BR112019021080B1

BR112019021080B1 - Sistema para avaliar uma formação de terra subterrânea, e, métodos de avaliação de uma formação de terra subterrânea e de direcionar uma broca de perfuração em uma formação de terra subterrânea.

Info

Publication number: BR112019021080B1
Application number: BR112019021080-6A
Authority: BR
Inventors: Rencheng Song; Li Pan; Hsu-Hsiang Wu
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc
Priority date: 2017-05-08
Filing date: 2017-05-08
Publication date: 2023-04-25
Also published as: CA3057232C; GB2575418B; US20190078435A1; GB2575418A; BR112019021080A2; CN110462163A; WO2018208282A1; NO20180446A1; AU2017413682B2; CA3057232A1; AU2017413682A1; CN110462163B; US11525353B2; GB201805111D0

Abstract

Um sistema e método para avaliar uma formação de terra subterrânea, bem como um método de direcionar uma broca de perfuração em uma formação de terra subterrânea. O sistema compreende uma ferramenta de perfilagem que é operável para medir dados de formação e localizável em um furo de poço intersectando a formação de terra subterrânea. O sistema também compreende um processador que está em comunicação com a ferramenta de perfilagem. O processador é operável para calcular múltiplas soluções (DTBB) usando os dados de formação medidos, identificar soluções DTBB que satisfaçam um limiar, converter as soluções identificadas em soluções pixeladas dividindo as soluções identificadas em pixels, gerar uma formação modelo com base nas soluções pixeladas, e avaliar a formação utilizando o modelo de formação gerado.

Description

FUNDAMENTOS

[001] 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.

[002] 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 podem incluir 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”).

[003] 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 possam 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.

[004] 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. Os pressupostos de formação são bastante verdade devido à faixa de detecção das medições usadas na inversão. 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 máxima de detecção é de cerca de 18 pés (5,5 metros).

[005] 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 para identificar zonas de formação que são adequadas para a produção de fluidos de formação, como hidrocarbonetos.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[006] 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.

[007] A FIG. 1 representa uma vista em elevação de um ambiente de perfilagem durante a perfuração, de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 2 representa uma vista esquemática de uma ferramenta de perfilagem de resistividade, de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 3 representa uma vista de diagrama de um método de pixelização, de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 4 representa uma vista de gráfico de um modelo de formação, de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 5 representa uma vista de gráfico de um perfil de resistividade, de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 6 representa uma vista de gráfico da incerteza do perfil de resistividade da FIG. 5, de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 7 representa uma vista de gráfico da incerteza de resistividade como um gráfico de contorno, de acordo com uma ou mais modalidades; A FIG. 8 representa uma vista de gráfico de um perfil de incerteza de limite de formação, de acordo com um ou mais modalidades; e A FIG. 9 representa uma vista de gráfico do perfil de incerteza suavizado da FIG. 8, de acordo com uma ou mais modalidades.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[008] 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.

[009] 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.

[0010] 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.

[0011] 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 ilustre 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 geo-orientação (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 direcionar a broca de perfuração 14 como descrito aqui.

[0012] A coluna de perfuração mostrada na FIG. 1 ilustra uma operação, onde a perfuração é realizada ao longo de um caminho 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.

[0013] 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 orientáveis.

[0014] 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 de recebimento pelo menos 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.

[0015] 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 subs de ferramenta 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 ferramenta 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 ferramenta 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 (

em relação aos eixos

respectivamente; geralmente fixo e conhecido), o ângulo azimutal de cada antena (

em relação ao eixo x), cada ângulo de inclinação do sub da ferramenta de LWD ( e ), 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.

[0016] 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 utilizado para avaliar a formação e/ou determinar uma trajetória do furo de poço para produzir fluidos de formação, tais como fluidos de hidrocarbonetos. 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.

[0017] 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 uma imersão na formação.

[0018] 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. 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, as soluções filtradas são convertidas em soluções pixeladas, conforme aqui descrito. As soluções pixeladas fornecem uma maneira eficiente de analisar soluções DTBB representando números variados de camadas de formação. No bloco 308, uma média das soluções pixeladas pode ser usada para gerar um modelo de formação resumindo as soluções DTBB. No bloco 310, o modelo de formação pode ser usado para avaliar a formação, desenvolver uma trajetória do furo de poço ou direcionar uma broca e perfuração para produzir fluidos de formação.

[0019] No 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.

[0020] No bloco 306, assim que as soluções são identificadas, as soluções são convertidas em soluções pixeladas, as quais dividem as soluções em pixels representando um ou mais valores de parâmetros de formação em uma profundidade vertical verdadeira (TVD) ou uma faixa de TVDs dependendo da largura do pixel. Como exemplo, a FIG. 4 mostra uma vista em diagrama da conversão de uma solução de inversão 302, que compreende três camadas de formação diferentes (404, 406 e 408), para uma solução pixelada 410, de acordo com uma ou mais modalidades. A solução de inversão 402 é uma solução de 3 camadas que proporciona três camadas de formação diferentes. Cada solução identificada pode ser dividida em pixels, incluindo informações de parâmetros de formação (por exemplo, resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia e imersão de formação) em função da verdadeira profundidade vertical. Cada pixel pode ter uma largura constante ao longo da direção TVD e, assim, um pixel representa um ou mais parâmetros de formação numa determinada TVD ou uma faixa de TVD dependendo da largura do pixel ao longo da direção TVD. Uma função ponderada 412 pode também ser aplicada aos pixels para ajustar os valores de certos pixels e compensar quaisquer incertezas na solução pixelada. Por exemplo, os pixels distantes da posição da ferramenta, que são menos sensíveis aos limites de resistividade, podem ser ajustados para compensar as imprecisões. Uma vez convertida em uma solução pixelada, as posições limite são representadas implicitamente por pixels localizados nos limites dos contrastes de resistividade 414 e 416. As soluções pixeladas proporcionam, assim, uma maneira eficiente de analisar soluções DTBB com diferentes números de camadas, conforme aqui descrito. Alternativamente, uma análise estatística, tal como P5, P50 ou P95, pode também ser aplicada aos pixels para gerar a solução de inversão pixelada final.

[0021] As soluções pixeladas podem ser resumidas usando uma média modelo dos pixels em cada profundidade de medição e uma TVD ou uma faixa de TVDs. Portanto, no bloco 308, um esquema de média de modelo pode ser usado para gerar um modelo de formação das soluções de DTBB pixeladas. Um meio matemático, incluindo a média algébrica, geométrica ou harmônica:

pode ser aplicado às soluções selecionadas para calcular um modelo de formação, onde

é o valor médio e

são os pixels das soluções pixeladas para uma profundidade de medição específica e um TVD ou faixa de TVDs dependendo da largura do pixel.

[0022] A FIG. 5 mostra uma vista gráfica de um modelo de formação 500 gerado usando dados de formação sintéticos de DTBB, de acordo com uma ou mais modalidades. O modelo de formação 500 é a média do modelo harmônico das soluções pixeladas para cada profundidade de medição. O modelo de formação 500 condensa centenas de soluções de inversão para cada profundidade de medição em um único gráfico e fornece um conjunto de dados eficiente para avaliar a formação. Como mostrado, o gráfico é um gráfico de contorno de resistividade horizontal (ohm-m) como uma função da profundidade de medição (eixo x) em relação à profundidade vertical verdadeira (eixo y). Cada profundidade de medição é a média harmônica de soluções pixeladas. No bloco 310, uma trajetória do furo de poço 502 pode ser desenvolvida para penetrar uma ou mais camadas de formação adequadas para a produção de fluidos de formação, tais como hidrocarbonetos. Os contrastes em resistividade (404 e 406) demonstram 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 400 pode ser utilizado para direcionar a broca de perfuração para uma camada de formação adequada ou identificar a trajetória do furo de poço 402 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 404 e 406.

[0023] 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. Os meios algébricos e geométricos são meios matemáticos que podem destacar os modelos com grandes valores 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, pixels com grande condutividade podem ser destacados ao calcular a média a partir das medições de uma ferramenta de perfilagem de indução. As diferenças entre os valores médios calculados com os vários meios matemáticos também podem representar uma incerteza de parâmetro.

[0024] A média modelo também pode ser calculada pela não inclusão de pixels camada externa entre as soluções pixeladas no cálculo da média. Um ou mais pixels de uma solução pixelada (por exemplo, um conjunto de pixels ou uma solução pixelada inteira) podem ser removidos do conjunto de soluções antes da média, se os pixels forem considerados outliers. Conforme utilizado neste documento, um pixel de valor atípico pode ser um pixel que não satisfaz um valor ou condição limiar. Deve-se considerar que o parâmetro usado para identificar pixels externos pode ser qualquer um ou qualquer combinação de parâmetros de formação incluindo resistividade horizontal, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia e imersão de formação.

[0025] Um exemplo de um valor médio com refinamento para descartar pixels fora de série é a média aparada, que calcula a média após descartar partes de uma distribuição ou amostras de probabilidade (por exemplo, os pixels em uma TVD específica e a profundidade de medição) nos valores mais altos e/ou mais baixos entre os pixels. Os pixels são sequenciados para uma TVD específica e profundidade de medição, e os pixels dentro dos valores mais altos e mais baixos para uma determinada porcentagem (por exemplo, os 20% mais alto e mais baixo) são descartados.As porcentagens mais altas e mais baixas podem servir como um valor limiar para refinar as soluções pixeladas. Somente os pixels retidos são calculados para definir a solução final, por exemplo, um modelo de resistividade da formação.

[0026] Outro exemplo do processo de refinamento é que o desvio padrão pode ser usado como um valor de limiar para identificar os pixels de camada externa. Os pixels que satisfazem a seguinte expressão:

pode ser usado como uma condição para descartar discrepantes e calcular a média, onde c é um coeficiente (por exemplo, 0,5), S é o desvio padrão das soluções de pixel para essa profundidade vertical verdadeira específica e profundidade de medição, e I é o conjunto de pixels que satisfazem a condição de que a diferença absoluta da média (H) de um pixel Xi

é menor ou igual ao desvio padrão ponderado. Da mesma forma, a diferença absoluta da média que satisfaz um valor limiar separado também pode ser usada como uma condição para filtrar pixels camada externa no cálculo da média modelo.

[0027] O desvio padrão S também pode ser usado para determinar a incerteza de um parâmetro incluído no modelo de formação final, que é calculado com base na média das soluções pixeladas. O desvio padrão S é dado pela expressão:

onde H é o pixel médio entre soluções pixeladas, que pode ser calculado usando vários meios matemáticos (por exemplo, média algébrica, geométrica ou harmônica), conforme discutido anteriormente. Como discutido anteriormente, a incerteza de um parâmetro fornece uma indicação da extensão em que o valor de um parâmetro (por exemplo, resistividade horizontal ou queda na formação) pode variar.

[0028] A FIG. 6 mostra uma vista de gráfico de um perfil de resistividade 600, de acordo com uma ou mais modalidades. O perfil de resistividade 600 é a média das soluções pixeladas para a resistividade horizontal a uma profundidade de medição particular (20.979 pés/6394 metros) com base nos mesmos dados de formação de DTBB sintéticos usados na FIG. 5. O perfil de resistividade 600 é gerado determinando a média das soluções pixeladas para uma TVD correspondente ou uma faixa de TVDs dependendo da largura do pixel. O perfil de resistividade 600 é representado como uma função da profundidade vertical verdadeira e pode ser visto como tirando uma fatia vertical de uma profundidade de medição particular (20. 979 pés/6394 metros) da resistividade horizontal média representada na FIG. 5. Semelhante à FIG. 5, o perfil de resistividade 600 pode ser usado para identificar limites de formação em TVDs de contraste de resistividade 602 e 604.

[0029] A FIG. 7 mostra uma vista de gráfico da incerteza do perfil de resistividade 700 determinado a partir das soluções pixeladas, de acordo com uma ou mais modalidades. A incerteza do perfil de resistividade 700 é o desvio padrão do perfil de resistividade representado na FIG. 6. Como mostrado, o perfil de incerteza 700 é uma função da profundidade vertical verdadeira a uma profundidade de medição particular (20.979 pés/6394 metros) e fornece uma indicação da faixa de valores adequados para a resistividade em uma TVD específica ou uma faixa de TVDs dependendo da largura do pixel. O perfil de incerteza 700 também pode ser usado para identificar posições limite de formação, o que, por sua vez, facilita o desenvolvimento de uma trajetória de furo de poço ou direciona a broca de perfuração para uma camada de formação adequada para a produção de fluidos de formação.

[0030] A FIG. 8 mostra uma vista de gráfico da incerteza de resistividade 800, de acordo com uma ou mais modalidades. A incerteza de resistividade 800 é o desvio padrão das soluções pixeladas para resistividade horizontal com base nos mesmos dados de formação de DTBB sintéticos usados na FIG. 5. O desvio padrão 700 para a resistividade horizontal é representado como um gráfico de contorno da resistividade horizontal como uma função da profundidade de medição (eixo x) em relação à profundidade vertical verdadeira (eixo y). Como mostrado, uma trajetória do furo de poço 802 pode ser desenvolvida para penetrar uma ou mais camadas de formação adequadas para a produção de fluidos de formação, tais como hidrocarbonetos. Posições limite entre diferentes camadas de formação podem ser identificadas usando o gráfico de contorno da incerteza de resistividade 800 identificando áreas de contraste na incerteza de resistividade (804 e 806). O desvio padrão também pode ser usado para determinar a incerteza de outros parâmetros incluindo, entre outros, resistividade vertical, condutividade, razão de anisotropia e imersão de formação.

[0031] Como as posições de contorno são representadas implicitamente com base no contraste entre os pixels da resistividade, como representado nas FIGS. 5 e 6, as posições limite também podem ser identificadas usando uma derivada de primeira ordem

da resistividade horizontal :

onde

representa o operador diferencial. A derivada da resistividade horizontal

se aproxima de zero dentro de uma camada de formação, enquanto os picos (mínimos locais ou máximos) da derivada

indicam posições limite. Um limiar máximo pode ser usado para descartar pequenas oscilações na derivada e indicações imprecisas de uma posição limite. A derivada

também pode ser suavizada antes de determinar a incerteza das posições limite para aprimorar a determinação da incerteza da posição limite. Por exemplo, a derivada

pode ser suavizada aplicando um filtro, incluindo mas não limitado a uma convolução dada pela expressão:

onde

é o operador de convolução,

é o pixel de resistividade horizontal média, é o pixel a uma profundidade vertical verdadeira e

é uma função de suavização. O derivado

também pode ser suavizado aplicando outros filtros de suavização adequados, incluindo, mas não se limitando a, um filtro gaussiano.

[0032] A incerteza de uma posição limite pode ser identificada pela largura de um pico encontrado na derivada

A incerteza do 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 pixeladas 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 pixeladas.

[0033] A FIG. 9 mostra uma vista de gráfico de um perfil de incerteza de limite 800, de acordo com uma ou mais modalidades. O perfil de incerteza de limite 900 é determinado calculando a primeira derivada do perfil de resistividade 600 representado na FIG. 6. O perfil de incerteza de limite 900 é representado como uma função da profundidade vertical verdadeira semelhante aos perfis das FIGS. 6 e 7. Os máximos e mínimos locais indicam os locais das posições limite em potencial. As posições limite podem ser utilizadas para desenvolver uma trajetória de furo de poço para penetrar camadas de formação adequadas para produzir um fluido de formação, tal como um hidrocarboneto.

[0034] A FIG. 10 mostra uma vista de gráfico de um perfil de incerteza suavizado 1000, de acordo com uma ou mais modalidades. O perfil de incerteza suavizado 1000 é gerado filtrando o perfil de incerteza de limite li usando a função de suavização de convolução , como discutido anteriormente. Após o alisamento, as posições limite podem ser identificadas como máximos e mínimos locais (1002 e 1006) no perfil de incerteza suavizado. A incerteza da posição limite pode ser identificada como a largura 1002 de cada pico ou como um valor menor que a largura do pico (por exemplo, meia largura de pico). A incerteza da posição limite fornece uma faixa de TVDs onde a posição limite pode existir. Semelhante ao gráfico de contorno representado na FIG. 8, um gráfico de contorno da incerteza limite pode também ser formado para avaliar a formação e identificar posições de fronteira.

[0035] No bloco 310, as posições limite, que são identificadas usando os vários gráficos (FIGS. 5-9) ou soluções pixeladas médias, como discutido anteriormente, também podem ser usadas para avaliar a formação, identificar uma trajetória de furo de poço e/ou direcionar 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 1002 e 1004 representados na FIG. 10. Além dos picos 1002 e 1004 que indicam a localização das posições limite, as incertezas da posição limite são indicadas pelas larguras dos picos 1002 e 1004. As larguras dos picos 1002 e 1004 indicam a faixa de TVDs onde as posições limite 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 1002 e 1004.

[0036] Deverá ser apreciado que o sistema e os métodos aqui descritos fornecem uma solução necessariamente enraizada em ferramentas de perfilagem de resistividade profunda no fundo de poço para superar um problema que surge especificamente dos métodos de inversão utilizados para determinar propriedades de formação a partir dos dados de formação medidos utilizando ferramentas de perfilagem de resistividade profunda. Métodos de inversão usando dados de formação das ferramentas de perfilagem de resistividade profunda podem fornecer centenas de soluções em uma única profundidade de medição da ferramenta de perfilagem de resistividade, levantando problemas na avaliação das soluções de inversão, como identificar um modelo de formação indicativo das propriedades de formação e as incertezas correspondentes. Os métodos e o sistema aqui descritos resumem as soluções de inversão utilizando um valor médio de soluções pixeladas para avaliar a formação, identificar uma trajetória do furo de poço e/ou direcionar uma broca de perfuração para produzir fluidos de formação.

[0037] Em adição às modalidades descritas acima, muitos exemplos de combinações específicas fazem parte do escopo da divulgação, alguns dos quais são detalhados abaixo:

[0038] Exemplo 1: Um sistema para avaliar uma formação de terra subterrânea, compreendendo: uma ferramenta de perfilagem 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 múltiplas soluções de limite de distância para leito (DTBB) usando os dados de formação medidos,identificar soluções DTBB que satisfaçam um limite, converter as soluções identificadas em soluções pixeladas dividindo as soluções identificadas em pixels, gerar um modelo de formação baseado nas soluções pixeladas, e avaliar a formação utilizando o modelo de formação gerado.

[0039] 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.

[0040] Exemplo 3: O sistema do exemplo 1, em que o processador é ainda operável, determina a incerteza do parâmetro com base nas soluções pixeladas.

[0041] Exemplo 4: O sistema do exemplo 3, em que a incerteza do parâmetro é determinada com base no desvio padrão do parâmetro determinado a partir do modelo de formação.

[0042] Exemplo 5: O sistema do exemplo 3, em que a incerteza do parâmetro é determinada com base na derivada de uma resistividade horizontal determinada a partir do modelo de formação.

[0043] Exemplo 6: O sistema do exemplo 3, em que o parâmetro inclui qualquer uma ou qualquer combinação de uma resistividade horizontal, uma razão de anisotropia, uma posição limite de camadas de formação e uma imersão de formação.

[0044] Exemplo 7: O sistema do exemplo 3, em que a incerteza do parâmetro é determinada aplicando um filtro à derivada de uma resistividade horizontal derivada do modelo de formação.

[0045] Exemplo 8: O sistema do exemplo 3, em que a incerteza do parâmetro é determinada aplicando um filtro a um derivado de uma resistividade horizontal determinada a partir do modelo de formação e identificando uma largura de pico da derivada convoluída.

[0046] Exemplo 9: O sistema do exemplo 1, em que o modelo de formação é gerado calculando uma média das soluções pixeladas.

[0047] Exemplo 10: O sistema do exemplo 9, em que a média é calculada pela não inclusão de pixels camada externa entre as soluções pixeladas.

[0048] Exemplo 11: Método de avaliação de uma formação de terra subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende:medir dados de formação em um poço intersectando a formação da terra subterrânea usando uma ferramenta de perfilagem, calcular múltiplas soluções de limite de distância para leito (DTBB) usando os dados de formação medidos, identificar soluções DTBB que satisfaçam um limiar, converter as soluções identificadas em soluções de resistividade pixeladas dividindo as soluções identificadas em pixels, gerar um modelo de formação baseado nas soluções pixeladas, e avaliar a formação utilizando o modelo de formação.

[0049] 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.

[0050] Exemplo 13: O método do exemplo 11 compreende ainda determinar a incerteza de um parâmetro baseado no modelo de formação.

[0051] Exemplo 14: O método do exemplo 13, em que a determinação da incerteza do parâmetro compreende calcular um desvio padrão do parâmetro com base no modelo de formação.

[0052] Exemplo 15: O método do exemplo 13, em que a determinação da incerteza do parâmetro compreende: calcular uma derivada de uma resistividade horizontal determinada a partir do modelo de formação;aplicar um método de convolução à derivada da resistividade horizontal; e identificar uma largura de pico da derivada convoluída, em que a incerteza do parâmetro inclui a largura do pico.

[0053] Exemplo 16: O método do exemplo 13, em que o parâmetro inclui qualquer uma ou qualquer combinação de uma resistividade horizontal, uma razão de anisotropia, uma posição limite de camadas de formação e uma imersão de formação.

[0054] Exemplo 17: O método do exemplo 11, em que a geração do modelo de formação compreende calcular uma média das soluções de resistividade pixeladas.

[0055] Exemplo 18: O método do exemplo 15, em que a média é calculada pela não inclusão de pixels camada externa entre as soluções pixeladas do cálculo.

[0056] Exemplo 19: Um método de direcionar uma broca de perfuração em uma formação de terra subterrânea, compreendendo:medir dados de formação em um poço intersectando a formação da terra subterrânea usando uma ferramenta de perfilagem localizada no furo de poço, calcular múltiplas soluções de limite de distância para leito (DTBB) com base nos dados de formação medidos, identificar soluções DTBB que satisfaçam um limiar,converter as soluções identificadas em soluções pixeladas dividindo as soluções identificadas em pixels, gerar um modelo de formação baseado nas soluções pixeladas, identificar uma trajetória do furo de poço com base no modelo de formação e direcionar uma broca de perfuração de acordo com a trajetória do furo de poço.

[0057] Exemplo 20: Método do exemplo 19, compreendendo ainda:

[0058] determinar a incerteza de um parâmetro da formação baseado no modelo de formação calculando uma derivada de uma resistividade horizontal derivada do modelo de formação, aplicar um método de convolução à derivada da resistividade horizontal, e identificar uma largura de pico do derivada convoluída, em que a incerteza do parâmetro inclui a largura do pico.

[0059] A discussão a seguir é direcionada 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.

[0060] 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.

[0061] 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.

[0062] Embora a presente invenção tenha sido descrita em relação a detalhes específicos, não se pretende que tais detalhes sejam considerados como limitações ao âmbito da invenção, exceto na medida em que estejam incluídos nas reivindicações anexas.

Claims

1. Sistema para avaliar uma formação de terra subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende: uma ferramenta de perfilagem 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 múltiplas soluções de limite de distância para leito (DTBB) usando os dados de formação medidos, em que as soluções DTBB compreendem limites de leito, ângulos de imersão de formação, resistividade, ou qualquer combinação dos mesmos; identificar soluções DTBB que satisfaçam um limite relativo a um desajuste com dados de formação medidos anteriormente; converter as soluções identificadas em soluções pixeladas dividindo as soluções identificadas em pixels; gerar um modelo de formação baseado nas soluções pixeladas; e, avaliar a formação utilizando o modelo de formação gerado.

2. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de perfilagem compreende uma ferramenta de perfilagem de resistividade operável para medir a resistividade da formação.

3. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o processador é ainda operável para determinar a incerteza do parâmetro com base nas soluções pixeladas.

4. Sistema de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a incerteza do parâmetro é determinada com base no desvio padrão do parâmetro determinado a partir do modelo de formação ou é determinada com base na derivada de uma resistividade horizontal determinada a partir do modelo de formação ou é determinada aplicando um filtro a uma derivada de uma resistividade horizontal determinada a partir do modelo de formação e identificando uma largura de pico da derivada convoluída.

5. Sistema de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o parâmetro inclui qualquer uma ou qualquer combinação de uma resistividade horizontal, uma razão de anisotropia, uma posição de limite de camadas de formação e uma imersão de formação ou é determinado aplicando um filtro à derivada de uma resistividade horizontal derivada do modelo de formação.

6. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modelo de formação é gerado calculando uma média das soluções pixeladas.

7. Sistema de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a média é calculada pela não inclusão de pixels de camada externa dentre as soluções pixeladas.

8. Método de avaliação de uma formação de terra subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende: medir dados de formação em um poço intersectando a formação de terra subterrânea usando uma ferramenta de perfilagem, transmitir os dados de formação até um sistema de computador compreendendo um processador na superfície da terra; calcular, com o processador, múltiplas soluções de limite de distância para leito (DTBB) usando os dados de formação medidos, em que as soluções DTBB compreendem limites de leito, ângulos de imersão de formação, resistividade, ou qualquer combinação dos mesmos; identificar, com o processador, soluções DTBB que satisfaçam um limite relativo a um desajuste com dados de formação medidos anteriormente,converter, com o processador, as soluções identificadas em soluções de resistividade pixeladas dividindo as soluções identificadas em pixels; gerar, com o processador, um modelo de formação baseado nas soluções pixeladas; e, avaliar a formação utilizando o modelo de formação.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende ainda determinar a incerteza de um parâmetro com base no modelo de formação.

10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a determinação da incerteza do parâmetro compreende calcular um desvio padrão do parâmetro com base no modelo de formação.

11. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a determinação da incerteza do parâmetro compreende:calcular uma derivada de uma resistividade horizontal determinada a partir do modelo de formação; aplicar um método de convolução à derivada da resistividade horizontal; e, identificar uma largura de pico da derivada convoluída, em que a incerteza do parâmetro inclui a largura do pico.

12. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o parâmetro inclui qualquer uma ou qualquer combinação de uma resistividade horizontal, uma razão de anisotropia, uma posição de limite de camadas de formação e uma imersão de formação.

13. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a geração do modelo de formação compreende calcular uma média das soluções de resistividade pixeladas em que a média é calculada pela não inclusão de pixels de camada externa dentre as soluções pixeladas do cálculo.

14. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: identificar uma trajetória de furo de poço com base no modelo de formação; e, direcionar uma broca de perfuração de acordo com a trajetória de furo de poço.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: determinar a incerteza de um parâmetro da formação baseado no modelo de formação calculando uma derivada de uma resistividade horizontal derivada do modelo de formação, aplicar um método de convolução à derivada da resistividade horizontal, e identificar uma largura de pico da derivada convoluída, em que a incerteza do parâmetro inclui a largura do pico.