BRPI0308254B1

BRPI0308254B1 - método para avaliar uma formação terrestre tendo uma pluralidade de camadas

Info

Publication number: BRPI0308254B1
Application number: BRPI0308254A
Authority: BR
Inventors: Kriegshauser Berthold; A Merchant Gulamabbas; Yu Liming; N Fanini Otto
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2002-03-04
Filing date: 2003-02-26
Publication date: 2018-11-21
Also published as: US7612566B2; US7463035B2; US20030229449A1; EP2515146A2; EP2515146B1; US20070236221A1; EP2515146A3

Abstract

método e aparelho para uso de ferramenta de indução de componente múltiplo para geodireção e interpretação de dados de resistividade de formação em poços horizontais. medições feitas com um instrumento de perfilagem de componente múltipla, quando usado em um furo de poço substancialmente horizontal em formações do terreno são um diagnóstico da direção de leitos em relação à posição do furo de poço. quando o instrumento de perlilagem é transportado em um conjunto de perfuração, a trajetória de perfuração pode ser mantida para seguir uma trajetória predeterminada ou para manter uma distância desejada de uma fronteira, tal como um contato óleo - água.

Description

(54) Título: MÉTODO PARA AVALIAR UMA FORMAÇÃO TERRESTRE TENDO UMA PLURALIDADE DE CAMADAS (73) Titular: BAKER HUGHES INCORPORATED, Sociedade Norte-Americana. Endereço: 3900 ESSEX LANE, SUITE 1200, HOUSTON - TX 77027, ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA(US) (72) Inventor: GULAMABBAS A. MERCHANT; OTTO N. FANINI; BERTHOLD KRIEGSHAUSER; LIMING YU.

Prazo de Validade: 10 (dez) anos contados a partir de 21/11/2018, observadas as condições legais

Expedida em: 21/11/2018

Assinado digitalmente por:

Alexandre Gomes Ciancio

Diretor Substituto de Patentes, Programas de Computador e Topografias de Circuitos Integrados

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO PARA AVALIAR UMA FORMAÇÃO TERRESTRE TENDO UMA PLURALIDADE DE CAMADAS.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

Campo da Invenção

A presente invenção refere-se, geralmente, ao campo de métodos de perfilagem de poço de resistividade elétrica. Mais especificamente, a invenção refere-se a métodos para uso de medições de indução de arranjo múltiplo e de indução de componente múltipla para geodireção, navegação em reservatório e aplicações de furo aberto envolvendo formações que podem ser anisotrópicas, e aplicações de furo aberto envolvendo formações anisotrópicas.

Descrição da Técnica Relacionada

As ferramentas de indução eletromagnética e propagação de onda são comumente usadas para a determinação de propriedades elétricas de formações que circundam um furo de poço. Estas ferramentas de perfilagem dão medições de resistividade aparente (ou condutividade) da formação que, quando apropriadamente interpretadas, determinam razoavelmente as propriedades petrofísicas da formação e dos fluidos ali.

Os princípios físicos de perfilagem de poço de resistividade de indução eletromagnético são descritos, por exemplo, em H. G. Doll, Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil-Based Mud, Journal of Petroleum Technology, vol. 1, p. 148, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Tex. (1949). Muitos melhoramentos e modificações em instrumentos de resistividade de indução eletromagnética foram divisados desde a publicação da referência de Doll, supra. Os exemplos de tais modificações e melhoramentos podem ser encontrados, por exemplo, na Patente U.S. N° 4.837.517; Patente U.S. N° 5.157.605 emitidas para Chandler et al.; e na Patente U.S. N° 5.452.761 emitida para Beard et al..

Petição 870180053509, de 21/06/2018, pág. 5/14

Um instrumento típico de medição de resistividade elétrica é um instrumento de perfilagem de poço militar de indução eletromagnética, tal como descrito na Patente U.S. N° 5.452.761 emitida para Beard et al.. O instrumento de perfilagem de indução descrito na patente ‘761 de Beard inclui várias bobinas receptoras espaçadas a várias distâncias axiais de uma bobina transmissora. Uma corrente alternada é passada através da bobina transmissora, o que induz campos eletromagnéticos alternados nas formações do terreno. Voltagens ou medições são induzidas nas bobinas receptoras, como resultado de um fenômeno de indução eletromagnética relacionado aos campos eletromagnéticos alternados. Um registro contínuo das voltagens forma curvas, as quais também são referidas como perfis de indução. Os instrumentos de indução que são compostos por múltiplos conjuntos de bobinas receptoras são referidos como instrumentos de indução de arranjo múltiplo. Cada conjunto de bobinas receptoras juntamente com a transmissora é denominado um subarranjo. Assim, uma indução de arranjo múltiplo consiste em numerosos subarranjos e adquire medições com todos os subarranjos.

As voltagens induzidas nas bobinas receptoras axialmente mais distais são o resultado de fenômenos de indução eletromagnética que ocorrem em um volume maior circundando o instrumento, e as voltagens induzidas nas bobinas receptoras axialmente próximas são o resultado de fenômenos de indução que ocorrem mais próximos do instrumento. Portanto, bobinas receptoras diferentes vêem uma fronteira de camada de formação com diferentes contribuições de leito adjacente ou efeitos de leito adjacente. As bobinas receptoras espaçadas mais distantes vêem a fronteira de camada de formação a uma distância maior da fronteira do que as bobinas receptoras espaçadas mais próximas o fazem. Como resultado, os perfis de bobinas receptoras espaçadas mais distantes têm efeitos de leito adjacente mais longos do que os perfis de bobinas receptoras espaçadas mais próximas. Os perfis de todas as bobinas receptoras formam um certo padrão.

Se as camadas não forem perpendiculares ao eixo geométrico do instrumento, a condutividade dos meios que circundam o instrumento pode variar em termos azimutais, fazendo com que as inferências sobre a condutividade das medições da voltagem de indução estejam em erro. Um método para correção do erro é descrito na Patente U.S. N° 5.774.360 emitida para Xiao e Zhou. O método requer o ângulo de mergulho relativo como uma informação a priori. O ângulo de mergulho relativo é o ângulo entre o eixo geométrico do furo de poço e a normal do plano de acamamento. Devido ao fato de as camadas de formação também poderem estar inclinadas, o ângulo de mergulho relativo é normalmente desconhecido, embora o desvio do furo de poço seja conhecido. A Patente U.S. N° 6.049.209 emitida para Xiao e Geldmacher ensina um outro método, que foi desenvolvido para a interpretação de perfis de indução nos ambientes de inclinação relativa e anisotropia. O método requer o ângulo de mergulho relativo e o coeficiente de anisotropia como uma informação a priori. O coeficiente de anisotropia pode ser definido como a relação entre a resistividade perpendicular ao acamamento e a resistividade paralela ao acamamento.

Uma limitação para os instrumentos conhecidos de perfilagem de poço de resistividade de indução eletromagnética é que eles incluem, tipicamente, bobinas transmissoras e bobinas receptoras enroladas de modo que os momentos magnéticos destas bobinas sejam substancialmente paralelos apenas ao eixo geométrico do instrumento. As correntes parasitas são induzidas na formação do terreno a partir do campo magnético gerado pela bobina transmissora e nos instrumentos de indução conhecidos na técnica. Estas correntes parasitas tendem a fluir em laços no terreno, os quais são substancialmente perpendiculares ao eixo geométrico do instrumento. Voltagens, então, são induzidas nas bobinas receptoras relacionadas à magnitude das correntes parasitas. Certas formações do terreno, contudo, consistem em camadas finas de materiais eletricamente condutores intercaladas com camadas finas de material substancialmente não condutor. A resposta do instrumento típico de perfilagem de poço de resistividade de indução eletromagnética será grandemente dependente da condutividade das camadas condutoras quando as camadas forem substancial mente paralelas ao percurso de fluxo das correntes parasitas. As camadas substancialmente não condutores contribuirão apenas com uma pequena quantidade para a resposta geral do instrumento e, portanto, sua presença, tipicamente, será mascarada pela presença das camadas condutores. As camadas não condutores, contudo, são aquelas camadas as quais, tipicamente, portam hidrocarboneto e são as de maior interesse para o usuário do instrumento. Algumas formações do terreno, as quais poderíam ser de interesse comercial, portanto, podem ser desconsideradas pela interpretação de um perfil de poço feito usando-se os instrumentos de perfilagem de poço de resistividade de indução eletromagnética conhecidos na técnica.

A Patente U.S. N° 5.999.883 emitida para Gupta et al. (a patente de Gupta), cujo conteúdo é plenamente incorporado aqui como referência, mostra um método para a determinação da condutividade horizontal e vertical de formações do terreno anisotrópicas. As medições são feitas com sinais de indução eletromagnética induzidos por transmissores de indução orientados ao longo de três eixos geométricos mutuamente ortogonais. Um dos eixos geométricos mutuamente ortogonais é substancialmente paralelo ao eixo geométrico do instrumento de perfilagem. Os sinais de indução eletromagnética são medidos usando-se primeiros receptores, cada um tendo um momento magnético paralelo a um dos eixos geométricos ortogonais e usando-se segundos receptores, cada um tendo um momento magnético perpendicular a um dos eixos geométricos ortogonais o qual também é perpendicular ao eixo geométrico do instrumento. Um ângulo de rotação relativo do eixo geométrico perpendicular aos eixos geométricos ortogonais é calculado a partir dos sinais de receptor medidos perpendiculares ao eixo geométrico do instrumento. Um tensor de medição intermediário é calculado pelas magnitudes de rotação dos sinais de receptor através de um negativo do ângulo de rotação. Um ângulo de inclinação relativo de um dos eixos geométricos ortogonais, o qual é paralelo ao eixo geométrico do instrumento é calculado, a partir das magnitudes giradas, com respeito à direção da condutividade vertical. As magnitudes giradas são giradas através de um negativo do ângulo de inclinação. A condutividade horizontal é calculada a partir das magnitudes dos sinais de receptor após a segunda etapa de rotação.

Um parâmetro de anisotropia é calculado a partir das magnitudes de sinal de receptor após a segunda etapa de rotação. A condutividade vertical é calculada a partir da condutividade horizontal e do parâmetro de anisotropia.

Correções de leito adjacente relacionadas ao efeito de forma5 ções acima e abaixo da profundidade sendo avaliada também têm de ser aplicadas aos dados. Os métodos para a feitura destas correções nos dados adquiridos com ferramentas de perfilagem convencionais são bem conhecidos na técnica.

Por exemplo, a Patente U.S. N° 5.446.654 de Chemali ensina a 10 conversão de um perfil de resistividade como uma função da profundidade do poço em uma curva retangularizada, de modo que as interfaces dos estratos adjacentes sejam localizadas, e um número adequado de iterações, um fator de correção sendo aplicado. O perfil retangular corrigido é obtido com um coeficiente de correção computado a cada profundidade. Para cada 15 computação, o impacto de todos os estratos em uma janela de profundidade especificada é considerado, embora os estratos além daquela janela sejam simplificados pela representação dos estratos além da janela com valores de leito equivalente único, para a redução do número de computações requeridas. Isto, então, provê um perfil de resistividade, o qual é substancialmente 20 livre do efeito de leito adjacente.

O método da Patente U.S. N° 5.867.806 de Stríckland et al. corrige o efeito de leito adjacente em perfis de resistividade de LWD através de inversão. O método seleciona uma ou mais profundidades de controle em um ou mais locais de cada um da pluralidade de leitos detectados na forma25 ção. O método, então, estima a resistividade de cada leito apenas nas profundidades de controle selecionadas para a produção de uma resistividade estimada dos leitos. O método, então, computa um valor de perfil simulado em cada profundidade de controle, usando-se uma estimativa atual da resistividade dos leitos. O perfil simulado em computador, então, é computado 30 para os dados reais de perfil entre os valores reais e os simulados nas profundidades de controle. O método se repete, de forma iterativa, uma pluralidade de vezes, até o perfil simulado substancialmente combinar com o perfil

real nas profundidades de controle.

Reservatórios eletricamente anisotrópicos são encontrados freqüentemente na exploração de hidrocarbonetos. Para uma estimativa de saturação acurada e ótima recuperação de hidrocarbonetos destes reservatórios, é essencial detectar e descrever apropriadamente suas propriedades elétricas. Por exemplo, em seqüências laminadas de areia - folhelho ou areias com diferentes distribuições de tamanho de grão, a resistividade vertical (perpendicular ao acamamento) é mais indicativa do teor de hidrocarboneto do que a resistividade horizontal (paralela ao acamamento). Entretanto, a resposta medida por ferramentas convencionais de indução com seus momentos de bobina transmissora - receptora orientados normais ao acamamento é dominada pela resistividade horizontal. Portanto, uma avaliação petrofisica baseada nestes dados pode não considerar partículas de hidrocarbonetos presentes em areias laminadas ou subestimar sua produtividade.

O ângulo de mergulho de formação relativo é vital para uma interpretação apropriada e acurada de dados adquiridos pelo novo instrumento de indução de componente múltipla. Este instrumento de indução recém desenvolvido compreende três arranjos de transmissor - receptor mutuamente ortogonais. Estas configurações permitem que se determine as resistividades horizontal e vertical para uma formação anisotrópica em furos de poço verticais, oblíquos e horizontais. Uma descrição de uma versão anterior da ferramenta pode ser encontrada na Patente U.S. N° 6.147.496 para Beard et al., cujo conteúdo é incorporado aqui como referência. Os transmissores induzem correntes em todas as três direções espaciais e os receptores medem os campos magnéticos correspondentes (H_xx, H_yy e H_h). Nesta nomenclatura das respostas de campo, o primeiro índice indica a direção do transmissor, o segundo índice denota a direção de receptor. Como um exemplo, H_zz é o campo magnético induzido por uma bobina transmissora na direção z e medido por um receptor na direção z. A direção z é paralela ao furo de poço. Além disso, o instrumento mede todas as outras componentes cruzadas dos campos magnéticos, isto é, H_xy, H_xz, H_yx, Hyz, H_zx e H_zy.

Os sinais adquiridos pelas bobinas receptoras principais (H_xx, H_yy

Λ?

e Ηζζ) são usados para a determinação da resistividade horizontal e vertical da formação. Isto é feito por técnicas de processamento inverso dos dados. Estas técnicas de processamento inverso dos dados automaticamente ajustam parâmetros de formação, de modo a se otimizar em um sentido de mínimos quadrados a combinação de dados das respostas de ferramenta sintética com dados medidos. As entradas requeridas neste processo são uma informação acurada do mergulho relativo da formação e do azimute relativo da formação. Esta informação pode ser derivada usando-se, além dos sinais principais (Ηχχ, Hyy e Hzz) os dados das componentes cruzadas.

As ferramentas de indução convencionais compreendendo apenas configurações coaxiais de bobina transmissora - receptora não têm sensibilidade azimutal. Portanto, em um furo de poço horizontal, os dados não contêm informação sobre direcionalidade da formação. Não é possível distinguir se uma camada está acima ou abaixo do furo de poço a partir destes dados apenas. Há uma necessidade de se ser capaz de determinar a direcionalidade da formação. Este conhecimento pode ser obtido usando-se um subconjunto ou todas as componentes cruzadas da nova ferramenta de indução de componente múltipla, e permite a determinação de direcionalidade da formação.

Um outro exemplo de uso de ferramentas de resistividade de componente múltipla é na navegação em reservatórios anisotrópicos. Um exemplo do uso de resistividade é dado na Patente U.S. N° RE35386 de Wu et al., que tem a mesma cessionária que o presente pedido e cujo conteúdo é plenamente incorporado aqui como referência. É mostrado em Wu um método para a detecção e o sensoriamento de fronteiras entre estratos em uma formação, durante uma perfuração direcional, de modo que a operação de perfuração possa ser ajustada para se manter a coluna de perfuração em um estrato selecionado que esteja presente. O método compreende a perfuração inicial de um poço deslocado a partir do qual a resistividade da formação com a profundidade é determinada. Esta informação de resistividade, então, é modelada para se prover um perfil modelado indicativo da resposta de uma ferramenta de resistividade em um estrato selecionado em uma di8 trt reção substancialmente horizontal. Um poço direcional (por exemplo, horizontal), após isso, é perfurado, onde a resistividade é perfilada em tempo real e comparada com aquela da resistividade horizontal modelada, para a determinação da localização da coluna de perfuração e, desse modo, o furo de poço no estrato substancialmente horizontal. A partir disto, a direção de perfuração pode ser corrigida ou ajustada, de modo que o furo de poço seja mantido no estrato desejado. As medições de resistividade feitas em Wu são feitas com um instrumento de resistividade de propagação eletromagnética (EM) convencional. As medições feitas com a ferramenta de EM de propa10 gação carecem de informação direcional.

Seria desejável ter um método de perfilagem em formações anisotrópicas que pudesse determinar um desvio de furo de poço em relação ao acamamento. Um método como esse, preferencialmente, deve ter uma informação de direcionalidade e ser adequado para uso em navegação em 15 reservatório. A presente invenção satisfaz esta necessidade.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

A presente invenção é um método de determinação de um parâmetro de interesse de uma formação do terreno que tem uma pluralidade de camadas. Uma ferramenta de perfilagem é transportada para um furo de 20 poço em uma camada selecionada na formação do terreno, o furo de poço tendo uma direção axial inclinada em um ângulo com uma normal às referidas camadas. Em uma freqüência selecionada, uma pluralidade de medições de resistividade de componente múltipla e/ou de arranjo indicativas do parâmetro de interesse é obtida. Usando-se o valor de resistividade obtido 25 para cada uma da pluralidade de camadas; as medições de componente múltipla de resistividade são processadas para a obtenção do parâmetro de interesse. Em uma modalidade preferida da invenção, o parâmetro de interesse é uma distância até uma fronteira entre um par de camadas. A ferramenta de perfilagem pode ser transportada para o furo de poço em um cabo 30 de aço ou em uma coluna de perfuração. Os valores de resistividade obtidos podem vir de um furo de poço previamente perfurado.

Em uma modalidade preferida da invenção, as medições de componente principal são feitas, nas quais os eixos geométricos de bobina são alinhados paralelos ou ortogonais ao eixo geométrico da ferramenta. Em modalidades alternativas da invenção, medições feitas com bobinas inclinadas em outros ângulos com o eixo geométrico da ferramenta podem ser usadas; ou medições feitas através de uma cobertura de antena com fenda são feitas. Em qualquer caso, um número suficiente de medições independentes precisa ser feito, para se ser capaz de definir componentes principais.

Um modelo do terreno é definido a partir da resistividade previamente obtida. Usando-se o modelo do terreno e a resposta de ferramenta, valores de medição de componente múltipla esperados são preditos ao longo de uma trajetória de poço planejada. Diferenças entre as medições reais e as saídas do modelo podem ser usadas para alteração da direção de perfuração. Em uma modalidade da invenção, uma distância até uma fronteira de leito é determinada usando-se um indicador de distância. O indicador de distância é baseado em combinações de medições de componente múltipla. Este indicador de distância pode ser usado na navegação de reservatório para manutenção do furo de poço a uma distância desejada de uma interface de fluido, tal como um contato de óleo - água.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A invenção é mais bem compreendida por uma referência às figuras a seguir, onde números iguais se referem a componentes iguais.

A FIGURA 1 descreve um esquema da nova ferramenta de indução de componente múltipla 3DEX.

A FIGURA 2 mostra um exemplo de dois casos simulados de formações horizontais.

A FIGURA 3 mostra um gráfico de uma seqüência típica de turbidito anisotrópico de seis níveis juntamente com as respostas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 4 mostra um gráfico de uma seqüência isotrópica de seis níveis juntamente com as respostas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 5 mostra um gráfico da seqüência da Figura 4 com resistividades alteradas na primeira camada de leito juntamente com as respostas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 6 mostra um gráfico da seqüência da Figura 4 com resistividades alteradas na sexta camada de leito juntamente com as respostas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz,

A FIGURA 7 mostra um gráfico de uma seqüência de transição gradativa linearmente de três níveis juntamente com as respostas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 8 mostra um gráfico de um leito espesso resistivo intercalado entre dois leitos condutivos juntamente com as respostas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 9 mostra um gráfico de um leito condutivo espesso intercalado entre dois leitos resistivos com as respostas das cinco componentes ao campo magnético de RF aplicado a 20 kHz.

A FIGURA 10 mostra as cinco respostas de componente ao campo magnético de RF de 20 kHz aplicado, conforme a invenção é girada 180 graus dentro de um furo de poço horizontal no segundo leito da Figura 4.

A FIGURA 11 mostra as cinco respostas de componente ao campo magnético de RF de 20 kHz aplicado, conforme a invenção é girada 180 graus dentro de um furo de poço horizontal no segundo leito da Figura 4.

A FIGURA 12 mostra uma configuração de indução de 3DEX de componente múltipla da invenção para poços verticais.

A FIGURA 13a mostra um gráfico de um modelo de resistividade de formação em relação à profundidade de perfilagem, com três intervalos de resistividade anisotrópica.

A FIGURA 13b mostra um modelo das respostas de H_xx e H^ em materiais isotrópicos e anisotrópicos de Figura 13a.

A FIGURA 14 mostra uma configuração de indução de componente múltipla da invenção para poços horizontais.

A FIGURA 15 mostra uma configuração para um poço desviado em uma formação do terreno.

A FIGURA 16 é um fluxograma que ilustra algumas das modalidades da presente invenção.

A FIGURA 17 mostra um gráfico de um indicador de distância para um exemplo de modelo a uma freqüência de 20 kHz.

A FIGURA 18 mostra um gráfico de um indicador de distância para um exemplo de modelo a uma freqüência de 55 kHz.

As FIGURAS 19a, 19b mostram o uso de uma cobertura de antena com fenda ou bobinas inclinadas com o método da presente invenção. DESCRIÇÃO DA MODALIDADE PREFERIDA

A Figura 1 mostra a configuração de bobinas transmissoras e receptoras em uma modalidade preferida do instrumento de perfilagem de indução (3DEX) 3Dexplorer® de Baker Hughes. Os conceitos básicos do instrumento de perfilagem foram descritos na patente de Gupta referenciada acima. Três transmissores ortogonais 101, 103 e 105 que são referidos como os transmissores T_x, T_z e T_y são posicionados na ordem mostrada. Os três transmissores indicam campos magnéticos nas três direções espaciais. Os subscritos (x, y, z) indicam um sistema ortogonal substancialmente definido pelas direções das normais aos transmissores. O eixo geométrico z é escolhido para ser ao longo do eixo geométrico longitudinal da ferramenta, enquanto o eixo geométrico x e o eixo geométrico y são direções mutuamente perpendiculares que ficam no plano transversal ao eixo geométrico. São correspondentes a cada transmissor 101, 103 e 105 receptores associados 111, 113 e 115, referidos como os receptores R_x, R_z e R_y, alinhados ao longo do sistema ortogonal definido pelas normais ao transmissor, posicionados na ordem mostrada na Figura 1. R_x, R_z e R_y são responsáveis pela medição dos campos magnéticos correspondentes H_xx> H_zz e H_yy. Neste sistema para denominação dos campos magnéticos, o primeiro índice indica a direção do transmissor e o segundo índice indica a direção do receptor.

Além disso, os receptores R_y e R_z medem duas componentes cruzadas, H_xye Ηχζ, do campo magnético produzido pelo transmissor T_x (101). Deve ser notado, adicionalmente, que a descrição aqui com as bobinas ortogonais e um dos eixos geométricos paralelo ao eixo geométrico de ferramenta é para fins ilustrativos apenas. Componentes adicionais poderíam ser medidas e, em particular, as bobinas poderíam ser inclinadas em um outro ângulo além de 0^o ou 90° com o eixo geométrico da ferramenta e, mais ainda, não precisam ser ortogonais; desde que as medições possam ser giradas” ou projetadas nos três eixos geométricos ortogonais, a metodologia descrita aqui é aplicável. Também podem ser feitas medições em uma pluralidade de frequências, e/ou a uma pluralidade de distâncias de transmissor - receptor.

Como um exemplo da sensibilidade à direcionalidade da ferramenta 3DEX, uma configuração de camada de leito ilustrada na Figura 2 e um valor de resposta são tabulados na Tabela 1.

Tabela 1

Resposta de campo magnético (A/m)	Caso 1	Caso 2
Hxx	8,86777008E-04	8,86777008E-04
Hxy	-1,99889226E-04	-1.99889226E-04
Hxz	2,45139177E-04	-2,45139207E-04
Hyy	1.11758942E-03	1,11758942 E-03
Hyx	1.99889240E-04	1.99889240E-04
Hyz	-1,41531185E-04	1,41531200E-04
Hzz	1J6889027E-03	1,16889027E-03

A configuração na Figura 2 é compreendida por dois casos de meios de três camadas rotulados Caso 1 e Caso 2. Em ambos os casos, as camadas médias 213 e 223 têm 1 m de espessura e têm uma resistividade horizontal (R_h) de 4 Ω-m e uma resistividade vertical (R_v) de 10 Ω-m. No Caso 1, a R_h e a R_v são ambas de 1 Ω-m na camada de topo 211 e de 2 Ωm na camada de fundo 215. No Caso 2, as resistividades são intercambiadas em relação ao Caso 1, com R_h e R_v ambas iguais a 2 Ω-m na camada de topo 221 e 1 Ω-m na camada de fundo 225. Em ambos os casos, o mergulho relativo do furo de poço é de 90 graus (furo de poço horizontal) e o ângulo de azimute é de 30 graus. A configuração é mostrada na Figura 15, com T_z apontando para fora da página, T_x (1501) alinhado com sua normal em um ângulo de 30° com a vertical, e T_y (1502) alinhado com sua normal em um ângulo de 60° com a vertical.

A Tabela 1 mostra as respostas de campo magnético para o instrumento 3DEX tomadas enquanto posicionado no meio da camada central. As respostas são normalizadas para um momento unitário de transmissor - receptor e são para uma freqüência de excitação de 20 kHz. As respostas de campo normalizadas são em unidades A/m. Estes resultados simples demonstram que, embora Ηχχ, Hyy e H_zz não sejam sensíveis à direcionalidade, as componentes H_xy e Ηχζ (mostradas em negrito na Tabela 1) são sensíveis à direcionalidade em um furo de poço horizontal. Com este conhecimento, um praticante da técnica pode discriminar se uma camada está acima ou abaixo da trajetória de furo de poço e, assim, pode usar o referido conhecimento para fins de geodireção.

A Figura 3 mostra um caso (Caso 3) de uma seqüência de camada de turbidito anisotrópica típica. A seqüência de litologia do topo até o fundo do modelo é folhelho, areia espessa, seguida por uma transição para uma seqüência de areia - folhelho anisotrópica eletricamente e de baixa resistividade. As resistividades desta estrutura de camada de leito são tabuladas na Tabela 2.

Tabela 2

Resistividade de Leito	Fronteira de topo de profundidade (m(pés))	Rh (Ω-m)	Rv (Ω-m)
1	-3,048 (-10)	0,6	0,6
2	0(0)	12	12
3	3,048(10)	6	6
4	3,658 (12)	3	3
5	4,267 (14)	1,5	5
6	7,315(24)	0,8	0,8

É para ser notado que as Figuras 3 a 9 não mostram respostas de ferramenta conforme uma ferramenta é movida ao longo de um furo de poço: em cada uma das figuras, o furo de poço é horizontal. O que é mos5 trado é a resposta da ferramenta em uma posição fixa em um furo de poço horizontal (ou altamente desviado) posicionado a uma distância variável com respeito à interface de camada de resistividade de topo descrita pela curva

Camada. A seqüência contém seis camadas de leito gerais, a resistividade de todas as camadas sendo isotrópica, exceto pela quinta camada de leito.

A quinta camada anisotrópica (entre 4,572 (15 pés) e 7,62 m (25 pés) de profundidade) tem R_h - 1,5 Ω-m e R_v = 5 Ω-m. A ferramenta opera a múltiplas freqüências. Apenas a resposta a 20 kHz é mostrada aqui. Em leitos espessos, quando as fronteiras estão a mais de 1,524 m (5 pés) da ferramenta, a resposta Ηχζ é zero (301). A resposta H_xz começa a mostrar sensi15 bilidade a uma fronteira de leito quando aquela fronteira de leito estiver a

1,524 m (5 pés) da ferramenta. Se a ferramenta estiver se movendo a partir de uma região de baixa resistividade para uma região de alta resistividade,

Ηχζ tem uma resposta negativa (303). De modo similar, quando a ferramenta está se movendo a partir de uma região de alta resistividade para uma regi ão de baixa resistividade, a resposta Ηχζ é positiva (305 e 307). Hzz experimenta uma deflexão positiva na camada de leito isotrópica (quinta) (310), mas experimenta uma deflexão maior conforme a ferramenta entra na sexta camada de leito isotrópica (312).

Uma comparação pode ser feita entre o Caso 3 na Figura 3 e o Caso 4 na Figura 4. A Figura 4 mostra uma estrutura de camada de leito que tem uma resistividade que é completamente isotrópica em todas as camadas de leito, incluindo uma quinta camada de leito isotrópica. As resistividades desta estrutura de camada de leito são tabuladas na Tabela 3. Compare os valores em negrito face aos valores correspondentes na Tabela 2.

Tabela 3

Resistividade de Leito	Fronteira de topo de profundidade (m/pés))	Rh (Ω-m)	Rv (Ω-m)
1	-3,048 (-10)	0,6	0,6
2	0(0)	12	12
3	3,048(10)	6	6
4	3,658 (12)	3	3
5	4,267 (14)	1,5	1,5
6	7,315(24)	0,8	0,8

No Caso 4, R_v e R_h são ambas iguais a 1,5 Ω-m na quinta camada de leito. A componente FU na Figura 4 não é substancialmente diferente da resposta H_xz na Figura 3, mesmo ao longo de transições para dentro e para fora da quinta camada isotrópica. Aqui, contudo, há uma influência notável na componente FU conforme a ferramenta cruza a fronteira entre as quarta e quinta camadas de leito. Uma comparação (310) na Figura 3 com (410) na Figura 4 mostra o efeito de amortecimento que a anisotropia teve sobre a componente FU.

A Figura 5 mostra uma seqüência de camada de leito com uma variação única no Caso 4 da Figura 4. As resistividades horizontal e vertical na primeira profundidade são iguais a 2 Ω-m na Figura 5, ao passo que as resistividades correspondentes são de 0,6 Ω-m na Figura 4. As roupas íntimas desta estrutura de camada de leito são tabuladas na Tabela 4.

Tabela 4

Resistividade de Leito	Fronteira de topo de profundidade (m(pés))	Rh (Ω-m)	Rv (Ω-m)
1	-3,048 (-10)	2	2
2	0(0)	12	12
3	3,048(10)	6	6
4	3,658(12)	3	3
5	4,267(14)	1,5	1,5
6	7,315(24)	0,8	0,8

Na nova formaçao da Figura 5, correspondente às diferenças reduzidas nas resistividades das primeira e segunda camadas de leito, há menos deflexão da componente FU cruzando do primeiro leito para o segundo leito (503), se comparado com (403) na Figura 4. A magnitude da deflexão negativa de FU (511) também é reduzida em relação a sua deflexão (411) na Figura 4.

A estrutura de camada de leito na Figura 6 mostra uma outra variação única na seqüência da Figura 4. Na Figura 6, o sexto nível de profundidade tem Rh e R_v iguais a 2 Ω-m, onde a resistividade é de 0,8 Ω-m na Figura 4. As resistividades desta estrutura de camada de leito são tabuladas na Tabela 5.

Tabela 5

Resistividade de Leito	Fronteira de topo de profundidade (m(pés))	Rh (Ω-m)	Rv (Ω-m)
1	-3,048 (-10)	0,6	0,6
2	0(0)	12	12
3	3,048 (10)	6	6
4	3,658 (12)	3	3
5	4,267 (14)	1,5	1,5
6	7,315 (24)	2	2

Ao passo que, na Figura 4, a quinta camada de leito é mais resistiva do que a sexta camada de leito, na Figura 6 a sexta camada de leito é mais resistiva em todas as direções do que a quinta camada de leito. Como resultado, a deflexão de Ηχζ (607) é oposta à direção da deflexão na Figura 4 5 (407) através desta fronteira. Conforme a ferramenta se move do quinto nívei para o sexto nível, a resposta da componente H_s (610) também inverte sua direção defletida em relação à Figura 4 (410).

A Figura 7 mostra uma região de transição linearmente gradativa a qual fica entre 0 e 3,048 metros (0 e 10 pés) entre um leito de resistividade 10 comparativamente baixa (1 Ω-m) e um leito de resistividade comparativamente alta (11 Ω-m). As resistividades desta estrutura de camada de leito são tabuladas na Tabela 6.

Tabela 6

Resistividade de Leito	Fronteira de topo de profundidade (m(pés))	Rh (Ω-m)	Rv (Ω-m)
1	-3,048 (-10)	1	1
2	0(0)	Gradação linear	Gradação linear
3	3,048(10)	11	11

Em todos os níveis, a resistividade é isotrópica. A deflexão de

H_xz depende do perfil de condutividade. No começo da zona de transição, a deflexão de H_xz (703) é grande, porque a inclinação do perfil de condutividade (o inverso da resistividade) é grande. No fim da zona, a inclinação de condutividade é menor e, portanto, Ηχζ (705) não detecta a transição para o 20 terceiro leito. Novamente, a deflexão na região inteira é negativa, porque a resistividade está aumentando.

A Figura 8 mostra um caso de um leito resistivo espesso intercalado entre dois leitos condutivos. A sequência corresponde a um nível de topo de folhelho, um nível de areia resistivo espesso médio e um nível de 25 fundo de folhelho. As resistividades desta estrutura de camada de leito são tabuladas na Tabela 7.

Tabela 7

Resistividade de Leito	, Fronteira de topo de profundidade (m(pés))	Rh (Ω-m)	Rv (Ω-m)
1	-3,048 (-10)	1	1
2	0(0)	10	10
3	3,048(10)	1	1

A deflexão de H_xz (801) é negativa na fronteira a uma profundidade de 0 metro (o pés) e tem a mesma ordem de magnitude que a deflexão correspondente na Figura 3. De modo similar, na fronteira entre os leitos a 7,62 metros (25 pés), a deflexão de H» (803) é positiva, conforme a ferramenta cruza para a camada de resistividade mais baixa. As respostas H_zztambém são consistentes com os resultados da Figura 4.

A Figura 9 mostra a situação inversa àquela da Figura 8, onde uma camada de leito condutivo é intercalada entre duas camadas de leito resistivas. As resistividades desta estruturas de camada de leito são tabuladas na Tabela 8.

Tabela 8

Resistividade de Leito	Fronteira de topo de profundidade (m(pés))	Rh (Ω-m)	Rv (Ω-m)
1	-3,048 (-10)	10	10
2	0(0)	1	1
3	3,048(10)	10	10

O sinal Ηχζ tem uma deflexão positiva (901) para a fronteira na qual a resistividade diminui com a profundidade e uma deflexão negativa (903) quando a resistividade aumentar com a profundidade.

As Figuras 10 e 11 mostram gráficos de curvas de resposta de um furo de poço horizontal centralizado no ponto médio (profundidade de 1,524 m (5 pés)) da segunda camada de leito da Figura 4. Na posição horizontal, a camada acima tem resistividades diferentes daquelas da camada abaixo, tendo consequências para as respostas magnéticas. A profundidade da ferramenta é fixa, e a ferramenta é girada em torno de seu eixo geométri (φα co longitudinal por uma variação de 180°. do ângulo de face de ferramenta. Na Figura 10, a ferramenta é operada a 200 kHZ. Uma vez que a ferramenta é horizontal, a componente Η_?2 (1001) é constante com a rotação, as componentes Hyy (1003) e Ηχχ (1005) mostram uma variação com o ângulo de face de ferramenta e há um intercâmbio de seus valores em tomo de um valor médio, conforme a ferramenta gira. Pode ser mostrado que a média de Ηχχ e Hyy é uma constante independente de rotação. Entretanto, o mergulho da ferramenta, a localização e o tipo de formação realmente afetam os valores das respostas. O período angular de variação senoidal com respeito à orientação angular azimutal relativa de Ηχχ e Hyy é metade de uma rotação (180°). Da mesma forma, Ηχζ (1007) e Hy? (1009) também oscilam, mas têm um período de uma vez por uma rotação completa (360°).

O gráfico na Figura 11 resulta da mesma configuração física que na Figura 10, exceto pelo fato de a ferramenta estar operando a 20 kHz. O comportamento de todas as componentes é similar àquele no Caso 10. H_yy(1103) e H_xx (1105) mostram uma periodicidade de 180° Da mesma forma, Ηχζ (1107) e Hy_Z (1109) também são periódicas por uma rotação completa (360°). A 20 kHz, a magnitude da resposta de sinal é menor do que a resposta a 200 kHz. Também, na Figura 11, as magnitudes das componentes H_xx (1105) e Hyy (1103) são maiores do que a magnitude da componente H_zz(1101).

A Figura 12 dá um esquema de uma configuração de indução de componente múltipla 3DEX em um poço vertical. A formação compreende uma série de camadas horizontais alternando-se entre areia (1220) com alta resistividade total (alta R_t) e folhelho (1222) com baixa resistividade total (baixa R_t). O furo de poço contém duas bobinas transmissoras para fins ilustrativos. A bobina superior (1201) cria uma resposta que se estende em um plano que contém uma linha vertical. Esta resposta podería ser rotulada H_xxou Hyy e seria uma função de R_h e de R_v. A bobina inferior (1203) cria uma resposta (1213) que fica inteiramente em um plano horizontal. Esta resposta para H^ seria uma função de R_h apenas.

É mostrado na Figura 13a um modelo de resistividade de um

meio com resistividades horizontal e vertical denotadas por 1301a e 1301b. O modelo tem três intervalos anisotrópicos indicados como 1303, 1305 e 1307, onde a resistividade vertical R_v é maior do que a resistividade horizontal R_h. A Figura 13b mostra as respostas de condutividade aparente para a componente H** (1311) no modelo anisotrópico da Figura 13a. Também é mostrada a componente (1313) para o caso de um modelo de resistividade que é isotrópico em todas as profundidades. A componente H_zz (1315) da resposta para um modelo isotrópico é a mesma para o modelo anisotrópico. A partir da Figura 13b, as observações a seguir podem ser feitas sobre as respostas de resistividade para um poço vertical em uma formação anisotrópica: a resposta Η_Ώ (1315) não responde a uma anisotropia na formação, enquanto as curvas H_xx (1311, 1313) respondem. A resposta H_xx é suprimida por anisotropia. As respostas H_xx são bastante complicadas e podem mesmo inverter de sinal próximo a contrastes significativos de resistividade. A resposta H_xx pode ter picos em fronteiras de leito.

A Figura 14 mostra um esquema de uma configuração horizontal para uma ferramenta de indução de componente múltipla. A orientação dos transmissores e receptores permanece fixa com respeito à ferramenta. A ferramenta de componente múltipla em uma configuração horizontal é sensível à formação anisotrópica, à localização da ferramenta bem como à rotação da ferramenta em torno de seu eixo geométrico. Apenas a componente Hzz θ insensível a uma rotação de ferramenta. Na configuração horizontal, a média 0,5 * (Ηχχ + H_yy) é independente da rotação da ferramenta. As medições Hzz e 0,5 * (H_xx + Hyy) são dependentes da formação e da localização da ferramenta e, assim, podem ser usadas para a determinação da distância das fronteiras de leito e para geodireção da invenção.

O método da presente invenção pode ser usado com dados adquiridos com um instrumento de perfilagem transportado em um cabo de aço e também com dados adquiridos usando-se um aparelho de medições enquanto se perfura (MWD) transportado em um tubo de perfuração, tal como uma coluna de preferência ou uma tubulação flexível. Em particular, quando usada com medições MWD, esta informação direcional pode ser usada para o controle da direção de perfuração e para manutenção da posição do furo de poço em relação aos leitos nas proximidades do furo de poço.

Com referência, agora, à Figura 15, um furo de poço 1426 (isto é, um poço direcional) é perfurado, o qual é inicialmente vertical e, após é dirigido geralmente de forma horizontal em uma zona de produção (isto é, um leito de produção de hidrocarboneto 1417). A direção de penetração é indicada por 1428 e a rotação da coluna de perfuração 1414 é indicada por 1430. Também são mostradas na Figura 15 formações não porosas 1416, 1418. Para simplificação da ilustração, as bobinas de antena não são mostradas. A seleção da zona de produção pode ser baseada em uma informação de poço previamente perfurado (não mostrado) ou em uma outra informação geológica. Como ensinado em Wu, com base no poço previamente perfurado, uma informação detalhada é obtida com referência à resistividade das formações do terreno, particularmente nas proximidades da zona de produção. Uma resposta de ferramenta modelada é obtida, a diferença sendo que, na presente invenção, o modelo inclui resistividades vertical e horizontal de formações do terreno, e a resposta modelada inclui várias componentes das medições; em contraste, o modelo em Wu inclui apenas uma resistividade única para cada camada, e a resposta modelada é aquela para uma ferramenta de resistividade de propagação múltipla (MPR). Com base em uma comparação entre a resposta de ferramenta modelada e as medições reais feitas no fundo de poço, o operador de perfuração pode ajustar e/ou corrigir as operações de perfuração direcional para manter a perfuração em um estrato desejado. A Figura 15 é um caso especial em que o ângulo θ entre o furo de poço e a normal com as camadas equivale a 90°. Os exemplos de uma modelagem como essa foram mostrados acima nas Figuras 3 a 11 e 13.

Um fluxograma de exemplo de como é o método da presente invenção é dado na Figura 16. Uma trajetória de poço planejada 1502 é armazenada na memória de um processador (não-mostrado), na superfície ou no fundo de poço. Com base nas medições prévias de resistividade, um modelo de terreno a priori é obtido, 1504, ao longo da trajetória planejada, e

usando-se uma resposta de ferramenta conhecida 1506 a saída de modelo 1508 é determinada. Além disso, dados em tempo real são obtidos, 1512, com referência à trajetória real do conjunto de perfuração. Estes dados em tempo real podem ser obtidos usando-se um dispositivo de navegação adequado, preferencialmente aquele mostrado na Patente U.S. N° 6.347.282 de Estes, que tem a mesma cessionária que a do presente pedido, e cujo conteúdo é plenamente incorporado aqui como referência. Medições reais feitas com a ferramenta de resistividade 3DEX 1514 são comparadas, 1516, com a saída de modelo e, com base em uma análise adicional 1522 dos dados, a direção de perfuração é ajustada, 1524. A análise leva em conta as posições reais e desejadas do conjunto de perfuração na zona de produção. Vários métodos são discutidos abaixo. Com base nas mudanças na direção de perfuração, o modelo do terreno e a trajetória são atualizados 1520. Esta atualização pode incluir outras medições em tempo real 1518, tais como aquelas a partir de outras ferramentas de perfilagem, que podem ser indicativas de condições reais na subsuperfície que podem ser diferentes de um modelo de terreno a priori usado em 1504.

Em uma navegação em reservatório, um parâmetro em particular de interesse é a distância a partir de uma interface selecionada. Um exemplo disto seria uma situação em que a distância a partir de uma interface de fluido, tal como uma interface de gás / óleo ou óleo / água, tem de ser mantida em um valor especificado. Em uma modalidade opcional da invenção, esta distância é calculada 1510 e a perfuração é ajustada de modo conforme. A interface também pode ser uma fronteira de leito.

Como notado acima, há certas medições que são invariantes com respeito a uma rotação da ferramenta. Estas incluem H_zz, H_xx + H_yy e a Ifí ² + fí ² quantidade V ^XI w . Uma abordagem alternativa é realizar uma inversão para combinação dos dados medidos com a resposta de modelo de terreno para a determinação da posição da ferramenta.

Ih ² + H ²

A resposta de V ^a * tem um valor máximo na fronteira e diminui a partir dali. Assim, se este valor aumentar, a ferramenta está se aproximando de uma fronteira e pode ser usada como um indicador rápido

da distância do próximo leito. Quando a orientação da ferramenta é tal que o transmissor X esteja apontando na direção de profundidade crescente, a componente H^ responde à fronteira de leito. Entretanto, nesta situação, a componente Hyz é zero. Se a ferramenta for girada, de modo que o transmissor X esteja orientado em um ângulo φ, então, as componentes medidas podem ser giradas de volta para a direção de profundidade crescente pela expressão H Η_Άαο$(φ)-Η_η3ΐη(φ) a modelagem indica que, quando a ferramenta está cruzando de uma região de resistividade mais alta para uma de resistividade mais baixa, a polaridade de Ηχζ é oposta ao caso quando a ferramenta está cruzando da resistividade mais baixa para a mais alta. Assim, com o conhecimento da formação adquirido anteriormente, é possível determinar se a ferramenta está se aproximando da fronteira acima ou abaixo do leito de interesse pela polaridade e mudança na magnitude de H_xz.

Usando-se as componentes magnéticas medidas, pode-se computar uma função objetiva, a qual é sensível ao parâmetro de interesse, por exemplo, uma fronteira de leito se aproximando, durante uma perfuração horizontal. Um exemplo da função objetiva é:

/ \

(D

Aqui, /, k são índices inteiros. Os parâmetros α, β, res são constantes. Os índices p e q representam a direção de componente (isto é, x, y, z). Deve ser clara a relação funcional na qual o campo magnético sendo usado não está limitado à forma racional acima. Há muitas outras funções, as quais podem ser construídas dependendo de qual parâmetro físico estiver sendo investigado. Estas funções podem usar os campos magnéticos em suas formas complexas ou suas componentes reais e/ou em quadratura. Ainda, estas podem ser expandidas em uma série de Taylor ou de Maclaurin, para o cálculo do parâmetro de interesse de forma explícita ou implícita. Deve ser no

tado que as medições feitas com ferramentas de resistividade de propagação também podem ser tratadas usando-se esta formulação. Um exemplo de g ( ) é a função logarítmica natural escalonada -20 log (x) comumente usada para o cálculo da atenuação em decibéis e fase em radianos. Deve ser claro que a função escolhida aqui é meramente um exemplo ilustrativo e não está limitada a isto. No caso de indução ou da ferramenta tipo de propagação, muitas outras funções são possíveis, dependendo da sua sensibilidade aos parâmetros de interesse.

Um exemplo específico da função objetiva é:

fW = (2)

Na expressão acima, a componente em quadratura de cada um dos campos magnéticos é usada. A vantagem da função acima é que ela é independente do ângulo ou da rotação da ferramenta, e usa várias medições para a normalização do valor para ficar entre 0 e 1. Ela é uma forte função da distância d da fronteira de leito, quando a ferramenta está em uma certa distância e, assim, pode ser calculada como um indicador de distância. Como um exemplo para a situação em que há uma fronteira de leito entre dois meios espaços de 1 Ω-m e 2 (ou 20 ou 200) Ω-m a função acima está próxima de zero quando a ferramenta está em um poço horizontal ou quase horizontal e está mais de 4 metros longe. Conforme a ferramenta se aproxima da fronteira de leito a partir de cima ou de baixo, a função aumenta de valor até atingir um valor máximo na fronteira. O valor máximo depende do contraste. A Figura 17 mostra um gráfico da função objetiva acima computada para operação da ferramenta a 20 kHz. A abscissa é a distância até a fronteira de leito e a ordenada é o indicador de distância. A curva 1602 é para uma resistividade de 200 Ω-m, a curva 1604 é para uma resistividade de 20 Ω-m, enquanto a 1606 é para uma resistividade de 2 Ω-m.

São mostrados na Figura 18 gráficos similares de um indicador de distância a uma freqüência de 55 kHz, com as curvas 1652, 1654 e 1656 correspondendo aos valores de resistividade de 200 Ω-m, 20 Ω-m e 2 Ω-m, respectivamente. É valioso notar que, quando o leito é altamente resistivo (200 Ω-m), o indicador de distância é sensível à fronteira de leito, mesmo a uma distância de 10 m, tornando a medição adequada para navegação em reservatório, quando o objetivo for manter uma distância fixa de um contato óleo - água ou de um contato gás - água.

Uma súbita mudança no perfil de outra forma suave pode indicar que a hipótese de uma estrutura e propriedades de material em camadas pode ter sido violada. Pode haver falhas previamente desconhecidas ou um deslizamento da formação.

As expressões acima assumem a capacidade de se medirem várias das quantidades H_xx, Hxy, Ηχζ, Hyx, Hyy, H_yz, H_zx, H_zy, H_zz explicitamente. Entretanto, isto nem sempre é essencial, especialmente no caso em que a ferramenta está girando. Em ferramentas de MWD, os mesmos sensores podem fazer algumas das medições durante uma rotação, desde que as medições sejam feitas de ângulo de face de ferramenta. Por exemplo, H_yzpode ser obtida a partir do sensor o qual mede H_xz, quando ele tiver girado 90°. Da mesma forma, Hyy pode ser obtida a partir do sensor medindo H_xx, após uma rotação de 90°. Assim, em um ambiente de MWD, é possível computar as mesmas funções dos campos magnéticos, desde que pelo menos três medições H_zz, H_xx e H^ em um ângulo de rotação diferente da ferramenta estejam disponíveis. Como um exemplo, o indicador de distância acima pode ser reescrito como:

onde:

(4a)

e »_a=yÁ^HA^.) <*>

Ml

Assim, a análise pode ser baseada em uma média das medições feitas durante uma rotação do conjunto de fundo de poço. Especificamente, a equação 4a define uma norma L² das medições correspondentes.

Na discussão acima, as quantidades H_xx, H_xy, H_xz, H_yx, Hyy, H_yz,

H_zx, H_zy, H_zz foram assumidas como tendo sido feitas pelo uso do arranjo de bobina ortogonal principal com uma alinhada ao longo do eixo geométrico da ferramenta e as outras duas perpendiculares ao eixo geométrico e uma à outra. Entretanto, não é essencial que isto seja assim. As medições reais 10 podem ser feitas por bobinas inclinadas ou bobinas não ortogonais. Alternativamente, elas podem ser obtidas a partir de antenas com fendas, distribuídas ao longo do corpo da ferramenta e sendo inclinadas em ângulos apropriados para se permitirem as medições de componentes específicas. Nestes casos, em que medições são obtidas por antenas orientadas em outras 15 direções além das direções de eixo geométrico principal, um número suficiente de componentes precisa ser medido de modo que elas possam ser giradas de volta para as direções principais, ou para qualquer outro sistema coordenado adequado para interpretação de dados. Um exemplo de fendas inclinadas 1702, 1704, 1706 é mostrado na Figura 19a. Um exemplo de uma 20 bobina inclinada é mostrado na Figura 19b. Também deve ser notado que, ao invés de uma cobertura de antena com fenda, as medições também podem ser feitas através de uma antena substancialmente não condutora.

Retornando, agora, à Figura 16, em uma modalidade opcional da invenção, as medições são feitas usando-se um dispositivo com cabo de 25 aço. Assim, não há nenhuma alteração de direção de perfuração. Entretanto, a completação do furo de poço é feita 1526 com base na comparação e na análise, ou com base na distância estimada.

Além das medições de componente múltipla, o método da presente invenção também pode ser usado com medições de componente múl27

Μ tipla de arranjo múltiplo feitas com uma pluralidade de distâncias de transmissor - receptor. Uma metodologia para a interpretação de medições de arranjo múltiplo convencionais é mostrada na Patente U.S. N° 6.308.136 de Tabarovsly et al., que tem a mesma cessionária que a da presente invenção, e cujo conteúdo é plenamente incorporado aqui como referência.

O método da presente invenção também pode ser usado com medições de outros tipos de ferramentas de resistividade, tal como um dispositivo de resistividade de propagação.

São incluídas na presente invenção certas operações que foram usadas na técnica anterior com respeito a ferramentas de perfilagem convencionais. Uma destas é a operação de calibração, onde uma corrente ou voltagem medida é relacionada a uma condutividade (ou a uma resistividade), usando-se uma relação da forma:

Uma outra etapa que é necessária na presente invenção é aquela de corre15 ção de temperatura; isto é mais importante para uma aplicação de LWD do que para um dispositivo com cabo de aço, onde a temperatura teve tempo de atingir um equilíbrio.

Embora a exposição precedente seja dirigida às modalidades preferidas da invenção, várias modificações serão evidentes para aqueles versados na técnica. Pretende-se que todas as variações no escopo e no espírito das reivindicações em apenso estejam englobadas pela exposição precedente.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para avaliar uma formação terrestre tendo uma pluralidade de camadas, que compreende:

(a) transportar uma ferramenta de perfilagem, em que a ferramenta de perfilagem inclui transmissores ortogonais (101, 103, 105) e receptores (11, 113, 115) para dentro de um furo de poço na formação;

(b) obter uma pluralidade de medições de resistividade de indução de múltiplos componentes usando a ferramenta de perfilagem; e caracterizado por (c) utilizar uma função objetiva da pluralidade de medições de múltiplos componentes para determinar uma distância da ferramenta de perfilagem a uma interface na formação terrestre (1510).
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as medições de múltiplos componentes ainda compreendem pelo menos uma dentre (i) medições de freqüência múltipla, e (ii) medições de arranjo feitas com uma pluralidade de distâncias de transmissor receptor.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende:

(i) obter uma das medições de múltiplos componentes usandose uma combinação selecionada de transmissor - receptor;

(ii) girar a ferramenta de perfilagem, e (iii) obter uma outra da pluralidade de medições de múltiplos componentes usando-se a combinação selecionada de transmissor receptor.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o parâmetro de interesse compreende uma distância até uma fronteira entre um par da pluralidade de camadas.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo

Petição 870180053509, de 21/06/2018, pág. 6/14

2 fato de que a ferramenta de perfilagem tem uma pluralidade de bobinas que são paralelas ou ortogonais a um eixo geométrico da ferramenta de perfilagem, e em que a pluralidade de medições de múltiplos componentes é selecionada a partir do grupo que consiste em (i) uma medição de Hxx, (ii) uma medição de Hxy, (iii) medição de Hxz, (iv) medição de Hyx, (v) medição de Hyy, (vi) medição de Hyz, (vii) medição de Hzx, (viii) medição de Hzy, (ix) medição de H zz.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de bobinas está inclinada em um outro ângulo além de 0° ou 90° com um eixo geométrico da ferramenta de perfilagem.
7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que as medições de múltiplos componentes são selecionadas de modo a serem capazes de definir uma pluralidade de medições selecionadas a partir do grupo que consiste em (i) uma medição de Hxx, (ii) uma medição de Hxy, (iii) medição de Hxz, (iv) medição de Hyx, (v) medição de Hyy, (vi) medição de Hyz, (vii) medição de Hzx, (viii) medição de Hzy, (ix) medição de Hzz.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a ferramenta de perfilagem compreende uma pluralidade de fendas que são inclinadas em um outro ângulo além de 0° ou 90° com um eixo geométrico da ferramenta de perfilagem, e em que as medições de múltiplos componentes são selecionadas de modo a serem capazes de definir uma pluralidade de medições selecionadas a partir do grupo que consiste em (i) uma medição de Hxx, (ii) uma medição de Hxy, (iii) medição de Hxz, (iv) medição de Hyx, (v) medição de Hyy, (vi) medição de Hyz, (vii) medição de Hzx, (viii) medição de Hzy, (ix) medição de Hzz.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o processamento ainda compreende pelo menos um dentre:

(i) usar uma trajetória de poço planejada, (ii) usar um modelo de terreno a priori, (iii) comparar uma saída esperada de um modelo de terreno com um valor real de uma da pluralidade de medições de múltiplas componentes obtidas, (iv) determinar uma distância até uma fronteira entre

Petição 870180053509, de 21/06/2018, pág. 7/14 um par da pluralidade de camadas.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que determinar o parâmetro de interesse ainda compreende determinar uma função objetiva com base na pluralidade de medições de múltiplas componentes.
11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que determinar a distância compreende usar o valor determinado da função objetiva e os valores de resistividade obtidos.
12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende alterar uma direção de perfuração do dispositivo de perfuração com base, pelo menos em parte, em uma distância determinada até uma fronteira entre um par da pluralidade de camadas.
13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende completar o furo de poço com base pelo menos em parte no parâmetro determinado de interesse.
14. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende fazer a pluralidade de medições enquanto o conjunto de furo de poço estiver girando.
15. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que ainda compreende definir uma função de duas da pluralidade de medições que é substancialmente invariante com a rotação do conjunto de fundo de poço.
16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que a função é uma norma L² de uma da pluralidade de medições.
17. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a função é um somatório de duas da pluralidade de medições.
18. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a fronteira compreende um dentre (i) um contato óleo água, (ii) um contato gás - óleo e (iii) um contato gás - água.
19. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado

Petição 870180053509, de 21/06/2018, pág. 8/14 pelo fato de que alterar a direção de perfuração ainda compreende manter o conjunto de fundo de poço a uma distância substancialmente constante em relação à fronteira.
20. Método, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que a fronteira compreende um dentre (i) um contato óleo água, (ii) um contato gás - óleo e (iii) um contato gás - água.
21. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma da pluralidade de camadas é anisotrópica.
22. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que as etapas (a) a (d) são repetidas a uma pluralidade de profundidades diferentes até a interface, o método ainda compreendendo usar uma descontinuidade na função objetiva como um indicador de uma falha na subsuperfície.

Petição 870180053509, de 21/06/2018, pág. 9/14 * ·

1/19

4r

2/19

3/19

FIG 3

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FIG 4

5/19

FIG 5

6/19

FIG 6 **/|/

7/19

Caso 7:20 kHz.

8/19

FIG 8

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Caso 9:20 kHz.

g 9 8 8 σ>

LL

Caso 10: Rotação de ferramenta em leito 2 a 1,524m : 200 kHz • * a 2

11/19

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12/19

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FIG 13a FIG 13b

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15/19

16/19 • · · · »· • · · · • · · · · « • · · · · ·

1518

1520

1522

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1526

FIG 16

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Profundidade, m

FIG 17

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Iniciador de distância para 55 kHz

M O »4 o E 0.1 Έ M ra Q_ <D Ό u O ω > Λ3 OlI

FIG 18 ··· » · · · · · · · · · ·· ·* • ·*« «· ·· ·· ·· ···· ·· ·

19/19

FIG 19a

FIG 19b