BR112019008243B1 - Método e aparelho configurado para determinar parâmetros não lineares e pressão de poro em uma formação através de um furo de poço - Google Patents

Abstract

Trata-se de um aparelho e métodos para medição de pressão de poro em formações rochosas através de um furo de poço aberto, cimentado e/ou revestido. Tais medições são alcançadas com o uso do método de Elasticidade Acústica Dinâmica (DAE) para caracterizar parâmetros não lineares pela perturbação de um volume de formação rochosa com uma onda de tensão acústica de Baixa Frequência e Alta Amplitude (HALF), e pela sondagem desse volume com o uso de onda acústica de Alta Frequência e Baixa Amplitude (LAHF). As técnicas de inversão de tempo podem ser empregadas para focar energia acústica na formação na proximidade do cano ou furo aberto.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDO RELACIONADO

[0001] O presente pedido reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisório dos Estados Unidos n° 62/462.081 para “Rock Formations Hysteresis Mapping Derived From Nonlinear Acoustics Measurements For Geomechanics, Engineering & Geophysics Applications” de Harvey E. Goodman et al., que foi depositado em 22 de fevereiro de 2017, e o Pedido de Patente Provisório dos Estados Unidos n° 62/411.717 para “Time-Reversed Nonlinear Acoustic Downhole Pore Pressure Measurements” de Harvey E. Goodman et al., que foi depositado em 24 de outubro de 2016, cujos conteúdos integrais dos Pedidos de Patente são incorporados especificamente a título de referência no presente documento para tudo que os mesmos revelam e ensinem.

DECLARAÇÃO A RESPEITO DOS DIREITOS FEDERAIS

[0002] Esta invenção foi feita com o suporte do governo sob o Contrato de n° DE- AC52-06NA25396 outorgado pelo Departamento de Energia dos EUA. O governo detém certos direitos na invenção.

PARTES PARA ACORDO DE PESQUISA CONJUNTA

[0003] A pesquisa descrita no documento foi realizada sob um Acordo Cooperativo de Desenvolvimento e Pesquisa (CRADA) entre o Laboratório Nacional de Los Alamos (LANL) e Chevron sob a Aliança LANL-Chevron Alliance, número de CRADA LA05C10518.

ANTECEDENTES

[0004] As pressões de poro são as pressões de fluido nos espaços de poro em formações porosas. O conhecimento de pressão de poro em uma formação é valioso para planejar operações de perfuração e análises geoquímica e geológicas. O gradiente de pressão de poro é usado na perfuração para determinar o peso de lama, que é selecionado com base no gradiente de pressão de poro, na estabilidade de furo e no gradiente de fratura antes de colocar e cimentar um revestimento. O fluido de perfuração é, então, aplicado sob forma de pressão de lama para sustentar as paredes de furo de poço para impedir o influxo e colapso de furo de poço durante a perfuração. As análises geológicas incluem estimativa de reserva inicial e identificação de contato de fluido.

[0005] Atualmente, a caracterização de pressão de poro de formação é alcançada através do contato de sonda de formação direto em um furo aberto ou através de teste de fluxo a partir de perfurações após o furo de poço ter sido revestido e cimentado. A pressão de poro pode ser medida também diretamente pelo teste de produção de poço com isolamento de obturador de furo aberto.

[0006] A investigação de não linearidade elástica tem amplas aplicações, incluindo imageamento médico, engenharia civil e geofísica, uma vez que a não linearidade elástica é uma medição sensível de dano mecânico em sólidos.

[0007] A caracterização de elasticidade não linear de rocha de formação incluindo propriedade de histerese das medições acústicas não lineares (NL) com base em furo de poço possibilita a determinação de dano e estresse de formação complexo para uma seção geológica. Em particular, a medição de comportamento de histerese NL da rocha de reservatório submetida a operações de produção que incluem redução de pressão de poro com esgotamento e a recuperação de pressão de poro a partir de injeção, resulta em duas trajetórias de estresse repetíveis que se desenvolvem ao longo de ciclos de esgotamento e de injeção separados. Essa diferença impacta na precisão de caracterização de estresse de reservatório assim como nas avaliações de compressibilidade de formação. Adicionalmente, as propriedades de compressibilidade de formação que seguem as operações de esgotamento versus de recuperação de pressão a partir de injeção, também previsões de recuperação de reservatório de impacto. Ignorar os efeitos de histerese pode resultar no diagnóstico errado das propriedades de elasticidade de reservatório e levar à má gestão de avaliações de monitoramento de reservatório que guiam a perfuração em campo e previsões de recuperação de produção.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0008] Para alcançar os propósitos das modalidades da presente invenção, conforme incorporados e descritos amplamente no presente documento, o método para determinar pelo menos um parâmetro histérico não linear em uma formação através de um furo de poço, aqui inclui: gerar sinal acústico sinusoidal de baixa frequência, que tem uma frequência e uma amplitude escolhidas focadas em um volume que circunda o furo de poço e eficaz para gerar tensão no volume; transmitir sinais acústicos de alta frequência pulsados através do volume; medir sinais gerados na formação no volume em relação à velocidade de partícula ou aceleração de partícula na formação a partir da qual a tensão gerada é determinada; e medir tempo de voo dos sinais acústicos de alta frequência pulsados através do para uma tensão conhecida; através do que a alteração de tempo de voo dos sinais acústicos de alta frequência pulsados como uma função da tensão gerada é determinada, a partir da qual o pelo menos um parâmetro histérico não linear é determinado.

[0009] Em outro aspecto das modalidades da presente invenção para alcançar os propósitos das mesmas, conforme incorporados e descritos amplamente no presente documento, o aparelho para determinar pelo menos um parâmetro histérico não linear em uma formação através de um furo de poço, aqui inclui: pelo menos um transceptor treinado para focar sinais acústicos com inversão de tempo em um volume focal centralizado no furo de poço; uma fonte de sonda que compreende um transdutor de transmissão para transmitir pulsos acústicos de alta frequência no volume focal; um receptor que compreende um transdutor de recebimento para receber os pulsos acústicos de alta frequência transmitidos pela fonte de sonda a partir do volume focal; um processador de sinal para medir o tempo de voo dos pulsos acústicos de alta frequência recebidos; e um vibrômetro sem contato ou acelerômetro de contato disposto no furo de poço para medir velocidade de partícula ou aceleração de partícula, a partir da qual a tensão no volume é determinada, por meio disso, o pelo menos um parâmetro histérico não linear é determinado.

[0010] Benefícios e vantagens de modalidades da presente invenção incluem, mas não se limitam a, fornecer um aparelho e método para medir a pressão de poro em uma formação rochosa em ambientes de furo aberto e revestidos sem contato direto com a formação, em que o peso de lama de furo de poço útil para impedir a fratura e o colapso de furo de poço pode ser determinado, e o óleo de formação no local pode ser calculado.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0011] A Figura 1A é uma representação esquemática de um aparelho de laboratório para medições de Elasticidade Acústica Dinâmica em uma barra de arenito cilíndrica, a Figura 1B mostra várias fases da tensão de bomba aplicada ao barramento, e a Figura 1C é um gráfico de Δc(εp)/co como uma função de tensão, εp, gerada por um transdutor piezoelétrico que tem a forma de onda mostrada na Figura 1B.

[0012] A Figura 2 é uma ilustração do método de bomba/sonda da presente invenção, que mostra um sinal de bomba periódico que é aplicado a uma formação, que é, então, sondado com o uso de um sinal de sonda pulsado.

[0013] A Figura 3A é um gráfico de Δc(εp)/co como uma função de tempo, e a Figura 3B é um gráfico de Δc(εp)/c0 como uma função de tensão em uma barra de arenito cilíndrica conforme medido a partir do centro da barra até a extremidade livre do mesmo em 11 posições e para 4 amplitudes diferentes do transdutor de bomba aplicado.

[0014] A Figura 4 ilustra a relação entre os parâmetros α, β e δ da pressão de poro e as características das curvas “borboleta” geradas (Δc(εp)/c0 como uma função de tensão, εp).

[0015] A Figura 5 é um gráfico da velocidade de partícula medida por um acelerômetro sem contato na extremidade livre da barra de arenito, como uma função de tempo.

[0016] A Figura 6 é uma representação esquemática de uma modalidade do presente aparelho para medir a pressão de poro de fundo de poço com base em Elasticidade Acústica Dinâmica.

[0017] A Figura 7 é uma representação esquemática de uma modalidade do presente aparelho para medir a pressão de poro de fundo de poço com base em Elasticidade Acústico Dinâmica, em que a tensão na formação é gerada com o uso de Espectroscopia de Onda Acústica não Linear de Inversão de Tempo.

[0018] A Figura 8 é um gráfico do estresse vertical eficaz de uma formação rochosa como uma função do estresse horizontal eficaz (ou lateral), das duas trajetórias de resposta de carga seguidas durante o aumento de estresse eficaz (esgotamento de simulação) e a diminuição de estresse eficaz (injeção de simulação) sendo uma medida de histerese.

[0019] A Figura 9 é um gráfico de desvio de furo de poço como uma função de peso de lama de furo de poço, que ilustra o impacto da histerese na falha de fratura por tensão e na falha de colapso por compressão, com a curva (a) que é uma falha de colapso de furo calculada com o uso do modelo de falha de Mohr-Coulomb para o caso de injeção e de estresse vertical axial de 55 MPa (8000 psi); curva (b) que é uma falha de fratura de furo para o caso de injeção com estresse vertical eficaz de 55 MPa (8000 psi); curva (c) que é falha de colapso de furo com o uso do modelo de falha Mohr-Coulomb para o caso de esgotamento com estresse vertical de 55 MPa (8000 psi); e curva (d) que é uma falha de fratura de furo para o caso de esgotamento com estresse vertical eficaz de 55 MPa (8000 psi).

[0020] A Figura 10 é um gráfico da alteração de volume de poro diferencial como uma função de estresse vertical eficaz para um reservatório do Mar do Norte.

[0021] A Figura 11A é um gráfico da alteração em tempo de percurso através de uma formação à qual uma onda de tensão mostrada na Figura 11B é aplicada, que ilustra a histerese de formação rochosa com o uso da presente tecnologia de medição de DAE.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0022] Brevemente, a presente invenção inclui a medição de pressão de poro de formação através de um cano após um poço ser cimentado e/ou revestido, ou em um furo aberto, eliminando, desse modo, o contato direto com a formação. Isso pode ser realizado pelo uso do método de Elasticidade Acústica Dinâmica (DAE) para caracterizar parâmetros não lineares pela perturbação de uma região de formação rochosa selecionada com uma onda de tensão acústica de Baixa Frequência e Alta Amplitude (HALF), e pela sondagem dessa região com uma onda acústica de Alta Frequência e Baixa Amplitude (LAHF). Os valores precisos para a pressão de poro em uma formação são valiosos para a previsão de contatos de gás/água que permitem a localização mais precisa de hidrocarbonetos na formação, permitem que o peso de lama de furo de poço seja útil para impedir a fratura e o colapso de furo de poço a serem determinados, e o óleo de formação no local a ser calculado.

A. MEDIÇÃO DE PRESSÃO DE PORO:

[0023] A alteração em velocidade de onda, conforme a oscilação de campo de tensão induzida por HALF se propaga através da formação, está ligada aos parâmetros elásticos não lineares α, β, δ e A da pressão de poro. A modulação do tempo de voo de pulsos de sonda de LAHF pelas alterações acústicas impostas (HALF ou bomba) na tensão de formação é medida. As perturbações na formação causadas pela bomba são suficientemente longas para permitir que muitos pulsos de sonda sejam enviados em tempos diferentes no ciclo de bomba, tipicamente centenas ou milhares de pulsos de sonda para um pulso de bomba de 0,5 s a 1 s. Os pulsos de bomba eficazes são suficientemente curtos para serem resolvíveis sem um interferir no outro de modo que o tempo relativo de chegada de pulsos possa ser medido prontamente.

[0024] As medições ultrassônicas não lineares com base em ressonância e mistura de frequência, em que as ondas acústicas ou ultrassônicas se propagam através de um espécime estaticamente estressado, permitem a extração de variações médias de módulo e atenuação versus nível de tensão (em geral, apenas compressivo), mas, em contraste, exigem que níveis de tensão estática >10-4 sejam medidos apropriadamente.

[0025] A seguir está uma descrição curta de medições de DAE que geram formatos de “borboleta” a partir dos quais os parâmetros α, β, δ e K podem ser determinados.

[0026] Em uma medição de DAE, um campo de tensão de “bomba” caracterizado pela amplitude da tensão de bomba Abomba é estabelecido na amostra. A tensão de bomba At ti na amostra é dada por

[0027] O estado elástico da amostra em ti é inspecionado com um pulso de “sonda” de baixa amplitude que cruza o campo de tensão da amostra no tempo ti. Ao cruzar a amostra em ti, o pulso de sonda capta o campo de tensão de experimentação de amostra εbomba(ti). O tempo para o pulso de sonda cruzar a amostra em ti é tcruzado(εbomba(ti)). A quantidade de interesse é a alteração de tempo cruzado ocasionada pela tensão de bomba, ou seja,

[0028] ou

[0029] onde « é o comprimento da trajetória de travessia do pulso de sonda, Ci = C(εbomba (ti)), e CQ = C(εbomba = Q). O pulso de sonda é direCionado através da amostra em todas as fases possíveis da tensão de bomba. A alteração de tempo Cruzado ou a alteração em C é medida Como uma função da tensão de bomba no tempo de cruzamento, ΔC/CQ vs εbomba.

[0030] Os dados incluem ΔC/CQ (plotado sobre o eixo geométrico y) como uma função do campo de tensão de bomba (εp) (plotado sobre o eixo geométrico x). A tensão de bomba está na ordem de 5 μ-tensão, e as mudanças de velocidade são negativas e estão na ordem de 2 x 1Q-3. A mudança de velocidade tem um valor de CC negativo na ordem de 1Q-3. A mudança na velocidade deve ser representada como uma função da tensão de bomba (aqui chamada de εp) na forma:

[0031] onde αAP é o interceptor que depende da amplitude da tensão de bomba, AP, β é o coeficiente de (εp), δ é o coeficiente de (εp)2, e A(εp) representa uma função relacionada ao componente histérico de Δc/cQ. αAP é o interceptor que depende não da tensão de bomba instantânea, mas da amplitude da tensão de bomba, AP (Consulta, Eq. (1) no documento). αAP é encontrado como a média de todos os valores medidos de Δc/cQ. Para o conjunto de dados medidos, aAp ~ -1.1 x 1Q-3.

[0032] A referência será feita agora em detalhe às presentes modalidades da invenção, cujos exemplos são ilustrados nos desenhos anexos. Nas Figuras, a estrutura similar será identificada com o uso de caracteres de referência idênticos. Será entendido que as Figuras são para os propósitos de descrição das modalidades particulares da invenção e não pretendem limitar a invenção às mesmas. Voltando-se agora à Figura 1A, um aparelho de laboratório, 10, para medições de DAE é ilustrado. A barra de arenito Berea cilíndrica, 12, que tem um comprimento de 305,5 mm, um diâmetro, w de 25,8 mm, uma densidade de 2054 kg/m3 e uma velocidade de som não perturbada, c0 de 1916 m/s, foi suspensa a partir de cordas ou fios para simular condições de limite livre. O disco piezoelétrico, 14, acionado por fonte acústica de Baixa Frequência e Alta Amplitude (HALF), 16, gera ondas de compressão na barra 12, que são interrogadas pelo transdutor de sonda piezoelétrico de transmissão, 18, acionado por fonte acústica de Alta Frequência e Baixa Amplitude (LAHF), 20 e pelo transdutor de recebimento, 22, que tem componentes eletrônicos de recebimento associados, 24. O vibrômetro sem contato, 26, que tem componentes eletrônicos de controle e recebimento, 28, mede o movimento de baixa frequência de barra 12 na extremidade distante do mesmo a partir da bomba de HALF 14. Um vibrômetro a laser foi empregado. Um acelerômetro com base em transdutor piezoelétrico de contato pode ser usado também. Tcruzado(ti) = w/c(εbomba(ti)), o tempo que leva um pulso acústico do transdutor de sonda18 para cruzar o diâmetro w da barra 12 em várias localizações, ti ao longo do comprimento do mesmo, é medido como uma função da tensão gerada na barra 12 pela bomba acústica de HALF 16, à medida que a fonte de LAHF 20 e o transdutor de recebimento 22 são movidos para várias posições ti ao longo da barra 12. Tipicamente, ~3 kHz (isto é, a ressonância fundamental) foram usados para a bomba para estudos de bancada (50 Hz a 10 kHz como uma faixa). Para estudos de formação, 1 a 5 kHz podem ser usados a fim de alcançar a penetração apropriada (comprimento de onda de ~ 1m). Em geral, a amplitude de tensão de10-5 a 10-4 é alcançada com a bomba, mas a potência de bomba real aplicada varia com a fonte. A frequência de sonda foi de aproximadamente 500 kHz (100 kHz a 1 MHz como uma faixa).

[0033] A Figura 1B ilustra várias fases da tensão de bomba na barra 12, e a Figura 1C é um gráfico de Δc(εp)/co como uma função de tensão, εp, gerada pela bomba 16 na barra 12. Os níveis de tensão podem estar entre 10-8 e 10-5 para tais medições, e a amostra é interrogada tanto sob compressão quanto sob tensão, permitindo, por meio disso, que uma resposta elástica ao longo de um ciclo de estresse dinâmico completo seja obtida.

[0034] Os parâmetros elásticos não lineares na Eq. 4 acima dependem da alteração em velocidade de onda acústica como uma função de tensão de formação. Essa alteração em velocidade de onda como uma função de tensão é ajustada em um polinômio quadrático com os coeficientes usados para extrair α, β e δ. Os detalhes da análise de dados podem ser encontrados em um artigo de J. Riviere et al., Journal of Applied Physics 114, 054905 (2013). A área de ciclos (histerese) como uma função de tensão, εp(max), pode ser usada também, e é proporcional a α. A Figura 2 é uma ilustração do método de bomba/sonda da presente invenção, enquanto a Figura 3A é um gráfico de Δc(εp)/c0 como uma função de tempo, enquanto a Figura 3B é um gráfico de Δc(εp)/c0 como uma função de tensão na barra de arenito cilíndrica. As medições são feitas a partir do centro da barra até a extremidade livre do mesmo em 11 posições e para 4 amplitudes diferentes do transdutor de bomba aplicado. A Figura 4 ilustra a relação entre as parâmetros α, β e δ e as características das curvas “borboleta” geradas (Δc(εp)/c0 como uma função de tensão, εp).

[0035] A Figura 5 é um gráfico da velocidade de partícula medida pelo acelerômetro sem contato 26 (Figura 1), como uma função de tempo.

[0036] Os materiais não lineares exibem uma relação de tensão-estresse não linear que podem ser sondados por ondas acústicas, levando a assinaturas acústicas específicas de pressão. Os elementos harmônicos das frequências acústicas incidentais são criados quando as ondas acústicas são focadas. A pressão eficaz em uma formação pode ser escrita como,

[0037] onde α é a pressão de confinamento, P é a pressão de poro, e b é o coeficiente de Biot (tipicamente 0,4 a 0,9 em rocha). A pressão eficaz pode ser descrita também por uma relação estresse-tensão não linear.

[0038] onde K é a constante de rigidez linear, ε é a tensão, Δε é a amplitude de tensão, ε& denota a derivada parcial em relação ao tempo, sinal é uma função de retorno de sinal (positivo ou negativo) do argumento, β e δ são combinações das constantes elásticas de terceira e quarta ordens que representam a elasticidade acústica (não linearidade clássica cúbica e quadrática), e o parâmetro α se refere à intensidade da histerese de acordo com o modelo Preisach-Mayergoyz de elasticidade. Consulte, por exemplo, K.R. McCall et al., “A new theoretical paradigm to describe histerese, discrete memory and nonlinear elastic wave propagation in rock,” Nonlin. Proc. Geophys. 3, 89 a 101 (1996), R.A. Guyer et al., “Quantitative implementation of Preisach-Mayergoyz space to find static and dynamic elastic moduli in rock,” J. Geophys. Res. 102(B3), 5281 a 5293 (1997), e G. Douglas Meegan, Jr. et al., “Observations Of Nonlinear Elastic Wave Behavior In Sandstone,” J. Acoust. Soc. Am. 94, (1993) 3387 a 3391.

[0039] Conforme descrito acima, os parâmetros α, β e δ podem ser obtidos a partir de plotagens de (Δc(εp)/c0 como uma função de tensão, εp. A seguir, Δc(εp)/c0 será substituído por ΔC/C0, e εp será substituído por ε. α é dada por:

[0040] onde C0 é a velocidade linear e C a velocidade perturbada. A segunda derivada de u em relação a t é a aceleração de partícula que é medida frequentemente, f é a frequência fundamental de onda, e ε é a tensão medida na frequência f na região focal à medida que a amplitude de fonte de sinal é aumentada. Alternativamente, alfa pode ser obtido a partir da terceira amplitude harmônica também quando amplitudes de onda são grandes. A seguir, alfa, beta e delta são mostrados.

[0041] onde L é o comprimento de onda da frequência fundamental dividida pelos dois equivalentes para o raio da região focal, a segunda derivada de u em relação ao tempo, 3f, é a terceira amplitude de aceleração harmônica, a segunda derivada de u em relação ao tempo, 2f, é a segunda amplitude de aceleração harmônica, a segunda derivada de u em relação ao tempo, 1f, é a amplitude de aceleração harmônica fundamental, e o = 2πf, onde f é a frequência fundamental.

[0042] A histerese é um componente que é introduzido à determinação de pressão de poro. As presentes medições de DAE ilustram que a histerese não segue consistentemente as trajetórias de pressão de poro específicas. Portanto, a pressão de poro e o estresse correspondente podem ser previstos junto com o módulo elástico que levam à compressibilidade de formação, conforme será explicado em maiores detalhes abaixo.

[0043] A inversão de tempo é um método para focar ondas acústicas de modo que amplitudes de som intensas (sem danificação) sejam geradas em um volume para induzir não linearidades locais. Com um exemplo, as ondas podem ser introduzidas em um furo de poço com o uso de um transceptor piezoelétrico. As ondas são registradas em um outro transceptor localizado em outro lugar no furo de poço. As ondas gravadas são, então, invertidas em tempo, e emitidas a partir dos transceptores de detecção, onde as mesmas seguem suas trajetórias dianteiras para trás em espaço, e coalescem, focando no transceptor de fonte original, uma vez que a equação de onda elástica é simétrica em relação ao tempo. Ou seja, a equação de onda pode ser avaliada para frente ou para trás em tempo, em que a física é idêntica. As amplitudes no foco com inversão de tempo são grandes devido à conservação de energia, uma vez que toda a energia contida no sinal espalhado de longa duração entra em colapso no ponto focal em espaço e tempo. Uma vez que as amplitudes de onda são maiores no foco, a resposta local pode ser não linear, mas apenas no foco.

[0044] A Figura 6 é uma representação esquemática de uma modalidade do presente aparelho, 10, para medir a pressão de poro de fundo de poço com base em DAE. Conforme será descrito na Figura 7, abaixo, a TR NEWS (Espectroscopia de Onda Acústica não Linear de Inversão de Tempo) ou um arranjo faseado pode ser usada para gerar a tensão na formação 30. A fonte de sonda de formação de LAHF, 18, que gera pulsos que têm frequências sinusoidais entre 200 kHz e 1,5 MHz, e o detector de LAHF 22, que determinam em conjunto o atraso na velocidade dos pulsos de LAHF gerados resultantes da tensão gerada na formação com o uso do processador de sinal, 23, são colocados em contato com o revestimento, 32, que circunda o furo de poço, 34. Os revestimentos de aço são usados tipicamente para esse propósito, e não distorcem significativamente sinais acústicos gerados na formação. Em comprimentos de onda acústica de 50 cm a 1 m, a atenuação por um revestimento de aço de 0,25” é pequena, mas pode ser corrigida, uma vez que o aço não é atenuante em comparação à rocha. Conforme mencionado acima, as presentes medições de DAE podem ser realizadas igualmente em um furo de poço aberto (sem revestimento ou cimento), e também à frente da broca durante a perfuração. O vibrômetro sem contato, 26, (ou acelerômetro de contato) que é um sensor calibrado para determinar o deslocamento, a velocidade ou a aceleração, respectivamente, das partículas na formação como um resultado da tensão gerada, é colocado também no revestimento, 32 que circunda o furo de poço, 34. As medições de ΔC/Co como uma função de ε podem ser feitas, a partir das quais a pressão de poro pode ser determinada. Para experimentos de bancada com vibrômetros a laser, que são sem contato, são empregados. Os acelerômetros são sensores com base piezoelétrica e, portanto, são sensores de contato. Os transdutores de contato piezoelétricos assim como um LVDT (transformador diferencial variável linear) que é um sensor de deslocamento, foram usados para medições da amplitude de bomba no laboratório.

[0045] O uso de um vibrômetro a laser no modo Doppler permite que a velocidade de partícula seja medida diretamente, enquanto no modo interferômetro, o deslocamento de partícula é medido diretamente. Quando um acelerômetro é usado, a aceleração de partícula é medida diretamente. A tensão de bomba ε é determinada pela divisão da velocidade de partícula dinâmica medida (v) pela velocidade de onda (c) na formação, ou seja, ε = v/c. As velocidades de partícula de sinal de bomba no sensor são oscilantes, a tensão é também oscilante. Assim, uma forma de onda de tensão é obtida como uma função de tempo. Os tempos nos quais os pulsos de sonda são gerados são determinados de modo que a tensão seja conhecida nesses tempos. Aquelas tensões são os valores plotados sobre os eixos x nas Figuras descritas acima.

[0046] A focagem ocorre na formação rochosa, apesar de gerada dentro do revestimento do furo de poço. O volume do foco é determinado pela frequência do sinal com inversão de tempo. Adicionalmente, uma vez que as ondas de TR se propagam e entram em colapso através do meio de propagação, no ponto de foco, os sensores captam as propriedades não lineares e, de outro modo, das ondas.

[0047] O sinal de sonda é aplicado em um espaçamento de tempo constante. O tempo que leva para o pulso de sonda percorrer até o detector de sonda pode ser medido diretamente pelo conhecimento de tempo e pelo espaçamento do par de emissor/detector de sonda. À medida que a bomba perturba a formação, o sinal de sonda pode ser avançado ou retardado em tempo. Isso pode ser extraído pela medição contínua da sonda. As distâncias e materiais não se alteram durante a medição, então, uma alteração em tempo pode ser diretamente relacionada a uma alteração em velocidade. ΔC/Co é medida a partir do tempo relacionado a um sinal de referência à medida que o pulso de sonda percorre através do raio do foco de TR. A tensão ε é medida pela velocidade de partícula dividida pela velocidade de onda. A velocidade de partícula é diretamente medida pelo sensor calibrado no ponto focal. Alternativamente, o sensor mede a aceleração de partícula e uma correção feita para gerar a velocidade de partícula. Observa-se que as medições de vibrômetro são sem contato, enquanto as medições de acelerador são medições de contato.

[0048] A Figura 7 é uma representação esquemática de uma modalidade do presente aparelho para medir a pressão de poro de fundo de poço com base em Elasticidade Acústica Dinâmica (DAE), em que a tensão na formação é gerada com o uso de Espectroscopia de Onda Acústica não Linear de Inversão de Tempo. Conforme declarado acima, arranjos faseados de fontes acústicas podem ser utilizados também. Para um arranjo faseado, as ondas são direcionadas em uma região focal, que é difícil em uma formação rochosa devido ao espalhamento, enquanto por inversão de tempo, a resposta devido ao espalhamento é medida diretamente e usada para focar a energia. O espalhamento pela formação e por revestimento é construído no processo de inversão de tempo, e é contabilizado automaticamente.

[0049] A medição de DAE define a histerese para a rocha que circunda o furo de poço. Os cálculos relativos à frequência de fonte prováveis para a sondagem de parte da medição de DAE ilustram que a medição é tomada a cerca de 2 a 3 pés ou mais na formação além de qualquer influência de estresse de furo próxima. Portanto, a medição de DAE pode ser tratada como um valor escalar útil para caracterizar o estresse com desempenho de pressão para o reservatório. Sem a presente tecnologia, as amostras de núcleo são exigidas para obter essas informações.

[0050] De acordo com o processo de inversão de tempo, sinais acústicos da fonte, 36, são treinados para focar na região focal, 38. Apenas uma fonte é mostrada, mas muitas fontes podem ser usadas para aumentar a intensidade de sinal, aumentando, por meio disso, a tensão aplicada à formação. As relações de fase entre as ondas permitem que a interferência construtiva das mesmas resulte em focagem eficaz em espaço e tempo para induzir uma tensão não linear no volume focal 38 na formação 30. Conforme mencionado brevemente acima, se a velocidade de som formação 30 for conhecida (como é a situação em geral) com o uso da relação para o comprimento de onda, A = velocidade/frequência, o diâmetro do ponto focal medido na metade do valor máximo é igual a uma metade do comprimento de onda dominante. Consulte, por exemplo, “Depth Profile Of A Time-Reversal Focus In An Elastic Solid,” de Marcel C. Remillieux et al., Ultrasonics 58 (2015) 60 a 66. O suporte de Fonte de Inversão de Tempo, 40, é adaptado para encaixar no furo de poço 34 que tem uma diâmetro interno de 15 cm (6 pol.), como um exemplo, e pode ser construído por plásticos resistentes capazes de suportar ambientes de altas temperaturas e cáusticos.

[0051] Em operação, a ferramenta da Figura 7 pode ser empregada como a seguir: 1 Abaixar a ferramenta em um furo de poço revestido; 2 Focar uma amplitude e uma frequência escolhidas de energia ultrassônica através do furo de poço revestimento com o uso de arranjos faseados ou inversão de tempo como a HALF; 3 Registrar o atraso de tempo dos pulsos de sinal sonda, LAHF, focados na mesma região que a HALF, como uma função da tensão ε na formação medida no receptor no furo de poço; 4 Variar a amplitude e a frequência de fonte, e repetir as medições no receptor; 5 Medir ΔC/Co nas várias amplitudes e frequências de fonte para determinar α, β e δ; e 6 Determinar a pressão de poro na região de HALF.

B. DETERMINAÇÃO DE PESO DE LAMA:

[0052] As modalidades da presente invenção se referem a medições de acústica não linear, medições de elasticidade não linear e medições de histerese para caracterizar o estresse de formação rochosa e o comportamento de elasticidade conhecido por estar fortemente ligados às atividades de produção de reservatório. Ou seja, a redução de pressão de reservatório definida como esgotamento, versus as atividades de recuperação de pressão de reservatório por injeção de água produzida, resulta em estresse de formação e respostas de elasticidade consistentes que seguem o ciclo de recuperação de pressão ou de declínio de pressão. A Figura 8 ilustra o efeito de histórico de pressão nas medições de laboratório de estresses em núcleo de arenito de um reservatório do Mar do Norte marítimo. O estresse vertical eficaz (equivalente ao estresse sobrecarregado) é plotado contra o estresse horizontal eficaz (equivalente ao estresse lateral devido à carga sobrecarregada). À medida que o reservatório de arenito está sendo carregado (esgotamento de simulação devido à redução de pressão de poro) e descarregado (pressão de poro de simulação aumenta a partir da injeção), o estresse horizontal eficaz necessário para manter as alterações na tensão lateral constante segue uma trajetória de estresse diferente e repetível. A área entre essas duas trajetórias de estresses define a histerese.

[0053] A dependência de desempenho de estabilidade de furo de poço está relacionada à magnitude de estresse subsuperficial. Quando um poço é perfurado, os estresses de rocha na proximidade do furo de poço são redistribuídos à medida que o suporte originalmente oferecido pela rocha perfurada para fora é substituído pela pressão hidráulica da lama. As concentrações de estresse na parede de furo de poço, descritas frequentemente como estresses tangenciais, podem exceder a resistência da rocha para causar falha de colapso de furo. Para compensar essas concentrações, a pressão de fluido de furo de poço é aumentada durante a perfuração que faz com que o nível de estresse tangencial se torne menor. Entretanto, se a pressão de fluido de furo de poço for aumentada de modo que exceda a concentração de estresse tangencial, o furo de poço falhará em tensão resultando na perda de fluido de perfuração para a formação rochosa. Assim, o gerenciamento de pressão de fluido de perfuração é exigido, e o peso de lama é equilibrado entre a falha de furo de poço de tração (fratura) e a falha ou colapso compressivo de furo de poço. Consulte, por exemplo M.R. McLean and M.A. Addis, “Wellbore Stability: The Effect of Strength Criteria on Mud Weight Recommendations”, Society of Petroleum Engineers, SPE 20405, 9 a 19, (1990).

[0054] Os furos de poço perfurados durante a exploração e desenvolvimento de um campo precisam acomodar o estresse de formação que se desenvolve na parede de furo de poço. A magnitude desses estresses depende do campo e da trajetória de estresse in situ de pré-perfuração do poço. Quando o peso de lama excede a magnitude de estresse na parede de furo de poço, as fraturas de poço e lama são perdidas para a formação da falha de tração. Por outro lado, a falha de furo de poço em compressão ocorre quando a resistência de formação não pode sustentar o peso de lama baixo usado durante a perfuração. Esse tipo de falha causa frequentemente o alargamento de furo e tanto a magnitude de estresse quanto a intensidade de formação devem ser conhecidos a fim de prever esse tipo de falha de furo.

[0055] A orientação e magnitude de estresse de formação de rocha na subsuperfície é uma consequência de carga de gravidade, ou sobrecarga, e o estresse tectônico induzido pelo movimento de falha frequentemente na escala regional. Entretanto, campos de estresse encontrados em muitos cenários geológicos associados a acúmulos de óleo e gás, são considerados frequentemente tectonicamente “relaxados” e considerado como sendo principalmente um resultado de carga de gravidade. Esse estado de estresse será usado para ilustrar o efeito de estresses subsuperficiais sobre a estabilidade de furo.

[0056] A magnitude de estresses horizontais devido à sobrecarga pode ser calculada com o uso de proporção de Poisson vs a constante de Biot, b, de estresse de sobrecarga Ove de pressão de poro Pp. O estresse horizontal mínimo, oh, é:

[0057] a porção de estresse total suportado pelo fluido de poço é expressada no componente (bPp) da Equ. 9. A constante de Biot, b, é a eficácia de fluido de poro no suporte do estresse, e é expressada como:

[0058] Cm é a compressibilidade sólida de matriz e Cdry é a compressibilidade de quadro drenado de volume da rocha.

[0059] Quando os estresses horizontais são devido apenas ao estresse de sobrecarga (isto é, uma área normalmente estressada), os estresses horizontais podem ser considerados iguais em magnitude. Ou seja, o estresse horizontal máximo oH igual oh.

[0060] Para a avaliação de estabilidade de furo, as concentrações de estresse que se formam na parede de furo de poço são determinadas pela transformação do campo de estresse subsuperficial ortogonal para coordenadas cilíndricas, a partir das quais o estresse mínimo ou máximo na parede de furo de poço pode ser avaliado. Isso é necessário para determinar a pressão de poço ou peso de lama Pw quando o colapso de furo de poço é iniciado com o uso do modelo de falha Mohr-Coulomb. As transformadas de estresses usadas são resumidas em B.S. Aadnoy and M.E. Chenevert, “Stability of Highly Inclined Boreholes”, SPE Drilling Engineer, 364 a 374 (1987). (i) Falha de Fratura de Furo de Poço:

[0061] Para furos inclinados desviados por um ângulo Y a partir da vertical, o gradiente de fratura de furo de poço pode ser calculado com uso do método desenvolvido por Aadnoy e Chenevert, supra.

[0062] , onde UCS e a intensidade compressiva não confinada da rocha. (13)

[0063] Em uma parede vertical, y = 0, de modo que o segundo termo na Equ. 11 é zero, resultando na Ruptura = Inic0.

[0064] Para v > 0,4, Ruptura= oh. Essa razão de Poisson maior indica que a formação rochosa é dúctil e incapaz de sustentar uma concentração de estresse alta na parede de furo de poço. Consequentemente, o peso de lama máximo que o furo de poço pode tolerar antes da fratura é o estresse mínimo para o sistema oh. (ii) Falha de Colapso de Furo de Poço de Mohr-Coulomb:

[0065] Esse critério de falha é uma formulação bidimensional. Apenas os estresses principais mínimo e máximo são incluídos nas determinações de falha. Para um poço vertical, o critério de Mohr-Coulomb verifica a pressão de furo de poço crítica na falha PW, em que

[0066] em que μ é o coeficiente de atrito interno, uma função do ângulo de atrito de formação rochosa Φ e determinado por μ = tan ç. Para poços desviados, o termos de estresse são transpostos para a parede de furo de poço para encontrar os valores mínimo e máximo. Embora essas concentrações de estresse sejam tangenciais na natureza, as mesmas são desconvoluídos para os seus componentes normais (estresses principais) de modo que o estresse de cisalhamento seja igual a zero. Esses valores mínimo e máximo de estresse normais são substituídos na equação Pw acima, substituindo oH e oh.

[0067] Para uma determinada magnitude de pressão de poro e de estresse horizontal, o comportamento de estabilidade de furo diferenciará acentuadamente dependendo do histórico de pressão de poro do reservatório, ou seja, se a pressão de reservatório com estresse seguir a trajetória de esgotamento ou trajetória de injeção. Para o grau de histerese mostrado na Figura 8, o impacto sobre a estabilidade de furo de poço é ilustrado na Figura 9 para esgotamento e injeção. A Figura 9 é um gráfico de desvio de furo de poço como uma função de peso de lama de furo de poço, que ilustra o impacto de histerese em falha de fratura de tensão e na falha de colapso de compressão, com a curva (a) sendo uma falha de colapso de furo calculada com o uso do modelo de falha de Mohr-Coulomb para o caso de injeção e de estresse vertical axial de 55 MPa (8000 psi); curva (b) sendo uma falha de fratura de furo para o caso de injeção com um estresse vertical eficaz de 55 Mpa (8000 psi); curva (c) que é uma falha de colapso de furo com o uso do modelo de falha de Mohr-Coulomb para o caso do esgotamento com estresse vertical de 55 MPa (8000 psi); e curva (d) que é uma falha de fratura de furo para o caso de esgotamento com estresse vertical eficaz de 55 MPa (8000 psi). A plotagem exibe o peso de lama de furo de poço em libras por galão (lpg) versus o desvio de furo de poço em graus a partir da vertical. As unidades de lpg são usados comumente pela indústria de óleo, observando que o gradiente de água doce é 99,81 Kg/l (8,33 lpg) (0,433 psi/pés).

[0068] Na curva (d) de desvio 6 de furo de 0° (poço vertical), o caso de falha de fratura para trajetória de esgotamento indica que o gradiente de fratura é cerca de 18,57 kg/l (15,5 lpg) e o gradiente de colapso é cerca de 12,58 kg/l (10,5 lpg). Portanto, para esse caso, um poço vertical precisa de um peso de lama entre 12,58 kg/l (10,5 lpg) (mínimo para impedir falha de colapso) e 18,57 kg/l (15,5 lpg) (para impedir a falha de fratura). Isso é uma grande janela de peso de lama de perfuração de segurança. À medida que o desvio de furo aumenta para cerca de 49°, a janela de peso de lama de perfuração de segurança fecha. Isso indica que os poços desviados mais que 49° não podem ser perfurados com segurança. Isto é, o peso de lama não pode ser aumentado para impedir a falha de colapso de furo (cerca de 14,49 kg/l (12,1 lpg) exigido), sem perder lama para a formação da fratura. O gradiente de fratura é menor que o gradiente de colapso de furo. No entanto, o caso de injeção é mais tolerável a estabilidade de poço desviado visto que o gradiente de fratura é maior que a curva verde.

[0069] O cálculo de estabilidade foi realizado usando os dados de Figura 8 quando o estresse vertical eficaz se iguala a 55,15 MPa (8000 psi). Isso ocorre após o gradiente de pressão de reservatório ter diminuído do original de 194,58 kg/l (16,24 lpg (0,844 psi/pés) para 1198 kg/l (10,0 lpg (0,52 psi/pés)). A diferença de tensão vista em pressão de poro idêntica é o resultado de histerese. A TABELA 1 mostra as propriedades mecânicas de formação e tensão de formação usadas para gerar o perfil de estabilidade. TABELA 1. Entrada de modelo de estabilidade de furo de poço de reservatório do Mar do Norte.

[0070] As estimativas de estabilidade de orifício mostradas na Figura 9 indicam que os gradientes de fratura são fortemente impactados por histerese em comparação à falha de colapso de furo de poço. Esse comportamento deriva da dependência de comportamento de fratura de furo de poço em relação à magnitude de tensão. O colapso de furo de poço é impactado principalmente por intensidade compressiva de rocha de formação. Para o caso estudado, a intensidade compressiva de formação é considerada constante e não afetada por histerese.

[0071] Em outras palavras, o termo histerese permite prever como a tensão de formação alterará à medida que a pressão de poro de formação é submetida à alteração com produção. Um grande volume de a significa uma diferença maior de tensão a ser esperada entre a “trajetória ou ciclo de tensão de esgotamento” em comparação à “trajetória de tensão de injeção”. Basicamente, a largura da área de histerese mostrada na Figura 8. Os valores de tensão usados para a Figura 9 são apresentados na TABELA 1, em que os gradientes de tensão nas Colunas 5 e 6 são os valores dos mesmos após uma pressão de reservatório de redução de 33,09 MPa (4800 psi), e CH = Ch. Entre os 2 ciclos de carga, há uma diferença de 13,4 - 12,7 = 0,838 kg/l (0,70 lpg (0,364 psi/pé)) entre operações de injeção e esgotamento. Em uma profundidade de reservatório de 14,801 pés, a diferença de magnitude de tensão é quase 37,23 MPa (5400 psi); (14801 X 0,364). Essa diferença em magnitude de tensão influencia significativamente o comportamento de fratura de furo de poço, mas menos significativamente para a falha de colapso de furo de poço.

C. DETERMINAÇÃO DE DESEMPENHO DE RESERVATÓRIO: 1. ) Impacto de Histerese na Compressibilidade de Formação de Rocha de Reservatório:

[0072] O comportamento histerético de rocha de reservatório inclui alterações em porosidade associadas à perda de pressão de poro com esgotamento e recuperação de pressão de poro da injeção. Essa alteração de porosidade resulta do carga de esqueleto de rocha ou quadro de rocha que ocorre com a magnitude de pressão de fluido de poro. A Figura 10 mostra duas trajetórias de alteração de porosidade distintas que são dependentes da operação de esgotamento ou da operação de injeção. Observe que esse conjunto de dados para o mesmo reservatório marítimo do Mar do Norte mostra que a restauração de porosidade total não ocorrerá após o esgotamento ter ocorrido.

[0073] As alterações de pressão associadas à prática de injeção e esgotamento também impactam a compressibilidade de reservatório. TABELA 2 mostra as alterações de compressibilidade com trajetória de tensão para o reservatório do Mar do Norte investigado. Os valores de compressibilidade de reservatório de acordo com as operações de esgotamento e injeção impactam o desempenho de recuperação de óleo. Essas magnitudes de compressibilidade de reservatório são relativamente pequenas quando comparadas com giz altamente compatível em outros reservatórios no Mar do Norte. Por exemplo, o campo de Ekofisk no setor norueguês do Mar do Norte, produz uma formação de giz que exibe porosidades na faixa de 25 a 48% com compressibilidade de rocha relatada tão alta quanto 50 a 100 x 10-6 psi-1. Então, para reservatórios de compressibilidade baixa, o mecanismo de acionamento de compactação pode afetar fortemente a recuperação final quando o volume de reservatório é significativo. TABELA 2. Dependência de Trajetória de Carga de Compressibilidade de Reservatório do Mar do Norte.

[0074] O efeito de compressibilidade de reservatório é discutido em Society of Petroleum Engineers (SPE) patrocinado por PetroWiki. A expansividade de rocha Ef é um parâmetro importante que afeta a recuperação de óleo usando análise de equilíbrio de material para modelar o desempenho. A expansão de rocha de reservatório ocorre quando a pressão diminui devido à produção. Para reservatórios de gás de alta pressão ao longo de Costa do Golfo, a expansividade de rocha de mais de 8% foi medida no núcleo que também mostrou a porosidade de reservatório que diminui de 16,7% a 15,5%. Esse comportamento de expansão de rocha aumenta a recuperação de óleo do reservatório à medida que o óleo é empurrado do espaço de poro.

[0075] Expansividade de rocha de reservatório está relacionada à compressibilidade de rocha pela seguinte relação:

[0076] em que cf é a compressibilidade de rocha. Cf está relacionado à compressibilidade de volume de poro de formação instantânea por

[0077] em que Vp é o volume de poro e P é a pressão de reservatório. Normalmente, a dependência de pressão de compressibilidade de reservatório cf é determinada por análise de núcleo. Com a capacidade de definir cf usando as presentes medições de histerese acústica não linear, uma medição contínua desse atributo de reservatório pode ser feita.

[0078] Se cf for conhecido como uma função de pressão de reservatório, então, o lado direito da Equ. 15 pode ser avaliado numericamente. A medição de histerese usada para definir o comportamento de compressibilidade de reservatório com ciclo de pressão, um exemplo do que é apresentado na TABELA 2, Col. 4, concorda com as observações de campo em que cf é comumente verificado para variar com o ciclo de produção de reservatório e pressão de reservatório, ou seja, esgotamento versus injeção.

[0079] Uma vez que Ef (p) foi definido, os métodos de equilíbrio de material podem ser aplicados para estimar o óleo original no local OOIP e para confirmar o mecanismo de produção de reservatório. Consulte, por exemplo, M.J. Fetkovich et al, “Application of a General Material Balance for High-Pressure Gas Reservoirs”, Society of Petroleum Engineers, SPE Journal, páginas 3 a 13 (1998), em que a compressibilidade de volume de poro cf é usada para levar em consideração as alterações de rocha de reservatório em volume de poro com a pressão de reservatório. Na Figura 2 dos mesmos, uma única função é definida na relação entre pressão de poro e volume de poro, provavelmente não levando em consideração o comportamento de histerese; no entanto, isso não foi medido para o reservatório que é considerado nesse artigo.

(ii) Medição de Histerese Usando Técnicas Acústicas Não Lineares de Acordo com as Técnicas das Modalidades da Presente Invenção:

[0080] A histerese é exibida na Figura 11A como ilustrado no gráfico da diferença em velocidade de onda versus tensão axial. A diferença em velocidade de onda com trajetórias de tensão crescentes (correspondentes ao esgotamento de reservatório) versus trajetórias de tensão decrescentes (correspondentes à injeção de reservatório) (A e B, respectivamente) indica o comportamento histerético. A velocidade de onda está relacionada à alteração no tempo de percurso ou tempo de voo (TOF) através do espécime durante a progressão de onda de tensão, visto que a onda de compressão não sinusoidal é passada através de um volume de amostra. A tensão crescente medida (trajetória A) e tensão decrescente medida (trajetória B) é mostrada na Figura 11B.

[0081] Uma aproximação para a relação geral entre as alterações em velocidade de módulo de Young é 2Δc/co = ΔE/Eo, em que Δc é a alteração em velocidade e ΔE é a alteração em módulo de Young.

[0082] A descrição anterior da invenção foi apresentada com o propósito de ilustração e descrição e não pretende ser exaustiva ou limitar a invenção à forma precisa revelada e, obviamente, muitas modificações e variações são possíveis em luz do ensinamento acima. As modalidades foram escolhidas e descritas a fim de explicar melhor os princípios da invenção e sua aplicação prática para permitir, através disso, que outros versados na técnica utilizem melhor a invenção em várias modalidades e com várias modificações conforme adequado ao uso particular contemplado. Pretende-se que o escopo da invenção seja definido pelas reivindicações anexas à mesma.

Claims (12)

1. Método para determinar um parâmetro histerético não linear e pressão de poro em uma formação através de um furo de poço caracterizado pelo fato de que compreende: gerar tensão em um volume de subsuperfície que circunda o furo de poço pelo foco de um sinal acústico periódico de baixa frequência no volume de subsuperfície, em que o sinal acústico periódico de baixa frequência tem uma primeira frequência e uma primeira amplitude; transmitir sinais acústicos de alta frequência pulsados através do volume de subsuperfície quando a tensão é gerada no volume de subsuperfície com o sinal acústico periódico de baixa frequência; medir sinais gerados na formação no volume de subsuperfície em relação à velocidade de partícula ou aceleração de partícula na formação; determinar a tensão no volume de subsuperfície com base nos sinais gerados na formação no volume de subsuperfície em relação à velocidade de partícula ou aceleração de partícula na formação; medir tempo de voo dos sinais acústicos de alta frequência pulsados através do volume de subsuperfície como uma função de tensão no volume de subsuperfície; determinar a alteração de tempo de voo dos sinais acústicos de alta frequência pulsados como uma função da tensão no volume de subsuperfície; determinar parâmetro histerético não linear α e parâmetros não lineares β e δ com base na alteração de tempo de voo dos sinais acústicos de alta frequência pulsados como a função da tensão no volume de subsuperfície, em que: os sinais acústicos pulsados de alta frequência são gerados no furo de poço; o sinal acústico periódico focado de baixa frequência é gerado no furo de poço; e a pressão de poro no volume de subsuperfície é determinada com base no parâmetro não linear histerético α e nos parâmetros não lineares β e δ.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dito furo de poço compreende um furo de poço aberto.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sinal acústico periódico focado de baixa frequência é gerado com o uso de inversão de tempo.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sinal acústico periódico focado de baixa frequência é gerado com o uso de arranjos faseados de fontes acústicas.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a velocidade de partícula ou aceleração de partícula é medida com uso de um vibrômetro sem contato ou de um acelerômetro de contato.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sinal acústico periódico de baixa frequência tem uma frequência entre 1 Hz e 1000 Hz.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os sinais acústicos de alta frequência têm uma frequência entre 200 kHz e 1,5 MHz.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a determinação da alteração do tempo de voo dos sinais acústicos de alta frequência pulsados como a função da tensão no volume de subsuperfície inclui a determinação da alteração na razão entre velocidade linear e velocidade perturbada como a função da tensão no volume de subsuperfície.

9. Aparelho configurado para determinar um parâmetro não linear histerético e pressão de poro em uma formação através de um furo de poço caracterizado pelo fato de que compreende: um transceptor treinado para focar sinais acústicos com inversão de tempo em um volume focal centralizado no dito furo de poço; uma fonte de sonda que compreende um transdutor de transmissão configurado, quando disposto no furo de poço, para transmitir pulsos acústicos de alta frequência no volume focal enquanto o transceptor foca os sinais acústicos com inversão de tempo no volume focal; um receptor que compreende um transdutor de recebimento configurado, quando disposto no furo de poço, para receber, a partir do volume focal, os pulsos acústicos de alta frequência transmitidos pela fonte de sonda; um processador de sinal configurado para determinar tempo de voo dos pulsos acústicos de alta frequência recebidos; e um sensor disposto no furo de poço para medir velocidade de partícula ou aceleração de partícula, em que o aparelho é configurado para determinar: tensão no volume focal com base na velocidade de partícula ou na aceleração de partícula; alteração no tempo de voo dos pulsos acústicos de alta frequência recebidos como uma função da tensão no volume focal; parâmetro não linear histerético α e parâmetros não lineares β e δ com base na alteração do tempo de voo dos pulsos acústicos de alta frequência recebidos como a função da tensão no volume focal; a pressão de poro no volume focal com base no parâmetro não linear histerético α e nos parâmetros não lineares β e δ.

10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que os sinais acústicos com inversão de tempo têm uma frequência entre 1 Hz e 1000 Hz.

11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que os pulsos acústicos de alta frequência têm uma frequência entre 200 kHz e 1,5 MHz.

12. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o dito furo de poço compreende um furo de poço aberto.