BR112018072718B1

BR112018072718B1 - Método e aparelho para estimativa de um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial

Info

Publication number: BR112018072718B1
Application number: BR112018072718-0A
Authority: BR
Inventors: Stefan Wessling; Nicklas Jeremias Ritzmann; Ulrike Peikert
Original assignee: Baker Hughes, A Ge Company, Llc
Priority date: 2016-05-06
Filing date: 2017-05-05
Publication date: 2023-04-18
Also published as: US10451765B2; US20170322339A1; EP3452697A1; WO2017192926A1; BR112018072718A2; EP3452697B1; EP3452697A4

Abstract

Um método para estimar um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial inclui a medição de um primeiro parâmetro da formação subsuperficial e a medição de um segundo parâmetro da formação subsuperficial. O método inclui ainda a definição de uma ou mais restrições de inversão usando o segundo parâmetro e invertendo, com um processador, o primeiro parâmetro para gerar o parâmetro invertido da formação subsuperficial usando as uma ou mais restrições de inversão.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido US n° 62/333022, depositado em 6 de maio de 2016, que é incorporado neste documento por referência em sua totalidade.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[002] Uma precisão melhorada dos modelos de formações terrestres seria bem recebida na indústria de produção de hidrocarbonetos.

SUMÁRIO

[003] É divulgado um método para estimar um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial. O método inclui: medir um primeiro parâmetro da formação subsuperficial; medir um segundo parâmetro da formação subsuperficial; definir uma ou mais restrições de inversão usando o segundo parâmetro; e invertendo com um processador o primeiro parâmetro para gerar o parâmetro invertido da formação subsuperficial usando uma ou mais restrições de inversão.

[004] Também é divulgado um aparelho para estimar um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial. O aparelho inclui: uma primeira ferramenta configurada para medir um primeiro parâmetro da formação subsuperficial; uma segunda ferramenta configurada para medir um segundo parâmetro da formação subsuperficial; e um processador configurado para inverter, utilizando uma ou mais restrições de inversão relacionadas ao segundo parâmetro, o primeiro parâmetro para gerar o parâmetro invertido da formação subsuperficial. BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[005] As descrições a seguir não devem ser consideradas como limitantes em nenhuma circunstância. Em referência às figuras anexas, os elementos similares são numerados similarmente:

[006] A Figura 1 ilustra a localização do campo de Goliat no Mar Ártico de Barents;

[007] A Figura 2 é uma visão geral da configuração geológica e unidades de reservatório de Goliat;

[008] A Figura 3 ilustra aspectos de um poço exemplar perfurado em Goliat (o poço de exploração é indicado pela linha preta, enquanto as barras sombreadas das inversões são codificadas por sombra com base na escala à direita; geralmente, tons mais brilhantes indicam resistividades mais altas);

[009] A Figura 4 é um fluxo de trabalho usado para executar a inversão restrita por imagem;

[0010] A Figura 5 ilustra a influência de mergulhos relativos na inversão unidimensional;

[0011] As Figuras 6A-6D, coletivamente referidas como Figura 6, ilustram uma comparação de mergulhos a partir de imagem de densidade de espaçamento curto (2,5 pol. DOI) e de espaçamento longo (3,5 pol. DOI);

[0012] A Figura 7 descreve aspectos de um intervalo que ilustram a interpretação de imagens e as orientações de mergulho das camadas (trilha à direita: mergulhos escolhidos pelo esquema de inversão; segunda faixa à direita: resultados da interpretação de imagens);

[0013] A Figura 8 descreve aspectos de um modelo "próximo a poço de exploração" baseado em imagem;

[0014] A Figura 9 ilustra uma comparação de mergulhos relativos derivados da interpretação de imagens e inversão irrestrita, respectivamente (retângulos tracejados representam intervalos de profundidade nos quais a inversão restrita é aplicada);

[0015] As Figuras 10A e 10B, coletivamente referidas como Figura 10, ilustram o intervalo X170 a X205 onde o desajuste é ligeiramente superior quando restringe o mergulho relativo com um intervalo muito curto (+-1°) (salvo indicação em contrário, as seguintes inversões restritas por mergulho são realizadas com um intervalo de mergulho de +-5°);

[0016] A Figura 11 ilustra as seções de cortina resultantes para configurações irrestritas (quatro camadas, mapa de resistividade superior) e restritas por mergulho (quatro e seis camadas, mapas de resistividade central e inferior), (o desajuste se torna menor no final desse intervalo);

[0017] A Figura 12 ilustra uma seção de cortina resultante da inversão restrita por imagem;

[0018] A Figura 13 ilustra a seção de resultados e Rh para o resultado restrito por imagem, resultado de quatro camadas restrito por mergulho e resultado de inversão de quatro camadas original - tracejado de preto);

[0019] A Figura 14 ilustra que as seções de resultados para inversão com intervalos de 1m (acima) e 2-m (abaixo) são similares (ambos os resultados mostram a necessidade de inversões bidimensionais em certas partes do intervalo);

[0020] A Figura 15 ilustra que os resultados de inversão no Intervalo 1 mostram que os baixos mergulhos relativos escolhidos em X210 a X220 resultam da inversão antes do cruzamento das camadas (X190 a X205);

[0021] A Figura 16 ilustra o resultado invertido da inversão restrita por imagem (abaixo) e do resultado irrestrito de quatro camadas original (acima);

[0022] A Figura 17 ilustra uma sobreposição dos limites de camada restritos por imagem com o resultado original (algumas das estruturas são bem reconhecidas, o resultado restrito por imagem reduz o desajuste para partes do intervalo);

[0023] A Figura 18 ilustra as estimativas de saturação da inversão irrestrita;

[0024] A Figura 19 ilustra uma comparação dos resultados Sw da inversão irrestrita;

[0025] A Figura 20 ilustra a saturação de água estimada a partir da resistividade obtida pela inversão restrita (esquerda) e irrestrita (direita), variando ligeiramente nos valores mais altos;

[0026] A Figura 21 representa uma modalidade de um sistema de perfuração, avaliação de formação e/ou produção;

[0027] A Figura 22 representa uma modalidade de uma ferramenta de fundo de poço;

[0028] A Figura 23 representa uma estrutura representando uma configuração exemplar da ferramenta de fundo de poço da FIG. 22 em uma formação terrestre;

[0029] A Figura 24 mostra aspectos do mergulho verdadeiro entre um plano horizontal e um plano limite;

[0030] A Figura 25 representa aspectos de mergulho relativo entre um plano de formação e um plano ortogonal a um poço de exploração; e

[0031] A Figura 26 é um fluxograma para um método para estimar um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0032] Uma descrição detalhada de uma ou mais modalidades do aparelho e do método divulgado é apresentada neste documento a título de exemplificação, e não limitação, com referência às figuras.

[0033] São divulgadas modalidades de métodos para fornecer modelos (isto é, modelos matemáticos ou modelos virtuais) de uma formação terrestre que melhorem a precisão em relação à técnica anterior. Os modelos melhorados são obtidos usando novos métodos de inversão. Embora os métodos de inversão discutidos neste documento estejam relacionados com medições de resistividade ou perfilagem de resistividade, os métodos divulgados neste documento podem referir-se a outras formas de perfilagem tais como perfilagem acústica, perfilagem de ressonância magnética nuclear ou perfilagem de nêutrons como exemplos não limitantes. Usando os modelos melhorados, a precisão da interpretação e/ou análise petrofísica também é melhorada. A interpretação petrofísica e/ou a análise da formação terrestre podem fornecer estimativas de determinados parâmetros que são usados para o planejamento da completação e a execução dos planos correspondentes. As modalidades não limitantes destes parâmetros incluem a saturação e uma quantidade de reservas de hidrocarbonetos. As modalidades não limitantes do planejamento de completação incluem projetar a coluna de completação para incluir a colocação de dispositivos de controle de entrada para otimizar ou melhorar a eficiência da produção, colocação dos packers, localização das perfurações no poço e planejamento e perfuração de novos poços (incluindo determinação da localização e geometria ou trajetória dos novos poços). Em geral, estas ações são realizadas usando aparelhos já conhecidos na técnica.

VISÃO GERAL DA DIVULGAÇÃO

[0034] A avaliação da formação em poços de grande ângulo/horizontais (HAHz) é particularmente desafiadora em reservatórios complexos como areias canalizadas. Os dados adquiridos nesse contexto não podem ser totalmente representativos das propriedades físicas do reservatório se a arquitetura do reservatório não for devidamente considerada na modelagem e inversão direta. Modelagem direta significa o processo de geração algorítmica de dados sintéticos que seriam medidos para um determinado modelo terrestre. Isso leva em consideração princípios físicos e considerações geométricas. Inversão descreve o problema recíproco, resolvendo parâmetros de modelos plausíveis a partir de dados medidos. Este é um processo iterativo, precisa ser resolvido por um algoritmo e cada inversão precisa resolver o problema direto, a fim de otimizar a solução e minimizar o erro entre dados medidos e sintéticos.

[0035] Esta revelação apresenta um estudo de caso de um reservatório de areia canalizado onde uma interpretação combinada de imagens LWD (logging while drilling, perfilagem durante a perfuração) e inversão de resistividade forneceu valores corrigidos de resistividade de formação para uma estimativa de saturação de água. Dados de avaliação da formação de diferentes ferramentas de perfilagem durante a perfuração (LWD) foram usados para aterrar um poço horizontal no reservatório de areia canalizado (Mar de Barents). A inversão dos dados de resistividade foi realizada para obter um modelo de reservatório em tempo real e para dar suporte às decisões de direcionamento. Os resultados da inversão em tempo real foram então melhorados em uma análise pós-poço usando dados de memória com maior resolução. Deve ser entendido que dentro do escopo e do espírito desta divulgação, uma atividade em tempo real inclui todas as operações que permitem ações corretivas ao processo de perfuração. Essas atividades em tempo real também são conhecidas no setor como operações durante a perfuração ou operações enquanto um poço está sendo perfurado e incluem também fases em que o processo de perfuração real é pausado por razões operacionais, como fases em que a coluna de perfuração é manobrada para dentro, no interior ou para fora do furo de poço ou fases em que o processo de perfuração é interrompido, por exemplo, quando tubos de perfuração são adicionados e conectados à coluna de perfuração que já está localizada no fundo de poço. Intervalos de inversão com baixa correspondência de dados foram reprocessados, permitindo a avaliação de acordo com o conhecimento do controle de qualidade. Um benefício adicional dos dados de memória de resistividade da LWD é que mais componentes estão disponíveis, facilitando uma avaliação mais fundamentada das propriedades de formação. O processo de inversão inclui restrições a partir da interpretação de imagens: mergulhos de formação, interpretados a partir de imagens de furo de poço na melhor resolução, foram usados para limitar os parâmetros de inversão e melhorar o modelo terrestre subjacente para estimativas de saturação. Em outra etapa, toda a arquitetura do reservatório foi usada para restringir o processo de inversão em intervalos estruturalmente complexos. A inversão restrita forneceu um modelo geologicamente sólido da resistividade de formação, em que as estruturas de estratificação são melhor resolvidas quando comparadas à inversão irrestrita.

[0036] A análise pós-poço desse conjunto de dados também inclui diferentes opções de inversão, como comprimentos de intervalo e configurações de automação. Os resultados das diferentes abordagens serão discutidos em detalhes, incluindo o mapa de resistividade final para partes do reservatório de areia canalizado. A análise das diferenças entre dados sintéticos e medidos e a integração com outros dados de poços, como imagens de furo de poço, foi utilizada para refinar o modelo terrestre subjacente em intervalos desafiadores. O objetivo final foi obter um modelo representativo das propriedades físicas do reservatório, permitindo uma caracterização robusta e consistente do reservatório.

INTRODUÇÃO

[0037] A inversão de resistividade tem sido amplamente utilizada em aplicações de geodirecionamento/navegação de reservatórios ao longo das últimas décadas. As ferramentas de indução de LWD com vários arranjos transmissor-receptor e frequências geram uma ampla faixa de curvas de medição. Os primeiros desenvolvimentos tecnológicos detectavam limites próximos de leitos ou fluidos; as tecnologias atuais podem detectar limites até 30 m do poço de exploração, dependendo do contraste de resistividade. O foco principal dessas medições de leitura profunda é aterrar o poço na zona alvo e maximizar a exposição do reservatório por meio de análise em tempo real. Devido à sua grande profundidade de detecção, como resultado de frequências de excitação relativamente baixas, os perfis de resistividade adquiridos mostram efeitos menores em heterogeneidades de pequena escala, tais como formações intercaladas de areia de xisto ou estruturas de areia finamente laminadas.

[0038] Em contraste, os perfis de resistividade de multipropagação e leitura superficial em reservatórios estruturalmente heterogêneos com grandes variações de resistividade são amplamente afetados por efeitos geológicos e geométricos. Estes efeitos incluem estratificação local ou resistividade anisotrópica, influências de limites, tais como efeitos de saliência de leito, efeitos de proximidade gerados pela geometria do leito empilhado e, finalmente, buzinas de polarização. De uma perspectiva petrofísica, todas essas situações complicam a avaliação da saturação de água e hidrocarbonetos a partir da resistividade; portanto, os algoritmos e métodos de correção são essenciais para estimativas precisas de saturação.

[0039] Os desenvolvimentos iniciais do algoritmo incluem uma técnica de deconvolução rotineiramente usada para determinar resistividades em profundidades de investigação (dephts of investigation - DOI) fixas, que são limitadas em poços de grande ângulo/horizontais. Entre outras, uma razão para a limitação é a suposição de que as DOIs fixas revelam informações sobre os efeitos de invasão nas leituras de resistividade, como comumente usado para perfis por cabo wireline e em poços verticais ou quase verticais.

[0040] Nos poços HAHz, as diferenças de resistividade em várias DOIs podem não necessariamente se originar da invasão, mas sim serem causadas por diferentes camadas que contribuem para a resposta da ferramenta de resistividade. Portanto, algoritmos avançados são necessários para determinar um modelo geológico que melhor explique todos os dados adquiridos em poços HAHz, tais como modelagem direta e abordagens inversas que modelem a resposta sintética da ferramenta MPR/APR para um modelo terrestre digital. O modelo terrestre é então manualmente (modelagem direta) ou automaticamente (inversão) ajustado até coincidir resistências sintéticas e medidas. O modelo terrestre resultante representa então uma resistividade de formação verdadeira, precisa e quantitativa (resistividade horizontal e vertical: Rh, Rv), presumindo que seja obtido um ajuste suficientemente bom.

[0041] Se medições de resistividade de propagação azimutal estiverem disponíveis, algoritmos de inversão podem ser usados para uma melhor estimativa de anisotropia de resistividade (Rv e Rh), ângulos de mergulho e de azimute. Para tal avaliação, os dados de memória da ferramenta (ou tecnologia de tubos com cabo) são altamente preferidos.

[0042] Esta divulgação apresenta um estudo de caso de um reservatório de areia canalizado estruturalmente complexo, onde uma abordagem inversa MPR / APR foi usada para derivar Rh e Rv para fins de avaliação de formação. Os resultados de várias utilizações da abordagem inversa são apresentados em combinação com estimativas de saturação de água/hidrocarbonetos para destacar as possibilidades e limitações da abordagem. Após uma descrição do configuração geológica e introdução do esquema de inversão, os resultados da inversão manual e restrita por imagem são descritos.

CONFIGURAÇÃO GEOLÓGICA E NAVEGAÇÃO DE RESERVATÓRIO

[0043] Goliat é um campo petrolífero operado pela Eni Norge localizado no Mar Ártico de Barents, conforme ilustrado na Figura. 1. Embora os dados do campo de Goliat sejam utilizados em apoio dos ensinamentos divulgados neste documento, deve ser entendido que os métodos divulgados neste documento não se restringem a este campo ou tipo de campo particular, mas são aplicáveis a outros campos de hidrocarbonetos ou outros tipos campos de hidrocarbonetos em outros locais por toda a Terra.

[0044] Os reservatórios estão em uma configuração estrutural complexa, caracterizada por um grande número de falhas e um alto mergulho estrutural relativo em direção ao flanco da estrutura. Duas grandes unidades de reservatório são de interesse econômico e estão incluídas no desenvolvimento do campo em andamento (Figura 2). A unidade superior (Realgrunnen Group) é representada por um sistema fluvial-deltaico com depósitos de canal (parcialmente com influência de maré) e superfluxo e planícies aluviais passando para um ambiente fluvial de maior energia, que compreende depósitos de leques e canais aluviais. A unidade inferior (Kobbe Formation) é dividida em dois subgrupos principais; o superior representa um sistema deltaico progradante com barras de desembocadura e um sistema influenciado pelas marés. No subgrupo inferior, o sistema se move para uma configuração fluvial heterogênea com limitada continuidade lateral de corpos de areia.

[0045] A complexa configuração geológica e estrutural do campo exige poços horizontais de produção para alcançar uma drenagem efetiva. O plano de desenvolvimento prevê 12 poços horizontais de produção, cada um dedicado a uma única unidade de reservatório. Injetores de gás e água são planejados para suporte de pressão.

[0046] Os requisitos para a exposição máxima do reservatório na seção do reservatório horizontal levaram ao uso da tecnologia de resistividade azimutal extraprofunda (EDAR) para reunir o máximo de informações sobre a arquitetura do reservatório. Nesta divulgação, um dos poços perfurados é escolhido como um exemplo para apresentar os resultados da metodologia divulgada. O objetivo deste poço era drenar a unidade de reservatório superior dentro do segmento selecionado. A formação do alvo é constituída por um corpo de areia espesso de 25 a 30m, identificado por sua correlação para compensar poços e descrito como depósitos de canais. A seção horizontal do poço é colocada em uma profundidade otimizada em relação à posição de contato do fluido.

[0047] O poço exemplar foi perfurado com tecnologia EDAR, MPR e APR, onde a interpretação em tempo real dos dados foi usada para aterrar o poço após uma falha principal e depois disso, navegar para máxima exposição do reservatório em uma formação de areia canalizada. Os resultados de inversão foram usados para mapear o topo do reservatório, para evitar seções longas indesejadas no xisto e para determinar mergulhos estruturais. O trajeto do poço foi ajustado de acordo com os resultados da interpretação da inversão. A Figura 3 fornece informações sobre os resultados do mapeamento de resistividade a partir da navegação de reservatório. Os resultados foram obtidos usando uma configuração de inversão de 4 camadas. Nós nos concentramos nos dados reunidos de MPR / APR, ou seja, frequências de 400 kHz e 2 MHz, excluindo os dados adicionais de resistividade extraprofunda usados na operação em tempo real.

METODOLOGIA

[0048] O software de processamento unidimensional (1D) foi desenvolvido e utilizado para aplicações em tempo real e pós-poço, permitindo ao usuário analisar qualquer combinação de medidas de resistividade onidirecional, azimutal e extra profunda para um modelo terrestre estratificado arbitrariamente. O algoritmo de inversão é modelado a partir do método da combinação de parâmetros mais provável, que é uma combinação da regularização de Tikhonov e o método do filtro de Kalman.

[0049] Os dados são invertidos em intervalos 1D, obtendo um modelo 1,5D depois de combinar sequências individuais. Os requisitos em tempo real exigem que interpretações sejam realizadas em uma escala relativamente grande, com intervalos de inversão de 5 ou 10 metros (m) de comprimento. A análise detalhada da memória pode ser usada para refinar o modelo para comprimentos de intervalo de 1 ou 2 m. Outras análises petrofísicas também exigem uma resolução maior para Rv / Rh para fazer estimativas de saturação.

[0050] Vários graus de liberdade podem ser presumidos para o esquema de inversão, dependendo da disponibilidade de informações para restringir o modelo terrestre subjacente. Evidentemente, uma redução na ambiguidade dos resultados de inversão é obtida limitando o modelo subjacente o máximo possível, idealmente de forma que o algoritmo apenas inverta para Rv e Rh. A Figura 4 apresenta um fluxo de trabalho geral.

[0051] As primeiras etapas do fluxo de trabalho incluem o processamento e interpretação de uma imagem de furo de poço. A imagem pode ser adquirida durante a perfuração ou por uma ferramenta que seja disposta no fundo de poço após o furo de poço ter sido perfurado. Várias ferramentas para aquisição de imagens do furo de poço ou da formação que circunda o furo de poço são conhecidas na indústria e podem ser usadas para os propósitos desta invenção, como uma ferramenta de geração de imagens elétrica, uma ferramenta de geração de imagens por resistividade, uma ferramenta de geração de imagens por condutividade, uma ferramenta de geração de imagens por permissividade, uma ferramenta de imagens por radiação gama, uma ferramenta de geração de imagens por densidade, uma ferramenta de geração de imagens por porosidade e uma ferramenta de geração de imagens acústica, como uma ferramenta de geração de imagens por ondas de compressão acústicas profundas ou onda de cisalhamento acústicas profundas. Por exemplo, tais ferramentas de geração de imagens podem ser utilizadas para medir o mergulho entre o furo de poço e uma característica geológica da formação subsuperficial, um limite de leito na formação subsuperficial, ou um contato de fluido na formação subsuperficial. Em uma ou mais modalidades, um medidor de mergulho também pode ser usado para medir o mergulho entre o furo de poço e uma característica geológica da formação subsuperficial, um limite de leito na formação subsuperficial, ou um contato de fluido na formação subsuperficial. As medições ou imagens do medidor de mergulho também podem ser usadas para identificar estruturas geológicas de acordo com a estratificação (bloco 1 na Figura 4). Alternativamente, as estruturas geológicas e suas orientações correspondentes podem ser extraídas de outras medições geofísicas, tais como, mas não se limitando a levantamentos sísmicos, e imagens de cisalhamento acústico. Tal medição pode ser usada para derivar geomodelos que também podem ser usados para derivar estruturas geológicas e suas estruturas correspondentes. Mergulhos e/ou limites de leito são então usados para criar um modelo terrestre estrutural (bloco 2). É bem sabido que existem diferentes nomenclaturas para mergulhos na indústria. Aqui, a seguinte descrição é usada como ilustrado nas Figuras 24 e 25. O mergulho verdadeiro é o ângulo máximo (veja o arco 240 na Figura 24) entre o plano horizontal 241 e o plano limite 242. Todos os outros ângulos entre esses dois planos são mergulhos aparentes (por exemplo, arco 243). O mergulho relativo de um plano de formação é um ângulo máximo 250 entre o plano de formação 251 e o plano ortogonal 252 que é perpendicular ao poço de exploração 14 como ilustrado na Figura 25. Este ângulo pode ser calculado a partir de um perfil de imagens usando medições da amplitude e do azimute de calha de uma característica interpretada na ou sobre a parede do poço de exploração e diâmetro do poço de exploração. Para isso, é comum ajustar o recurso que é identificado na imagem por uma sinusoide. Alternativamente, estes ângulos podem ser calculados usando outras ferramentas de medição geofísicas, tais como, mas não se limitando a, medidor de mergulho, imagens de cisalhamento acústico, levantamentos sísmicos ou extraídos de geomodelos existentes.

[0052] A próxima etapa abrange a definição e configuração do esquema de inversão (bloco 3 na Figura 4). Além de definir parâmetros matemáticos (tais como critérios de aceitação, a quantidade de iterações, etc.), os intervalos de inversão 1D são mapeados no topo do modelo terrestre, de modo que as posições dos limites de leito possam ser definidas em conformidade. Finalmente, intervalos 1D são cortados (definidos como infinitos) além da profundidade máxima de investigação (DOI) das ferramentas MPR / APR.

[0053] O mergulho relativo é deixado irrestrito ou restrito de maneira a cobrir a faixa entre os ângulos máximo e mínimo impostos pelo modelo terrestre estrutural dentro dos intervalos 1D específicos. A faixa de mergulhos relativos pode variar dependendo da situação geológica, como em estratificações cruzadas. Além disso, no que diz respeito aos mergulhos relativos, a resposta do sinal MPR / APR é controlada por uma combinação do mergulho entre camadas de contraste de resistividade máxima e a distância de um limite de leito e os sensores (Figura 5).

[0054] A última etapa para se preparar para a inversão é a definição de um modelo inicial de resistividade (bloco 4 na Figura 4). Vários registros de resistividade são atribuídos ao modelo terrestre estrutural como primeiros valores iniciais. Em uma abordagem, a resistividade da inversão irrestrita foi usada como um valor inicial para a inversão restrita.

[0055] Após a execução da inversão (bloco 5), os resultados são avaliados quanto à consistência com o modelo terrestre, desajuste e Rh ao longo da trajetória do poço (bloco 6).

[0056] Para este estudo de caso, várias configurações de inversão são usadas para restringir a inversão. Em uma primeira configuração, foi utilizado um esquema de inversão semiautomatizado, no qual o algoritmo encontra Rv e Rh sobre uma faixa mais ampla de posições de camada, os mergulhos relativos dessas camadas e as resistividades dessas camadas. Além disso, mergulhos relativos como resultado da inversão de APR são comparados com mergulhos escolhidos a partir de uma imagem de densidade de curto e longo espaçamento (resolução de 16 setores) como um indicador de qualidade dos resultados de inversão. Outro indicador de qualidade é o desajuste entre os dados sintéticos e as medições. Os dados sintéticos são obtidos a partir da inversão e o desajuste é determinado como a diferença normalizada da raiz quadrada média entre dados sintéticos e medições. Um bom desajuste não indica necessariamente um resultado de inversão geologicamente correto, mas representa uma solução matematicamente otimizada.

[0057] Em uma segunda configuração, o mergulho relativo a partir de uma interpretação de imagens mais próxima da trajetória do poço é usado para restringir a inversão. A quantidade de camadas é predefinida para cada intervalo 1D para quatro ou seis camadas.

[0058] Em um terceiro esquema, a inversão é limitada por um modelo terrestre estrutural e a inversão é aplicada apenas para encontrar Rv, Rh e mergulhos relativos. O mergulho relativo recebeu um valor inicial, mas foi deixado irrestrito para a inversão.

[0059] Com os resultados da inversão irrestrita ao longo de um intervalo alongado, dois intervalos menores com maior complexidade estrutural foram selecionados para aplicar a inversão restrita. Os resultados dos intervalos foram então comparados com os irrestritos para avaliar o efeito de inversão.

RESULTADOS

[0060] Após uma breve introdução dos resultados da interpretação de imagens a partir da imagem de densidade de curto e longo espaçamento, são descritos os resultados de resistividade de formação da inversão irrestrita e restrita por imagem. Os vários resultados de inversão de resistividade foram então usados para estimar a saturação ao longo da trajetória do poço. Uma comparação de saturação segue, assim, a descrição dos resultados de inversão.

[0061] A Interpretação de Imagens agora é discutida. Em intervalos estratigráficos heterogêneos, bem como estruturalmente influenciados, o conhecimento preciso do que esperar é benéfico antes de se estabelecer um modelo geológico inicial para a inversão 1D. Esta informação pode ser derivada de imagens de furos de poço e considerada verdade fundamental para um modelo geológico “próximo do poço de exploração”.

[0062] O conjunto de perfilagem de imagens de perfilagem durante a perfuração (LWD) nesta tarefa específica inclui imagens de raios gama (GR), densidade e separação (calibrador). Enquanto as imagens de GR e de densidade contêm principalmente informações sobre a litologia, a maioria das informações contidas na imagem de separação é a forma do furo de poço e, portanto, não é uma imagem preferida para a seleção por mergulho. A imagem de GR divide o furo de poço em 8 setores e tem uma resolução vertical de 16 pol. O sensor de densidade registra duas imagens: uma imagem com espaçamento curto (short spaced, SS) e outra com espaçamento longo (long spaced, LS). Ambas as imagens dividem o furo de poço em 16 setores. A imagem de espaçamento curto tem uma resolução vertical mais alta (8 pol.) a uma DOI mais rasa em comparação com a imagem de espaçamento longo (16 pol. a uma profundidade de investigação mais profunda). Uma comparação de mergulhos escolhidos a partir de imagens de densidade de curto e longo espaçamento (Figura 6) revela que o padrão DOI de 2,5 pol. e 3,5 pol. para sensores de curto e longo espaçamento é apropriado para gerar imagens do processamento de correção de DOI.

[0063] A maior resolução horizontal (8 versus 16 setores) em comparação com a imagem de GR e maior resolução vertical da imagem de densidade SS levou à decisão de que os mergulhos foram escolhidos preferencialmente a partir da imagem de espaçamento curto. As imagens foram processadas usando software de processamento interno de imagens e interpretadas com software padrão de interpretação de mergulho de imagens de furos de poço em campos petrolíferos (a Figura 7 mostra uma ilustração dos resultados da interpretação de mergulhos). Utilizando a capacidade de imagens de furos de poço para detectar os limites de leito com mais precisão do que os perfis convencionais, o poço foi dividido em camadas geológicas, das quais cada uma tem seu próprio tipo de mergulho, azimute e estratificação. Essas características de leito foram então usadas como verdade básica para construir um modelo geológico altamente detalhado, “próximo do poço de exploração”, como uma entrada inicial precisa para a inversão 1D. A Figura 8 mostra um pequeno intervalo desse modelo.

[0064] A comparação de mergulhos é agora discutida. Error! Reference source not found. mostra os mergulhos relativos originados de uma inversão irrestrita usando dados de memória. As restrições ao modelo geológico de quatro camadas são semelhantes às tomadas para a navegação de reservatórios em tempo real. Os mergulhos são restritos a 72 a 85°, exceto por um intervalo (X275m), onde o mergulho mínimo é de 68°. Como referência, os mergulhos escolhidos manualmente de uma imagem de densidade de memória com espaçamento curto são plotados. Assumindo que o último mergulho adquirido permaneça válido até que outro seja escolhido, a maioria dos mergulhos estão altamente de acordo um com o outro. Dois intervalos, no entanto, destacam-se porque os mergulhos escolhidos manualmente variam até 60° (X200 a X300) e até 40° (X440 a X500). Mergulhos derivados de inversão se acumulam no mergulho mínimo permitido nesses intervalos. Portanto, a inversão é repetida para partes desses intervalos enquanto amplia a faixa de mergulho.

[0065] O intervalo de X150 a X205m é primeiramente escolhido para avaliar como restrições mais rígidas, tomadas a partir da análise de imagem, influenciam os resultados de inversão.

[0066] As restrições de mergulho são agora discutidas. O intervalo de X150 a X205 foi invertido com um modelo inicial de três camadas. Cada intervalo tem 1m de comprimento e os intervalos se sobrepõem por 0,2m. O modelo inicial de resistividade permanece constante (Tabela 1). A primeira inversão é feita com os mergulhos relativos mais próximos tirados da imagem (cf. Figura 5 para uma explicação), com uma faixa de +-5°, enquanto o segundo é reduzido para +-1°. A Figura 10 mostra que, no último caso, o desajuste fica um pouco mais alto do que antes. Os dados medidos podem ser melhor explicados se o mergulho relativo for tomado com uma faixa maior. Além disso, a curva Rh do esquema encurtado se torna mais pontiaguda, com resistividades mais elevadas, especialmente na última parte do intervalo (X190m).

[0067] Por um lado, isso pode indicar que o mergulho escolhido (o mais próximo da imagem de densidade neste caso) não representa o mergulho que tem o maior efeito sobre os sensores APR (Figura 5). Mais informações podem ser necessárias para identificar o mergulho mais apropriado para restringir a inversão. Por outro lado, a seleção de mergulho é um processo manual e a seleção pode não ser tão exata quanto +-1°. Uma faixa ligeiramente mais ampla pode compensar influências sobre a seleção manual.

[0068] A tabela 1 apresenta um modelo inicial para inversão de três e quatro camadas. Rh- e Rh+ são limites de inversão de resistividade inferiores e superiores. A primeira camada (isto é, primeira linha) é adicionada para o modelo de quatro camadas.

[0069] Restrito por mergulho versus irrestrito por mergulho é agora discutido. A seção é estendida para X220 m MD, também cobrindo a parte onde mergulhos relativos a partir do resultado original e seleção manual divergem (Figura 9). Os resultados das seguintes configurações são comparados: Inversão irrestrita (quatro camadas), inversão restrita por mergulho (quatro camadas e seis camadas). A Figura 11 mostra as seções de cortina para a inversão irrestrita de quatro camadas original e o correspondente com restrições de mergulho. Geralmente, as seções de cortina resultantes são semelhantes. No entanto, se a inversão for restrita por mergulho, o corpo de areia (X180 a X200) se torna mais espesso no lado inferior do furo de poço, de modo que a estrutura da areia canalizada seja representada como mais compacta e consistente. A camada fina em X163 m MD é representada na seção de cortina, vinda de cima. O desajuste é ligeiramente inferior ao resultado original. Para a maioria da seção, o desajuste é o mesmo, embora seja ligeiramente maior no corpo de areia espesso (X185 a X193m) e depois de sair dessa camada (X200m). No final deste intervalo, um menor desajuste é alcançado para o resultado com restrição por mergulho. Isto coincide com a estratificação fina identificada a partir da imagem e a diferença observada em mergulhos relativos a profundidades medidas de X200 a X225 m. A curva Rh mostra as mesmas tendências, mas elimina os picos em X193m e X216m. As maiores diferenças em Rh também são observadas onde o desajuste muda mais. Rh diminui de 150 ohm para 30 ohm em X216m e aumenta de 10 para 30 ohm em X201m.

[0070] Se mais camadas forem introduzidas na inversão (Tabela 2), outro limite de resistência é revelado abaixo do corpo de areia. Com seis camadas incorporadas, o limite pode ser seguido abaixo do trajeto do poço. Além disso, a camada de areia que é atravessada em X172m é agora mais consistentemente representada. Apenas dados de 2MHz e 400kHz são usados para este estudo próximo ao poço de exploração. O desajuste alcançado com essa configuração de modelo esperada novamente só muda consideravelmente na última seção do intervalo. Em aproximadamente X205 m MD, o desajuste é reduzido de 7 para 3.

[0071] Tabela 2 é um modelo inicial para inversão de seis camadas. A segunda e sexta camadas (ou seja, segunda e sexta linhas) foram adicionadas ao modelo na Tabela 1.

[0072] O intervalo de inversão 1 restrito por imagem é agora discutido. O complexo modelo geológico derivado de imagens é usado como modelo inicial para a inversão. Posições de camadas e espessuras, portanto, variam para cada intervalo 1D de acordo com o modelo estrutural subjacente. Tabela 3 mostra um resumo dos parâmetros utilizados. A Figura 12 mostra a inversão resultante dentro da seção de cortina. Neste caso, o intervalo de mergulho não é restrito, isto é, o intervalo é deixado como variável para o mergulho de 0 a 90°. No entanto, o mergulho relativo interpretado por imagem a partir do contraste Rh mais forte na direção do ângulo alvo azimutal é o valor inicial (consulte a explicação da Figura 5). Portanto, aplicar a inversão 1D fornece um mergulho representativo, que é mapeado em todos os limites da camada dentro das faixas 1D.

[0073] Tabela 3 apresenta opções de inversão para o intervalo 1.

[0074] Por causa do modelo inicial e das restrições, o modelo é muito mais complexo do que antes. Algumas das camadas atravessam o furo de poço fora do intervalo plotado. Camadas podem ser seguidas através de toda a seção de cortina. No entanto, como consequência da inversão 1D, o mergulho individual pode ser plotado de forma diferente se outro mergulho for mais relevante nesse intervalo. Comparando o resultado com o modelo geológico de entrada, isto é causado por mergulhos contraditórios em cada intervalo 1D. Uma concordância muito boa é alcançada no início da seção, até X176m e de X178 a X186m (Figura 12). Além disso, a seção de X198 a X210 e o final da seção estão bem representados. Embora o valor inicial para o mergulho seja definido de acordo com a interpretação de imagens e o ângulo alvo de APR, a interpretação se torna mais complicada se estiverem presentes reduções variáveis nos intervalos 1D. As camadas visíveis no final deste intervalo (X215m a X220m) só podem ser presumidas a partir do resultado original, mas agora são confirmadas a partir do resultado com restrição por imagem. Além disso, a forma e a posição do corpo de areia (X180 a X190m) são verificadas pelo resultado restrito. No entanto, a extensão do corpo de areia é maior se a inversão for reduzida apenas com o mergulho. Esta diferença pode ser explicada com a configuração do modelo geológico complexo: o conhecimento sobre uma camada está disponível a partir de medições de avaliação de formação ao atravessar o furo de poço. O progresso linear mais longe é uma primeira estimativa para a caracterização, levando em consideração o comportamento erosional. A inversão pode, como neste exemplo, fornecer informações adicionais valiosas sobre a formação. Ter seções de cortina de vários fluxos de trabalho para comparação permite que as estruturas sejam mais facilmente identificadas. Outro exemplo é a seção de X170 a X180m, onde a posição da camada abaixo da trajetória do furo de poço varia no resultado somente restrito por mergulho. O fluxo de trabalho complexo, com restrição por imagem, define a posição da camada de maneira diferente, permitindo variações apenas para a resistividade dessa camada. Isso também poderia explicar um desajuste maior do resultado de inversão. A incerteza das posições das camadas derivadas da interpretação de imagens próximas do poço torna-se maior com o aumento da distância do poço. A ambiguidade emergente ilustra a necessidade de restrições certas para a inversão. Combinar e comparar várias abordagens, automatizadas, parcialmente restritas e fortemente restritas a partir da imagem do furo de poço, é, portanto, uma maneira recomendada de identificar semelhanças e diferenças nos resultados.

[0075] Os valores de Rh para essa configuração geralmente estão alinhados com as outras curvas de Rh, mas evitam os maiores picos de resistividade, especialmente na segunda metade do intervalo. Os principais efeitos de polarização no cruzamento de limite (X197m), no entanto, ainda estão presentes.

[0076] O mesmo intervalo foi invertido com comprimentos de intervalos de 2m. O resultado revela as mesmas propriedades da inversão com a configuração de 1m. Enquanto as camadas são consistentemente refletidas na primeira parte da seção (X170 a X175), por exemplo, há áreas de mergulhos relativos contraditórios (X190 a X195, X210), dificultando a representação. A curva Rh parece mais suave, mostrando tendências mais gerais. Uma representação 1D não é suficiente neste cenário complexo. No entanto, não se sabe exatamente de qual camada o mergulho relativo é tomado na inversão. Os ângulos alvo azimutais apenas dão a direção acima ou abaixo em cenários 1D. Se todos os mergulhos relativos forem considerados e exibidos, é necessária uma inversão e representação 2D.

[0077] Os mergulhos relativos após a inversão são plotados na Figura 15 juntamente com os mergulhos escolhidos manualmente e o valor inicial de mergulho usado para executar a inversão. Os mergulhos escolhidos manualmente diferem parcialmente do resultado de inversão. Os mergulhos escolhidos manualmente de X210 a X220 m MD são muito bem refletidos pelos resultados de inversão, embora o valor inicial seja definido como muito maior (linha tracejada, escolhida a partir do contraste de resistividade mais alto no modelo inicial).

[0078] Valores similares de mergulhos relativos foram calculados também em X195 a X205, isto é, antes de atravessar as camadas correspondentes (em X210 a X220 m MD). Esta observação pode indicar a maior profundidade de investigação das medições de APR/MPR e demonstra que um único método para escolher o mergulho mais relevante não é suficiente porque pode mudar da camada mais próxima para a camada com o contraste de resistividade mais forte. Além disso, o contraste de resistividade mais forte também é apenas uma suposição inicial que sujeita a mudança no modelo após a execução da inversão.

[0079] O intervalo de inversão restrito por imagem 2 é agora discutido. Um segundo intervalo no final deste poço de exploração foi usado para testar o fluxo de trabalho proposto. Esta é a segunda seção em que a comparação de mergulho original (Figura 9) revelou grandes diferenças. Em contraste com o intervalo 1, um número menor de camadas segue a partir da interpretação de imagens e o modelo terrestre inicial é menos complexo. Além disso, as restrições para esta seção foram alteradas (Tabela 4).

[0080] Tabela 4 apresenta configurações de inversão para o intervalo 2.

[0081] A Figura 16 e a Figura 17 mostram que a inversão restrita por imagem confirma o resultado alcançado anteriormente, mas acrescenta mais detalhes a ela. Os mergulhos relativos são representados de forma mais consistente do que no primeiro intervalo apresentado anteriormente. Além disso, a inversão restrita por imagem reduziu o desajuste para algumas seções, especialmente em X435 a X440m e X450 a X455m, mas também no final deste intervalo, onde o modelo geológico novamente inclui um maior número de camadas (Figura 17). A curva de Rh segue a curva anteriormente deduzida, mas inclui mais picos se pequenas camadas forem cruzadas. A quantidade de detalhes, que é incluída no modelo geológico, é crítica para o resultado de inversão e para as propriedades de formação derivadas.

ESTIMATIVAS DE SATURAÇÃO

[0082] A saída de resistividade de ambos os processos de inversão restrita por imagem e irrestrita foi utilizada para estimar a saturação de água (SW) usando a mesma equação e os mesmos parâmetros do modelo petrofísico aplicado ao campo. O perfil de saturação de água obtido foi comparado com a estimativa de saturação de água existente, com base na resistividade liberada do campo (SW_ORIG). Finalmente, as diferenças em termos de SW avaliadas foram analisadas para avaliar a qualidade da inversão de resistividade.

[0083] Como ponto de partida, foi utilizada a RH a partir da inversão irrestrita. A saturação estimada de água (SW_UC) foi comparada com a saturação original de água (SW_ORIG). A Figura 18 mostra a comparação e as curvas de avaliação de formação adicional são relatadas.

[0084] Quando o poço está dentro de uma areia espessa, maciça e homogênea, a SW_UC é muito semelhante à SW_ORIG, com base na resistividade liberada do campo. Nessa situação, os dados de resistividade adquiridos são representativos das propriedades físicas do reservatório, pois são afetados por artefatos muito pequenos ou inexistentes.

[0085] Pelo contrário, nos intervalos em que o poço atravessa alguns limites de leito em um ângulo alto, a SW_UC é significativamente diferente da original (SW_ORIG), porque os efeitos de ombro longo (artefatos), evidentes em dados liberados do campo, são enfraquecidos ou cancelados na maior parte do intervalo. O mesmo benefício pode ser observado na presença de buzinas de polarização: os bem conhecidos artefatos nítidos em dados de resistividade, relacionados à interação entre a geometria do limite do leito (mergulho aparente), frequência e geometria das ferramentas EM, e contraste de resistividade de leitos cruzados, são completamente removidos na resistividade derivada do processo de inversão.

[0086] Além disso, alguns efeitos de proximidade relacionados às configurações de leitos empilhados foram “corrigidos” e a SW_UC calculada neste intervalo é mais realista e coerente com a evidência de campo dos poços de avaliação vertical deslocados.

[0087] O resultado geral é uma avaliação da saturação de água (SW_UC) mais representativa das propriedades da camada física (Error! Reference source not found.).

[0088] Posteriormente, a resistividade restrita invertida por imagem foi utilizada para estimar um novo perfil de saturação de água (SW_CO), e esta nova saída foi comparada com SW_UC. Os resultados são melhorados quando comparados à SW_ORIG, mesmo que a conquista mais importante já tenha sido obtida pela primeira etapa da metodologia descrita. No geral, neste exemplo, os resultados obtidos usando a resistividade a partir da inversão restrita podem ser considerados, nesses testes, como um refinamento dos resultados da inversão irrestrita. Na Figura 20, a comparação dos parâmetros estatísticos da distribuição das duas SW estimadas está de acordo, possivelmente com pequenas diferenças nos valores mais altos.

CONCLUSÕES

[0089] As seguintes conclusões podem ser tiradas da avaliação de inversão.

[0090] A inversão de resistividade LWD pode fornecer, em maior escala e combinando várias frequências e espaçamentos transmissor- receptor, um mapeamento de resistividade de formação preciso para fins de navegação de reservatórios. A integração de interpretação de imagens LWD e inversão de dados eletromagnéticos ultra profundos pode ser usada para fornecer valores robustos de resistividade de formação em poços horizontais para uma estimativa de saturação de água. Um fluxo de trabalho destinado a esse alvo em escala de poço de exploração foi testado e discutido.

[0091] Estruturas geológicas de escala mais fina que afetam os perfis de resistividade de leitura superficial revelam resistividades de formação imprecisas na escala do poço de exploração. A aplicação de algoritmos para inverter resistividades medidas em escalas menores pode se beneficiar de restrições de outras fontes de dados para refinar o modelo terrestre estrutural e, com isso, reduzir a ambiguidade das soluções.

[0092] As restrições devem ser aplicadas com cuidado e dependendo do caso, a menos que a certeza da informação estrutural longe do poço de exploração seja muito alta. Pelo contrário, uma recomendação dos autores é deixar alguns parâmetros de inversão irrestritos, mas atribuir um valor inicial confiável (tal como um mergulho a partir da inversão).

[0093] A informação estrutural das imagens é derivada de perfis adquiridos na parede do poço de exploração, ou muito perto dela. Ao varrer a parede do furo de poço com uma profundidade de investigação rasa para um parâmetro de medição particular, como resistividade, densidade ou porosidade, etc., é criada uma imagem da parede do furo de poço a partir da qual as estruturas planares podem ser identificadas como uma descontinuidade sinusoidal na imagem. No entanto, como este tipo de imagens é adquirido a uma profundidade de investigação rasa a partir da parede do furo de poço, a extensão dessas estruturas mais profundas na formação é uma fonte adicional de incerteza estrutural. Essa incerteza pode ser reduzida tomando informações adicionais, por exemplo, a partir da geração de imagens por ondas de cisalhamento profundas. Geração de imagens por ondas de cisalhamento profundas e também geração de imagens por ondas compressivas profundas são métodos acústicos que podem ser aplicados a dados de uma ferramenta de geração de imagens acústicas. Embora esse tipo de ferramentas também seja chamado de ferramentas de geração de imagens, elas funcionam de acordo com outro princípio de medição. Por exemplo, as ferramentas de geração de imagens por ondas de cisalhamento profundas e as ferramentas de geração de imagens por ondas de compressão profundas têm uma profundidade de investigação muito maior e podem ser usadas para identificar estruturas a uma distância muito maior da parede do furo de poço. Consequentemente, a imagem que é criada por essas ferramentas geralmente não é uma imagem da parede do furo de poço, mas é uma imagem de estruturas em um plano que inclui uma parte da parede do furo de poço e é orientada paralelamente ao eixo do furo de poço. Deve- se entender que, embora ambos os tipos de ferramentas de geração de imagens estejam trabalhando com princípios diferentes e forneçam imagens de diferentes partes da subsuperfície, ambos são incluídos quando se referem a ferramentas de geração de imagens. Esses métodos usam uma onda de compressão ou de cisalhamento refletida excitada por uma fonte acústica, que é, por exemplo, colocada em uma ferramenta de perfilagem acústica. Algoritmos de migração comuns ou avançados, tais como, mas não limitados à migração de Kirchhoff podem ser usados para converter tempos de chegada das ondas refletidas para derivar uma imagem de uma formação terrestre que realça os limites do leito ou outras estruturas com contraste de impedância acústica suficientemente forte. Por exemplo, limites de leito ou contatos óleo-gás podem exibir altos contrastes de impedância acústica.

[0094] Modelos estruturais refinados não reduzem necessariamente o desajuste de inversão entre os dados sintéticos e as medições, o que não é uma fraqueza da inversão, mas reflete a ambiguidade dos modelos e a necessidade de restringir modelos para perfis de resistividade geologicamente sólidos.

[0095] O modelo inicial para a inversão é essencial e o conhecimento adicional deve ser incorporado ao construí-lo. No entanto, os intervalos de parâmetros (mergulhos relativos, resistividades) não devem ser restringidos demais, deixando a inversão orientada por dados para decidir qual modelo se ajusta melhor e também para compensar incertezas na seleção de mergulho e na definição das resistividades. Na nova abordagem, as posições das camadas são fixadas com base na interpretação de imagens. Especialmente quando se afastam do poço de exploração, as estruturas podem mudar. O mergulho relativo lido a partir da imagem de densidade também pode não ser o mais representativo. Uma etapa adicional no fluxo de trabalho sugerido seria, portanto, escolher a fonte do mergulho relativo (contraste mais próximo ou mais forte ou definido manualmente). Em resumo, vários níveis de restrições devem ser comparados para consistência.

[0096] Em poços horizontais, a resistividade obtida da inversão é mais representativa das propriedades físicas do reservatório em situações em que o impacto da geologia e da geometria é prejudicial à representatividade dos dados adquiridos. A saturação da água calculada usando a resistividade derivada da inversão está mais de acordo com os valores esperados.

[0097] Em seções de reservatório extremamente heterogêneas com variações bastante grandes de mergulhos relativos dentro de intervalos de inversão, a modelagem direta e inversa bidimensional (2D) é essencial para resolver as respostas da ferramenta MPR / APR por algoritmos de inversão. Essas seções podem ser identificadas a partir de resultados limitados 1D, facilitando as decisões sobre onde executar inversões 2D computacionalmente intensas.

[0098] A novidade da divulgação se refere à maneira como o esquema de inversão é restringido e como um valor inicial para o esquema de inversão é definido. A aplicação de uma regra particular para restringir a inversão e definir valores iniciais para a inversão aumenta a probabilidade do algoritmo de inversão encontrar o melhor modelo terrestre possível, o que explica as respostas de perfil medidas obtidas a partir de ferramentas de avaliação de formação.

[0099] Mais particularmente, as seguintes etapas podem ser parte da restrição da inversão e da definição dos valores iniciais. Essas etapas usam uma imagem para interpretar mergulhos relativos entre a trajetória do poço e o limite do leito. Para a inversão, restringir o mergulho relativo (veja a Figura 5 para esclarecimento) pode incluir: • Restringir o mergulho relativo identificando o limite de leito com o maior contraste de resistividade; • Restringir o mergulho relativo identificando o limite de leito que está mais próximo do poço; • Restringir o mergulho relativo, identificando uma combinação dos itens acima; e/ou • Restringir o mergulho relativo definindo um intervalo de mergulho relativos, sendo o intervalo definido a partir dos mergulhos relativos mínimos aos máximos, conforme observado em uma posição ao longo da trajetória do poço. Para a inversão, a definição de um valor inicial para o mergulho relativo pode incluir: • Definir um valor inicial identificando o limite de leito com o maior contraste de resistividade; • Definir um valor inicial identificando o limite de leito que está mais próximo do poço de exploração; • Definir um valor inicial identificando uma combinação dos itens acima; e/ou • Definir um valor inicial definindo um intervalo de mergulho relativos, sendo o intervalo definido a partir dos mergulhos relativos mínimos aos máximos, conforme observado em uma posição ao longo da trajetória do poço. Para a inversão, usar uma imagem para interpretar mergulhos relativos entre a trajetória do poço e o limite de leito pode incluir: • Definir as posições das camadas no poço de exploração que resultam dos mergulhos relativos e usar as posições das camadas como uma restrição na inversão; • Definir as posições de camada longe do poço de exploração por extrapolação linear dos limites de leito para os mergulhos relativos no poço de exploração e usar as posições das camadas como uma restrição na inversão; • Definir as posições de camada longe do poço de exploração por outra extrapolação dos limites de leito para os mergulhos relativos no poço de exploração e usar as posições das camadas como uma restrição na inversão; • Definir posições de camada longe do poço, restringindo as posições de camada usando medições de leitura profunda, como geração de imagens por ondas de cisalhamento profundas e usar as posições de camada como uma restrição na inversão; • Definir um intervalo de posições de camada usando o intervalo de posições de camada como uma restrição na inversão; e/ou • Definir o intervalo como uma função da distância do poço de exploração, com o intervalo aumentando com o aumento da distância do poço de exploração, e usar o intervalo de posições de camada como uma restrição na inversão. Para a inversão, as seguintes ações também podem ser incluídas: • Definir as posições de camada no poço de exploração que resultam dos mergulhos relativos e usar as posições das camadas como um modelo inicial para a inversão; • Definir as posições de camada longe do poço de exploração por extrapolação linear dos limites de leito para os mergulhos relativos no poço de exploração e usar as posições das camadas como um modelo inicial para a inversão; • Definir as posições de camada longe do poço de exploração por outra extrapolação dos limites de leito para os mergulhos relativos no poço de exploração e usar as posições das camadas como um modelo inicial para a inversão; e/ou • Definir posições de camada longe do poço de exploração, restringindo as posições de camada usando medições de leitura profunda, como geração de imagens por ondas de cisalhamento profundas e usar as posições de camada como um modelo inicial para a inversão.

[00100] Um exemplo de aparelho para implementar a divulgação neste documento é agora discutido. Com referência à Figura 21, uma modalidade exemplificativa de um sistema de perfuração, perfilagem e/ou produção em poços 10 inclui uma coluna de perfuração 12 que é mostrada disposta num poço de exploração ou furo de poço 14 que penetra pelo menos uma formação terrestre 16 durante uma perfuração ou outra operação de fundo de poço. Conforme descrito neste documento, “furo de poço” ou “poço de exploração” se refere a um único furo que perfaz todo ou parte de um poço perfurado. Conforme descrito neste documento, "formações" se referem às várias características e materiais que possam ser encontrados num ambiente subsuperficial ou nos arredores do furo de poço.

[00101] Uma estrutura de superfície 18 inclui vários componentes, tais como uma cabeça de poço, guindaste e/ou mesa rotativa ou dar suporte à coluna de perfuração, abaixar as seções de coluna ou outros componentes no fundo do poço que podem incluir componentes de completação. A estrutura de superfície 18 também pode ser configurada para executar ações de completação, tais como a instalação de canos ou tubulação de produção, ajuste de packers e/ou a execução de perfurações como exemplos não limitantes. Numa ou mais modalidades, a coluna de furo de poço 12 é uma coluna de perfuração incluindo uma ou mais seções de tubo de perfuração que se prolongam para baixo no furo de poço 14, e está ligada a um conjunto de perfuração 20. Numa ou mais modalidades, o sistema 10 inclui qualquer número de ferramentas de fundo de poço 24 para vários processos incluindo perfuração de formação, geodirecionamento e avaliação de formação (FE) para medir versus profundidade e/ou tempo uma ou mais quantidades físicas dentro ou em torno de um furo de poço. A ferramenta 24 pode ser incluída ou incorporada como um conjunto de fundo de poço (BHA) 22, componente de coluna de perfuração ou outro carreador adequado. Um "carreador", conforme descrito neste documento, significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, mídias e/ou elemento que possam ser utilizados para transmitir, alojar, apoiar ou facilitar a utilização de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, mídias e/ou elemento. Outros exemplos de carreadores não limitantes incluem colunas de perfuração do tipo flexitubo, do tipo de tubo articulado e qualquer combinação ou porção dos mesmos. Outros exemplos de carreador incluem tubos de revestimento, wirelines, sondas wireline, sondas slickline, drop shots, subs de fundo de poço, conjuntos de fundo de poço e colunas de perfuração.

[00102] A ferramenta 24, o BHA 22 ou outras porções da coluna de furo de poço 12 incluem dispositivos sensores configurados para medir vários parâmetros da formação e/ou furo de poço. Numa ou mais modalidades, os dispositivos sensores incluem um ou mais transmissores e receptores configurados para transmitir e receber sinais eletromagnéticos para medição das propriedades de formação, tais como composição, resistividade e permeabilidade. Uma técnica de medição exemplar é uma técnica EM transitória.

[00103] Numa ou mais modalidades, a ferramenta 24, BHA 22 e/ou dispositivos sensores incluem e/ou estão configurados para comunicar com um processador para receber, medir e/ou estimar as características direcionais e outras características dos componentes de fundo de poço, do furo de poço e/ou da formação. Por exemplo, a ferramenta 24 está equipada com equipamento de transmissão para comunicar-se com um processador, tal como um processador de fundo de poço 26 ou uma unidade de processamento de superfície 28. Esse equipamento de transmissão pode assumir qualquer forma desejada e diferentes mídias e conexões de transmissão podem ser usadas. Exemplos de conexões incluem conexões com fio, fibra ótica, acústicas, sem fio e telemetria de pulso de lama.

[00104] O processador pode ser configurado para receber dados da ferramenta 24 e/ou processar os dados para gerar informações de parâmetros de formação. Em uma modalidade, a unidade de processamento de superfície 28 é configurada como uma unidade de controle de perfuração de superfície que controla vários parâmetros de perfuração, tais como velocidade de rotação, peso sobre broca, parâmetros de fluxo de fluido de perfuração e outros.

[00105] Em uma ou mais modalidades, a ferramenta 24 é configurada como uma ferramenta de perfilagem de fundo de poço. Conforme descrito neste documento, “perfilagem” se refere à tomada de medições de propriedades de formação. Exemplos de processos de perfilagem incluem processos de medição contínua (MWD) e perfilagem contínua (LWD), durante os quais as medições das propriedades das formações e/ou do furo de poço são tomadas no fundo de poço durante ou logo após a perfuração. Os dados recuperados durante esses processos podem ser transmitidos para a superfície e também podem ser armazenados com a ferramenta de fundo de poço para recuperação posterior. Outros exemplos incluem medições de perfilagem após a perfuração, perfilagem convencional e perfilagem em drop shot.

[00106] A Figura 22 ilustra uma modalidade da ferramenta de fundo de poço 24. A ferramenta de fundo de poço 24 está disposta num carreador, tal como um alojamento 30. O alojamento é incorporado como ou em um componente de fundo de poço, como uma seção de coluna de perfuração, um tubo de perfuração ou um comando de perfuração. O alojamento 30 e/ou outro componente são tipicamente feitos de um material condutor como o aço. A ferramenta 24 inclui um conjunto de medição de resistência 32 que incorpora pelo menos uma fonte eletromagnética (EM) e múltiplos receptores EM. Um transmissor EM 34 (por exemplo, uma antena transmissora ou bobina) é configurado para emitir um campo elétrico ou magnético na formação 16 e induzir uma resposta de campo magnético que é medida por um ou mais receptores EM 36 e 38 (por exemplo, bobinas receptoras). Uma fonte elétrica 40, que pode ser colocada no fundo de poço ou em um local de superfície, é configurada para aplicar corrente elétrica ao transmissor 34.

[00107] Numa ou mais modalidades, o conjunto de medição 32 está configurado para realizar uma operação de medição EM transitória indutiva. A fonte 40 aplica pulsos transitórios de corrente ao transmissor 34, que induz corrente na formação 16. A corrente gera um campo magnético que é detectado pelos receptores 36 e 38.

[00108] A ferramenta 24 utiliza medições eletromagnéticas para determinar a condutividade elétrica das formações que circundam o furo de poço. Vários tipos de ferramentas podem ser empregadas para medir formações em várias “profundidades de investigações” ou DOI, que correspondem a distâncias da ferramenta e/ou furo de poço em uma direção perpendicular a um eixo da ferramenta e/ou furo de poço (por exemplo, o eixo Z da FIG. 2), referidas neste documento como "distâncias radiais". Os métodos EM transitórios são particularmente úteis para investigações ultra profundas (por exemplo, distâncias radiais de dezenas a centenas de metros da ferramenta e/ou furo de poço). Normalmente, pulsos de tensão ou corrente que são excitados em um transmissor iniciam a propagação de um sinal eletromagnético na formação terrestre. Correntes elétricas se difundem para fora a partir do transmissor na formação circundante. Em diferentes momentos, as informações chegam ao sensor de medição a partir de diferentes profundidades de investigação. Particularmente, em um tempo suficientemente tardio, o campo eletromagnético transitório é sensível apenas a zonas de formação remota e não depende da distribuição de resistividade nos arredores do transmissor.

[00109] Numa ou mais modalidades, o transmissor e os receptores são dispostos axialmente em relação um ao outro. Uma localização "axial" se refere a uma localização ao longo do eixo Z que se estende ao longo de um comprimento da ferramenta 24 e/ou furo de poço 14. O primeiro receptor 36 é posicionado a uma distância axial selecionada L1 do transmissor 34, e o segundo receptor 38 é posicionado a uma distância axial menor L2 do transmissor. Por exemplo, a primeira e a segunda distâncias são selecionadas para ter uma proporção específica, por exemplo, L1 é o dobro de L2.

[00110] Numa ou mais modalidades, os receptores 36 e 38 são idênticos ou pelo menos substancialmente idênticos, de modo a medir o mesmo sinal se os receptores estiverem dispostos na mesma localização axial e radial. Por exemplo, os receptores 36 e 38 têm, cada um, os mesmos (ou pelo menos substancialmente os mesmos) parâmetros de configuração. Tais parâmetros incluem o número e o diâmetro dos enrolamentos da bobina, o material da bobina, a área efetiva, o campo magnético para o fator de conversão de tensão e/ou ganho de tensão.

[00111] Numa ou mais modalidades, o transmissor 34 e o receptor 36 ou 38 estão inclinados em relação ao eixo da ferramenta na orientação por um ângulo maior do que 0 graus até 90 graus. Tal arranjo inclinado, de vários componentes ou não axial permite medições de resistividade azimutal, como medições de resistividade de propagação azimutal, medições de resistividade de indução azimutal ou medições de resistividade galvânica azimutal da formação circundante, desde que as fontes de sinal ou receptores tenham uma sensibilidade menos parcialmente direcional. Os sinais medidos variam dependendo da posição e orientação da fonte do sinal, como um transmissor e um receptor em relação aos limites de leito. Tal disposição permite a determinação de informações azimutais tais como, mas sem limitação, distância a um limite, direção do limite, anisotropia e mergulho.

[00112] A Figura 23 mostra uma estrutura exemplificativa representando uma configuração da ferramenta 24 dentro da formação 16. A estrutura inclui uma primeira zona 42 substancialmente definida por um comando de perfuração metálico, tubo metálico ou outro carreador condutor com condutividade αi, uma camada de transição 44 com uma condutividade α2 e uma camada de formação remota 46 com uma condutividade α3. A permeabilidade magnética de todo o espaço é μ. Como ilustrado, o limite 48 que separa o carreador metálico da camada de transição e o limite 50 que separa as regiões da camada de transição e a formação remota partilham um eixo Z comum. Como medido a partir do eixo Z, o raio do limite 48 é rotulado como rmd e o raio do limite 50 é rotulado como rtl. Um campo eletromagnético é excitado pelo circuito de corrente do transmissor 340 devido ao transmissor 34 posicionado no raio rxt e é medido pelos receptores 36 e 38 posicionados no raio rxr.

[00113] A Figura 26 é um fluxograma para um método 260 para estimar um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial. O bloco 261 exige a medição de um primeiro parâmetro da formação subsuperficial. Numa ou mais modalidades, o primeiro parâmetro é medido em um poço de alto ângulo. Por exemplo, o primeiro parâmetro da formação subsuperficial pode ser medido em uma formação onde o mergulho relativo entre a direção perpendicular a um limite de leito de formação e a trajetória do poço é maior que 45 graus. Por exemplo, o primeiro parâmetro da formação subsuperficial pode ser medido em uma formação onde o mergulho relativo entre a direção perpendicular a um limite do leito de formação e a trajetória do poço é maior que 60 graus. O bloco 262 exige a medição de um segundo parâmetro da formação subsuperficial. O segundo parâmetro é diferente do primeiro parâmetro. Numa ou mais modalidades, o segundo parâmetro está relacionado com pelo menos um mergulho entre o furo de poço e uma característica geológica da formação subsuperficial, um limite de leito na formação subsuperficial, ou um contato fluido na formação subsuperficial. Em uma ou mais modalidades, um medidor de mergulho ou uma ferramenta de geração de imagens, tal como uma ferramenta de geração de imagens elétrica, uma ferramenta de geração de imagens por resistividade, tal como uma ferramenta de geração de imagens azimutal, uma ferramenta de geração de imagens por condutividade, uma ferramenta de geração de imagens por densidade, uma ferramenta de geração de imagens por porosidade e uma ferramenta de geração de imagens acústica, tal como uma ferramenta de geração de imagens por ondas de compressão acústicas profundas ou ondas de cisalhamento acústicas profundas, é usada para medir pelo menos um dentre os primeiros parâmetro e o segundo parâmetro, tal como o mergulho entre o furo de poço e uma característica geológica da formação subsuperficial, um limite de leito na formação subsuperficial, ou um contato fluido na formação subsuperficial. Numa ou mais modalidades, pelo menos um dentre o primeiro e segundo parâmetros é pelo menos um dentre uma resistividade, uma condutividade, uma permissividade, uma densidade, uma porosidade, uma saturação, uma radiação gama, uma velocidade de onda acústica, um tempo de deslocamento, uma hora de chegada de uma onda acústica, uma atenuação de um sinal e uma diferença de fase de um sinal. Os sensores para medir o primeiro ou o segundo parâmetro podem ter uma característica onidirecional ou direcional. Por exemplo, se o parâmetro a ser medido for uma resistividade, o sensor pode ser configurado para medir uma resistividade de volume, isto é, o sensor de resistividade pode ter uma característica onidirecional ou o sensor pode ser configurado para medir uma resistividade azimutal como uma resistividade azimutal profunda, uma resistividade azimutal superficial ou uma imagem de resistividade. No último caso, o sensor tem uma característica direcional e é girado dentro do furo de poço ou o sensor pode ter uma característica direcional que é girada dentro do furo de poço. Numa ou mais modalidades, pelo menos um dentre o primeiro parâmetro e o segundo parâmetro podem ser medidos no fundo de poço utilizando uma ferramenta de fundo de poço disposta num furo de poço penetrando na formação subsuperficial. Numa ou mais modalidades, uma primeira ferramenta é configurada para medir um primeiro parâmetro da formação subsuperficial e uma segunda ferramenta é configurada para medir um segundo parâmetro da formação subsuperficial. Numa ou mais modalidades, a primeira ferramenta e a segunda ferramenta são combinadas em uma ferramenta.

[00114] O bloco 263 exige a definição de uma ou mais restrições de inversão usando o segundo parâmetro. Um processador pode ser usado em conjunto com a definição. O bloco 264 exige uma inversão, com um processador, do primeiro parâmetro para gerar o parâmetro invertido da formação subsuperficial usando uma ou mais restrições de inversão. Numa ou mais modalidades, o parâmetro invertido da formação subsuperficial compreende uma ou mais posições de limite de leito. Numa ou mais modalidades, o parâmetro invertido da formação subsuperficial compreende uma dentre uma saturação de água, uma porosidade e uma permeabilidade.

[00115] O método 260 pode também incluir a definição de pelo menos um valor permitido para o parâmetro invertido e a restrição compreende uma limitação para o valor invertido do primeiro parâmetro. Por exemplo, um alto conteúdo gama de uma camada de formação que é perfilada em um perfil de raios gama pode ser usado para restringir a resistividade da camada de formação. Como outro exemplo, um valor de resistividade permitido de uma formação que é derivada pela inversão de um perfil de porosidade pode ser limitado por um valor máximo ou mínimo que é assumido para a saturação de água durante a inversão. O valor máximo e/ou mínimo pode ser usado como limites dos valores de resistividade permitidos durante a inversão. Alternativamente, o valor máximo e/ou mínimo pode ser usado para definir um intervalo e/ou um valor inicial para os valores permitidos da resistividade durante a inversão.

[00116] O método 260 também pode incluir a atualização de um modelo de formação subsuperficial usando o parâmetro invertido. Valores do parâmetro invertido podem ser atribuídos a vários locais no modelo. As modalidades não limitantes do modelo incluem um modelo matemático (unidimensional, bidimensional e/ou tridimensional), um mapa e um modelo físico. Um modelo matemático pode compreender uma ou mais de pelo menos uma equação analítica e pelo menos uma equação diferencial. O modelo matemático pode ser resolvido, calculado, processado ou de outro modo tratado por um ou mais de um método analítico, um método de diferenças finitas, um método de elementos finitos, um método de volume finito ou outros métodos conhecidos na técnica para resolver equações diferenciais. O modelo pode ser visualizado, pelo menos parcialmente, em uma tela de computador, papel ou dispositivo de exibição similar.

[00117] O método 260 pode também incluir a perfuração de um furo de poço que penetra na formação subsuperficial usando um sistema de perfuração. Numa ou mais modalidades, o sistema de perfuração pode incluir um tubular de perfuração, tal como uma coluna de perfuração. Numa ou mais modalidades, uma ou mais ferramentas de fundo de poço para medir o primeiro parâmetro e/ou o segundo parâmetro podem ser dispostas no tubular de perfuração. Numa ou mais modalidades, uma primeira ferramenta é configurada para medir um primeiro parâmetro da formação subsuperficial e uma segunda ferramenta é configurada para medir um segundo parâmetro da formação subsuperficial. Numa ou mais modalidades, a inversão para gerar o parâmetro invertido é executada enquanto o furo de poço está sendo perfurado.

[00118] O método 260 também pode incluir a realização de uma ação relacionada à subsuperfície em resposta ao parâmetro invertido gerado. Numa ou mais modalidades, a ação relacionada à subsuperfície pode incluir o ajuste de um parâmetro operacional em resposta à obtenção do parâmetro invertido enquanto o furo de poço está sendo perfurado. Por exemplo, uma direção de direcionamento ou uma força de direcionamento pode ser alterada em resposta à obtenção do parâmetro invertido. Como outros exemplos, uma composição de lama pode ser ajustada, um esquema de telemetria pode ser alterado, ou um equipamento pode ser instalado ou trocado, ou uma taxa de penetração, um peso sobre broca, ou uma velocidade de rotação, pode ser alterada. Como outro exemplo, o processo de perfuração pode ser terminado e o equipamento de perfuração pode ser removido do furo de poço em resposta à obtenção do parâmetro invertido. Numa ou mais modalidades, o parâmetro operacional é controlado por um controlador.

[00119] Abaixo estão algumas modalidades da divulgação precedente:

[00120] Modalidade 1. Um método para estimar um primeiro parâmetro da formação subsuperficial, o método compreendendo: medir um segundo parâmetro da formação subsuperficial; definir uma ou mais restrições de inversão usando o segundo parâmetro; e inverter com um processador o primeiro parâmetro para gerar o parâmetro invertido da formação subsuperficial usando uma ou mais restrições de inversão.

[00121] Modalidade 2. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o segundo parâmetro está relacionado com pelo menos um mergulho entre o furo de poço e uma característica geológica da formação subsuperficial, um contato de fluido e um limite de leito.

[00122] Modalidade 3. O método de acordo com quaisquer modalidades anteriores, compreendendo ainda o uso de pelo menos uma dentre ferramenta de geração de imagens elétrica, um medidor de mergulho, uma ferramenta de geração de imagens por resistividade, uma ferramenta de geração de imagens por condutividade, uma ferramenta de geração de imagens por permissividade, uma ferramenta de geração de imagens por radiação gama, ferramenta de geração de imagens por densidade, uma ferramenta de geração de imagens por porosidade, uma ferramenta de geração de imagens acústica, uma ferramenta de geração de imagens por ondas de compressão acústica profundas ou ondas de cisalhamento acústico profundas e uma ferramenta de resistividade azimutal para determinar o segundo parâmetro.

[00123] Modalidade 4. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que, pelo menos, um dentre o primeiro parâmetro e o segundo parâmetro são medidos no fundo de poço utilizando uma ferramenta de fundo de poço.

[00124] Modalidade 5. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda a perfuração de um furo de poço que penetra na formação subsuperficial, em que a inversão é realizada enquanto o furo de poço está sendo perfurado.

[00125] Modalidade 6. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda realizar uma ação relacionada à subsuperfície em resposta ao parâmetro invertido gerado.

[00126] Modalidade 7. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda a perfuração de um furo de poço que penetra na formação subsuperficial, em que a ação relacionada com a superfície compreende o ajuste de um parâmetro operacional em resposta à obtenção do parâmetro invertido.

[00127] Modalidade 8. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o primeiro parâmetro é medido num poço de alto ângulo.

[00128] Modalidade 9. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que pelo menos um dentre o primeiro e segundo parâmetros é pelo menos um dentre uma resistividade, uma condutividade, uma permissividade, uma densidade, uma porosidade, uma saturação, uma radiação gama, uma velocidade de onda acústica, um tempo de deslocamento, uma hora de chegada de uma onda acústica, uma atenuação de um sinal e uma diferença de fase de um sinal.

[00129] Modalidade 10. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o parâmetro invertido da formação subsuperficial compreende uma ou mais posições de limite de leito.

[00130] Modalidade 11. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o parâmetro invertido da formação subsuperficial compreende um dentre uma saturação de água, uma porosidade e uma permeabilidade.

[00131] Modalidade 12. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda definir pelo menos um valor permitido para o parâmetro invertido e a restrição compreende uma limitação para o valor permitido do parâmetro invertido.

[00132] Modalidade 13. O método de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda a atualização de um modelo de formação subsuperficial utilizando o parâmetro invertido.

[00133] Modalidade 14. Um aparelho para estimar um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial, o aparelho compreendendo: uma primeira ferramenta configurada para medir um primeiro parâmetro da formação subsuperficial; uma segunda ferramenta configurada para medir um segundo parâmetro da formação subsuperficial; e um processador configurado para inverter, utilizando uma ou mais restrições de inversão relacionadas ao segundo parâmetro, o primeiro parâmetro para gerar o parâmetro invertido da formação subsuperficial.

[00134] Modalidade 15. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, compreendendo ainda um tubular de perfuração configurada para perfurar um furo de poço que penetra na formação subsuperficial, em que pelo menos uma dentre a primeira ferramenta e a segunda ferramenta estão dispostas no tubular de perfuração.

[00135] Modalidade 16. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o processador é ainda configurado para inverter o primeiro parâmetro enquanto o furo de poço está sendo perfurado.

[00136] Modalidade 17. O aparelho de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a primeira ferramenta e a segunda ferramenta são combinadas numa única ferramenta.

[00137] Modalidade 18. O aparelho de acordo com qualquer reivindicação anterior, em que pelo menos uma dentre a primeira ferramenta e a segunda ferramenta compreende pelo menos um medidor de mergulho, uma ferramenta de geração de imagens elétrica, uma ferramenta de geração de imagens por resistividade, uma ferramenta de geração de imagens por condutividade, uma ferramenta de geração de imagens por radiação gama, uma ferramenta de geração de imagens por densidade, uma ferramenta de geração de imagens por porosidade, uma ferramenta de geração de imagens acústica, uma ferramenta de geração de imagens por ondas compressão acústica profundas ou ondas de cisalhamento acústico profundas e uma ferramenta de resistividade azimutal.

[00138] Modalidade 19. O aparelho de acordo com qualquer reivindicação anterior, compreendendo ainda um aparelho de ação relacionado à subsuperfície configurado para executar uma ação relacionada à subsuperfície usando o parâmetro invertido.

[00139] Modalidade 20. O aparelho de acordo com qualquer reivindicação anterior, em que o aparelho de ação relacionado à subsuperfície compreende um controlador configurado para ajustar um parâmetro operacional de um sistema de perfuração configurado para perfurar um furo de poço que penetre na subsuperfície em resposta à obtenção do parâmetro invertido.

[00140] 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, a ferramenta de fundo de poço 24, o processador de fundo de poço 26 e/ou a unidade de processamento de superfície 28 podem incluir sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes como um processador, mídia de armazenamento, memória, entrada, saída, ligação de comunicação (com fio, sem fio, óptica ou outra), interfaces de usuário (por exemplo, um monitor ou impressora), programas de software, processadores de sinais (digitais ou analógicos) e outros componentes (tais como resistências, capacitores, indutores e outros) para fornecer a operação e análises do aparelho e métodos divulgados neste documento 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 uma mídia legível por computador não transitória, 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.

[00141] 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, unidade elétrica ou unidade eletromecânica podem ser incluídas em suporte aos vários aspectos discutidos neste documento ou com outras funções além dessa divulgação.

[00142] 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", "tendo" e "com" e afins estão destinados a serem inclusivos, de modo que possa existir elementos adicionais além dos 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. 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. Os termos "primeiro" e "segundo" e similares não denotam uma ordem particular, mas são usados para distinguir diferentes elementos.

[00143] O diagrama de fluxo descrito aqui é apenas um exemplo. Podem haver muitas variações em relação a este diagrama ou às etapas (ou operações) descritas neste documento sem que haja desvio do âmbito da invenção. Por exemplo, as etapas podem ser executadas em uma ordem diferente ou as etapas podem ser adicionadas, excluídas ou modificadas. Todas estas variações são consideradas uma parte da invenção reivindicada.

[00144] A divulgação ilustrada neste documento pode ser praticada na ausência de qualquer elemento que não seja especificamente divulgado neste documento.

[00145] Embora uma ou mais modalidades sejam ilustradas e descritas, modificações e substituições podem ser feitas a elas sem se afastar da essência e do âmbito da invenção. Por conseguinte, deve ser compreendido que a presente invenção foi descrita por meio de ilustrações e não de limitação.

[00146] 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.

[00147] 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 âmbito 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 âmbito essencial. Portanto, pretende- se que a invenção não seja limitada a determinada modalidade divulgada como o melhor modo previsto para a realização desta invenção, mas que irá incluir todas as modalidades abrangidas pelo âmbito das reivindicações anexas.

Claims

1. Método (260) para estimativa de um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial, o método (260) compreendendo: perfurar um furo de poço (14) que penetra na formação de subsuperfície; medir um primeiro parâmetro da formação subsuperficial; e medir um segundo parâmetro da formação subsuperficial; caracterizado pelo fato de que o método (260) ainda compreende: modelar o primeiro parâmetro por um modelo, o modelo compreendendo um parâmetro de modelo; definir uma ou mais restrições de inversão usando o segundo parâmetro, a uma ou mais restrições de inversão compreendendo uma limitação para o parâmetro de modelo; e resolver, com um processador, o parâmetro de modelo do primeiro parâmetro pela inversão, com um processador, do primeiro parâmetro para gerar o parâmetro invertido da formação subsuperficial usando uma ou mais restrições de inversão.

2. Método (260), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o segundo parâmetro está relacionado a pelo menos uma dentre imersão entre o furo de poço (14) e uma característica geológica da formação subsuperficial, um contato de fluido e um limite de leito.

3. Método (260), de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que compreende ainda o uso de pelo menos uma dentre ferramenta de imagem elétrica, um medidor de imersão, uma ferramenta de imagem de resistividade, uma ferramenta de imagem de condutividade, uma ferramenta de imagens de permissividade, uma ferramenta de imagens de radiação gama, ferramenta de imagem de densidade, uma ferramenta de imagem de porosidade, uma ferramenta de imagem acústica, uma ferramenta de compressão acústica profunda ou de imagem de onda de cisalhamento e uma ferramenta de resistividade azimutal para determinar o segundo parâmetro.

4. Método (260), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que a inversão é realizada enquanto o furo de poço (14) é sendo perfurado.

5. Método (260), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que compreende ainda a realização de uma ação relacionada à subsuperfície em resposta ao parâmetro invertido gerado.

6. Método (260), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que pelo menos um dos primeiro e segundo parâmetros é pelo menos um dentre resistividade, condutividade, permissividade, densidade, porosidade, saturação, radiação gama, velocidade de onda acústica, um tempo de deslocamento, uma hora de chegada de uma onda acústica, uma atenuação de um sinal e uma diferença de fase de um sinal.

7. Método (260), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que o parâmetro invertido da formação subsuperficial compreende uma ou mais posições de limite de leito.

8. Método (260), de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o parâmetro invertido da formação subsuperficial compreende uma dentre uma saturação de água, uma porosidade e uma permeabilidade.

9. Aparelho para estimativa de um parâmetro invertido de uma formação subsuperficial, o aparelho compreendendo: um sistema de perfuração configurado para perfurar um furo de poço (14) que penetra na formação de subsuperfície; uma primeira ferramenta disposta no sistema de perfuração e configurada para medir um primeiro parâmetro da formação subsuperficial; e uma segunda ferramenta disposta no sistema de perfuração e configurada para medir um segundo parâmetro da formação subsuperficial; e caracterizado pelo fato de que o aparelho ainda compreende: um processador configurado para: modelar o primeiro parâmetro por um modelo, o modelo compreendendo um parâmetro de modelo; e resolver o parâmetro de modelo do primeiro parâmetro pela inversão, usando uma ou mais restrições de inversão relacionadas ao segundo parâmetro, do primeiro parâmetro para gerar o parâmetro invertido da formação subsuperficial; emque a uma ou mais restrições de inversão compreendendo uma limitação para o parâmetro de modelo.

10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma da primeira ferramenta e a segunda ferramenta está disposta em uma tubulação de perfuração no sistema de perfuração.

11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9 ou 10, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma dentre a primeira ferramenta e segunda ferramenta compreende pelo menos um medidor de imersão, uma ferramenta de geração de imagens elétrica, uma ferramenta de geração de imagens resistivas, uma ferramenta de geração de imagens de condutividade, uma ferramenta de imagem por radiação gama, uma ferramenta de imagem por densidade, uma ferramenta de imagem de porosidade, uma ferramenta de imagem acústica, uma ferramenta de imagem de compressão acústica profunda ou de onda de cisalhamento e uma ferramenta de resistividade azimutal.