BR112020011163A2 - inversão em tempo real de medições dielétricas de fundo de poço de matriz com busca avançada para valores iniciais para eliminar a não singularidade - Google Patents

Abstract

Trata-se de métodos e aparelho para a avaliação de um volume de uma formação de terra executada com o uso de medições dielétricas complexas. Os métodos incluem realizar medições de permissividade complexa em uma pluralidade de frequências; identificar uma frequência ideal por meio de: identificação de frequências candidatas que têm uma medição correspondente com uma respectiva sensibilidade a ao menos um dentre i) salinidade e ii) porosidade preenchida com água, determinando-se que cada respectiva sensibilidade é substancialmente independente da textura de rocha; seleção de um máximo das frequências candidatas como a frequência ideal; uso de um método de pesquisa de tabela baseado em um modelo direto para gerar uma estimativa inicial de pelo menos dois parâmetros do volume; e uso da estimativa inicial como uma condição inicial para uma inversão de outras medições em frequências diferentes da frequência ideal para gerar uma solução final que compreende estimativas finais para as propriedades de formação. Os pelo menos dois parâmetros podem compreender salinidade de água e porosidade preenchida com água.

Description

"INVERSÃO EM TEMPO REAL DE MEDIÇÕES DIELÉTRICAS DE FUNDO DE POÇO DE MATRIZ COM BUSCA AVANÇADA PARA VALORES INICIAIS PARA ELIMINAR A NÃO SINGULARIDADE" CAMPO DA REVELAÇÃO

[0001] Esta revelação se refere, em geral, à exploração e produção de hidrocarbonetos que envolvem investigações de regiões de uma formação da terra penetrada por um poço inacabado. Mais especificamente, a revelação se refere à interpretação de medições dielétricas de uma formação de terra com o uso de uma ferramenta de perfilagem em um poço inacabado.

ANTECEDENTES DA REVELAÇÃO

[0002] A perfilagem de poço inacabado de aterramento elétrico é bem conhecida e diversos dispositivos e diversas técnicas foram descritos para esse propósito. De um modo geral, existem duas categorias de aparelho de perfilagem elétrico. Na primeira categoria, um ou mais eletrodos de medição - fonte (ou fontes) de corrente ou dissipador (ou dissipadores) - são usados em conjunto com um eletrodo de retorno (que pode ser um eletrodo difuso como um corpo ou mandril da ferramenta de perfilagem). Uma corrente de medição flui em um circuito que conecta uma fonte de corrente ao eletrodo (ou eletrodos) de medição, através da formação de terra ao eletrodo de retorno, e de volta para a fonte de corrente na ferramenta. Em uma segunda categoria, aquela dentre as ferramentas de medição indutivas, uma antena no interior do instrumento de medição induz um fluxo de corrente dentro da formação de terra. A magnitude da corrente induzida é detectada com o uso da mesma antena ou uma antena receptora separada. As respostas medidas são afetadas por propriedades da formação da terra incluindo condutividade elétrica, permeabilidade magnética, e permissividade dielétrica e pelo volume de poro ou porosidade da matriz rochosa e saturação de água.

[0003] A constante dielétrica da formação pode ser estimada por meio da transmissão de uma onda eletromagnética (EM) para a formação, e da recepção da mesma em um ou mais receptores (por exemplo, em antenas receptoras). Então, a atenuação e o deslocamento de fase entre os sinais recebidos e os sinais transmitidos são determinados, os quais são usados para estimar a constante dielétrica da formação. Alternativamente, a atenuação e o deslocamento de fase entre receptores espaçados podem ser usados para estimar a constante dielétrica da formação.

[0004] As ferramentas dielétricas de múltiplas frequências podem detectar a textura de formação e o teor de água. Por meio da combinação de medições de permissividade complexas com medições de outros dispositivos de poço inacabado (por exemplo, porosidade de formação total), a salinidade da água da formação e a porosidade preenchida com água da formação podem ser estimadas.

SUMÁRIO DA REVELAÇÃO

[0005] Em aspectos, a presente revelação se refere a um método para avaliar um volume de uma formação de terra, em que o volume compreende uma matriz rochosa saturada por um fluido que inclui água. A avaliação é realizada com o uso de medições dielétricas complexas. As medições dielétricas complexas são modeladas com o uso de um modelo de mistura que se aproxima do comportamento dielétrico da formação.

[0006] Os métodos incluem realizar medições de permissividade complexa em uma pluralidade de frequências com o uso de uma ferramenta eletromagnética que compreende um transmissor e um receptor em um poço inacabado que penetra na formação de terra; identificar uma frequência ideal por meio de: identificação de frequências candidatas da pluralidade de frequências que têm uma medição correspondente com uma respectiva sensibilidade a ao menos um dentre i) salinidade e ii) porosidade preenchida com água, determinando-se que cada respectiva sensibilidade é substancialmente independente de textura da rocha; seleção de um máximo das frequências candidatas como a frequência ideal; uso de um método de pesquisa de tabela baseado em um modelo direto para gerar uma estimativa inicial de pelo menos dois parâmetros do volume; e com o uso da estimativa inicial para os pelo menos dois parâmetros como uma condição inicial para uma inversão de outras medições da pluralidade de medições em uma frequência diferente da frequência ideal para gerar uma solução final que compreende estimativas para finais as propriedades da formação.

[0007] Os pelo menos dois parâmetros podem compreender salinidade de água e porosidade preenchida com água. Os métodos podem incluir identificar frequências candidatas com base em um valor de incerteza associado a ao menos um dentre: i) um conjunto de valores respectivos para condutividade e permissividade de cada frequência candidata, e ii) valores de amplitude do sinal do sensor receptor da ferramenta eletromagnética. O método de pesquisa de tabela pode compreender uma correlação da estimativa inicial dos pelo menos dois parâmetros com uma combinação de um valor de condutividade específico e um valor de permissividade específico na frequência ideal em um espaçamento específico para o transmissor e o receptor. Os métodos incluem o uso da estimativa inicial dos pelo menos dois parâmetros para gerar um modelo para executar uma inversão que usa a pluralidade de medições de propagação como entrada e gera pelo menos um parâmetro petrofísico como saída. O modelo pode incluir um modelo de mistura petrofísico.

[0008] Os métodos podem incluir ajustar um peso em um modelo de inversão baseado em uma incerteza para a estimativa inicial dos pelo menos dois parâmetros e incerteza para a pluralidade de medições de propagação. Os métodos podem incluir executar iterações de inversão adicionais com o uso de uma rotina de minimização para convergir para a solução final para a pluralidade de frequências. Os métodos podem incluir o uso da solução final para estimar uma permissividade eficaz e uma condutividade eficaz do volume. Os métodos podem incluir transportar a ferramenta eletromagnética no poço inacabado. A ferramenta eletromagnética pode empregar indução elétrica.

[0009] As modalidades do aparelho podem incluir um suporte configurado para ser transportado em um poço inacabado que penetra na formação de terra; uma ferramenta eletromagnética disposta no suporte e configurada para realizar medições de permissividade complexa de um volume da formação de terra adjacente à ferramenta em uma pluralidade de frequências; e ao menos um processador conectado de modo operacional à ferramenta. O pelo menos um processador pode ser configurado para identificar uma frequência ideal por meio de: identificação de frequências candidatas da pluralidade de frequências tendo uma medição correspondente com uma respectiva sensibilidade a ao menos um dentre i) salinidade e ii) porosidade preenchida com água, determinando-se que cada respectiva sensibilidade é substancialmente independente da textura de rocha. O pelo menos um processador pode ser configurado para selecionar um máximo das frequências candidatas como a frequência ideal; usar um método de pesquisa de tabela baseado em um modelo direto para gerar uma estimativa inicial de pelo menos dois parâmetros do volume; e usar a estimativa inicial para os pelo menos dois parâmetros como uma condição inicial para uma inversão de outras medições da pluralidade de medições em uma frequência diferente da frequência ideal para gerar uma solução final que compreende estimativas finais para as propriedades da formação.

[0010] As modalidades do método podem incluir o uso de ao menos um processador para executar ao menos um dentre: i) armazenar a pelo menos uma propriedade em uma memória de computador; ii) transmitir ao menos uma propriedade poço acima; ou iii) exibir a ao menos uma propriedade a um engenheiro operacional. Os métodos podem incluir transportar a ferramenta eletromagnética no poço inacabado. A ferramenta eletromagnética pode usar indução elétrica.

[0011] Algumas modalidades incluem um produto de mídia legível por computador não transitória acessível ao processador e que tem instruções no mesmo que, quando executadas, fazem com que o pelo menos um processador realize os métodos descritos acima. As modalidades do aparelho podem incluir pelo menos um processador e uma memória de computador acessível ao pelo menos um processador que compreende uma mídia legível por computador que tem instruções na mesma que, quando executadas, fazem com que o pelo menos um processador realize os métodos descritos acima.

[0012] Os exemplos dos recursos mais importantes da revelação foram resumidos bastante amplamente para que a descrição detalhada da mesma que se segue possa ser mais bem compreendida e para que as contribuições que os mesmos representam para a técnica possam ser observadas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0013] Para um entendimento detalhado da presente revelação, deve-se fazer referência à seguinte descrição detalhada das modalidades, tomada em conjunto com os desenhos anexos, nos quais elementos similares receberam numerais similares, em que:

[0014] A Figura 1 mostra uma modalidade exemplificadora de um sistema para avaliação de uma formação da terra com o uso de medições a partir de uma ferramenta eletromagnética de fundo de poço.

[0015] A Figura 2A representa uma vista em seção transversal da ferramenta de fundo de poço.

[0016] A Figura 2B representa uma vista em seção transversal da ferramenta em um meio homogêneo.

[0017] A Figura 2C mostra o efeito aproximado de meios heterogêneos na propagação de uma onda eletromagnética.

[0018] A Figura 2D mostra os deslocamentos de fase da ferramenta de propagação de onda 207 de acordo com modalidades da presente revelação.

[0019] A Figura 3A mostra a ferramenta de perfilagem de fundo de poço para avaliar uma formação de terra, de acordo com modalidades da presente revelação.

[0020] A Figura 3B mostra uma vista em seção transversal de uma ferramenta de perfilagem dielétrica de múltiplas frequências, de acordo com modalidades da presente revelação.

[0021] A Figura 3C mostra uma vista em seção transversal da ferramenta de perfilagem dielétrica de múltiplas frequências de acordo com modalidades da presente revelação.

[0022] As Figuras 4A e 4B ilustram o efeito de salinidade da água do volume nas medições dielétricas em batelada do volume da formação.

[0023] As Figuras 5A e 5B ilustram o efeito da frequência de medição em medições dielétricas em batelada do volume da formação.

[0024] As Figuras 6A e 6B ilustram o efeito do teor de água em relação à frequência de medição nas medições dielétricas em batelada do volume da formação.

[0025] As Figuras 7A e 7B ilustram o efeito da salinidade em relação à frequência de medição nas medições dielétricas em batelada do volume da formação.

[0026] A Figura 8 ilustra o efeito de um parâmetro de textura em relação à frequência de medição nas medições dielétricas em batelada do volume da formação.

[0027] A Figura 9 mostra um diagrama de fluxo de dados que ilustra um fluxo de trabalho de acordo com as modalidades da presente revelação.

[0028] A Figura 10 ilusta um mapeamento de permissividade complexa à resistividade.

[0029] A Figura 11 ilustra um método para avaliar uma formação de terra com o uso de medições dielétricas complexas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0030] Esta revelação se refere, de modo geral, à exploração de hidrocarbonetos que envolvem investigações eletromagnéticas de um volume de uma formação de terra adjacente a um poço inacabado que penetra na formação. O volume pode incluir todas ou porções da formação. Estas investigações podem incluir estimar pelo menos um parâmetro de interesse do volume, como um parâmetro de permissividade, uma salinidade de água da formação e/ou uma porosidade preenchida com água do volume.

[0031] As ferramentas dielétricas de múltiplas frequências são capazes de resolver textura e teor de água da estrutura de poro de uma formação ou volume de uma formação. A salinidade de água de formação é crucial para as medições dielétricas de fundo de poço. Em geral, a salinidade diminuirá a permissividade de água, mas aumentará sua condutividade. Entretanto, em várias frequências, as influências de salinidade sobre medições de permissividade complexas podem assumir manifestações diferentes.

[0032] A permissividade e resistividade em uma frequência suficientemente alta (por exemplo, 1 GHz) são predominantemente impulsionadas pela salinidade de água e porosidade preenchida com água. Por outro lado, os efeitos de textura e interfaciais dominam as frequências mais baixas, resultando em soluções de inversão não exclusivas a partir de respostas de fundo de poço. As técnicas da presente revelação levam em consideração as variações na sensibilidade dielétrica em relação a várias propriedades de formação.

[0033] Aspectos da presente revelação incluem um método de pesquisa de suposição inicial com base na permissividade e condutividade de frequência mais alta. A inversão sob essa técnica pode ser configurada para iniciar a partir da solução de salinidade mais confiável e deve ser restringida pela solução como um modelo de referência. Portanto, o resultado de inversão final não apenas honra os dados de medição, mas também elimina ambiguidade e melhora a estabilidade.

[0034] A presente revelação é suscetível a modalidades de formas diferentes. São mostradas nos desenhos, e na presente invenção serão descritas em detalhes, modalidades específicas da presente revelação com o entendimento de que a presente revelação deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da revelação, e não se destina a limitar a revelação àquela ilustrada e descrita na presente invenção. De fato, conforme ficará evidente, os ensinamentos da presente revelação podem ser usados para uma variedade de ferramentas de poço e em todas as fases da produção e construção de poços. Consequentemente, as modalidades discutidas abaixo são meramente ilustrativas das aplicações da presente revelação.

[0035] A permissividade dielétrica surge em rochas sedimentares a partir da capacidade de dipolos elétricos para se alinhar com um campo eletromagnético alternado, como aquele induzido por uma ferramenta de fundo de poço. Vários fenômenos contribuem para e; em uma formação da terra porosa. Uma contribuição é a rotação de moléculas dipolares (por exemplo, água). Na presença de um campo elétrico aplicado, uma molécula dipolar irá girar para alinhar os polos positivos e negativos da molécula com o campo elétrico aplicado. Em tal campo alternado, a molécula irá girar constantemente com a variação na polaridade do campo aplicado. Enquanto a molécula está em rotação para se alinhar com o campo aplicado, o movimento da carga representa cargas elétricas que se movem em fase com o campo aplicado e estão, portanto, transportando corrente e contribuindo para a condutividade de formação compósita. Uma vez alinhadas com o campo, as moléculas polarizadas representam cargas fixas ou armazenadas e assim contribuem para a permissividade de formação até que a polaridade do campo aplicado alternado seja revertida. Nesse momento, as moléculas giram novamente contribuindo, mais uma vez. para a condutividade de formação compósita. Os movimentos de íons também contribuem, compondo esses efeitos.

[0036] Os valores medidos de er são dependentes da frequência do campo aplicado. A dispersão de constante dielétrica pode ser devido à polarização elétrica geralmente se situar em uma das três categorias: polarização interfacial, que é tipicamente dominante em frequências KHz a MHz; orientação molecular, que é principalmente relacionada ao momento dipolar das moléculas e é mais pronunciada em frequências na faixa de MHz a GHz; e a polarização eletrônica, que ocorre devido à ressonância de cada átomo no meio e, dessa forma, desprezível em frequências inferiores a 1 GHz.

[0037] Em baixas frequências, as constantes dielétricas podem ser bastante altas uma vez que as moléculas de água podem girar facilmente e se alinhar com o campo antes de a polaridade do campo reverter. De modo similar, os íons dissolvidos podem migrar para o limite do espaço de poro e se acumular contra a parede de poro muito antes de a polaridade do campo reverter. Portanto, em baixas frequências, moléculas passam a maior parte do ciclo de CA em uma posição ou orientação fixa e apenas uma pequena fração do tempo se movendo.

[0038] Em altas frequências, a polaridade do campo aplicado irá reverter antes de as cargas móveis entrarem em repouso. Nessa situação, as cargas móveis passam a maior parte de seu tempo se movendo em fase com o campo eletromagnético externo, aumentando assim a condutividade e resultando em uma constante dielétrica medida mais baixa. O fenômeno de mudança de valores de condutividade e dielétricos com frequência é conhecido como dispersão. A frequência na qual as moléculas rotativas ou íons móveis não podem mais manter o ritmo com o campo oscilante é conhecida como a "frequência de relaxamento".

[0039] Os meios geofísicos dentro de uma formação de terra podem ser misturas de materiais, com cada material exibindo diferentes características dielétricas. Em aplicações de detecção remota, pode ser desejável se aproximar da mistura microscopicamente complicada como volume macroscopicamente homogêneo e caracterizá-la por uma permissividade eficaz. Um constituinte nessas misturas é tipicamente a água. As propriedades dielétricas do volume são sensíveis a pequenas variações nos volumes de componente fracionados, porque a permissividade de água é geralmente muito diferente daquela dos outros componentes (por exemplo, hidrocarbonetos e rocha seca). Por exemplo, água fresca à temperatura ambiente tem um valor de constante dielétrica em torno de 75, e areias secas de cerca de 5.

[0040] A perfilagem dielétrica usa o contraste entre a constante dielétrica de água, rocha e óleo (ou outros hidrocarbonetos) para estimar o teor de água da formação, juntamente com outras propriedades. A permissividade da formação pode ser considerada como uma quantidade complexa que contém constante dielétrica e condutividade em seu componente imaginário e real &(0) = s,(0) +1 O. O VE, em que £. é o valor complexo que representa a permissividade relativa, e, é a constante dielétrica relativa, o é a condutividade elétrica, w é a frequência angular e so é a constante dielétrica do vácuo. Em ferramentas de perfilagem dielétrica atuais, a magnitude e fase de uma onda eletromagnética que se propaga na formação é medida em múltiplos receptores. A magnitude e fase relativa de um sinal detectado nos respectivos receptores é usada para obter e: e o, que são funções de frequência devido ao comportamento dispersivo da formação. Na prática, a medição é realizada em múltiplas frequências para se obter uma boa estimativa do comportamento dispersivo.

[0041] O comportamento dispersivo da formação é um resultado das propriedades dos seus constituintes (água, matriz rochosa e hidrocarboneto) bem como a fração de volume de cada uma destas fases, sua geometria e distribuição dentro de um volume representativo da formação. No entanto, a mistura destas três fases exibe um comportamento dispersivo diferente da média ponderada de comportamento dispersivo de cada uma. Existem diversas leis de mistura (ou modelos de mistura) que relacionam o comportamento dielétrico de uma mistura às propriedades de seus constituintes.

[0042] A medição do comportamento dispersivo dielétrico da formação e o ajuste do mesmo a leis de mistura que são mostradas como sendo representativas do comportamento da formação em estudo fornece informações sobre a fração de volume de cada componente e informações de textura de formação. Essas informações são inestimáveis para estimar o teor de hidrocarboneto no reservatório sob estudo.

[0043] As leis de mistura são usadas para estimar uma permissividade eficaz de um compósito de inclusões em uma matriz hospedeira. Na indústria de petróleo e gás, os petrofísicos geralmente exploram as leis de mistura para a mistura da matriz de formação e fluidos nos poros. Foram apresentados vários modelos dielétricos que tentam se aproximar da permissividade de misturas em termos das constantes dielétricas e frações de volume conhecidas dos constituintes. Alguns exemplos de modelos incluem o Modelo de Índice de Refração Complexo (CRIM) e modelo de Looyenga-Landau-Lifshitz, juntamente com outros modelos exponenciais, e variantes do modelo de Maxwell-Garnett, incluindo o modelo de Potencial Coerente, e o modelo de Symmetric Bruggeman.

[0044] CRIM pode ser o mais comumente usado destes. CRIM é uma fórmula empírica que descreve a permissividade complexa de todo o meio como uma superposição a partir do produto de fator volumétrico e permissividade de cada componente. CRIM foi validado em um ambiente de laboratório e coincide com outras abordagens de meio eficazes na análise de arenito. A patente nº U.S.

5.144.245, de M. M. Wisler revela o uso do Modelo de Índice de Refração Complexo (CRIM, Complex Refractive Index Model) como um meio para corrigir medições de resistividade para efeitos dielétricos quando os dados de amplitude e fase de resistividade são tomados em uma única frequência. Embora a aplicabilidade do CRIM para todos os tipos de formação não seja certa, ele é amplamente usado na avaliação de formação de areia limpa devido à sua simplicidade.

[0045] A velocidade da onda eletromagnética é proporcional à raiz quadrada inversa de permissividade. Uma solução de onda plana terá a forma Vv=Ceikx o) em que V= um domínio variável; C= uma constante e= a base logarítmica naperiana i= a raiz quadrada de 1; x= a distância percorrida; e k= [(w? o Hr Eo Er) - (i Who pr o)? em que, c= a velocidade da luz = 2.999 108 (metros/segundo); No= a permeabilidade magnética do espaço livre = 471x1077 [N/A?]; ur= a permeabilidade relativa (que é 1,0 para o espaço livre e a maioria dos materiais terrestres); £o= a permissividade elétrica do espaço livre=1/(puo C?)= 8,854x10""2 [F/m]; £,= a constante dielétrica relativa (que é 1,0 no espaço livre); w= a frequência angular do campo aplicado; e o0= a condutividade.

[0046] O termo k pode ser reescrito em termos de uma constante dielétrica complexa relativa,

€r=e -io(1/weo). (3)

[0047] O CRIM é um modelo simples que obtém a permissividade eficaz de uma mistura com base na média ponderada dos seus constituintes. O mesmo simplifica a mistura como um compósito em camadas, com cada camada tendo propriedades que correspondem a uma fase na mistura e uma espessura que é proporcional à fração de volume de cada fase. A velocidade da onda eletromagnética em um material está relacionada à velocidade no vácuo através de c 2 = == (16), co em que c é a velocidade da onda eletromagnética no material, co a velocidade da onda eletromagnética no vácuo, /; é a permeabilidade relativa e é, é a permissividade relativa complexa. O tempo total de deslocamento para a onda eletromagnética é visto como a soma do tempo que leva para a onda se deslocar em cada camada (fase). O uso dessa hipótese e a presunção de que a permeabilidade relativa seja a mesma para todas as fases resulta em À (4) = 05 = 05 fem == >Y fã i=1 em que é; é propriedade dielétrica para cada uma das fases presentes na mistura e f; é a fração de volume de cada fase. No caso de uma mistura de matriz sólida (m), água (w) e óleo (0) a equação se torna = 05 = 05 = 05 = 05 Cem "= (1-9) * + ESWê, * +E(1-SW)é, ”. (5)

[0048] Sob corrente diretay apenas a porção de água é uma camada substancialmente condutiva, e reescrever a Eq. equação (5) para sua parte real na frequência de zero e presumindo 0,, = 0, = 0 leva a Sep =Swo,". (6)

[0049] A permissividade da água é dispersiva em relação à frequência, e o comportamento dispersivo pode ser bem definido pelo Modelo de Debye, ESÁgua (0) = Ex + EE He (7)

[0050] Aproximando-se de uma frequência de 1 GHz, o impacto do termo imaginário na equação acima diminui uma vez que a frequência no dominador é alta demais. Portanto, o modelo se torna independente de salinidade. O modelo de Klein- Swift explicitamente descrito como Ow, Es, E«=, e 1 é influenciado pela temperatura e salinidade da água, mas falha em considerar o fato de que teor de xisto e CEC também terão um impacto crítico em ou, conforme descrito em mais detalhes abaixo.

[0051] A Figura 1 mostra uma modalidade exemplificadora de um sistema para avaliação de uma formação da terra com o uso de medições a partir de uma ferramenta eletromagnética de fundo de poço. O sistema 10 inclui um suporte 11 que é mostrado disposto em um furo de poço ou poço inacabado 12 que penetra pelo menos uma formação da terra 13 durante uma operação de perfuração e faz medições de propriedades da formação 13 e/ou do poço inacabado 12 poço abaixo. Conforme descrito na presente invenção, "poço inacabado" ou "furo de poço" se refere a um único furo que compõe o todo ou parte de um poço perfurado. Dependendo da configuração, o sistema 10 pode ser usado durante a perfuração e/ou após o furo de poço 12 ser formado. Embora um sistema terrestre seja mostrado, os ensinamentos da presente revelação podem também ser usados em aplicações submarinas ou offshore.

[0052] Conforme descrito na presente invenção, "formações" se referem a diversos recursos e materiais que podem ser encontrados em um ambiente de subsuperfície que circunda o poço inacabado. Uma formação pode incluir uma matriz rochosa saturada com fluido. O termo "informações" inclui, porém sem limitação, dados brutos, dados processados e sinais.

[0053] Deve-se compreender que as modalidades da presente revelação são igualmente bem adequadas para uso em poços que têm várias configurações, incluindo poços horizontais, poços desviados, poços inclinados, poços multilaterais e assim por diante. Consequentemente, o uso de termos direcionais na presente invenção (por exemplo, acima, abaixo, superior, inferior, para cima, para baixo, mais alto, mais baixo, poço acima, poço abaixo, etc) se refere à direção de percurso ao longo do poço inacabado em direção à ou na direção oposta à superfície, com a direção para cima sendo em direção à superfície e a direção para baixo sendo na direção oposta à superfície.

[0054] Em algumas modalidades, o sistema 10 inclui uma ferramenta a cabo de aço de fundo de poço 100 suspensa em um poço inacabado 12 que penetra em uma formação da terra 13 a partir de um suporte adequado 11, como um cabo que passa sobre uma roldana montada sobre um guindaste 14. O cabo pode incluir um membro de tensão e vários condutores (tipicamente sete) para transmitir comandos para a ferramenta 100 a partir da superfície, receber dados na superfície a partir da ferramenta, e suprir potência para a ferramenta. A ferramenta 100 pode ser levantada e abaixada com um guincho de perfuração.

[0055] A ferramenta de fundo de poço 100 pode ser acoplada ou combinada com ferramentas adicionais que incluem parte ou todo o ambientes de hardware 29, descrito em mais detalhes abaixo. O ambiente de hardware 29 pode implantar uma ou mais unidades de controle configuradas para operar a ferramenta 100 ou outros componentes do sistema 10 e/ou conduzir modalidades de método reveladas abaixo.

[0056] O ambiente de hardware 29 pode incluir pelo menos um processador, implantado, por exemplo, como um computador adequado. O ambiente de hardware 29 pode estar situado no interior de poço, na superfície e/ou remotamente e fornecer a realização de análise de dados no campo (incluindo em tempo real), ou alternativamente, os dados registrados podem ser enviados para um centro de processamento remoto para o pós-processamento dos dados. Além disso, os dados podem ser parcialmente processados em tempo real e parcialmente em um centro de processamento.

[0057] Um sistema de controle de superfície 15 pode receber sinais a partir de sensores de fundo de poço e outros sensores usados no sistema 10 e processar tais sinais de acordo com instruções programadas fornecidas para o sistema de controle de superfície 15. O sistema de controle de superfície 15 pode exibir parâmetros desejados e outras informações em um visor/monitor que é usado por um operador. O sistema de controle de superfície 15 pode adicionalmente se comunicar com um sistema de controle de fundo de poço 20 disposto em um local adequado na ferramenta de fundo de poço 10. O sistema de controle de superfície 15 pode processar dados relacionados às operações e dados a partir dos sensores, e pode controlar uma ou mais operações de fundo de poço realizadas pelo sistema 100.

[0058] Em uma modalidade, os componentes eletrônicos associados a sensores 120 e/ou 130 podem ser configurados para registrar e/ou processar as informações obtidas. Certas modalidades da presente revelação podem ser implementadas com um ambiente de hardware 29 que inclui um processador de informações 17, uma mídia de armazenamento de informações 13, um dispositivo de entrada 7, uma memória de processador 9, e pode incluir uma mídia de armazenamento de informações periférica 19. O ambiente de hardware pode estar no poço, na sonda ou em um local remoto. Além disso, os vários componentes do ambiente de hardware podem ser distribuídos entre aqueles locais. O dispositivo de entrada 7 pode ser qualquer leitor de dados ou dispositivo de entrada de usuário, como leitor de cartão de dados, teclado, porta USB, etc. A mídia de armazenamento de informações 13 armazena informações fornecidas pelos detectores. A mídia de armazenamento de informações 13 pode incluir qualquer mídia legível por computador não transitória para armazenamento de informações de computador padrão, como uma unidade USB, cartão de memória, disco rígido, memória RAM removível, EPROMs, EAROMs, memórias flash e discos ópticos ou outro sistema de armazenamento de memória comumente usados conhecido pelo versado na técnica, incluindo armazenamento à base de Internet. A mídia de armazenamento de informações 13 armazena um programa que, quando executado, faz com que o processador de informações 17 execute o método revelado. A mídia de armazenamento de informações 13 pode também armazenar as informações de formação fornecidas pelo usuário, ou as informações de formação podem ser armazenadas em uma mídia de armazenamento de informações periférica 19, que pode ser qualquer dispositivo de armazenamento de informações de computador padrão, como uma unidade USB, cartão de memória, disco rígido, memória RAM removível, ou outro sistema de armazenamento de memória comumente usado conhecido pelo versado na técnica, incluindo armazenamento à base de Internet. O processador de informações 17 pode ter qualquer forma de computador ou hardware de processamento matemático, incluindo hardware à base de Internet. Quando o programa é carregado a partir da mídia de armazenamento de informações 13 na memória de processador 9 (por exemplo, RAM de computador), o programa, quando executado, faz com que o processador de informações 17 recupere informações de detector a partir da mídia de armazenamento de informação 13 ou mídia de armazenamento de informações periférica 19 e processe as informações para estimar um parâmetro de interesse. O processador de informações 17 pode estar situado sobre a superfície ou no interior de poço.

[0059] O termo "informações", para uso na presente invenção, inclui qualquer forma de informação (analógica, digital, EM, impressa, etc.). Para uso na presente invenção, um processador é qualquer dispositivo de processamento de informações que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, carrega, armazena ou de outro modo usa informações. Em vários aspectos não limitadores da revelação, um dispositivo de processamento de informações inclui um computador que executa instruções programadas para realizar vários métodos. Essas instruções podem proporcionar a operação do equipamento, o controle, a coleta e a análise de dados e outras funções além das funções aqui descritas. O processador pode executar instruções armazenadas em uma memória de computador acessível ao processador, ou pode empregar uma lógica implementada como uma matriz de portas programável em campo (FPGAs), circuitos integrados de aplicação específica (ASICs), outro hardware lógico combinatório ou sequencial, e assim por diante.

[0060] Em uma modalidade, o conjunto de circuitos associado aos sensores pode ser configurado para tomar medidas em uma pluralidade de profundidades de poço inacabado à medida que a ferramenta se move ao longo do eixo geométrico longitudinal do poço inacabado. Essas medições podem ser substancialmente contínuas, as quais podem ser definidas como sendo repetidas em incrementos muito pequenos de profundidade, de modo que as informações resultantes tenham resolução e escopo suficiente para fornecer uma imagem de parâmetros de poço inacabado.

[0061] Em outras modalidades, o sistema 10 inclui uma torre convencional 14 que pode suportar uma mesa giratória que é girada a uma velocidade de rotação desejada. O suporte 11 pode incluir uma ou mais seções de tubulação de perfuração que se estendem para baixo no poço inacabado 12 partir da mesa giratória, e é conectado a um conjunto de perfuração. O fluido de perfuração ou lama de perfuração 22 é bombeado através da coluna de perfuração 11 e/ou do poço inacabado 12. O sistema de perfuração de poço 10 pode incluir também um conjunto de parte inferior de poço (BHA). Em uma modalidade, um motor de perfuração ou motor de lama é acoplado ao conjunto de perfuração e gira o conjunto de perfuração quando o fluido de perfuração 22 é passado através do motor de lama sob pressão.

[0062] O sistema 10 inclui qualquer número de ferramentas de fundo de poço 100 para vários processos incluindo a perfuração de formação, direcionamento geológico e avaliação de formação (FE) para medição versus profundidade e/ou tempo de um ou mais quantidades físicas em ou ao redor de um poço inacabado. À ferramenta 100 pode ser incluída em ou incorporada como um BHA, componente de coluna de perfuração ou outro suporte adequado. "Suporte", como descrito na presente invenção, 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. Os suportes não limitadores exemplificativos incluem colunas de perfuração do tipo tubo enrolado em espiral, do tipo tubulação unida e qualquer combinação ou porção dos mesmos. Outros suportes 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.

[0063] Em uma modalidade, um ou mais componentes de fundo de poço, como a ferramenta de fundo de poço 100, podem incluir dispositivos sensores 120 configurados para fazer medições elétricas indicativas de permissividade dielétrica, conforme descrito em maiores detalhes abaixo. Outros sensores 130 podem ser configurados para medir vários parâmetros da formação e/ou poço inacabado, posição e orientação da ferramenta, condições ambientais como temperatura e pressão, e assim por diante. Por exemplo, um ou mais sensores 130 (ou conjuntos de sensores como subs MWD) são configurados para medições de avaliação de formação e/ou outros parâmetros de interesse (chamados na presente invenção de "parâmetros de avaliação") relacionados à formação, poço inacabado, características geofísicas, fluidos de poço inacabado e condições de contorno. Esses sensores 130 podem incluir sensores para medir parâmetros de poço inacabado (por exemplo, tamanho de poço inacabado, inclinação de poço inacabado e azimute, e aspereza de poço inacabado), sensores para medir parâmetros geofísicos (por exemplo, velocidade acústica, tempo de deslocamento acústico, resistividade elétrica), sensores para medir parâmetros de fluido de poço inacabado (por exemplo, viscosidade, densidade, clareza, reologia, nível de pH, e teores de gás, óleo e água), sensores de condição de contorno, e sensores para medição de propriedades físicas e químicas do fluido de poço inacabado.

[0064] Um aspecto inovador do sistema ilustrado na Figura 1 é que a unidade (ou unidades) de controle pode ser configurada para executar certos métodos (discutidos abaixo) que não estão contemplados na técnica anterior. A unidade de controle de superfície e/ou unidade de controle de fundo de poço pode ser configurada para controlar sensores descritos acima e para estimar um parâmetro de interesse de acordo com os métodos descritos na presente invenção. O controle desses componentes pode ser realizado com o uso de um ou mais modelos ou algoritmos com o uso dos métodos descritos abaixo.

[0065] Os modelos matemáticos, tabelas de consulta, ou outros modelos que representam as relações entre os sinais e os valores das propriedades de formação podem ser usados para caracterizar operações na formação ou a formação em si, otimizar um ou mais parâmetros operacionais de produção ou desenvolvimento, e assim por diante. O sistema pode realizar essas ações através de notificações, avisos e/ou controle inteligente.

[0066] Diversos tipos de sensores elétricos 120 podem ser usados na avaliação da formação de acordo com modalidades reveladas na presente invenção. Como um exemplo, os sensores que têm por base a propagação de onda eletromagnética (EM) são usados para muitas aplicações em que a amplitude e a fase de onda percorrida em um meio desconhecido são estudadas para inferir as propriedades daquele meio. Embora aspectos da revelação possam utilizar beneficamente a propagação de onda (EM), modalidades particulares podem empregar as técnicas reveladas na presente invenção em conjunto com diversos tipos de perfilagem de indução, incluindo perfilagem de indução de múltiplos componentes. Em algumas modalidades, a ferramenta eletromagnética 10 pode incluir pelo menos uma antena de transmissão e recepção e pelo menos uma antena de laço de recepção montada em um bloco. As medições dielétricas podem ser obtidas, por exemplo, por medição da atenuação de amplitude e diferença de fase a partir de um sistema de antena simétrica compensada.

[0067] Conforme descrito acima, a medição e avaliação dielétrica pode incluir a estimativa de permissividade elétrica de materiais. A permissividade elétrica pode incluir partes imaginárias e reais, que podem variar com a frequência de um sinal elétrico exposto a um material. Em alguns aspectos, a permissividade elétrica pode ser estimada com o uso de uma ferramenta eletromagnética (EM) configurada para gerar uma corrente elétrica em uma pluralidade de frequências.

[0068] A Figura 2A representa uma vista em seção transversal da ferramenta de fundo de poço 201 (por exemplo, ferramenta eletromagnética, ferramenta dielétrica ou outra ferramenta de perfilagem, etc.) em um meio homogêneo. A ferramenta 201 pode incluir transmissores T1, T2 e receptores R1, R2. Os transmissores T1, T2 podem ser dispostos simetricamente com os receptores R1, R2. Ou seja, a distância a partir de T1 a R1 pode ser igual à distância de T2 a R2; e a distância a partir de T1 a R2 pode ser igual à distância de T2 a R1.

[0069] Uma técnica convencional de compensação de medição que envolve dois receptores posicionados simetricamente em relação a dois transmissores (conforme mostrado na Figura 2A) é demonstrada. O deslocamento de fase relativa entre R1 e R2 quando T1 é disparado pode ser dado por:

T T T 9xir, = On, OR (15)

[0070] O deslocamento de fase relativa entre R1 e R2 quando T2 é disparado pode ser dado por: T: T: T: Oxin, = O — OR (16)

[0071] A fase relativa compensada pode ser dada por: T T; rir =, 5(9xir, + CHA) (17) em que o é a fase medida pelo receptor j quando o transmissor i é disparado e pode ser escrita como o = 07,+ Og, + O(7) (18) em que 7, e Br; são os deslocamentos de fase de transmissor i e receptor j em relação a uma fonte comum e A(r) é o deslocamento de fase devido ao percurso de onda no meio sondado entre o transmissor e o receptor que são separados por uma distância de r.

[0072] As equações (15) e (16) eliminam o efeito de deslocamento de fase interno em T1 e T2. Como pode ser visto a partir da conexão na Equação (18) nas Equações (15) e (16) e com o uso da Equação (17), pode-se eliminar o efeito de deslocamento de fase em R1 e R2. A suposição por trás desse método é que a onda que percorre a partir de qualquer um dos transmissores iria experimentar o mesmo deslocamento de fase no meio sondado, o que significa que o meio na frente do transmissor e receptor deve ser homogêneo ou posicionado simetricamente (em relação a transmissores e receptores) heterogêneo.

[0073] A Figura 2B representa uma vista em seção transversal da ferramenta 201 em meios heterogêneos que têm permissividades relativas, e, e e2. Em geral, para uma onda eletromagnética que se propaga em um regime de campo próximo, a diferença de fase entre a onda que passa através de pontos no espaço não é apenas uma função da distância entre os dois pontos (r2, — r,) mas também uma função de posição absoluta desses pontos (r, e r2). Considere o meio da Figura 2B, em que a ferramenta está posicionada de modo que a interface entre o meio 1 e meio 2 fique situada entre o Transmissor 2 e o receptor mais próximo (Receptor 2). Ignorando o efeito de reflexão na interface, o efeito do meio 2 pode ser substituído por um meio equivalente com as mesmas propriedades do meio 1, mas com distância mais longa entre o Transmissor 2 e receptores (uma vez que €, > £1).

[0074] A Figura 2C mostra o efeito aproximado de meios heterogêneos na propagação de uma onda eletromagnética. Com referência às Figuras 2B e 2C, embora r7; —-ry=r3-r71, r27t1T, e ritr]; dessa forma, as distâncias

"simuladas" entre transmissor e receptores da esquerda e direita não são iguais. Isso leva a um deslocamento de fase desigual para uma onda eletromagnética que percorre a partir desses transmissores, o que torna a abordagem tradicional inválida.

[0075] A Figura 2D mostra os deslocamentos de fase da ferramenta de propagação de onda 207 de acordo com modalidades da presente revelação. A ferramenta 207 pode incluir transmissores T1, T2 e receptores de R1 a R4. Os transmissores T1, T2 podem ser dispostos simetricamente com os receptores de R1 a R4. Por exemplo, a distância de T1 a R1 pode ser igual à distância de T2 a R4; e a distância a partir de T1 a R2 pode ser igual à distância de T2 a R3.

[0076] Com referência à Figura 2D, para obter a diferença de fase entre os receptores R2 e R3, os transmissores simétricos são usados para cancelar o efeito do deslocamento de fase em cada receptor. Mediante o disparo do transmissor T1, os deslocamentos de fase em R2 e R3 podem ser expressos como:

T 9x. = rn 7 7 (19)

T 071 = Or,n, = O (20) em que o é o deslocamento de fase gravado no receptor j quando transmissor i é disparado, Br;Rj é representativo do tempo que a onda EM propaga na formação, o7 é o valor interno do deslocamento de fase ao receptor j. O deslocamento de fase relativa entre os receptores R2 e R3 após o disparo do transmissor T1 (isto é, ox -— ox) pode ser expressa como:

T Oxlr, = rir, + OM — Or,n3 — O (21)

[0077] Mediante o disparo do transmissor T2, os deslocamentos de fase em R2 e R3 podem ser expressos como:

T: 972 = Orr; = OR (22) T: 972 = Orr, = OR (23)

[0078] O deslocamento de fase relativa entre os receptores R3 e R2 após o disparo do transmissor T2 pode ser expresso como (9 -— ox): T: nin = Orans + OR, Orar — Ra (24)

[0079] Convencionalmente, pode ser presumido que esses deslocamentos de fase são iguais: 73R2 = Ir R3o r75R3 = rn (25)

[0080] Após a substituição de 7,r, € 97,r; Na Eq. (24), o deslocamento de fase relativa entre os receptores R3 e R2 após o disparo do transmissor T2 (isto é, ox -— o) pode ser dado por: T: nin, = Orir2 + OR, Orins — Oo (26)

[0081] Dessa forma, uma medição compensada para a fase relativa entre os receptores R3 e R2 pode ser dada como: T. T: geom — (Oras FOnsno) 7) RoR3 2 CTA = rn = Pr, R3 (28)

[0082] As técnicas de acordo com a modalidade da presente revelação, conforme descrito no presente documento, podem ser empregadas em conexão com uma variedade de ferramentas de fundo de poço transportadas sobre vários suportes. Vários exemplos gerais são descritos mais adiante neste documento.

[0083] A Figura 3A mostra a ferramenta de perfilagem de fundo de poço (ferramenta de fundo de poço, ferramenta de perfilagem, ferramenta de perfilagem de matriz dielétrica de múltiplas frequências, ferramenta eletromagnética, ferramenta dielétrica, ou ferramenta) 300 para avaliar uma formação da terra de acordo com as modalidades da presente revelação. A ferramenta dielétrica 300 pode ser disposta no suporte 11 (não mostrado) cruzando a formação da terra 13. A ferramenta dielétrica 300 pode incluir um corpo (por exemplo, BHA, alojamento, invólucro, coluna de perfuração, corpo de ferramenta a cabo de aço) 301 que tem blocos 305 estendidos sobre dispositivos de extensão 303. Dois blocos são mostrados para propósitos de ilustração e, na prática real, pode haver mais ou menos blocos, como três blocos separados por cerca de 120 graus circunferencialmente ou seis blocos separados por cerca de 60 graus. Os dispositivos de extensão 305 podem ser eletricamente operados, eletromecanicamente operados, mecanicamente operados ou hidraulicamente operados. Com os dispositivos de extensão 303 completamente estendidos, os blocos (blocos de ferramenta dielétrica) 305 podem engatar o poço inacabado 12 e fazer medições indicativas de pelo menos um parâmetro de interesse do volume sob investigação, como saturação de água, condutividade de água, permissividade de água, permissividade da rocha seca, permissividade de hidrocarbonetos, parâmetros de textura da formação (por exemplo, formato de grão), capacidade de troca de cátions ("CEC" - cation exchange capacity), e a porosidade total.

[0084] Os blocos 305 podem incluir uma face configurada para engatar o poço inacabado 12. O termo "engatar", para uso na presente invenção, pode ser definido como em contato com o poço inacabado 12, impelido contra o poço inacabado 12, pressionado firmemente contra o poço inacabado 12 ou posicionado próximo ao poço inacabado 12. O termo "adjacente", para uso na presente invenção, pode ser definido como o bloco estando perto do poço inacabado 12 de modo que possam ser tomadas medições a partir do bloco que são úteis na avaliação do poço inacabado, formação da terra ou ambos. O termo "face" se refere à superfície, borda ou lado do corpo de ferramenta ou bloco que está mais próximo à parede do poço inacabado.

[0085] Os blocos 305 podem incluir transmissor T1, T2 e receptores, R1, R2. Os transmissores podem ser configurados para irradiar ondas EM na formação; e os receptores podem ser configurados para serem responsivos às ondas EM que irradiam na formação e gerar um sinal que é indicativo do parâmetro de interesse. Um processador pode ser configurado para estimar a atenuação de amplitude e diferença de fase entre o sinal de transmissão e os sinais recebidos, que são usados para estimar o parâmetro de interesse. Por exemplo, a atenuação e a diferença de fase podem ser estimadas entre os sinais recebidos a partir de pelo menos dois receptores espaçados. Esse processamento pode ser feito no interior de poço ou na superfície, mediante o uso de um ou mais processadores de ambiente de hardware 29.

[0086] A Figura 3B mostra uma vista em seção transversal da ferramenta de perfilagem dielétrica de múltiplas frequências 300b de acordo com modalidades da presente revelação. A ferramenta dielétrica 300b pode incluir corpo de ferramenta 301 que tem transmissores T1, T2 e receptores de R1 a R4 dispostos no corpo de ferramenta 301. Em outras modalidades, a configuração de transmissor-receptor da ferramenta de perfilagem 300b pode ser incluída nos blocos 305.

[0087] A Figura 3C mostra uma vista em seção transversal da ferramenta de perfilagem dielétrica de múltiplas frequências de acordo com modalidades da presente revelação. A ferramenta dielétrica 300c pode incluir corpo de ferramenta 301 que tem transmissores de T1 a T6 e receptores de R1 a R4 dispostos no corpo de ferramenta 301. Em outras modalidades, a configuração de transmissor- receptor da ferramenta de perfilagem 300c pode ser incluída nos blocos 305.

[0088] Com referência às Figuras de 3A a 3C, os transmissores podem ser posicionados simetricamente em blocos 305 ou corpo de ferramenta 301 em relação aos receptores nas ferramentas dielétricas 300, 300b e 300c. Por exemplo, na ferramenta dielétrica 300b, a distância a partir de T1 a R3 pode ser a mesma distância de T2 a R2; e a distância a partir de T1 a R1 pode ser a mesma distância de T2 a R4. Além disso, cada receptor pode ter um espaçamento a partir de seu receptor adjacente de modo que uma onda EM que se propaga entre aqueles receptores percorra no máximo um meio comprimento de onda (isto é, a propagação de ondas EM entre cada receptor adjacente tem um deslocamento de fase que é não maior que radianos Tr ou 180 ºC devido à formação e não tendo em conta deslocamentos de fase internos do conjunto de circuitos de ferramenta). Além disso, o espaçamento entre R1 e R2 não pode exceder um meio comprimento de onda da onda EM que se propaga na formação 13. O espaçamento entre receptores adjacentes pode depender da faixa de frequências da ferramenta dielétrica.

[0089] Como exemplos não limitadores, cada transmissor ou receptor da ferramenta de perfilagem de matriz dielétrica de múltiplas frequências pode ser configurado como uma antena de quadro, uma antena de bobina, uma antena de monopolo, uma antena de dipolo, uma matriz de antenas, uma antena de painel, uma antena de refletor, uma antena de registro periódico, etc. Cada transmissor ou receptor pode ser configurado para operar em uma pluralidade de frequências.

[0090] A ferramenta pode usar apenas algumas frequências. Por exemplo, cada transmissor ou receptor pode ser configurado para operar em uma faixa de frequências de cerca de 35 MHz a cerca de 1 GHz e sintonizado para apenas essas frequências distintas 35 MHz, 84 MHz, 200 MHz, 450 MHz e 1.000 MHz. Dessa forma, cada transmissor ou receptor pode ser configurado para ter uma largura de banda de cerca de 1 GHz e sintonizado a uma pluralidade de frequências dentro daquela banda de frequência, e cada frequência ajustada dentro daquela banda pode ser separada em pelo menos 50 MHz.

[0091] Com o uso de medições complexas da dielétrica eficaz em múltiplas frequências, as equações do modelo de misturas podem ser ajustadas à curva de dispersão para se obter os valores para os parâmetros de interesse. Em algumas modalidades, um modelo de mistura pode ter um grande número de parâmetros desconhecidos, e dessa forma mais equações (e, portanto mais medições em mais frequências) podem ser utilizadas. Usando os parâmetros determinados para o modelo de mistura selecionado e um dado valor de porosidade total (obtido, por exemplo, a partir de medições anteriores), o sistema de equações pode ser resolvido para valores de parâmetro. Nos casos em que uma solução é sobredeterminada, um algoritmo de ajuste de quadrados mínimos pode ser usado para estimar os parâmetros. Técnicas da presente revelação

[0092] As modalidades gerais da presente descrição incluem métodos para a avaliação de um volume de uma formação de terra, em que o volume compreende uma matriz rochosa saturada por um fluido incluindo água. Os métodos podem incluir fazer medições de permissividade complexa em uma pluralidade de frequências com o uso de uma ferramenta eletromagnética, que compreende pelo menos um transmissor e pelo menos um receptor em um poço inacabado que penetra na formação de terra, para transmitir sinais para o volume em uma pluralidade de frequências. As medições dielétricas complexas podem ser modeladas com o uso de um modelo de mistura que se aproxima do comportamento dielétrico do volume responsivo às propriedades do volume (por exemplo, parâmetros de interesse). À medida que o comportamento dispersivo dielétrico do volume é sensível a estes parâmetros, a medição do comportamento dielétrico da formação em múltiplas frequências fornece um meio para quantificar esses parâmetros.

[0093] Aspectos da revelação permitem a identificação da salinidade e saturação de água mais precisas em tempo real com o uso de medições dielétricas de fundo de poço. As técnicas de inversão consistentes com aquelas reveladas na presente invenção podem ser caracterizadas como dados orientadas e autodependentes, eliminando assim possíveis erros causados pelas informações de entrada insuficientes e reduzindo a dependência de ferramentas dielétricas em outras ferramentas de perfilagem.

[0094] Os métodos da presente descrição podem incluir identificar uma frequência ideal. A identificação da frequência ideal pode ser executada identificando-se frequências candidatas da pluralidade de frequências que têm uma medição correspondente com uma respectiva sensibilidade a ao menos um dentre i) salinidade e ii) porosidade preenchida com água, determinando-se que cada respectiva sensibilidade é substancialmente independente de textura de rocha; e selecionando-se um máximo das frequências candidatas como a frequência ideal.

[0095] Os métodos podem incluir o uso de uma método de pesquisa de tabela baseado em um modelo direto para gerar uma estimativa inicial de pelo menos dois parâmetros do volume (por exemplo, salinidade e porosidade preenchida com água); e com o uso da estimativa inicial para os pelo menos dois parâmetros como uma condição inicial para uma inversão de outras medições da pluralidade de medições em uma frequência diferente da frequência ideal para gerar uma solução final que compreende estimativas finais para as propriedades da formação.

[0096] Em modalidades gerais, os modelos de acordo com as modalidades da presente revelação podem ser expressos com o uso da equação Cr etormação = (1 = 99 /Enaire + SyPT fexgua + A = Si) &6x0. (29) em que Cexr é um expoente geral. Ou seja, Cexr é o grau da raiz da permissividade (fase) de cada componente, e pode ser um número racional positivo.

[0097] A permissividade de água complexa é a principal causa da dispersão de formação. Os efeitos de água ocorrem em duas partes: primeiro, a constante dielétrica alta de água aumenta a permissividade de toda a mistura; em contraste, a salinidade de água introduz um termo com perdas que tem um impacto sobre o espectro de frequências dielétricas. Em geral, o maior teor de água leva à permissividade de formação relativa mais alta, e água mais condutiva indica um espectro dispersivo mais íngreme.

[0098] Considerando um volume de rocha porosa saturada por água e óleo, a permissividade em batelada do volume é determinada pela salinidade de água, fluidos e volume de matriz, e texturas de rocha. A salinidade contribui tanto para a condutividade como para a permissividade. Ao mesmo tempo, isso afeta a dispersão de permissividade e condutividade. ; ” (0) Eta Er ie or Sos x) [IR e] = Modelo (Cw, Ow, EXP) x) em que R é resistividade, e; é permissividade, Cw é salinidade, quw é porosidade preenchida com água, e EXP é um parâmetro de textura.

[0099] As Figuras 4A e 4B ilustram o efeito de salinidade da água do volume nas medições dielétricas em batelada do volume da formação. A Figura 4A ilustra o efeito de salinidade da água do volume na resistividade. A Figura 4B ilustra o efeito de salinidade da água do volume na permissividade. O aumento de salinidade na água irá fazer com que sua condutividade aumente. Um outro efeito que os íons em movimento livre têm é restringir a capacidade de polarização de moléculas de água, reduzindo assim a permissividade de água. As Figuras 4A e 4B mostram as curvas variáveis de permissividade e condutividade em relação à salinidade e exibem claramente esse comportamento.

[0100] As Figuras 5A e 5B ilustram o efeito da frequência de medição em medições dielétricas em batelada do volume da formação. A Figura 5A ilustra o efeito da frequência na condutividade. A Figura 5B ilustra o efeito da frequência na permissividade. As Figuras mostram uma diminuição na permissividade e aumento na condutividade à medida que a frequência aumenta.

[0101] As Figuras 6A e 6B ilustram o efeito do teor de água em relação à frequência de medição nas medições dielétricas em batelada do volume da formação. A Figura 6A ilustra o efeito do teor de água em relação à frequência na condutividade. A Figura 6B ilustra o efeito do teor de água em relação à frequência na permissividade. As Figuras mostram uma permissividade mais alta com existência de maior teor de água na batelada.

[0102] As Figuras 7A e 7B ilustram o efeito da salinidade em relação à frequência de medição nas medições dielétricas em batelada do volume da formação. A Figura 7A ilustra o efeito da salinidade em relação à frequência na condutividade. A Figura 7B ilustra o efeito da salinidade em relação à frequência na permissividade. É evidente a partir das Figuras que a acentuação dielétrica de baixa frequência é mais pronunciada com maior salinidade.

[0103] A Figura 8 ilustra o efeito de um parâmetro de textura em relação à frequência de medição nas medições dielétricas em batelada do volume da formação. É evidente a partir das Figuras que a acentuação dielétrica de baixa frequência é mais pronunciada com maior salinidade.

[0104] A singularidade de solução de permissividade e condutividade em batelada em relação à salinidade e teor de água é melhor a frequências altas. Com base no modelo, pode-se observar que a sensibilidade das medições dielétricas de fundo de poço para Cu e qu é diferente em frequências diferentes. Em frequências mais altas, os efeitos de salinidade e volumétricos predominam. Em frequências mais baixas, pelo contrário, os efeitos de textura de rocha predominam.

[0105] Sem um bom modelo de referência, a inversão exata para salinidade e porosidade preenchida com água a partir de medições de baixa frequência é problemática. Mesmo se todas as frequências forem combinadas, a ambiguidade em frequências mais baixas deteriora a inversão e sabota a estabilidade quando suposições iniciais estiverem muito longe dos resultados verdadeiros.

[0106] Aspectos da revelação incluem novas técnicas de inversão com uma pesquisa de suposição inicial automática baseada em dados descrita em mais detalhes abaixo. Essas técnicas são independentes de modelo direto; ou seja, a inversão pode incorporar qualquer modelo direto que atenda aos requisitos descritos acima. Algumas modalidades gerais se referem à detecção da frequência mais alta onde a medição da sensibilidade à salinidade e porosidade preenchida com água é significativa, e à pesquisa através de gráficos com vários parâmetros de textura para encontrar a melhor solução de inversão da frequência mais alta. Os espaçamentos de medição diferentes podem ser combinados. Esta solução de frequência mais alta pode ser, por sua vez, usada como uma suposição inicial e também como um modelo de referência. O processo pode incluir ajustar iterativamente pesos em modelos de inversão baseados nas incertezas de solução de frequência mais alta.

[0107] A Figura 9 mostra um diagrama de fluxo de dados que ilustra um fluxo de trabalho de acordo com as modalidades da presente revelação. A etapa 902 compreende a leitura das entradas e parâmetros selecionados. As medições de condutividade e permissividade das medições de ferramenta de fundo de poço são entradas principais para a inversão. Entretanto, algumas medições auxiliares incluindo temperatura, porosidade, indução ou resistividade galvânica podem também ser lidas. Todos os parâmetros necessários para a inversão são alimentados no programa nessa etapa.

[0108] A etapa 904 compreende selecionar medições com base em critérios de frequência e controle de qualidade de dados ("QC"). Os critérios de frequência são discutidos em mais detalhes abaixo. O controle de qualidade de dados precisa ser realizado antes de executar uma inversão. Exemplos de critérios podem incluir a amplitude de sinal receptor próximo de um dado espaçamento, consistência de permissividade e espectro de frequência de condutividade, e indicação de condições de poço inacabado anormais como desmoronamentos.

[0109] A etapa 906 compreende calcular incertezas. As incertezas na permissividade e condutividade são propagadas a partir de ruído nas medições brutas (por exemplo, atenuação e diferenças de fase entre dois receptores em um conjunto de matriz de antenas). Pode ser prudente determinar incertezas antes da condução de uma inversão.

[0110] A etapa 908 compreende encontrar uma frequência para uso para computação de suposição inicial. Conforme explicado em mais detalhes acima, as medições de permissividade e condutividade de alta frequência são geralmente afetadas pela fração volumétrica de misturas de rochas e a salinidade da água conata e são quase independentes da textura de rocha; dessa forma, essas medições podem indicar uma solução exclusiva para saturação e salinidade de água. A solução de alta frequência única pode ser usada como uma suposição inicial para resolver todo o espectro de frequência para estabilizar a inversão e evitar ambiguidade. Entretanto, a solução de frequência única é suscetível a incertezas das medições correspondentes. Em um exemplo, com base nas incertezas de cada par de condutividade e permissividade entre as três frequências de trabalho mais altas, a frequência mais confiável pode ser escolhida para computar suposições iniciais.

[0111] A etapa 910 compreende atribuir um valor NEXP para construir uma tabela de pesquisa. Ou seja, um mapa é construído com um dado valor NEXP. A partir das etapas descritas acima, o usuário pode ter definido a permissividade e condutividade de um espaçamento específico em uma alta frequência típica. As curvas de permissividade e condutividade podem ser usadas para encontrar uma solução inicial de saturação e salinidade de água. Então, o programa pode inverter uma solução final que se ajuste a todas as medições iniciando-se a iteração a partir da solução inicial.

[0112] Uma abordagem de pesquisa de mapa pode ser usada para computar a solução inicial. Em primeiro lugar, um mapa de pesquisa pode ser construído, em que, por exemplo, a faixa de salinidade é de O a 200 kppm e a faixa de saturação de água é de O a 100%. A Figura 10 ilustta um mapeamento de permissividade complexa à resistividade em vários valores de Cw e quw. Além disso, outros parâmetros do modelo também podem variar. Estes outros parâmetros podem incluir um valor exponencial a partir de entrada de dados inseridos pelo usuário, permissividade de matriz e os valores de porosidade do nível atual. O mapa pode consistir em grades finas representando sequências de valor de saturação de água e salinidade. Cada combinação de saturação e salinidade de água geraria um conjunto de respostas de permissividade e condutividade (consulte a Figura 10).

[0113] A etapa 912 compreende a pesquisa através da tabela de saturação- salinidade da água a condutividade-permissividade. Com as medições de ferramenta selecionadas, ao pesquisar o mapa, a solução de saturação e salinidade de água pode ser encontrada como um ponto de grade que tem a menor distância a partir da medição. Se a medição estiver fora do mapa de pesquisa, sua projeção no contorno de mapa mais próximo pode ser tomada como a solução inicial.

[0114] A etapa 914 compreende executar uma inversão com os resultados de alta frequência. Os resultados podem ser usados como a solução inicial e modelo de referência. No bloco 916, as etapas podem ser repetidas com o uso dos resultados de saída. À medida que as suposições iniciais computadas a partir da alta frequência são obtidas, uma inversão pode ser conduzida por iteração através de uma rotina de minimização até convergir para uma solução que se ajusta a todas as medições de frequência. O modelo de referência usado na inversão também pode ser atualizado para ser igual às suposições iniciais computadas.

[0115] A Figura 11 ilustra um método para avaliar uma formação de terra com o uso de medições dielétricas complexas. As medições dielétricas complexas podem ser modeladas com o uso de um modelo de mistura que se aproxima do comportamento dielétrico da formação, conforme descrito acima. Na Etapa opcional 1110, o método pode incluir transportar uma ferramenta eletromagnética em um poço inacabado adjacente a um volume de interesse de uma formação de terra. O transporte da ferramenta pode incluir manobrar a ferramenta em um cabo de perfilagem, transportar a ferramenta em uma coluna de perfuração girando-se uma broca de perfuração em um conjunto de poço inacabado (BHA) na extremidade distal da coluna de perfuração para estender o poço inacabado, e assim por diante. Na Etapa opcional 1120, o método pode incluir a realização de medições dielétricas complexas do volume de interesse no poço inacabado. A etapa 1120 pode ser executada excitando-se um ou mais transmissores no poço inacabado em uma pluralidade de frequências para transmitir sinais para o volume, receber sinais em uma pluralidade de receptores em resposta à excitação e processar os sinais para gerar medições. As etapas 1110 e 1120 podem pode ser executadas com o uso de ao menos um processador para direcionar o suporte ou outro equipamentos de perfuração ou de poço inacabado, ou controlar os transmissores, diretamente, ou mediante o uso de comandos para processadores intermediários (por exemplo, controladores, DSP'ss, e similares) em conexão operacional com circuito de medição incluindo geradores de sinais, amplificadores, fontes de alimentação, armazenamento de dados, etc. para gerar e medir fenômenos eletromagnéticos (por exemplo, uma onda de propagação). A realização de medições pode incluir estimar um deslocamento de fase associado a um ou mais sinais.

[0116] A etapa 1130 compreende identificar uma frequência ideal, e pode ser executada identificando-se frequências candidatas da pluralidade de frequências que têm uma medição correspondente com uma respectiva sensibilidade a ao menos um dentre i) salinidade e ii) porosidade preenchida com água, e selecionar um máximo das frequências candidatas como a frequência ideal. A identificação das frequências candidatas pode ser executada mediante a determinação de que cada respectiva sensibilidade seja substancialmente independente da textura de rocha. Alternativa ou adicionalmente, a identificação de frequências candidatas pode ser executada com base em um valor de incerteza associado a pelo menos um dentre: i) um conjunto de respectivos valores de condutividade e permissividade de cada frequência candidata, e ii) valores de amplitude de um sinal de sensor receptor da ferramenta eletromagnética.

[0117] A etapa 1140 compreende o uso de um método de pesquisa de tabela baseado em um modelo direto para gerar uma estimativa inicial de pelo menos dois parâmetros do volume. A etapa 1150 compreende usar a estimativa inicial para os pelo menos dois parâmetros como uma condição inicial para uma inversão de outras medições da pluralidade de medições em uma frequência diferente da frequência ideal para gerar uma solução final que compreende estimativas finais para as propriedades da formação. O método de pesquisa de tabela pode incluir uma correlação da estimativa inicial dos pelo menos dois parâmetros com uma combinação de um valor de condutividade específico e um valor de permissividade específico na frequência ideal em um espaçamento específico para o transmissor e o receptor.

[0118] A etapa opcional 1150 compreende o uso da estimativa inicial dos pelo menos dois parâmetros para gerar um modelo para executar uma inversão que usa a pluralidade de medições de propagação como entrada e gera pelo menos um parâmetro petrofísico como saída. O modelo pode compreender um modelo de mistura petrofísico.

[0119] A etapa opcional 1160 compreende ajustar um peso em um modelo de inversão baseado em uma incerteza para a estimativa inicial dos pelo menos dois parâmetros e incerteza para a pluralidade de medições de propagação. A etapa opcional 1170 compreende executar iterações de inversão adicionais com o uso de uma rotina de minimização para convergir para a solução final para a pluralidade de frequências. A etapa opcional 1180 pode incluir o uso dos valores resultantes da inversão para estimar outros parâmetros de interesse do volume ou da formação, incluindo as propriedades de formação, como, por exemplo, tipo de argila.

[0120] Outras etapas opcionais podem incluir avaliar a formação ou modelar a formação com o uso dos parâmetros de interesse, conduzir operações de recuperação secundárias dependendo dos parâmetros estimados, do modelo, uma localização de um contorno ou combinações dos mesmos. As operações de recuperação secundária podem incluir qualquer uma ou todas dentre as operações de perfuração, operações de injeção, operações de produção e similares. Por exemplo, o método pode incluir iniciar, modificar, continuar ou interromper uma ou mais operações de perfuração ou produção na dependência de um modelo da formação que caracteriza volumes particulares de interesse como tendo propriedades particulares (por exemplo, valores de um ou mais parâmetros de interesse). Exemplos de modalidades podem incluir o uso de ao menos um processador para realizar ao menos um dentre: i) armazenar o pelo menos um parâmetro de interesse em uma memória de computador; ii) transmitir o pelo menos um parâmetro de parte superior de poço interesse; ou iii) exibição do parâmetro de interesse para um engenheiro de operação.

[0121] Os modelos matemáticos, tabelas de consulta, redes neurais, ou outros modelos que representam as relações entre os sinais e os valores das propriedades de formação podem ser usados para caracterizar a operação de perfuração, otimizar um ou mais parâmetros de perfuração de uma operação de perfuração, mudar a direção de perfuração, ou de outro modo modificar operações de perfuração no poço inacabado. O sistema pode realizar essas ações através de notificações, avisos e/ou controle inteligente.

[0122] O termo "dispositivo de transporte" ou "suporte", como usado acima, significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou membro que pode 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. Os dispositivos de transporte não limitadores exemplificativos incluem colunas de perfuração do tipo tubo enrolado em espiral, do tipo tubulação unida e qualquer combinação ou porção dos mesmos. Outros exemplos de dispositivo de transporte incluem tubos de revestimento, cabos de aço, sondas a cabo de aço, sondas a cabo de perfilagem, cargas explosivas para lançamento, subs de interior de poço, BHA's, elementos de inserção de coluna de perfuração, módulos, alojamentos internos e porções de substrato dos mesmos, e tratores autopropulsados. "Tubular", para uso na presente invenção, significa um ou mais segmentos de tubular, incluindo, por exemplo, tubos de perfuração, colar de perfuração, mandril e assim por diante.

[0123] O processamento de dados pode incluir o uso de um programa de computador implementado em uma mídia legível por máquina não transitória adequada (mídia legível por computador não transitória) que permite que o processador realize o controle e processamento. A mídia legível por máquina não transitória pode incluir ROMs, EPROMs, EAROMs, memórias Flash, discos ópticos e discos rígidos. Conforme observado acima, o processamento pode ser feito no interior de poço ou na superfície, com o uso de um ou mais processadores. Além disso, os resultados do processamento, como uma imagem de valores de permissividade ou parâmetro, podem ser armazenados em uma mídia adequada.

[0124] O termo "informações", para uso na presente invenção, inclui qualquer forma de informação (analógica, digital, EM, impressa, etc.). Para uso na presente invenção, um processador é qualquer dispositivo de processamento de informações que transmite, recebe, manipula, converte, calcula, modula, transpõe, carrega, armazena ou de outro modo usa informações. Em vários aspectos não limitadores da revelação, um processador inclui um computador que executa instruções programadas para realizar vários métodos. Essas instruções podem proporcionar a operação do equipamento, o controle, a coleta e a análise de dados e outras funções além das funções aqui descritas. O processador pode executar instruções armazenadas em uma memória de computador acessível ao processador, ou pode empregar uma lógica implementada como uma matriz de portas programável em campo (FPGAs), circuitos integrados de aplicação específica (ASICs), outro hardware lógico combinatório ou sequencial, e assim por diante.

[0125] Dessa forma, a configuração do processador pode incluir a conexão operacional com memória e periféricos residentes para executar instruções programadas. Em algumas modalidades, a estimativa do parâmetro de interesse pode envolver a aplicação de um modelo. O modelo pode incluir, porém sem limitação, (i) uma equação matemática, (ii) um algoritmo, (ili) um banco de dados de parâmetros associados, ou uma combinação dos mesmos. Para uso na presente invenção, o termo "informações" pode incluir um ou mais dentre: dados brutos, dados processados e sinais.

[0126] O termo "bloco", como usado aqui, se refere à parte de uma ferramenta de perfilagem que é pressionada firmemente contra a parede de poço inacabado e mantém sensores (por exemplo, um conjunto de antena de acordo com as modalidades da presente revelação) para medir o parâmetro de interesse da formação de terra. O bloco pode ser estendido a partir do corpo de ferramenta em um braço ou pode ser incorporado ao corpo de ferramenta.

[0127] Conforme descrito na presente invenção, "permissividade complexa" se refere a uma permissividade que tem uma parte real, que é comumente chamada de constante dielétrica, e uma parte imaginária, que é comumente chamada de fator de perda dielétrica ou tangente de perda.

[0128] O termo "modelo de mistura" se refere a uma relação expressa quantitativamente entre o comportamento dielétrico de uma mistura e as propriedades dos seus constituintes. Mais especificamente, no contexto da presente revelação, esses constituintes se referem à matriz de rocha da formação e à água e hidrocarbonetos dentro da mesma. A relação pode incluir detalhes como a fração de volume de cada uma dessas fases, sua geometria e distribuição dentro de um volume representativo da formação e condutividade superficial elétrica de partículas específicas.

[0129] Os parâmetros estimados de interesse podem ser armazenados (registrados) como informações ou visualmente representados em um visor. Os aspectos da presente revelação se referem à modelagem de um volume de uma formação da terra com o uso do parâmetro estimado de interesse, como, por exemplo, mediante a associação de valores de parâmetro estimado com porções do volume de interesse ao qual os mesmos correspondem. O modelo da formação de terra gerado e mantido em certos aspectos da revelação pode ser implementado como uma representação da formação de terra armazenada como informações. As informações (por exemplo, dados) podem ser armazenadas em uma mídia legível por máquina não transitória, e renderizadas (por exemplo, visualmente representadas) em um visor.

[0130] O controle de componentes do aparelho e sistemas descritos na presente invenção pode ser realizado com o uso de um ou mais modelos conforme descrito acima. Por exemplo, pelo menos um processador pode ser configurado para modificar as operações i) autonomamente sob condições de disparo, ii) em resposta a comandos do operador, ou iii) combinações dos mesmos. Tais modificações podem incluir mudar parâmetros de perfuração, conduzir a broca de perfuração (por exemplo, direcionamento geológico), mudar um programa de lama, otimizar as medições e assim por diante. O controle desses dispositivos, e dos diversos processos do sistema de perfuração, geralmente pode ser realizado de uma maneira completamente automatizada ou através de interação com pessoal através de notificações, representações gráficas, interfaces de usuário e similares. As informações de referência acessíveis ao processador podem também ser usadas.

[0131] Embora a presente revelação seja discutida no contexto de um poço de produção de hidrocarboneto, deve ser entendido que a presente revelação pode ser usada em qualquer ambiente de poço inacabado (por exemplo, um poço geotérmico ou de água).

[0132] A presente revelação é suscetível a modalidades de formas diferentes. São mostradas nos desenhos, e na presente invenção serão descritas em detalhes, modalidades específicas da presente revelação com o entendimento de que a presente revelação deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da revelação e não se destina a limitar a revelação àquela ilustrada e descrita na presente invenção. Embora a revelação anteriormente mencionada seja direcionada às modalidades de um modo da revelação, várias modificações ficarão evidentes para os versados na técnica. Pretende-se que todas as variações sejam abrangidas pela revelação anteriormente mencionada.

Claims (12)

REIVINDICAÇÕES

1. Método de avaliar um volume de uma formação de terra, em que o volume compreende uma matriz rochosa saturada por um fluido que inclui água, sendo o método caracterizado compreender: realizar medições de permissividade complexa em uma pluralidade de frequências com o uso de uma ferramenta eletromagnética que compreende um transmissor e um receptor em um poço inacabado que penetra na formação de terra; identificar uma frequência ideal por meio de: identificação de frequências candidatas da pluralidade de frequências que têm uma medição correspondente com uma respectiva sensibilidade a ao menos um dentre i) salinidade e ii) porosidade preenchida com água, determinando-se que cada respectiva sensibilidade é substancialmente independente da textura de rocha; seleção de um máximo das frequências candidatas como a frequência ideal; uso de um método de pesquisa de tabela baseado em um modelo direto para gerar uma estimativa inicial de pelo menos dois parâmetros do volume; e uso da estimativa inicial para os pelo menos dois parâmetros como uma condição inicial para uma inversão de outras medições da pluralidade de medições em uma frequência diferente da frequência ideal para gerar uma solução final que compreende estimativas finais para as propriedades da formação.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por os ao menos dois parâmetros compreenderem salinidade de água e porosidade preenchida com água.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente identificar frequências candidatas com base em um valor de incerteza associado a pelo menos um dentre: i) um conjunto de valores respectivos para condutividade e permissividade de cada frequência candidata, e ii) valores de amplitude do sinal do sensor receptor da ferramenta eletromagnética.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o método de pesquisa de tabela compreender uma correlação da estimativa inicial dos pelo menos dois parâmetros com uma combinação de um valor de condutividade específico e um valor de permissividade específico na frequência ideal em um espaçamento específico para o transmissor e o receptor.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender o uso da estimativa inicial de pelo menos dois parâmetros para gerar um modelo para realizar uma inversão que usa a pluralidade de medições de propagação como entrada e gera pelo menos um parâmetro petrofísico como saída.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o modelo compreender um modelo de mistura petrofísico.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ajustar um peso em um modelo de inversão baseado em uma incerteza para a estimativa inicial dos pelo menos dois parâmetros e a incerteza para a pluralidade de medições de propagação.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente realizar iterações de inversão adicionais com o uso de uma rotina de minimização para convergir para a solução final para a pluralidade de frequências.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente: usar a solução final para estimar uma permissividade eficaz e uma condutividade eficaz do volume.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente transportar a ferramenta eletromagnética no poço inacabado.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a ferramenta eletromagnética usar indução elétrica.

12. Aparelho para avaliar um volume de uma formação de terra, em que o volume compreende uma matriz rochosa saturada com fluido, sendo o aparelho caracterizado por compreender:

um suporte configurado para ser transportado em um poço inacabado que penetra na formação de terra;

uma ferramenta eletromagnética disposta no suporte e configurada para realizar medições de permissividade complexa de um volume da formação de terra adjacente à ferramenta em uma pluralidade de frequências; e pelo menos um processador conectado de modo operacional à ferramenta e configurado para:

identificar uma frequência ideal por meio de:

identificação de frequências candidatas da pluralidade de frequências que têm uma medição correspondente com uma respectiva sensibilidade a ao menos um dentre i) salinidade e ii) porosidade preenchida com água, determinando-se que cada respectiva sensibilidade é substancialmente independente da textura de rocha;

seleção de um máximo das frequências candidatas como a frequência ideal;

uso de um método de pesquisa de tabela baseado em um modelo direto para gerar uma estimativa inicial de pelo menos dois parâmetros do volume; e uso da estimativa inicial para os pelo menos dois parâmetros como uma condição inicial para uma inversão de outras medições da pluralidade de medições em uma frequência diferente da frequência ideal para gerar uma solução final que compreende estimativas finais para as propriedades da formação.