltiplo feitas com uma pluralidade de distâncias de trans-missor - receptor. Uma metodologia para a interpretação de medições dearranjo múltiplo convencionais é mostrada na Patente U.S. N0 6.308.136 deTabarovsly et ai, que tem a mesma cessionária que a da presente invenção,e cujo conteúdo é plenamente incorporado aqui como referência.

O método da presente invenção também pode ser usado commedições de outros tipos de ferramentas de resistividade, tal como um dis-positivo de resistividade de propagação.

São incluídas na presente invenção certas operações que foramusadas na técnica anterior com respeito a ferramentas de perfilagem con-vencionais. Uma destas é a operação de calibração, onde uma corrente ouvoltagem medida é relacionada a uma condutividade (ou a uma resistivida-de), usando-se uma relação da forma:

HMlT = aHMT<nv+b

Uma outra etapa que é necessária na presente invenção é aquela de corre-ção de temperatura; isto é mais importante para uma aplicação de LWD doque para um dispositivo com cabo de aço, onde a temperatura teve tempode atingir um equilíbrio.

Embora a exposição precedente seja dirigida às modalidadespreferidas da invenção, várias modificações serão evidentes para aquelesversados na técnica. Pretende-se que todas as variações no escopo e noespírito das reivindicações em apenso estejam englobadas pela exposiçãoprecedente.

Claims (37)

1. Método de determinação de um parâmetro de interesse deuma formação do terreno tendo uma pluralidade de camadas, o métodocompreendendo:(a) o transporte de uma ferramenta de perfuração para um furode poço em uma camada selecionada na referida formação, o referido furode poço tendo uma primeira direção axial inclinada em um ângulo com umanormal às referidas camadas;(b) a obtenção, a uma freqüência selecionada, de uma pluralida-10 de de medições de resistividade de componente múltipla indicativas do refe-rido parâmetro de interesse;(c) a obtenção de um valor de resistividade para cada uma dareferida pluralidade de camadas; e(d) o processamento da referida pluralidade de medições decomponente múltipla usando-se a referida resistividade obtida para a referi-da pluralidade de camadas e a determinação a partir dali do referido parâ-metro de interesse.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, onde as referidasmedições de componente múltipla ainda compreendem pelo menos umadentre (i) medições de freqüência múltipla, e (ii) medições de arranjo feitascom uma pluralidade de distâncias de transmissor - receptor.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, que ainda compre-ende:(i) a obtenção de uma das referidas medições de componentemúltipla usando-se uma combinação selecionada de transmissor - receptor;(ii) a rotação da referida ferramenta de perfilagem, e(iii) a obtenção de uma outra da referida pluralidade de mediçõesde componente múltipla usando-se a referida combinação selecionada detransmissor - receptor.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, onde o referido pa-râmetro de interesse compreende uma distância até uma fronteira entre umpar da referida pluralidade de camadas.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, que ainda compre-ende a realização do referido transporte em um cabo de aço.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, que ainda compre-ende a realização do referido transporte em um conjunto de fundo de furoincluindo um dispositivo de perfuração.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, onde a referida fer-ramenta de perfilagem tem uma pluralidade de bobinas que são paralelas aou ortogonais a um eixo geométrico da ferramenta de perfilagem, e onde areferida pluralidade de medições de componente múltipla é selecionada apartir do grupo que consiste em (i) uma medição de Hxx, (ii) uma medição deHxy, (iii) medição de Hxz, (iv) medição de Hyx, (v) medição de Hyy, (vi) medi-ção de Hyz, (vii) medição de Hzx, (viii) medição de Hzy. (ix) medição de Hzz.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, onde a referida plu-ralidade de bobinas está inclinada em um outro ângulo além de O0 ou 90°com um eixo geométrico da ferramenta de perfilagem.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, onde as referidasmedições de componente múltipla são selecionadas de modo a serem capa-zes de definirem uma pluralidade de medições selecionadas a partir do gru-po que consiste em (i) uma medição de Hxx, (ii) uma medição de Hxy, (iii)medição de Hxz, (iv) medição de Hyx, (v) medição de Hyy, (vi) medição de Hyz,(vii) medição de Hzx, (viii) medição de Hzy, (ix) medição de Hzz.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, onde a referidaferramenta de perfilagem compreende uma pluralidade de fendas que sãoinclinadas em um outro ângulo além de O0 ou 90° com um eixo geométricoda ferramenta de perfilagem, e onde as referidas medições de componentemúltipla são selecionadas de modo a serem capazes de definirem uma plu-ralidade de medições selecionadas a partir do grupo que consiste em (i) umamedição de Hxx, (ii) uma medição de Hxy, (iii) medição de Hxz, (iv) medição deHyx, (v) medição de Hyy, (vi) medição de Hyz, (vii) medição de Hzx, (viii) medi-ção de Hzy, (ix) medição de Hzz.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, onde a obtençãodo referido valor de resistividade para cada uma da referida pluralidade decamadas compreende fazer uma medição de resistividade em um furo depoço perfurado anteriormente.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, onde o referidoprocessamento ainda compreende pelo menos um dentre:(i) usar uma trajetória de poço planejada, (ii) usar um modelo deterreno a priori, (iii) comparar uma saída esperada de um modelo de terrenocom um valor real de uma da referida pluralidade de medições de compo-nente múltipla obtidas, (iv) determinar uma distância até uma fronteira entreum par da referida pluralidade de camadas.

13. Método, de acordo com a reivindicação 2, onde determinar areferida distância ainda compreende determinar uma função objetiva combase na referida pluralidade de medições de componente múltipla.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, onde a referidafunção objetiva é da forma:onde fé a função objetiva e os Afs são as medições de componente múlti-pla.

15. Método, de acordo com a reivindicação 14, onde determinara referida distância compreende usar o referido valor determinado da funçãoobjetiva e os referidos valores de resistividade obtidos.

16. Método, de acordo com a reivindicação 1, que ainda com-preende obter a uma freqüência adicional uma pluralidade de medições decomponente múltipla indicativas do referido parâmetro de interesse.

17. Método, de acordo com a reivindicação 6, que ainda com-preende alterar uma direção de perfuração do referido dispositivo de perfu-ração com base, pelo menos em parte, em uma distância determinada atéuma fronteira entre um par da referida pluralidade de camadas.

18. Método, de acordo com a reivindicação 5, que ainda com-preende completar o referido furo de poço com base pelo menos em parteno referido parâmetro determinado de interesse.

19. Método, de acordo com a reivindicação 6, que ainda com-preende fazer a referida pluralidade de medições enquanto o referido con-junto de furo de poço estiver girando.

20. Método, de acordo com a reivindicação 19, que ainda com-preende a definição de uma função de duas da referida pluralidade de medi-ções que é substancialmente invariante com a referida rotação do referidoconjunto de fundo de poço.

21. Método, de acordo com a reivindicação 20, onde a referidafunção é uma norma L2 de uma da referida pluralidade de medições.

22. Método, de acordo com a reivindicação 19, onde a referidafunção é uma soma de duas da referida pluralidade de medições.

23. Método, de acordo com a reivindicação 2, onde a referidafronteira compreende um dentre (i) um contato óleo - água, (ii) um contatogás - óleo e (iii) um contato gás - água.

24. Método, de acordo com a reivindicação 17, onde o referidoparâmetro de interesse compreende uma distância até uma fronteira entreum par da referida pluralidade de camadas, e alterar a referida direção deperfuração ainda compreende manter o referido conjunto de fundo de poço auma distância substancialmente constante em relação à referida fronteira.

25. Método, de acordo com a reivindicação 24, onde a referidafronteira compreende um dentre (i) um contato óleo - água, (ii) um contatogás - óleo e (iii) um contato gás - água.

26. Método, de acordo com a reivindicação 1, onde pelo menosuma da referida pluralidade de camadas é anisotrópica.

27. Método, de acordo com a reivindicação 2, onde (a) a (d) sãorepetidas a uma pluralidade de camadas diferentes até a referida interface, ométodo ainda compreendendo usar uma descontinuidade na referida funçãoobjetiva como um indicador de uma falha na subsuperfície.

28. Método de perfuração de um furo de poço em uma formaçãode terreno, o método compreendendo:(a) o transporte de uma ferramenta de perfilagem em um con-junto de fundo de poço (BHA) para o referido furo de poço em uma camadaselecionada na referida formação, o referido furo de poço tendo uma primei-ra direção axial inclinada em um ângulo com a normal às referidas camadas,o referido BHA incluindo um dispositivo para perfuração do furo de poço;(b) o uso da referida ferramenta de perfilagem para a obtençãode uma pluralidade de medições de resistividade de componente múltiplaindicativas de resistividades da referida formação do terreno em uma vizi-nhança do referido furo de poço;(c) a comparação da referida pluralidade de medições de resisti-vidade de componente múltipla com valores esperados das referidas medi-ções obtidas a partir de um modelo; e(d) o controle de uma direção de perfuração do referido disposi-tivo de perfuração no referido BHA, em resposta à referida comparação.

29. Método, de acordo com a reivindicação 28, onde o referidomodelo inclui valores de resistividade predeterminados das referidas resisti-vidades da referida formação do terreno.

30. Método, de acordo com a reivindicação 29, onde os referidosvalores de resistividade predeterminados são obtidos a partir de um dentre(i) um furo de poço previamente perfurado, e (ii) uma informação geológica.

31. Método, de acordo com a reivindicação 28, onde as referidasmedições de componente múltipla ainda compreendem pelo menos umadentre (i) medições de freqüência múltipla e (ii) medições de arranjo feitascom uma pluralidade de distâncias de transmissor - receptor.

32. Método, de acordo com a reivindicação 28, que ainda com-preende:(i) a obtenção de uma das referidas medições de componentemúltipla usando-se uma combinação selecionada de transmissor - receptor;(ii) a rotação da referida ferramenta de perfilagem, e(iii) a obtenção de uma outra da referida pluralidade de mediçõesde componente múltipla usando-se a referida combinação selecionada detransmissor - receptor.

33. Método, de acordo com a reivindicação 28, onde o controleda referida direção de perfuração ainda compreende manter o referido BHAa uma distância desejada de uma interface na formação do terreno.

34. Método, de acordo com a reivindicação 33, onde a referidainterface é selecionada a partir do grupo que consiste em (i) uma fronteira deleito, (ii) uma interface de óleo - água, (iii) uma interface de óleo - gás e (iv)uma interface de gás - água.

35. Método, de acordo com a reivindicação 28, onde a referidaferramenta de perfilagem tem uma pluralidade de bobinas que são paralelasa ou ortogonais a um eixo geométrico da ferramenta de perfilagem, e onde areferida pluralidade de medições de componente múltipla é selecionada apartir do grupo que consiste em (i) uma medição de Hxx, (ii) uma medição deHxy, (iii) medição de Hxz, (iv) medição de Hyx, (v) medição de Hyy, (vi) medi-ção de Hyz, (vii) medição de Hzx, (viii) medição de Hzy, (ix) medição de Hzz.

36. Método, de acordo com a reivindicação 28, onde a referidapluralidade de bobinas está inclinada em um outro ângulo além de O0 ou 90°com um eixo geométrico da ferramenta de perfilagem.

37. Método, de acordo com a reivindicação 36, onde as referidasmedições de componente múltipla são selecionadas de modo a serem capa-zes de definirem uma pluralidade de medições selecionadas a partir do gru-po que consiste em (i) uma medição de Hxx, (ii) uma medição de Hxy, (iii)medição de Hxz, (iv) medição de Hyx, (v) medição de Hyy, (vi) medição de Hyz,(vii) medição de Hzx, (viii) medição de Hzy, (ix) medição de Hzz.