BR112018010004B1

BR112018010004B1 - Método e aparelho para ajuste de um parâmetro físico de uma operação de poço

Info

Publication number: BR112018010004B1
Application number: BR112018010004-8A
Authority: BR
Inventors: Stefan Wessling; Theodorus Geerits; Holger Mathiszik; Andreas Hartmann
Original assignee: Baker Hughes, A Ge Company, Llc
Priority date: 2015-11-25
Filing date: 2016-11-23
Publication date: 2022-10-04
Also published as: BR112018010004A8; NO347260B1; SA518391627B1; GB2561318A; GB201810342D0; US10445669B2; NO20180787A1; US20170145804A1; GB2561318B; WO2017091667A1; BR112018010004A2

Abstract

Um método para ajustar um parâmetro de uma operação de poço que inclui: conduzir um transportador através do poço; realizar uma medição de resistividade na formação utilizando uma ferramenta de resistividade disposta no transportador; realizar uma medição acústica na formação utilizando uma ferramenta acústica disposta no transportador; gerar com um processador um mapa da formação usando a medição de resistividade e a medição acústica e ajustar o parâmetro usando o mapa.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido U. S. N° 62/259862, depositado em 25 de novembro de 2015, que está incorporado neste documento por referência, em sua totalidade.

FUNDAMENTOS

[002] Normalmente, é preciso um grande investimento de capital para implementar processos de exploração e produção para a produção de hidrocarbonetos. Os processos incluem a perfuração de furos de poços em formações geológicas que possuem os reservatórios de hidrocarbonetos e então completar os poços utilizados para extração de hidrocarbonetos. Porque a perfuração de furos de poços é um processo caro, é desejado que cada poço seja perfurado com um local específico e a geometria que fornece o benefício máximo de produção. Portanto, seria apreciado nas indústrias de exploração e produção de hidrocarbonetos se técnicas pudessem ser desenvolvidas para estimar com precisão locais de hidrocarbonetos em formações geológicas de forma que as trajetórias de poço possam ser planejadas com precisão e perfuradas para alcançar os locais de hidrocarbonetos.

BREVE SUMÁRIO

[003] É divulgado um método para ajustar um parâmetro de uma operação de poço que inclui: conduzir um transportador através do poço; realizar uma medição de resistividade na formação utilizando uma ferramenta de resistividade disposta no transportador; realizar uma medição acústica na formação utilizando uma ferramenta acústica disposta no transportador; gerar com um processador um mapa da formação usando a medição de resistividade e a medição acústica, e ajustar o parâmetro usando o mapa.

[004] Também é divulgado um aparelho para ajustar um parâmetro de uma operação do poço, em que o aparelho compreende: um transportador configurado para ser conduzido através do poço; uma ferramenta de resistividade disposta no transportador e configurada para executar uma medição de resistividade da formação; uma ferramenta acústica disposta no transportador e configurada para executar uma medição acústica na formação; e um processador. O processador está configurado para gerar um mapa da formação usando a medição de resistividade e a medição acústica e ajustar o parâmetro usando o mapa.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[005] As descrições a seguir não devem ser consideradas como limitantes em nenhuma circunstância. Em referência às figuras anexadas, elementos similares são numerados de maneira similar:

[006] A FIG. 1 ilustra uma vista em corte de uma modalidade de uma coluna de perfuração disposta em um furo de poço que penetra a terra;

[007] FIG. 2 descreve aspectos gerados por uma ferramenta de resistividade;

[008] Fig. 3 retrata aspectos de fatiar um volume de subsuperfície para obter representações transversais de estruturas geológicas;

[009] FIG. 4 descreve aspectos de um mapa que ilustra uma formação que tem um reservatório em torno do furo;

[010] As FIGS. 5A-5I, as quais coletivamente refere-se como FIG. 5, descrevem aspectos de vários reservatórios de areia canalizados;

[011] Fig. 6 é um fluxo de trabalho para derivação e atualização de um mapa de resistividade;

[012] Fig. 7 é um fluxograma para um método para usar medições acústicas e medições de resistividade, dentro da mesma perfuração para avaliar estruturas de formação complementar;

[013] FIG. 8 é um fluxo de trabalho para calcular um mapa de saturação a partir de um mapa de velocidade acústica e um mapa de resistividade;

[014] Fig. 9 retrata aspectos de deslocamento zero e diferente de zero para medições de reflexão acústica;

[015] Fig. 10 é um fluxograma para um método para "aumento de escala" de um mapa de reservatório de campo próximo para mapa de reservatório de campo distante;

[016] Fig. 11 retrata aspectos de "aumento de escala" num mapa de resistividade de um mapa de campo próximo a um mapa de campo distante;

[017] FIG. 12 descreve aspectos do estabelecimento de uma trajetória de furo de poço;

[018] FIG. 13 é um fluxograma para um método para a tomada de uma decisão estratégica de geocondução para perfurar um furo com uma trajetória planeada utilizando um mapa de saturação de hidrocarbonetos da formação que circunda o furo;

[019] FIG. 14 descreve aspectos do uso de medições de resistividade e medições acústicas para formar um mapa composto de um reservatório; e

[020] Fig. 15 é um fluxograma para um método para fazer uma decisão estratégica de geocondução para a implementação de um plano de compleção usando medições de resistividade e medições acústicas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[021] Uma descrição detalhada de uma ou mais modalidades do aparelho e do método divulgado são apresentados neste documento a título de exemplificação, e não limitativo, com referência às Figuras.

[022] São divulgados métodos e aparelhos para a tomada de decisões estratégicas para a produção de hidrocarbonetos. As decisões estratégicas são baseadas em estimativas precisas dos locais de hidrocarbonetos em formações geológicas para que operações de poço podem ser ajustadas e/ou trajetórias do furo possam ser planejadas e perfuradas para alcançar os locais de hidrocarbonetos com precisão. Múltiplas medições a partir do mesmo furo de diferentes propriedades são usadas para refinar iterativamente a distribuição de uma propriedade de formação ao redor do furo. O benefício ou valor acrescentados de uma interpretação combinada das distribuições de propriedade de formação são o aumento da precisão da distribuição da propriedade. Por exemplo, a precisão das distribuições de resistividade aumenta quando a distribuição é limitada pelas informações estruturais e/ou geométricas de diferentes dados de perfilagem. Fatores adicionais para maior precisão (para cada medição individualmente, mas também para a combinação destas): Melhor cobertura de profundidade com aumento da profundidade medida (MD); Diferentes estratégias de inversão/físicas; Amostragem espacial diferente de diferentes métodos; Diferentes profundidades de investigações de diferentes métodos; e combinações dos mesmos (por exemplo, diferentes sequências para aumento/diminuição de escala, etapas de inversão, filtragem, etc. ) A distribuição de resistividade quantitativa resultante pode ser usada para análise de petrofísicos de hidrocarbonetos e saturações de água longe do poço ou furo de poço, que fornece um meio para mapear com precisão uma propriedade de formação, tais como a distribuição de recursos de hidrocarbonetos, em torno de um furo. Esses mapas podem ser usados para determinar o valor líquido para bruto que é a fração do intervalo produtivo de rocha de um intervalo de rocha total, e engenharia de reservatório e métodos de engenharia de produção podem ser aplicados para determinar quais reservas são produtíveis da formação em torno de um poço. Além disso, as decisões de navegação do reservatório podem ser feitas como perfuração em corpos de reservatório remotos para os quais o mapa de resistividade fornece ideias sobre a saturação de hidrocarbonetos nesse limite remoto. Pode ser apreciado que o termo "mapa" não deve ser interpretado no sentido como limitado pela distribuição de hidrocarbonetos, mas pode incluir outras distribuições de propriedades ou parâmetro.

[023] A seguir, um exemplo de aparelho para implementar a divulgação é discutido. Fig. 1 ilustra uma vista transversal de uma modalidade de um sistema de perfuração 10 configurado para perfurar um furo de poço 2 na terra 3 com uma trajetória desejada. Terra 3 inclui uma formação de terra 4 que pode incluir um reservatório de hidrocarbonetos. O sistema de perfuração 10 inclui um tubular de perfuração 9 que possui uma broca 8. O tubular de perfuração 9 pode ser composto de uma pluralidade de seções de tubo de perfuração acopladas. Uma broca de perfuração 8 é disposta na extremidade distal do tubular de perfuração 9. Uma sonda de perfuração 7 é configurada para realizar operações de perfuração, tais como a rotação do tubular de perfuração 9 a uma velocidade de rotação e torque específicos e, assim, rotacionar a broca de perfuração 8 para perfurar o furo de poço 2. Além disso, a sonda de perfuração 7 é configurada para bombear fluido de perfuração através do tubular de perfuração 9 a fim de lubrificar a broca de perfuração 8 e descarregar os detritos do furo de poço 2. Um sistema de direcionamento 6 é acoplado ao tubular de perfuração 9 e é configurado para controlar a trajetória do furo de poço 2 sendo perfurado. Um controlador de sonda de perfuração 5 é configurado para controlar parâmetros de sonda de perfuração incluindo a trajetória de furo de poço usando o sistema de direcionamento 6.

[024] O conjunto de fundo de poço (BHA) 16, que pode incluir a broca 8, é acoplado ao tubular de perfuração 9. O BHA 16 inclui uma ferramenta de resistividade 11 configurada para detectar a resistividade da formação 4 ao redor do furo de poço 2. O termo "ferramenta de resistividade" pode englobar um ou mais tipos diferentes de ferramentas de resistividade, como é conhecido na técnica. Em uma ou mais modalidades, a ferramenta de resistividade 11 é uma ferramenta de indução que detecta resistividade mais profundamente na formação 4 do que outros tipos de ferramentas de resistividade. Outros tipos de ferramentas de resistividade de leitura superficial ou de leitura profunda também podem ser usados individualmente ou em combinação. É bem compreendido que, para ferramentas de medição de resistividade ou condutividade, pode ser feita uma distinção entre resistividade aparente e resistividade verdadeira, e que processamento ou uma transformação podem ser necessários para converter leituras de ferramentas de resistividades aparentes em resistividades de formação verdadeiras. Numa modalidade, a ferramenta de resistividade 11 inclui transmissores superiores e inferiores, espaçados e curtos, em torno de um par receptor central. Espaços de antena em uma ou mais modalidades podem variar de 23 a 35 polegadas. Outros espaçamentos de antena, menores ou maiores, também podem ser usados. Os dois receptores medem o deslocamento de fase e a atenuação dos sinais de 2 MHz e 400 kHz transmitidos por cada transmissor para produzir um total de oito perfis. A quantidade de perfis entregues varia de acordo com os esquemas de processamento de dados brutos. Algoritmos de processamento diferentes podem produzir diferentes quantidades de perfis. Outras frequências de sinais de transmissão também podem ser usadas. Em outra modalidade, a ferramenta de resistividade inclui um módulo contendo um transmissor e um segundo módulo contendo um transmissor e dois receptores, operando em 20-kHz e 50-kHz. Os módulos são espaçados sobre a coluna de perfuração para atingir maior profundidade da detecção. O número de módulos e frequências de transmissão podem ser alterados. Em outra modalidade, uma ferramenta operando a 400 kHz e 2 MHz é operada no mesmo BHA juntamente com uma ferramenta modular, operando a 20 kHz e 50 kHz.

[025] A ferramenta de resistividade 11 é sensível a contrastes na resistividade elétrica de formações ao redor e longe do poço e, portanto, é capaz de fornecer uma distribuição de valores de resistividade (isto é, valores de resistividade e localizações correspondentes) dentro da formação em torno de um furo de poço. FIG. 2 fornece um chamado gráfico de Picasso que ilustra a profundidade de detecção para limites de leito remotos usando o serviço VisiTrak disponível da Baker Hughes Incorporated de Houston, Texas. Assim, a profundidade de detecção depende do contraste de resistividade entre a camada penetrada e a remota a ser avaliada. Leitura profunda aqui refere-se a leituras em um raio maior que 0,5 m (como um exemplo). FIG. 2 ilustra que leituras profundas de 30 metros são possíveis. É claro para aqueles versados na técnica que 30 m não é um valor fixo. Pelo contrário, a profundidade de detecção e/ou profundidade de investigação depende do comprimento de onda e/ou frequência da ferramenta de resistividade e das propriedades de formação, portanto a profundidade de detecção e/ou profundidade de investigação pode ser diferente para diferentes ferramentas e/ou configurações de BHA.

[026] Referindo-se à FIG. 1, o BHA 16 também inclui uma ferramenta acústica 12 que é configurada para obter informações sobre estruturas de subsolo e/ou velocidades de propagação de ondas acústicas usando ondas acústicas. Para fins de clareza, as frequências de ondas acústicas usadas por uma ferramenta acústica também podem incluir frequências de ondas sísmicas, de modo que uma ferramenta acústica também possa ser chamada de ferramenta sísmica. Ondas acústicas transmitidas pela ferramenta acústica 12 são transmitidas para a formação 4 e então são refletidas em limites com alto contraste de impedância acústica, próximas o suficiente para serem alcançadas pelas ondas acústicas e finalmente registradas por receptores acústicos que também são posicionados no BHA 16. Este método pode ser referido como imagem de cisalhamento de onda profunda ou imagem de compressão de onda profunda. A ferramenta acústica 12 proporciona uma imagem que ilustra claramente estruturas geológicas na formação ou reservatório, se existirem contrastes de impedância. Além disso, as ondas acústicas que viajam ao longo da parede do furo de poço (ondas refratadas) e/ou ondas acústicas guiadas pelo furo de poço (ondas guiadas) podem ser usadas para determinar a velocidade de propagação das ondas acústicas na vizinhança do furo de poço. Ondas guiadas pelo furo de poço (por exemplo, ondas Stoneley) também podem ser usadas para criar imagens de estruturas atravessando o poço. Ondas convertidas (por exemplo, ondas PS) também podem ser consideradas para criar imagem.

[027] O BHA 16 também pode incluir uma ou mais outras ferramentas de detecção 13 que estão configuradas para detectar outros parâmetros. As modalidades não limitativas de outra ferramenta de detecção 13 incluem uma ferramenta de nêutrons (que pode ter um emissor de nêutrons e um detector de raios gama e/ou um detector de nêutrons para detectar radiação devido à interação de formação com os nêutrons emitidos), um detector de raio gama natural, uma ferramenta dielétrica e uma ferramenta de gravidade, uma ferramenta de ressonância magnética, uma ferramenta de sísmica durante perfuração.

[028] Eletrônicas de fundo de poço 14 são configuradas para operar ferramentas no BHA16 e/ou agir como interface com telemetria para comunicação de dados detectados à superfície, como para um sistema de processamento de computador 15, ou receber comandos da superfície. As modalidades não limitativas de telemetria incluem telemetria de pulso de lama e tubo de perfuração com fio. Funções de processamento de dados e/ou funções de controle podem ser realizadas em fundo de poço pela eletrônica de fundo de poço 14, na superfície pelo sistema de processamento de computador 15 ou por alguma combinação destes.

[029] A modalidade da Fig. 1 pode ser referida como perfilagem durante perfuração (LWD - logging-while-drilling). Em outras modalidades, as ferramentas de fundo de poço ou sensores no BHA 16 podem ser transportadas ou conduzidas por um cabo blindado em uma modalidade referida como perfilagem convencional. As ferramentas detectam as propriedades de formação em função da distância no furo de poço e da saída de uma ferramenta, valor da propriedade detectada versus profundidade ou distância perfurada, podem ser referenciadas como perfil. Entende-se que um perfil pode ser uma propriedade unidimensional detectada versus profundidade ou uma propriedade multidimensional detectada versus profundidade. (Uma imagem acústica é geralmente detectada em função do tempo. Assim, a amostragem espacial ao longo da trajetória deve ser diferenciada da amostragem ao longo da direção de propagação do campo de detecção.) Por exemplo, uma imagem da parede do poço é uma representação bidimensional, azimutal de uma propriedade de formação em torno da parede do poço (imagem de propriedade petrofísicas ou de rocha). Além disso, uma representação tridimensional da propriedade de formação pode ser registrada para fornecer uma distribuição baseada em volume das propriedades de formação em torno de um poço. A distribuição baseada em volume das propriedades de formação pode ser cortada em uma direção arbitrária para fornecer uma representação transversal da propriedade de formação. Um exemplo de seccionar um volume de subsolo para obter representações transversais de estruturas geológicas é dado na FIG. 3. A distribuição da propriedade na secção transversal é aqui referida como o mapa bidimensional de uma propriedade de formação, tal como ilustrado na FIG. 2. (Em ilustrações como a figura 2, a profundidade geralmente vem da migração de dados sísmicos e não da medição.) Claro, esses mapas podem ser usados para extrair estruturas do subsolo como falhas, dobras, fraturas dos planos de leito, etc. Os mapas fornecem, assim, outra maneira de visualizar informações estruturais do subsolo. Estas imagens não devem ser confundidas com imagens de propriedades rochosas da parede de furo de poço, como descrito acima.

[030] Em seguida, o processamento dos parâmetros detectados pelas ferramentas de fundo de poço é discutido.

[031] A distribuição de resistividade pode ser interpretada a partir dos dados de resistividade brutos e/ou corrigidos adquiridos pelas ferramentas de perfilagem durante perfuração. A interpretação é conduzida pela modelagem direta da resposta da ferramenta sintética esperada dentro de um modelo de subsolo, com o modelo de subsolo descrevendo a distribuição de resistividades no subsolo ao redor do poço. O modelo de subsolo é ajustado iterativamente até que a resposta esperada da ferramenta sintética coincida com as medições das ferramentas de perfilagem durante perfuração.

[032] O ajuste iterativo pode ser realizado manualmente ou automaticamente usando um algoritmo de inversão apropriado. Tais algoritmos de inversão minimizam o desajuste entre dados sintéticos e de perfilagem medidos. Outras modalidades de algoritmos de inversão são possíveis. Estes podem selecionar o modelo direto de forma estocástica, com ou sem a orientação de iterações anteriores. Também é possível que mais de um modelo direto seja criado em cada etapa iterativa. Outras modalidades podem combinar abordagens estocásticas e iterativas no processo de inversão. Resultados de modelagem direta e/ou de inversão de fornecem uma distribuição da resistividade em torno e longe do poço, a partir dos quais pode-se inferir os limites geológicos. Os limites podem ser limites de rochas, como o limite entre uma rocha de cobertura de xisto de baixa resistência e um reservatório saturado de óleo altamente resistente. Além disso, os limites podem se originar de um contraste de resistividade entre diferentes tipos de fluidos preenchidos em subsolo poroso e/ou fratura. Um exemplo inclui o contato óleo-água, com o óleo sendo altamente resistivo e a água sendo geralmente altamente condutiva.

[033] Embora a detecção de limites de contrastes de resistividade é comumente usada em serviços de navegação de reservatórios, a distribuição de resistividade ao redor do reservatório não tem sido usada para determinar a saturação de água e/ou hidrocarbonetos longe do poço. Um exemplo de uma distribuição de resistividade é mostrado na FIG. 4, que fornece uma visão sobre a arquitetura do reservatório. Em particular, os limites do reservatório podem ser mapeados muito bem neste exemplo.

[034] Um método comumente usado para converter a resistividade de formação em saturação de água/óleo de formação é o modelo Archie:

[035] onde Sw: saturação de água; a: fator de tortuosidade (às vezes também chamado de constante de cimentação); Rw: resistividade da água de salmoura; Rt: resistividade de formação verdadeira; Φ: porosidade da rocha; m: expoente de cimentação; e n: expoente de saturação.

[036] Existe uma variedade de métodos alternativos e/ou modificados para modelar a formação de água e/ou saturação de hidrocarbonetos. Uma maneira de modelar a porosidade a partir de dados acústicos é o uso da equação de Wyllie:

[037] onde: Φ = porosidade da rocha; v = velocidade de propagação das ondas acústicas da formação (pés/seg.); vf = velocidade dos fluidos intersticiais (pés/seg.); e vma = velocidade da matriz rochosa (pé/seg.). Em termos de tempo de trânsito (Δt, que é o inverso da velocidade acústica):

[038] onde Δt = tempo de trânsito acústico (μseg/pes); Δtf = tempo de trânsito acústico de fluidos intersticiais (μseg/pes); e Δtma = tempo de trânsito acústico da matriz rochosa ^seg/pés).

[039] Rearranjo da equação de Wyllie fornecerá um meio para determinar a porosidade da rocha que pode então ser usada para determinar a saturação da água. Compreende-se que a porosidade pode ser uma porosidade total ou efetiva ou outra definição de espaço vazio ocupado por uma rocha hospedada pelo subsolo. Mapeamento de reservatórios e saturações de hidrocarbonetos torna-se mais desafiador com geologias cada vez mais complexas. Por exemplo, reservatórios de areia canalizados podem exibir estruturas complexas, como ilustrado por várias estruturas de canal na FIG. 5. Uma trajetória de poço pode penetrar em diferentes zonas de alta resistividade. A distribuição de resistividade, portanto, pode ser usada para mapear os hidrocarbonetos no lugar sabendo que hidrocarbonetos têm valores de alta resistividade, comparados à água, a partir do que uma análise de líquido para sólido pode ser realizada longe do poço.

[040] Um desafio com o cálculo das distribuições de resistividade com métodos diretos e/ou de inversão é a ambiguidade da solução. Em outras palavras, diferentes mapas de distribuição de resistividade podem criar o mesmo desajuste entre dados sintéticos e medidos, tornando ambígua a estimativa de hidrocarbonetos no lugar a partir apenas de distribuições de resistividade. No entanto, as estimativas de reservas precisam ser tão certas quanto possível, portanto qualquer redução na ambiguidade do mapa resistividade é de valor para os operadores de campo de hidrocarbonetos.

[041] Uma maneira de reduzir a ambiguidade dos resultados diretos e/ou de inversão é restringir o modelo de resistividade de subsolo subjacente usando uma interpretação manual ou automática do mapa de propriedades e/ou medidas adicionais, como medidas acústicas e/ou sísmicas que forneçam informações da estrutura de um subsolo em torno de um furo de poço. Em uma ou mais modalidades, corpos de areia podem ser derivados de um mapa de resistividade, com os corpos de areia sendo incluídos em uma maior formação geológica, rodeada pelos limites geológicos, segundo a interpretação de ferramentas e sensores acústicos, sísmicos ou outros.

[042] Em uma ou mais modalidades, processamento de dados sísmicos é usado para identificar as zonas de alta saturação de hidrocarbonetos. Estruturas dos corpos de alta concentração de hidrocarbonetos podem ser manualmente ou automaticamente selecionadas e sobrepostas em um mapa de resistividade. A inversão pode ser repetida depois da atualização do modelo estrutural da terra usando as informações sísmicas. Um fluxo de trabalho ilustrando esta abordagem é dado na Fig. 6 com secções transversais arbitrárias dadas como exemplo na Fig. 3.

[043] Além disso, a estrutura de um subsolo pode ser derivada de perfis azimutais de propriedades de formação em ou perto da parede do poço, referentes a imagens (varredura das propriedades físicas da parede do poço e/ou da vizinhança da parede do poço). Tais imagens podem fornecer informações sobre a existência, azimute e inclinação de limites de leito, laminações, fundamentos etc.

[044] Interpretação restrita e/ou métodos de inversão restritos podem fazer uso de equipamentos de perfilagem que fornecem tanto uma distribuição de propriedades de formação, tais como as obtidas a partir de ferramentas de resistividade, quanto informações estruturais do subsolo longe do poço, como obtidas por ferramentas acústicas. Informações estruturais podem ser obtidas por exemplo, de equipamentos de sísmica durante perfuração, onde geofones e/ou hidrofones são posicionados em um conjunto de fundo de poço para detectar a chegada de ondas acústicas que viajam de uma fonte sísmica, sendo a fonte posicionada na superfície ou em outro furo de poço. A interpretação de dados sísmicos durante perfuração proporciona uma imagem estrutural do subsolo. Estruturas identificadas então podem ser usadas para restringir um modelo de subsolo que representa a distribuição das propriedades de formação em torno do poço, tais como a distribuição de resistividade.

[045] Dentro deste modelo estruturalmente restrito, os valores de resistividade podem ser ajustados iterativamente até que os dados de resistividade sintética coincidam com os dados de resistividade medidos. A distribuição de resistividade resultante é menos ambígua, de forma que a estrutura da distribuição é restrita por uma fonte alternativa de informação e, portanto, apenas os valores de resistividade dentro dessa estrutura de subsolo fornecem um grau de liberdade na estimativa de solução.

[046] Como observado acima, imagens de ondas de cisalhamento profundas ou imagens de ondas compressionais profundas podem fornecer informações adicionais sobre estruturas de formação. Um dispositivo de perfilagem durante perfuração que é capaz de fornecer imagens de ondas de cisalhamento profundas e/ou imagens de onda de compressão profundas em conjunto com medições de resistividade pode ser usado para fornecer um mapa de resistividade restrito longe do poço.

[047] A criação de imagens de onda de cisalhamento profunda ou de compressão profunda é obtida por métodos de processamento, como migração, e requer um modelo de velocidade longe do poço. O modelo de velocidade, portanto, também pode ser restrito pelas informações estruturais obtidas a parti de contrastes em um mapa de distribuição de resistividade. Um fluxo de trabalho iterativo conforme ilustrado na Fig. 7, portanto, pode ser realizado pela combinação de métodos. Para avaliar se o modelo estrutural derivado de dois tipos diferentes de medições fornece uma correspondência ou desajuste entre dados sintéticos e dados de medição, é necessário que uma pessoa analise visualmente os dois tipos de dados ou um algoritmo para analisar automaticamente os dois tipos de dados. Os modelos podem ser ajustados e/ou modificados para reduzir o desajuste e fornecer um mapa ou modelo atualizado. Em geral, o fluxo de trabalho iterativo termina quando não há mais um desajuste ou o desajuste é menor do que um valor limite baixo aceitável.

[048] A velocidade acústica usada para criar a imagem estrutural de cisalhamento profundo ou compressão acústica pode ser derivada da interpretação de dados acústicos de refração e/ou ondas guiadas, como descrito acima. As velocidades acústicas de campo próximo assim derivadas podem ser povoadas mais profundamente na formação para prover um mapa de velocidade de fundo longe do poço. O mapa de velocidade de fundo pode então ser utilizado para processar/migrar dados acústicos de reflexão para obter uma imagem estrutural afastada do poço, juntamente com um mapa de densidade de fundo adquirido por uma ferramenta de densidade. Estruturas interpretadas a partir dessa imagem podem ser usadas para restringir estruturas de subsolo para a modelagem para direta/ ou de inversão de dados resistividade. A inversão pode então ser repetida para obter um mapa de resistividade atualizado com valores de resistividade mais precisos distribuídos a partir do poço.

[049] O cálculo de saturações a partir de um mapa de velocidade e resistividade pode ser conduzido em conjunto com um modelo petrofísico que descreve uma relação entre rochas petrofísicas e propriedades de fluido que podem ser calculadas a partir de dados de avaliação de formação diferentes. Exemplos incluem uma saturação de água e/ou hidrocarbonetos através da equação de Archie para saturação e equação de Wyllie para porosidade de velocidade acústica. Um fluxo de trabalho que ilustra esta abordagem é dado na FIG. 8. Um fluxo de trabalho de processamento também pode incluir a aquisição de dados de densidade para derivar uma distribuição de densidade de fundo em ou perto da parede do poço. Densidade de fundo e velocidades podem ser usadas para inverter dados acústicos de reflexão para derivar propriedades de formação acústica tais como módulos de volume e de cisalhamento como uma distribuição ao redor e longe do poço.

[050] A distribuição de módulos em volume e de cisalhamento e densidade como resultados de inversão pode ser usada para calcular um mapa de velocidade verdadeira usando a relação (adotada para meio isotrópico homogêneo) para velocidade de compressão:

[051] Onde K = módulo de massa, m = módulo de cisalhamento, r = densidade; e para velocidade de cisalhamento:

[052] A distribuição de velocidade assim derivada pode então ser usada para calcular uma distribuição de porosidade, usando, por exemplo, a equação de Wyllie como definida acima. Distribuição de porosidade e distribuição de resistividade, então, podem ser inseridas na equação do Archie para calcular um mapa de saturação em torno e longe do poço.

[053] É bem compreendido que o fluxo de trabalho descrito acima pode ser executado manualmente por modelagem direta iterativa das distribuições de propriedade de formação, ou automaticamente usando um algoritmo de inversão de junção. O algoritmo de inversão de junção resolve um modelo petrofísico subjacente (saturação de Archie, equação de Wyllie, etc.) que descreve a relação das propriedades de formação como derivadas de diferentes métodos de aquisição.

[054] É também bem entendido que apenas uma parte do fluxo de trabalho descrito pode ser aplicado para derivar um mapa de saturação com suposições feitas para aquelas propriedades de formação que não são consideradas no processamento. Por exemplo, pode ser pressuposto um valor constante para porosidade, ou qualquer outro meio para derivar um mapa de porosidade longe do poço pode ser considerado, para calcular um mapa de saturação.

[055] A criação de imagens de onda de cisalhamento profundo ou compressão podem ser realizadas pela ferramenta onde fontes acústicas e receptores (hidrofones e/ou geofones) para registrar o tempo de chegada de ondas acústicas são suficientemente próximos uns dos outros, de forma que uma suposição de deslocamento zero se estabeleça. Deslocamento zero significa que o ângulo entre uma onda transmitida e uma refletida é suficientemente pequeno para que esse ângulo possa ser pressuposto como zero. Uma ilustração é dada na FIG. 9. Em contraste, a fonte e os receptores podem ser distribuídos ao longo do conjunto de fundo de poço a uma distância suficientemente grande para proporcionar um deslocamento entre as ondas acústicas transmitidas e refletidas. Nestas condições, possibilidades de processamento e interpretação de onda acústica adicionais podem ser aplicadas como uma análise de amplitude-versus-deslocamento (AVO). A interpretação de resultados de análise de AVO pode também ser usada para restringir adicionalmente a inversão dos dados de resistividade.

[056] A população de propriedades de subsolo para um modelo inicial de resistividade e velocidade pode requerer procedimentos de aumento de escala para preencher as propriedades de formação, de dados de perfilagem de perto do poço até o subsolo longe do poço. Porque os dados do perfilagem de perto do poço são de resolução mais alta do que os dados de perfilagem de dispositivos de leitura profundas, os dados de alta resolução precisam ter aumento de escala para tornarem-se significativos para abordagens de modelagem direta e de inversão longe do poço. O termo "aumento de escala" refere-se à extrapolação dos dados de alta resolução (ou seja, campo próximo) além do alcance de detecção da ferramenta (ou seja, campo longe) da qual os dados de alta resolução foram obtidos. Em uma ou mais modalidades, os valores de dados de campo próximo existentes são extrapolados para além do campo próximo até que uma estrutura conhecida seja encontrada. Com base na geometria da estrutura encontrada, mais extrapolações de dados podem ser empregadas. Por exemplo, uma estrutura com inclinação conhecida pode fazer com que a localização do valor extrapolado seja inclinada. Um fluxo de trabalho ilustrando o procedimento de aumento de escala é ilustrado na FIG. 10. Na Fig. 10, intervalos de inversão são restritos usando perfis de avaliação de formação (FE) e/ou perfis de imagem. Um exemplo de aumento de escala de um mapa de resistividade de mapas de campo próximo para mapas de campo distante é ilustrado na FIG. 11. Aqui, uma inversão 1-dimensional foi aplicada aos dados de resistividade para fornecer uma distribuição unidimensional de valores de resistividade representados pelas listras na Fig. 11. Um procedimento de aumento de escala pode ser para combinar várias listras do mapa de campo próximo em uma faixa de resistividade média de resolução mais grosseira. A listra de campo distante assim derivada pode então ser usada como um modelo inicial para inverter dados de resistividade de campo distante.

[057] O processamento e a interpretação dos dados adquiridos em um furo de poço podem ser realizados após a perfuração de um poço, de modo que o conjunto de furo de poço (BHA) seja retirado do furo e os dados adquiridos sejam baixados da memória contida nas ferramentas dentro do BHA. Alternativamente, os dados adquiridos durante uma operação de perfuração ou resultados de interpretação de métodos de processamento conduzidos dentro de uma ferramenta podem ser transmitidos para a superfície usando tecnologias de transmissão apropriadas, como telemetria de pulso de lama, tubulação com fio, etc. Esses dados obtidos e/ou processados no poço podem ser ainda comunicados aos sistemas de superfície. Tais sistemas, por exemplo pacotes de software, podem então ser usados para interpretar os dados ou informações entregues para tomar uma decisão sobre uma operação relacionada à perfuração ou compleção.

[058] Por exemplo, durante uma operação de perfuração, um mapa de distribuição de resistividade que tenha sido restrito por informação estrutural de imagiologia acústica pode ser utilizado para identificar saturações de hidrocarbonetos em corpos de reservatórios remotos que não estão ligados ao furo de poço que está atualmente a ser perfurado. Pode ser tomada uma decisão de estrategicamente se direcionar para o corpo do reservatório remoto para melhorar a recuperação final do furo de poço sendo perfurado.

[059] Além disso, um mapa de saturações de hidrocarbonetos adquirido durante uma operação de perfuração pode ser usado para configurar e/ou atualizar um modelo de reservatório estático e/ou dinâmico. Esse modelo pode então ser usado para simular e/ou prever as reservas esperadas (quantidade de hidrocarbonetos produzidos) para o poço. Prognósticos podem ser feitos para cenários estratégicos de geodirecionamento ou geointerrupção. Fig. 12 ilustra uma decisão estratégica de geodirecionamento em corpos de reservatório remoto com saturação de hidrocarbonetos alta.

[060] No que diz respeito fluxograma na Fig. 13, a continuação de uma operação de perfuração em um corpo de reservatório remoto pode ser investigada, para que a indicação dos custos adicionais de construção de poço possa ser derivada. Os custos de construção de poço podem incluir o custo associado com a operação de perfuração e a compleção do poço. O custo é comparado com a receita potencial da produção para determinar se é economicamente viável prosseguir com a produção. Se é economicamente viável proceder, em seguida, uma decisão estratégica é feita sobre um local e a trajetória para a perfuração de um poço novo ou uma localização e trajetória para a perfuração de um desvio ou uma ramificação em um furo de poço existente a fim de acessar reservas de hidrocarbonetos adicionais.

[061] Além disso, modelos de reservatórios estáticos e dinâmicos atualizados podem ser usados para fazer uma previsão de produção para estimar a quantidade adicional e/ou total de reservas que podem ser esperadas uma vez que o corpo do reservatório remoto esteja conectado ao poço. Modelos estáticos referem-se a tamanhos e dimensões dos limites em torno dos corpos de hidrocarbonetos, enquanto os modelos dinâmicos se relacionam com a quantidade de hidrocarbonetos que fluirá sob condições de produção. Custo de construção de poço e receitas previstas podem ser comparados para tomar uma decisão de navegação do reservatório estratégica.

[062] Em um cenário, os custos de construção de poço associados com a conexão do corpo do reservatório remoto podem exceder a receita esperada das reservas previstas. Nesse caso, geointerrupção pode tomar uma decisão, que impede a operação de perfuração e conclusão do poço para a produção. Em outro cenário, a conexão do corpo do reservatório remoto pode ser lucrativa, de modo que uma decisão de geodirecionamento é tomada: continuar a perfuração. Um tal cenário é de particular relevância para reservatórios desfragmentados, tais como areias canalizadas (ver, por exemplo, a FIG. 12).

[063] A avaliação das reservas remotas de mapas de distribuição de hidrocarbonetos não necessariamente é conduzida e usada durante uma operação de perfuração. Em outro cenário operacional, o mapa de hidrocarbonetos pode ser analisado e interpretado durante uma operação de perfuração ou imediatamente após uma operação de perfuração e uma decisão estratégica pode ser feita para perfurar um poço lateral em corpos reservatórios altamente lucrativos, seguindo a mesma árvore de decisão ilustrada na FIG. 13.

[064] Como alternativa, o uso de múltiplas medições por ferramentas de perfilagem dentro do mesmo furo pode fornecer informações sobre estruturas geológicas complementares, com cada estrutura sendo interpretada a partir de uma medição diferente. Por exemplo, os limites de contato de petróleo e gás apresentam contrastes de baixa resistividade, para que tais limites não sejam necessariamente visíveis em um mapa de distribuição de resistividade. No entanto, um contato de petróleo e gás apresenta um contraste de alta impedância acústica, de modo que este contato seja visível em uma imagem acústica. Evidentemente, um método ou algoritmo apropriado pode ser desenvolvido para incluir automaticamente ou semiautomaticamente a informação sobre estruturas complementares no critério de "correspondência" da FIG. 5.

[065] Uma interpretação combinada e/ou inversão restrita não é aplicável neste cenário, mas a detecção de vários limites usando várias medições pode obviamente ser usada para fazer outra decisão estratégica de geosteering ou geointerrupção. Um cenário geológico é ilustrado na FIG. 14 onde um poço é colocado em um reservatório de arenito, o reservatório contendo um tampão do gás acima de uma zona de óleo. Claro, uma variedade de cenários alternativos pode ser assumida em várias litologias, etc.

[066] O cenário pode ser utilizado novamente para direcionamento de um furo em um reservatório, com uma decisão de direção sendo feita sobre a interpretação de vários limites. Os limites podem ser novamente utilizados para seguir uma árvore de decisão, como ilustrado no fluxograma da FIG. 15. Os limites podem ser usados para atualizar os modelos estáticos e dinâmicos de reservatório para fazer uma previsão da produção de estimativas de reservas. A receita estimada das reservas pode ser novamente comparada com os custos estimados de construção do poço para chegar a uma decisão de geodirecionamento ou mesmo geointerrupção. O aparelho de ação-operação discutido na FIG. 15 pode ser uma coluna de perfuração ou uma coluna de perfuração com um sistema de direcionamento para perfurar um furo na formação com uma trajetória desejada com base na saturação calculada. Em geral, o aparelho de operação-ação pode ser o sistema de perfuração/produção 8 ou qualquer componente ou dispositivo que pode executar uma operação ou uma ação relacionada a formação com base em ou em resposta a informações do mapa de diminuição de escala. A ação ou operação também pode ser baseada em ou em resposta a informações como saturação que é derivada do mapa de diminuição de escala.

[067] Em um cenário, a continuação da perfuração pode ser rentável, daí a preferência por geodirecionamento. Em outro cenário, a continuação da perfuração e a completação subsequente de um poço podem exceder os custos de construção do poço, de modo que a decisão de fazer a geointerrupção é feita para interromper a operação de perfuração e a completação do poço para fins de produção.

[068] Abaixo estão algumas modalidades da divulgação anterior:

[069] Modalidade 1. Um método para ajustar um parâmetro de uma operação de poço, o método compreendendo: conduzir um transportador através do poço; realizar uma medição de resistividade na formação utilizando uma ferramenta de resistividade disposta no transportador; realizar uma medição acústica na formação utilizando uma ferramenta acústica disposta no transportador; gerar com pelo menos um processador um mapa da formação usando a medição de resistividade e a medição acústica, e ajustar o parâmetro usando o mapa. Em uma ou mais modalidades, a operação do poço pode incluir uma operação de perfuração, uma operação de produção ou completação e/ou a instalação do equipamento do furo de poço. Algumas operações de produção ou completação podem incluir o fraturamento hidráulico, a instalação de um revestimento no poço e/ou a perfuração do revestimento em uma profundidade desejada. A ferramenta de resistividade pode ser qualquer tipo de ferramenta de resistividade, como por exemplo uma ferramenta de resistividade de propagação, uma ferramenta de indução, uma ferramenta galvânica e/ou uma ferramenta de perfil lateral, com um ou mais transmissores ou receptores. Cada ferramenta de resistividade pode ser configurada para geração de imagens, medição a resistividade de massa e/ou medição da resistividade azimutal. A ferramenta acústica pode ser qualquer tipo de ferramenta acústica que pode operar em um ou mais comprimentos de onda/frequências com mais um transmissor ou receptor. Cada ferramenta acústica pode ser configurada para geração de imagem, medição de uma propriedade de massa acústica e/ou medição de uma propriedade azimutal acústica relacionada. O termo “mapa” precisa ser uma representação gráfica. Qualquer informação que fornece um link entre um parâmetro de formação ou propriedade e dados geométricos correspondentes pode ser considerada um mapa. Pode ser apreciado que o parâmetro de formação ou propriedade no mapa pode ser qualquer tipo de parâmetro ou propriedade de interesse para um usuário. O mapa vincula uma informação especial a uma propriedade de formação. Pode ser qualquer tipo de propriedade de formação.

[070] Modalidade 2. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda o aumento de escala com pelo menos um processador do mapa para extensão além da faixa de detecção da ferramenta de resistividade ou a faixa de detecção da ferramenta acústica para fornecer um mapa de aumento de escala.

[071] Modalidade 3. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a operação do poço compreende a perfuração de um poço penetrando a formação.

[072] Modalidade 4. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda: geração com pelo menos um processador de uma resposta de resistência sintética e uma resposta acústica sintética utilizando o mapa; atualização com o pelo menos um processador do mapa baseado em uma dentre (i) a resposta de resistividade sintética e uma medição de resistividade e (ii) a resposta acústica sintética e uma medição acústica para gerar um mapa atualizado; e substituição por, pelo menos, um processador do mapa com o mapa atualizado.

[073] Modalidade 5. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o mapa é composto por um dentre um valor acústico relacionado, um limite de valor de resistividade relacionado, um limite de valor acústico relacionado, uma zona de transição de valor de resistividade relacionado, uma zona de transição de valor acústico relacionado ou uma combinação dos mesmos. Modalidades de valores relacionados à resistividade incluem: atenuação, diferença de fase, resistividade, condutividade, resistência, condutância, impedância e/ou outros tipos de medições de resistividade, incluindo parâmetros que podem ser derivados de valores relacionados à resistividade, como porosidade, saturação e/ou outras propriedades. Um limite de valor relacionado à resistividade é definido por uma mudança de etapa no valor relacionado à resistividade acima de um determinado limite. Uma zona de transição de valor relacionado a resistividade é definida por uma mudança monotônica do valor relacionado a resistividade acima de um determinado limite. Modalidades de valores relacionados à acústica incluem atenuação, tempo de deslocamento e/ou outras medições acústicas, incluindo parâmetros que podem ser derivados de valores relacionados à acústica, como porosidade, velocidade e/ou outras propriedades. Um limite de valor relacionado a acústica é definido por uma mudança de etapa no valor relacionado a acústica acima de um determinado limite. Uma zona de transição de valor relacionado a acústica é definida por uma mudança monotônica do valor relacionado a acústica acima de um determinado limite.

[074] Modalidade 6. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda: cálculo com o pelo menos um processador de uma saturação em um ou mais locais na formação representada no mapa. A saturação calculada pode ser absoluta ou relativa. Em uma ou mais modalidades, duas resistividades podem ser usadas para calcular uma saturação relativa. Isso pode ser benéfico quando a porosidade é desconhecida e a resistividade absoluta não pode ser calculada.

[075] Modalidade 7. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda (a) estimativa de um custo para a perfuração do poço ou uma extensão do mesmo, (b) estimativa de uma quantidade de hidrocarbonetos a ser extraída usando a saturação em um ou mais locais no mapa; e (c) ajuste do parâmetro usando o custo para a perfuração e a quantidade de hidrocarbonetos.

[076] Modalidade 8. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a operação é composta por realizar uma completação de poço usando a saturação.

[077] Modalidade 9. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda: determinação de uma porosidade em um ou mais locais na formação representada no mapa. A porosidade determinada pode ser absoluta ou relativa.

[078] Modalidade 10. O método de qualquer modalidade anterior, em que o parâmetro inclui informações de direção de perfuração.

[079] Modalidade 11. O método de qualquer modalidade anterior, em que o parâmetro inclui informações sobre o local alvo de perfuração.

[080] Modalidade 12. O método de qualquer modalidade anterior, em que o parâmetro inclui informação de trajetória do poço.

[081] Modalidade 13. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda a realização de pelo menos uma medição da formação, usando a pelo menos uma outra modalidade para gerar o mapa. A pelo menos uma outra medição pode incluir uma medição de superfície e/ou uma medição de fundo de poço.

[082] Modalidade 14. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a outra medição compreende uma medição nuclear. A medição nuclear pode incluir uma medição de densidade, porosidade e/ou raios gama naturais para incluir medições em massa, medições azimutais e/ou geração de imagens.

[083] Modalidade 15. Um aparelho para ajustar um parâmetro de uma operação de perfuração do poço, o aparelho compreendendo: um transportador configurado para ser transportado através do poço; uma ferramenta de resistividade disposta no transportador e configurada para realizar uma medição de resistividade na formação; uma ferramenta acústica colocada no transportador e configurada para realizar uma medição acústica na formação; pelo menos um processador configurado para: gerar um mapa da formação usando a medição de resistividade e a medição acústica e ajuste do parâmetro usando o mapa.

[084] Modalidade 16. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o pelo menos um processador está ainda configurado para: gerar uma resposta de resistividade sintética e uma resposta acústica sintética utilizando o mapa; atualizar o mapa com base em um dentre (i) a resposta de resistividade sintética e uma medição de resistividade e (ii) a resposta acústica sintética e uma medição acústica para gerar um mapa atualizado; e substituição do mapa pelo mapa atualizado.

[085] Modalidade 17. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o mapa é composto por um dentre um valor acústico relacionado, um limite de valor de resistividade relacionado, um limite de valor acústico relacionado, uma zona de transição de valor de resistividade relacionado, uma zona de transição de valor acústico relacionado ou uma combinação dos mesmos.

[086] Modalidade 18. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o pelo menos um processador está ainda configurado para calcular uma saturação em uma ou mais localizações na formação representada no mapa.

[087] Modalidade 19. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda um sistema de direção acoplado a uma broca tubular e configurado para perfurar um novo furo de poço ou uma extensão de um furo existente na formação com uma trajetória selecionada para uma localização tendo uma saturação selecionada.

[088] Modalidade 20. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda outra ferramenta de fundo de poço disposta no transportador e configurada para executar pelo menos um outro tipo de medição na formação e em que pelo menos um processador é ainda configurado para utilizar pelo menos um outro tipo de medição para gerar o mapa.

[089] Modalidade 21. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a outra ferramenta do fundo de poço é composta por uma ferramenta de medição nuclear.

[090] Em apoio aos ensinamentos apresentados neste documento, podem ser utilizados vários componentes de análise, incluindo um sistema digital e/ou um sistema analógico. Por exemplo, os componentes eletrônicos de fundo de poço 11, o sistema de processamento de computador 12 ou os sensores 7, 8 ou 13 podem incluir sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes como processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, ligação de comunicação (com fio, sem fio, pulso de lama, óptico ou outro), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinais (digitais ou analógicos) e outros componentes (tais como resistências, condensadores, indutores e outros) para fornecer a operação e análises do aparelho e métodos aqui revelados de qualquer uma das várias maneiras bem apreciadas na técnica. Considera-se que esses ensinamentos possam ser, mas não necessariamente, implementados juntamente com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em um meio legível por computador não transitório, incluindo memória (ROMs, RAMs), óptica (CD-ROMs) ou magnética (discos, discos rígidos) ou qualquer outro tipo que, quando executadas, fazem com que um computador implemente o método da presente invenção. Essas instruções podem prever o funcionamento do equipamento, controle, coleta e análise de dados e outras funções consideradas relevantes por um projetista de sistemas, proprietário, usuário ou outra pessoa, além das funções descritas nesta divulgação.

[091] Além disso, outros componentes podem ser incluídos e solicitados para prover os aspectos dos ensinamentos apresentados neste documento. Por exemplo, uma fonte de alimentação (por exemplo, pelo menos um dentre um gerador, uma fonte remota e uma bateria), componente de resfriamento, componente de aquecimento, imã, eletroímã, sensor, eletrodo, transmissor, receptor, transceptor, antena, controlador, unidade óptica, uma unidade elétrica ou uma unidade eletromecânica podem ser incluídas no suporte dos vários aspectos discutidos aqui ou com outras funções além dessa divulgação.

[092] O termo "transportador" como usado neste documento significa qualquer dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que possa ser utilizado para transmitir, alojar, suportar ou, de outra forma, facilitar a utilização de outro dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro. A ferramenta de perfilagem 10 é um exemplo não limitativo de um transportador. Outros exemplos de transportadores não limitantes incluem colunas de perfuração do tipo de tubo em espiral, do tipo de tubo articulado e qualquer combinação ou porção destes. Outros exemplos de transportadores incluem tubos de revestimento, cabos wireline, sondas de cabo wireline, sondas de slickline, conjuntos de fundo de poço, inserções de coluna de perfuração, módulos, compartimentos internos e porções de substrato do mesmo.

[093] Elementos das modalidades foram introduzidos com os artigos “um” ou “uma” Os artigos são destinados a significar que existem um ou mais dos elementos. Os termos "incluindo" e "tendo" estão destinados a ser inclusivos que pode existir elementos adicionais que não os elementos listados. A conjunção "ou" quando usada com uma lista de pelo menos dois termos destina-se a significar qualquer termo ou combinação de termos. Os termos "primeiro" e "segundo" e similares não denotam uma ordem particular, mas são usados para distinguir diferentes elementos. O termo "acoplado" refere-se a um primeiro componente sendo acoplado a um segundo componente seja direta ou indiretamente através de um componente intermediário. O termo "configurado" se relaciona a uma ou mais limitações estruturais de um dispositivo que são necessárias para que o dispositivo execute a função ou operação para a qual o dispositivo é configurado.

[094] Embora uma ou mais modalidades sejam ilustradas e descritas, modificações e substituições podem ser feitas sem se afastar do espírito e do escopo da invenção. Por conseguinte, deve ser compreendido que a presente invenção foi descrita por meio de ilustrações e não de limitação.

[095] Será reconhecido que os vários componentes ou tecnologias podem prover certas funcionalidades ou características necessárias ou benéficas. Por conseguinte, essas funções e características que podem ser necessárias em apoio às reivindicações anexas e suas variações são reconhecidas como inerentes a uma parte dos ensinamentos deste documento e a uma parte da invenção descrita.

[096] Embora a invenção tenha sido descrita com referência a modalidades exemplares, entende-se que as várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos das mesmas sem que haja um distanciamento do escopo da invenção. Além disso, muitas modificações serão apreciadas para adaptar um instrumento, situação ou material específico aos ensinamentos da invenção sem se desviar de seu escopo essencial. Portanto, pretende- se que a invenção não seja limitada a modalidade particular divulgada como o melhor modo previsto para a realização desta invenção, mas que irá incluir todas as modalidades abrangidas pelo escopo das reivindicações anexadas.

Claims

1. Método para ajuste de um parâmetro físico de uma operação de poço, caracterizado pelo fato de que compreende: transporte de um transportador (9, 16) através de um poço (2); realização de uma medição de resistividade de uma formação (4) circundando um poço (2) com utilização de uma ferramenta de resistividade (11) disposta no transportador (9, 16); realização de uma medição acústica na formação (4) com utilização de uma ferramenta acústica (12) disposta no transportador (9, 16); geração, com o pelo menos um processador, de um mapa da formação (4) ; interpretação, com o pelo menos um processador, de uma ou mais estruturas geológicas da formação (4) com base na medição acústica e atualização do mapa usando uma inversão restrita da medição de resistividade com base em uma ou mais estruturas geológicas da formação (4) para fornecer um mapa atualizado; e ajuste do parâmetro físico da operação do poço usando o mapa atualizado.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda o aumento de escala com pelo menos um processador do mapa para extensão além da faixa de detecção da ferramenta de resistividade (11) ou a faixa de detecção da ferramenta acústica (12) para fornecer um mapa de aumento de escala.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a operação do poço compreende a perfuração de um poço perfurando a formação (4).

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: geração com pelo menos um processador de uma resposta de resistência sintética e uma resposta acústica sintética utilizando o mapa; atualização com o pelo menos um processador do mapa baseado em uma dentre (i) a resposta de resistividade sintética e a medição de resistividade e (ii) a resposta acústica sintética e a medição acústica para gerar o mapa atualizado; e substituição por, pelo menos, um processador do mapa com o mapa atualizado.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o mapa é composto por um dentre um valor acústico relacionado, um limite de valor de resistividade relacionado, um limite de valor acústico relacionado, uma zona de transição de valor de resistividade relacionado, uma zona de transição de valor acústico relacionado ou uma combinação dos mesmos.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: cálculo, com o pelo menos um processador, de uma saturação em um ou mais locais na formação (4) representada no mapa.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que compreende ainda (a) estimativa de um custo para a perfuração do poço ou uma extensão do mesmo, (b) estimativa de uma quantidade de hidrocarbonetos a ser extraída usando a saturação em um ou mais locais no mapa; e (c) ajuste do parâmetro físico usando o custo para a perfuração e a quantidade de hidrocarbonetos.

8. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a operação de poço compreende a realização de uma completação do poço utilizando a saturação.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: determinação de uma porosidade em um ou mais locais na formação (4) representada no mapa.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o parâmetro físico inclui uma informação de direção de perfuração.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o parâmetro físico inclui uma informação de localização do alvo de perfuração.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o parâmetro físico inclui uma informação de trajetória do poço.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos uma outra medição da formação (4), usando pelo menos uma outra medição para gerar o mapa.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a outra medição compreende uma medição nuclear.

15. Aparelho para ajuste de um parâmetro físico de uma operação de perfuração do poço, caracterizado pelo fato de que compreende: um transportador (7, 16) configurado para ser transportada através de um poço (2); uma ferramenta de resistividade (11) disposta no transportador (7, 16) e configurada para realizar uma medição de resistividade em uma formação (4) circundando o poço (2); uma ferramenta acústica (12) colocada no transportador e configurada para realizar uma medição acústica na formação (4); pelo menos um processador configurado para: geração de um mapa da formação (4); interpretação de uma ou mais estruturas geológicas da formação (4) com base na medição acústica e atualização do mapa usando uma inversão restrita da medição de resistividade com base em uma ou mais estruturas geológicas da formação (4) para fornecer um mapa atualizado; e ajuste do parâmetro físico usando o mapa atualizado.