BR112014019564B1

BR112014019564B1 - Método para determinar a permeabilidade ou uma propriedade indicativa da permeabilidade de um reservatório

Info

Publication number: BR112014019564B1
Application number: BR112014019564-1A
Authority: BR
Inventors: Peter S. Hegeman; Mastafa Onur
Original assignee: Schlumberger Technology B.V.
Priority date: 2012-02-13
Filing date: 2013-01-31
Publication date: 2022-03-15
Also published as: WO2013122747A1; CN104379870A; AU2013219864B2; MX2014009699A; MX357474B; BR112014019564A2; BR112014019564A8; US20130205886A1; US10370965B2; AU2013219864A1

Abstract

método. um sistema e método determinam permeabilidade da formação e/ou pelo menos uma propriedade indicativa de permeabilidade da formação de um reservatório geológico no subsolo tendo fluxo radial. dados de pressão são obtidos com uma sonda de observação durante um teste da formação, onde a sonda de observação é colocada numa posição de assentamento dentro de um furo de poço aberto formado dentro do reservatório. o sistema e método medem resposta de fluxo radial do reservatório na, ou adjacente à, posição de assentamento da sonda de observação, ao analisar os dados de pressão coletados. a permeabilidade da formação e/ou pelo menos uma propriedade indicativa da permeabilidade do reservatório é determinada, com base na resposta de fluxo radial medida do reservatório na, ou adjacente à, sonda de observação.

Description

ANTECEDENTES DA DIVULGAÇÃO

[0001] Um poço é geralmente perfurado no solo para recuperar depósitos naturais de hidrocarbonetos presos em uma formação geológica abaixo da crosta terrestre. O poço é tradicionalmente perfurado, para entrar em um reservatório de hidrocarbonetos de subsolo na formação geológica. Como resultado, os hidrocarbonetos retidos podem ser libertados e recuperados a partir do poço.

[0002] Permeabilidade, mobilidade e anisotropia de permeabilidade associada ao reservatório muitas vezes são parâmetros relacionados à gestão do reservatório. Permeabilidade, mobilidade e anisotropia de permeabilidade do reservatório afetam diretamente processos de produtividade de poço e deslocamento do reservatório. Como resultado, a determinação da permeabilidade, mobilidade e/ou anisotropia de permeabilidade do reservatório está se tornando cada vez mais importante, conforme a ênfase muda de mecanismos de recuperação primários para mecanismos de recuperação secundários e terciários. O reservatório pode ter distribuições de permeabilidade definidas por pelo menos dois componentes, tais como, por exemplo, permeabilidade horizontal e permeabilidade vertical, na região do reservatório localizada ao lado do poço.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0003] A fim de que as características e vantagens da presente divulgação possam ser compreendidas em pormenor, uma descrição mais particular da divulgação pode ser obtida por referência às suas formas de realização, que são ilustradas nos desenhos anexos. Deve ser notado, contudo, que os desenhos anexos ilustram uma ou mais das várias formas de realização da presente divulgação e, por conseguinte, não devem ser considerados limitativos de seu âmbito de aplicação, já que a presente divulgação pode admitir outras formas de realização igualmente eficazes.

[0004] A FIG. 1a mostra um diagrama esquemático, que inclui uma vista em corte transversal, de uma ferramenta de testes de formação em um poço vertical, de acordo com uma forma de realização.

[0005] A FIG. 1b mostra um diagrama esquemático, que inclui uma vista em corte transversal, de uma ferramenta de testes de formação em um poço vertical, de acordo com uma forma de realização.

[0006] A FIG. 1c ilustra um diagrama esquemático, que inclui uma vista em corte transversal, de uma ferramenta de testes de formação em um furo de poço inclinado, de acordo com uma forma de realização.

[0007] A FIG. 2 ilustra um diagrama esquemático de um sistema, de acordo com uma forma de realização.

[0008] A FIG. 3 ilustra um diagrama esquemático, que inclui uma vista em corte transversal, de um sistema de completação de poço conhecido, utilizado durante um teste de interferência vertical, conhecido.

[0009] A FIG. 4 ilustra uma função geométrica conhecida de um teste de interferência vertical conhecido.

[00010] A FIG. 5 ilustra um fluxograma de um método para coletar e analisar dados coletados por uma ferramenta de testes de formação durante um teste de formação, de acordo com uma forma de realização.

[00011] A FIG. 6a ilustra um gráfico, que mostra plotagens de mudança de pressão e derivadas para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de sonda única, de acordo com uma forma de realização.

[00012] A FIG. 6b ilustra um gráfico, mostrando uma análise de Horner para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de sonda única, de acordo com uma forma de realização.

[00013] A FIG. 7a ilustra um gráfico, que mostra plotagens de mudança de pressão e derivadas para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de duplo obturador, de acordo com uma forma de realização.

[00014] A FIG. 7b ilustra um gráfico, mostrando uma análise de Horner para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de duplo obturador, de acordo com uma forma de realização.

[00015] A FIG. 8a ilustra um gráfico, que mostra plotagens de mudança de pressão e derivadas para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de sonda única, de acordo com uma forma de realização.

[00016] A FIG. 8b ilustra um gráfico, mostrando uma análise de Horner para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de sonda única, de acordo com uma forma de realização.

[00017] A FIG. 9a ilustra um gráfico, que mostra plotagens de mudança de pressão e derivadas para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de duplo obturador, de acordo com uma forma de realização.

[00018] A FIG. 9b ilustra um gráfico, mostrando uma análise de Horner para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de duplo obturador, de acordo com uma forma de realização.

[00019] A FIG. 10a ilustra um gráfico, que mostra plotagens de mudança de pressão e derivadas para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de sonda única, de acordo com uma forma de realização.

[00020] A FIG. 10b ilustra um gráfico, mostrando uma análise de Horner para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de sonda única, de acordo com uma forma de realização.

[00021] A FIG. 10c ilustra um gráfico, que mostra plotagens de mudança de pressão e derivadas para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de sonda única, de acordo com uma forma de realização.

[00022] A FIG. 10d ilustra um gráfico, mostrando uma análise de Horner para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de sonda única, de acordo com uma forma de realização.

[00023] A FIG. 11a ilustra um gráfico, que mostra plotagens de mudança de pressão e derivadas para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de duplo obturador, de acordo com uma forma de realização.

[00024] A FIG. 11b ilustra um gráfico, mostrando uma análise de Horner para um teste de acumulação fluindo através de uma ferramenta de testes de formação de duplo obturador, de acordo com uma forma de realização.

[00025] A FIG. 12 é uma tabela, que mostra valores de comparação de uma ordenada de uma plotagem de fluxo radial para um poço inclinado com anisotropia de permeabilidade 2-dimensional, de acordo com uma forma de realização.

[00026] A FIG. 13 é uma tabela, que mostra valores calculados para permeabilidade vertical para um poço inclinado com anisotropia de permeabilidade 2-dimensional, de acordo com uma forma de realização.

[00027] A FIG. 14 ilustra um gráfico, que mostra uma plotagem de uma função de permeabilidade vertical, em comparação com permeabilidade vertical de um poço inclinado com anisotropia de permeabilidade 2-dimensional, de acordo com uma forma de realização.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS FORMAS DE REALIZAÇÃO

[00028] A descrição se refere à determinação da permeabilidade ou de uma propriedade indicativa de permeabilidade de um reservatório geológico de subsolo. A divulgação inclui um método para determinar a permeabilidade ou uma propriedade indicativa da permeabilidade do reservatório, com base em uma ou mais medições de pressão. Como um exemplo, a revelação apresenta um método para determinar permeabilidade vertical e/ou horizontal, a partir de análise de dados de pressão transiente obtidos durante um teste de transientes de pressão em intervalo.

[00029] Referindo-se agora aos desenhos, em que números similares se referem a partes iguais, as FIGS. 1a- 1c ilustram esquematicamente um sistema de poço 10, que pode ser um poço terrestre ou um sistema de poço mar adentro, para medir características e/ou propriedades de um reservatório geológico no subsolo 14 (doravante denominado "reservatório 14"). O sistema de poço 10 tem um furo de poço 12 formado no interior do reservatório 14 abaixo da superfície terrestre. O poço 12 pode ser, por exemplo, um poço vertical, como mostrado nas FIGS. 1a e 1b, um poço inclinado, como mostrado na FIG. 1c, um poço horizontal, ou ter qualquer combinação de partes verticais, horizontais e inclinadas. O poço 12 é formado no reservatório 14 por um processo de perfuração, como é conhecido por um perito na arte e pode ser, por exemplo, um furo aberto sem revestimento ou semelhante. O reservatório 14 pode ser, por exemplo, uma formação verticalmente sem limites, não tendo camadas de formação aparentes; em alternativa, o reservatório 14 pode ter espessura finita de formação entre os limites de formação 15 (como mostrado nas Figs. 1a-1c), como será percebido pelos especialistas na matéria.

[00030] Uma ferramenta de perfuração 16 (doravante denominada "ferramenta 16") é abaixada e/ou dirigida para dentro do poço 12. A ferramenta de perfuração 16 pode ser transportada no interior do poço 12 por qualquer transporte conhecido, tais como tubos de perfuração, tubulação flexível, rede fixa, corda de piano, cabo ou qualquer outro tipo de meio de transporte. Como resultado, a ferramenta 16 é posicionada dentro do furo de poço 12 e localizada adjacente a uma ou mais paredes 18 (a seguir "paredes 18") do poço 12. Em formas de realização, a ferramenta 16 pode ser configurada para coletar uma ou mais medidas de pressão e/ou dados (doravante, "dados de pressão") relativos ao poço 12, às paredes 18 do poço 12 e/ou ao reservatório 14 (doravante denominado "sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18"). A ferramenta 16 pode ter um sensor de pressão localizado dentro de uma linha de fluxo da ferramenta 16, configurado para coletar dados de pressão, relativamente ao sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18. Por exemplo, a ferramenta 16 pode ser uma ferramenta de testes de formação, configurada para coletar dados de pressão. A ferramenta 16 pode ser ligada a e/ou incorporada, por exemplo, a uma coluna de perfuração, uma coluna de teste ou uma coluna de ferramentas, como conhecidas por um perito na arte. Em formas de realização, a ferramenta 16 pode ser ligada e/ou incorporada, por exemplo, a um aparelho de teste dinâmico de formação modular (a seguir, "MDT") ou coluna de teste. A coluna de perfuração, coluna de teste ou coluna de ferramenta pode incluir um ou mais componentes adicionais de fundo de poço (doravante denominados "componentes de fundo de poço"), como, por exemplo, tubos de perfuração, um ou mais comandos de perfuração, um motor de lama, uma broca de perfuração, um módulo de telemetria, uma ferramenta de perfuração adicional e/ou um ou mais sensores de fundo de poço. Deve ser entendido que a coluna de perfuração, coluna de teste ou colunas de ferramentas pode incluir qualquer número e/ou qualquer tipo de componentes para fundo de poço, como é conhecido por um perito na arte.

[00031] Em formas de realização, a ferramenta 16 é uma ferramenta configurável de rede fixa, que é uma ferramenta geralmente transportada no furo de poço 12 por um cabo de rede fixa, tal como, por exemplo, um cabo de rede fixa 64 (mostrado na Figura 3), como é conhecido por uma pessoa tendo habilidade comum na arte. Por exemplo, a ferramenta de rede fixa configurável pode ser uma ferramenta de MDT para testes de formação, ou uma ferramenta de perfilagem ou ferramenta de testes para amostrar ou medir propriedades e/ou características associadas ao sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18. Deve ser entendido que a ferramenta 16 pode ser qualquer ferramenta configurável de rede fixa, como é conhecida por um perito na arte.

[00032] Em formas de realização, a ferramenta 16 tem um dispositivo de telemetria de poço 102 (doravante denominado "dispositivo de telemetria 102"), como mostrado pelo sistema 100 ilustrado na FIG. 2. Por exemplo, a Patente dos EUA N°. 6.405.136, que é aqui incorporada por referência na sua totalidade, descreve técnicas de compressão de dados para comunicação entre dispositivos de telemetria de poço e sistemas de gravação de superfície. A ferramenta 16 pode ser qualquer dispositivo ou componente configurado e/ou adaptado para medir uma ou mais propriedades associadas ao sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18. A ferramenta 16 pode ter recursos para medir, coletar, obter, processar e armazenar dados, bem como, para se comunicar com equipamentos situados na superfície terrestre. Por exemplo, um dispositivo de telemetria 102, como mostrado na Fig.2, pode se comunicar com os equipamentos de superfície, tais como, por exemplo, um processador do sistema de superfície 104 (daqui em diante "processador 104") localizado na superfície terrestre, por meio de telemetria de poço. A telemetria de poço pode incluir, por exemplo, telemetria de rede fixa, telemetria por pulso de lama, telemetria acústica, telemetria eletromagnética, telemetria por fio/ tubo de perfuração e /ou telemetria bidirecional em tempo real por coluna de perfuração. O processador 104 pode ser localizado em um local remoto, com respeito ao sistema de poço 10. O processador 104 pode estar localizado num local remoto, em relação ao sistema de poço 10, tal como, por exemplo, num laboratório de ensaio, uma unidade de pesquisa e desenvolvimento e/ou semelhantes. Deve ser entendido que o tipo de telemetria de poço utilizada pelo dispositivo de telemetria 102 pode ser qualquer tipo de telemetria capaz de comunicar e/ou enviar dados e/ou informações a partir da ferramenta 16 para o processador 104, como conhecido por um perito na arte.

[00033] Em formas de realização, a ferramenta 16 tem, pelo menos, uma primeira sonda 20, tal como mostrado nas Figuras 1a-1c e 2. A primeira sonda 20 pode detectar, obter e/ou coletar os dados associados ao sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18. Por exemplo, a primeira sonda 20 pode ter um sensor de pressão configurado para obter dados de pressão associados ao sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18. Os dados de pressão podem estar relacionados com a permeabilidade do reservatório 14 e/ou a uma ou mais propriedades indicativas de permeabilidade do reservatório 14, tal como, por exemplo, a mobilidade da formação do reservatório 14. Por exemplo, a ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 podem detectar, obter ou medir uma pressão do fluido no reservatório 14. A ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 podem proporcionar comunicação de fluido entre a ferramenta 16 e o poço 12 e/ou o reservatório 14, tal como ser capaz de injetar fluido no, ou extrair fluido do, reservatório 14.

[00034] Dados de pressão associados ao sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18 são medidos, coletados, obtidos e/ou detectados (a seguir, "medidos") pela ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 da ferramenta 16. A ferramenta 16 e/ou o processador 104 processa, analisa e/ou manipula os dados de pressão medidos, para determinar a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas de permeabilidade do reservatório 14. Os dados de pressão processados, analisados e/ou manipulados podem ser acessíveis e/ou vistos por um operador na superfície terrestre, através de um monitor 116, conectáveis ao, e/ou em comunicação de dados com o, processador 104.

[00035] Como exemplo, a ferramenta 16 pode ser implantada no poço 12 durante um teste de formação, tal como, por exemplo, um teste dos transientes de pressão em intervalo (a seguir "teste de IPTT"), como mostrado nas Figuras 1a-1c. Durante o teste de IPTT, a ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 é configurada e/ou adaptada para medir dados de pressão, que representam uma ou mais medidas de pressão em uma ou mais localizações dentro do furo de poço 12. O operador, na superfície terrestre, pode introduzir informações, um ou mais parâmetros e/ou dados (a seguir, "dados de entrada") em uma interface gráfica de utilizador 120 (daqui em diante, "GUI 120"), ligada ao, e/ou em comunicação de dados com o, processador 104. Uma ou mais características e/ou propriedades associadas ao sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18 podem ser avaliadas, calculadas, determinadas e/ou computadas, com base, pelo menos em parte, nos dados de pressão medidos e/ou, em parte, nos dados introduzidos. Os dados de entrada podem incluir, por exemplo, informações sobre modelo de formação e propriedades associadas, informações sobre modelo de poço e propriedades associadas, propriedades de poço e reservatório, dados de configuração da ferramenta, parâmetros de controle e/ou semelhantes. Deve ficar claro que os dados de entrada podem ser quaisquer informações, parâmetros e/ou dados, como conhecidos por um perito na arte.

[00036] Outros exemplos de ferramenta 16 incluem uma ferramenta de testes de formação com sonda única (a seguir, "ferramenta de sonda única"), como mostrado na FIG. 1a, uma ferramenta de testes de formação com duas sondas, ou ferramenta de testes de formação com várias sondas (não representada nos desenhos), uma ferramenta de testes de formação com obturador único (não mostrada nos desenhos), uma ferramenta de testes de formação com dois obturadores (a seguir, "ferramenta com dois obturadores"), como mostrado nas Figuras 1b e 1c e/ou qualquer combinação dos mesmos. Exemplos da ferramenta de testes de formação com obturador único são mostrados nas Patentes dos EUA N° . 7.510.015 e 7.699.124, e nas Publicações de Patente dos EUA N°. 20100319912 e 20100071898, que são aqui incorporadas por referência na sua totalidade. A ferramenta com dois obturadores tem dois elementos infláveis de obturador 26a, 26b (doravante denominados "elementos de obturador 26a, 26b"), como mostrado nas Figuras 1b e 1c. A ferramenta com dois obturadores pode utilizar o único obturador aqui referido. Quando inflados, os elementos de obturador 26a, 26b selam contra as paredes 18 do poço 12, para isolar pelo menos um intervalo tendo comprimento 2lw. A ferramenta com dois obturadores pode melhorar as medições de pressão e a amostragem de fluido em, por exemplo, formações de baixa permeabilidade, laminadas ou fraturadas. Além disso, a ferramenta 16 é configurada para realizar, executar e/ou completar um ou mais testes de poço, tais como, por exemplo, um teste de produção local, um teste de acumulação, um teste de extração, um teste de interferência e/ou semelhantes. O teste de interferência inclui o teste de IPTT e/ou um teste de interferência vertical.

[00037] Numa forma de realização, a primeira sonda 20 da ferramenta 16 mede dados de pressão associados a, por exemplo, um ou mais regimes de fluxo transiente do reservatório 14. A primeira sonda 20 pode se prolongar em direção às, e/ou para dentro das, paredes 18 do poço 12 e proporcionar comunicação de fluido com o reservatório 14. Como resultado, a primeira sonda 20 pode contatar ou ficar próxima às paredes 18 do poço 12. Deve ficar claro que a ferramenta 16 pode incluir qualquer número de sondas, como é conhecido por uma pessoa com habilidade na arte.

[00038] A ferramenta 16 pode ter uma segunda sonda 24 colocada afastada da primeira sonda 20, quando a ferramenta 16 é posicionada no furo de poço 12. A segunda sonda 24 pode ser posicionada no mesmo lado da ferramenta 16, que a primeira sonda 20. Numa forma de realização, a primeira sonda 20 pode ser utilizada como uma sonda de observação, e a segunda sonda 24 pode ser utilizada como uma fonte ou sonda de abaixamento, tal como será percebido pelos especialistas na matéria. A segunda sonda 24 é configurada para se estender e/ou mover para fora em relação à ferramenta 16, como mostrado na FIG. 1a. A segunda sonda 24 é configurada e/ou adaptada para penetrar e/ou se estender para dentro das paredes 18 do poço 12 e/ou para dentro do reservatório 14. Quando na forma de uma ferramenta de testes de formação com dois obturadores, a ferramenta 16 tem os elementos de obturador 26a, 26b posicionados afastados, poço acima ou poço abaixo em relação ao primeiro sensor 20, quando a ferramenta 16 estiver localizada no poço 12, conforme mostrado nas Figuras 1b e 1c. A ferramenta de testes de formação com dois obturadores pode definir um intervalo ou uma parte do poço 12, para ser utilizada como uma fonte, como será percebido pelos especialistas na matéria. A fonte é configurada para injetar fluidos no reservatório 14 e/ou para extrair fluidos do reservatório 14, como é conhecido por um perito na arte.

[00039] A primeira sonda 20 pode ser localizada e/ou posicionada em uma posição de assentamento longitudinalmente deslocada 22 (daqui em diante, "posição de assentamento 22") dentro do furo de poço 12, tal como mostrado nas Figuras 1a-1c. Quando a primeira sonda 20 é posicionada na posição de assentamento 22, a primeira sonda 20 e/ou a segunda sonda 24 (a seguir, "sondas 20, 24") podem ser expandidas para fora da ferramenta 16, de tal modo que as sondas 20, 24 possam ser localizadas adjacentes a, em contato com, próximas a, penetrando e/ou estendendo- se para dentro do sistema de poço/ reservatório 12, 14, 18, como mostrado na Figura 1a. A ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 medem os dados de pressão, que podem incluir, por exemplo, dados de pressão transiente na, ou adjacente à, posição de assentamento 22 da primeira sonda 20, tal como durante o teste de IPTT. Os dados de pressão são associados a pressões observáveis nas paredes 18 do poço 12 e/ou no interior do reservatório 14, na, ou adjacente à, posição de assentamento 22 da primeira sonda 20. Em formas de realização, a fonte, tal como, por exemplo, a segunda sonda 24 ou a ferramenta de testes de formação com dois obturadores, pode ser utilizada para criar uma mudança de pressão, tal como por ser utilizada para um abaixamento ou uma acumulação, que pode fazer parte, respectivamente, de um teste de abaixamento ou um teste de acumulação. Durante um abaixamento, a ferramenta 16 pode extrair fluido do reservatório 14. O abaixamento pode permitir a medição, análise, coleta e/ou determinação de medidas de pressão e/ou dados coletados pela ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20. Durante uma acumulação, a ferramenta 16 pode permitir que o reservatório 14 aumente sua pressão, por exemplo, parando a retirada de fluido do reservatório 14, e/ou outros métodos conhecidos pelos especialistas na matéria. A acumulação pode permitir a medição, análise, coleta e/ou determinação dos dados de pressão obtidos pela ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20.

[00040] Durante o teste de IPPT, a ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 pode coletar, obter e/ou detectar medições de pressão do reservatório 14, para avaliar ou determinar uma ou mais propriedades associadas ao reservatório 14, tais como, por exemplo, permeabilidade do espaço da formação, resposta de fluxo radial, mobilidade de formação, e/ou distribuição de pressão do reservatório 14, numa região localizada próxima ou adjacente em relação à posição de assentamento 22 da primeira sonda 20. As propriedades associadas ao reservatório 14 podem ser quaisquer propriedades indicativas de permeabilidade do reservatório 14, tal como é conhecido por um perito na arte. Por exemplo, a permeabilidade da formação espacial avaliada e/ou testada pela ferramenta 16 inclui permeabilidade de formação do reservatório 14, na direção horizontal (a seguir, "permeabilidade horizontal") e/ou na direção vertical (a seguir, "permeabilidade vertical"). Além disso, a mobilidade da formação avaliada e/ou testada pela ferramenta 16 inclui mobilidade da formação na direção horizontal (doravante denominada "mobilidade horizontal") e/ou na direção vertical (doravante denominada "mobilidade vertical").

[00041] Os termos "permeabilidade horizontal" e "permeabilidade vertical" são normalmente utilizados no setor de petróleo para se referir a parâmetros de permeabilidade paralelos ou substancialmente paralelos aos limites do leito da formação do reservatório 14 e perpendiculares ou substancialmente perpendiculares aos limites do leito da formação, respectivamente. No entanto, se os limites do leito da formação não forem realmente horizontais, então, "permeabilidade horizontal" e "permeabilidade vertical" não podem ser, respectivamente, horizontal e vertical. No entanto, deve ficar claro que os termos permeabilidade horizontal e permeabilidade vertical podem ser utilizados para se referir à permeabilidade paralela ou substancialmente paralela aos limites do leito e perpendicular ou substancialmente perpendicular aos limites do leito, respectivamente, a seguir. Um "poço vertical" pode ser considerado como um poço perfurado na perpendicular ou substancialmente na perpendicular aos limites do leito da formação, e um "poço horizontal" pode ser considerado como um poço perfurado em paralelo ou substancialmente em paralelo aos limites do leito da formação. Assim, se os limites do leito formação não forem efetivamente horizontais, então um "poço vertical" e um "poço horizontal" não podem ser, respectivamente, realmente verticais ou substancialmente verticais e horizontais ou substancialmente horizontais.

[00042] O termo "anisotropia" se refere a uma variação de uma propriedade com a direção, em que ela é medida. Permeabilidade de rocha é uma medida de sua condutividade para fluxo de fluido através de seus poros. Rochas de reservatório frequentemente exibem anisotropia de permeabilidade, através do qual, a condutividade do fluido depende de uma direção de fluxo do fluido. Isto geralmente é verdade, ao se comparar a permeabilidade medida em paralelo ou substancialmente em paralelo aos limites do leito da formação, que pode ser referida como a permeabilidade horizontal, kh, e permeabilidade medida na perpendicular ou substancialmente na perpendicular aos limites do leito da formação, que pode ser referida como permeabilidade vertical, kv. Tal anisotropia de permeabilidade é referida como anisotropia 2-dimensional (a seguir "2D"). Em alguns casos, pode haver mesmo anisotropia situada no plano paralelo ou substancialmente paralelo aos limites do leito de formação, de modo que, em vez de um único valor de permeabilidade horizontal, kh, podem haver componentes separados medidos em direções ortogonais ou substancialmente ortogonais, tais como, por exemplo, direção x e y, referidas como kx e ky, respectivamente. Uma rocha, que apresenta variação na permeabilidade, quando medida verticalmente, ou substancialmente verticalmente, bem como, nas direções horizontais ou substancialmente horizontais, e dita como tendo anisotropia 3-dimensional (a seguir, "3D"). Uma rocha, que não exibe nenhuma variação direcional na permeabilidade, é referida como "isotrópica".

[00043] As medidas de pressão ou de dados podem ser obtidas pela ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 da ferramenta 16. A ferramenta 16 ou o processador 104 pode, em seguida, analisar os dados de pressão obtidos, para calcular, computar e/ou determinar a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas de permeabilidade do reservatório 14. O cálculo, computação e/ou determinação da permeabilidade é baseado, pelo menos em parte, nas medidas de pressão ou nos dados. Outras informações ou dados podem ser também utilizados, tal como entrada de dados por parte do operador.

[00044] Para uma formação verticalmente sem limites, as medidas de pressão ou dados obtidos pela ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 podem se referir a uma resposta da pressão transiente do reservatório 14 adjacente à ferramenta 16, ou à posição de assentamento 22 da primeira sonda 20. Como resultado, a ferramenta 16 e/ou o processador 104 podem determinar o fluxo de fluido para o reservatório 14, tal como, por exemplo, o fluxo esférico na, ou adjacente à, ferramenta 16 ou à primeira sonda 20.

[00045] Para uma formação tendo uma espessura de formação finita, h (como mostrado nas Figuras 1a-1c), a ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 obtém medidas de pressão ou dados associados a uma resposta de fluxo radial resultante na, ou adjacente à, ferramenta 16 e/ou à posição de assentamento 22 da primeira sonda 20. A ferramenta 16 e/ou o processador 104 é configurado e/ou adaptado para analisar, computar, calcular e/ou determinar a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas de permeabilidade do reservatório 14, tais como, por exemplo, permeabilidade horizontal e/ou permeabilidade vertical da formação. A permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas de permeabilidade podem ser baseadas nas medidas de pressão da resposta de fluxo radial numa região adjacente à ferramenta 16 e/ou à posição de assentamento 22 da primeira sonda 20. A ferramenta 16 e/ou o processador 104 está ligado a, e/ou em comunicação de dados com, uma mídia de armazenamento 110 para armazenar, acessar e executar software 108 e/ou um ou mais programas de computador, como mostrado na FIG. 2. Depois de acessar o software 108 e/ou um ou mais programas de computador armazenados na mídia de armazenamento 110, a ferramenta 16 e/ou o processador 104 podem executar o software 108 e/ou um ou mais programas de computador, para executar um ou mais cálculos, computações e/ou análise das medidas de pressão ou dados. Como resultado, o software 108 acessível e executável pela ferramenta 16 e/ou o processador 104 calcula, computa, analisa e/ou determina a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas de permeabilidade do reservatório 14, tais como, por exemplo, a mobilidade horizontal da formação, a mobilidade vertical da formação, a permeabilidade horizontal da formação e/ou a permeabilidade vertical da formação. A mídia de armazenamento 110 pode ser qualquer mídia de armazenamento capaz de armazenar o software 108 e/ou um ou mais programas de computador.

[00046] Para uma formação sem limites no sentido vertical, a resposta da pressão transiente (isto é, a resposta de fluxo esférico) foi estudada. Por exemplo, métodos para determinar permeabilidade horizontal e vertical a partir da resposta de fluxo esférico da sonda de observação, ao fluir através de uma ferramenta de sonda única, pode ser encontrada, por exemplo, em "Aplicação de Tecnologias Emergentes de Formação por Rede Fixa", Zimmerman e outros, artigo OSEA 90105 apresentado na Conferência Offshore no Sudeste Asiático 1990, Cingapura, 4-7 de dezembro, e/ou "Determinação da Permeabilidade com um Testador de Formação com Multi-sondas, "Goode e outros, SPEFE, Dezembro de 1992, 297-303, SPE 20737-PA. Esses métodos requerem duas sondas de observação, uma primeira sonda de observação posicionada em um lado oposto do furo de poço, num mesmo plano vertical que uma sonda de abaixamento, e a segunda sonda de observação deslocada verticalmente sobre um mesmo plano azimutal em relação à sonda de abaixamento. Esses métodos não revelam métodos para determinação de um fluxo através de uma ferramenta com dois obturadores. Um método para determinar permeabilidade horizontal e vertical a partir da resposta de fluxo esférico da sonda de observação, ao fluir através de uma ferramenta com dois obturadores, pode ser encontrado, por exemplo, na Publicação do Pedido de Patente dos Estados Unidos N°. 20100274490.

[00047] Uma técnica para interpretar um teste de IPTT foi descrita, por exemplo, na Patente dos EUA 7.277.796. A técnica propôs que a permeabilidade através da zona testada pode ser estimada por meio de análise de transientes de pressão convencional e declarou que, no caso em que ambos os regimes de fluxo radial e fluxo esférico são observados, as permeabilidades horizontal e vertical são obtidas. No entanto, a determinação das permeabilidades horizontal e vertical com base apenas no fluxo radial não foi divulgada. Além disso, a técnica propôs que estimativa de parâmetros não-lineares seja utilizada para obter valores de parâmetros de reservatório; no entanto, na ausência de uma boa estimativa inicial dos parâmetros do modelo, a estimativa de parâmetros não-lineares pode falhar em obter resultados únicos e/ou precisos.

[00048] Um sistema e método conhecidos para determinar permeabilidade vertical são encontrados, por exemplo, em "Método para Determinar a Permeabilidade Vertical Líquida Perto de um Poço, através de Medições Locais", Prats, JPT, maio de 1970, 637-643, SPE -2511-PA e/ou "Avanços na Análise de Testes de Poço", Earlougher, Monografia Série N°. 5, SPE, Dallas, TX, 1977 (doravante "Earlougher I"). Como mostrado na FIG. 3, um sistema de completação de poço 50, de acordo com Prats e Earlougher I, inclui um furo de poço 52, o qual foi perfurado numa formação 54 e tem revestimento 56. Dentro do revestimento 56 existe um obturador de revestimento 58, que tem a tubagem 60 que se estende através do obturador de revestimento 58. Dentro da tubagem está o obturador de tubagem 62, que tem o cabo de rede fixa 64 estendido através do obturador de tubagem 62, através do qual um medidor de pressão 66 é ligado a uma extremidade mais inferior do cabo de rede fixa 64.

[00049] O método, de acordo com Prats, propôs injetar ou extrair fluido através de uma perfuração de fluxo 67, formada no revestimento 56, para obter um fluxo vertical na formação 54. Por outro lado, Prats propôs usar uma perfuração de observação 68, formada no revestimento 56 e separada da perfuração de fluxo 67 pelo obturador de revestimento 58, para medir a resposta da pressão vertical para a formação 54. Prats modelou a perfuração de fluxo 67 como uma fonte pontual, só estudou o caso de um poço vertical com anisotropia de permeabilidade 2-dimensional, e supôs que a perfuração de fluxo 67 produzisse uma taxa constante de fluxo. O poço vertical tem um ângulo de inclinação, θw em graus, (como mostrado na FIG. 1c) a partir do plano vertical, igual a zero ou θw = 0.

[00050] Durante um teste de abaixamento, Prats mostrou a resposta de pressão do fluxo radial de ação infinita, com retardo de tempo, na zona de perfuração de observação 68, devido à produção de taxa constante a partir da perfuração de fluxo, foi dada por

onde

pi,o = pressão inicial da formação no ponto de observação, libras por polegada quadrada (doravante denominada "psi"), pwf,o = pressão de fluxo no ponto de observação, psi, t = tempo, hora (doravante, "h"), m = declive do plotagem de fluxo radial (valor absoluto), psi, b = ordenada da plotagem de fluxo radial, psi, q = vazão, de barris por dia (doravante "bbl/d"), μ = viscosidade, centipoise (doravante denominada "cp"), kh = permeabilidade horizontal em direções x e y de uma formação anisotrópica 2D, millidarcies (doravante "md"), h = espessura da formação, pés (doravante "pés"), G* = função geométrica, sem dimensão, ΔZR = distância da perfuração de observação para a perfuração de fluxo, pés, kv = permeabilidade vertical numa formação anisotrópica 2D, md, e ct = compressibilidade total 1/psi

[00051] A vazão, q, é positiva para um período de produção e negativa para um período de injeção. Na Eq. 3, G* é uma função geométrica conhecida, fornecida por Prats, e é mostrada na FIG. 4. Especificamente, a FIG. 4 ilustra a função geométrica conhecida; ela é fornecida, por exemplo, em Earlougher I e também fornecida em “Métodos de análise e projeto para testes de poços verticais", Earlougher, JPT, março de 1980, 505-514, SPE8038-PA (adiante "Earlougher II"). G* depende da posição das perfurações de produção (injeção) e de medição (isto é, perfuração de observação 68), no que diz respeito aos limites verticais do reservatório 54. G* é dado por

onde

Z = localização da perfuração de observação, sem dimensão, Z' = localização da perfuração de fluxo, sem dimensão, Y = constante de Euler, equivalente a 0,57721 ..., W = função digama, igual à derivada logarítmica da função gama, α1 - α4 = constantes utilizadas na função digama, sem dimensões, ΔZwf = distância a partir do fundo da formação até a perfuração de fluxo, pés, e ΔZws = distância a partir do fundo da formação até perfuração de observação, pés.

[00052] Assim, G* é em função de Z e Z’, que são as posições adimensionais das perfurações de observação e fluxo 68, 67, respectivamente. G* é uma função simétrica, de tal modo que G* (Z, Z’) = G* (Z’, Z). Essa propriedade pode ser, às vezes, referida como "princípio da reciprocidade", que afirma que a resposta de pressão entre dois pontos pode ser independente da direção do fluxo entre os dois pontos, como previsto, por exemplo, em "Uma Aplicação de Campo dos Testes de Pulso para Descrição Detalhada de Reservatório", McKinley e outros, JPT, março de 1968, 313-321, SPE-1822-PA e previsto em "Combinação de Desempenho com Restrições", Carter e outros, SPEJ, abril de 1974, 187-196, SPE-4260- PA. A função digama, W que também pode ser referida como a "função psi", na Eq. 4, pode ser avaliada, utilizando um algoritmo fornecido, por exemplo, em "Aproximações de Chebyshev para a Função Psi", Cody, Matemática da Computação, janeiro de 1973, 123-127.

[00053] Para um teste de velocidade constante na a Eq. 1 indica que uma plotagem perfuração de observação 68 versus t, produz uma linha reta com declive = l). A partir desses parâmetros em pode ser calculado:

Φ = porosidade, fração, e α = constate definida pela Equação 8, sem dimensões.

[00054] Prats desenvolveu um método para produzir ou injetar um poço com uma vazão constante. No entanto, é difícil manter uma vazão constante de produção ou injeção por um período de tempo para concluir um ensaio. Assim, um método de teste é seguir o período de produção com um teste de acumulação. Para um teste de acumulação, o poço 52 é fechado com uma taxa de fluxo de q = 0. A resposta da pressão de acumulação do fluxo radial de ação infinita, com retardo de tempo, na perfuração de observação 68 pode ser calculada a partir da sobreposição de duas soluções de rebaixamento com taxa constante. O resultado é

onde pws.o = pressão de acumulação no ponto de observação, psi, Δt = tempo desde o início da acumulação, hr, e tp = tempo de produção do teste com taxa constante, hr.

[00055] Outra forma útil da equação de superposição pode ser obtida pela subtração da solução de rebaixamento avaliada no tempo t = tp a partir da resposta da pressão de acumulação, com o resultado sendo

[00056] A Eq. 9 indica que uma plotagem semilog da pressão de acumulação na perfuração de observação em função do tempo de Horner, pws,o versus log [(tp + Δt)/Δt], produz uma linha reta com inclinação -m e ordenada pi,o. Então, kh pode ser calculado a partir da inclinação, usando a Equação 6. A Eq. 10 pode ser avaliada em qualquer valor desejado de Δt e, em seguida, resolvida para kv. Um Δt conveniente pode ser Δt = 1 hora, e o resultado é

β = constante definida pela Equação 12, adimensional. Na Eq. 12, pWS,o (Δt = 1) é avaliada a partir da linha reta.

[00057] Para condições de ensaio, que possam ser mais complexas do que uma taxa de fluxo constante, ou taxa de fluxo constante seguida por uma acumulação, o método de sobreposição, como demonstrado acima, pode ser estendido, ao considerar diferentes condições de taxa de fluxo, tais como, por exemplo, uma vazão não constante.

[00058] No contexto de um sistema e método para testes de poço, um sistema e método para testes de poço utilizável deve atender aos seguintes requisitos, para realizar um teste bem-sucedido: o poço ou furo de poço deve ter revestimento, e cimento deve ser colocado por detrás do revestimento; não deve haver comunicação através do cimento por trás do revestimento, por exemplo, Earlougher II estabelece que um micro-anel, com uma largura tão pequena quanto 0,001 polegadas, fornece fluxo vertical suficiente entre a perfuração de fluxo e a perfuração de observação, para causar o aparecimento de uma alta permeabilidade vertical; as perfurações de fluxo e observação dentro do furo de poço não devem estar em comunicação através do furo de poço, o que significa que as perfurações devem ser separadas por um obturador de revestimento, um tampão e/ou semelhantes; o teste de poço deve ser realizado durante um período de tempo suficientemente longo para atingir o fluxo radial e a resposta de pressão na perfuração de observação, e deve também ser suficientemente grande para ser medida durante a duração do teste de poço; embora o método, de acordo com Prats, fosse obtido para perfurações individuais no local de produção (ou seja, na perfuração de fluxo) e local de observação (ou seja, na perfuração de observação), intervalos de comprimento finito podem ser utilizados e, em tal caso, os intervalos de produção e observação devem ser curtos, quando comparado com a distância entre os intervalos, tal como, por exemplo, de cerca de 10% ou menos do que a distância entre os intervalos; e o método de análise, de acordo com Prats, é baseado numa hipótese de um poço com raio zero (ou seja, fonte linear) e para o método ser aplicado a um poço de raio finito,

onde rw = raio do poço, pés

[00059] Earlougher II estabelece que as simulações mostraram que a constante na Equação 13 pode ser relaxada para cerca de "12" em vez de "25". Prats só estudou o caso de um poço vertical (isto é, θW = 0) com a perfuração de fluxo 67 produzindo a uma vazão constante. Além disso, Prats apenas apresentou um exemplo e não afirmou, se tal exemplo utilizava dados reais ou dados sintéticos. Além disso, o cálculo da permeabilidade vertical para o caso no exemplo de Prats estava incorreto, e o valor corrigido da permeabilidade vertical para o caso de exemplo de Prats foi estabelecido por Earlougher II.

[00060] O teste de IPTT utilizando a ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20, tal como ilustrado nas FIGS. 1a- 1c, pode satisfazer um ou mais dos requisitos acima identificados. O teste de IPTT pode ser realizado em furo aberto; portanto, os requisitos para revestimento e bom cimento podem ser substituídos por um requisito para um reboco de vedação e/ou semelhantes. O reboco de vedação deve ser suficiente para impedir a comunicação de pressão entre o poço 12 e o reservatório 14. Para um teste de IPTT, em que a ferramenta 16 é uma ferramenta com dois obturadores, o comprimento do intervalo de fluxo da ferramenta com dois obturadores não deve exceder 10% da distância entre o obturador e a primeira sonda 20 da ferramenta 16. Além disso, para um teste de IPTT, em que a ferramenta 16 é uma ferramenta de sonda única ou uma ferramenta com dois obturadores, os requisitos acima identificados estabelecidos na Equação 13 devem ser satisfeitos pela configuração da ferramenta 16 e/ou da primeira sonda 20 e a configuração do furo 12 e/ou o raio, rw, do furo de poço 12.

[00061] A FIG. 5 ilustra um método 500 para determinar a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas de permeabilidade do reservatório 14, através da coleta e análise dos dados de pressão, através da primeira sonda 20 e/ou da ferramenta 16 durante um teste de formação, tal como, por exemplo, um teste de IPTT do reservatório 14. Inicialmente, um reboco de vedação, que é suficiente, deve ser fornecido no interior do poço 12. O reboco de vedação é considerado suficiente, se o reboco de vedação impedir a comunicação de pressão entre o poço 12 e o reservatório 14. O reboco de vedação deve se estender ao longo de um intervalo necessário, que se estende a partir de, pelo menos, a posição de assentamento 22 da primeira sonda 20 até a ferramenta 16. Se um reboco de vedação não for suficiente nesse intervalo exigido, então, o reboco de vedação deve ser suficientemente colocado e/ou fornecido ao longo desse intervalo, como mostrado na etapa 505, de modo que o teste de IPTT possa ser realizado com a ferramenta 16 posicionada dentro do furo de poço 12.

[00062] A ferramenta 16 é dirigida para dentro9 do poço 12, conforme mostrado na etapa 510, de tal modo que a primeira sonda 20 da ferramenta 16 possa ser posicionada na posição de assentamento 22, dentro do furo de poço 12, como mostrado na etapa 515. A ferramenta 16 começa o teste de formação, através da colocação e/ou extensão da segunda sonda 24 (ver FIG. 1a) ou dos elementos obturadores 26a, 26b (ver Figuras 1b e 1c) contra as paredes 18 do poço 12 e/ou do reservatório 14, como mostrado na etapa 520 na FIG. 5. A ferramenta 16 estende a primeira sonda 20 para fora em relação à ferramenta 16, até que a primeira sonda 20 fique adjacente às, próxima às, e/ou penetre nas, paredes 18 do furo 12 e/ou do reservatório 14 na posição de assentamento 22 da primeira sonda 20, tal como mostrado na etapa 525. A fonte, tal como, por exemplo, a segunda sonda 24 ou o duplo obturador extrai ou injeta fluido no reservatório 14, como mostrado na etapa 530. A ferramenta 16 e/ou a primeira sonda 20 mede dados de pressão (doravante "dados coletados") do reservatório 14 na posição de assentamento 22 da primeira sonda 20, como mostrado na etapa 535. Os dados coletados são analisados, avaliados e manipulados pela ferramenta 16, o software 108 e/ou o processador 104, como mostrado na etapa 540. Em formas de realização, os dados coletados são visualizáveis e/ou examináveis pelo operador, através do monitor 116 e/ou de uma impressora 118, quer em tempo real, durante o teste de formação, ou depois da ferramenta 16 ter sido extraída do poço 12. A impressora 118 é ligada ao, e/ou está em comunicação elétrica com o, processador 104, como mostrado na FIG. 2.

[00063] A permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas da permeabilidade do reservatório 14 podem ser calculadas, computadas e/ou determinadas pela ferramenta 16, o processador 104 e/ou software 108 com base nos dados coletados e analisados, como mostrado na etapa 545. Por exemplo, a permeabilidade determinada e/ou uma ou mais propriedades indicativas determinadas da permeabilidade do reservatório 14 na, ou adjacente à, posição de assentamento 22 da primeira sonda 20 podem ser: mobilidade de formação, por exemplo, mobilidade vertical e/ou mobilidade horizontal; permeabilidade da formação horizontal de um reservatório ou formação anisotrópica 2D; permeabilidade da formação horizontal na direção x e/ou direção y de um reservatório ou formação anisotrópica 3D; e/ou permeabilidade da formação vertical de um reservatório ou formação anisotrópica 2D ou 3D. Em formas de realização, a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas da permeabilidade do reservatório 14 podem ser determinadas pela ferramenta 16, o processador 104 e/ou o software 108, com base na resposta de fluxo radial determinada para o reservatório 14 na, ou adjacente à, posição de assentamento 22 da primeira sonda 20. A determinação da permeabilidade e/ou de uma ou mais propriedades indicativas da permeabilidade pode ser apresentada e/ou examinada pelo operador, por meio do monitor 116 e/ou da impressora 118, quer em tempo real, durante o teste de formação, ou qualquer outro momento posterior, tal como quando a ferramenta 16 tiver sido extraída do furo de poço 12, tal como mostrado na etapa 560.

[00064] Em formas de realização, uma solução analítica direta e/ou um método gráfico é utilizado para determinar a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas da permeabilidade do reservatório 14, como mostrado na etapa 550. De um modo vantajoso, o método analítico e/ou gráfico direto determina a permeabilidade de uma propriedade indicativa de permeabilidade, sem um método iterativo exigir uma estimativa inicial, conforme demandado na Patente dos EUA 7.277.796. A solução analítica direta e/ou o método gráfico para determinar a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades indicativas da permeabilidade do reservatório é baseada nos dados obtidos de pressão e/ou uma interpretação gráfica dos dados de pressão analisados. A solução analítica direta e o método gráfico para determinar a permeabilidade e/ou uma ou mais propriedades são discutidos a seguir. As uma ou mais propriedades determinadas pela solução analítica direta e/ou o método gráfico são analisáveis e visualizáveis através do mostrador 116 e/ou da impressora 118, como mostrado na etapa 560. A permeabilidade horizontal e/ou a permeabilidade vertical do reservatório 14 pode ser determinada pela ferramenta 16, o processador 104 e/ou o software 108, com base em uma ou mais propriedades indicativas determinadas da permeabilidade do reservatório 14, como mostrado na etapa 555. Além disso, a permeabilidade horizontal e/ou vertical permeabilidade determinadas do reservatório 14 são analisáveis e/ou visualizáveis através do mostrador 116 e/ou da impressora 118, como mostrado na etapa 560.

[00065] Seis casos sintéticos foram preparados e analisados por software de simulação armazenado numa mídia de armazenamento de um processador, tal como, por exemplo, o software 108 armazenado na mídia de armazenamento 110 do processador 104. Os seis casos sintéticos foram gerados com um programa de simulação MdtDualProbe (doravante denominado "MdtDualProbe") ou programa de simulação MdtPackerProbe (doravante denominado "MdtPackerProbe").

[00066] MdtDualProbe é um pacote de software para a estimativa de parâmetros de reservatório a partir de dados de pressão/ velocidade adquiridos pelas ferramentas MDT de sonda única e multi-sondas. MdtDualProbe usa soluções analíticas dadas por Kuchuk, F.J.: "Multiprobe Wireline Formation Tester Pressure Behavior in Crossflow-Layered Reservoirs," IN SITU, 20 (1), 1996, 1-40, para gerar pressões de modelo de sondas de abaixamento, horizontal e de observação. MdtDualProbe modela um poço vertical produzindo em um reservatório isotrópico transversalmente infinito com limites superior e inferior fechados.

[00067] MdtPackerProbe é um pacote de software para a estimativa de parâmetros de reservatório a partir de dados de pressão/ velocidade adquiridos pela ferramenta MDT de obturador-sonda. MdtPackerProbe usa soluções analíticas dadas por: (1) Kuchuk, F.J.: "Comportamento de Pressão do Módulo Obturador MDT e DST em Reservatórios de Multicamadas com Fluxo Cruzado", Journal of Petroleum Science and Engineering, 11 (1994) 123-135; (2) Kuchuk, F.J.: "Comportamento do Testador de Rede Fixa com Multi-sondas em Reservatórios de Camadas com Fluxo Cruzado", IN SITU, 20 (1), 1996, 1-40; (3) Kuchuk, F.J., Ramakrishnan, T.S., e Dave, Y.: "Interpretação de Pressões de Sonda e Obturador do Testador de Formação com Rede Fixa", artigo SPE 28404 apresentado na 69a Conferência e Exposição Técnica Anual da SPE, New Orleans, 1994; (4) Kuchuk, F.J., Habashy, T.: "Comportamento da Pressão de Poços Horizontais em Reservatórios de Multicamadas com Fluxo Cruzado", Avaliação de Formação SPE, março de 1996, 55-64; (5) Kuchuk, F.J.: "Teste de Transientes de Pressão em Intervalo com Módulo MDT de Obturador-Sonda em Poços Horizontais", Avaliação de Formação SPE, dezembro de 1998, 509-518; e (6) 12. Abbaszadeh, M. e Hegeman, P.: "Análise de Transientes de Pressão para um Poço Inclinado em um Reservatório com Suporte de Pressão Vertical", SPEFE (Setembro de 1990) 277. MdtPackerProbe utiliza as soluções analíticas para gerar pressões modelo de sondas de observação e intervalo de obturador. MdtPackerProbe modela poços verticais, horizontais e inclinados produzindo um reservatório transversalmente isotrópico infinito com limites de topo e de fundo fechados.

[00068] A correspondência entre a terminologia, de acordo Prats, e a terminologia ilustrada nas Figuras 1a-1c é ΔZwf = zw, ΔZWs = zw + zo, e ΔZR = zo e, para os seis casos sintéticos, o furo de poço é vertical. Caso Sintético 1: exemplo, de acordo com Prats, fluindo através de uma ferramenta de sonda única.

[00069] O Caso Sintético 1 foi gerado com o programa MdtDualProbe usando dados de entrada, de acordo com Earlougher I. Os dados de entrada foram h = 50 pés, kh = 7,2 md, kv = 4,3 md, zw = 45 pés, Zo = -35 pés, μ = 1 cp, Φ = 0,1, ct = 2e-5 1/psi e pi,o = 3015 psi. O programa MdtDualProbe requer entradas de dados adicionais do tamanho da sonda e raio do poço; raio da sonda rp = 1,12 polegadas (doravante denominado "pol"), e raio do poço, rw = 0,25 pés, foram usados. No exemplo, de acordo com Prats, uma injeção de 200 horas a 50 bbl/d foi utilizada, e o período de injeção foi analisado. Para o Caso Sintético 1 gerado com o programa MdtDualProbe, um fluxo de 100 horas a 50 bbl/d, seguido por uma acumulação de 100 horas foi modelado, e a acumulação foi analisada. Para esse caso sintético,

Assim, o requisito da Equação 13 foi satisfeito.

[00070] Plotagens de derivadas de pressão e de Horner para a acumulação são apresentadas nas Figs. 6a e 6b. A resposta de abaixamento está incluída na plotagem de mas a resposta de abaixamento não foi utilizada na análise. A resposta de abaixamento mostra que uma queda de pressão superior a 15.000 psi não será necessária para fluir 50 bbl/d a partir da primeira sonda 20, o que pode sugerir que o exemplo, de acordo com Prats, é sintético ou envolveu muitas perfurações injetáveis, em vez de uma única perfuração 67. O sistema atinge o fluxo radial após 2 horas (doravante denominadas "hrs") de acumulação. Usando os parâmetros em linha reta de Horner, kh é calculado a partir da Equação 6 e kv é calculado a partir da Equação 11. Os valores são mostrados na Fig. 6b e são substancialmente idênticos aos valores de entrada para o programa MdtDualProbe. Assim, para esse exemplo sintético, o método de Prats pode ser usado para analisar dados coletados pela primeira sonda 20 durante um teste de IPTT para o reservatório 14 e um regime de fluxo radial do reservatório 14. Caso Sintético 2: Exemplo, de acordo com Prats, fluindo através de uma ferramenta com dois obturadores.

[00071] O Caso Sintético 2 foi gerado com o programa MdtPackerProbe usando os mesmos dados de entrada, como no Caso Sintético 1, exceto que a ferramenta de sonda única foi substituída por uma ferramenta com dois obturadores tendo lw = 1,6 pés. Para o Caso Sintético 2, a comprimento do intervalo de fluxo da ferramenta com dois obturadores é 2lw = 3,2 pés, que cumpre o requisito de ser inferior a 3,5 pés, que é de 10% do |ΔZR|.

[00072] Plotagens de derivadas de pressão e Horner para a acumulação são apresentadas nas Figs. 7a e 7b. A resposta de duplo obturador é incluída na plotagem de derivadas por referência, mas a resposta com dois obturadores não foi utilizada na análise. A resposta com duplo obturador mostra que uma queda de pressão de menos do que 1000 psi seria necessária para fluir 50 bbl/d do intervalo de fluxo da ferramenta com duplo obturador, o que é razoável. O sistema do Caso Sintético 2 atinge fluxo radial após 2 horas. Usando os parâmetros em linha reta de Horner, kh é calculado a partir da Equação 6 e kv é calculado a partir da Equação 11. Os valores são mostrados na Fig. 7b. Os valores são substancialmente idênticos aos valores inicialmente inseridos para o programa MdtPackerProbe. Assim, o Caso Sintético 2 valida a aplicação do método, de acordo com Prats, com respeito aos dados coletados pela primeira sonda 20 durante um teste de IPTT. A resposta de fluxo radial foi substancialmente idêntica à resposta de fluxo radial do Caso Sintético 1, que pode indicar que, quando a primeira sonda 20 estiver longe da fonte de fluxo, a natureza da fonte (isto é, uma fonte da sonda de abaixamento ou uma fonte com dois obturadores) pode não afetar substancialmente a resposta de fluxo radial.

[00073] Os Casos Sintéticos 1 e 2 baseiam-se nos parâmetros, de acordo com o exemplo de Prats, e não são representativos dos testes de IPTT do testador de formação (por exemplo, MDT). Em particular, |ΔZR| = 35 pés possui aproximadamente uma ordem de grandeza maior do que um teste normal de IPTT. Os seguintes quatro casos sintéticos, dois casos sintéticos com uma sonda de abaixamento como a fonte de fluxo e dois com um duplo obturador como a fonte de fluxo, são considerados mais representativos dos testes de IPTT do testador de formação. Caso Sintético 3: MDT fluindo através de uma ferramenta de sonda única, com kh > kv

[00074] O Caso Sintético 3 foi gerado com o programa MdtDualProbe, usando os seguintes dados de entrada: h = 20 pés, kh = 100 md, kv = 10 md, zw = 8 pés, zo = 2,3 pés, μ = 0,5 cp, Φ = 0,2, Ct = 8e-6 1/psi, pi,o = 5000 psi, rp = 0,22 pol, e rw = 0,25 pés. A sequência de ensaio compreendeu um fluxo de 2 hrs. a 14 bbl/d, seguido por uma acumU * ~~ 2 *-5."‘ hrs. Para esse caso sintético, ΔZR = 2,3 pés e =

1,98 pés. Assim, a exigência da Eq. 13 foi satisfeita.

[00075] Plotagens de derivadas de pressão e Horner para a acumulação são apresentadas nas Figs. 8a e 8b. A resposta de abaixamento é incluída por referência. O sistema atinge o fluxo radial após 0,02 hrs. de acumulação. Valores para kh e kv são calculados a partir da linha reta de Horner e são mostrados na Fig. 8b; o valor de kh corresponde substancialmente ao valor de entrada para o programa MdtDualProbe; no entanto, existe um ligeiro erro de 2,2% no valor calculado de kh, quando comparado ao valor de entrada para o programa MdtDualProbe. Caso Sintético 4: MDT fluindo através de uma ferramenta com duplo obturador, com kh > kv

[00076] O Caso Sintético 4 foi gerado com o programa MdtPackerProbe usando os mesmos dados de entrada, como no Caso Sintético 3, exceto que a ferramenta de sonda única foi substituída por uma ferramenta com dois obturadores tendo lw = 1,6 pés e a primeira sonda de observação 20 foi colocada em z0 = 6,2 pés. Para o Caso Sintético 4, ΔZR = 6,2 pés e

. Assim, o requisito da Equação 13 foi satisfeito. No entanto, o comprimento do intervalo de fluxo é 2lw = 3,2 pés, o que não atende ao requisito de ser inferior a 0,62 pés, que é 10% de ΔZR. Além disso, o comprimento do intervalo de fluxo da ferramenta com dois obturadores é superior a 50% de ΔZR.

[00077] Plotagens de derivadas de pressão e Horner para a acumulação são apresentadas nas Figs. 9a e 9b. A resposta com dois obturadores é incluída por referência. O sistema do Caso Sintético 4 atinge o fluxo radial após 0,03 horas. Os valores de kh e kv são calculados a partir da linha reta de Horner e são exibidos na Figura 9b; o valor calculado de kh corresponde substancialmente ao valor de entrada para o programa MdtPackerProbe, enquanto o valor de kv computado possui um erro de cerca de 8,4%. O erro para o kv computado é causado pelo comprimento do intervalo de fluxo da ferramenta com dois obturadores substancialmente superior ao limite proposto por Prats de 10% de ΔZR. No entanto, um erro de 8,4% no valor de kv computado pode ser considerado como aceitável para um perito na arte. Caso Sintético 5: MPT fluindo através de uma ferramenta de única sonda, com kh < kv

[00078] O Caso Sintético 5 foi gerado com o programa MdtDualProbe, usando os mesmos dados de entrada que o Caso Sintético 3, exceto que as permeabilidades foram alteradas para kh = 25 md e kv = 50 md. Para o Caso Sintético 5, ΔZR = 2,3

. Assim, a exigência da Eq. 13 não é cumprida; além disso, mesmo relaxando a constante 25 para a constante 12, como proposto por Earlougher I, a exigência da Eq. 13 ainda não é satisfeita.

[00079] Plotagens de derivadas de pressão e Horner para a acumulação são apresentadas nas Figs. 10a e 10b. O sistema do Caso Sintético 5 atinge fluxo radial após 0,005 horas. Os valores de kh e kv são calculados a partir da linha reta de Horner e são mostrados na Figura 10b; e o valor de kh calculado corresponde substancialmente ao valor de entrada para o programa MdtDualProbe, enquanto o valor de kv computado incorpora um erro de cerca de 31%. O erro associado ao kv computado é causado por falha em cumprir a exigência da Eq. 13. Isto é, com kh < kv por uma grande quantidade, e não há separação suficiente entre as sondas, quando zo = 2,3 pés.

[00080] O Caso Sintético 5 foi realizado de novo com um valor de zo = ΔZR = 7,9 pés, cujo valor é substancialmente representativo de um espaçamento da sonda de observação para um teste realizado com duas ferramentas de sonda única, em oposição a uma combinação de sonda dupla/ sonda única, que foi a base para zo = 2,3 pés. Com zo = 7,9 pés, a exigência da Eq. 13 é substancialmente satisfeita, e a exigência da Eq. 13 é satisfeita, se a constante 25 for relaxado para a constante 12, tal como proposto por Earlougher I. As plotagens das derivadas de pressão e Horner são mostradas nas Figs. 10c e 10d; a análise de Horner produz um valor calculado de kv = 49,5 md, que possui um erro de cerca de 1% do valor de entrada para o programa MdtDualProbe, para o valor de kv. Caso Sintético 6: MPT fluindo através de uma ferramenta de dois obturadores, com kh < kv

[00081] O Caso Sintético 6 foi gerado com o programa MdtPackerProbe, usando os mesmos dados de entrada que o Caso Sintético 5, exceto que a ferramenta de sonda única foi substituída por uma ferramenta com dois obturadores tendo lw = 1,6 pés e a sonda de observação foi colocada a zo = 6,2 pés. Para o Caso Sintético 6, ΔZR = 6,2 pés e

. Assim, a exigência da Eq. 13 não foi satisfeita; porém, ela é satisfeita, se a constante 25 for relaxada para a constante 12, como proposto por Earlougher I. O comprimento do intervalo de fluxo da ferramenta com dois obturadores é de 3,2 pés, que não satisfaz o requisito de ser inferior a 0,62 pés, que é 10% de ΔZR. Além disso, a comprimento do intervalo de fluxo excede 50% de ΔZR.

[00082] Plotagens de derivadas de pressão e Horner para a acumulação são exibidas nas Figuras 11a e l1b. O sistema do Caso Sintético 6 atinge fluxo radial após 0,005 horas, e os resultados da análise de Horner para kh e kv são mostrados na Figura 11b. O valor de kh computado corresponde substancialmente ao valor de entrada para o programa MdtPackerProbe; no entanto, o valor de kv calculado possui um erro de cerca de 8,2%. A magnitude do erro para o valor de kv calculado é similar àquela exibida no Caso Sintético 4, o que pode sugerir que o erro é causado pelo comprimento do intervalo de fluxo substancialmente superior ao limite proposto por Prats. Assim, ele não aparece, como se o pequeno erro de satisfazer a exigência da Eq. 13 tivesse qualquer efeito substancial, no que diz respeito ao erro no valor de kv calculado.

[00083] Prats desenvolveu seu método para poços verticais e/ou reservatórios com anisotropia de permeabilidade 2D. Os sistemas e métodos da presente divulgação podem ser utilizados com um poço inclinado, tal como o poço 12, num reservatório, tal como o reservatório 14 mostrado na FIG. 1c, com anisotropia de permeabilidade 3D. A inclinação do poço, θw, pode variar de 0 (poço vertical) a 90 graus (poço horizontal), e o furo de poço pode ter partes, que são verticais, partes que são horizontais, e partes que são inclinadas num ângulo entre 0 e 90 graus. As transformações a seguir são baseadas no trabalho apresentado, por exemplo, por Besson, J.: "Performance de Slanted and Horizontal Wells on an Anisotropic Medium", artigo SPE 20965 apresentado na 1990 SPE European Petroleum Conference, Haia, Holanda, 22-24 de outubro. A Eq. 1 pode ser adaptada para inclinação de poço e anisotropia de permeabilidade 3D, como se segue:

Os parâmetros αx, αy, αz, n e δ nas definidos como

onde k = permeabilidade, md, sobrescrito = propriedade efetiva em um reservatório isotrópico equivalente, ks = permeabilidade esférica, md, x = coordenadas x no sistema de coordenadas cartesianas, pés, αx = constante definida pela Equação 23, sem dimensão, y = coordenadas y no sistema de coordenadas cartesianas, pés, αy = constante definida pela Equação 24, sem dimensão, z = coordenadas z no sistema de coordenadas cartesianas, pés, αz = constante definida pela Equação 25, sem dimensão, kx = permeabilidade horizontal na direção x de uma formação anisotrópica 3D, md, ky = permeabilidade horizontal na direção y de uma formação anisotrópica 3D, md, lw = meio-comprimento do intervalo de obturador, pés, δ = constante definida pela Equação 27, sem dimensão, zo = distância medida do centro da sonda/ obturador de produção até a sonda de observação, pés, θ' = ângulo de azimute do poço a partir do eixo dos x, graus, θW = ângulo de inclinação do poço a partir do plano vertical, graus [0(poço vertical) a 90 (poço horizontal)], n = constante definida pela Equação 26, adimensional.

[00084] Nas Eqs. 14-27, kh representa a permeabilidade geométrica em relação ao plano horizontal, isto é,

representa a permeabilidade vertical (na direção z) para um reservatório ou formação anisotrópica. Além disso, a terminologia MDT das Figs. 1a - 1c: zw = ΔZwf e zo = ΔZR é usada.

[00085] Usando a Eq. 14 para a transformação k, a Eq. 17 para zw, a Eq. 18 para h, e a Eq. 20 para zo, uma equação de fluxo radial pode ser obtida para uma sonda de observação num reservatório anisotrópico 3D para todos os ângulos de inclinação de um poço. O resultado é que as Equações 1 e 2 permanecem inalteradas; no entanto, a ordenada da plotagem de fluxo radial, b, se torna

sobrescrito = propriedade efetiva em um reservatório anisotrópico 3D, e zw = distância vertical da parte inferior da formação até o centro do obturador/ sonda de produção, pés.

[00086] Note-se que para um reservatório anisotrópico 2D, onde a permeabilidade é assumida ser isotrópica em relação ao plano horizontal (isto é, kx = ky), n = 1 pode ser obtido a partir da Equação 26.

[00087] Como acima observado, o método, de acordo com Prats, é baseado numa suposição de um poço com raio zero (isto é, fonte linear). Para que as Equações 1-5 se apliquem a um poço de raio finito em um reservatório isotrópico (ou seja, kh = kv), a Eq. 13 se torna

[00088] Portanto, para que as Equações 1, 2 e 28-30 se apliquem a um poço inclinado de raio finito num reservatório tendo anisotropia de permeabilidade 3-dimensional, a Eq. 31 deve ser transformada. A Eq. 20 pode ser utilizada para substituir zo; rw que podem ser substituídos pela expressão fornecida por Besson: =

[00089] Com zo substituído por

e rw substituído por

na Equação 31, a transformação resultante para um reservatório anisotrópico 3D é

[00090] Para um reservatório anisotrópico 2D, kx = ky e n = 1; assim, a Eq. 33 se torna 25 r

[00091] As equações de fluxo radial para um reservatório anisotrópico 3D dadas pelas Eqs. 1, 2 e 28-30 para três casos diferentes, dependendo do ângulo de inclinação: poço vertical (θW = 0), poço horizontal (θW = 90), e poço inclinado (0 <θW <90) são como se segue.

[00092] No caso de um poço vertical, tal como o furo de poço 12 mostrado nas FIGS. 1a e 1b, θW = 0; assim, δ = 1 pode ser obtido a partir da Equação 27. Assim, as Equações 28-30 são idênticas às Equações 3-5 para o caso anisotrópico 2D. Isso indica que as Equações 3-5 utilizáveis para um caso anisotrópico 2D, também são utilizáveis para o caso mais geral de um reservatório anisotrópico 3D para uma sonda de observação situada ao longo de um poço vertical, tal como, por exemplo, primeira sonda 20 localizada dentro do poço 14.

[00093] No caso de um poço horizontal, θW = 90; assim,

pode ser obtido a partir da Equação 27. Assim, a ordenada b dada pela Equação 28 é uma função não- linear de kv, kh, e n para o caso de anisotropia 3D. Para rj ,,,, % i um reservatório anisotrópico 2D, n = 1; assim,

e a ordenada b dada pela Equação 28 é uma função não-linear de kv e kh.

[00094] No caso de um poço inclinado, onde (0 < θW < 90), a ordenada b dada pela Equação 28 é uma função não- linear de kv, kh, θw, e n para o caso de anisotropia 3D. Para um reservatório anisotrópico 2D, n = 1; assim, a ordenada b dada pela Equação 28 é uma função não-linear de kv, kh, e θw.

[00095] Para avaliar o presente sistema e método com respeito a poços inclinados, um caso de um reservatório anisotrópico 2D foi considerado e a validade das Equações 1, 2, e 28-30 foi verificada, através da utilização do programa MdtPackerProbe. Uma ordenada da plotagem de fluxo radial, b, dada pelas Equações 28-30, foi comparada com aquela da análise de fluxo radial de dados do programa MdtPackerProbe. Para um reservatório anisotrópico 2D, n = 1; por conseguinte, a Eq. 28 pode escrita como b= 162.6

G* é dado pela equação

2 9 com

.

[00096] A restrição em zo dada pela Equação 34 para um reservatório anisotrópico 2D pode ser escrita como

[00097] As Equações 35 e 36 se aplicam aos valores de inclinação do poço, 0 <= θW <= 90. Uma tabela ilustrada na FIG. 12 compara os valores de b calculados a partir da Equação 35 e a partir do MdtPackerProbe, como uma função do ângulo de inclinação do poço para um caso com vazão constante de 14 bbl/d. A duração do teste foi longa o suficiente, para que a pressão da sonda de observação exibisse um regime de fluxo radial bem definido. A tabela na Figura 12 também apresenta os valores do requisito de zo calculados a partir do lado direito da Equação 36. Outros valores de parâmetros de entrada foram obtidos do Caso Sintético 4 anteriormente apresentado: h = 20 pés, kh = 100 md, kv = 10 md, zw = 8 pés, Zo = 6,2 pés, μ = 0,5 cp, Φ = 0,2, ct = 8e-6 1/psi, pi,o = 5000 psi, lw = 1,6 pés, e rw = 0,25 pés.

[00098] O erro no valor de b da Equação 35 para todos os ângulos de inclinação é inferior a 2%, quando comparado ao valor de simulação gerado pelo programa MdtPackerProbe. Assim, a Eq. 35 fornece uma aproximação precisa ou substancialmente precisa para uma ordenada de fluxo radial. Para este caso, zo = 6,2 pés, de modo que ângulos de inclinação inferiores a 80° da Tabela 1 atendem a exigência dada pela Equação 36; no entanto, o erro em b não é consideravelmente afetado.

[00099] As Equações 1-5 são válidas por um poço vertical em um reservatório anisotrópico 2D. Além disso, para poços inclinados e anisotropia 3D, as Equações 1, 2 e 28-30 podem ser usadas. Além disso, para um poço vertical num reservatório anisotrópico 3D, δ = 1 e, assim, as Equações 28-30 são idênticas às Equações 3-5; por conseguinte, os sistemas e métodos se aplicam a poços verticais, independentemente do grau de anisotropia relacionado ao poço vertical ou reservatório.

[000100] Para poços inclinados, a aplicação das Equações 1-5 irá resultar em erro, que não pode ser aceitável por um perito na arte. Para demonstrar o erro associado à aplicação das Equações 1-5 para um poço inclinado, os dados utilizados para a tabela na FIG. 12 foram analisados, com o pressuposto de que o poço é vertical. Os resultados mostram que, para todos os casos, kf é corretamente determinado como sendo de cerca de 100 md. Os valores kv computados estão listados numa tabela mostrada na FIG. 13, e o valor correto de kv é de 10 md.

[000101] Note-se que um erro de 8,4% a 0 grau de inclinação é o erro inerente ao método, como mostrado anteriormente para o Caso Sintético 4. Em resumo, os resultados apresentados na tabela mostrada na FIG. 13 indicam que o método para poço vertical pode ser aplicado para inclinações de poço até cerca de 15 graus, sem introduzir erros significativos; no entanto, para maiores inclinações (isto é, maiores que cerca de 15 graus), o erro em kv pode se tornar inaceitável para um perito na arte.

[000102] Para poços inclinados, a ordenada b dada pela Equação 28 é uma função não-linear de kv, kh, θw, e n para o caso de anisotropia 3D. Para um reservatório anisotrópico 2D, n = 1; assim, a ordenada b é uma função não-linear de kv, kh, e θw, como dada pela Equação 35. Para um teste realizado em um poço inclinado, análise de fluxo radial irá fornecer valores para kh e b. Portanto, para obter um valor para kv, uma técnica de solução não-linear deve ser usada. Além disso, valores para θw e n (se, no caso de anisotropia 3D) devem ser conhecidos a priori. Ângulos de inclinação e azimute do poço (θw e θ’, respectivamente) podem ser conhecidos a partir de uma pesquisa de perfuração. Para o caso de anisotropia 3D, uma estimativa para kx/ky pode ser obtida a partir de dados básicos ou modelagem geológica; valores para kx/ky e θ’ são necessários para estimar n-

[000103] Para ilustrar ainda mais o procedimento de análise para determinar kv para um poço inclinado, um caso de anisotropia de permeabilidade 2-dimensional é considerado. É necessário encontrar um valor de kv, que satisfaça a Eq. 35 para os valores de kh e b a partir de uma análise de fluxo radial, e valores fornecidos de parâmetros de poço e reservatório, tais como θw, h, μ, zo, zw, q, Φ, rw e ct. O requisito é expresso como h

onde f = função não-linear definida pela Equação 37.

[000104] Note-se que é também uma função de kv. A Eq. 37 é uma função não-linear de kv. O método de Newton- Raphson, como previsto, por exemplo, em Press, W.H., Flannery, BP, Teukolsky, A.A., e Vetterling, W.T.: Numerical Recipes: A Arte de Computação Científica, Cambridge University Press, 2007, ISBN 0-521-88068-8, pode ser apropriado para resolver essa equação não-linear para kv. Esse método requer a derivada da função, o que exigirá a derivada de ; isso vai exigir a derivada da função digama, W. Um algoritmo para essa derivada é fornecido, por exemplo, em Amos, D.E.: "Uma sub-rotina portátil FORTRAN para derivadas da função psi", Algorithm 610, ACM Transactions on Mathematical Software (Dezembro de 1983) 494-502.

[000105] Uma alternativa para uma técnica de solução não-linear é um método gráfico, que consiste em traçar f(kv) versus kv, e encontrar visualmente um ponto zero. Como um exemplo do método gráfico, os dados utilizados para gerar a tabela mostrada na FIG. 12 foram utilizados com a Eq. 37 para calcular f(kv) versus kv, para o caso de θW = 45°, e o resultado é apresentado na FIG. 14. Pode ser visualmente observado a partir do gráfico na FIG. 14, que f(kv) = 0 em kv = 10 md, que é a solução correta.

[000106] A presente divulgação proporciona um método para determinar uma propriedade indicativa de permeabilidade do reservatório 14, tal como, por exemplo, a mobilidade horizontal e/ou mobilidade vertical da formação, a permeabilidade horizontal e/ou permeabilidade vertical da formação, através da resposta de fluxo radial na, ou adjacente à, posição de assentamento 22 da primeira sonda 20. O método pode ser utilizado para casos mais gerais de um poço inclinado num reservatório tendo anisotropia de permeabilidade 3-dimensional. A inclinação do poço pode variar de 0 (poço vertical) a 90 graus (poço horizontal). Com vantagem, o método pode ser utilizado com poços fluindo a qualquer taxa de fluxo constante, qualquer taxa de fluxo não-constante e/ou quando um teste de rebaixamento for seguido por um teste de acumulação.

[000107] Os resultados de análise aqui apresentados estavam, em geral, substancialmente de acordo com os valores de entrada. Nos casos, em que os requisitos necessários foram violados, um erro foi visto no resultado de kv; mas o valor de kh foi determinado sem erro inaceitável para um perito na arte. Para um teste de IPTT conduzido, quando kv exceder kh por um fator de dois ou mais, o espaçamento padrão da sonda de observação (isto é, a primeira sonda 20) pode ser muito pequeno. Para um teste de IPTT, quando a ferramenta de testes de formação for com dois obturadores, pode ser provável que a restrição no comprimento do intervalo de fluxo da ferramenta com dois obturadores seja ultrapassada por uma ampla margem; no entanto, os casos sintéticos mostram que o erro em kv pode permanecer inferior a 10%, o que pode ser aceitável para um perito na arte.

[000108] Embora várias formas de realização do presente sistema e método tenham sido aqui descritas em pormenores com referência aos desenhos anexos, deve ficar claro que a divulgação não se limita a essas formas de realização precisas, e que várias alterações e modificações podem ser nas mesmas efetuadas por um perito na arte, sem se afastar do âmbito e espírito da divulgação, como definido nas reivindicações anexas. Por exemplo, embora as formas de realização aqui descritas tenham sido principalmente dirigidas a reservatórios de hidrocarbonetos, a divulgação não é por eles limitada. Os especialistas na arte irão perceber que o presente sistema e método é também facilmente aplicável a outros tipos de reservatórios subterrâneos. Um exemplo de outro tipo de reservatório contendo fluido, ao qual, os sistema e método são facilmente aplicáveis, são reservatórios de água subterrâneos e camadas de água.

Claims

1. Método CARACTERIZADO por compreender: posicionar uma ferramenta de testes de formação no interior de um poço formado dentro de um reservatório de subsolo (14), em que a ferramenta tem uma sonda de observação configurada para obter dados de pressão; analisar, através da ferramenta de testes de formação, os dados de pressão obtidos para determinar quando o fluxo radial é atingido; e determinar, através da ferramenta de testes de formação, permeabilidade vertical ou mobilidade vertical do reservatório, com base em quando o fluxo radial é atingido e uma análise de Horner do reservatório de subsolo na, ou adjacente à, sonda de observação.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato do reservatório ter anisotropia de permeabilidade tridimensional.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO por compreender ainda: determinar, através da ferramenta de testes de formação, permeabilidade horizontal ou mobilidade horizontal do reservatório com base em quando o fluxo radial é atingido e uma análise de Horner do reservatório de subsolo na, ou adjacente à, sonda de observação.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato da permeabilidade vertical ou da mobilidade vertical do reservatório ser determinada, com base em uma interpretação gráfica de dados de pressão obtidos pela sonda de observação.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato da determinação da permeabilidade vertical ou da mobilidade vertical ser realizada sem uma primeira estimativa dos parâmetros do modelo.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato da ferramenta ter uma segunda sonda ou dois elementos de obturador configurados para retirar ou injetar fluido no reservatório de subsolo.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato da ferramenta ser configurada para realizar um teste dos transientes de pressão em intervalo (IPTT) do reservatório de subsolo.

8. Método CARACTERIZADO por compreender: obter medidas de pressão com uma sonda de observação de uma ferramenta de testes de formação durante um teste de abaixamento de pressão ou teste de acumulação de pressão, em que a sonda de observação está localizada em uma posição de assentamento dentro de um furo de poço formado dentro de um reservatório geológico no subsolo e o poço é um poço de furo aberto; determinar, através da ferramenta de testes de formação, quando o fluxo radial do reservatório na, ou adjacente à, posição de assentamento da sonda de observação é atingida através da análise dos dados de pressão coletados; determinar, através da ferramenta de testes de formação, permeabilidade horizontal ou mobilidade horizontal do reservatório com base em quando o fluxo radial é atingido e uma análise de Horner do reservatório na, ou adjacente à, sonda de observação; e determinar, através da ferramenta de testes de formação, permeabilidade vertical ou mobilidade vertical do reservatório, com base em quando o fluxo radial é atingido e uma análise de Horner do reservatório na, ou adjacente à, sonda de observação.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, CARACTERIZADO pelo fato da posição de assentamento ser em uma parte do furo de poço que é inclinada em um ângulo maior que 5 graus e menor que 85 graus.

10. Método, de acordo com a reivindicação 8, CARACTERIZADO pelo fato da permeabilidade horizontal, mobilidade horizontal, mobilidade vertical e permeabilidade vertical serem determinadas sem utilização de um método iterativo.

11. Método, de acordo com a reivindicação 8, CARACTERIZADO pelo fato da permeabilidade horizontal, mobilidade horizontal, mobilidade vertical e permeabilidade vertical serem determinadas, com base em um método gráfico.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato do método gráfico resultar em uma função linear, no que diz respeito à permeabilidade horizontal, mobilidade horizontal, mobilidade vertical ou permeabilidade vertical.

13. Método, de acordo com a reivindicação 8, CARACTERIZADO por compreender ainda: determinar permeabilidade da formação do reservatório através de uma solução analítica direta, com base nos dados de pressão coletados.