BRPI0712967A2 - método para corrigir medidas de densidade da formação por perfilagem durante a perfuração, afetadas por espaçamento da ferramenta, e produto de programa de computador de uma mìdia armazenadora legìvel por computador para corrigir medições de densidade de formação por perfilagem durante a perfuração - Google Patents

Abstract

MéTODO PARA CORRIGIR MEDIDAS DE DENSIDADE DA FORMAçãO POR PERFILAGEM DURANTE A PERFURAçãO, AFETADAS POR ESPAçAMENTO DA FERRAMENTA, PRODUTO DE PROGRAMA DE COMPUTADOR EM UMA MìDIA ARMAZENADORA LEGìVEL POR COMPUTADOR PARA CORRIGIR MEDIçõES DE DENSIDADE DA FORMAçãO POR PERFILAGEM DURANTE A PERFURAçãO. Um método para conduzir medições de densidade em ambientes de poço corrige grande espaçamento, pela adição de uma segunda expressão de correção ao método da coluna e costela. Essa segunda expressão é uma correção baseada em um espaçamento aparente estimado, usando o efeito fotoelétrico da lama. Essa correção na expressão depende das propriedades da lama, em termos da correção e do espaçamento aparente e, assim, requer calibração de propriedade para cada poço. A calibração pode ser feita, usando-se as informações azimutais disponíveis cora a ferramenta LWD, quando a ferramenta estiver girando. Em cada profundidade na formação homogênea pode haver uma sucessão de medidas da densidade com vários espaçamentos de ferramenta, quando a ferramenta não estiver centrada no furo do poço. Essas informações são usadas para montar uma correção de espaçamento, se adequando perfeitamente às propriedades da lama.

Description

MÉTODO PARA CORRIGIR MEDIDAS DE DENSIDADE DA FORMAÇÃO POR PERFILAGEM DURANTE A PERFURAÇÃO, AFETADAS POR ESPAÇAMENTO DA FERRAMENTA, E PRODUTO DE PROGRAMA DE COMPUTADOR EM UMA MÍDIA ARMAZENADORA LEGÍVEL POR COMPUTADOR PARA CORRIGIR MEDIÇÕES DE DENSIDADE DA FORMAÇÃO POR PERFILAGEM DURANTE A PERFURAÇÃO

Campo da Invenção

A presente invenção se refere a um método para corrigir efeitos de espaçamento da ferramenta em uma medida da densidade da perfuração com perfilagem (LWD) e, de modo particular, a um método aperfeiçoado para corrigir espaçamento da ferramenta em medidas LWDr pela adição de uma segunda expressão de correção ao gráfico de coluna e costela. A segunda expressão sendo uma correção baseada no espaçamento aparente estimado, usando o efeito fotoelétrico da lama de perfuração.

Antecedentes da Invenção

Medidas de densidade da formação são tipicamente usadas para calcular porosidade da formação. Perfilagem da densidade convencional (com cabo de aço ou medida durante a perfuração) é baseada na detecção dos raios gama atenuados, emitidos através de uma fonte radioativa. Após os raios gama da fonte penetrarem no fundo do poço e na formação, os detectores de raios gama contam uma fração dos raios gama dispersos. A configuração da ferramenta inclui normalmente a fonte radioativa e os detectores duplos espaçados a diferentes distâncias da fonte. A dispersão, que os raios gama experimentam após a emissão da fonte e antes da detecção, é relacionada à densidade volumétrica da formação. De modo particular, o número de raios gama dispersos é exponencialmente relacionado à densidade dos elétrons da formação. Visto que a emissão nuclear de uma fonte radioativa é de ocorrência aleatória, mas probabilística, a taxa média de contagem deve ser empregada durante um período de tempo longo o suficiente., para se obter um número de contagens suficientes para uma medida da taxa de contagem exata em termos estatísticos.

Em ferramentas de medição durante a perfuração (MWD), usadas para fazer medições de densidade da formação, os eletrônicos da ferramenta de densidade e os detectores gama (detectores para espaços curtos e longos) podem ser dispostos em uma lâmina estabilizadora afixada em um comando de perfuração numa porção inferior da coluna de perfuração, próxima à broca de perfuração. A lâmina estabilizadora desloca a lâmina de perfuração no espaço anular do furo do poço e coloca janelas de baixa densidade, instaladas radialmente para fora da fonte de radiação e detectores, em contato com a formação terrestre. Durante a perfuração rotativa., a ferramenta MWD pode girar tipicamente a uma velocidade de até uma ou duas rotações por segundo. Para levar em conta a estatística, os tempos para amostragem de dados na ferramenta MWD são mais longos que aqueles usados com ferramentas de densidade com cabos de aço, e estão tipicamente na faixa de cerca de 30 segundos.

Embora essas medidas sejam obtidas em aplicações com cabo de aço e MWDf a realização das medições de por-osidade e de densidade durante a perfuração resulta em certas vantagens sobre medições convencionais da porosidade e da densidade com cabo de aço. Períodos de amostragem mais longos, devido à natureza mais lenta do processo de perfuração, reduzem as variações estatísticas e a incerteza na medição da porosidade e da densidade durante a perfuração. Muitos dos efeitos no furo do poço, que perturbam medições da porosidade ou densidade com cabo de aço, são reduzidos, porque o comando de perfuração preenche substancialmente o furo do poço durante a perfuração. Além disso, efeitos da formação, mudanças de litologia e salinidade sob condições de perfuração são comparáveis a uma medição de poço aberto com cabo de aço, ou inferiores a essa, que podem ocorrer horas ou mesmo dias após o furo do poço ser perfurado. Porém, era aplicações MWD, a ação de lavagem do fluido de perfuração durante operações de perfuração pode produzir variações do tamanho do furo do poço. Elevadas variações no diâmetro do furo do poço são chamadas de solapamentos. A separação ou "espaçamento" da ferramenta da parede do furo do poço causa perturbações nos dados medidos. A ocorrência de solapamentos exacerba o efeito do espaçamento.

Duas técnicas convencionais básicas são usadas para processar dados da taxa de contagem do detector duplo.

Essas técnicas são normalmente chamadas de métodos de "razão" e "coluna e costela". 0 método da razão utiliza a razão das respostas do detector para determinar o parâmetro de interesse. Se a sonda ou ferramenta de perfilagem for calibrada em um poço "padrão" de referência, e se as taxas de contagem produzidas pelos dois detectores forem afetadas pela mesma proporção em condições ambientais fora do padrão, a razão das taxas de contagem tenderá a cancelar os efeitos adversos das condições ambientais fora do padrão. Essa técnica é usada era perfilagem da porosidade com nêutrons térmicos duplos. Porém, se as condições ambientais fora do padrão variarem as taxas de contagem em cada detector em proporções distintas, como quando variações no diâmetro do furo do poço variarem as taxas de contagem do detector, o método da coluna e costela pode ser mais eficaz para determinar as características ambientais e do furo do poço. Análise de coluna e costela pode ser realizada, pela plotagem dos valores obtidos através dos respectivos detectores de radiação operando na condição fora do padrão em um gráfico de valores obtidos através da sonda operando em furos de poço padrão de referência. Os dados obtidos no padrão de referência são chamados de "coluna", enquanto que o efeito das condições ambientais fora do padrão é refletido nas linhas de interseção da coluna, chamadas de "costelas". O ponto de interseção de uma costela com a coluna fornece uma indicação de um dado de perfilagem corrigida, por exemplo, porosidade da formação.

As medidas da formação, tal como a densidade da formação, são afetadas pelo espaçamento da ferramenta. Como resultado, é necessário corrigir essa medida da formação. Quando o espaçamento da ferramenta se torna muito alto, o método clássico de coluna e costela não é suficiente para corrigir corretamente a densidade. Essa condição de espaçamento existe em ferramentas com cabo de aço, mas se torna mais acentuada com ferramentas LWD, onde o espaçamento é muito maior do que com ferramentas com painel. Durante o processo de medição da densidade, é necessário corrigir a medida, devido ao efeito do espaçamento da ferramenta.

Conforme mencionado, a correção da densidade é feita, usando-se a resposta aparente de dois detectores com diferente espaçamento para a fonte e, assim, diferente sensibilidade ao espaçamento. Através da combinação dessas duas densidades aparentes com o método de correção de coluna e costela, é possível corrigir a leitura de espaçamento longo para o efeito do espaçamento. Esse método robusto funciona bem para pequeno espaçamento, mas é altamente inadequado, quando o espaçamento da ferramenta aumenta. Dois motivos principais contribuem para essa inadequação:

- 0 ângulo ou formato da costela é em função da lama e, assim, erros de correção se tornam grandes, quando o espaçamento aumenta;

- Quando o espaçamento curto satura (leitura da lama), o método não pode funcionar.

Essas limitações não constituem normalmente um problema com uma ferramenta com painel, tal como uma ferramenta com cabo de aço, mas com ferramentas LWD, os espaçamentos encontrados são muito maiores e as limitações do método de coluna e costela podem ser um problema em grandes seções do poço.

Permanece havendo a necessidade de um método para efetuar medições de densidade da formação durante a perfuração, que corrija a medida com os efeitos do espaçamento substancial da ferramenta.

Sumário da Invenção

A presente invenção apresenta um método para corrigir medições de densidade da formação realizadas em ambientes de poço e, de modo particular, em ambientes onde haja um alto espaçamento da ferramenta. Os dados para essas medições da densidade são colhidos com ferramentas de perfuração com perfilagem durante as operações de perfuração.

Um aspecto dessa invenção é fornecer um método de correção de espaçamento aperfeiçoado para medições da densidade em ambientes de alto espaçamento da ferramenta. A fim de corrigir o alto espaçamento, o método da presente invenção combina uma segunda expressão de correção ao método da coluna e costela. Essa segunda expressão de correção é baseada em uma densidade aparente e espaçamento da ferramenta estimado, usando o efeito fotoelétrico (PE) da lâmina. Essa segunda expressão de correção depende das propriedades da lama, em termos de densidade de formação aparente e de um espaçamento da ferramenta e, assim, necessita de calibração das propriedades para cada poço. A calibração pode ser feita, usando-se as informações azirautais disponíveis com a ferramenta LWD, quando a ferramenta estiver girando. Em cada profundidade numa formação homogênea, pode haver uma sucessão de medidas de densidade da formação ou vários espaçamentos da ferramenta, quando a ferramenta não estiver centrada no fu.ro do poço. Todas essas informações são usadas para montar uma correção de espaçamento se adequando perfeitamente às propriedades da lama.

Um segundo aspecto da presente invenção é fornecer um método para corrigir medidas de densidade da formação afetadas por alto espaçamento da ferramenta. Nesse método, medidas de densidade da formação inicial são colhidas de uma formação em várias profundidades da formação. A partir dessas medidas, densidades de formação aparentes são calculadas para diferentes quadrantes do furo do poço nessas diversas profundidades do poço. A densidade aparente do quadrante com o menor espaçamento da ferramenta é usada para determinar a densidade da formação inicial. Uma expressão de correção da densidade é calculada através da densidade de formação aparente e da medida do espaçamento da ferramenta. Uma densidade da formação corrigida é então calculada a partir da densidade da formação inicial e da segunda expressão de correção.

Outro aspecto da invenção é montar um banco de dados de medidas de densidade da formação em diferentes profundidades e diferentes espaçamentos da ferramenta. Esse banco de dados possui diferentes expressões de correção da densidade para várias densidades da formação e medidas de espaçamento estimadas. Esse banco de dados pode ser usado como uma ferramenta de caracterização para derivar uma função de correção continua, para computar a expressão de correção da densidade (também chamada de segunda expressão de correção) . Ao fazer isso, assegura-se que uma caracterização seja perfeitamente adequada às propriedades da lama, o que permite que a correção permaneça muito estável para altas áreas de espaçamento. Como a segunda correção da expressão é computada usando densidade da formação como uma das entradas, o processamento de correção da densidade pode ser um processo interativo baseado nas informações em várias profundidades da formação. Descrição dos Desenhos

A fig. 1 é um exemplo de configuração do detector duplo usado para medir características da formação, tais como densidade da formação em um furo de poço tendo um diâmetro padrão.

A fig. 2 é um exemplo de configuração do detector duplo usado para medir características da formação, tais como densidade da formação em um furo de poço tendo um grande diâmetro e um alto espaçamento da ferramenta.

A fig. 3 é uma ilustração do sistema típico da sonda de perfuração rotativa para realizar operações de medição durante a perfuração e coleta dos dados de densidade da formação.

A fig. 4 é uma ilustração de um gráfico de coluna e costela usado para corrigir medidas de densidade da formação afetadas pelo espaçamento da ferramenta.

As figs. 5a e 5b são ilustrações de plotagens de coluna e costela usadas para medir a densidade da formação.

A fig. 6 é uma seção transversal da ferramenta LWD de densidade mostrando quadrantes do furo de poço e espaçamento da ferramenta, quando a ferramenta não estiver centrada no furo do poço.

As figs. 7a e 7b são plotagens usadas dos dados de correção para duas fatias de densidade distintas.

A fig. 8 é um fluxograma de computação da correção, quando um processamento interativo for demandado. A fig. 9 é um fluxograma das etapas do método de correção de densidade da formação da presente invenção.

Descrição Detalhada da Invenção, Incluindo Exemplos e Desenhos

A fig, 1 mostra a configuração básica para realizar medições de densidade da formação usando o conceito dos detectores duplos. Como mostrado., uma ferramenta de medição 10 compreende uma fonte 12, um detector próximo 14 e um detector afastado 16. A ferramenta é posicionada em um furo de poço 18, que penetra numa formação 20. A distância 22 entre a borda da formação, a parede da formação, e a fonte e detectores na ferramenta é o espaçamento da ferramenta. Na medição convencional da densidade da fig. 1, raios 24 são emitidos da fonte 12 e se deslocam através da formação 20. Os raios são por fim detectados pelo detector próximo 14 e o detector afastado 16. Conforme mencionado, durante o processo de medição da densidade, é necessário corrigir a medida devido ao espaçamento da ferramenta. Uma técnica usada para realizar essa correção é o método da coluna e costela.

Com referência à fig. 2, é mostrada uma configuração com um espaçamento da ferramenta substancial 22. Nessa situação, os raios 24 emitidos pela fonte só podem se deslocar através dos materiais de lama no furo do poço 18, e nem mesmo se deslocar para dentro da formação, antes de serem detectados pelo detector próximo 14. Para essa situação, o método da coluna e costela para corrigir espaçamentos é inadequado, porque não existe medição de densidade confiável por parte do detector próximo 14.

A fig. 3 ilustra um sistema típico de sonda de perfuração rotativa 30 tendo aparelho para medição da porosidade da formação, densidade volumétrica da formação, coeficiente de absorção fotoelétrica da formação, e diâmetro do furo do poço a ele associado,, durante a perfuração. Instrumentos colocados no comando de perfuração 32 conduzem as medições no poço. Tais medições podem ser armazenadas no aparelho de memória dos instrumentos do poço, ou podem ser enviadas por telemetria para a superfície através de métodos e aparelhos convencionais de medição com telemetria durante a perfuração. Para esse fim, um sub de ferramenta MWD, ilustrado de maneira esquemática como módulo sinalizador de dados 34, recebe sinais dos instrumentos do comando 32, e os transmite através do trajeto de lama da coluna de perfuração 36 e finalmente até a instrumentação de superfície, através de um sensor de pressão 42 no tubo bengala 44.

A sonda de perfuração 30 inclui um motor 50, que gira uma haste de perfuração 52 por meio de uma mesa rotativa 54. Oma coluna de perfuração 36 inclui seções do tubo de perfuração conectadas entre suas extremidades na haste de perfuração e com essa giradas. Um comando de perfuração 32, bem como outros comandos convencionais e outras ferramentas MWD, são fixados na coluna de perfuração 36. Esses comandos e ferramentas formam um conjunto de perfuração de fundo do poço entre a coluna de perfuração 36 e a broca de perfuração 38.

Quando a coluna de perfuração 36 e o conjunto de fundo do poço giram, a broca de perfuração 38 perfura o furo do poço 60 através das formações terrestres 28. Um espaço anular 62 é definido como a porção do furo de poço 60 entre o exterior da coluna de perfuração 36 incluindo o conjunto de fundo do poço e as formações terrestres 28.

Fluido ou "lama" de perfuração é impelido pela bomba 64 a partir do tanque de lama 66 através do tubo bengala 44 e da cabeça injetora rotativa 68 através do centro oco da haste de perfuração 52 e coluna de perfuração 36 até a broca 38. A lama atua para lubrificar a broca de perfuração 38 e para conduzir cascalhos do furo do poço para cima até a superfície, através do espaço anular 62. A lama é descarregada para o tanque de lama 66, onde ela é separada dos cascalhos do furo do poço e semelhantes, desgaseifiçada, e retornada para nova aplicação à coluna de perfuração.

O comando de perfuração 32 é um componente importante de um aprimorado sistema de perfilagem nuclear MWD. Um comando de perfuração 32 pode incluir a seção de medição da porosidade 70 na extremidade superior do comando e uma seção de densidade gama - gama 72 na extremidade inferior. Cada uma dessas seções 70 e 72 pode conter a configuração de duplo detector previamente descrita.

Como mostrado nas figs. I e 2, os raios gama se deslocam através do fluido de perfuração e para dentro da formação e, a seguir, de volta através do fluido de perfuração para dentro do furo do poço. Esse fluido de perfuração afeta a medição da densidade. Um conhecimento da atenuação dos raios gama causada pelo fluido de perfuração existente entre os detectores de raio gama e a parede da formação é desejável para gerar uma determinação aprimorada da densidade gama da formação, que é compensada quanto aos efeitos do espaçamento ou da socavação. Na execução de uma correção de atenuação do fluido de perfuração para dados de detecção de raios gama, a diferença entre a densidade da formação calculada a partir do detector afastado 73 e aquela calculada através do detector próximo 74, é gerada. Essa diferença é funcionalmente relacionada a um incremento, que deve ser adicionado à densidade determinada através do detector afastado. Tal incremento é em função do espaçamento da ferramenta 32 a partir da parede do furo do poço, e da propriedade de absorção dos raios gama da densidade do fluido de perfuração sendo usada, e de seu coeficiente de adsorção fotoelétrico. Assim, o conhecimento da densidade e do coeficiente de adsorção fotoelétrico do fluido de perfuração, em adição ao espaçamento da ferramenta, são desejáveis para fazer uma correção apropriada na densidade da formação determinada.

De maneira similar, os dados dos detectores próximo e afastado provenientes dos sensores de radiação 75 e 7 6 da seção de porosidade dos nêutrons são afetados pela quantidade do fluido de perfuração existente entre tais detectores e a parede da formação. A medição do diâmetro do furo do poço por meio de sensores 77, conforme acima descrito,, fornece os dados essenciais na determinação desse volume do fluido de perfuração entre a parede da formação e os detectores.

Por conseguinte, dados de porosidade dos nêutrons próximos e afastados provenientes dos detectores 75 e 7 6 e dados de diâmetro do furo do poço provenientes dos sensores ultra-sônicos 77 são coletados no cartucho eletrônico 78 em função da profundidade ou posição do furo do poço. Tais dados podem ser armazenados e mais tarde recuperados, quando a ferramenta 32 for retornada do furo do poço para a superfície do poço. De preferência, porém, tais dados são transmitidos para a superfície através do módulo sinalizador de dados 34, na forma de impulsos acústicos ou de pressão, através do fluido de perfuração dentro da coluna de perfuração 36. Tais impulsos são detectados pelo sensor 42 no tubo bengala 44, e os dados são coletados na unidade instrumentadora de superfície 40 da fig. 3. Após os dados serem coletados na instrumentação de superfície 40, técnicas de correção da densidade, tal como um método de coluna e costela, são aplicadas aos dados para processá- los. Esse processo inclui a correção dos dados afetados pelo espaçamento da ferramenta.

A fig. 4 é uma ilustração de um gráfico convencional de coluna e costela usado no processamento dos dados da formação. É mostrada uma representação da relação gráfica de uma condição ambiental no furo do poço, {diâmetro do furo do poço) para porosidade da formação (.phi.), conforme determinada através de um perfil compensado por dois detectores. A "coluna" 84 é composta de uma série de valores em pares C.sub.SS e C.sub.LS obtidos através de um furo do poço de referência, de 8 pol. "padrão". Cruzando a coluna existe uma pluralidade de linhas ou gráficos curtos, que são formados a partir dos valores da taxa de contagem em pares C.sub.SS e C.sub.LS correspondentes aos furos de poço, onde os diâmetros variam de 6 a 10 pol. Essas linhas cruzando a coluna são chamadas de "costelas". As costelas 86 fornecem uma proteção para desvios de diâmetro do furo do poço a partir do furo do poço normal, que permite a determinação de densidade da formação. Deverá ficar claro que a correção pode ser feita sem medir diretamente o diâmetro do furo do poço no local sendo perfilado. Por exemplo, o diâmetro pode ser indiretamente aproximado a partir dos valores C.sub.SS e C.sub.LS. Relações gráficas similares também existem para a determinação de porosidade da formação, espessura do revestimento de cimento, salinida.de no furo do poço, espaçamento da ferramenta, espessura do bolo de lama e peso da lama.

Com referência à fig. 4, dois ângulos importantes podem ser determinados para cada relação gráfica coluna/ costela. Um ângulo .theta.sub.l indica ao ângulo da costela 86 relativo ao eixo vertical do gráfico. Um ângulo theta.sub.2 indica o ângulo agudo entre a costela 86 e uma tangente à coluna no ponto de interseção entre a costela e a coluna. Será prontamente observado que, para configurações especificas de coluna e costelas curvas, a costela e coluna podem se tocar em mais de um ponto. Nessas situações, uma ambigüidade é introduzida na análise.

Quando theta.sub.l é de cerca de 45 graus, o método da razão é aplicável para determinar o valor corrigido da porosidade ou densidade volumétrica (.phi.), porque o gráfico de costela indica que uma variação no diâmetro do furo do poço afeta as taxas de contagem èm ambos os detectores em cerca da mesma proporção. Conforme o ângulo theta.sub.l se desvia de 45 graus, elevadas quantidades de correção serão necessárias para os parâmetros determinados pelo método da razão. Para um desvio apreciável de theta.sub.l de 45 graus, o método da coluna/ costela é preferível, se e apenas se theta.sub.2 não se aproximar de 0 graus. Quando . theta.sub.2 for aproximadamente igual a 0 graus, a costela pode não ser distinguivel da coluna, e o método da coluna/ costela não é aplicável. Valores limite da taxa de contagem C.sub.SS 90, C.sub.LS 92, que representam taxas de contagem, abaixo de quais theta.sub.2 é de cerca de 0°., são ilustrados no gráfico. Quando as taxas de contagem C.sub.SS e C.sub.LS forem ambas inferiores a C.sub.SS 90 e C.sub.LS 92, respectivamente, o método da razão deve ser usado para determinar a correção do tamanho no furo do poço.

A fig. 5a mostra outra plotagem clássica da coluna e costela com relação à presente invenção. A coluna 93 corresponde a uma medida sem espaçamento, e a costela 94 mostra os efeitos do espaçamento sobre uma medida. Após o formato da costela ser determinado, a densidade da formação pode ser então extraída das densidades dos detectores, seguindo a costela até a coluna. Com referência novamente à fig. 5a, quando o espaçamento aumenta, as densidades dos espaçamentos curto e longo diminuem, e a densidade de espaçamento curto diminui mais rápido, quando ela encontra mais lama, do que a medida de espaçamento longa. Quando o espaçamento alcança a profundidade de investigação do espaçamento curto, a densidade de espaçamento do detector próximo irá saturar e ler a densidade da lama. Após o espaçamento curto saturar, o que corresponde na plotagem à seção, onde a costela é paralela à coluna, a solução não é exclusiva, quando uma pluralidade de costelas atravessar o ponto de medição. Para esse caso, a fim de que o processamento encontre uma solução únicar a costela usada precisa ser modificada e seu ângulo mantido constante acima de certo espaçamento, conforme mostrado na fig.. 5b, a fim de nunca ser paralelo à coluna. Dessa maneira, uma única solução pode ser sempre encontrada, mas irá levar a uma densidade subcorrigida, sempre que o espaçamento for alto. Na fig. 5b, a coluna e costela usadas no processamento mantêm um ângulo constante acima de certo espaçamento. Essa plotagem ilustra o efeito de um alto espaçamento, para o qual o espaçamento curto é saturado. Nessa plotagem, uma formação é indicada com uma densidade indicada na coluna como "densidade da formação". Agora, considere uma medida com um alto espaçamento, para a qual um curto espaçamento é saturado no ponto de medição. A costela de processamento passando pelo ponto medido não é aquela passando pela densidade da formação, e irá resultar numa subcorreção e numa densidade computada muito baixa, se comparada à densidade da formação.

As figs. 5a e 5b ilustram o efeito do alto espaçamento numa plotagem de coluna e costela. Conforme mencionado, essa técnica de coluna e costela se torna imprecisa, quando o espaçamento da ferramenta se tornar muito alto,, porque o formato da costela é muito dependente das propriedades da lama e do contraste da densidade entre a lama e a formação. Outro problema é que, conforme mostrado, quando o espaçamento curto atinge a saturação ao observar essencialmente lama, a coluna e costela não pode operar. 0 método proposto da presente invenção resolve esse problema, através do uso de duas correções:

- Uma correção de coluna e costela, com base na diferença da densidade aparente entre os dois detectores;

- Uma segunda expressão de correção, que é em função de um PEF (Fator Fotoelétrico) da medida de espaçamento aparente, ou quaisquer outras funções ou razões de janela fornecendo essencialmente sensibilidade para o espaçamento e a densidade da formação.

O PEF é aqui selecionado, mas o ponto chave é ter uma medida sensível do espaçamento. O PEF fornece uma boa relação linear, mas qualquer razão de janelas essencialmente sensível ao efeito do espaçamento pode ser usada, e esse método inclui isso. A correção de coluna e costela é aquela determinada através da caracterização da ferramenta. Essa correção é exata para pequeno espaçamento, sendo esse o motivo dela ser usada.

A segunda expressão é muito dependente das propriedades da lama e do contraste da densidade entre a lama e a formação.. Essa deve ser ajustada para cada lama. A fim de fazer isso, as informações de densidade azimutal são usadas para calibrar os diversos parâmetros dessa função. Quando a ferramenta LWD está no modo rotativo e numa posição descentrada, que é o caso encontrado na maioria das vezes, a densidade azimutal fornece acesso a uma medida da densidade aparente para vários espaçamentos (ver a fig. 6). Quando a ferramenta LWD estiver descentrada no furo do poço, existem sempre alguns setores, para os quais o espaçamento é muito pequeno, e onde a coluna e costela clássica fornecem excelente correção. Usando a densidade desses setores como referência, e usando as densidades aparentes de outros setores, pode-se então computar a correção adicional (chamada nesse documento de segunda expressão de correção). Um banco de dados pode ser, então, montado com segundas expressões de correção para várias densidades de formação e medidas de espaçamento estimadas. A fig. 7 ilustra o tipo de dados obtidos, usando essa técnica. Esse banco de dados pode ser, então, usado da mesma maneira que uma caracterização de ferramenta para derivar uma função de correção continua para computar a segunda expressão de correção. Fazendo isso, assegura-se que urna caracterização seja perfeitamente ajustada às propriedades da lama, o que permite que a correção seja mantida muito estável para alto espaçamento. Como a segunda correção de expressão é computada usando a densidade da formação como uma das entradas, o processamento deve ser iterativo (ver a fig. 8) .

A fig. 6 representa uma seção transversal da ferramenta LWD em uma posição descentrada no poço. Como mostrado no desenho, o quadrante inferior/ de fundo está próximo à parede do furo do poço. Assim, o espaçamento é mínimo para o quadrante inferior, mas aumenta para os quadrantes esquerdo e direito., e atinge seu máximo para o quadrante superior ou de topo. Assim, em certa profundidade, e quando a ferramenta não estiver centrada, as diversas medidas de setores ou quadrantes irão observar uma diferente quantidade de espaçamento. Se a ferramenta estiver muito descentrada, como nesse exemplo, o espaçamento será próximo a zero em um quadrante ou setores. Assim, a medida da densidade nesse azimute será de qualidade muito alta e não afetada pela lama. Essa é a densidade de referência nessa profundidade. Supondo-se que a ferramenta esteja numa formação homogênea, todas as densidades azimutais devem indicar o mesmo valor. Assim, qualquer diferença na densidade de referência pode ser atribuída ao efeito do espaçamento. Essa diferença é a segunda expressão de correção, que precisa ser aplicada à densidade azimutal. Assim, para cada azimute e em certa profundidade, a segunda expressão pode ser expressa em função da medida do espaçamento estimado. O mesmo processo é repetido em cada profundidade, para montar um banco de dados de correções.. O banco de dados fornece o valor da segunda expressão de correção versus a densidade da formação e da medida do espaçamento aparente.

As figs. 7a e 7b mostram plotagens da segunda expressão de correção versus medida do espaçamento aparente para duas fatias de densidade distintas. Em cada profundidade, onde uma densidade da formação válida é medida, a segunda expressão de correção e o espaçamento aparente são medidos para todos os outros azimutes, e essas medidas são usadas para montar o banco de dados. Através desse banco de dados, pode-se extrair todos aqueles incidindo em uma determinada fatia de densidade da formação. Isso é o que foi feito para criar aquelas plotagens cruzadas com as respectivas fatias de densidade da formação de 1, 95 - 2,00 g/cm3, conforme mostrado na fig. 7a, e 2,20 - 2,25 g/cm3, conforme mostrado na fig. 7b. Em cada fatia de densidade, a correlação entre a segunda expressão de correção e o espaçamento aparente é muito boa, e uma função de regressão pode ser adequada para se ajustar aos dados. Nesse exemplo, uma função linear é usada. A dispersão dos pontos em torno da linha indica também o quanto a função se ajusta ao banco de dados. O desvio padrão é medido e usado para montar a função da incerteza. Comparando as duas plotagens cruzadas, a dependência sobre a densidade da formação é claramente observada, e mostra que a correção é muito maior, quando a densidade da formação aumenta. A função matemática para computar a segunda expressão de correção é uma função bidimensional, usando como entrada a densidade da formação e o espaçamento aparente.

A fig. 8 é um fluxograma da computação da segunda expressão de correção. No bloco 100 são mostradas as entradas iniciais usadas para calcular essa .segunda expressão de correção. Essas entradas incluem uma densidade aparente (RHOi) . Ό caractere i é o índice do setor. Essa densidade aparente é a densidade do quadrante com o menor espaçamento da ferramenta, como anteriormente discutido. Como apenas uma densidade aparente é medida, é necessário computar a correção, baseado numa estimativa de densidade da formação (densidade aparente aqui usada). Outra entrada nesse cálculo da segunda expressão é a medida do espaçamento da ferramenta (SOFFi). Δ densidade inicial da formação (RHOF) é igual à densidade aparente. Essa relação pode ser representada pela equação:

<formula>formula see original document page 24</formula>(1)

O bloco 102 mostra a computação da segunda expressão de correção e da computação da densidade corrigida. A computação da correção da segunda expressão usa essas entradas iniciais e é representada pela equação:

<formula>formula see original document page 24</formula> (.2)

DRH02 i pode ser computado, por exemplo, pela realização de uma análise de regressão em RHOF, SOFFi. Qualquer análise de regressão pode ser usada. Por exemplo, análise de regressão pode ser uma análise de regressão linear ou uma análise de regressão não-linear (p. ex., cúbica, quadrática etc.). RHOcor representa a computação da. densidade corrigida. A computação da densidade corrigida é representada pela equação:

<formula>formula see original document page 25</formula>

Após a aplicação da segunda correção computada, o bloco 104 compara o resultado com a hipótese inicial usada. Se o resultado for igual à hipótese inicial, o processo finda no bloco 106. Se a comparação mostrar, que o resultado não é igual à hipótese inicial, o processo retorna ao bloco 102 e uma iteração prossegue, até que uma convergência seja atingida.

A fig. 9 é um fluxograma das etapas no método de correção de densidade da formação da presente invenção. A etapa 120 realiza uma computação do histograma do PEF (ou outra estimativa de espaçamento) e da densidade. Essa computação é necessária, a fim de vincular os dados corretamente e determinar a escala de valores, para os quais as correções precisam ser montadas. A etapa 122 identifica as zonas, onde existe pelo menos uma boa densidade azimutal (zonas de espaçamento muito baixo). A seleção das zonas com baixo PEF e baixo DRHO ou outra boa medida indicadora efetua essa tarefa de identificação. Essa etapa de identificação é importante, quando não se quer incluir zonas, onde nenhuma densidade de referência valida é medida, já que ela iria exercer influência sobre a função da correção. A densidade azimutal pode ser um dos quadrantes superior, inferior, esquerdo ou direito, bem como um quadrante composto de setores adjacentes, onde o espaçamento é mínimo. A etapa 124 monta um banco de dados de correção com a boa densidade de quadrante, densidade aparente e estimativa de espaçamento de outros quadrantes. Esse banco de dados somente é preenchido com dados das ondas determinadas na etapa de identificação 122, onde uma boa densidade de referência estiver disponível. Os dados usados são a diferença entre a boa densidade e as outras densidades de quadrante, que é igual à segunda correção desejada. Essa expressão da segunda correção é em função da estimativa do espaçamento aparente. Existe a opção de usar o mergulho aparente para mudar a profundidade da densidade azimutal, a fim de usar a densidade azimutal nos mesmos leitos.

A etapa 126 computa uma função para adequar melhor o banco de dados. Essa função irá computar o valor da segunda expressão de correção, usando a estimativa de espaçamento aparente e a densidade da formação como entradas. O desvio padrão da correção é computado durante essa computação da regressão. A etapa 128 computa urna densidade corrigida para cada setor (imagem) e para cada quadrante. Essa computação da correção é feita, usando-se a função de correção previamente determinada. A computação da incerteza de cada densidade é feita no mesmo circuito. Essa é a soma do desvio padrão da correção e da incerteza computada pela propagação da incerteza da estimativa de espaçamento através da função de correção.

A etapa 130 realiza uma análise do resultado. A função de correção é altamente dependente das propriedades da lama e, como na maior parte dos casos, as propriedades da lama foram alteradas durante o processo de perfuração de um poço, a função de correção não será a mesma para todo o poço. A etapa 132 verifica esses resultados. Se o resultado atender aos critérios de um bom resultado, o processo finda. Porém, se o resultado não atender a alguns critérios, o poço é desmembrado em seções e o processamento refeito. O processo então retorna para a etapa de montagem do banco de dados 124 e repete as etapas 126, 128, 130 e 132. O software pode fazer esse processo de maneira automática. Quando o resultado é bom, o processo finda.

O resultado pode ser usado para computar a porosidade de uma reserva de petróleo. Através da obtenção de uma medida exata da porosidade, uma caracterização exata do reservatório pode ser obtida, facilitando assim a obtenção dos hidrocarbonetos de um poço.

Deverá ficar claro através da descrição anterior, que várias modificações e mudanças podem ser feitas nas modalidades preferidas e alternativas da presente invenção, sem se afastarem de seu espirito real. Por exemplo, embora o sensor seja descrito em pelo menos alguns aspectos, como sendo um sensor de pressão, deverá ser apreciado que qualquer tipo de sensor pode ser usado, tal como de temperatura, densidade, vazão etc.

Essa descrição se destina apenas para fins de ilustração e não deve ser interpretada de modo limitador. Apenas a linguagem das reivindicações a seguir deve determinar o escopo dessa invenção. 0 termo "compreendendo" dentro das reivindicações pretende significar "incluindo pelo menos", assim que a listagem dos elementos recitada numa reivindicação constitui um grupo aberto. "Um", "uma" e outros termos no singular pretendem incluir suas formas no plural, a não ser que especialmente excluídas.

Claims (22)

1. MÉTODO PARA CORRIGIR MEDIDAS DE DENSIDADE DA FORMAÇÃO POR PERFILAGEM DURANTE A PERFURAÇÃO, AFETADAS POR ESPAÇAMENTO DA FERRAMENTA, CARACTERIZADO pelo fato de compreender as etapas de: determinar uma medida de densidade inicial da formação a uma profundidade definida da formação, dita medição de densidade inicial da formação sendo igual a uma densidade de formação aparente; calcular uma medida de espaçamento da ferramenta; calcular urna segunda expressão de correção da densidade a partir das medidas da densidade de formação aparente e do espaçamento da ferramenta; computar uma densidade de formação corrigida, usando a segunda expressão de correção da densidade e a densidade de formação aparente.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa determinadora da densidade inicial da formação ainda compreender a etapa de identificar., a partir dos dados de formação coletados, pelo menos um quadrante de densidade primário de uma formação na profundidade definida.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender, após a dita etapa de calcular uma medida de espaçamento da ferramenta, as etapas de: computar um histograma de densidade inicial da formação e do fator fotoelétrico (PEF) dos dados coletados da formação, onde PEF é o fator fotoelétrico; identificar pelo menos um quadrante de boa densidade dentre os dados coletados da formação; e montar um banco de dados da correção com medidas da densidade do quadrante primário, medidas da densidade aparente e estimativas de espaçamento a partir de outros quadrantes da formação.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato do dito cálculo de uma segunda expressão de correção da densidade ainda compreender a etapa de obter ura valor para uma segunda expressão de correção versus a estimativa do espaçamento aparente, usando uma computação do ajuste de regressão.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, CARACTERIZADO pelo fato da dita computação de uma densidade da formação corrigida ainda compreender a computação de uma densidade da formação corrigida para cada setor e cada quadrante de uma formação em uma profundidade especifica do furo do poço, usando a segunda expressão de correção..

6. Método, de acordo com a reivindicação 3, CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender, após a dita etapa de computação da correção, a etapa de analisar os resultados da computação, para determinar se é necessário desmembrar dados coletados em seções do poço, para levar em conta as mudanças nas propriedades da lama durante a perfuração.

7. Método, de acordo com a reivindicação 3, CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de identificação do quadrante ainda compreender a seleção do quadrante com medidas indicadoras de baixo PEF e de baixo RHO, onde RHO é a medida da densidade inicial da formação.

8. Método, de acordo com a reivindicação 3, CARACTERIZADO pelo fato da segunda expressão de correção ser em função da estimativa do espaçamento aparente.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, CARACTERIZADO pelo fato da dita segunda expressão de correção ser calculada era função da densidade inicial e do espaçamento medido de um quadrante selecionado.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa de obtenção do valor ainda compreender a computação de um desvio padrão da expressão de correção, que é computada durante a computação de regressão.

11. Método, de acordo com a reivindicação 9, CARACTERIZADO pelo fato de uma densidade da formação corrigida ser calculada pela equação: RHOcori - RHOi + DRH02Í, onde RHOcor é a medida da densidade corrigida, RHOi é a formação aparente, e DRH02Í é a segunda expressão de correção.

12. Método, de acordo com a reivindicação 9, CARACTERIZADO pelo fato da segunda expressão de correção ser calculada pela equação: DR02Í = IDRO - RHOi, onde DRO2i é a segunda expressão de correção, IDRO é a densidade de imagem derivada e RHO é a densidade no quadrante i.

13. Método, de acordo com a reivindicação 3, CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender, após a dita etapa da computação de uma densidade da formação corrigida, a etapa de analisar o resultado calculado da densidade da formação corrigida, e determinar se o resultado da densidade da formação corrigida atende aos critérios de medida da densidade.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, CARACTERIZADO pelo fato da etapa de determinar, se a densidade da formação corrigida satisfaz os critérios de medida da densidade, ainda compreender a comparação da medida calculada da densidade da formação corrigida com uma estimativa inicial da densidade.

15. Método, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato da dita determinação, se o resultado da densidade da formação corrigida satisfaz os critérios de medida da densidade, ainda compreender a realização de cálculos iterativos da densidade da formação corrigida, até que uma convergência da densidade corrigida calculada e uma convergência da densidade da formação estimada sejam alcançadas.

16. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa, para determinar a densidade inicial da formação, usar um método de computação de coluna e costela.

17. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato da dita etapa, para determinar a densidade inicial da formação, ainda compreender a etapa determinando uma posição de uma ferramenta LWD em um furo de poço sendo perfurado pela ferramenta LWD, a posição determinada sendo relativa ao centro do furo do poço.

18. PRODUTO DE PROGRAMA DE COMPUTADOR EM UMA MÍDIA ARMAZENADORA LEGÍVEL POR COMPUTADOR PARA CORRIGIR MEDIÇÕES DE DENSIDADE DA FORMAÇÃO POR PERFILAGEM DURANTE A PERFURAÇÃO, afetadas por espaçamento da ferramenta, CARACTERIZADO pelo fato de compreender: instruções para determinar uma medição de densidade inicial da formação a uma profundidade definida da formação, dita medição de densidade inicial da formação sendo igual a uma densidade de formação aparente; instruções para calcular uma medida de espaçamento da ferramenta; instruções para calcular uma segunda expressão de correção da densidade a partir das medidas da densidade de formação aparente e do espaçamento da ferramenta; instruções para computar uma densidade de formação corrigida, usando a segunda expressão de correção da densidade e a densidade de formação aparente.

19. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 18, CARACTERIZADO pelo fato das ditas instruções determinadoras da densidade inicial da formação ainda compreenderem instruções para identificar, a partir dos dados de formação coletados, pelo menos um quadrante de densidade primário de uma formação na profundidade definida.

20. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 19, CARACTERIZADO pelo fato de ainda compreender, após as ditas instruções para calcular uma medida de espaçamento da ferramenta: instruções para computar um histograma de densidade inicial da formação e do fator fotoelétrico (PEF) dos dados coletados da formação, onde PEF é o fator fotoelétrico; instruções para identificar pelo menos um quadrante de boa densidade dentre os dados coletados da formação; e instruções para montar um banco de dados da correção com medidas da densidade do quadrante primário, medidas da densidade aparente e estimativas de espaçamento a partir de outros quadrantes da formação.

21. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 20, CARACTERIZADO pelo fato de compreender instruções para calcular a segunda expressão de correção, usando a equação: DR02i = IDRO - RHOi, onde DR02i é a segunda expressão de correção, IDRO é a densidade de imagem derivada e RHO é a densidade no guadrante i.

22. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 20, CARACTERIZADO pelo fato de compreender instruções para calcular uma densidade da formação corrigida, usando a eguação: RHOcori = RHOi + DRH02i, onde RHOcor é a medida da densidade corrigida, RHOi é a formação aparente, e DRH02Í é a segunda expressão de correção.