BR102013026258B1 - Método para avaliar a formação subterrânea de um furo de poço - Google Patents
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Abstract
método. métodos e sistemas para avaliar a formação subterrânea de um furo de poço são fornecidos. em uma modalidade, uma orientação geográfica de uma ferramenta de fundo de poço em relação à terra pode ser determinada. a ferramenta de fundo de poço pode incluir uma ferramenta de testemunhagem posicionada para extrair uma amostra de testemunho de uma formação da terra. a orientação da amostra de testemunho com relação à ferramenta de fundo de poço também pode ser determinada. além disso, com base na orientação geográfica da ferramenta de fundo de poço e na orientação da amostra de testemunhagem, uma orientação geográfica da amostra de testemunho com relação à terra pode ser determinada.
Description
[001] Poços são genericamente perfurados no solo ou leito do oceano para recuperar depósitos naturais de óleo e gás, bem como outros materiais desejáveis que estão retidos em formações geológicas na crosta da Terra. Poços podem ser perfurados utilizando uma broca de perfuração fixada na extremidade inferior de uma coluna de perfuração. Fluido de perfuração, ou lama, pode ser bombeado para baixo através da coluna de perfuração até a broca de perfuração. O fluido de lubrificação lubrifica e resfria a broca, e pode carregar adicionalmente fragmentos e cascalhos do furo de volta para a superfície.
[002] Em várias operações de exploração de gás e óleo, pode ser benéfico ter informações sobre as formações subsuperficiais que são penetradas por um furo de poço. Por exemplo, certos esquemas de avaliação de formação incluem medição e análise da pressão e permeabilidade da formação. Essas medições podem ser úteis na previsão da capacidade de produção e do tempo de vida de produção da formação subsuperficial.
[003] Durante uma operação de perfuração, pode ser desejável avaliar e/ou medir propriedades de formações encontradas, fluidos de formação e/ou gases de formação. Uma propriedade de exemplo é a pressão de mudança de fase de um fluido de formação, que pode ser uma pressão de ponto de bolha, uma pressão de ponto de orvalho e/ou uma pressão de início de asfalteno dependendo do tipo de fluido. Em alguns casos, uma coluna de perfuração é removida e uma ferramenta de cabo implantada no furo de poço para testar, avaliar e/ou amostrar a(s) formação(ões), gás(es) de formação e/ou fluido(s) de formação. Um aparelho e método para amostrar e avaliar o fluido também podem ser disponíveis com uma ferramenta de perfilagem durante perfuração (na sigla em inglês para logging while drilling, LWD) em uma coluna de perfuração.
[004] Embora ferramentas de teste de formação possam ser principalmente utilizadas para fazer medições e coletar amostras de fluido, outras ferramentas de fundo de poço podem ser utilizadas para coletar amostras de testemunho. Por exemplo, uma ferramenta de testemunhagem pode ser utilizada para obter uma amostra de testemunho da formação. Uma ferramenta de testemunhagem pode incluir uma broca de testemunhagem oca que é avançada para dentro da formação para definir uma amostra de testemunho que é, então, removida da formação. A amostra de testemunho pode ser, então, analisada na ferramenta no furo ou após ser transportada até a superfície, tal como para avaliar a capacidade de armazenagem de reservatório (porosidade) e a permeabilidade do material que compõe a formação que circunda o furo, a composição mineral e química dos fluidos e depósitos minerais contidos nos poros da formação, e/ou o teor de água irredutível contido na formação, entre outras coisas.
[005] Uma melhor compreensão das várias modalidades de método e sistema reveladas pode ser obtida quando a seguinte descrição detalhada é considerada em conjunto com os desenhos, nos quais:
[006] A figura 1 é um ambiente de cabo ilustrativo de acordo com uma ou mais modalidades.
[007] A figura 2 é um ambiente de perfuração ilustrativo de acordo com uma ou mais modalidades.
[008] A figura 3 é uma vista esquemática ilustrativa de uma coluna de ferramenta de acordo com uma ou mais modalidades.
[009] A figura 4 é um módulo de testemunhagem ilustrativo de acordo com uma ou mais modalidades.
[010] A figura 5 é uma vista esquemática ilustrativa de um furo de poço onde a ferramenta de testemunhagem pode ser ajustada através do ângulo de ferramenta de testemunhagem e orientação de broca de acordo com uma ou mais modalidades.
[011] A figura 6 é uma luva de testemunhagem ilustrativa de acordo com uma ou mais modalidades.
[012] A figura 7 é uma exibição gráfica ilustrativa de informações de uma orientação de testemunho de acordo com uma ou mais modalidades; e
[013] A figura 8 é um fluxograma ilustrando um método de obter uma amostra de testemunho de acordo com uma ou mais modalidades.
[014] A seguinte discussão é dirigida a várias modalidades da invenção. As figuras de desenho não estão necessariamente em escala. Certas características das modalidades podem ser mostradas exageradas em escala ou em forma de certo modo esquemática e alguns detalhes de elementos convencionais podem não ser mostrados no interesse de clareza e concisão. Embora uma ou mais dessas modalidades possam ser preferidas, as modalidades reveladas não devem ser interpretadas, ou de outro modo utilizadas como limitando o escopo da revelação, incluindo as reivindicações. Deve ser totalmente reconhecido que os ensinamentos diferentes das modalidades discutidas abaixo podem ser empregados separadamente ou em qualquer combinação apropriada para produzir resultados desejados. Além disso, uma pessoa versada na técnica entenderá que a seguinte descrição tem aplicação ampla, e a discussão de qualquer modalidade deve ser somente exemplar daquela modalidade, e não destinada a intimar que o escopo da revelação, incluindo as reivindicações, é limitado àquela modalidade.
[015] Certos termos são utilizados em toda a descrição e nas reivindicações que seguem para se referir a características específicas ou componentes. Como uma pessoa versada na técnica reconhecerá, pessoas diferentes podem se referir à mesma característica ou componente por nomes diferentes. Esse documento não pretende distinguir entre componentes ou características que diferem em nome, porém, não em função. As figuras de desenho não estão necessariamente em escala. Certas características e componentes da presente invenção podem ser mostradas exageradas em escala ou em forma de certo modo esquemática e alguns detalhes de elementos convencionais podem não ser mostrados em interesse de clareza e concisão.
[016] Na discussão a seguir e nas reivindicações, os termos “incluindo” e “compreendendo” são utilizados em um modo ilimitado, e desse modo devem ser interpretados como significando “incluindo, porém não limitado a...”. Além disso, o termo “acoplam” ou “acopla” é destinado a significar uma conexão indireta ou direta. Desse modo, se um primeiro dispositivo acoplar a um segundo dispositivo, essa conexão pode ser através de uma conexão direta, ou através de uma conexão indireta através de outros dispositivos, componentes e conexões. Além disso, como utilizado aqui, os termos “axial” e “axialmente” significam genericamente ao longo ou paralelo a um eixo geométrico central (por exemplo, eixo geométrico central de um corpo ou um orifício), enquanto os termos “radial” e “radialmente” significam genericamente perpendicular ao eixo geométrico central. Por exemplo, uma distância axial se refere a uma distância medida ao longo ou paralela ao eixo geométrico central, e uma distância radial significa uma distância medida perpendicular ao eixo geométrico central.
[017] A figura 1 representa um sistema de cabo de exemplo 100 de acordo com uma ou mais modalidades. O sistema de cabo 100 pode estar situado em terra (como mostrado) e/ou offshore. O sistema de cabo 100 pode incluir um conjunto de cabo 105 que pode ser utilizado para extrair amostras de testemunho de uma formação subterrânea F para a qual um furo de poço 110 foi perfurado.
[018] O conjunto de cabo 105 pode ser suspenso de uma sonda 112 no furo de poço 110 na extremidade inferior de um cabo de múltiplos condutores 115 que pode ser enrolado em um guincho (não mostrado) na superfície da Terra. Na superfície, o cabo 115 pode ser comunicativamente e/ou eletricamente acoplado a um sistema de controle e aquisição de dados 120. O sistema de controle e aquisição de dados 120 pode incluir um controlador 125 tendo uma interface para receber comandos de um operador de superfície. O sistema de controle e aquisição de dados 120 pode incluir ainda um processador 130 para controlar a extração e/ou armazenagem de amostras de testemunho pelo conjunto de cabo 105.
[019] O conjunto de cabo 105 pode ter um corpo alongado e/ou alojamento 140 e pode incluir também um módulo de telemetria 145 e/ou um módulo de testemunhagem 150. Embora o módulo de telemetria 145 seja mostrado como sendo implementado separado do módulo de testemunhagem de exemplo 150, o módulo de telemetria 145 pode ser alternativamente implementado pelo módulo de testemunhagem 150. Além disso, componentes, módulos e/ou ferramentas adicionais e/ou alternativos também podem ser implementados pelo conjunto de cabo 105.
[020] O módulo de testemunhagem 150 pode incluir uma ferramenta de testemunhagem seletivamente pivotável 155 tendo um conjunto de broca de testemunhagem 160. O conjunto de broca de testemunhagem 160 pode ser operado para obter uma amostra de testemunho a partir da rocha de formação F. O módulo de testemunhagem 150 pode também incluir uma área de armazenagem 165 configurada para armazenar amostras de testemunho tiradas da formação F. A área de armazenagem 165 pode ser configurada para receber testemunhos de amostra, a qual pode incluir ou não uma luva, caixa ou outro suporte. Um braço de braçadeira 170 pode ser fornecido para estabilizar o conjunto de cabo 105 no furo de poço 110 quando o conjunto de broca de testemunhagem 160 estiver operando. O braço de braçadeira 170 pode ser seletivamente controlado e/ou posicionado com um pistão 175 o qual pode ser ativado para engatar o braço 170 contra a superfície do furo de poço 110 para estabilizar o conjunto de cabo 105 dentro do furo de poço 110. Por exemplo, o braço 170 pode ser estendido até o lado do conjunto de cabo 105 tendo o conjunto de broca de testemunhagem 160 que é oposto ao braço de exemplo 170 engatado na superfície do furo de poço 110. Os métodos e aparelho para remover testemunhos a partir da ferramenta de testemunhagem 155 e/ou para colocar e/ou organizar os mesmos na armazenagem de exemplo 165 são descritos na patente norte-americana US 8.061.446, intitulada “Coring tool and method”, expedida em 22 de novembro de 2011, que é pela presente incorporada aqui a título de referência para todas as finalidades.
[021] O conjunto de broca de testemunhagem 160 pode incluir uma broca de perfuração oca que é comumente mencionada na indústria como uma broca de testemunhagem, que é avançada para a formação F de modo que material e/ou uma amostra que é comumente mencionada na indústria como uma amostra de testemunho, possa ser removida da formação F. Uma amostra de testemunho pode ser, então, transportada para a superfície, onde pode ser analisada para avaliar, entre outras coisas, a capacidade de armazenagem de reservatório (por exemplo, porosidade) e permeabilidade do material que compõe a formação F; a composição química e mineral dos fluidos e/ou depósitos minerais contidos nos poros da formação F; e/ou o teor de água irredutível do material de formação coletado. Entre outras coisas, as informações obtidas a partir da análise de uma amostra de núcleo também podem ser utilizadas para tomar decisões de exploração de formação e/ou produção.
[022] Operações de testemunhagem de fundo de poço genericamente estão compreendidas em duas categorias: testemunhagem axial e de parede lateral. Testemunhagem axial ou convencional envolve a aplicação de uma força axial para avançar uma troca de testemunhagem para o fundo do furo de poço 110. Testemunhagem axial pode ser realizada após uma coluna de perfuração ter sido removida ou manobrada a partir do furo de poço 110, e uma broca de testemunhagem rotativa com um interior oco para receber a amostra de testemunho é abaixada para o furo de poço 110 na extremidade da coluna de perfuração.
[023] Ao contrário, em testemunhagem de parede lateral o conjunto de broca de testemunhagem 160 pode ser estendido radialmente a partir do módulo de testemunhagem 150 e pode ser avançado através da parede lateral do furo de poço 110 para a formação F.
[024] A figura 2 representa um sistema de perfuração de poço de exemplo 200 de acordo com uma ou mais modalidades, que podem ser empregadas na margem (como mostrado) e/ou offshore. No sistema de perfuração de exemplo 200, o furo de poço 110 é formado na formação subsuperficial F por perfuração rotativa e/ou direcional. Uma coluna de perfuração 180 é suspensa dentro do furo 110 e tem uma composição de fundo (na sigla em inglês para botton hole assembly, BHA) 181 tendo uma broca de perfuração 182 em sua extremidade inferior. Um sistema de superfície inclui uma plataforma e conjunto de torre 183 posicionado sobre o furo 110. O conjunto 183 pode incluir uma mesa rotativa 184, um kelly 185, um gancho 186, e/ou um swivel rotativo 187. A coluna de perfuração 180 pode ser girada pela mesa rotativa 184, energizada por meio não mostrado, que engata o kelly 185 na extremidade superior da coluna de perfuração 180. A coluna de perfuração 180 pode ser suspensa a partir do gancho 186, que pode ser fixado em uma catarina (não mostrada) e através do kelly 185 e swivel rotativo 187, que permite rotação da coluna de perfuração 180 em relação ao gancho 186. Adicionalmente ou alternativamente, um sistema de acionamento superior e motor de fundo de poço, ou qualquer outro meio rotativo apropriado pode ser utilizado.
[025] O sistema de perfuração 200 pode incluir também fluido de perfuração 188, que é comumente mencionado na indústria como lama, armazenado em um depósito 189 formado no local de poço. Uma bomba 190 pode fornecer o fluido de perfuração 188 para o interior da coluna de perfuração 180 através de um orifício (não mostrado) no swivel 187, fazendo com que o fluido de perfuração 188 flua para baixo através da coluna de perfuração 180 como indicado pela seta direcional 191. O fluido de perfuração 188 pode sair da coluna de perfuração 180 através de cursos de água, bocais, jatos e/ou orifícios na broca de perfuração 182 e, então, circular para cima através da região de espaço anular entre o exterior da coluna de perfuração 180 e a parede do furo de poço 110, como indicado pelas setas direcionais 192 e 193. O fluido de perfuração 188 pode ser utilizado para lubrificar a broca de perfuração 182 e/ou carregar fragmentos e cascalhos de formação até a superfície, onde o fluido de perfuração 188 pode ser limpo e retornado ao depósito 189 para recirculação. O fluido de perfuração 188 pode ser também utilizado para criar uma camada de reboco (não mostrada) nas paredes do furo de poço 110. Deve ser observado que em algumas implementações, a broca de perfuração 182 pode ser omitida e a composição de fundo 181 pode ser transferida através de tubagem enrolada e/ou tubo.
[026] A BHA 181 pode incluir, entre outras coisas, qualquer número e/ou tipo(s) de ferramentas de fundo de poço durante perfuração, como qualquer número e/ou tipo(s) de módulos LWD (um dos quais é designado no numeral de referência 194), e/ou qualquer número e/ou tipo(s) de módulos MWD(sigla em inglês para mesurement while drilling, medições durante perfuração) (um dos quais é designado no numeral de referência 195), um sistema dirigível rotativo ou motor de lama 196 e/ou a broca de perfuração de exemplo 182.
[027] O módulo LWD 194 é alojado em um tipo especial de colar de perfuração, como sabido na técnica, e pode conter qualquer número e/ou tipo(s) de ferramenta(s) de perfilagem, ferramenta(s) de medição, sensor(es), dispositivo(s), ferramenta(s) de avaliação de formação, ferramenta(s) de análise de fluido, e/ou dispositivo(s) de amostragem de fluido. O módulo LWD 194 pode implementar o módulo de testemunhagem 150 descrito acima com relação à figura 1. Por conseguinte, o módulo LWD 194 pode implementar, entre outras coisas, a ferramenta de testemunhagem 155, o conjunto de broca de testemunhagem 160, e/ou a área de armazenagem 165, como mostrado na figura 2. Os módulos LWD iguais ou diferentes podem implementar capacidades para medir, processar e/ou armazenar informações, bem como o módulo de telemetria 145 para comunicar com o módulo MWD 195 e/ou diretamente com equipamento de superfície, como o sistema de aquisição de dados e controle 120. Embora um único módulo LWD 194 seja representado na figura 2, será também entendido que mais de um módulo LWD pode ser implementado.
[028] O módulo MWD 195 da figura 2 também é alojado em um colar de perfuração e contém um ou mais dispositivos para medir características da coluna de perfuração 180 e/ou a broca de perfuração 182. A ferramenta MWD 195 pode também incluir um aparelho (não mostrado) para gerar energia elétrica para uso pelo sistema de fundo de poço 181. Dispositivos de exemplo para gerar energia elétrica incluem, porém não são limitados a, um gerador de turbina de lama acionado pelo fluxo do fluido de perfuração, e um sistema de bateria. Dispositivos de medição de exemplo incluem, porém não são limitados a, um dispositivo de medição de peso na broca, um dispositivo de medição de torque, um dispositivo de medição de vibração, um dispositivo de medição de choque, um dispositivo de medição de prisão/escorregamento, um dispositivo de medição de direção e um dispositivo de medição de inclinação. Adicionalmente ou alternativamente, o módulo MWD 195 pode incluir um sensor de pressão anular, e/ou um sensor de raio gama natural. O módulo MWD 195 pode também incluir capacidades para medir, processar e armazenar informações, bem como para comunicar com o sistema de aquisição de dados e controle 120. Por exemplo, o módulo MWD 195 e o sistema de aquisição de dados e controle 120 podem comunicar informações de qualquer modo (isto é, enlace ascendente e enlace descendente) utilizando qualquer sistema de telemetria de dois sentidos passado, presente ou futuro como um sistema de telemetria de pulso de lama, um sistema de telemetria de tubo de perfuração com fio, um sistema de telemetria eletromagnético e/ou um sistema de telemetria acústico. Como mostrado na figura 2, o sistema de aquisição de dados e controle 120 da figura 2 pode também incluir o controlador 125 e/ou o processador 130 discutido acima com relação à figura 1. Deve ser também observado que a ferramenta de fundo de poço pode ser transferida para dentro do furo de poço através de tubagem de bobina ou qualquer outro meio de transferência apropriado.
[029] Com referência à figura 3, é ilustrada uma vista esquemática de uma coluna de ferramenta 300 de acordo com uma ou mais modalidades. A coluna de ferramenta 300 é suspensa em um furo de poço na extremidade de um cabo 302. O cabo 302 é enrolado em um guincho (não mostrado) na superfície da Terra. O cabo 302 pode fornecer energia elétrica para vários componentes incluídos na coluna de ferramenta 300 e/ou um enlace de comunicação de dados entre vários componentes na coluna de ferramenta 300 e um sistema de processamento e eletrônica de superfície (não mostrado). A coluna de ferramenta 300 compreende uma ferramenta de testemunhagem de parede lateral 314. A coluna de ferramenta 300 pode compreender também uma âncora e sub de energia 304, uma ferramenta de telemetria 306, uma ferramenta de inclinometria 308, uma ferramenta de imageamento perto do furo do poço 310, uma ferramenta de análise de litologia 312, e outras ferramentas de medição de formação como pressão de furo de poço, pressão de formação, resistividade, porosidade de nêutrons, raio gama azimutal, espectroscopia nuclear, espectrometria de raio gama natural, espectroscopia de captura elementar, densidade, efeito fotoelétrico, medições sigma, densidade de formação, composição mineral derivada de espectroscopia, medições de ressonância acústica/sônica, magnética.
[030] Descrições de exemplo da âncora e sub de energia 304 podem ser encontradas na patente US 7.784.564, que é incorporado aqui a título de referência na íntegra para todas as finalidades. Por exemplo, a âncora e o sub de energia 304 podem compreender duas seções. Uma primeira seção 307 pode compreender uma âncora 305 configurada para fixar a primeira seção com relação à parede de furo de poço 301, como mostrado, e um mecanismo de energia (não mostrado) para fazer translação controlavelmente e/ou girar uma segunda seção 309 através de um braço. A ferramenta de telemetria 306, a ferramenta de inclinometria 308, a ferramenta de imageamento perto de furo de poço 310, a ferramenta de litologia 312, outras ferramentas de medição, e/ou a ferramenta de testemunhagem 314 podem ser fixadas à segunda seção 309 da âncora e sub de energia 304. A âncora e sub de energia 304 também podem incluir um ou mais sensores (por exemplo, potenciômetros lineares) configurados para monitorar continuamente a posição da segunda seção 309 em relação à primeira seção 307. A âncora e o sub de energia 307 e 309 podem ser utilizados para colocar a broca de testemunhagem 316 para alinhamento posicional com características geológicas da formação, como uma camada de leito específico, que pode ser detectada, por exemplo, pela ferramenta de imageamento perto de furo de poço 310.
[031] A ferramenta de telemetria 306 pode compreender meios eletrônicos configurados para fornecer conversão de energia entre o cabo 302 e os múltiplso componentes na coluna de ferramenta 300, bem como fornecer comunicação de dados entre os meios eletrônicos de superfície e sistema de processamento e a coluna de ferramenta 300.
[032] A ferramenta de inclinometria 308 provê medições de inclinômetro e a orientação da ferramenta de inclinometria 308 é definida por pelo menos três parâmetros: (1) desvio de ferramenta, (2) azimute de ferramenta e (3) orientação relativa. A ferramenta de inclinometria 308 determina o eixo geométrico do sistema de ferramenta com relação à gravidade da Terra e campo magnético. Como os dois vetores são definidos no sistema de Terra, uma relação pode ser estabelecida entre a ferramenta de inclinometria 308 e sistemas da Terra. A ferramenta de inclinometria 308 pode compreender magnetômetros, acelerômetros e/ou outros sensores conhecidos ou desenvolvidos no futuro. Os dados fornecidos por esses sensores podem ser utilizados para determinar uma orientação de um eixo geométrico da coluna de ferramenta 300, como com relação à direção Norte magnética e/ou a inclinação da coluna de ferramenta 300 com relação ao campo gravitacional da Terra. Como exemplo, a ferramenta de inclinometria 308 pode utilizar tanto um inclinômetro de três eixos geométricos e um magnetômetro de três eixos geométricos para fazer medições para determinar esses parâmetros. O magnetômetro pode determinar Fx, Fy e Fz, e o inclinômetro pode determinar Ax, Ay e Az para a aceleração devido à gravidade. A partir destes valores, desvio, azimute e orientação relativa do furo de poço podem ser calculados. Por exemplo, a orientação do furo de poço pode ser determinada por alinhar o eixo geométrico de ferramenta com o eixo geométrico do furo de poço ou determinar a orientação da ferramenta com relação ao furo de poço e, então, ajustar as medições de ferramenta de inclinometria de modo correspondente.
[033] A ferramenta de imageamento perto de furo de poço 310 pode ser ou compreender uma ferramenta de imageamento de resistividade, por exemplo, como descrito nas patentes Norte-Americanas US 4.468.623; 6.191.588; e/ou 6.894.499, cada incorporada aqui a título de referência na íntegra para todas as finalidades. A ferramenta de imageamento perto de furo de poço 310 pode adicionalmente ou alternativamente compreender uma ferramenta de imageamento ultrassônica, como descrito na patente Norte-AmericanasUS 6.678.616, a íntegra da qual é incorporada aqui a título de referência para todas as finalidades. A ferramenta de imageamento perto do furo do poço 310 pode adicional ou alternativamente compreender uma ferramenta de imageamento NIR(sigla em inglês para near infrared, quase infravermelho) / óptica, como descrito na patente Norte- Americana US 5.663.559, a íntegra da qual é incorporada aqui a título de referência para todas as finalidades. A ferramenta de imageamento perto de furo de poço 310 pode adicionalmente ou alternativamente compreender uma ferramenta de imageamento dielétrica, como descrito na patente Norte-Americana US 4.704.581, a íntegra da qual é incorporada aqui a título de referência para todas as finalidades. A ferramenta de imageamento perto de furo de poço 310 pode adicionalmente ou alternativamente compreender uma ferramenta de imageamento NMR (sigla em inglês para nuclear magnetic ressonance, ressonância magnética nuclear), como descrito na publicação PCT 03/040743, a íntegra da qual é incorporada aqui a título de referência. A ferramenta de imageamento perto de furo de poço 310 pode ser utilizada juntamente com a âncora e sub de energia 304. Por exemplo, a âncora e sub de energia 307 e 309 podem ser acionadas para alinhar áreas de sentir da ferramenta de imageamento 310 com porções selecionadas da parede de furo de poço 301. Uma medição pode ser feita pela ferramenta de imageamento 310 em múltiplas posições ao longo da parede de furo de poço 301. Além disso, posições relativas da primeira e da segunda seções 307, 309 da âncora e sub de energia 304 também podem ser medidas com relação a cada das múltiplas posições medidas. Uma imagem de formação pode ser então produzida a partir das medições. Após a produção da imagem, características geológicas (por exemplo, leitos, fraturas, inclusões) podem ser identificadas.
[034] A ferramenta de litologia 312 pode compreender sensores de espectroscopia nuclear configurados para determinar concentrações de um ou mais elementos na formação. A ferramenta de litologia 312 pode ser implementada, por exemplo, como descrito nas patentes Norte-Americanas US 4.317.993 e/ou 5.021.653, as quais são ambas incorporadas aqui a título de referência na íntegra para todas as finalidades. A ferramenta de litologia 312 pode ser utilizada para fornecer adicionais sobre o teor de mineralogia das características geológicas detectadas na imagem produzida com a ferramenta de imageamento perto de furo de poço 310. Por exemplo, a âncora e ferramenta de energia 304 podem ser acionadas para alinhar sensores da ferramenta de litologia 312 com uma característica geológica específica. Uma medição pode ser tomada pela ferramenta de litologia 312 e concentrações de um ou mais elementos da característica geológica específica podem ser então determinadas.
[035] A ferramenta de testemunhagem de parede lateral 314 compreende uma seção de armazenagem de testemunho 320 e uma seção de perfuração 318. A seção de perfuração 318 compreende uma broca de testemunhagem 316 configurada para encaixar na ferramenta de testemunhagem 314 em uma posição retraída. A broca de testemunhagem 316 é configurada para estender além da superfície externa de corpo de conjunto de testemunhagem e para dentro da parede de furo de poço 301 (parede lateral) em uma posição estendida (mostrada). Além disso, a broca de testemunhagem é configurada para obter amostras de core em um ou mais ângulos que não são perpendiculares ao eixo geométrico longitudinal da ferramenta de testemunhagem de parede lateral 314.
[036] A figura 4 ilustra uma ferramenta de fundo de poço 421 de acordo com várias modalidades, detalhando a ferramenta de testemunhagem 423. A ferramenta de fundo de poço 421 compreende uma ferramenta de testemunhagem 423 tendo um motor 425 e uma broca de testemunhagem 427 operativamente acoplada ao motor 425. O motor 425 é fixado em uma extremidade da ferramenta de testemunhagem 423. O motor 425 pode ser disposto horizontalmente adjacente à broca de testemunhagem 427 (como mostrado) ou verticalmente adjacente (acima ou abaixo) da broca de testemunhagem 427. A broca de testemunhagem 427 é configurada para deslizar axialmente e girar com relação à ferramenta de testemunhagem 423. O motor 425 é configurado para acionar a broca de testemunhagem 427 de tal modo que a broca de testemunhagem 427 gira e penetra na formação para obter uma amostra de testemunho. A ferramenta de fundo de poço 421 compreende um alojamento de ferramenta 441 estendendo ao longo de um eixo geométrico longitudinal 400 da ferramenta 421. A ferramenta de testemunhagem 423 e uma área de armazenagem 461 são dispostas no alojamento de ferramenta 441. O alojamento de ferramenta 441 também compreende uma abertura de testemunhagem 443 definida na mesma.
[037] A ferramenta de fundo de poço 421 compreende braços de ligação de rotação 445 e um pistão de rotação 447 configurado para montar giratoriamente a ferramenta de testemunhagem 423 na ferramenta de fundo de poço 421. O pistão de rotação 447 é montado no alojamento de ferramenta 441 e é acoplado de forma pivotal aos braços de ligação de rotação 445. O pistão 447 pode ser acionado para estender e/ou retrair, no qual o movimento do pistão 447 pode ser transferido para os braços de ligação de rotação 445 para mover correspondentemente (por exemplo, girar) a ferramenta de testemunhagem 423. Como utilizado aqui, os termos “acoplado de forma pivotável” ou “conectado de forma pivotável” podem significar uma conexão entre dois componentes de ferramenta que permite movimento de pivotar ou girar relativo de um dos componentes com relação ao outro componente, porém pode não permitir movimento de translação ou deslizamento de um componente com relação ao outro.
[038] Como discutido acima, a broca de testemunhagem 427 é disposta na ferramenta de fundo de poço 421 de tal modo que a broca de testemunhagem 427 é móvel entre múltiplas posições com relação à ferramenta de fundo de poço 421, como entre posições de testemunhagem e uma posição de ejetar. Nas posições de testemunhagem, a broca de testemunhagem 427 é disposta adjacente à formação, de tal modo que a broca de testemunhagem 427 possa estender a partir da ferramenta de testemunhagem 423 e penetrar em uma parede da formação. A broca de testemunhagem 427 pode ser disposta substancialmente perpendicular ao eixo geométrico longitudinal 400 da ferramenta de fundo de poço 421, e/ou a broca de testemunhagem 427 pode ser disposta em um ângulo com relação ao eixo geométrico longitudinal 400 da ferramenta de fundo de poço 421 (de tal modo que a broca de testemunhagem 427 não seja disposta substancialmente perpendicular ao eixo geométrico longitudinal 400 da ferramenta de fundo de poço 421). A ferramenta de fundo de poço 421 inclui um sensor ou sensores para determinar o ângulo da broca de testemunhagem 427 com relação ao eixo geométrico longitudinal 400 da ferramenta 421. A medição de sensor combinada com a medição da ferramenta de inclinometria pode ser utilizada para determinar a orientação da ferramenta de testemunhagem 423, incluindo a orientação da broca de testemunhagem 427, com relação à formação.
[039] A ferramenta de fundo de poço 421 pode compreender ainda um sistema para manipular e/ou armazenar múltiplas amostras de testemunho, em combinação com a área de armazenagem 461 na qual amostras de núcleo podem ser armazenadas até que o conjunto de testemunhagem seja levado até a superfície. A área de armazenagem 461 pode conter múltiplas caixas para armazenar as amostras de testemunho coletadas.
[040] A ferramenta de fundo de poço 421 e componentes da mesma pode ser configurada para operar independentemente entre si. Por exemplo, a rotação da ferramenta de testemunhagem 423 pode ser independente da extensão e retração da broca de testemunhagem 427. Isto é, o sistema de rotação compreendendo os braços de ligação de rotação 445 e o pistão de rotação 447 pode operar independentemente do sistema de extensão compreendendo os braços de ligação de extensão 451 e o pistão de extensão 453. Desse modo, a broca de testemunhagem 427 pode estender e/ou retrair a partir da ferramenta de testemunhagem 423 independente da posição de rotação da ferramenta de testemunhagem 423. Como tal, a broca de testemunhagem 427 pode ser estendida e/ou retraída para capturar amostras de testemunho de uma formação em múltiplas posições e/ou múltiplos ângulos (como um ângulo através de um plano diagonal) com relação à ferramenta de fundo de poço 421. Essa independência permite que a broca de testemunham 427 capture amostras de testemunho em vários ângulos com relação à ferramenta de fundo de poço 421.
[041] Aqueles com conhecimento comum na técnica reconhecerão que, além das modalidades acima mostradas e descritas acima com relação a um conjunto de testemunhagem, outros arranjos e mecanismos podem ser utilizados para permitir que um conjunto de testemunhagem e/uma troca de testemunhagem se mova entre múltiplas posições em uma ferramenta sem se afastar do escopo da presente revelação. Exemplos adicionais de mecanismos que podem ser utilizados em uma ferramenta de testemunhagem são revelados nas patentes Norte-Americanas US 4.714.119, 5.667.025; e6.371.221, todas as quais são incorporadas aqui a título de referência na íntegra para todas as finalidades.
[042] A figura 5 ilustra uma vista esquemática de um furo de poço que demonstra um ou mais aspectos de acordo com várias modalidades. Uma ferramenta de testemunhagem, como aquelas descritas acima, disposta no furo de poço 500 pode compreender um eixo geométrico longitudinal 502 estendendo através do furo de poço 500, e pode incluir ainda uma direção de testemunhagem 504 para uma broca de testemunhagem. A direção de testemunhagem 504 pode ser disposta em um ângulo de testemunhagem desejado 506 com relação ao eixo geométrico 502, e a ferramenta de testemunhagem pode ter uma orientação de ferramenta de testemunhagem desejada 508, na qual a orientação de ferramenta de testemunhagem 508 pode ser medida em torno do eixo geométrico 502, como com relação a um campo magnético 510 no furo de poço 500 (como com relação à direção Norte magnético da Terra). Por conseguinte, com base nesses múltiplos graus de liberdade para a ferramenta de testemunhagem, como ângulo desejado 506 e orientação 508 para a ferramenta de testemunhagem, a ferramenta de testemunhagem pode ter uma direção de testemunhagem que pode ser capaz de alinhar com um local determinado (ou plano) de interesse 512, como um plano de acamamento na formação.
[043] A figura 6 é uma vista esquemática ilustrativa de uma luva estática que é fixada ao conjunto de broca de testemunhagem, de acordo com uma ou mais modalidades. A luva estática 600 da figura 6 inclui um flange 605 configurado para fixar a luva 600 ao conjunto de broca de testemunhagem. A luva de exemplo 600 pode compreender um ou mais elementos de retenção, um dos quais é designado no numeral de referência 610. Cada do(s) elemento(s) de retenção de exemplo 610 pode compreender um ou mais dispositivos de marcação. Como exemplo, o dispositivo de marcação pode incluir uma ou mais protuberância 615. A(s) protuberância(s) 615 pode ser configurada para criar uma marca, marcação ou entalhe no testemunho à medida que o conjunto de broca de testemunhagem é estendido para dentro da formação. À medida que a luva estática 600 é fixada à broca de testemunhagem, a posição da(s) marca(s), marcação(ões) e/ou entalhe(s) no testemunho são relacionadas à orientação relativa da formação da qual o testemunho é tirado e o eixo geométrico do conjunto de testemunhagem e, desse modo, o eixo geométrico do furo de poço. Em outras palavras, a(s) marca(s), marcação(ões) e/ou entalhe(s) são indicativos de planos horizontal e/ou vertical com relação ao eixo geométrico de furo de poço. Quando mais de uma protuberância 615 é implementada pela luva estática 605, as protuberâncias 615 podem ser rotacionalmente posicionadas, moldadas e/ou dispostas para permitir determinação não ambígua da orientação da amostra de testemunho com relação à formação. Tais marcações, marcas e/ou entalhes podem ser particularmente vantajosos ao tirar testemunhos em formações não isotrópicas ou anisotrópicas. Em tais casos, as propriedades do testemunho e/ou a formação podem depender da direção na qual são medidas. Quando os testemunhos são, por exemplo, analisados em um laboratório, as propriedades dos testemunhos obtidos podem ser medidas e/ou identificadas com relação à(s) marcação(ões), marca(s) e/ou entalhe(s) de orientação. Essas propriedades de testemunho podem ser então relacionadas a propriedades de formação que seriam medidas ao longo de direções relativas ao eixo geométrico de furo de poço, como, por exemplo, permeabilidade horizontal ou vertical. A(s) protuberância(s) 615 podem ser também utilizadas para agarrar o testemunho após o testemunho ser separado da formação.
[044] A figura 7 é uma exibição de orientação de testemunho de exemplo ilustrativo do furo de poço e amostra de testemunho de acordo com várias modalidades. O gráfico inclui um eixo geométrico-x que representa posição na direção-x e um eixo geométrico-y que representa posição na direção-y de um furo de poço de modelo. O eixo geométrico-z representa o diâmetro do furo de poço de modelo. Utilizando a combinação da orientação conhecida da amostra de testemunho com relação à ferramenta de fundo de poço 421 e a orientação conhecida da ferramenta de fundo de poço 421 com relação à formação, dados precisos sobre a posição e orientação da amostra de testemunho coletada em relação ao furo de poço são conhecidos. Para determinar a posição ou localização, a profundidade no poço (onde o testemunho é tirado) deve ser também considerada. A profundidade pode ser medida com o sistema de cabo ou qualquer outro meio apropriado. Por exemplo, informações sobre a amostra de testemunho são exibidas, como o número de rótulo de testemunho, ângulo azimute, ângulo de desvio, e comprimento de testemunho. Informações sobre o furo de poço também são apresentadas graficamente. Como opção, essas informações podem ser exibidas graficamente, como na figura 7, que mostra uma imagem da orientação do furo de poço 720 bem como a orientação da amostra de testemunho 704 com relação à formação. Adicionalmente, uma propriedade medida da formação, como porosidade, também pode ser exibida ao longo do furo de poço. Conhecendo a orientação da amostra de testemunho com relação à formação, a amostra de testemunho pode ser reorientada na posição que estava antes de ser removida do furo de poço utilizando a marcação na amostra de testemunho como uma referência.
[045] A capacidade de reorientar a amostra de testemunho é benéfica para avaliação de uma formação. Por exemplo, o conhecimento sobre a permeabilidade vertical de uma formação subterrânea que produz gás e óleo é às vezes útil para prever adequadamente o desempenho de produção de um reservatório de hidrocarboneto. O espaçamento de poços, a taxa de produção, procedimentos de estimulação e programas de manutenção de pressão para recuperação tanto primária como secundária são frequentemente baseadas até um grande ponto sobre uma determinação ou estimação de permeabilidade vertical.
[046] A razão de permeabilidade horizontal para vertical representa o contraste em permeabilidade entre os planos horizontal e vertical em uma formação (permeabilidade anisotrópica). Uma razão de permeabilidade horizontal para vertical grande indica uma permeabilidade vertical relativamente baixa, que cria uma queda de pressão maior próximo ao furo de poço devido ao componente vertical de fluxo.
[047] Por exemplo, um dos testes que podem ser realizados no testemunho de amostra é um teste de fluxo. Esse teste pode fornecer valores de porosidade e/ou permeabilidade da formação F a partir da qual o testemunho foi obtido. Esses valores são frequentemente utilizados juntamente com outros dados de avaliação de formação para estimar a quantidade de hidrocarboneto que pode ser potencialmente produzida a partir da formação ou otimizar estimulação da formação, como através de fraturamento hidráulico. Entretanto, deve ser reconhecido que a precisão do resultado de teste de fluxo pode ser sensível a ser capaz de reorientar a amostra de testemunho em relação à formação. Por fazer isso, os resultados de análises realizadas nas amostras de testemunho podem ser mais precisos, desse modo fornecendo melhor avaliação da formação e desse modo das reservas de hidrocarboneto.
[048] A figura 8 é um fluxograma que ilustra um método de acordo com uma ou mais modalidades. O método é para avaliar uma formação subterrânea e inclui abaixar (bloco 802) uma ferramenta de fundo de poço para dentro de um furo de poço. Por exemplo, como mostrado na figura 3, a coluna de ferramenta 300 pode ser abaixada dentro de um furo de poço em um cabo 302.
[049] A ferramenta de fundo de poço pode ser empregada para obter (bloco 804) medições da formação, como litologia de formação, pressão de furo de poço, pressão de formação, resistividade, porosidade de nêutron, raio gama azimutal, espectroscopia nuclear, espectroscopia de raio gama natural, espectroscopia de captura elementar, densidade, efeito fotoelétrico, medições de sigma, densidade de formação, composição mineral derivada da espectroscopia, medições de ressonância acústica/sônica, magnética, e similar. Além disso, a ferramenta de fundo de poço pode ser empregada para adquirir (bloco 806) imagens da formação utilizando técnicas como imageamento de resistividade, imageamento ultrassônico, imageamento NIR/óptico, imageamento dielétrico imageamento NMR, e similar. As medições e/ou imagens podem ser analisadas (bloco 808) para determinar uma área de interesse para obter uma amostra de testemunho.
[050] A orientação da ferramenta de testemunhagem para a área de interesse pode incluir determinar uma orientação de ferramenta de testemunhagem (bloco 810) com relação à formação e determinar um ângulo de inclinação de broca de testemunhagem (bloco 812) com relação ao eixo geométrico da ferramenta. O ângulo de inclinação e a orientação são determinados por comparar as dimensões conhecidas e posição da ferramenta com a posição desejada da ferramenta de testemunhagem no furo de poço necessária para obter uma amostra de testemunho a partir da área de interesse.
[051] Por exemplo, a ferramenta de inclinometria 308 pode ser empregada para determinar uma orientação tridimensional da ferramenta de fundo de poço e/ou ferramenta de testemunhagem em relação à Terra. Em uma modalidade, a ferramenta de inclinometria 308 pode incluir um magnetômetro para determinar uma posição de campo magnético da ferramenta de fundo de poço e um acelerômetro para determinar uma posição de campo magnético da ferramenta de fundo de poço e um acelerômetro para determinar uma posição de campo gravitacional da ferramenta de fundo de poço. Estas medições podem ser combinadas para determinar a orientação da ferramenta em relação à Terra. Além disso, a posição geográfica da ferramenta também pode ser determinada com base em uma profundidade da ferramenta de fundo de poço no furo de poço, que em certas modalidades pode ser medida com base em um comprimento de cabo ou comprimento de revestimento. Além disso, sensores na ferramenta de testemunhagem podem ser empregados para determinar o ângulo de inclinação da ferramenta de testemunhagem e/ou broca de testemunhagem com relação à ferramenta de fundo de poço.
[052] A ferramenta de testemunhagem é, então, ajustada (bloco 814) para a orientação de ferramenta de testemunhagem e ângulo de inclinação de broca de testemunhagem por ajustar a posição da ferramenta inteira no furo de poço a partir da superfície e/ou utilizar os braços de ligação de rotação 445 e o pistão de rotação 447 para ajustar o ângulo da broca de testemunhagem 427 em relação ao eixo geométrico de ferramenta 400.
[053] Após a posição de ferramenta de testemunhagem ser ajustada, a broca de testemunhagem é estendida (bloco 816) para dentro da formação para capturar uma amostra de testemunho. Por exemplo, como mostrado na figura 3, a broca de testemunhagem da ferramenta de testemunhagem 314 é estendida para dentro da formação. Durante ou após obtenção da amostra de testemunho, a amostra de testemunho é marcada (bloco 818) para indicar a orientação da amostra de testemunho obtida com relação à ferramenta. Por exemplo, como mostrado na figura 6, as protuberâncias 615 arranham a superfície externa da amostra de testemunho obtida. A marca indica a orientação da amostra de testemunho obtida com relação à ferramenta após a amostra de testemunho ser recuperada da ferramenta, que por sua vez pode indicar a posição rotacional do testemunho com relação à formação.
[054] A orientação da amostra de testemunho obtida com relação à ferramenta combinada com a orientação conhecida da ferramenta com relação à Terra, permite que uma posição geográfica e orientação da amostra de testemunho com relação à Terra sejam determinadas. Por exemplo, um controlador (por exemplo, sistema de controle 120) pode receber as informações de orientação a partir da ferramenta de fundo de poço e determinar a posição geográfica da amostra de testemunho. Em outra modalidade, a posição geográfica da amostra de testemunho pode ser determinada por um controlador localizado na ferramenta de fundo de poço ou localizada em um local fora, como um laboratório. O controlador também pode gerar uma representação gráfica do furo de poço e amostra de testemunho onde a amostra de testemunho é disposta na posição geográfica. Em certas modalidades, eixos geométricos x, y e z (por exemplo, onde o eixo geométrico x pode representar Norte, o eixo geométrico y pode representar Leste, e o eixo geométrico z pode representar profundidade) podem ser incluídos na representação gráfica, como mostrado na figura 7, para indicar a posição geográfica do furo de poço e amostra de testemunho. Além disso, em certas modalidades, uma ou mais propriedades da formação ou amostra de testemunho podem ser exibidas na representação gráfica. Por exemplo, o comprimento de testemunho, número de amostra de testemunho, profundidade de formação, desvio de furo de poço ou uma combinação dos mesmos, entre outros, podem ser mostrados na representação gráfica.
[055] A posição geográfica da amostra de testemunho permite que a amostra de testemunho seja reorientada na mesma posição direcional como estava quando foi obtida na formação utilizando a marcação como referência. Por exemplo, a reorientação pode incluir processar as medições de ferramenta de inclinometria para determinar e exibir em um monitor de computador a orientação da amostra de testemunho como estava quando foi obtida, incluindo possivelmente exibir a posição da marca na amostra de testemunho. Coordenadas de posição específicas para reorientar a amostra de testemunho são determinadas, e a amostra de testemunho pode ser reorientada como estava na formação quando obtida utilizando a marcação na amostra de testemunho como uma referência. Os testes na amostra de testemunho reorientada podem ser então feitos para determinar uma propriedade da formação, incluindo propriedades direcionais como teste de permeabilidade vertical e horizontal. Por exemplo, em certas modalidades, a amostra de testemunho pode ser testada para determinar propriedades de formação, e as propriedades determinadas podem ser baseadas pelo menos em parte na posição geográfica da amostra de testemunho em relação à Terra. Por exemplo, resultados de porosidade e/ou permeabilidade de um teste de fluxo podem depender dos resultados de teste de laboratório e da posição geográfica da amostra de testemunho, que podem indicar a direção de fluxo. Em certas modalidades, a direção de fluxo para executar um teste de fluxo pode ser determinada com base na posição geográfica da amostra de testemunho.
[056] Embora somente algumas modalidades de exemplo tenham sido descritas em detalhes acima, aqueles versados na técnica reconhecerão prontamente que muitas modificações são possíveis nas modalidades de exemplo sem se afastar materialmente dessa invenção. Por conseguinte, todas essas modificações pretendem ser incluídas no escopo dessa revelação como definido nas reivindicações a seguir. Nas reivindicações, frases de meio mais função pretendem cobrir as estruturas descritas aqui como executando a função mencionada e não somente equivalentes estruturais, como também estruturas equivalentes. Desse modo, embora um prego e um parafuso possam não ser equivalentes estruturais em que um prego emprega uma superfície cilíndrica para fixar partes de madeira juntas, ao passo que um parafuso emprega uma superfície helicoidal, no ambiente de fixar partes de madeira, um prego e um parafuso podem ser estruturas equivalentes. É a intenção expressa do requerente não invocar 35 U.S.C. § 112, parágrafo 6 para quaisquer limitações de quaisquer das reivindicações da presente invenção, exceto para aquelas nas quais a reivindicação expressamente utiliza as palavras “meio para” juntamente com uma função associada.
Claims (11)
1. Método, caracterizado pelo fato de que compreende:determinar uma orientação geográfica de uma ferramenta de fundo de poço em relação à Terra, em que a ferramenta de fundo de poço compreende uma ferramenta de testemunhagem de parede lateral posicionada para extrair uma amostra de testemunho de uma formação da Terra;determinar um ângulo de inclinação da ferramenta de testemunhagem com relação à ferramenta de fundo de poço;determinar uma orientação da amostra de testemunho com relação à ferramenta de fundo de poço com base no ângulo de inclinação;marcar a amostra de testemunho com um dispositivo de marcação conectado com uma luva estática;determinar, com base na orientação geográfica da ferramenta de fundo de poço e na orientação da amostra de testemunho, uma orientação geográfica da amostra de testemunho com relação à Terra; eexibir uma representação gráfica do furo de poço e da amostra de testemunho, em que uma imagem da amostra de testemunho com respeito ao furo de poço e à Terra, e em que a representação gráfica inclui um eixo geométrico x, um eixo geométrico y e um eixo geométrico z, em que o eixo geométrico z representa o diâmetro do furo de poço, e em que a representação gráfica exibe informação de testemunho que inclui: número de rótulo de testemunho, ângulo azimute, ângulo de desvio e comprimento de testemunho e informações de furo de poço que compreende porosidade.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma orientação geográfica de uma ferramenta de fundo de poço compreende medir uma posição de campo magnético da ferramenta de fundo de poço e medir uma posição de campo gravitacional da ferramenta de fundo de poço.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma orientação geográfica compreende determinar uma profundidade da ferramenta de fundo de poço em um furo de poço.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma orientação geográfica de uma ferramenta de fundo de poço compreende determinar uma orientação geográfica tridimensional.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma orientação de testemunhagem da amostra de testemunho compreende determinar um ângulo de uma broca de testemunhagem da ferramenta de testemunhagem.
6. Método, caracterizado pelo fato de que compreende:abaixar uma ferramenta de fundo de poço em um furo de poço, em que a ferramenta de fundo de poço compreende um alojamento, uma ferramenta de medição e uma ferramenta de testemunhagem de parede lateral posicionada para extrair uma amostra de testemunho a partir de uma formação;determinar uma orientação geográfica da ferramenta de fundo de poço com relação à Terra;determinar um ângulo de inclinação da ferramenta de testemunhagem com relação à ferramenta de fundo de poço;estender a ferramenta de testemunhagem para dentro da formação no ângulo de inclinação para obter uma amostra de testemunho da formação;marcar a amostra de testemunho para indicar a posição rotacional da amostra de testemunho na formação enquanto se obtém a amostra de testemunho com um dispositivo de marcação conectado com a luva estática;determinar uma orientação da amostra de testemunho com respeito à ferramenta de fundo de poço com base no ângulo de inclinação e na posição rotacional;determinar, com base na orientação geográfica da ferramenta de fundo de poço e na orientação da amostra de testemunho, uma orientação geográfica da amostra de testemunho com relação à Terra; eexibir uma representação gráfica do furo de poço e da amostra de testemunho, em que uma imagem da amostra de testemunho com respeito ao furo de poço e à Terra, e em que a representação gráfica inclui um eixo geométrico x, um eixo geométrico y e um eixo geométrico z, em que o eixo geométrico z representa o diâmetro do furo de poço, e em que a representação gráfica exibe informação de testemunho que inclui: número de rótulo de testemunho, ângulo azimute, ângulo de desvio e comprimento de testemunho e informações de furo de poço que compreende porosidade.
7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que compreende exibir direções geográficas definindo a orientação geográfica da amostra de testemunho na representação gráfica.
8. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que compreende medir uma propriedade da formação utilizando a ferramenta de fundo de poço e gerar a representação gráfica do furo de poço com base na propriedade medida.
9. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a determinação de uma orientação geográfica da ferramenta de fundo de poço compreende medir um desvio, azimute e orientação relativa de um alojamento da ferramenta de fundo de poço.
10. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que compreende:remover a amostra de testemunho da ferramenta de fundo de poço;testar a amostra de testemunho para determinar uma propriedade de formação, em que a propriedade de formação é determinada com base pelo menos em parte na orientação geográfica da amostra de testemunho.
11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que testar a amostra de testemunho compreende executar um teste de fluxo para determinar uma porosidade da formação, uma permeabilidade da formação ou ambos.
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