BR112019018771B1 - Sistema para avaliar uma formação de terra subterrânea, método para avaliar uma formação de terra subterrânea e método para dirigir uma broca de perfuração em uma formação de terra subterrânea - Google Patents

Abstract

Um sistema e método para avaliar uma formação de terra subterrânea usando uma distribuição estatística de dados de formação. O sistema compreende uma ferramenta de perfilagem e um processador em comunicação com a ferramenta de perfilagem. A ferramenta de perfilagem compreende um sensor operável para medir dados de formação e é localizável em um furo de poço intersectando a formação de terra subterrânea. O processador é operável para calcular soluções de inversão para os dados de formação, em que cada solução de inversão compreende valores para um parâmetro da formação e gera uma distribuição estatística do parâmetro ao longo de uma ou mais profundidades na formação da terra subterrânea usando as soluções de inversão. O processador também é operável para identificar picos dentro da distribuição estatística e selecionar as soluções de inversão correspondentes aos picos identificados, gerar um modelo de formação usando as soluções de inversão selecionadas; e avaliar a formação utilizando o modelo de formação para identificar camadas de formação para produzir um fluido de formação.

Description

FUNDAMENTOS

[0001] Esta seção se destina a fornecer informação de base relevante para facilitar uma melhor compreensão dos vários aspectos das modalidades descritas. Desta forma, deve-se entender que estas declarações serão lidas sob esta luz e não como admissões de estado da técnica.

[0002] Operações de perfuração e produção de petróleo exigem uma grande quantidade de informações relacionadas aos parâmetros e às condições do fundo do poço. Tais informações geralmente incluem a localização e a orientação do furo de poço e conjunto de perfuração, propriedades de formação de terra e parâmetros do ambiente de perfuração de fundo de poço. A coleção de informações relativas às propriedades de formação e condições de fundo de poço é comumente referida como “perfilagem” e pode ser realizada durante o processo de perfuração em si (daí o termo “perfilagem durante a perfuração” ou “LWD,” frequentemente usados de forma intercambiável com o termo “medição durante a perfuração” ou “MWD”).

[0003] Várias ferramentas de medição são usadas em aplicações de LWD. Uma dessas ferramentas é a ferramenta de resistividade, que inclui uma ou mais antenas para receber uma resposta de formação e pode incluir uma ou mais antenas para transmitir um sinal eletromagnético para a formação. Quando operada em baixas frequências, a ferramenta de resistividade pode ser chamada de uma ferramenta de “indução”, e em altas frequências, pode ser a ferramenta de resistividade pode ser chamada de uma ferramenta de propagação de onda eletromagnética. Embora os fenômenos físicos que dominam a medição podem variar com frequência, os princípios de funcionamento para a ferramenta são consistentes. Em alguns casos, a amplitude e/ou a fase dos sinais recebidos é comparada à amplitude e/ou à fase dos sinais de transmissão para medir a resistividade de formação. Em outros casos, a amplitude e/ou fase de múltiplos sinais de recebimento são comparados uns aos outros para medir a resistividade de formação.

[0004] Uma inversão baseada em modelos em camadas tem sido usada nas ferramentas de perfilagem de resistividade eletromagnética para identificar os principais limites entre diferentes resistências de formação. O pressuposto de formação unidimensional (1D) é tipicamente usado também na inversão, onde cada limite é paralelo de um para outro. De um modo geral, a faixa típica de detecção das ferramentas convencionais de perfilagem de resistividade é de cerca de 5 (1,5 metros) a 10 pés (3 metros) e a faixa máxima de detecção é de cerca de 18 pés (5,5 metros).

[0005] Ferramentas de perfilagem de resistividade ultraprofundas detectam limites de formação a 100 pés (30,5 metros) da ferramenta, o que proporciona uma faixa de detecção muito mais profunda do que as ferramentas convencionais de perfilagem. Dentro da profundidade da investigação, geralmente há várias camadas e um método qualitativo, como falhas de correlação, devido à complexidade. Um algoritmo de mapeamento de limite, como um algoritmo de inversão de limite de distância para leito (DTBB), é usado para interpretar as respostas da ferramenta qualitativamente e avaliar a formação de terra subterrânea.

[0006] A questão dos mínimos locais é um problema bem conhecido de inversão, especialmente para a inversão que usa medições profundas para inverter para um modelo de formação dentro de uma grande faixa de profundidade. Devido à grande profundidade de investigação (DOI), haverá muitos modos de formação diferentes que possivelmente se encaixam nas medições dentro de um certo limite de desajuste, levando a questões de solução de mínimos locais e/ou ambiguidade de solução. Para explorar completamente todas as possibilidades de solução, a inversão geralmente começa a partir de múltiplas estimativas iniciais do modelo de formação para evitar a aderência em um mínimo local e converge para resultados diferentes. Para extrair um modelo de formação não apenas significativo, mas também com alta confiança de todo o possível resultado de inversão, um esquema de pós-processamento é necessário para selecionar o grupo mais relevante do conjunto de soluções de inversão.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0007] As modalidades da invenção são descritas com referência às seguintes figuras. Os mesmos números são usados em todas as figuras para referenciar características e componentes parecidos. Os recursos descritos nas figuras não são necessariamente mostradas em escala. Certas recursos das modalidades podem ser mostrados exageradamente em termos de escala ou de forma um tanto esquemática e alguns detalhes de elementos podem não ser mostrados por questão de clareza e concisão.

[0008] A FIG. 1 representa uma vista em elevação de um ambiente de LWD, de acordo com uma ou mais modalidades;

[0009] A FIG. 2 representa uma vista esquemática de uma ferramenta de perfilagem de resistividade profunda, de acordo com uma ou mais modalidades, de acordo com uma ou mais modalidades;

[0010] A FIG. 3 representa uma vista de fluxograma de um método, um método para gerar um modelo de formação utilizando dados de formação medidos a partir da ferramenta de perfilagem de resistividade da FIG. 2, de acordo com uma ou mais modalidades;

[0011] A FIG. 4 representa uma vista de gráfico de soluções de inversão para dados de formação, de acordo com uma ou mais modalidades;

[0012] A FIG. 5 representa uma vista de gráfico de um histograma de posições limite de formação, de acordo com uma ou mais modalidades;

[0013] A FIG. 6 representa uma vista gráfica dos modelos médios de resistividade horizontal calculados usando as soluções de inversão filtradas com o histograma da FIG. 5, de acordo com uma ou mais modalidades; e

[0014] A FIG. 7 representa uma vista gráfica de um modelo de resistividade em relação à profundidade de medição, de acordo com uma ou mais modalidades.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0015] A FIG. 1 mostra uma ou mais modalidades de um ambiente de LWD ilustrativo. Uma plataforma de perfuração 2 suporta uma torre 4 tendo uma catarina 6 para levantar e abaixar uma coluna de perfuração 8. Um top drive 10 suporta e gira a coluna de perfuração 8 à medida que é baixada através da cabeça do poço 12. Uma broca de perfuração 14 é acionada por um motor de fundo de poço e/ou pela rotação da coluna de perfuração 8. Quando a broca 14 gira, ela cria um furo de poço 16 que passa através de várias formações. Uma bomba 18 circula fluido de perfuração 20 através de um tubo de alimentação 22, através do interior da coluna de perfuração 8 para a broca de perfuração 14. O fluido sai através de orifícios da broca de perfuração 14 e flui para cima através do anular em torno da coluna de perfuração 8 para transportar fragmentos e cascalhos de perfuração para a superfície, onde o fluido é filtrado e recirculado.

[0016] A broca de perfuração 14 é apenas um pedaço de uma composição de fundo 24 que inclui um motor de lama e um ou mais “colares de perfuração” (tubulação de aço de parede espessa) que fornecem o peso e rigidez para auxiliar o processo de perfuração. Alguns destes comandos incluem instrumentos de perfilagem embutidos para recolher medições de vários parâmetros de perfuração, tais como localização, orientação, peso na broca, diâmetro de furo de poço, etc. A orientação da ferramenta pode ser especificada em termos de um ângulo da face da ferramenta (orientação rotacional), um ângulo de inclinação (o declive); e direção da agulha, cada um dos quais pode ser derivado de medições por magnetômetros, medidores de inclinação e/ou acelerômetros, embora possam alternativamente ser usados outros tipos de sensores tais como os giroscópios. Numa modalidade específica, a ferramenta inclui um magnetômetro fluxgate de 3 eixos e um acelerômetro de três eixos. Como é conhecido na técnica, a combinação desses dois sistemas de sensor permite a medição do ângulo de face da ferramenta, ângulo de inclinação e direção da agulha. Tais medições de orientação podem ser combinadas com medições giroscópicas ou inerciais para rastrear com precisão a posição da ferramenta.

[0017] A composição de fundo 24 pode incluir um dispositivo para medir a resistividade de formação, um dispositivo de raios gama para medir a intensidade da formação de raios gama, dispositivos para medir a inclinação e o azimute da coluna de perfuração 8, sensores de pressão para medir a pressão do furo de poço, sensores de temperatura para medir a temperatura do furo de poço, etc. Também está incluído na composição de fundo 24 um sub de telemetria que mantém uma ligação de comunicações com a superfície. Telemetria de pulso de lama é uma técnica de telemetria comum para transferir medições de ferramenta para receptores de superfície e receber comandos da superfície, mas outras técnicas de telemetria também podem ser usadas. Para algumas técnicas (por exemplo, sinalização acústica através da parede) a coluna de perfuração 8 inclui um ou mais repetidores 30 para detectar, amplificar e retransmitir o sinal. Na superfície, transdutores 28 converte sinais entre forma mecânica e elétrica, permitindo que um módulo de interface de rede 36 receba a ligação do sinal da sub telemetria e (pelo menos em algumas modalidades) transmita um sinal de downlink para o sub de telemetria.

[0018] Um sistema de computador 50 localizado na superfície recebe um sinal de telemetria digital, receptor do sinal e exibe os dados da ferramenta ou perfis de poço para um usuário. Embora a FIG. 1 ilustra o sistema de computador 50 como estando ligado ao sistema de telemetria, deve ser apreciado que o sistema de computador 50 pode estar em comunicação sem fios com o sistema de telemetria. O sistema de computador 50 pode incluir um processador e um meio legível por máquina não transitório 53 (por exemplo, ROM, EPROM, EEPROM, memória flash, RAM, um disco rígido, um disco de estado sólido, um disco óptico ou uma combinação dos mesmos) capaz de executar instruções. O processador do sistema de computador 50 pode incluir um ou mais processadores localizados na superfície ou no furo de poço, tal como integrado com a composição de fundo 24. O software (representado na Fig. 1 como o meio não transitório legível por máquina 52) controla o funcionamento do sistema 50. Um usuário interage com o sistema 50 e o software 52, através de um ou mais dispositivos de entrada 54 e 55 e um ou mais dispositivos 56 de saída. Em algumas modalidades do sistema, um perfurador emprega o sistema 50 para tomar decisões de geodireção (por exemplo, modificando a trajetória do furo de poço ou direcionando a broca 14) e comunicando comandos apropriados à composição de fundo 24 para executar essas decisões. O sistema de computador 50 é operável para realizar cálculos ou operações para avaliar a formação, identificar posições limite de formação e/ou dirigir a broca de perfuração 14 como descrito aqui.

[0019] A coluna de perfuração mostrada na FIG. 1 ilustra uma operação, onde a perfuração é realizada ao longo de um caminho ou trajetória que não seja um caminho vertical reto para baixo. Pelo menos algumas modalidades ilustrativas, a mudança de direção é feita usando um “sub curvo,” que é uma seção tubular ao longo da perfuração perto da broca de perfuração que é dobrada ou curva. A curva ou dobra pode ser fixa ou variável, com a direção da perfuração sendo determinada através da curva sozinha, ou por uma combinação da dobra e a rotação da perfuração. Por exemplo, se um motor do fundo do poço é usado para guiar a broca de perfuração e uma perfuração com um sub de curva fixa é mantida em uma orientação azimutal fixa, a coluna de perfuração gradualmente vai mudar de direção na direção da curva. Se em vez disso, tal perfuração é girada, a perfuração vai progredir ao longo de uma linha paralela à seção de perfuração acima da curva e cerca dos processos da broca perfuração.

[0020] Para colunas de perfuração capaz de variar o ângulo do sub curvo, o sub é definido como um ângulo desejado e direção enquanto a coluna de perfuração é mantida em uma orientação azimutal fixa desejada, com a broca sendo conduzida pelo motor do fundo do poço. Isso às vezes é chamado de “perfuração deslizante”, como a coluna de perfuração desliza através do furo de poço sem girar. Em outras modalidades da perfuração, a perfuração continua a ser girada e o ângulo do sub curvo é mantido, aplicando uma força sobre a coluna de perfuração em uma direção específica. Isso faz com que o sub seja empurrado para a parede do furo de poço oposto à direção de perfuração desejada para criar um ângulo entre os tubos da coluna de perfuração e/ou as unidades de composição de fundo para cada lado do sub. Tais sistemas são por vezes referidos como sistemas giratórios direcionáveis.

[0021] Devido à mudança de ângulo introduzida pelos subs e sistemas acima descritos usados na perfuração direcional e devido às dobras produzidas na coluna de perfuração pelo furo de poço resultante, os subs de ferramenta de perfilagem localizados ao longo do comprimento da coluna de perfuração podem ser orientados em direções diferentes. Isto é particularmente verdadeiro para ferramentas de perfilagem utilizadas na avaliação de formação profunda (ou seja, ferramentas em que uma antena de transmissor é separada de uma antena receptora por pelo menos 6 metros (20 pés)), como as antenas transmissoras e receptoras utilizadas em tais ferramentas podem ser alojadas nos subs da ferramenta de perfilagem que são separados por distâncias maiores (em comparação com outras ferramentas de perfilagem) para atingir a penetração de formação desejada dos sinais transmitidos. Quanto maior a distância entre os subs ferramenta de perfilagem, a maior diferença do ângulo de inclinação e golpe podem ser entre seções da coluna de perfuração atravessando um caminho do furo de poço que esteja curvo ou não numa linha reta. Conforme usado no presente documento, o ângulo de inclinação de um sub de ferramenta de LWD que aloja uma antena é definido como o ângulo entre um eixo vertical z e um eixo local da coluna de perfuração z para a referida antena. O ângulo de golpe é definido como o ângulo entre um vetor de referência normal para um eixo vertical z e uma projeção em uma plana horizontal x-y da coluna de perfuração local do eixo z da antena.

[0022] A FIG. 2 mostra uma vista esquemática de uma ferramenta de perfilagem de resistividade profunda 200, de acordo com uma ou mais modalidades. A ferramenta de perfilagem de resistividade 200 pode ser incluída com a composição de fundo 24 da FIG. 1 e inclui dois subsetores de sensor de LWD 202 e 206 em locais e orientações diferentes ao longo de uma coluna de perfuração. Uma antena receptora da ferramenta de perfilagem de resistividade 212 e um dispositivo de medição de posição de antena receptora correspondente 222a está alojado no sub de sensor de LWD 202, enquanto uma antena transmissora da ferramenta de perfilagem de resistividade 216 e um dispositivo de medição de posição de antena transmissora correspondente 222b (componentes de um instrumento “na broca”) estão alojados no sub de sensor de LWD 206 e mais perto da broca de perfuração 208. Os dispositivos de medição de posição 222a, b localizam a posição de cada antena correspondente, que pode ser expressa, por exemplo, em termos do ângulo de inclinação de cada antena (θr e θt em relação aos eixos zr e zt respectivamente; geralmente fixo e conhecido), o ângulo azimutal de cada antena (ar e at em relação ao eixo x), cada ângulo de inclinação do sub da ferramenta de LWD (Φr e Φt), e a distância d' entre as antenas. Vários métodos podem ser usados para localizar as posições da antena (por exemplo, em relação a uma posição de referência na superfície. Deve-se notar que, embora os ângulos do sub curvo sejam tipicamente menores que cinco graus, a ilustração mostrada tem ângulos muito mais pronunciados para melhor ilustrar o efeito dos ângulos nas localizações espaciais relativas das antenas, descritas em mais detalhes abaixo.

[0023] A ferramenta de perfilagem de resistividade 200 em comunicação com o sistema de computador 50 da FIG. 1 é utilizada para medir dados de formação, que é por sua vez utilizado para avaliar a formação e/ou determinar uma trajetória do furo de poço para produzir fluidos de formação, tais como fluidos de hidrocarbonetos incluindo petróleo ou gás. Deve ser apreciado que a ferramenta de perfilagem de resistividade 200 é uma ferramenta exemplificativa para medir dados de formação e que outras ferramentas de perfilagem adequadas podem ser utilizadas. Além disso, outras ferramentas de perfilagem de resistividade podem empregar diferentes configurações de antenas para avaliar a formação.

[0024] Os dados de formação medidos podem ser usados para gerar um modelo de resistividade da formação e determinar a incerteza de um parâmetro incluído ou determinado a partir dos dados de formação. Um modelo de resistividade pode ser usado para identificar posições limite entre camadas de formação e determinar a trajetória do furo de poço para produzir fluidos de formação. A incerteza de um parâmetro indica uma faixa de valores adequados para um parâmetro específico, como a incerteza dos valores de resistividade ou as posições limites das camadas de formação. Por exemplo, a incerteza de uma posição limite fornece uma indicação de onde um limite de formação pode ser localizado e até que ponto essa posição limite de formação pode variar. Conforme usado neste documento, a incerteza de um parâmetro refere-se a uma faixa de valores adequados para o parâmetro ou uma medição que é usada para quantificar uma variação no parâmetro (por exemplo, desvio padrão). O parâmetro pode incluir qualquer uma ou qualquer combinação de resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, uma razão de anisotropia, uma posição limite das camadas de formação e um mergulho na formação.

[0025] A FIG. 3 mostra um fluxograma de um método 300 para gerar um modelo de formação utilizando dados de formação medidos a partir da ferramenta de perfilagem de resistividade 200 da FIG. 2, de acordo com uma ou mais modalidades. No bloco 302, os dados de formação são utilizados para gerar soluções DTBB utilizando um método de inversão DTBB. As soluções de inversão podem incluir qualquer uma ou qualquer combinação de soluções de inversão unidimensionais, bidimensionais ou tridimensionais. No bloco 304, as soluções DTBB são filtradas para produzir as soluções DTBB que se ajustam melhor aos dados de formação medidos. No bloco 306, uma distribuição estatística de um parâmetro de formação (por exemplo, um histograma das posições limite de formação) é gerada ao longo de uma ou mais profundidades da formação da terra subterrânea para filtrar ainda mais as soluções de inversão com base nas tendências identificadas na distribuição estatística. No bloco 308, um ou mais picos dentro da distribuição estatística são identificados para encontrar as tendências dominantes na distribuição estatística, e as soluções de inversão correspondentes aos picos são selecionadas para processamento adicional. No bloco 310, um modelo de formação é gerado usando as soluções de inversão selecionadas para resumir eficientemente as soluções de inversão. No bloco 312, o modelo de formação pode ser usado para avaliar a formação para identificar as camadas de formação adequadas para a produção de fluidos de formação, como um fluido de hidrocarboneto. O modelo de formação pode também ser usado para desenvolver uma trajetória do furo de poço ou dirigir a broca de perfuração através ou para uma zona de formação adequada para produzir fluidos de formação.

[0026] Como um exemplo não limitativo para o bloco 302, para gerar um modelo de resistividade da formação, várias estimativas são aplicadas a um método de inversão DTBB para fornecer múltiplas soluções DTBB que melhor se ajustam aos dados de formação medidos. As inversões DTBB são executadas com múltiplas estimativas iniciais aleatórias com uma ou mais camadas de formação. No bloco 304, após a inversão, as soluções DTBB, que podem incluir várias centenas de soluções, são identificadas pela extensão do desajuste com os dados de formação medidos. As soluções DTBB que satisfazem um limiar (por exemplo, uma solução residual mínima) podem ser identificadas para processamento adicional. As soluções DTBB que se encaixam melhor com as medições de formação são selecionadas como as soluções finais. O processo de seleção de inversão e solução DTBB é feito repetidamente em cada ponto de perfilagem ou profundidade de medição da ferramenta de perfilagem de resistividade para fornecer um modelo resumido de resistividade baseado nas soluções de inversão identificadas.

[0027] Por exemplo, a FIG. 4 mostra uma vista gráfica das soluções de inversão identificadas, que satisfazem um certo limiar de desajuste em relação aos dados de formação medidos, de acordo com uma ou mais modalidades. As soluções de inversão no gráfico satisfazem um certo limiar de desajuste relativamente aos dados de formação medidos utilizando a ferramenta de perfilagem de resistividade 200. Como mostrado, cada faixa vertical no gráfico representa a resistividade horizontal (Rh, ohm^m) como função da profundidade vertical verdadeira (TVD) e é uma solução de inversão para a mesma profundidade de medição obtida usando a ferramenta de perfilagem de resistividade. O valor de resistividade horizontal (Rh, ohm^m) é representado usando uma escala de contorno de acordo com a escala à direita do gráfico. Como existem quase mil soluções de inversão para a mesma profundidade de medição, a FIG. 4 demonstra o problema de avaliar as soluções de inversão resultantes da medição de dados de formação usando a ferramenta de perfilagem de resistividade profunda 200 - ou seja, o problema de avaliar um conjunto de dados que compreende centenas de soluções de inversão.

[0028] Com referência à FIG. 3 no bloco 306, uma distribuição estatística de um parâmetro de formação pode ser usada para identificar tendências dominantes entre as soluções de inversão e filtrar ainda mais as soluções de inversão para gerar um modelo de formação, conforme descrito em mais detalhes abaixo. A distribuição estatística de um parâmetro de formação pode ser gerada usando as soluções de inversão identificadas no bloco 304. Por exemplo, a distribuição estatística pode ser um histograma de um parâmetro de formação entre as soluções identificadas em relação a uma verdadeira profundidade vertical. No bloco 308, uma vez que a distribuição estatística é gerada, um ou mais picos podem ser identificados no histograma e as soluções de inversão correspondentes aos picos podem ser selecionadas para processamento adicional para gerar um modelo de formação, conforme descrito em mais detalhes abaixo.

[0029] Como um exemplo não limitativo, um histograma de posições limite de formação é gerado usando as soluções de inversão identificadas. Para gerar o histograma, as posições limite de formação entre as soluções de inversão são determinadas, e a frequência de cada posição limite é contada em cada profundidade vertical verdadeira (TVD). Uma posição limite de formação pode referir-se a um TVD onde a diferença entre resistividades horizontais adjacentes excede um limiar de resistividade. Uma posição limite de formação também pode se referir a um TVD onde duas camadas de formação diferentes se cruzam (por exemplo, a posição limite entre xisto e areia). Também deve ser apreciado que o histograma usado para filtrar soluções de inversão pode ser gerado com base na frequência de outros parâmetros de formação adequados, incluindo, entre outros, resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia e/ou mergulho na formação. Conforme usado neste documento, o termo “histograma” pode se referir a uma representação de uma distribuição de frequência por meio de retângulos cujas larguras representam intervalos de classe (por exemplo, posições limite em TVDs) e cujas áreas são proporcionais às frequências correspondentes. O termo “distribuição estatística” pode se referir aos dados subjacentes, que são usados para representar graficamente um histograma, incluindo, entre outros, os intervalos de classe (por exemplo, posições limites em TVDs ou outros parâmetros de formação adequados nos TVDs) e as frequências correspondentes aos intervalos de classes.

[0030] A FIG. 5 mostra uma vista gráfica de um histograma exemplificativo 500 de posições limite de formação, de acordo com uma ou mais modalidades. O histograma 500 representa a frequência de posições limite determinadas em TVD entre as soluções de inversão identificadas no bloco 304. Como mostrado, três picos 502, 504, 506 correspondem a posições limites proeminentes entre as soluções de inversão. Os picos 502, 504, 506 (por exemplo, máximos locais) dentro do histograma podem ser identificados e as soluções de inversão correspondentes aos picos 502, 504, 506 identificados podem ser selecionadas para processamento adicional.

[0031] Os picos dentro do histograma indicam tendências dominantes para potenciais posições limite de formação na formação. Os picos podem ser identificados encontrando as frequências de posição limite que excedem ou satisfazem um valor limiar em relação às frequências de posição limite adjacentes. Por exemplo, o pico 502 pode ser identificado com base em seu valor de frequência (cerca de 500) que excede um limiar (por exemplo, aumento de 10 a 30%) em relação às frequências (cerca de 300) adjacentes ao pico 502. Como mostrado, o pico 502 aumenta em frequência cerca de 60% em comparação com as frequências limite adjacentes. Este aumento na frequência para o pico 502 em relação às suas frequências adjacentes satisfaz o limiar, que pode ser utilizado para identificar o pico 502.

[0032] A incerteza de uma posição limite de formação pode também ser identificada pela largura 508, 510 de um pico encontrado no histograma 500 (FIG. 5). A incerteza da posição limite inclui, mas não se limita, à largura total do pico ou a um valor menor que a largura total do pico (por exemplo, meia largura). Se a resistividade horizontal média incluir contrastes nítidos na resistividade, a incerteza de limite pode ser relativamente pequena, uma vez que as soluções de inversão indicam as mesmas posições limite ou semelhantes. Por outro lado, se a resistividade horizontal média mudar gradualmente, a incerteza de limite pode ser grande, indicando uma grande variação na posição limite entre as soluções de inversão. A incerteza de um parâmetro indica uma faixa de valores adequados para um parâmetro específico, como a incerteza da posição limite. Por exemplo, a incerteza de uma posição limite fornece uma indicação de onde um limite de posição de formação pode ser localizado e até que ponto essa posição limite de formação pode variar. Conforme usado neste documento, a incerteza de um parâmetro refere-se a uma faixa de valores adequados para o parâmetro ou uma medição que é usada para quantificar uma variação no parâmetro (por exemplo, desvio padrão).

[0033] Deve ser apreciado que o histograma 500 é meramente uma representação gráfica exemplificativa dos dados de medição subjacentes utilizados para identificar tendências entre as soluções de inversão. Uma distribuição estatística compreendendo os intervalos de classe e as frequências correspondentes aos intervalos de classe usados para gerar um histograma também pode ser usada para identificar picos, larguras de pico, e soluções de inversão correspondentes aos picos identificados como discutido anteriormente.

[0034] Uma vez que as soluções de inversão correspondentes aos picos são selecionadas, um modelo de formação pode ser gerado usando as soluções de inversão selecionadas para avaliar a formação, determinar uma trajetória do furo de poço para uma broca de perfuração, e/ou dirigir a broca de perfuração para um local específico de interesse identificado no modelo de formação. O modelo de formação pode indicar camadas de formação ou zonas que são adequadas para a produção de fluidos de formação, tais como um fluido de hidrocarboneto. Como tal, a trajetória do furo de poço para a broca de perfuração pode ser concebida para fazer avançar a broca de perfuração através de uma zona de produção de hidrocarbonetos. A broca de perfuração pode ser direcionada usando o modelo de formação para ficar dentro dos limites de leito para a zona de produção de hidrocarbonetos.

[0035] No bloco 310, um esquema médio modelo dos dados de formação pode ser usado para resumir os resultados caracterizados por soluções de inversão filtradas com o histograma. Um meio matemático, incluindo a média algébrica, geométrica ou harmônica: pode ser aplicado às soluções selecionada^ p^ra calcular o modelo deTormação, onde H é o valor médio e {xt} são os valores dos parâmetros para as soluções selecionadas para uma profundidade de medição específica. Os vários meios matemáticos fornecem diferentes interpretações do modelo de formação. Por exemplo, a média algébrica calcula a média da resistividade em ohm-m diretamente. A média geométrica calcula a média em uma escala logarítmica de resistividade. A média harmônica calcula a média da condutividade e, em seguida, converte a condutividade média em resistividade. Para uma ferramenta de LWD de resistividade baseada em indução, a média harmônica geralmente é usada porque a ferramenta é sensível à condutividade em vez da resistividade. Portanto, uma área com grande condutividade pode ser destacada ao calcular a média a partir das medições de uma ferramenta de perfilagem de indução.

[0036] A FIG. 6 mostra uma vista gráfica dos modelos médios de resistividade horizontal 600 calculados usando as soluções de inversão filtradas com o histograma da FIG. 5, de acordo com uma ou mais modalidades. Cada tira vertical do modelo de resistividade 600 é um modelo de resistividade correspondente ao número de soluções de inversão (eixo x) usadas para calcular a média. Cada tira vertical dos modelos de resistividade 600 também mostra a resistividade horizontal média como uma função da profundidade vertical verdadeira (eixo y) com a escala de resistividade à direita do gráfico. Os modelos de resistividade 600 mostram os modelos de resistividade média calculados para a mesma profundidade de medição. Portanto, o modelo de resistividade mais à esquerda é o modelo de resistividade baseado em uma única solução de inversão selecionada usando o histograma, e o modelo de resistividade mais à direita é a resistividade média baseada em trinta soluções de inversão selecionadas usando o mesmo histograma. A FIG. 6 demonstra que o valor médio de resistividade pode variar com base no número de soluções de inversão selecionadas para cálculo. A FIG. 6 também demonstra que todos os modelos de resistividade 600 identificaram uma posição limite próxima ao valor de TVD de 2650 pés (808 m).

[0037] A FIG. 7 mostra uma faixa de gráfico de um modelo de resistividade 700 em relação à profundidade de medição (eixo x), de acordo com uma ou mais modalidades. Como mostrado, para cada profundidade de medição, um modelo de resistividade média é calculado usando as soluções de inversão filtradas de um histograma. O modelo de resistividade 700 combina os modelos de resistividade média calculados em cada profundidade de medição usando as soluções de inversão filtradas com um histograma respectivo e, assim, cada profundidade de medição representa o modelo de resistividade média resultante da realização dos blocos 302-310 da FIG. 3. Cada faixa vertical mostra a resistividade de formação como uma função da profundidade vertical verdadeira (eixo y) para uma profundidade de medição específica (eixo x). O modelo de resistividade 700 é mostrado como um gráfico de contorno de resistividade com a escala de resistividade representada à direita do gráfico.

[0038] Como mostrado, os contrastes em resistividade (704 e 706) representam posições limite de formação entre camadas de formação compreendendo diferentes propriedades de formação, tais como xisto, calcário, arenito, arenito gasoso, calcário oleoso, etc. As posições limite das camadas de formação identificado no modelo de formação 700 pode ser utilizado para dirigir a broca de perfuração para uma camada de formação adequada ou identificar a trajetória do furo de poço 702 para penetrar uma ou mais camadas de formação para produção, tais como camadas de formação adequadas para a produção de fluidos de formação. Por exemplo, a trajetória do furo de poço 402 pode ser identificada para avançar predominantemente entre as posições limite de formação identificadas com base nos contrastes da resistividade 704 e 706.

[0039] No bloco 312, as posições limite, que são identificadas usando os vários gráficos (FIGS. 3-7) ou soluções de inversão média filtradas usando um histograma, como discutido anteriormente, também podem ser usadas para avaliar a formação, identificar uma trajetória de furo de poço e/ou dirigir uma broca de perfuração (por exemplo, a broca de perfuração 14 da FIG. 1) através ou em direção a uma camada de formação adequada para a produção de fluidos de formação. Por exemplo, uma camada de formação adequada para a produção de fluidos de formação pode existir entre os picos 502 e 504 representados na FIG. 5. Além dos picos 502 e 504 indicando a localização das posições de fronteira, a incerteza das posições de fronteira é indicada pelas larguras 508, 510 dos picos 502 e 504. As larguras de pico 508, 510 indicam o intervalo de TVDs onde as posições de fronteira também podem existir. Uma broca de perfuração pode ser direcionada ou uma trajetória do furo de poço pode ser desenvolvida para passar entre as larguras de pico dos picos 502 e 504.

[0040] Deve ser apreciado que o sistema e os métodos aqui descritos proporcionam uma solução particular para os métodos de inversão utilizados para determinar propriedades de formação a partir de ferramentas de perfilagem de resistividade profunda. Os métodos de inversão que usam dados de formação de ferramentas de perfilagem de resistividade profunda podem fornecer centenas de soluções em uma única profundidade de medição da ferramenta de perfilagem de resistividade. O método e sistema aqui descritos filtra as soluções de inversão utilizando um histograma para identificar tendências dominantes entre as soluções de inversão e resume as soluções de inversão filtradas para avaliar a formação, identificar uma trajetória do furo de poço e/ou dirigir uma broca para produzir fluidos de formação.

[0041] Em adição às modalidades descritas acima, muitos exemplos de combinações específicas fazem parte do escopo da divulgação, alguns dos quais são detalhados abaixo: Exemplo 1: Um sistema para avaliar uma formação de terra subterrânea, compreendendo: uma ferramenta de perfilagem compreendendo um sensor operável para medir dados de formação e localizável em um furo de poço intersectando a formação de terra subterrânea; um processador em comunicação com a ferramenta de perfilagem e operável para: calcular soluções de inversão para os dados de formação, em que cada solução de inversão compreende valores para um parâmetro da formação, gerar uma distribuição estatística do parâmetro ao longo de uma ou mais profundidades na formação de terra subterrânea usando as soluções de inversão, identificar picos dentro da distribuição estatística e selecionar as soluções de inversão correspondentes aos picos identificados, gerar um modelo de formação usando as soluções de inversão selecionadas; e avaliar a formação utilizando o modelo de formação para identificar camadas de formação para a produção de um fluido de formação. Exemplo 2: O sistema do exemplo 1, em que a ferramenta de perfilagem compreende uma ferramenta de perfilagem de resistividade operável para medir a resistividade da formação. Exemplo 3: O sistema do exemplo 1, em que o processador é ainda operável para gerar o modelo de formação calculando uma média dos valores dos parâmetros incluídos nas soluções selecionadas para uma profundidade de medição da ferramenta de perfilagem. Exemplo 4: O sistema do exemplo 1, em que o parâmetro inclui qualquer uma ou qualquer combinação de resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia, posição limite de camadas de formação e um mergulho de formação. Exemplo 5: O sistema do exemplo 1, em que a distribuição estatística compreende um histograma do parâmetro, em que o processador é ainda operável para gerar o histograma determinando posições limite de formação entre as soluções de inversão e determinando a frequência das posições limite de formação em cada profundidade vertical verdadeira. Exemplo 6: O sistema do exemplo 1, em que o processador é ainda operável para determinar a incerteza de um parâmetro com base na distribuição estatística identificando a largura de um pico na distribuição estatística. Exemplo 7: O sistema do exemplo 1, em que as soluções de inversão compreendem qualquer uma ou qualquer combinação de uma solução de inversão unidimensional, bidimensional ou tridimensional. Exemplo 8: O sistema do exemplo 1, em que o processador é ainda operável para selecionar soluções de inversão que satisfaçam um limiar de desajuste em relação aos dados de formação para gerar a distribuição estatística. Exemplo 9: O sistema do exemplo 1, em que o processador é ainda operável para calcular as soluções de inversão para dados de formação medidos a uma profundidade particular do furo de poço. Exemplo 10: O sistema do exemplo 1, em que o processador é ainda operável para identificar picos dentro da distribuição estatística com base numa frequência de parâmetro que excede um limiar em relação a uma frequência de parâmetro adjacente. Exemplo 11: Um método de avaliação de uma formação de terra subterrânea, compreendendo: calcular soluções de inversão para dados de formação medidos com um sensor de uma ferramenta de perfilagem localizado em um furo de poço que intersecta a formação, em que as soluções de inversão compreendem valores para um parâmetro da formação, gerar uma distribuição estatística do parâmetro ao longo de uma ou mais profundidades na formação de terra subterrânea usando as soluções de inversão, identificar picos dentro da distribuição estatística e selecionar as soluções de inversão correspondentes aos picos identificados, gerar um modelo de formação usando as soluções de inversão selecionadas; e avaliar o modelo de formação para identificar uma camada de formação para produzir fluidos de formação. Exemplo 12: O método do exemplo 11, em que a ferramenta de perfilagem compreende uma ferramenta de perfilagem de resistividade operável para medir a resistividade da formação. Exemplo 13: O método do exemplo 11, em que o modelo de formação é gerado calculando uma média dos valores dos parâmetros incluídos nas soluções selecionadas para uma profundidade de medição da ferramenta de perfilagem. Exemplo 14: O método do exemplo 11, em que o parâmetro inclui qualquer uma ou qualquer combinação de resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia, posição limite de camadas de formação e um mergulho de formação. Exemplo 15: O método do exemplo 11, em que a distribuição estatística compreende um histograma do parâmetro e em que a geração do histograma compreende determinar posições limite de formação entre as soluções de inversão e determinando a frequência das posições limite de formação em cada profundidade vertical verdadeira. Exemplo 16: O método do exemplo 11, compreendendo ainda determinar a incerteza de um parâmetro com base na distribuição estatística das posições limite de formação. Exemplo 17: O método do exemplo 11, em que gerar a distribuição estatística compreende selecionar soluções de inversão que satisfazem um limiar de desajuste em relação aos dados de formação para gerar a distribuição estatística. Exemplo 18: O método do exemplo 11, em que a identificação dos picos compreende identificar os picos com base em uma frequência de parâmetro na distribuição estatística que excede um valor limiar em relação a uma frequência de parâmetro adjacente. Exemplo 19: Um método de dirigir uma broca de perfuração em uma formação de terra subterrânea, compreendendo: calcular soluções de inversão para dados de formação medidos com uma ferramenta de perfilagem compreendendo sensores e localizada em um furo de poço intersectando a formação, gerar uma distribuição estatística de um parâmetro da formação ao longo de uma ou mais profundidades na formação de terra subterrânea usando as soluções de inversão, identificar picos dentro da distribuição estatística e selecionar as soluções de inversão correspondentes aos picos identificados, calcular uma média dos valores de parâmetros incluídos nas soluções selecionadas para uma profundidade de medição da ferramenta de perfilagem para gerar um modelo de formação, e dirigir a broca de perfuração através de uma camada de formação identificada utilizando o modelo de formação. Exemplo 20: O método do exemplo 19, em que a ferramenta de perfilagem compreende uma ferramenta de perfilagem de resistividade operável para medir a resistividade da formação; e o parâmetro inclui qualquer um ou qualquer combinação de resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia, posição limite de camadas de formação e um mergulho de formação.

[0042] A discussão a seguir é dirigida a várias modalidades da presente divulgação. As figuras dos desenhos não estão necessariamente em escala. Certos recursos das modalidades podem ser mostrados exageradamente em termos de escala ou de forma um tanto esquemática e alguns detalhes de elementos convencionais podem não ser mostrados por questão de clareza e concisão. Embora uma ou mais dessas modalidades possam ser preferenciais, as modalidades apresentadas não devem ser interpretadas ou usadas como limitadoras do escopo da divulgação, incluindo as reivindicações. Será completamente reconhecido que os diferentes ensinamentos das modalidades discutidas podem ser empregados separadamente ou em qualquer combinação adequada para produzir os resultados desejados. Além disso, um versado na técnica entenderá que a descrição tem ampla aplicação e a discussão de qualquer modalidade se destina apenas a ser exemplar dessa modalidade e não se destina a sugerir que o escopo da divulgação, incluindo as reivindicações, é limitado a essa modalidade.

[0043] Certos termos são usados ao longo da descrição e das reivindicações para se referir a características ou componentes particulares. Como será entendido por um versado na técnica, diferentes pessoas podem se referir à mesma característica ou componente por nomes diferentes. Este documento não pretende fazer distinção entre os componentes ou as características que diferem em nome, mas não em função, a menos que especificamente indicado. Na discussão e nas reivindicações, os termos “incluindo” e “compreendendo” são usados de forma aberta e, portanto, devem ser interpretados como “incluindo, mas não limitados a...”. Também, o termo “acoplar” ou “acopla” pretende significar uma conexão indireta ou direta. Além disso, os termos “axial” e “axialmente” geralmente significam ao longo ou paralelamente a um eixo central (por exemplo, eixo central de um corpo ou porto), enquanto os termos “radial” e “radialmente” geralmente significam perpendicular à ao eixo central. O uso de “topo,” “fundo,” “acima,” “abaixo” e variações destes termos é feita por conveniência, mas não requer qualquer orientação específica dos componentes.

[0044] A referência ao longo deste relatório descritivo a “uma modalidade”, “a modalidade” ou linguagem semelhante significa que um determinado recurso, estrutura ou característica descrita em relação a modalidade pode estar incluída em pelo menos uma modalidade da presente divulgação. Assim, o aparecimento da frase “na modalidade”, “em uma modalidade” e expressões semelhantes, ao longo deste relatório descritivo, podem, mas não necessariamente, se referir à mesma modalidade.

[0045] Embora a presente invenção tenha sido descrita em relação a detalhes específicos, não se pretende que tais detalhes sejam considerados como limitações ao escopo da invenção, exceto na medida em que estejam incluídos nas reivindicações anexas.

Claims (18)

1. Sistema para avaliar uma formação de terra subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender: uma ferramenta de perfilagem compreendendo um sensor (202, 206) operável para medir dados de formação e localizável em um furo de poço intersectando a formação de terra subterrânea; e um processador em comunicação com a ferramenta de perfilagem e operável para: calcular a distância para soluções de inversão de limite de leito (DTBB) para os dados de formação usando um método de inversão DTBB, sendo que cada solução de inversão DTBB compreende valores para um parâmetro da formação, gerar uma distribuição estatística do parâmetro ao longo de uma ou mais profundidades na formação de terra subterrânea usando as soluções de inversão DTBB que satisfazem um limiar de desvio em relação aos dados de formação para gerar a distribuição estatística, identificar picos dentro da distribuição estatística e selecionar as soluções de inversão DTBB correspondentes aos picos identificados, gerar um modelo de formação usando as soluções de inversão DTBB selecionadas; e avaliar a formação utilizando o modelo de formação para identificar as camadas de formação para produção de um fluido de formação (20).

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a ferramenta de perfilagem compreender uma ferramenta de perfilagem de resistividade (200) operável para medir a resistividade (200) da formação.

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o processador ser ainda operável para gerar o modelo de formação calculando uma média dos valores dos parâmetros incluídos nas soluções de inversão DTBB selecionadas para uma profundidade de medição da ferramenta de perfilagem.

4. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o parâmetro incluir qualquer uma ou qualquer combinação de resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia, posição limite de camadas de formação, e um mergulho de formação.

5. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a distribuição estatística compreender um histograma do parâmetro, em que o processador é ainda operável para gerar o histograma por determinação das posições limite de formação entre as soluções de inversão DTBB e determinação da frequência das posições limite de formação em cada profundidade vertical verdadeira.

6. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o processador ser ainda operável para determinar a incerteza de um parâmetro com base na distribuição estatística através da identificação da largura de um pico na distribuição estatística.

7. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de as soluções de inversão DTBB compreenderem qualquer uma ou qualquer combinação de uma solução de inversão unidimensional, bidimensional ou uma tridimensional.

8. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o processador ser ainda operável para calcular as soluções de inversão DTBB para dados de formação medidos a uma profundidade particular do furo de poço.

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o processador ser ainda operável para identificar picos dentro da distribuição estatística com base numa frequência de parâmetro que excede um limiar em relação a uma frequência de parâmetro adjacente.

10. Método para avaliar uma formação de terra subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender: calcular a distância para soluções de inversão (DTBB) de limite de leito para dados de formação medidos com um sensor (202, 206) de uma ferramenta de perfilagem localizado em um furo de poço que intersecta a formação usando um método de inversão DTBB, em que as soluções de inversão DTBB compreendem valores para um parâmetro da formação, gerar uma distribuição estatística do parâmetro ao longo de uma ou mais profundidades na formação de terra subterrânea usando as soluções de inversão DTBB que satisfazem um limiar de desvio em relação aos dados de formação para gerar a distribuição estatística, identificar picos dentro da distribuição estatística e selecionar as soluções de inversão DTBB correspondentes aos picos identificados, gerar um modelo de formação usando as soluções de inversão DTBB selecionadas; e avaliar o modelo de formação para identificar uma camada de formação para produzir fluidos (20) de formação .

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de a ferramenta de perfilagem compreender uma resistividade da ferramenta de perfilagem operável para medir a resistividade (200) da formação.

12. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de o modelo de formação ser gerado calculando uma média dos valores dos parâmetros incluídos nas soluções DTBB selecionadas para uma profundidade de medição da ferramenta de perfilagem.

13. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de o parâmetro incluir qualquer uma ou qualquer combinação de resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia, posição limite de camadas de formação e um mergulho de formação.

14. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de a distribuição estatística compreender um histograma do parâmetro, e sendo que a geração do histograma compreende determinar posições limite de formação entre as soluções de inversão DTBB e a determinar a frequência das posições limite de formação em cada profundidade vertical verdadeira.

15. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de compreender ainda determinar a incerteza de um parâmetro com base na distribuição estatística das posições limite de formação.

16. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de a identificação dos picos compreender identificar os picos com base em uma frequência de parâmetro na distribuição estatística que excede um valor limiar em relação a uma frequência de parâmetro adjacente.

17. Método para dirigir uma broca de perfuração em uma formação de terra subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender: calcular a distância das soluções de inversão de limite de leito (DTBB) para dados de formação medidos com uma ferramenta de perfilagem compreendendo sensores (202, 206) e localizada em um furo de poço intersectando a formação usando um método de inversão DTBB, sendo que as soluções de inversão DTBB compreendem valores para um parâmetro da formação, gerar uma distribuição estatística de um parâmetro da formação ao longo de uma ou mais profundidades na formação de terra subterrânea usando as soluções de inversão DTBB que satisfazem um limiar de desvio em relação aos dados de formação para gerar a distribuição estatística, identificar picos dentro da distribuição estatística e selecionar as soluções de inversão DTBB correspondentes aos picos identificados, calcular uma média dos valores de parâmetros incluídos nas soluções DTBB selecionadas para uma profundidade de medição da ferramenta de perfilagem para gerar um modelo de formação, e dirigir a broca de perfuração (14) através de uma camada de formação identificada utilizando o modelo de formação.

18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de a ferramenta de perfilagem compreender uma ferramenta de perfilagem de resistividade (200) operável para medir a resistividade (200) da formação; e o parâmetro incluir qualquer um ou qualquer combinação de resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia, posição limite de camadas de formação, e um mergulho de formação.