BR112016026994B1

BR112016026994B1 - Método e aparelho para estimar uma característica de molhabilidade de uma formação

Info

Publication number: BR112016026994B1
Application number: BR112016026994-2A
Authority: BR
Inventors: Segun A. Jebutu; Weidong Li
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2014-05-27
Filing date: 2015-05-15
Publication date: 2022-05-24
Also published as: GB201621202D0; GB2542059A; US9746576B2; SA516380332B1; GB2542059B; NO20161992A1; US20150346377A1; BR112016026994A8; WO2015183594A1

Abstract

ESTIMATIVA DE MOLHABILIDADE COM O USO DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA. Trata-se de um método para estimar uma característica de molhabilidade de uma formação que inclui: dispor um aparelho de medição de ressonância magnética (MR) em um furo de poço; gerar um campo magnético oscilante e um campo magnético estático de gradiente baixo em uma região da formação; detectar um sinal de MR gerado na região; calcular parâmetros de relaxamento para pelo menos um fluido na região; e estimar a característica de molhabilidade da região com base nos parâmetros de relaxamento.

Description

Referência remissiva a pedidos relacionados

[1] Este pedido reivindica o benefício sobre o Pedido no U.S. 14/287834, depositado em 27 de maio de 2014, incorporado ao presente documento em sua totalidade a título de referência. Antecedentes

[2] Entender as características de formações geológicas e fluidos localizados nas mesmas é importante para exploração e produção eficazes de hidrocarboneto. Por exemplo, uma estimativa precisa das características de umectação de fluidos de reservatório insitu é crítica para avaliação de recuperação de hidrocarboneto, seleção de mecanismos de produção e entendimento de economia de desenvolvimento de campo.

[3] As ferramentas de ressonância magnética podem ser usadas para estimar características de formações, como caracteres- ticas de permeabilidade e de fluido. Tais ferramentas podem ser transportadas para dentro de um furo de poço durante a perfuração (por exemplo, como ferramentas de perfilagem durante a perfuração) ou após a perfuração (por exemplo, como ferramentas de cabo elétrico). A caracterização das formações e dos fluidos dentro das mesmas fornece informações valiosas relacionadas ao uso pretendido da formação de modo que recursos de perfuração e de produção possam ser usados de modo eficaz.

Sumário

[4] Um método para estimar uma característica de molhabili- dade de uma formação inclui: dispor um aparelho de medição de ressonância magnética (MR) em um furo de poço; gerar um campo magnético oscilante e um campo magnético estático de gradiente baixo em uma região da formação; detectar um sinal de MR gerado na região; calcular parâmetros de relaxamento para pelo menos um fluido na região; e estimar a característica de molhabilidade da região com base nos parâmetros de relaxamento.

[5] Um aparelho para estimar uma característica de molhabili- dade de uma formação inclui: uma ferramenta de ressonância magnética (MR) configurada para ser disposta em um furo de poço na formação, em que a ferramenta de ressonância magnética é configurada para gerar um campo magnético oscilante e um campo magnético estático de gradiente baixo em uma região da formação e detectar um sinal de MR gerado na região; e um processador configurado para calcular parâmetros de relaxamento para pelo menos um fluido na região e estimar a característica de molhabilidade da região com base nos parâmetros de relaxamento. Breve descrição dos desenhos

[6] A matéria, que é considerada como a invenção, é particularmente apontada e reivindicada de modo distinto nas reivindicações na conclusão do relatório descritivo. O supracitado e outros recursos e vantagens da invenção são evidenciados pela descrição detalhada a seguir em conjunto com os desenhos em anexo, nos quais:

[7] A Figura 1 é uma vista em perspectiva de uma modalidade exemplificativa de um aparelho de medição de ressonância magnética nuclear (NMR);

[8] A Figura 2 representa fluidos em formações exemplifica- tivas que têm diferentes características de molhabilidade; e

[9] A Figura 3 é um fluxograma que fornece um método exemplificativo de gerar medições de ressonância magnética e estimar características de molhabilidade de uma formação.

Descrição detalhada

[10] Os aparelhos e métodos para caracterizar formações subterrâneas são descritos no presente documento. Uma modalidade de um método inclui medir a ressonância magnética (MR) em uma formação com o uso de um dispositivo de ressonância magnética de gradiente baixo, como uma ferramenta de ressonância magnética nuclear (NMR) de gradiente baixo. Em uma modalidade, o dispositivo é um dispositivo de perfilagem durante a perfuração (LWD) configurado para tomar medições de MR em diversas profundidades ou regiões de uma formação. O método inclui analisar as medições em cada profundidade para determinar valores de relaxamento de T2 para fluidos dispostos na formação, como fluidos de óleo e de água. “Óleo” se refere a qualquer tipo de hidrocarboneto líquido e “água” se refere a líquidos que consistem principalmente em água, como substancialmente água pura e salmoura. Os deslocamentos de tempo de relaxamento relacionados aos tempos de relaxamento de volume para um fluido são quantificados para estimar características de molhabilidade da formação. Em uma modalidade, um mapa de índice de molhabili- dade ou perfil é gerado para a formação. As características de molhabilidade podem ser avaliadas em conjunto com vários outros dados para gerar modelos e outras avaliações da formação.

[11] A Figura 1 ilustra uma modalidade exemplificativa de uma medição de interior de poço, sistema de aquisição e/ou análise de dados 10 que inclui dispositivos ou sistemas para medição in-situ de características de uma formação terrestre 12. O sistema 10 inclui uma ferramenta de ressonância magnética 14 como uma ferramenta de ressonância magnética nuclear (NMR). Um exemplo da ferramenta de ressonância magnética é uma ferramenta de ressonância magnética de LWD como a ferramenta de LWD de MagTrakTM por Baker Hughes, Inc. A ferramenta 14 é configurada para gerar dados de ressonância magnética para uso na estimativa de características que incluem características de molhabilidade da formação. A molhabilidade se refere à preferência de um sólido (por exemplo, componentes de rocha) para entrar em contato com um fluido através de outro. Conforme descrito no presente documento, um “fluido” se refere a um líquido, gás ou uma combinação dos mesmos. Em uma modalidade, o fluido é principalmente óleo e/ou água na formação. Outras caracteres- ticas que podem ser estimadas com o uso da ferramenta 14 incluem porosidade e permeabilidade.

[12] Uma ferramenta exemplificativa 14 inclui uma fonte de campo magnético estática 16 que magnetiza materiais de formação e uma antena 18 que transmite energia de radiofrequência ou outra energia oscilante ou pulsante que forneça um campo magnético oscilante. A antena também pode servir como um receptor. Pode ser observado que a ferramenta 14 pode incluir uma variedade de componentes e configurações como é conhecido na técnica de ressonância magnética e/ou NMR.

[13] A ferramenta 14 pode ser configurada como um componente de vários sistemas subterrâneos, como sistemas de perfilagem de poço e de perfilagem durante a perfuração (LWD). Por exemplo, a ferramenta 14 pode ser incorporada com uma coluna de perfuração 20 ou outro veículo adequado e instalado poço abaixo, por exemplo, de uma sonda de perfuração 22 em um furo de poço 24 durante uma operação de perfuração. A ferramenta 14 não é limitada às modalidades descritas no presente documento e pode ser disposta com qualquer veículo adequado. Um "veículo", conforme descrito no presente documento, significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que podem ser usados para conduzir, alojar, suportar ou, de outro modo, facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro. Os veículos não limitantes exemplificativos incluem colunas de perfuração do tipo de tubo espiralado, do tipo de tubo articulado e qualquer combinação ou porção dos mesmos. Outros exemplos de veículo incluem tubos de revestimento, cabos elétricos, sondas de cabo elétrico, sondas de cabo de aço, drop-shots, subs de interior de poço, montagens de fundo de poço e colunas de perfuração.

[14] Em uma modalidade, a ferramenta 14 e/ou outros compo nentes de interior de poço são equipados com equipamento de transmissão para se comunicarem principalmente com uma unidade de processamento de superfície 26. Tal equipamento de transmissão pode assumir qualquer forma desejada e diferentes meios e métodos de transmissão podem ser usados, como métodos de transmissão com fio, com fibra óptica e sem fio. As unidades de processamento adicionais podem ser dispostas com o veículo. Por exemplo, uma unidade de eletrônica poço abaixo 28 inclui vários componentes eletrônicos para facilitar a recepção de sinais e dados, transmissão de dados e/ou processamento de dados poço abaixo. A unidade de processamento de superfície 26, a ferramenta 14 e/ou outros componentes do sistema 10 incluem dispositivos conforme for necessário para fornecer o armazenamento e/ou processamento de dados coletados a partir da ferramenta 14 e outros componentes do sistema 10. Os dispositivos exemplificativos incluem, sem limitação, pelo menos um processador, armazenamento, memória, dispositivos de entrada, dispositivos de saída e semelhantes.

[15] O sistema 10 é usado para estimar características de umectação da formação com o uso de dados de ressonância magnética como perfilagens de NMR. O termo “umectação” se refere ao contato entre um sólido (por exemplo, rocha) e um líquido (por exemplo, óleo ou água) que resulta a partir de interações intermolecu- lares quando o sólido e o líquido são unidos. Essas características incluem molhabilidade de formação e identificação de regiões de umectação única e misturada. Em uma modalidade, os dados de ressonância magnética são gerados medindo-se a ressonância magnética in-situ em um campo de gradiente baixo, por exemplo, realizando-se medições de ressonância magnética de gradiente baixo.

[16] As modalidades descritas no presente documento possibili tam a estimativa de molhabilidade direta em condições de reservatório in-situ adquirindo-se medições de ressonância magnética de gradiente baixo. A molhabilidade é difícil de medir in-situ, entretanto, a interação de superfícies de fluido molecular e superfícies minerais de rocha têm um tempo de relaxamento aparente que é influenciado pelo mecanismo de relaxamento de superfície de ressonância magnética. A molhabilidade pode ser medida no laboratório através do ângulo de contato, imageamento de microscópico de forças atômicas e medições de índice de Amott, entretanto, essas medições são restringidas à escala e difíceis de reconstruir em condições de interior de poço originais. As modalidades descritas no presente documento que permitem a estimativa de molhabilidade in-situ, têm, portanto, vantagens significativas.

[17] Em uma modalidade, as medições de ressonância magné tica são realizadas por uma ferramenta de ressonância magnética de gradiente, que gera um campo magnético estático uniforme (B0) em um volume da formação com o uso de um ou more ímãs (por exemplo, a fonte de campo magnético 16). Um campo magnético oscilante (por exemplo, RF) (B1), que é pelo menos substancialmente perpendicular ao campo magnético estático, é gerado no volume. Um gradiente de campo magnético (G), produzido por um ou mais gradiente espirais, também é gerado no volume. O gradiente de campo magnético pode ser fixado ou pulsado.

[18] Um receptor detecta sinais de ressonância magnética (MR) gerados por Prótons de hidrogênio no fluido de formação. Esses sinais incluem uma série de ecos de giro (trem de eco de giro), que são detectados pela ferramenta e podem ser exibidos em perfilagens de MR. A amplitude desses ecos de giro é detectada como uma função de tempo, de modo a permitir a detecção de ambas as amplitudes e do declínio desses sinais.

[19] Quando uma montagem de momentos magnéticos, como aqueles de núcleos de hidrogênio, é exposta a um campo magnético estático, a mesma tende a se alinhar ao longo da direção do campo magnético, resultando em magnetização de volume. A taxa em que o equilíbrio é estabelecido em tal magnetização de volume mediante o fornecimento de um campo magnético estático é caracterizada pelo parâmetro T1, também chamado de tempo de relaxamento de treliça de giro. Outro parâmetro é o tempo de relaxamento de giro-giro T2, também chamado de o tempo de relaxamento transversal, que é relacionado ao relaxamento devido a não homogeneidades no campo magnético local através do volume de detecção da ferramenta. A constante de tempo de relaxamento de T2 que é estimada por meio de medições de MR é chamada de a constante de tempo de relaxamento transversal aparente T2. Outro parâmetro de medição é a difusão de formação D, que está relacionada ao movimento de átomos em um estado gasoso ou líquido devido à sua energia térmica. Em um campo magnético de gradiente, a difusão afeta os dados de MR e dados de relaxamento de T2, contribuindo para uma taxa de relaxamento mais rápida.

[20] Os parâmetros fundamentais de relaxamento de T2 aparentes são expressados como uma soma de três componentes de contribuição. Esses componentes são de relaxamento de superfície, de relaxamento de volume e difusão de defasagem de giro molecular (T2Diffusion). O relaxamento de superfície T2 (R) está relacionado ao tempo de relaxamento de superfície T2 (T2superfície) e o de relaxamento de volume é relacionado ao temo de relaxamento de volume de T2 (T2volume). Dessa forma, o relaxamento de T2 aparente pode ser expressado como: 1/ T2aparente = 1/T2superfície + 1/T2volume + 1/T2difusão.

[21] Essa expressão presume que os vários mecanismos de eco de giro são interdependentes, porém, na realidade são acoplados no sinal aparente medido. O tempo de relaxamento de T2 para um fluido como a água ou o óleo em um reservatório depende das características de molhabilidade do reservatório. Se um fluido não estiver em contato com uma superfície sólida, o tempo de relaxamento do fluido é relacionado ao tempo de relaxamento de volume de T2 do fluido. Entretanto, se um fluido estiver em contato com uma superfície sólida (por exemplo, a superfície de um poro), o tempo de relaxamento de superfície de T2 domina.

[22] As Figuras 2A a C mostram exemplos de formações que têm diferentes características de molhabilidade. Nesses exemplos, a água 30 e o óleo 32 estão presentes em poros formados por grãos de rocha 34. Em uma formação molhada por água (Figura 2A), a água é chamada de a fase de umectação e o óleo (também chamado de a fase de óleo) não tem contato com as superfícies de poro. Em uma formação molhada por óleo (Figura 2C), o óleo é a fase de umectação e a água (também chamada de a fase de água) não tem contato com as superfícies de poro. Em uma formação molhada por mistura (Figura 2B), entretanto, tanto a água quanto o óleo têm algum contato com as superfícies de poro.

[23] Em um reservatório molhado por água, o relaxamento de volume de T2 é o sinal dominante em T2 aparente da fase de óleo, ao passo que, para a fase de umectação (água nesse caso), o sinal dominante em T2 aparente é o relaxamento de superfície de T2. Quando o gás é o fluido não umectante, o sinal dominante em T2 aparente é o termo de difusão. Em um reservatório molhado por óleo, o relaxamento de volume de T2 é dominante na fase de água e o relaxamento de superfície de T2 é dominante na fase de óleo.

[24] Para T1 aparente dos fluidos de formação, o termo de difusão é excluído e a relação de T1 aparente é expressada como: 1/T1aparente = 1/T1superfície + 1/T1volume.

[25] Em uma modalidade, as medições de ressonância magnética são realizadas por uma ferramenta de ressonância magnética de gradiente baixo. A ferramenta gera um campo magnético estático que tem um gradiente que é suficientemente baixo, de modo que T1 aparente seja aproximadamente igual ao T2 aparente. Tais campos de gradiente baixo são muito menos sensíveis à difusão molecular do que os típicos campos de gradiente alto. Um campo magnético estático exemplificativo para uma ferramenta de gradiente baixo é menor ou igual a cerca de 2 G/cm (Gauss por centímetro) ou 0,02 T/m (Tesla por metro). Dessa forma, para ressonância magnética de gradiente baixo: 1/T1aparente = 1/T2aparente.

[26] Em um reservatório molhado por água, o T1 ou T2 da fase de umectação (água ou salmoura) é, de modo dominante, proveniente do termo de relaxamento de superfície fornecido por: T1superfície = T2superfície = (R * S/Vp)-1, em que “S/Vp” é a razão entre superfície e volume do poro de rocha e “R” é o relaxamento de superfície transversal. O T1 ou T2 da fase de óleo é, de modo dominante, proveniente do termo de relaxamento de volume fornecido por: T1volume = T2volume = 1,2 * T/(298 * n), em que “T” é temperatura e “n” é viscosidade.

[27] Entretanto, em reservatórios molhados por mistura, cada uma dentre as fases de óleo e de água relaxa, apesar de uma combinação de relaxamento de volume e relaxamento de superfície, e depende da razão entre a área de superfície molhada por água e o volume de água e a área de superfície molhada por óleo e o volume de óleo. Dessa forma, os espectros de relaxamento de óleo fornecidos pelo T2 da fase de óleo serão deslocados em relação ao espectro de volume devido a um relaxamento de superfície melhorado do óleo.

[28] Para um reservatório molhado por água, o espectro de relaxamento de T2 para a fase de óleo irá corresponder ou pelo menos ser principalmente devido ao espectro de T2volume. Entretanto, se o espectro de T2 medido para óleo for deslocado em relação ao espectro de T2volume para óleo em direção a tempos de relaxamento mais curtos, isso é uma indicação de que o reservatório é molhado por mistura. O deslocamento pode ser usado para determinar a molhabilidade do reservatório, por exemplo, se o reservatório é molhado por óleo, molhado por água ou molhado por mistura. A molhabilidade pode ser quantificada por um índice de molhabilidade que indica a fração da superfície de poro que é molhada por óleo e a fração que é molhada por água. Embora a água e o óleo sejam discutidos no presente documento como fluidos de poro, as modalidades descritas no presente documento não se limitam aos mesmos. As modalidades descritas no presente documento podem ser usadas em conjunto com formações que contêm outros fluidos que têm viscosidades ou densidades variáveis.

[29] A Figura 3 ilustra um método 40 para estimar características de uma formação terrestre, que inclui características de molhabilidade. O método 40 pode ser realizado em conjunto com o sistema 10 e/ou a ferramenta 14, porém, não é limitado aos mesmos. O método 40 inclui um ou mais estágios 41 a 46. Em uma modalidade, o método 40 inclui a execução de todos os estágios 41 a 46 na ordem descrita. No entanto, determinados estágios podem ser omitidos, estágios podem ser adicionados ou a ordem dos estágios alterada.

[30] No primeiro estágio 41, uma ferramenta de medição de NMR ou outra ferramenta de medição de ressonância magnética é disposta em um furo de poço. Em uma modalidade, a ferramenta (por exemplo, a ferramenta 14) é disposta durante a perfuração como parte de uma operação de LWD. O método não é limitado às operações de LWD, visto que a ferramenta pode ser disposta em qualquer veículo adequado, como uma ferramenta de cabo elétrico.

[31] No segundo estágio 42, os dados de MR de gradiente baixo, como dados de NMR de gradiente baixo, são adquiridos. Conforme a ferramenta é rebaixada durante a perfuração, um campo magnético estático de gradiente baixo B0 é gerado no volume de formação circundante e uma radiofrequência (RF) ou outro sinal pulsado é transmitido para dentro de pelo menos uma antena de transmissão, que, por sua vez, gera um campo magnético oscilante B1 no volume. Pelo menos uma antena de recepção detecta sinais de MR a partir do volume em resposta à interação entre os giros nucleares de interesse e os campos magnéticos estático e oscilante e gera dados de MR brutos. Os dados de MR brutos incluem trens de eco de giro medidos em uma pluralidade de profundidades. Os dados de MR são gerados em múltiplas profundidades, durante a qual a ferramenta pode estar em movimento ou estacionária. Em uma modalidade, os dados são gerados em uma quantidade suficiente de profundidades de modo que uma perfilagem de NMR ou MR contínua ou quase contínua possa ser gerada.

[32] No terceiro estágio 43, os dados de MR são analisados para estimar parâmetros de tempo de relaxamento. Em uma modalidade, os dados de eco de giro são convertidos para tempos de relaxamento de T2. As distribuições ou espectros de T2 para múltiplas fases de fluido, como fases de óleo e de água, são calculadas. Qualquer inversão adequada ou outro processo pode ser utilizado para calcular os espectros de T2. Em uma modalidade, o reservatório inclui principalmente um ou mais tipos de óleo (chamados, coletivamente, de “óleo”) e água (ou salmoura). Nessa modalidade, as distribuições ou espectros de T2 são calculadas tanto para a fase de óleo quanto para a fase de água.

[33] Além disso, as distribuições de T2 aparentes para fases umectantes e/ou não umectantes são calculadas. Essas distribuições podem ser obtidas a partir de amostras de núcleo ou de fluido do reservatório ou outros dados, por exemplo, derivados de medições anteriores de interior de poço ou de superfície. As distribuições de T2 aparentes são calculadas presumindo-se que a formação tenha uma única fase de umectação. Por exemplo, presume-se que a formação seja apenas molhada por água e a distribuição de T2 aparente de óleo (presumida como a fase de não umectação) é calculada. Presume-se que a distribuição de T2 aparente da fase de não umectação seja dominada pela distribuição de T2 de volume da fase de não umectação.

[34] No quarto estágio 44, para cada conjunto de dados de NMR (em cada profundidade), é determinado se a formação é unicamente molhada (por exemplo, molhada apenas por um fluido) ou molhada por mistura. Uma vez que essa determinação for realizada, as regiões unicamente molhadas e as regiões molhadas por mistura da formação podem ser identificadas, por exemplo, criando-se um perfil de molhabilidade.

[35] A possibilidade de a formação ser molhada por mistura é determinada comparando-se a distribuição de T2 medida da fase de não umectação presumida com a distribuição de T2 aparente (de volume) da fase de não umectação. As distribuições de T2 medida e aparente podem ser comparadas com o uso de um atributo selecionado das distribuições. Por exemplo, o pico de cada distribuição, o centro de cada distribuição ou um atributo estatístico como a média podem ser comparados.

[36] Se o reservatório for unicamente molhado, a distribuição de T2 medida para a fase de não umectação (por exemplo, a distribuição calculada com base nos dados de NMR de gradiente baixo medidos) será substancialmente igual ou correspondente à distribuição de T2 aparente para a fase de não umectação (por exemplo, o pico ou centro ocorrerão no mesmo local ou dentro de uma tolerância selecionada). Se o reservatório for molhado por mistura, a fase de não umectação presumida entra em contato pelo menos parcialmente com a superfície de poro e, assim, a distribuição de T2 é afetada pelo relaxamento de superfície e pelo relaxamento de volume. Nesse caso, os deslocamentos de distribuição de T2 medidos em relação à distribuição de T2 aparente, por exemplo, a distribuição de T2 medida para o fluido é mais curta do que a distribuição de T2 de volume para o fluido.

[37] Por exemplo, para um reservatório que inclui água e óleo, as distribuições de T2 medidas para óleo e água são calculadas com base em dados de MR para uma região de reservatório. Uma distribuição de T2 aparente para óleo é calculada com base na suposição de que o reservatório é molhado por água. Dessa forma, o T2 aparente é substancialmente igual ao T2 de volume para óleo. A distribuição de T2 medida para óleo é comparada com a distribuição de T2 aparente. Se essas distribuições forem substancialmente iguais, o reservatório é determinado como molhado por água. Se essas distribuições forem diferentes, por exemplo, a distribuição de T2 medida for mais curta do que a distribuição de T2 aparente, o reservatório é considerado molhado por mistura.

[38] No quinto estágio 45, um índice ou perfil de molhabilidade é gerado, o que indica o contato de superfície entre fluidos de poro (por exemplo, óleo e água) e superfícies de poro. Um índice de molhabilidade (por exemplo, perfil ou mapa) pode ser gerado com base no grau em que uma região de reservatório é molhada por mais do que um fluido. Por exemplo, um índice de molhabilidade pode ser gerado, em que o mesmo tem um valor de um para uma região completamente molhada por água, um valor de zero para uma região completamente molhada por óleo e um valor intermediário com base na quantidade dos deslocamentos de distribuição de T2 para a fase de óleo. O índice de molhabilidade, em uma modalidade, tem por base a razão entre o relaxamento de superfície de um primeiro fluido (por exemplo, água) e o relaxamento de superfície de um segundo fluido (por exemplo, óleo), que é calculado com base na diferença entre as distribuições de T2 aparente e medida. É observado que esses valores são meramente exemplos, visto que quaisquer valores ou métricas adequadas podem ser usadas.

[39] Em um exemplo, um mapa de índice de molhabilidade de JW, (mapa de índice Jebutu-Weidong_Wettability), é computado com o uso de uma zona de referência abaixo do nível livre de água (FWL), em que a pressão capilar entre água e óleo é zero. Uma zona de hidrocarboneto molhada por água conhecida também pode ser usada, entretanto, ter uma zona conhecida abaixo do FWL geralmente fornece melhores resultados.

[40] Tais índices e perfis de molhabilidade podem ser usados para avaliar desempenho de produção potencial de sistemas molhados por mistura descrevendo-se a conectividade das fases de umectação, que podem auxiliar ou prejudicar a mobilidade de deslocamento de fluido.

[41] No sexto estágio 46, características das regiões molhadas por água e/ou molhadas por mistura são estimadas com o uso de dados de NMR. Os dados adicionais podem ser usados para facilitar a caracterização da formação. Por exemplo, as avaliações de dados como dados de núcleo, experimentos de inundação de núcleo, amostragem de fluido avançada e/ou anomalia de temperatura dinâmica são integradas para investigar as distribuições e conectividade de fluido complexas em escala de poro de sistemas de molhabilidade variáveis.

[42] Em uma modalidade, as características de molhabilidade do reservatório são integradas em um modelo de reservatório. Por exemplo, um modelo de reservatório de tamanho de grão, litologia e/ou tipos e volumes de fluido podem ser gerados com o uso das características de molhabilidade, assim como quaisquer outras características (por exemplo, permeabilidade, porosidade, composição de fluido) derivadas de dados de MR e/ou outros dados. Os dados adicionais podem ser incorporados no modelo de várias fontes, como dados de perfilagem, dados de núcleo, dados de amostra de fluido, dados de experimento de inundação de núcleo, dados de temperatura, dados de pressão e outros.

[43] Um exemplo de um modelo de reservatório é gerado com o uso de características de molhabilidade para estimar a distribuição de fluidos no reservatório, que fornece uma estimativa dos volumes relativos de fluidos (por exemplo, óleo e água), assim como sua distribuição. O modelo também pode ser usado para identificar o local e a extensão das zonas de transição. Um modelo exemplificativo incorpora características de molhabilidade, composição química e tensão de superfície interfacial. As características de molhabilidade podem ser derivadas a partir de espectros de T2, por exemplo, com o uso das equações acima.

[44] Para que o fluido se mova através do gargalo de poro, a flutuabilidade (uma propriedade do fluido) deve exceder a pressão capilar. A equação a seguir mostra a relação entre a pressão capilar e a densidade de fluido: Hd = 2 σ * Cos θ / r Δp * g, em que “Hd” é a altura de elevação capilar ou pressão capilar, “α” é a tensão interfacial, “θ” é o ângulo de contato, “r” é o raio interno de capilar (poro ou raio de gargalo de poro), “Δp” é a diferença de densidade entre fases (por exemplo, entre óleo e água) e “g” é a aceleração gravitacional.

[45] A equações acima para pressão capilar e valores de T2 são combinadas para extrair a interação de treliça de giro como uma função de volume de fluido de superfície (SVF_function) que é uma função das propriedades de fluido de umectação, composição química e tensão interfacial:

[46] SVF_function = f (Propriedades de fluido, composição química, IFT de superfície). As propriedades de fluido incluem propriedades como molhabilidade. A composição química pode ser determinada, por exemplo, com base em deslocamento químico de NMR. A função de volume de superfície (SVF) é uma medida quantitativa das características de propriedades de fluido e tensão interfacial do sistema de fluido de rocha. A função de SVF de treliça de giro aumenta com o aumento de umidade parcial de óleo na superfície de rocha.

[47] O método 40 pode ser realizado como um método de perfilagem periódico, quase contínuo ou contínuo. Um perfil de molhabilidade contínuo ou quase contínuo é gerado, o qual pode ser usado para identificar regiões que têm diferentes características de molhabilidade e também pode ser usado para gerar e atualizar modelos de reservatório. O método 40 também pode ser realizado em tempo real durante uma operação de perfuração ou perfilagem.

[48] Em uma modalidade, o método 40 é realizado em regiões ou condições intactas de reservatório não invadido. Tais regiões ou condições podem ser avaliadas, por exemplo, em poços exploratórios ou de avaliação. Dessa forma, as condições de molhabilidade originais de um reservatório antes de qualquer alteração de molhabilidade de filtrados ou produção invasivos podem ser estimadas.

[49] As modalidades descritas no presente documento têm várias vantagens em relação os aparelhos e conjuntos de procedimentos da técnica anterior. Essas modalidades fornecem conhecimento preciso e inicial da presença de sistemas molhados por mistura, que podem possibilitar o desenvolvimento ideal do planejamento de métodos de recuperação futuros. Além disso, as modalidades permitem o desacopla- mento dos termos de relaxamento de superfície e de volume sem exigir amostragem ou medições laboratoriais.

[50] A determinação de molhabilidade é importante para analisar características de frenagem de reservatório, que impactam a eficácia de recuperação de hidrocarbonetos de formações porosas, arenitos ou carbonatos. A molhabilidade é um componente-chave para determinar a eficiência de recuperação de óleo através de deslocamento de água em reservatórios de óleo. A simulação e gerenciamento de reservatório de métodos de recuperação de inundação de água depende fortemente do entendimento preciso das condições de molhabilidade in-situ do sistema de reservatório de óleo/água/rocha.

[51] Para a determinação da molhabilidade, um desafio principal para aplicações de ressonância magnética de gradiente alto é a forma como desacoplar os termos de relaxamento de superfície e de volume quando os fluidos na rocha são apenas água e óleo. Esse desacopla- mento se torna mais complexo na presença de gás quando o termo de difusão é incluído. Tais medições de gradiente alto sofrem com desvantagens que incluem o acoplamento de sinais de T2 a partir de diferentes fases, assim como o acoplamento de sinais devido à difusão. As modalidades descritas no presente documento solucionam essas desvantagens através do fornecimento de medições de gradiente baixo que são menos sensíveis a esses acoplamentos de sinal.

[52] Em relação aos ensinamentos no presente documento, várias análises e/ou componentes analíticos podem ser usados, que inclui sistemas análogos e/ou digitais. O sistema pode ter componentes tais como um processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, enlace de comunicações (com fio, sem fio, lama pulsada, óptico ou outro), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros tais componentes (como resistores, capacitores, indutores e outros) para fornecer operação e análises do aparelho e métodos revelados no presente documento em qualquer uma dentre diversas maneiras bem avaliadas na técnica. Considerou-se que esses ensinamentos podem ser, mas não necessitam ser, implantados em conjunto com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em um meio legível por computador, que inclui memória (ROMs, RAMs), óptica (CD-ROMs) ou magnética (discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que, quando executado, faz com que um computador implante o método da presente invenção. Essas instruções podem fornecer operação de equipamento, controle, coleta de dados e análise e outras funções consideradas relevantes por um planejador, proprietário, usuário de sistema ou similares, além das funções descritas nesta revelação.

[53] As pessoas versadas na técnica irão reconhecer que os vários componentes ou tecnologias podem fornecer certas funcionalidades ou características necessárias ou benéficas. Consequentemente, essas funções e características que podem ser necessárias para apoiar as reivindicações anexas e a variações das mesmas, são reconhecidas como sendo inerentemente incluídas como uma parte dos ensinamentos no presente documento e uma parte da invenção revelada.

[54] Embora a invenção tenha sido descrita com referência às modalidades exemplificativas, será compreendido pelos versados na técnica que várias mudanças podem ser feitas e que equivalentes podem ser substituídos por elementos das mesmas sem se afastar do escopo da invenção. Além disso, muitas modificações serão apreciadas pelas pessoas versadas na técnica para adaptar um instrumento, situação ou material particular aos ensinamentos da invenção sem se desviar do escopo essencial da mesma. Portanto, pretende-se que a invenção não seja limitada à modalidade particular revelada como o melhor modo contemplado para executar a presente invenção.

Claims

1. Método para estimar uma característica de molhabilidade de uma formação, caracterizado pelo fato de que compreende: dispor um aparelho de medição de ressonância magnética (MR) em um furo de poço; gerar um campo magnético estático de gradiente baixo e um campo magnético oscilante em uma região da formação, em que a região inclui pelo menos um primeiro fluido e um segundo fluido; detectar um sinal de MR gerado na região por uma antena de recepção, e calcular uma distribuição de T2 por um processador com base no sinal de NMR; calcular, pelo processador, os parâmetros de relaxamento para pelo menos um fluido na região com base em uma suposição que a região é uma região molhada única, em que os parâmetros de relaxamento incluem uma primeira distribuição de T2 aparente que corresponde a uma distribuição de relaxamento de volume do primeiro fluido, e uma segunda distribuição de T2 aparente que corresponde a uma distribuição de relaxamento de volume do segundo fluido; e estimar, pelo processador, a característica de molhabilidade da região com base nos parâmetros de relaxamento, em que estimar a característica de molhabilidade inclui determinar se a região é uma região molhada única ou uma região molhada por mistura com base na comparação da distribuição de T2 calculada a pelo menos uma da primeira distribuição de T2 aparente e da segunda distribuição de T2 aparente.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o gradiente do campo magnético de gradiente baixo é diferente de zero e suficientemente baixo de modo que a distribuição de T1 seja pelo menos substancialmente a mesma que a distribuição de T2.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os pelo menos dois líquidos incluem óleo e água.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que estimar as características de molhabilidade inclui determinar que a região é uma região molhada única com base no fato que a primeira distribuição de T2 aparente e a primeira distribuição calculada de T2 são pelo menos substancialmente iguais.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que estimar as características de molhabilidade inclui determinar que a região é uma região molhada por mistura com base no fato que a primeira distribuição de T2 aparente e a primeira distribuição de T2 calculada são diferentes, em que a região molhada por mistura tem uma fração do segundo fluido que está em contato com as superfícies de poro na região.

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente calcular, pelo processador, um índice de molhabilidade com base na comparação entre a primeira distribuição de T2 aparente, a segunda distribuição de T2 aparente e a distribuição de T2 calculada.

7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o índice de molhabilidade indica uma razão entre o relaxamento de superfície de primeiro fluido e o relaxamento de superfície de segundo fluido.

8. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o método é realizado em uma pluralidade de locais ao longo de um comprimento do furo de poço, e o método compreende adicionalmente gerar um perfil de molhabilidade que indica pelo menos o índice de molhabilidade na pluralidade de locais.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método é realizado em uma região não invadida da formação.

10. Aparelho para estimar uma característica de molhabili- dade de uma formação, em que o aparelho é caracterizado pelo fato de que compreende: uma ferramenta de ressonância magnética (MR) configurada para ser disposta em um furo de poço na formação, em que a ferramenta de ressonância magnética é configurada para gerar um campo magnético estático de gradiente baixo e um campo magnético oscilante em uma região da formação e detectar um sinal de MR gerado na região; e um processador configurado para calcular parâmetros de relaxamento para pelo menos um fluido na região com base em uma suposição que a região é uma região molhada única, em que os parâmetros de relaxamento incluem uma primeira distribuição de T2 aparente que corresponde a uma distribuição de relaxamento de volume do primeiro fluido, e uma segunda distribuição de T2 aparente que corresponde a uma distribuição de relaxamento de volume do segundo fluido, e estimar a característica de molhabilidade da região com base nos parâmetros de relaxamento, em que estimar a característica de molhabilidade inclui determinar se a região é uma região molhada única ou uma região molhada por mistura com base na comparação da distribuição de T2 calculada a pelo menos uma da primeira distribuição de T2 aparente e a segunda distribuição de T2 aparente.

11. Aparelho de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o gradiente do campo magnético de gradiente baixo é diferente de zero e suficientemente baixo de modo que a distribuição de T1 seja pelo menos substancialmente igual à distribuição de T2.

12. Aparelho de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os pelo menos dois líquidos incluem óleo e água.

13. Aparelho de acordo com a reivindicação 10, caracteriza- do pelo fato de que o processador é configurado para determinar que a região é uma região molhada única com base no fato que a primeira distribuição de T2 aparente e na primeira distribuição de T2 calculada são pelo menos substancialmente iguais.

14. Aparelho de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para determinar que a região é uma região molhada única com base no fato que a primeira distribuição de T2 aparente e a primeira distribuição de T2 calculada são diferentes, em que a região molhada por mistura tem uma fração do segundo fluido que está em contato com as superfícies de poro na região.

15. Aparelho de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para calcular um índice de molhabilidade com base na comparação entre a primeira distribuição de T2 aparente, a segunda distribuição de T2 aparente e a distribuição de T2 calculada.

16. Aparelho de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o índice de molhabilidade indica uma razão entre o relaxamento de superfície de primeiro fluido e o relaxamento de superfície de segundo fluido.

17. Aparelho de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o índice de molhabilidade é calculado em uma pluralidade de locais ao longo de um comprimento do furo de poço, e o processador é configurado para gerar um perfil de molhabilidade que indica pelo menos o índice de molhabilidade na pluralidade de locais.

18. Aparelho de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a característica de molhabilidade é calculada para uma região não invadida da formação.