BR112020006928B1

BR112020006928B1 - METHOD FOR PERFORMING DOWNWELL OPERATIONS IN A FIELD THAT HAS A PLURALITY OF WELLS AND SYSTEM FOR CONDUCTING DOWNWELL OPERATIONS ON A FIELD SCALE

Info

Publication number: BR112020006928B1
Application number: BR112020006928-0A
Authority: BR
Inventors: Jonas Kaiser; Nicklas Ritzmann; Stefan Wessling
Original assignee: Baker Hughes, A Ge Company, Llc
Priority date: 2017-10-10
Filing date: 2018-10-05
Publication date: 2023-08-29

Abstract

Sistemas e métodos para executar operações de fundo de poço para campo, tendo o campo uma pluralidade de poços. Os métodos incluem obter, em um sistema de computação, um conjunto de dados de referência associado ao campo, o conjunto de dados de referência incluindo ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço, obter, no sistema de computação, um conjunto de dados do primeiro poço associado a um primeiro poço do campo, o conjunto de dados do primeiro poço incluindo a ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço associada ao primeiro poço; calcular uma razão de índice de similaridade com base no conjunto de dados de referência e no conjunto de dados do primeiro poço, sendo que a razão de índice de similaridade indica uma similaridade em valores do conjunto de dados de referência e do conjunto de dados do primeiro poço; e executar uma ação responsiva com base na razão de índice de similaridade calculada.Systems and methods for performing downhole operations for the field, with the field having a plurality of wells. The methods include obtaining, from a computing system, a set of reference data associated with the field, the set of reference data including at least one property of a downhole formation, obtaining, from the computing system, a set of first well data associated with a first well in the field, the first well data set including the at least one property of a downhole formation associated with the first well; calculate a similarity index ratio based on the reference data set and the first well data set, wherein the similarity index ratio indicates a similarity in values from the reference data set and the first well data set pit; and perform a responsive action based on the calculated similarity index ratio.

Description

CROSS REFERENCE TO RELATED DEPOSIT ORDERS

[001] Este pedido reivindica o benefício do pedido US n° 15/728693, depositado em 10 de outubro de 2017, que está incorporado na presente invenção a título de referência em sua totalidade.[001] This application claims the benefit of US application No. 15/728693, filed on October 10, 2017, which is incorporated into the present invention by reference in its entirety.

BACKGROUND 1. Field of invention

[002] A presente invenção se refere genericamente a operações de fundo de poço e sistemas para monitorar eventos dinâmicos de fundo de poço.[002] The present invention generally relates to downhole operations and systems for monitoring dynamic downhole events.

2. Description of the related technique

[003] Os poços de exploração são perfurados profundamente na terra para muitas aplicações como sequestro de dióxido de carbono, produção geotérmica, e exploração e produção de hidrocarbonetos. Em todas as aplicações, os poços de exploração são perfurados de modo que passem através de ou permitam o acesso a um material (por exemplo, um gás ou fluido) contido em uma formação (por exemplo, um compartimento) situada abaixo da superfície da terra. Diferentes tipos de ferramentas e instrumentos podem ser dispostos nos poços de exploração para realizar diversas tarefas e medições. A obtenção de informações para tomar decisões sobre operações de perfuração, operações de produção, etc. é importante para executar eficazmente tal operação.[003] Exploration wells are drilled deep into the earth for many applications such as carbon dioxide sequestration, geothermal production, and hydrocarbon exploration and production. In all applications, exploration wells are drilled so that they pass through or permit access to a material (e.g., a gas or fluid) contained in a formation (e.g., a compartment) situated below the surface of the earth. . Different types of tools and instruments can be arranged in exploration wells to perform different tasks and measurements. Obtaining information to make decisions about drilling operations, production operations, etc. It is important to effectively perform such an operation.

[004] Por exemplo, a perfilagem de gás de lama é um serviço padrão em quase todas as operações de perfuração. Tipicamente, tais dados de perfilagem são usados para a tomada de decisões de operação de perfuração em um dado poço, como determinar se uma formação ou um compartimento alvo foi atingido pelo poço. A coleta e a análise de dados melhoradas podem ser usadas para aumentar adicionalmente a eficiência de operações de fundo de poço.[004] For example, mud gas profiling is a standard service in almost all drilling operations. Typically, such logging data is used to make drilling operation decisions on a given well, such as determining whether a target formation or compartment has been reached by the well. Improved data collection and analysis can be used to further increase the efficiency of downhole operations.

SUMMARY

[005] São revelados aqui sistemas e métodos para executar operações de fundo de poço para campo, tendo o campo uma pluralidade de poços. Os métodos incluem obter, em um sistema de computação, um conjunto de dados de referência associado ao campo, o conjunto de dados de referência incluindo ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço, obter, no sistema de computação, um conjunto de dados do primeiro poço associado a um primeiro poço do campo, o conjunto de dados do primeiro poço incluindo a ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço associada ao primeiro poço; calcular uma razão de índice de similaridade com base no conjunto de dados de referência e no conjunto de dados do primeiro poço, sendo que a razão de índice de similaridade indica uma similaridade em valores do conjunto de dados de referência e do conjunto de dados do primeiro poço; e executar uma ação responsiva com base na razão de índice de similaridade calculada.[005] Disclosed here are systems and methods for performing downhole operations for the field, the field having a plurality of wells. The methods include obtaining, from a computing system, a set of reference data associated with the field, the set of reference data including at least one property of a downhole formation, obtaining, from the computing system, a set of first well data associated with a first well in the field, the first well data set including the at least one property of a downhole formation associated with the first well; calculate a similarity index ratio based on the reference data set and the first well data set, wherein the similarity index ratio indicates a similarity in values from the reference data set and the first well data set pit; and perform a responsive action based on the calculated similarity index ratio.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[006] O assunto, que é considerado como a invenção, é particularmente descrito e distintamente reivindicado nas reivindicações ao final deste relatório descritivo. O supracitado e outras características e vantagens da invenção ficarão evidentes a partir da descrição detalhada a seguir tomada em conjunto com os desenhos em anexo, sendo que elementos semelhantes são numerados de modo similar, em que:[006] The subject matter, which is considered to be the invention, is particularly described and distinctly claimed in the claims at the end of this specification. The foregoing and other features and advantages of the invention will be evident from the following detailed description taken in conjunction with the attached drawings, with similar elements being numbered in a similar manner, wherein:

[007] A Figura 1 é um exemplo de um sistema para realizar operações de fundo de poço que pode empregar modalidades da presente revelação;[007] Figure 1 is an example of a system for performing downhole operations that may employ embodiments of the present disclosure;

[008] a Figura 2 representa um sistema para estimulação de formação e produção de hidrocarbonetos que pode incorporar modalidades da presente revelação;[008] Figure 2 represents a system for stimulating the formation and production of hydrocarbons that can incorporate modalities of the present disclosure;

[009] a Figura 3 é uma ilustração esquemática de um campo que ilustra múltiplos sistemas para executar a operação de fundo de poço dentro ou junto ao campo;[009] Figure 3 is a schematic illustration of a field that illustrates multiple systems for performing downhole operation within or adjacent to the field;

[0010] a Figura 4 é um gráfico que ilustra a aplicação de uma razão de valor de índice de similaridade (RIS) de acordo com uma modalidade exemplificadora da presente revelação;[0010] Figure 4 is a graph illustrating the application of a similarity index value ratio (RIS) in accordance with an exemplary embodiment of the present disclosure;

[0011] a Figura 5 é um exemplo que compara um gráfico de valor real e um gráfico de uma razão de valor de índice de similaridade de acordo com outra modalidade exemplificadora da presente revelação; e[0011] Figure 5 is an example that compares a real value graph and a graph of a similarity index value ratio according to another exemplary embodiment of the present disclosure; It is

[0012] a Figura 6 é um processo de fluxo de acordo com uma modalidade da presente revelação.[0012] Figure 6 is a process flow according to an embodiment of the present disclosure.

DETAILED DESCRIPTION

[0013] A Figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema para realizar operações de fundo de poço. Conforme mostrado, o sistema é um sistema de perfuração 10 que inclui uma coluna de perfuração 20 que tem um conjunto de perfuração 90, também chamado de "conjunto de fundo de poço" (BHA, de "bottom hole assembly"), transportado em um poço de exploração 26 que penetra em uma formação de terra 60. O sistema de perfuração 10 inclui uma torre de perfuração convencional 11 ereto em um piso 12 que suporta uma mesa giratória 14 que é girada por uma unidade motriz, como um motor elétrico (não mostrado), a uma velocidade de rotação desejada. A coluna de perfuração 20 inclui um tubular de perfuração 22, como uma tubulação de perfuração, que se estende para baixo a partir da mesa giratória 14 no poço de exploração 26. Uma ferramenta de desintegração 50, como uma broca de perfuração fixada à extremidade do BHA 90, desintegra as formações geológicas quando a mesma é girada para perfurar o poço de exploração 26. A coluna de perfuração 20 é acoplada a equipamentos de superfície, como sistemas para levantar, girar e/ou empurrar, incluindo, mas não se limitando a, um guincho 30 através de uma junta do kelly 21, cabeça de injeção 28 e cabo 29 através de uma polia 23. Em algumas modalidades, o equipamento de superfície pode incluir um acionamento de topo (não mostrado). Durante as operações de perfuração, o guincho 30 é operado para controlar o peso sobre a broca, o que afeta a taxa de penetração. A operação do guincho 30 é bem conhecida na técnica e não será, portanto, descrita em detalhe aqui.[0013] Figure 1 shows a schematic diagram of a system for performing downhole operations. As shown, the system is a drilling system 10 that includes a drill string 20 that has a drill assembly 90, also called a "bottom hole assembly" (BHA), carried in a exploration well 26 that penetrates an earth formation 60. The drilling system 10 includes a conventional drilling derrick 11 standing on a floor 12 that supports a turntable 14 that is rotated by a driving unit, such as an electric motor (not shown), at a desired rotational speed. The drill string 20 includes a drill tubular 22, such as a drill pipe, extending downwardly from the turntable 14 in the exploration well 26. A disintegration tool 50, such as a drill bit attached to the end of the drill string 20. BHA 90, disintegrates geological formations when it is rotated to drill the exploration well 26. The drill string 20 is coupled to surface equipment, such as lifting, rotating and/or pushing systems, including, but not limited to, , a winch 30 through a kelly joint 21, injection head 28 and cable 29 through a pulley 23. In some embodiments, the surface equipment may include a top drive (not shown). During drilling operations, the winch 30 is operated to control the weight on the bit, which affects the rate of penetration. The operation of winch 30 is well known in the art and will therefore not be described in detail here.

[0014] Durante as operações de perfuração, um fluido de perfuração adequado 31 (também chamado de "lama") fornecido por uma fonte ou tanque de lama 32 é circulado sob pressão através da coluna de perfuração 20 por uma bomba de lama 34. O fluido de perfuração 31 passa para dentro da coluna de perfuração 20 através de um amortecedor de surtos de pressão 36, linha de fluido 38 e da junta do kelly 21. O fluido de perfuração 31 é descarregado no fundo do poço de exploração 51 através de uma abertura na ferramenta de desintegração 50. O fluido de perfuração 31 circula poço acima através do ânulo 27 entre a coluna de perfuração 20 e o poço de exploração 26 e retorna para o tanque de lama 32 através de uma linha de retorno 35. Um sensor S1 na linha de fluido 38 fornece informações sobre a taxa de fluxo de fluidos. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado à coluna de perfuração 20 respectivamente fornecem informações sobre o torque e a velocidade de rotação da coluna de perfuração. Adicionalmente, um ou mais sensores (não mostrados) associados à linha 29 são usados para fornecer informações sobre a carga no gancho da coluna de perfuração 20 e sobre outros parâmetros desejados em relação à perfuração do poço de exploração 26. O sistema pode incluir adicionalmente um ou mais sensores de fundo de poço 70 situados na coluna de perfuração 20 e/ou no BHA 90.[0014] During drilling operations, a suitable drilling fluid 31 (also called "mud") supplied by a mud source or tank 32 is circulated under pressure through the drill string 20 by a mud pump 34. Drilling fluid 31 passes into drill string 20 through a pressure surge damper 36, fluid line 38 and kelly joint 21. Drilling fluid 31 is discharged into the bottom of the exploration well 51 through a opening in the disintegration tool 50. Drilling fluid 31 circulates uphole through the annulus 27 between the drill string 20 and the exploration well 26 and returns to the mud tank 32 through a return line 35. A sensor S1 in fluid line 38 provides information about the fluid flow rate. A surface torque sensor S2 and a sensor S3 associated with the drill string 20 respectively provide information about the torque and rotational speed of the drill string. Additionally, one or more sensors (not shown) associated with line 29 are used to provide information about the load on the drill string hook 20 and other desired parameters in relation to drilling the exploration well 26. The system may additionally include a or more downhole sensors 70 located in the drill string 20 and/or in the BHA 90.

[0015] Em algumas aplicações, a ferramenta de desintegração 50 é girada apenas pela rotação da tubulação de perfuração 22. Entretanto, em outras aplicações, um motor de perfuração 55 (motor de lama) disposto no conjunto de perfuração 90 é usado para girar a ferramenta de desintegração 50 e/ou para sobrepor ou suplementar a rotação da coluna de perfuração 20. Em ambos os casos, a taxa de penetração (ROP, de "rate of penetration") da ferramenta de desintegração 50 no poço de exploração 26 para uma dada formação e um conjunto de perfuração depende em grande parte do peso sobre a broca e da velocidade de rotação da broca. Em um aspecto da modalidade da Figura 1, o motor de lama 55 é acoplado à ferramenta de desintegração 50 através de um eixo de acionamento (não mostrado) disposto em um conjunto de mancal 57. O motor de lama 55 gira a ferramenta de desintegração 50 quando o fluido de perfuração 31 passa através do motor de lama 55 sob pressão. O conjunto de mancal 57 suporta as forças radial e axial da ferramenta de desintegração 50, o empuxo descendente do motor e a carga para cima reativa a partir do peso aplicado sobre a broca. Estabilizadores 58 acoplados ao conjunto de mancal 57 e outros locais adequados agem como centralizadores para a porção mais inferior do conjunto de motor de lama e outros tais locais adequados.[0015] In some applications, the disintegration tool 50 is rotated solely by the rotation of the drill pipe 22. However, in other applications, a drill motor 55 (mud motor) disposed in the drill assembly 90 is used to rotate the disintegration tool 50 and/or to overlap or supplement the rotation of the drill string 20. In both cases, the rate of penetration (ROP) of the disintegration tool 50 in the exploration well 26 to a Given formation and drilling set largely depends on the weight on the drill bit and the rotational speed of the drill bit. In one aspect of the embodiment of Figure 1, the mud motor 55 is coupled to the disintegration tool 50 through a drive shaft (not shown) disposed in a bearing assembly 57. The mud motor 55 rotates the disintegration tool 50 when drilling fluid 31 passes through mud motor 55 under pressure. The bearing assembly 57 supports the radial and axial forces of the disintegration tool 50, the downward thrust of the motor, and the reactive upward load from the weight applied to the drill. Stabilizers 58 coupled to the bearing assembly 57 and other suitable locations act as centralizers for the lowermost portion of the mud motor assembly and other such suitable locations.

[0016] A unidade de controle de superfície 40 recebe sinais a partir dos sensores de fundo de poço 70 e dos dispositivos através de um transdutor 43, como um transdutor de pressão, colocado na linha de fluído 38, bem como a partir dos sensores S1, S2, S3, de sensores de carga de gancho, sensores de RPM, sensores de torque, e quaisquer outros sensores usados no sistema e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas para a unidade de controle de superfície 40. A unidade de controle de superfície 40 exibe parâmetros de perfuração desejados e outras informações em um visor/monitor 42 para uso por um operador no sítio de plataforma para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 40 contém um computador, uma memória para armazenar dados, programas de computador, modelos e algoritmos acessíveis por um processador no computador, um gravador, como unidade de fita, unidade de memória, etc. para registrar dados e outros periféricos. A unidade de controle de superfície 40 pode incluir também modelos de simulação para uso pelo computador para processar dados de acordo com as instruções programadas. A unidade de controle responde a comandos de usuário inseridos através de um dispositivo adequado, como um teclado. A unidade de controle 40 é adaptada para ativar alarmes 44 quando certas condições de operação inseguras ou indesejáveis ocorrem.[0016] The surface control unit 40 receives signals from downhole sensors 70 and devices through a transducer 43, such as a pressure transducer, placed in the fluid line 38, as well as from sensors S1 , S2, S3, of hook load sensors, RPM sensors, torque sensors, and any other sensors used in the system and processes such signals in accordance with programmed instructions provided to the surface control unit 40. The surface control 40 displays desired drilling parameters and other information on a display/monitor 42 for use by an operator at the rig site to control drilling operations. The surface control unit 40 contains a computer, a memory for storing data, computer programs, models and algorithms accessible by a processor in the computer, a recorder such as a tape drive, memory unit, etc. to record data and other peripherals. The surface control unit 40 may also include simulation models for use by the computer to process data in accordance with programmed instructions. The control unit responds to user commands entered via a suitable device such as a keyboard. The control unit 40 is adapted to activate alarms 44 when certain unsafe or undesirable operating conditions occur.

[0017] O conjunto de perfuração 90 contém também outros sensores e dispositivos ou ferramentas para fornecer uma variedade de medições referentes à formação circundante ao poço de exploração e para a perfuração do poço de exploração 26 ao longo de uma trajetória desejada. Tais dispositivos podem incluir um dispositivo para medir a resistividade de formação próxima e/ou na frente da broca de perfuração, um dispositivo de raios gama para medir a intensidade de raios gama de formação e dispositivos para determinar a inclinação, azimute e posição da coluna de perfuração. Uma ferramenta de resistividade de formação 64, produzida de acordo com uma modalidade aqui descrita, pode ser acoplada em qualquer local adequado, incluindo acima de um subconjunto de partida inferior 62, para estimar ou determinar a resistividade da formação próximo ou na frente da ferramenta de desintegração 50 ou em outros locais adequados. Um inclinômetro 74 e um dispositivo de raios gama 76 podem ser adequadamente colocados para respectivamente determinar a inclinação do BHA e a intensidade de raios gama de formação. Qualquer inclinômetro e dispositivo de raios gama adequados podem ser usados. Além disso, um dispositivo de azimute (não mostrado), como um magnetômetro ou um dispositivo giroscópico, pode ser usado para determinar o azimute de coluna de perfuração. Tais dispositivos são conhecidos na técnica e, portanto, não serão descritos em detalhe na presente invenção. No exemplo de configuração descrito acima, o motor de lama 55 transfere potência para a ferramenta de desintegração 50 através de um eixo de acionamento oco que também permite que o fluido de perfuração passe do motor de lama 55 para a ferramenta de desintegração 50. Em uma modalidade alternativa da coluna de perfuração 20, o motor de lama 55 pode ser acoplado abaixo do dispositivo de medição de resistividade 64 ou em qualquer outro local adequado.[0017] The drilling assembly 90 also contains other sensors and devices or tools for providing a variety of measurements regarding the formation surrounding the exploration well and for drilling the exploration well 26 along a desired trajectory. Such devices may include a device for measuring formation resistivity near and/or in front of the drill bit, a gamma ray device for measuring formation gamma ray intensity, and devices for determining the inclination, azimuth and position of the drill string. drilling. A formation resistivity tool 64, produced in accordance with an embodiment described herein, may be coupled at any suitable location, including above a lower starting subassembly 62, to estimate or determine formation resistivity near or in front of the forming tool. disintegration 50 or in other suitable locations. An inclinometer 74 and a gamma ray device 76 can be suitably placed to respectively determine the inclination of the BHA and the forming gamma ray intensity. Any suitable inclinometer and gamma ray device can be used. Additionally, an azimuth device (not shown), such as a magnetometer or a gyroscopic device, can be used to determine the drill string azimuth. Such devices are known in the art and, therefore, will not be described in detail in the present invention. In the example configuration described above, the mud motor 55 transfers power to the disintegration tool 50 through a hollow drive shaft that also allows drilling fluid to pass from the mud motor 55 to the disintegration tool 50. In a alternative embodiment of the drill string 20, the mud motor 55 may be coupled below the resistivity measuring device 64 or in any other suitable location.

[0018] Ainda com referência à Figura 1, outros dispositivos de perfilagem durante perfuração (LWD, de "logging-while-drilling") (geralmente denotados na presente invenção pelo número de referência 77), como dispositivos para medir a porosidade de formação, permeabilidade, densidade, propriedades de rocha, propriedades de fluido etc. podem ser colocados em locais adequados no conjunto de perfuração 90 para fornecer informações úteis para avaliar as formações de subsuperfície ao longo do poço de exploração 26. Tais dispositivos podem incluir, mas não se limitam a, ferramentas de medição de temperatura, ferramentas de medição da pressão, ferramentas de medição de diâmetro do poço de exploração (por exemplo, um calibre), ferramentas acústicas, ferramentas nucleares, ferramentas de ressonância magnética nuclear e ferramentas de amostragem e teste de formação.[0018] Still referring to Figure 1, other logging-while-drilling (LWD) devices (generally denoted in the present invention by reference number 77), such as devices for measuring formation porosity, permeability, density, rock properties, fluid properties etc. may be placed at suitable locations in the drilling assembly 90 to provide information useful for evaluating subsurface formations along the exploration well 26. Such devices may include, but are not limited to, temperature measuring tools, temperature measuring tools, pressure, borehole diameter measuring tools (e.g., a gauge), acoustic tools, nuclear tools, nuclear magnetic resonance tools, and formation sampling and testing tools.

[0019] Os dispositivos acima observados transmitem dados para um sistema de telemetria de fundo de poço 72, que, por sua vez, transmite os dados recebidos poço acima para a unidade de controle de superfície 40. O sistema de telemetria de fundo de poço 72 também recebe sinais e dados a partir da unidade de controle de superfície 40 que inclui um transmissor e transmite tais sinais e dados recebidos para os dispositivos de fundo de poço adequados. Em um aspecto, um sistema de telemetria de pulso de lama pode ser usado para comunicação de dados entre os sensores de fundo de poço 70 e dispositivos e os equipamentos de superfície durante operações de perfuração. Um transdutor 43 disposto na linha de fluido 38 (por exemplo linha de suprimento de lama) detecta os pulsos de lama responsivos aos dados transmitidos pela telemetria de fundo de poço 72. O transdutor 43 gera sinais elétricos em resposta às variações de pressão de lama e transmite tais sinais através de um condutor 45 para a unidade de controle de superfície 40. Em outros aspectos, qualquer outro sistema de telemetria adequado pode ser usado para comunicação bidirecional de dados (por exemplo, enlace descendente e enlace ascendente) entre a superfície e o BHA 90, incluindo, mas não se limitando a, um sistema de telemetria acústico, um sistema de telemetria eletromagnético, um sistema de telemetria óptico ou um sistema de telemetria de tubo com fio que pode usar acopladores sem fio ou repetidores na coluna de perfuração ou no poço de exploração. A tubulação com fio pode ser composta pela união de seções de tubulação de perfuração, em que cada seção de tubulação inclui um link de comunicação de dados que funciona ao longo da tubulação. A conexão de dados entre as seções de tubulação pode ser feita por meio de qualquer método adequado incluindo, mas não se limitando a, conexões elétricas com fio ou ópticas, por indução, capacitivas, de acoplamento ressonante ou métodos de acoplamento direcional. No caso em que um flexitubo (tubulação em espiral) é usado como a tubulação de perfuração 22, o link de comunicação de dados pode funcionar ao longo de um lado do flexitubo.[0019] The devices noted above transmit data to a downhole telemetry system 72, which, in turn, transmits the data received uphole to the surface control unit 40. The downhole telemetry system 72 also receives signals and data from the surface control unit 40 which includes a transmitter and transmits such received signals and data to suitable downhole devices. In one aspect, a mud pulse telemetry system can be used for data communication between downhole sensors 70 and devices and surface equipment during drilling operations. A transducer 43 disposed in fluid line 38 (e.g. mud supply line) detects mud pulses responsive to data transmitted by downhole telemetry 72. Transducer 43 generates electrical signals in response to mud pressure variations and transmits such signals via a conductor 45 to the surface control unit 40. In other aspects, any other suitable telemetry system may be used for bidirectional data communication (e.g., downlink and uplink) between the surface and the BHA 90, including, but not limited to, an acoustic telemetry system, an electromagnetic telemetry system, an optical telemetry system, or a wired pipe telemetry system that may use wireless couplers or repeaters in the drill string or in the exploration well. Wired piping may be comprised of joining sections of drilling piping, where each section of piping includes a data communications link that runs along the piping. Data connection between piping sections may be made by any suitable method including, but not limited to, wired or optical electrical connections, induction, capacitive, resonant coupling, or directional coupling methods. In the case where a coiled tubing (spiral tubing) is used as the drill pipe 22, the data communication link may run along one side of the coiled tubing.

[0020] O sistema de perfuração descrito até aqui se refere àqueles sistemas de perfuração que usam uma tubulação de perfuração para transportar o conjunto de perfuração 90 para o poço de exploração 26, em que o peso sobre a broca é controlado a partir da superfície, tipicamente mediante o controle da operação do guincho. Entretanto, um grande número dos atuais sistemas de perfuração, especialmente para perfuração de poços de exploração altamente desviados e horizontais, usa flexitubo para transportar o conjunto de perfuração poço abaixo. Em tal aplicação, um propulsor é às vezes instalado na coluna de perfuração para fornecer a força desejada sobre a broca de perfuração. Além disso, quando flexitubo é usado, a tubulação não é girada por uma mesa rotativa mas, em vez disso, é injetada para dentro do poço de exploração por um injetor adequado, enquanto o motor de fundo de poço, como o motor de lama 55, gira a ferramenta de desintegração 50. Para a perfuração marítima, uma plataforma marítima ou uma embarcação é usada para suportar o equipamento de perfuração, incluindo a coluna de perfuração.[0020] The drilling system described so far refers to those drilling systems that use a drill pipe to transport the drilling assembly 90 to the exploration well 26, in which the weight on the bit is controlled from the surface, typically by controlling the operation of the winch. However, a large number of current drilling systems, especially for drilling highly deviated and horizontal exploration wells, use coiled tubing to transport the drill assembly downhole. In such an application, a thruster is sometimes installed on the drill string to provide the desired force on the drill bit. Furthermore, when coiled tubing is used, the tubing is not rotated by a rotary table but is instead injected into the wellbore by a suitable injector, while the downhole motor, such as the mud motor 55 , rotates the disintegration tool 50. For offshore drilling, a marine platform or vessel is used to support the drilling equipment, including the drill string.

[0021] Ainda com referência à Figura 1, pode ser fornecida uma ferramenta de resistividade 64 que inclui, por exemplo, uma pluralidade de antenas incluindo, por exemplo, transmissores 66a ou 66b e/ou receptores 68a ou 68b. A resistividade pode ser uma propriedade de formação que é de interesse na tomada de decisões de perfuração. Os versados na técnica irão observar que outras ferramentas de propriedade de formação podem ser empregadas com ou no lugar da ferramenta de resistividade 64.[0021] Still referring to Figure 1, a resistivity tool 64 may be provided that includes, for example, a plurality of antennas including, for example, transmitters 66a or 66b and/or receivers 68a or 68b. Resistivity may be a formation property that is of interest in making drilling decisions. Those skilled in the art will appreciate that other forming property tools can be employed with or in place of the resistivity tool 64.

[0022] A perfuração de liner pode ser uma configuração ou operação usada para fornecer um dispositivo de desintegração que se torna cada vez mais atraente na indústria de óleo e gás uma vez que tem várias vantagens em comparação com a perfuração convencional. Um exemplo dessa configuração é mostrado e descrito na patente US n° 9.004.195, de propriedade comum, intitulada "Apparatus and Method for Drilling a Borehole, Setting a Liner and Cementing the Borehole During a Single Trip", a qual está aqui incorporada a título de referência em sua totalidade. É importante notar que, apesar de uma taxa de penetração relativamente baixa, o tempo para levar o revestimento ao alvo é reduzido porque o revestimento é aplicado ao interior do poço enquanto o poço de exploração é perfurado, simultaneamente. Isso pode ser benéfico em formações de expansão onde uma contração do poço perfurado pode dificultar uma instalação do liner posteriormente. Adicionalmente, a perfuração com liner em reservatórios esgotados e instáveis minimiza o risco de a tubulação ou coluna de perfuração ficar presa devido ao colapso do furo.[0022] Liner drilling can be a configuration or operation used to provide a disintegration device that is becoming increasingly attractive in the oil and gas industry as it has several advantages compared to conventional drilling. An example of such a configuration is shown and described in jointly owned US Patent No. 9,004,195, entitled "Apparatus and Method for Drilling a Borehole, Setting a Liner and Cementing the Borehole During a Single Trip", which is incorporated herein by reference title in its entirety. It is important to note that despite a relatively low penetration rate, the time to get the casing to the target is reduced because the casing is applied to the wellbore while the exploration well is drilled simultaneously. This can be beneficial in booming formations where contraction of the drilled well may make liner installation difficult later. Additionally, liner drilling in depleted and unstable reservoirs minimizes the risk of the pipe or drill string becoming stuck due to borehole collapse.

[0023] Embora a Figura 1 seja mostrada e descrita em relação a uma operação de perfuração, os versados na técnica irão reconhecer que configurações similares, embora com componentes diferentes, podem ser usadas para realizar operações de fundo de poço diferentes. Por exemplo, o cabo de aço, o flexitubo e/ou outras configurações podem ser usadas conforme conhecido na técnica. Adicionalmente, podem ser empregadas configurações de produção para extrair e/ou injetar materiais a partir de/em formações da terra. Dessa forma, a presente revelação não deve ser limitada a operações de perfuração, mas pode ser empregada para qualquer operação de fundo de poço adequada ou desejada.[0023] Although Figure 1 is shown and described in relation to a drilling operation, those skilled in the art will recognize that similar configurations, although with different components, can be used to perform different downhole operations. For example, steel cable, coiled tubing and/or other configurations may be used as known in the art. Additionally, production configurations can be employed to extract and/or inject materials from/into earth formations. Accordingly, the present disclosure should not be limited to drilling operations, but may be employed for any suitable or desired downhole operation.

[0024] Com referência à Figura 2, é mostrada uma ilustração esquemática de uma modalidade de um sistema 100 para a produção de hidrocarbonetos e/ou avaliação de uma formação de terra 102 que pode empregar modalidades da presente revelação. O sistema 100 inclui uma coluna de poço de exploração 104 disposta em um poço de exploração 106. A coluna 104, em uma modalidade, inclui uma pluralidade de segmentos de coluna ou, em outras modalidades, é um conduto contínuo como um flexitubo. Conforme descrito na presente invenção, "coluna" se refere a qualquer estrutura ou transportador adequado para abaixar uma ferramenta ou outro componente através de um poço de exploração ou conectar uma broca de perfuração à superfície, e não se limita à estrutura e à configuração aqui descritas. O termo "transportador", como usado aqui, significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que possa ser usado para transportar, alojar, apoiar ou de outro modo facilitar o uso de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro. Exemplos de transportadores não limitadores incluem, mas não se limitam a, tubos de revestimento, cabos de aço, sondas de cabo de aço, sondas de arame, explosivos de queda, subs de fundo de poço, conjuntos de fundo de poço e colunas de perfuração.[0024] With reference to Figure 2, there is shown a schematic illustration of an embodiment of a system 100 for producing hydrocarbons and/or evaluating an earth formation 102 that may employ embodiments of the present disclosure. The system 100 includes a well string 104 disposed in a well 106. The string 104, in one embodiment, includes a plurality of string segments or, in other embodiments, is a continuous conduit such as a coiled tubing. As described in the present invention, "column" refers to any structure or conveyor suitable for lowering a tool or other component through a wellbore or connecting a drill bit to the surface, and is not limited to the structure and configuration described herein. . The term "carrier" as used herein means any device, device component, combination of devices, means and/or member that can be used to transport, house, support or otherwise facilitate the use of another device, component of device, combination of devices, means and/or member. Examples of non-limiting conveyors include, but are not limited to, casing tubes, wire ropes, wire rope probes, wire probes, drop explosives, downhole subs, downhole assemblies and drill strings .

[0025] Em uma modalidade, o sistema 100 é configurado como um sistema hidráulico de estimulação. Conforme descrito na presente invenção, "estimulação"pode incluir qualquer injeção de um fluido em uma formação. Um fluido pode ser qualquer substância fluxível como um líquido ou um gás, ou um sólido fluxível como areia. Em tal modalidade, a coluna 104 inclui um conjunto de fundo de poço 108 que inclui uma ou mais ferramentas ou componentes para facilitar a estimulação da formação 102. Por exemplo, a coluna 104 inclui um conjunto 110, como um dispositivo de luva de fratura ou "frac" ou um sistema de bombeamento submersível elétrico e um conjunto de perfuração 112. Exemplos do conjunto de perfuração 112 incluem cargas conformadas, maçaricos, projéteis e outros dispositivos para perfurar uma parede e/ou um revestimento de poço de exploração. A coluna 104 pode incluir também componentes adicionais, como um ou mais subs de isolamento ou obturador 114.[0025] In one embodiment, system 100 is configured as a hydraulic stimulation system. As described in the present invention, "stimulation" may include any injection of a fluid into a formation. A fluid can be any flowable substance such as a liquid or gas, or a flowable solid such as sand. In such an embodiment, the string 104 includes a downhole assembly 108 that includes one or more tools or components to facilitate stimulation of the formation 102. For example, the string 104 includes an assembly 110, such as a fracture sleeve device or "frac" or an electrical submersible pumping system and a drilling assembly 112. Examples of the drilling assembly 112 include shaped charges, torches, projectiles and other devices for drilling a wellbore wall and/or casing. Column 104 may also include additional components, such as one or more isolation subs or shutter 114.

[0026] Um ou mais dentre o conjunto de fundo de poço 108, o conjunto 110, o conjunto de perfuração 112 e/ou os subs de obturador 114 podem incluir circuitos eletrônicos ou processadores adequados configurados para se comunicarem com uma unidade de processamento de superfície e/ou controlar a(o) respectiva(o) ferramenta ou conjunto.[0026] One or more of the downhole assembly 108, the assembly 110, the drilling assembly 112 and/or the plug subs 114 may include suitable electronic circuits or processors configured to communicate with a surface processing unit and/or control the respective tool or assembly.

[0027] Um sistema de superfície 116 pode ser fornecido para extrair material (por exemplo fluidos) da formação 102 ou para injetar fluidos através da coluna 104 na formação 102 com o propósito de fraturar.[0027] A surface system 116 may be provided to extract material (e.g. fluids) from formation 102 or to inject fluids through column 104 into formation 102 for the purpose of fracturing.

[0028] Conforme mostrado, o sistema de superfície 116 inclui um dispositivo de bombeamento 118 em comunicação fluida com um tanque 120. Em algumas modalidades, o dispositivo de bombeamento 118 pode ser usado para extrair fluido, como hidrocarbonetos, da formação 102 e armazenar o fluído extraído no tanque 120. Em outras modalidades, o dispositivo de bombeamento 118 pode ser configurado para injetar fluido do tanque 120 no interior da coluna 104 e introduzi- lo na formação 102 para, por exemplo, estimular e/ou fraturar a formação 102.[0028] As shown, the surface system 116 includes a pumping device 118 in fluid communication with a tank 120. In some embodiments, the pumping device 118 can be used to extract fluid, such as hydrocarbons, from the formation 102 and store the fluid extracted in tank 120. In other embodiments, pumping device 118 may be configured to inject fluid from tank 120 into column 104 and introduce it into formation 102 to, for example, stimulate and/or fracture formation 102.

[0029] Um ou mais sensores de taxa de fluxo e/ou pressão 122, conforme mostrado, estão dispostos em comunicação fluida com o dispositivo de bombeamento 118 e a coluna 104 para medição de características de fluido. Os sensores 122 podem ser posicionados em qualquer local adequado, como próximo a (por exemplo na saída de descarga) ou no interior do dispositivo de bombeamento 118, na ou próximo a uma cabeça de poço, ou em qualquer outro local ao longo da coluna 104 e/ou no poço de exploração 106.[0029] One or more flow rate and/or pressure sensors 122, as shown, are disposed in fluid communication with the pumping device 118 and the column 104 for measuring fluid characteristics. The sensors 122 may be positioned at any suitable location, such as near (e.g., the discharge outlet) or within the pumping device 118, at or near a wellhead, or at any other location along the column 104 and/or in exploration well 106.

[0030] Uma unidade de processamento e/ou controle 124 está disposta em comunicação operável com os sensores 122, com o dispositivo de bombeamento 118 e/ou com os componentes do conjunto de fundo de poço 108. A unidade de processamento e/ou controle 124 é configurada para, por exemplo, receber, armazenar e/ou transmitir dados gerados a partir dos sensores 122 e/ou do dispositivo de bombeamento 118 e inclui componentes de processamento configurados para analisar dados provenientes do dispositivo de bombeamento 118 e dos sensores 122, fornecer alertas ao dispositivo de bombeamento 118 ou outra unidade de controle e/ou controlar parâmetros operacionais e/ou se comunicar com e/ou controlar componentes do conjunto de fundo de poço 108. A unidade de processamento e/ou controle 124 inclui qualquer número de componentes adequados, como processadores, memória, dispositivos de comunicação e fontes de energia.[0030] A processing and/or control unit 124 is disposed in operable communication with the sensors 122, the pumping device 118 and/or the downhole assembly components 108. The processing and/or control unit 124 is configured to, for example, receive, store and/or transmit data generated from sensors 122 and/or pumping device 118 and includes processing components configured to analyze data from pumping device 118 and sensors 122, provide alerts to pumping device 118 or other control unit and/or control operating parameters and/or communicate with and/or control components of downhole assembly 108. Processing and/or control unit 124 includes any number of suitable components such as processors, memory, communication devices and power sources.

[0031] Em esforços para maximizar a eficiência dos sistemas de perfuração (por exemplo, conforme mostrado na Figura 1), sistemas de completação e/ou sistemas de produção (por exemplo, conforme mostrado na Figura 2), os dados podem ser coletados a partir de locais de fundo de poço, durante operações de perfuração (por exemplo perfilagem de gás de lama, perfilagem durante perfuração, medição durante perfuração, etc.), durante operações de completação e/ou durante operações de produção. Os dados coletados podem ser usados para executar a análise das condições de fundo de poço, do ambiente e/ou determinar outras propriedades e/ou características de formações de fundo de poço, reservatórios, etc.[0031] In efforts to maximize the efficiency of drilling systems (e.g., as shown in Figure 1), completion systems, and/or production systems (e.g., as shown in Figure 2), data may be collected at from downhole locations, during drilling operations (e.g. mud gas logging, logging while drilling, measurement while drilling, etc.), during completion operations and/or during production operations. The collected data can be used to perform analysis of downhole conditions, the environment and/or determine other properties and/or characteristics of downhole formations, reservoirs, etc.

[0032] Por exemplo, a perfilagem de gás de lama e outras técnicas de perfilagem são serviços padrão em quase todas as operações de perfuração para exploração de formação de fundo de poço. Tais informações coletadas podem ser usadas para a identificação de zonas potencialmente produtivas em formação(ões) de subsuperfície com a interpretação de geociência que pode levar a melhores decisões em programas de completação. Tipicamente, tal análise é feita em cada poço individual, de modo que a ação ou o planejamento pode ser realizado(a) em relação ao respectivo poço. Entretanto, as modalidades aqui fornecidas são direcionadas para avaliar um campo inteiro (por exemplo múltiplos poços) com base nos dados de análise de gás de lama coletados a partir de dois ou mais dentre os poços no campo. As modalidades aqui fornecidas possibilitam um maior entendimento de composição e divisão de fluido de reservatório a partir de medições de gás derivado de perfilagem de superfície, integradas com outras ferramentas de avaliação de formação clássica. Em campos altamente compartimentalizados, os dados de avaliação de formação clássica frequentemente não são suficientes para identificar limites de fluido e que grau de comunicação existe. As modalidades aqui fornecidas podem melhorar as operações em campos altamente compartimentalizados, além de fornecer outros benefícios e recursos.[0032] For example, mud gas logging and other logging techniques are standard services in almost all drilling operations for downhole formation exploration. Such collected information can be used to identify potentially productive zones in subsurface formation(s) with geoscience interpretation that can lead to better decisions in completion programs. Typically, such analysis is done on each individual well, so that action or planning can be carried out in relation to the respective well. However, the embodiments provided herein are directed to evaluating an entire field (e.g. multiple wells) based on mud gas analysis data collected from two or more of the wells in the field. The modalities provided here enable a greater understanding of reservoir fluid composition and partitioning from gas measurements derived from surface logging, integrated with other classical formation assessment tools. In highly compartmentalized fields, classical formation assessment data is often not sufficient to identify fluid boundaries and what degree of communication exists. The modalities provided here can improve operations in highly compartmentalized fields as well as provide other benefits and capabilities.

[0033] Em algumas modalidades exemplificadoras de acordo com a presente revelação, várias razões de concentrações de hidrocarbonetos, de metano (C1) a pentano (C5), eliminam incertezas relacionadas à geoquímica. Em algumas modalidades, além de concentrações de gás de lama padrão (C1 a C5), dados de análise de gás avançada incluindo hexano (C6) e heptano (C7), como um exemplo, podem ser obtidos a partir de poços para fornecer informações adicionais e valor para análise de formações de fundo de poço.[0033] In some exemplary embodiments according to the present disclosure, various ratios of hydrocarbon concentrations, from methane (C1) to pentane (C5), eliminate uncertainties related to geochemistry. In some embodiments, in addition to standard mud gas concentrations (C1 to C5), advanced gas analysis data including hexane (C6) and heptane (C7), as an example, may be obtained from wells to provide additional information. and value for analysis of downhole formations.

[0034] Agora com referência à Figura 3, é mostrada uma ilustração esquemática de um campo 300 que tem um primeiro poço 302 e um segundo poço 304 dispostos em relação a uma formação de terra 306. Embora mostrado com dois poços, os versados na técnica irão reconhecer que o campo 300 pode ser configurado com qualquer número de poços, sendo que cada poço está situado em uma posição diferente e fornece acesso a uma porção de formação de terra 306 no respectivo poço.[0034] Now referring to Figure 3, there is shown a schematic illustration of a field 300 having a first well 302 and a second well 304 arranged relative to an earth formation 306. Although shown with two wells, those skilled in the art will recognize that field 300 can be configured with any number of wells, with each well being situated in a different position and providing access to a portion of earth formation 306 in the respective well.

[0035] Conforme mostrado, o primeiro poço 302 inclui um primeiro sistema de superfície 308 que pode ser um sistema de perfuração (por exemplo, conforme mostrado na Figura 1) que é usado para perfurar um primeiro poço de exploração 310 na formação de terra 306. O primeiro poço de exploração 310 pode ser perfurado em um primeiro recurso de formação 312, como um compartimento, uma formação de fluido, um reservatório de fluido ou outra área ou região de interesse. O primeiro poço 302 inclui adicionalmente um primeiro conjunto de fundo de poço 314 que está situado no fundo ou na extremidade do primeiro poço de exploração 310, por exemplo, instalado na extremidade de uma primeira coluna 316. Em algumas modalidades, o primeiro conjunto de fundo de poço 314 é um sistema de perfuração e a primeira coluna 316 é uma coluna de perfuração; em outras modalidades, o primeiro conjunto de fundo de poço 314 pode ser um sistema de produção de fundo de poço na extremidade da tubulação de produção (por exemplo a primeira coluna 316), e outras configurações de sistemas são possíveis.[0035] As shown, the first well 302 includes a first surface system 308 that may be a drilling system (e.g., as shown in Figure 1) that is used to drill a first exploration well 310 in the earth formation 306 The first exploration well 310 may be drilled in a first formation feature 312, such as a compartment, a fluid formation, a fluid reservoir, or other area or region of interest. The first well 302 further includes a first bottomhole assembly 314 that is situated at the bottom or end of the first exploration well 310, e.g., installed at the end of a first column 316. In some embodiments, the first bottomhole assembly well column 314 is a drilling system and the first column 316 is a drill string; In other embodiments, the first downhole assembly 314 may be a downhole production system at the end of the production tubing (e.g., the first string 316), and other system configurations are possible.

[0036] O primeiro conjunto de fundo de poço 314 pode ser disposto para extrair material do primeiro recurso de formação 312. O material extraído pode ser transportado para a superfície e para o primeiro sistema de superfície 308 para análise ou para outros propósitos. Em algumas modalidades, os dados coletados da análise do material do primeiro recurso de formação 312 podem ser transmitidos através de uma primeira linha de comunicação 318 para um sistema de computação 320. A linha de comunicação pode ser com fio ou sem fio. O sistema de computação 320 pode então executar a análise conforme descrito na presente invenção. Em algumas modalidades, o primeiro conjunto de fundo de poço 314 pode obter dados de fundo de poço (por exemplo, com o uso de sensores, coletores, ferramentas de análise de fundo de poço, etc.) e transmitir os dados para a superfície, os quais podem ser então transmitidos para o sistema de computação 320. O sistema de computação 320 é um computador ou outro dispositivo ou sistema eletrônico de processamento ou análise que é capaz de receber dados, executar operações com base nos dados e emitir informações a partir das operações executadas com base nos dados. Como usado aqui, o termo "dados do primeiro poço"se refere a dados coletados do primeiro poço 302.[0036] The first downhole assembly 314 may be arranged to extract material from the first formation resource 312. The extracted material may be transported to the surface and to the first surface system 308 for analysis or for other purposes. In some embodiments, data collected from material analysis of the first training resource 312 may be transmitted via a first communication line 318 to a computing system 320. The communication line may be wired or wireless. The computing system 320 can then perform the analysis as described in the present invention. In some embodiments, the first downhole assembly 314 may obtain downhole data (e.g., with the use of sensors, collectors, downhole analysis tools, etc.) and transmit the data to the surface, which may then be transmitted to the computing system 320. The computing system 320 is a computer or other electronic processing or analysis device or system that is capable of receiving data, performing operations based on the data, and outputting information from the operations performed based on the data. As used herein, the term "first well data" refers to data collected from the first well 302.

[0037] Conforme mostrado, o segundo poço 304 inclui um segundo sistema de superfície 322 que pode ser um sistema de perfuração (por exemplo, conforme mostrado na Figura 1) que é usado para perfurar um segundo poço de exploração 324 na formação de terra 306. O segundo poço de exploração 324 pode ser perfurado em um segundo recurso de formação 326, como um compartimento, uma formação de fluido, um reservatório de fluido ou outra área ou região de interesse. O segundo poço 304 inclui adicionalmente um segundo conjunto de fundo de poço 328 que está situado no fundo ou na extremidade do segundo poço de exploração 324, por exemplo, instalado na extremidade de uma segunda coluna 330. Em algumas modalidades, o segundo conjunto de fundo de poço 328 é um sistema de perfuração e a segunda coluna 330 é uma coluna de perfuração; em outras modalidades, o segundo conjunto de fundo de poço 328 pode ser um sistema de produção de fundo de poço na extremidade da tubulação de produção (por exemplo a segunda coluna 330), e outras configurações de sistemas são possíveis.[0037] As shown, the second well 304 includes a second surface system 322 that may be a drilling system (e.g., as shown in Figure 1) that is used to drill a second exploration well 324 in the earth formation 306 The second exploration well 324 may be drilled into a second formation feature 326, such as a compartment, a fluid formation, a fluid reservoir, or other area or region of interest. The second well 304 additionally includes a second bottomhole assembly 328 that is situated at the bottom or end of the second wellbore 324, e.g., installed at the end of a second column 330. In some embodiments, the second bottomhole assembly well column 328 is a drilling system and the second column 330 is a drill string; In other embodiments, the second downhole assembly 328 may be a downhole production system at the end of the production tubing (e.g. the second string 330), and other system configurations are possible.

[0038] O segundo conjunto de fundo de poço 328 pode ser disposto para extrair material do segundo recurso de formação 326. O material extraído pode ser transportado para a superfície e para o segundo sistema de superfície 322 para análise ou para outros propósitos. Em algumas modalidades, os dados coletados da análise do material do segundo recurso de formação 326 podem ser transmitidos através de uma segunda linha de comunicação 332 para o sistema de computação 320. O sistema de computação 320 pode então executar a análise conforme descrito na presente invenção. Em algumas modalidades, o segundo conjunto de fundo de poço 328 pode obter dados de fundo de poço (por exemplo, com o uso de sensores, coletores, ferramentas de análise de fundo de poço, etc.) e transmitir os dados para a superfície, os quais podem ser então transmitidos para o sistema de computação 320. Como usado aqui, o termo "dados do segundo poço"se refere a dados coletados do segundo poço 304.[0038] The second downhole assembly 328 may be arranged to extract material from the second formation resource 326. The extracted material may be transported to the surface and to the second surface system 322 for analysis or for other purposes. In some embodiments, data collected from the material analysis of the second forming resource 326 may be transmitted over a second communication line 332 to the computing system 320. The computing system 320 may then perform the analysis as described in the present invention. . In some embodiments, the second downhole assembly 328 may obtain downhole data (e.g., with the use of sensors, collectors, downhole analysis tools, etc.) and transmit the data to the surface, which may then be transmitted to the computing system 320. As used herein, the term "second well data" refers to data collected from the second well 304.

[0039] O sistema de computação 320 receberá os dados do primeiro poço e os dados do segundo poço, e pode então executar análise sobre os mesmos. Em algumas modalidades, o sistema de computação 320 irá executar uma operação de comparação entre os dados do primeiro poço e os dados do segundo poço. A operação de comparação pode ser usada para determinar se o primeiro recurso de formação 312 é similar ao ou diferente do segundo recurso de formação 326, ou vice-versa.[0039] The computing system 320 will receive the data from the first well and the data from the second well, and can then perform analysis on the same. In some embodiments, the computing system 320 will perform a comparison operation between data from the first well and data from the second well. The comparison operation can be used to determine whether the first formation feature 312 is similar to or different from the second formation feature 326, or vice versa.

[0040] Modalidades da presente revelação são direcionadas a correlacionar e comparar perfis de dados sobre escala de campo, como aplicados ao campo 300 mostrado na Figura 3. Em um exemplo, um logaritmo pode ser executado em dados comparados, por exemplo, uma razão entre os dados do primeiro poço e os dados do segundo poço. O logaritmo dos dados de poço irá produzir a razão de valor de índice de similaridade (RIS). Quando a razão de índice de similaridade é 0 (RIS = 0), o valor dos dados do primeiro poço é igual a, ou o mesmo que, o valor dos dados do segundo poço, enquanto que o valor de razão de índice de similaridade acima ou abaixo de zero indica um valor mais alto ou mais baixo respectivamente, o que, por sua vez, indica uma diferença em valores entre os dados do primeiro poço e os dados do segundo poço. Valores de razão de índice de similaridade extrema (por exemplo além de zero) indicam uma similaridade mais baixa no respectivo ponto, o que indica que as respectivas características de formação (por exemplo primeira e segunda características de formação 312, 326) são dissimilares. Quanto mais próxima de zero a razão de índice de similaridade, maior a probabilidade de os recursos de formação serem similares ou possivelmente o mesmo recurso de formação (por exemplo, o primeiro e o segundo poços estão acessando o mesmo recurso de formação).[0040] Embodiments of the present disclosure are directed to correlating and comparing data profiles on a field scale, as applied to the field 300 shown in Figure 3. In one example, a logarithm can be performed on compared data, for example, a ratio between data from the first well and data from the second well. The logarithm of the well data will produce the similarity index value ratio (RIS). When the similarity index ratio is 0 (RIS = 0), the data value of the first well is equal to, or the same as, the data value of the second well, while the similarity index ratio value above or below zero indicates a higher or lower value respectively, which in turn indicates a difference in values between the data from the first well and the data from the second well. Extreme similarity index ratio values (e.g. beyond zero) indicate a lower similarity at the respective point, which indicates that the respective formation features (e.g. first and second formation features 312, 326) are dissimilar. The closer the similarity index ratio is to zero, the more likely the formation resources are similar or possibly the same formation resource (e.g., the first and second wells are accessing the same formation resource).

[0041] De acordo com uma modalidade da presente revelação, a razão de índice similar pode ser calculada da seguinte forma: [0041] According to an embodiment of the present disclosure, the similar index ratio can be calculated as follows:

[0042] Na equação (1), SIé a razão de índice de similaridade, ß1 são os dados do primeiro poço, e ß2são os dados do segundo poço. Os dados do primeiro e do segundo poço ß1, ß2têm o mesmo valor medido, característica ou propriedade dos poços associados. Dessa forma, a razão de ß2/ß1é adimensional. A razão de índice de similaridade é usada para comparar diferentes poços, ao invés de comparar vários fluidos ou materiais em um único poço. Em algumas modalidades, os dados do primeiro poço ß1 podem ser um valor de referência ou dados sintéticos/artificiais representativos de um resultado esperado obtido a partir de um poço. Em algumas modalidades, os dados do primeiro poço ß1 podem ser de um poço primeiramente perfurado em um campo e todas os outros poços podem ser comparados com valores ou dados do primeiro poço para assegurar uma operação de perfuração e/ou exploração desejada em um nível para campo.[0042] In equation (1), SI is the similarity index ratio, ß1 is the data from the first well, and ß2 is the data from the second well. The data from the first and second wells ß1, ß2 have the same measured value, characteristic or property of the associated wells. Thus, the ratio of ß2/ß1 is dimensionless. The similarity index ratio is used to compare different wells, rather than comparing multiple fluids or materials in a single well. In some embodiments, data from the first well ß1 may be a reference value or synthetic/artificial data representative of an expected result obtained from a well. In some embodiments, data from the first well ß1 may be from a well first drilled in a field and all other wells may be compared with values or data from the first well to ensure a desired drilling and/or exploration operation at a level for field.

[0043] Os dados do primeiro e do segundo poço ß1, ß2, conforme usados na equação (1), são variáveis para razões, leituras de perfil de poço ou outros dados obtidos a partir dos respectivos poços, com os dados obtidos no mesmo intervalo de profundidade. Em um exemplo não limitador, os dados de análise de gás de lama podem ser usados para executar a comparação da presente revelação. Por exemplo, as razões dos compostos de gases C1 (metano), C2 (etano), C3 (propano), C4 (butano e isômero) e C5 (pentano e isômeros) podem ser analisadas e comparadas. Esses compostos e aplicações são exemplos não exclusivos e, dentre outros, a abordagem pode ser estendida para a análise de razões de gás avançadas (incluindo, mas não se limitando a, compostos de C6 (hexanos), C7 (heptanos) e C8 (octanos) e isômeros associados) ou de conjuntos de dados de avaliação de formação como leituras de raios gama ou resistividade.[0043] The first and second well data ß1, ß2, as used in equation (1), are variable for ratios, well log readings or other data obtained from the respective wells, with the data obtained in the same interval in depth. In a non-limiting example, mud gas analysis data can be used to perform the comparison of the present disclosure. For example, the ratios of gas compounds C1 (methane), C2 (ethane), C3 (propane), C4 (butane and isomer) and C5 (pentane and isomer) can be analyzed and compared. These compounds and applications are non-exclusive examples and, among others, the approach can be extended to the analysis of advanced gas ratios (including, but not limited to, compounds of C6 (hexanes), C7 (heptanes) and C8 (octanes). ) and associated isomers) or from formation assessment data sets such as gamma ray or resistivity readings.

[0044] Consequentemente, a razão de índice de similaridade pode fornecer uma razão que compara vários poços em uma perspectiva de profundidade. Por exemplo, tal comparação pode ser ilustrada da forma mostrada no gráfico 400 da Figura 4. Uma grande vantagem de modalidades da presente revelação é a comparabilidade de várias seções de poço uma com a outra em um gráfico. Na Figura 4, o eixo geométrico vertical do gráfico 400 é a profundidade vertical real (TVD) (em metros) e o eixo geométrico horizontal é a razão de índice de similaridade No gráfico 400 é representado um gráfico de um conjunto de dados de referência 402, um gráfico de dados do primeiro poço 404 e um gráfico de dados do segundo poço 406. No gráfico 400, os valores de RIS positivos representam os dados de poço 404, 406 que são maiores que o valor associado do conjunto de dados de referência 402 e os valores de RIS negativos representam os dados de poço 404, 406 que são maiores que o valor associado do conjunto de dados de referência 402.[0044] Consequently, the similarity index ratio can provide a ratio that compares multiple wells from a depth perspective. For example, such a comparison can be illustrated as shown in graph 400 of Figure 4. A major advantage of embodiments of the present disclosure is the comparability of various well sections with each other on a graph. In Figure 4, the vertical axis of the graph 400 is the true vertical depth (TVD) (in meters) and the horizontal axis is the similarity index ratio In graph 400, a graph of a reference data set 402, a graph of first well data 404, and a graph of second well data 406 are represented. In graph 400, positive RIS values represent well data 404. 406 that are greater than the associated value of the reference data set 402 and negative RIS values represent well data 404, 406 that are greater than the associated value of the reference data set 402.

[0045] Conforme mostrado, uma região ou intervalo de profundidade de similaridade 408 está presente entre 1.750 metros e 2.000 metros no exemplo ilustrativo. A região de similaridade 408 é uma região (por exemplo um intervalo de profundidade dos poços) onde o primeiro e o segundo poços têm valores que estão no conjunto de dados de referência 402 ou próximos ao mesmo e, dessa forma, os valores de RIS estão perto de zero. Tal correlação entre o primeiro e o segundo poços (dados de poço 404, 406) e o conjunto de dados de referência 402 pode indicar que o primeiro e o segundo poços estão situados em um compartimento ou uma formação de terra de fundo de poço desejada (tendo uma composição ou outra característica/propriedade desejada). Em modalidades onde o conjunto de dados de referência 402 é um poço de referência em um campo, um gráfico conforme mostrado na Figura 4 indica que o primeiro e o segundo poços estão penetrando em uma formação, compartimento, etc., igual ou substancialmente similar ao poço de referência ao longo do intervalo de profundidade indicado pela região de similaridade 408.[0045] As shown, a region or depth interval of similarity 408 is present between 1,750 meters and 2,000 meters in the illustrative example. The region of similarity 408 is a region (e.g., a well depth range) where the first and second wells have values that are in or close to the reference data set 402 and thus the RIS values are close to zero. Such a correlation between the first and second wells (well data 404, 406) and the reference data set 402 may indicate that the first and second wells are situated in a desired compartment or downhole earth formation ( having a composition or other desired characteristic/property). In embodiments where the reference data set 402 is a reference well in a field, a graph as shown in Figure 4 indicates that the first and second wells are penetrating a formation, compartment, etc., the same or substantially similar to the reference well along the depth interval indicated by similarity region 408.

[0046] Seções de poço que não se enquadram na tendência geral devido a, por exemplo, uma distribuição ou um preenchimento de fluido diferente, irão se destacar das demais, uma vez que elas se deslocam mais para as bordas do gráfico. Por exemplo, conforme mostrado na Figura 4, nas regiões fora da região de similaridade 408, um ou ambos dentre os dados do primeiro e do segundo poço 404, 406 se desviam da linha de zero definida pelos dados de referência 402. Tais desvios indicam diferenças em RIS, o que, por sua vez, indica que a característica monitorada e/ou comparada é desviante para essas profundidades dos poços, indicando, dessa forma, que os poços não estão situados no mesmo compartimento, formação, etc.[0046] Well sections that do not fit into the general trend due to, for example, a different fluid distribution or filling, will stand out from the others, as they move further towards the edges of the graph. For example, as shown in Figure 4, in regions outside the similarity region 408, one or both of the first and second well data 404, 406 deviate from the zero line defined by the reference data 402. Such deviations indicate differences in RIS, which, in turn, indicates that the monitored and/or compared characteristic is deviant for these well depths, thus indicating that the wells are not located in the same compartment, formation, etc.

[0047] Agora com referência à Figura 5, os gráficos 500, 502 ilustram um conjunto de dados exemplificador obtido a partir de cinco poços situados em um único campo. Nesta ilustração, o gráfico 500 tem profundidade vertical real no eixo geométrico vertical e um valor da razão no eixo geométrico horizontal, e o gráfico 502 tem profundidade vertical real no eixo geométrico vertical e um valor de razão de índice de similaridade RIS no eixo geométrico horizontal. Nesta modalidade ilustrativa, No gráfico 500, cinco perfis de poço das razões foram obtidos no campo: poços I, II, III, IV e V. No gráfico 502, a razão de índice de similaridade RIS de quatro dos poços (I, II, III e V) é mostrada com referência ao poço IV. Embora possa ser difícil determinar quais poços são similares a partir do gráfico 500, como é evidente a partir do gráfico 502, no intervalo entre X+100 e X+200, os poços III e V têm uma estreita similaridade com a mesma razão de IV. Em contraste, os poços I e II produzem um padrão diferente e os valores de RIS desses poços são em torno de 0,2, indicando assim uma razão mais baixa nesse segmento. Tal discrepância entre os poços, com base nos valores/nas razões RIS, pode indicar que o preenchimento de fluido nesses poços não está relacionado ao fluido no mesmo segmento (por exemplo no mesmo intervalo de profundidade) dos outros poços.[0047] Now referring to Figure 5, graphs 500, 502 illustrate an exemplary data set obtained from five wells located in a single field. In this illustration, graph 500 has true vertical depth on the vertical geometric axis and a ratio value on the horizontal geometric axis, and graph 502 has true vertical depth on the vertical geometric axis and a RIS similarity index ratio value on the horizontal geometric axis . In this illustrative modality, In graph 500, five well profiles of the ratios were obtained in the field: wells I, II, III, IV and V. In graph 502, the RIS similarity index ratio of four of the wells (I, II, III and V) is shown with reference to well IV. Although it may be difficult to determine which wells are similar from graph 500, as is evident from graph 502, in the range between X+100 and X+200, wells III and V have close similarity with the same IV ratio. . In contrast, wells I and II produce a different pattern and the RIS values of these wells are around 0.2, thus indicating a lower ratio in this segment. Such a discrepancy between wells, based on RIS values/ratios, may indicate that the fluid fill in these wells is not related to fluid in the same segment (e.g. the same depth range) of the other wells.

[0048] As comparações de poços e a razão de índice de similaridade RISnão se limitam a certos(as) parâmetros de entrada ou propriedades/características de formação, e modalidades aqui fornecidas podem ser usadas para comparar vários conjuntos de dados, tendências e razões uns com os outros em um nível de escala de campo. Em algumas modalidades, o conjunto de dados de referência pode ser um poço localizado no campo e, em outras modalidades, o conjunto de dados de referência pode ser dados sintéticos ou artificiais. O uso de dados sintéticos ou artificiais pode possibilitar uma determinação de quais poços em um campo têm uma desejada característica, propriedade, etc., sendo que poços similares têm um padrão que irá agrupá-los.[0048] Well comparisons and RIS similarity index ratio are not limited to certain input parameters or formation properties/characteristics, and embodiments provided herein can be used to compare various data sets, trends and ratios to each other. with others on a field scale level. In some embodiments, the reference data set may be a well located in the field, and in other embodiments, the reference data set may be synthetic or artificial data. The use of synthetic or artificial data can make it possible to determine which wells in a field have a desired characteristic, property, etc., with similar wells having a pattern that will group them together.

[0049] Embora a Figura 5 seja descrita com uma variância ou valor de RIS de 0,2 sendo um desvio e implicando assim uma(um) diferente formação/compartimento/característica/propriedade de um determinado conjunto de dados de poço em relação a um conjunto de dados de referência, esse valor não deve ser limitador. Por exemplo, em um outro exemplo não limitador, valores de RIS de ±0,1 ou menos podem ser interpretados como indicando que dois poços são similares, e valores maiores que ±0,1 podem ser interpretados como indicando que dois poços são dissimilares. Ou seja, os valores de RIS entre -0,1 e +0,1 são indicativos de poços similares e valores fora dessa faixa são considerados dissimilares.[0049] Although Figure 5 is described with a variance or RIS value of 0.2 being a deviation and thus implying a different formation/compartment/characteristic/property of a given well data set relative to a reference data set, this value should not be limiting. For example, in another non-limiting example, RIS values of ±0.1 or less can be interpreted as indicating that two wells are similar, and values greater than ±0.1 can be interpreted as indicating that two wells are dissimilar. In other words, RIS values between -0.1 and +0.1 are indicative of similar wells and values outside this range are considered dissimilar.

[0050] Além da simples comparação entre poços para propósitos de caracterização de reservatório, a razão de índice de similaridade RIS da presente revelação pode auxiliar também no controle de qualidade durante processos de perfuração e ajudar no monitoramento de valores (R) perfurados e medidos em comparação com um valor de referência esperado (RRef). Ou seja, várias aplicações de modalidades da presente revelação podem ser empregadas para se obter características geoquímicas de propriedade de reservatório para certas seções de reservatório. Adicionalmente, uma modalidade pode ser empregada para obter e/ou monitorar parâmetros de rocha e/ou perfuração que são obtidos através de operações de perfilagem durante a perfuração. Por exemplo, em um exemplo não limitador, um perfil codificado por cor que fornece respostas diferentes para um desvio do valor de RIS 0 pode ajudar na interpretação e rápida avaliação do progresso atual de perfuração. Seções que estão diferindo dos valores esperados ou planejados podem então ser facilmente identificadas por uma mudança no padrão de cores. Os valores limítrofes em que uma resposta pode ser identificada como dissimilar dependem fortemente da razão ou do perfil observado e interpretado e, portanto, podem ser difíceis de se definir em operações de perfuração típicas.[0050] In addition to simple comparison between wells for reservoir characterization purposes, the RIS similarity index ratio of the present disclosure can also assist in quality control during drilling processes and help in monitoring drilled and measured values (R) in comparison with an expected reference value (RRef). That is, various applications of embodiments of the present disclosure can be employed to obtain reservoir property geochemical characteristics for certain reservoir sections. Additionally, an embodiment may be employed to obtain and/or monitor rock and/or drilling parameters that are obtained through logging operations during drilling. For example, in a non-limiting example, a color-coded profile that provides different responses to a deviation from the RIS 0 value can aid in the interpretation and rapid assessment of current drilling progress. Sections that are differing from expected or planned values can then be easily identified by a change in color pattern. The threshold values at which a response can be identified as dissimilar depend strongly on the ratio or profile observed and interpreted and therefore can be difficult to define in typical drilling operations.

[0051] Com referência à Figura 6, é mostrado um processo de fluxo 600 de acordo com uma modalidade da presente revelação. O processo de fluxo 600 pode ser usado para tomar decisões baseadas em conhecimento relacionadas a operações de fundo de poço para campo, incluindo, mas não se limitando a, operações de perfuração, operações de produções, operações de injeção, etc.[0051] Referring to Figure 6, a flow process 600 is shown in accordance with an embodiment of the present disclosure. Process flow 600 can be used to make knowledge-based decisions related to downhole to field operations, including, but not limited to, drilling operations, productions operations, injection operations, etc.

[0052] No bloco 602, um conjunto de dados de referência é obtido, sendo que o conjunto de dados de referência está associado a um campo. Um campo, como usado aqui, se refere a uma área ou região da terra que inclui múltiplos poços que são empregados para operações de fundo de poço, como exploração, perfuração, injeção, produção, etc. Em algumas modalidades, o conjunto de dados de referência pode ser obtido a partir de um poço do campo, com o conjunto de dados de referência incluindo ao menos um valor de interesse associado a uma característica ou propriedade de uma formação de fundo de poço. Em outras modalidades, o conjunto de dados de referência pode ser sintético ou artificial e representar um conjunto de dados projetado ou modelado que se espera que seja observado durante uma operação de fundo de poço. O ao menos um valor de interesse associado a uma característica ou propriedade pode ser, ou pode ser derivado de, por exemplo, composições químicas, resistividade, valores de densidade ou porosidade de nêutron, valores de raios gama, pressões de formação, viscosidade, valores de ressonância magnética, mobilidade, valores de delta rho, valores de lentidão acústica, teor orgânico total, etc.[0052] In block 602, a reference data set is obtained, with the reference data set being associated with a field. A field, as used herein, refers to an area or region of the earth that includes multiple wells that are employed for downhole operations such as exploration, drilling, injection, production, etc. In some embodiments, the reference data set may be obtained from a field well, with the reference data set including at least one value of interest associated with a characteristic or property of a downhole formation. In other embodiments, the reference data set may be synthetic or artificial and represent a designed or modeled data set expected to be observed during a downhole operation. The at least one value of interest associated with a characteristic or property may be, or may be derived from, for example, chemical compositions, resistivity, neutron density or porosity values, gamma ray values, formation pressures, viscosity, values magnetic resonance imaging, mobility, delta rho values, acoustic slowness values, total organic content, etc.

[0053] No bloco 604, os dados de poço de ao menos um poço situado no campo são obtidos. Os dados de poço incluem ao menos valores associados ao respectivo poço direcionados para o ao menos um valor de interesse associado a uma característica ou propriedade (por exemplo a mesma variável ou característica que o conjunto de dados de referência). Em algumas modalidades, uma pluralidade de conjuntos de dados de poço pode ser obtida a partir de uma pluralidade de respectivos poços no campo.[0053] In block 604, well data from at least one well located in the field is obtained. The well data includes at least values associated with the respective well directed to at least one value of interest associated with a characteristic or property (e.g. the same variable or characteristic as the reference data set). In some embodiments, a plurality of well data sets may be obtained from a plurality of respective wells in the field.

[0054] No bloco 606, com o uso do conjunto de dados de referência do bloco 602 e dos dados de poço do bloco 604, uma razão de índice de similaridade RISé calculada. A razão de índice de similaridade RIS pode ser um valor distinto ou único ou pode ser um conjunto de dados para um intervalo de profundidade do conjunto de dados de referência e dos dados de poço. Dessa forma, a razão de índice de similaridade RIS pode ser obtida e representada em gráfico em função da profundidade para possibilitar a observação de similaridade de poço ao longo de uma distância ou intervalo de profundidade.[0054] In block 606, using the reference data set from block 602 and the well data from block 604, a RIS similarity index ratio is calculated. The RIS similarity index ratio can be a distinct or unique value or can be a data set to a depth range of the reference data set and the well data. In this way, the RIS similarity index ratio can be obtained and plotted against depth to enable observation of well similarity over a distance or depth interval.

[0055] No bloco 608, uma ação responsiva pode ser executada em resposta à razão de índice de similaridade RIS calculada. Por exemplo, a análise desses conjuntos de dados acessíveis (por exemplo blocos 602 a 608) pode influenciar em decisões de perfuração e produção. Esse processo de tomada de decisão pode ser executado muito mais rapidamente do que com conjuntos de dados de geoquímica de laboratório convencionais. A ação responsiva tomada pode depender da operação de fundo de poço em andamento. Por exemplo, se uma perfuração ativa estiver sendo executada, a razão de índice de similaridade RIS pode ser usada para assegurar que um plano de perfuração seja mantido, com o conjunto de dados de referência sendo sintético. Alternativamente, em uma operação de perfuração ativa, o conjunto de dados de referência pode ser baseado em um poço anteriormente perfurado, de modo que um operador possa determinar se a operação atual de perfuração está alcançando um resultado desejado, como fazer com que um segundo poço acesse uma formação ou um compartimento que o primeiro poço (referência) está acessando. Em algumas modalidades, as informações obtidas a partir de múltiplos poços em um campo podem ser usadas para projetar esquemas de produção. Adicionalmente, tais informações podem ser usadas para localizar progressivamente poços em um campo (por exemplo planejamento de poço melhorado). Além disso, as modalidades aqui fornecidas podem ser usadas para planejar poços de projeção e/ou injetor com base em compartimentos acessíveis e nas composições dos mesmos.[0055] In block 608, a responsive action may be performed in response to the calculated RIS similarity index ratio. For example, analysis of these accessible datasets (e.g. blocks 602 to 608) can influence drilling and production decisions. This decision-making process can be performed much more quickly than with conventional laboratory geochemistry datasets. The responsive action taken may depend on the ongoing downhole operation. For example, if active drilling is being performed, the RIS similarity index ratio can be used to ensure that a drilling plan is maintained, with the reference data set being synthetic. Alternatively, in an active drilling operation, the reference data set may be based on a previously drilled well so that an operator can determine whether the current drilling operation is achieving a desired result, such as making a second well access a formation or compartment that the first well (reference) is accessing. In some embodiments, information obtained from multiple wells in a field can be used to design production schemes. Additionally, such information can be used to progressively locate wells in a field (e.g. improved well planning). Additionally, the embodiments provided herein can be used to plan projection and/or injector wells based on accessible compartments and compositions thereof.

[0056] Vantajosamente, as modalidades aqui fornecidas são direcionadas para gerar uma razão de índice de similaridade para fornecer uma maneira rápida, intuitiva e fácil de detectar zonas que mostram uma resposta similar através de um campo. Ao contrário de aplicações anteriores, as informações relativas às similaridades ou diferenças, conforme fornecido a partir de modalidades da presente revelação, podem ser apresentadas em um único gráfico. Adicional e vantajosamente, as modalidades aqui fornecidas não se limitam a tendências, entrada ou registros fixos, mas estão disponíveis para a comparação de vários parâmetros com base em profundidade. Como tal, a determinação de compartimentos (de fluido) com base em perfis em uma escala ou nível para campo pode ser alcançada.[0056] Advantageously, the embodiments provided here are directed to generating a similarity index ratio to provide a quick, intuitive and easy way to detect zones that show a similar response across a field. Unlike previous applications, information regarding similarities or differences, as provided from embodiments of the present disclosure, can be presented in a single graph. Additionally and advantageously, the embodiments provided here are not limited to trends, input or fixed records, but are available for depth-based comparison of various parameters. As such, determination of (fluid) compartments based on profiles at a field scale or level can be achieved.

[0057] Modalidade 1: Um método para executar operações de fundo de poço em um campo que tem uma pluralidade de poços, o método compreendendo: obter, em um sistema de computação, um conjunto de dados de referência associado ao campo, o conjunto de dados de referência incluindo ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço; obter, no sistema de computação, um conjunto de dados do primeiro poço associado a um primeiro poço do campo, o conjunto de dados do primeiro poço incluindo a ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço associada ao primeiro poço; calcular uma razão de índice de similaridade com base no conjunto de dados de referência e no conjunto de dados do primeiro poço, sendo que a razão de índice de similaridade indica uma similaridade em valores do conjunto de dados de referência e do conjunto de dados do primeiro poço; e executar uma ação responsiva com base na razão de índice de similaridade calculada.[0057] Embodiment 1: A method for performing downhole operations in a field having a plurality of wells, the method comprising: obtaining, in a computing system, a set of reference data associated with the field, the set of reference data including at least one property of a downhole formation; obtaining, in the computing system, a first well data set associated with a first well in the field, the first well data set including the at least one property of a downhole formation associated with the first well; calculate a similarity index ratio based on the reference data set and the first well data set, wherein the similarity index ratio indicates a similarity in values from the reference data set and the first well data set pit; and perform a responsive action based on the calculated similarity index ratio.

[0058] Modalidade 2: O método de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que a ação responsiva é uma dentre ajustar uma operação de perfuração, interromper uma operação de perfuração e desenvolver um esquema de produção para o campo.[0058] Modality 2: The method of any modality described herein, with the responsive action being one of adjusting a drilling operation, stopping a drilling operation and developing a production scheme for the field.

[0059] Modalidade 3: O método de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que a razão de índice de similaridade é calculada como sendo que RIS é a razão de índice de similaridade, ß1 é o conjunto de dados de referência e ß2 é o conjunto de dados do primeiro poço.[0059] Modality 3: The method of any modality described herein, with the similarity index ratio being calculated as where RIS is the similarity index ratio, ß1 is the reference data set and ß2 is the first well data set.

[0060] Modalidade 4: O método de qualquer modalidade aqui descrita compreendendo adicionalmente obter, no sistema de computação, um conjunto de dados do segundo poço associado a um segundo poço do campo, o conjunto de dados do segundo poço incluindo a ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço associada ao segundo poço.[0060] Embodiment 4: The method of any embodiment described herein further comprising obtaining, in the computing system, a set of data from the second well associated with a second well in the field, the set of data from the second well including at least one property of a downhole formation associated with the second well.

[0061] Modalidade 5: O método de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que uma primeira razão de índice de similaridade associada aos dados do primeiro poço é obtida e uma segunda razão de índice de similaridade associada aos dados do segundo poço é obtida, o método compreendendo adicionalmente determinar locais onde ao menos um dentre o primeiro poço e o segundo poço corresponda ao conjunto de dados de referência.[0061] Modality 5: The method of any modality described herein, wherein a first similarity index ratio associated with the data from the first well is obtained and a second similarity index ratio associated with the data from the second well is obtained, the method further comprising determining locations where at least one of the first well and the second well corresponds to the reference data set.

[0062] Modalidade 6: O método de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que o conjunto de dados de referência é obtido a partir de um poço do campo.[0062] Modality 6: The method of any modality described here, with the reference data set being obtained from a field well.

[0063] Modalidade 7: O método de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que o conjunto de dados de referência e o conjunto de dados do primeiro poço são obtidos ao longo de um intervalo de profundidade situado no fundo do poço.[0063] Modality 7: The method of any modality described herein, with the reference data set and the first well data set being obtained over a depth interval located at the bottom of the well.

[0064] Modalidade 8: O método de qualquer modalidade aqui descrita compreendendo adicionalmente determinar um intervalo de profundidade de similaridade entre o conjunto de dados e o conjunto de dados do primeiro poço.[0064] Embodiment 8: The method of any embodiment described herein further comprising determining a depth interval of similarity between the data set and the data set of the first well.

[0065] Modalidade 9: O método de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que a ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço compreende ao menos um dentre uma composição química, uma resistividade, um valor de densidade ou porosidade de nêutron, um valor de raios gama, uma pressão de formação, uma viscosidade, um valor de ressonância magnética, uma mobilidade, um valor de delta rho, um valor de lentidão acústica e um teor orgânico total.[0065] Modality 9: The method of any modality described herein, wherein the at least one property of a downhole formation comprises at least one of a chemical composition, a resistivity, a neutron density or porosity value, a gamma ray value, formation pressure, viscosity, magnetic resonance value, mobility, delta rho value, acoustic slowness value and total organic content.

[0066] Modalidade 10: O método de qualquer modalidade aqui descrita compreendendo adicionalmente transmitir do primeiro poço para o sistema de computação o conjunto de dados do primeiro poço.[0066] Embodiment 10: The method of any embodiment described herein further comprising transmitting from the first well to the computing system the data set of the first well.

[0067] Modalidade 11: O método de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que, quando a razão de índice de similaridade do conjunto de dados do primeiro poço estiver entre -0,1 e +0,1 quando comparada a uma razão de índice de similaridade dos dados de referência, o método compreende determinar que o primeiro poço corresponde aos dados de referência.[0067] Modality 11: The method of any modality described herein, whereby, when the similarity index ratio of the first well data set is between -0.1 and +0.1 when compared to a similarity index ratio of similarity of the reference data, the method comprises determining that the first well corresponds to the reference data.

[0068] Modalidade 12: Sistema para conduzir operações de fundo de poço em uma escala para campo, o sistema compreendendo: um primeiro poço situado no campo, o primeiro poço disposto para coletar um conjunto de dados do primeiro poço incluindo ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço no primeiro poço; um segundo poço situado no campo, o segundo poço disposto para coletar um conjunto de dados do segundo poço incluindo ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço no segundo poço; e um sistema de computação disposto em comunicação fluida com o primeiro poço e com o segundo poço, sendo o sistema de computação configurado para: coletar o conjunto de dados do primeiro poço a partir do primeiro poço; coletar o conjunto de dados do segundo poço a partir do segundo poço; obter um conjunto de dados de referência; e calcular uma razão de índice de similaridade com base no conjunto de dados de referência e no conjunto de dados do primeiro poço, sendo que a razão de índice de similaridade indica uma similaridade em valores entre o conjunto de dados de referência e o conjunto de dados do primeiro poço.[0068] Embodiment 12: System for conducting downhole operations on a field scale, the system comprising: a first well situated in the field, the first well arranged to collect a set of data from the first well including at least one property of a downhole formation in the first well; a second well situated in the field, the second well arranged to collect a set of data from the second well including at least one property of a downhole formation in the second well; and a computing system arranged in fluid communication with the first well and the second well, the computing system being configured to: collect the first well data set from the first well; collect the second well data set from the second well; obtain a set of reference data; and calculating a similarity index ratio based on the reference data set and the first well data set, wherein the similarity index ratio indicates a similarity in values between the reference data set and the data set from the first well.

[0069] Modalidade 13: O sistema de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que o conjunto de dados de referência é baseado nos dados do segundo poço.[0069] Modality 13: The system of any modality described here, with the reference data set being based on data from the second well.

[0070] Modalidade 14: O sistema de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que a razão de índice de similaridade é calculada como sendo que RIS é a razão de índice de similaridade, ß1 é o conjunto de dados de referência e ß2 é o conjunto de dados do primeiro poço.[0070] Modality 14: The system of any modality described herein, with the similarity index ratio being calculated as where RIS is the similarity index ratio, ß1 is the reference data set and ß2 is the first well data set.

[0071] Modalidade 15: O sistema de qualquer modalidade aqui descrita compreendendo adicionalmente: um terceiro poço situado no campo, o terceiro poço disposto para coletar um conjunto de dados do terceiro poço incluindo ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço no terceiro poço, sendo que o sistema de computação é disposto para comparar razões de índice de similaridade do primeiro, do segundo e do terceiro poços.[0071] Embodiment 15: The system of any embodiment described herein additionally comprising: a third well situated in the field, the third well arranged to collect a set of data from the third well including at least one property of a downhole formation in the third well, wherein the computing system is arranged to compare similarity index ratios of the first, second and third wells.

[0072] Modalidade 16: O sistema de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que uma primeira razão de índice de similaridade associada aos dados do primeiro poço é obtida e uma segunda razão de índice de similaridade associada aos dados do segundo poço é obtida, o sistema de computação adicionalmente configurado para determinar locais onde ao menos um dentre o primeiro poço e o segundo poço corresponda ao conjunto de dados de referência.[0072] Modality 16: The system of any modality described herein, wherein a first similarity index ratio associated with data from the first well is obtained and a second similarity index ratio associated with data from the second well is obtained, the system additionally configured to determine locations where at least one of the first well and the second well corresponds to the reference data set.

[0073] Modalidade 17: O sistema de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que o conjunto de dados de referência e o conjunto de dados do primeiro poço são obtidos ao longo de um intervalo de profundidade situado no fundo do poço.[0073] Modality 17: The system of any modality described herein, with the reference data set and the first well data set being obtained over a depth interval located at the bottom of the well.

[0074] Modalidade 18: O sistema de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que o sistema de computação é adicionalmente configurado para determinar um intervalo de profundidade de similaridade entre o conjunto de dados e o conjunto de dados do primeiro poço.[0074] Embodiment 18: The system of any embodiment described herein, wherein the computing system is additionally configured to determine a depth range of similarity between the data set and the first well data set.

[0075] Modalidade 19: O sistema de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que a ao menos uma propriedade de uma formação de fundo de poço compreende ao menos um dentre uma composição química, uma resistividade, um valor de densidade ou porosidade de nêutron, um valor de raios gama, uma pressão de formação, uma viscosidade, um valor de ressonância magnética, uma mobilidade, um valor de delta rho, um valor de lentidão acústica e um teor orgânico total.[0075] Modality 19: The system of any modality described herein, wherein the at least one property of a downhole formation comprises at least one of a chemical composition, a resistivity, a neutron density or porosity value, a gamma ray value, formation pressure, viscosity, magnetic resonance value, mobility, delta rho value, acoustic slowness value and total organic content.

[0076] Modalidade 20: O sistema de qualquer modalidade aqui descrita, sendo que, quando a razão de índice de similaridade do conjunto de dados do primeiro poço estiver entre -0,1 e +0,1 quando comparada a uma razão de índice de similaridade dos dados de referência, o sistema de computação determina que o primeiro poço corresponde aos dados de referência.[0076] Modality 20: The system of any modality described herein, whereby, when the similarity index ratio of the first well data set is between -0.1 and +0.1 when compared to a similarity index ratio similarity of the reference data, the computing system determines that the first well corresponds to the reference data.

[0077] Em apoio aos ensinamentos da presente invenção, vários componentes de análise podem ser usados incluindo um sistema digital e/ou analógico. Por exemplo, controladores, sistemas de processamento de computador e/ou sistemas de direcionamento geológico, conforme aqui fornecidos e/ou usados com as modalidades aqui descritas, podem incluir sistemas digitais e/ou analógicos. Os sistemas podem ter componentes como processadores, mídias de armazenamento, memória, entradas, saídas, links de comunicação (por exemplo, com fio, sem fio, óptico ou outros), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (por exemplo, digital ou analógico) e outros tais componentes (por exemplo, como resistores, capacitores, indutores e outros) para fornecer operação e análises do aparelho e métodos revelados na presente invenção em qualquer uma de várias maneiras bem entendidas na técnica. É considerado que esses ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em combinação com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em uma mídia legível por computador não transitória, incluindo memória (por exemplo, ROMs, RAMs), óptica (por exemplo, CD-ROMs), ou magnética (por exemplo, discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que, quando executado, faz com que um computador implemente os métodos e/ou processos aqui descritos. Essas instruções podem fornecer operação do equipamento, controle, coleta de dados, análise e outras funções consideradas relevantes por um designer de sistemas, proprietário, usuário, ou outro pessoal, além das funções descritas nesta revelação. Os dados processados, como resultado de um método implementado, podem ser transmitidos como um sinal através de uma interface de saída de processador para um dispositivo de recebimento de sinal. O dispositivo de recebimento de sinal pode ser um monitor de exibição ou impressora para apresentar o resultado para um usuário. Alternativamente, ou adicionalmente, o dispositivo de recebimento de sinal pode ser uma memória ou uma mídia de armazenamento. Será observado que o armazenamento do resultado na memória ou na mídia de armazenamento pode transformar a memória ou mídia de armazenamento em um novo estado (isto é, que contém o resultado) a partir de um estado anterior (isto é, que não contém o resultado). Adicionalmente, em algumas modalidades, um sinal de alerta pode ser transmitido a partir do processador para uma interface de usuário se o resultado exceder um valor limite.[0077] In support of the teachings of the present invention, various analysis components can be used including a digital and/or analog system. For example, controllers, computer processing systems and/or geological targeting systems, as provided herein and/or used with the embodiments described herein, may include digital and/or analog systems. Systems may have components such as processors, storage media, memory, inputs, outputs, communication links (e.g., wired, wireless, optical, or others), user interfaces, software programs, signal processors (e.g. , digital or analog) and other such components (e.g., such as resistors, capacitors, inductors and the like) to provide operation and analysis of the apparatus and methods disclosed in the present invention in any of a number of ways well understood in the art. It is considered that these teachings may be, but need not be, implemented in combination with a set of computer-executable instructions stored on a non-transitory computer-readable medium, including memory (e.g., ROMs, RAMs), optical (e.g., CD-ROMs), or magnetic (e.g. disks, hard drives), or any other type that, when executed, causes a computer to implement the methods and/or processes described herein. These instructions may provide equipment operation, control, data collection, analysis, and other functions deemed relevant by a systems designer, owner, user, or other personnel, in addition to the functions described in this disclosure. The processed data as a result of an implemented method can be transmitted as a signal via a processor output interface to a signal receiving device. The signal receiving device may be a display monitor or printer for presenting the result to a user. Alternatively, or additionally, the signal receiving device may be a memory or a storage medium. It will be noted that storing the result in memory or storage media may transform the memory or storage media into a new state (i.e., containing the result) from a previous state (i.e., not containing the result). ). Additionally, in some embodiments, an alert signal may be transmitted from the processor to a user interface if the result exceeds a threshold value.

[0078] Adicionalmente, vários outros componentes podem ser incluídos e chamados para fornecer aspectos dos ensinamentos da presente invenção. Por exemplo, um sensor, transmissor, receptor, transceptor, antena, controlador, unidade óptica, unidade elétrica e/ou unidade eletromecânica podem ser incluídos em apoio aos diversos aspectos discutidos na presente invenção ou em apoio a outras funções além desta revelação.[0078] Additionally, various other components may be included and called upon to provide aspects of the teachings of the present invention. For example, a sensor, transmitter, receiver, transceiver, antenna, controller, optical unit, electrical unit and/or electromechanical unit may be included in support of the various aspects discussed in the present invention or in support of functions other than this disclosure.

[0079] O uso dos termos "um", "uma", "o" e "a" e referências similares no contexto de descrever a invenção (especialmente no contexto das reivindicações a seguir) deve ser interpretado como abrangendo tanto o singular quanto o plural, exceto onde indicado em contrário na presente invenção ou claramente contradito pelo contexto. Adicionalmente, deve ser considerado adicionalmente que os termos "primeiro", "segundo" e similares na presente invenção não denotam qualquer ordem, quantidade ou importância, sendo ao invés disso usados para distinguir um elemento de outro. O modificador "cerca de" usado em conexão com uma quantidade é inclusivo do valor declarado e tem o significado ditado pelo contexto (por exemplo, ele inclui o grau de erro associado à medição da quantidade específica).[0079] The use of the terms "a", "an", "the" and "the" and similar references in the context of describing the invention (especially in the context of the following claims) should be interpreted as encompassing both the singular and the plural, except where otherwise indicated in the present invention or clearly contradicted by the context. Additionally, it should be further considered that the terms "first", "second" and the like in the present invention do not denote any order, quantity or importance, but are instead used to distinguish one element from another. The modifier "about" used in connection with a quantity is inclusive of the stated value and has the meaning dictated by the context (for example, it includes the degree of error associated with the measurement of the specific quantity).

[0080] O diagrama (ou diagramas) de fluxo aqui representado é apenas um exemplo. Podem existir diversas variações para este diagrama ou as etapas (ou operações) descritas no mesmo sem que se afaste do escopo da presente revelação. Por exemplo, as etapas podem ser realizadas em uma ordem diferente, ou as etapas podem ser adicionadas, removidas ou modificadas. Todas essas variações são consideradas uma parte da presente revelação.[0080] The flow diagram (or diagrams) represented here is just an example. There may be several variations to this diagram or the steps (or operations) described therein without departing from the scope of the present disclosure. For example, steps can be performed in a different order, or steps can be added, removed, or modified. All such variations are considered a part of the present disclosure.

[0081] Será reconhecido que os vários componentes ou tecnologias podem fornecer certos recursos ou funcionalidades necessárias ou benéficas. Consequentemente, essas funções e recursos conforme pode ser necessário em apoio às reivindicações anexas e variações das mesmas, são reconhecidos como sendo inerentemente incluídos como uma parte dos ensinamentos da presente invenção e uma parte da presente revelação.[0081] It will be recognized that the various components or technologies may provide certain necessary or beneficial features or functionality. Accordingly, such functions and features as may be necessary in support of the appended claims and variations thereof, are recognized as being inherently included as a part of the teachings of the present invention and a part of the present disclosure.

[0082] Os ensinamentos da presente revelação podem ser usados em uma variedade de operações de poços. Essas operações podem envolver o uso de um ou mais agentes de tratamento para tratar uma formação, os fluidos residentes em uma formação, um poço de exploração e/ou equipamentos no poço de exploração, como uma tubulação de produção. Os agentes de tratamento podem estar sob a forma de líquidos, gases, sólidos, semissólidos e misturas dos mesmos. Os agentes de tratamento ilustrativos incluem, mas não se limitam a, fluidos de fraturamento, fluidos de estimulação, ácidos, vapor, água, salmoura, agentes anticorrosão, cimento, modificadores de permeabilidade, lamas de perfuração, emulsificantes, desemulsificantes, sinalizadores, melhoradores de fluxo, etc. As operações de poços ilustrativas incluem, mas não se limitam a, fraturamento hidráulico, estimulação, injeção de sinalizador, limpeza, acidificação, injeção de vapor, injeção de água, cimentação, etc.[0082] The teachings of the present disclosure can be used in a variety of well operations. These operations may involve the use of one or more treatment agents to treat a formation, the fluids residing in a formation, an exploration well, and/or equipment in the exploration well, such as production piping. Treatment agents may be in the form of liquids, gases, solids, semisolids and mixtures thereof. Illustrative treating agents include, but are not limited to, fracturing fluids, stimulation fluids, acids, steam, water, brine, anti-corrosion agents, cement, permeability modifiers, drilling muds, emulsifiers, demulsifiers, flags, flow, etc. Illustrative well operations include, but are not limited to, hydraulic fracturing, stimulation, flare injection, cleaning, acidizing, steam injection, water injection, cementing, etc.

[0083] Embora as modalidades descritas na presente invenção tenham sido descritas com referência a várias modalidades, será entendido que várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos dos mesmos sem que se afaste do escopo da presente revelação. Adicionalmente, muitas modificações serão observadas para adaptar um instrumento, situação ou material particular aos ensinamentos da presente revelação sem que se afaste do escopo da mesma. Portanto, pretende-se que a revelação não se limite às modalidades particulares reveladas como o melhor modo contemplado para realizar os recursos descritos, mas que a presente revelação inclua todas as modalidades abrangidas pelo escopo das reivindicações anexas.[0083] Although the embodiments described in the present invention have been described with reference to several embodiments, it will be understood that various changes can be made and equivalents can be substituted for elements thereof without departing from the scope of the present disclosure. Additionally, many modifications will be observed to adapt a particular instrument, situation or material to the teachings of the present disclosure without departing from the scope thereof. Therefore, it is intended that the disclosure is not limited to the particular embodiments disclosed as the best contemplated mode for realizing the described features, but that the present disclosure includes all embodiments falling within the scope of the appended claims.

[0084] Consequentemente, as modalidades da presente revelação não devem ser vistas como limitadas pela descrição anteriormente mencionada, mas são apenas limitadas pelo escopo das reivindicações anexas.[0084] Consequently, the embodiments of the present disclosure should not be viewed as limited by the aforementioned description, but are only limited by the scope of the appended claims.

Claims

1. Method for performing downhole operations in a field (300) that has a plurality of wells, the method comprising: obtaining, in a computing system, a set of reference data (402) associated with the field (300) , the reference data set (402) including at least one property of a downhole formation; obtain, in the computing system, a data set of the first well (302) associated with a first well (302) of the field (300), the data set of the first well (302) including at least one property of a formation downhole associated with the first well (302); characterized by the fact that the method further comprises: calculating a similarity index ratio based on the reference data set (402) and the first well data set (302), wherein the similarity index ratio indicates a similarity in values from the reference data set (402) and the first well data set (302), wherein the similarity index ratio is based on mud gas analysis and represents ratios of gas compounds between the set of reference data (402) and the first well data set (302); and perform a responsive action based on the calculated similarity index ratio.

2. The method of claim 1, wherein the responsive action is one of adjusting a drilling operation, stopping a drilling operation, and developing a production scheme for the field (300).

3. Method according to claim 1 or 2, characterized by the fact that the similarity index ratio is calculated as where RIS is the similarity index ratio, ß1 is the reference data set (402) and ß2 is the first well data set (302).

4. Method according to any one of the preceding claims, characterized by the fact that it additionally comprises obtaining, in the computing system, a set of data from the second well (304) associated with a second well (304) from the field (300) , the second well data set (304) including at least one property of a downhole formation associated with the second well (304), preferably a first similarity index ratio associated with the first well data (302) is obtained and a second similarity index ratio associated with the data from the second well (304) is obtained, the method further comprising determining locations where at least one of the first well (302) and the second well (304) matches to the reference dataset (402).

5. Method according to any one of the preceding claims, characterized by the fact that the reference data set (402) is obtained from a field well (300).

6. Method according to any of the preceding claims, characterized by the fact that the reference data set (402) and the first well data set (302) are obtained over a depth interval situated at the bottom well, preferably further comprising determining a depth range of similarity (408) between the data set and the data set of the first well (302).

7. Method according to any one of the preceding claims, characterized by the fact that (i) the at least one property of a downhole formation comprises at least one of a chemical composition, a resistivity, a density value or neutron porosity, a gamma ray value, a formation pressure, a viscosity, a magnetic resonance value, a mobility, a delta rho value, an acoustic slowness value and a total organic content. (ii) the method further comprises transmitting from the first well (302) to the computing system the data set of the first well (302).

8. Method according to any one of the preceding claims, characterized by the fact that, when the similarity index ratio of the first well data set (302) is between -0.1 and +0.1 when compared to a similarity index ratio of the reference data (402), the method comprises determining that the first well (302) corresponds to the reference data (402).

9. System (320) for conducting downhole operations on a field scale, the system (320) comprising: a first well (302) situated in the field (300), the first well (302) arranged to collect a set of data from the first well (302) including at least one property of a downhole formation in the first well (302); a second well (304) situated in the field (300), the second well (304) arranged to collect a set of data from the second well (304) including at least one property of a downhole formation in the second well (304) ; and a computing system disposed in communication with the first well (302) and the second well (304), the computing system configured to: collect the data set of the first well (302) from the first well (302); collect the second well data set (304) from the second well (304); obtain a reference data set (402); and characterized by the fact that the computing system is configured to calculate a similarity index ratio based on the reference data set (402) and the first well data set (302), the similarity index ratio being similarity indicates a similarity in values from the reference dataset (402) and the first well dataset (302), where the similarity index ratio is based on mud gas analysis and represents gas compound ratios between the reference dataset (402) and the first well dataset (302).

10. System (320), according to claim 9, characterized by the fact that the reference data set (402) is based on data from the second well (304).

11. System (320), according to claim 9 or 10, characterized by the fact that the similarity index ratio is calculated as where RIS is the similarity index ratio, ß1 is the reference data set (402) and ß2 is the first well data set (302).

12. System (320), according to any one of claims 9 to 11, characterized by the fact that it additionally comprises: a third well situated in the field (300), the third well arranged to collect a set of data from the third well including at least one property of a downhole formation in the third well, and the computing system is arranged to compare similarity index ratios of the first, second and third wells.

13. System (320), according to any one of claims 9 to 12, characterized in that a first similarity index ratio associated with the data from the first well (302) is obtained and a second similarity index ratio associated with the data from the second well (304) is obtained, the computing system is further configured to determine locations where at least one of the first well (302) and the second well (304) corresponds to the reference data set (402).

14. System (320), according to any one of claims 9 to 12, characterized by the fact that the reference data set (402) and the first well data set (302) are obtained over a range depth located at the bottom of the well, preferably, with the computing system being further configured to determine a depth range of similarity between the data set and the first well data set (302).

15. Method, according to any one of claims 1 to 8, or system (320), according to any one of claims 9 to 14, characterized by the fact that the ratios of gas compounds between the set of reference data (402) and the data set from the first well (302) comprises ratios of: C1 (methane); C2 (ethane); C3 (propane); C4 (butane and isomer); C5 (pentane and isomers); C6 (hexanes and isomers); C7 (heptanes and isomers); and/or C8 (octanes and isomers).