BRPI0717168A2

BRPI0717168A2 - Interpretação e resistividade de banda larga

Info

Publication number: BRPI0717168A2
Application number: BRPI0717168-4A
Authority: BR
Inventors: Wallace H Meyer; David C Herrick; Gregory B Itskovich
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2006-09-28
Filing date: 2007-09-28
Publication date: 2013-10-15
Also published as: US7659723B2; WO2008039965A2; RU2452982C2; RU2009115780A; US20080079433A1; WO2008039965A3

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "INTERPRE- TAÇÃO E RESISTIVIDADE DE BANDA LARGA".

ÁREA DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se a um método para determinar propriedades petrofísicas de formações usando medições feitas por uma ferramenta de resistividade de propagação a freqüências múltiplas. DESCRIÇÃO DA TÉCNICA RELACIONADA

A presente invenção refere-se à medição de parâmetros geofísi- cos de formações terrestres penetrada por um poço e, mais particularmente, a medições de resitividade de propagação a freqüências múltiplas e a espa- çamentos de transmissor-receptor múltiplos. As medições são feitas usando um ou mais transmissores, que induzem uma voltagem alternada no poço e na formação terrestre penetrada pelo poço e usando um ou mais receptores espaçados longitudinalmente, para detectara amplitude e fase de radiação eletromagnética induzida dentro do poço e da formação terrestre. As respos- tas medidas são afetadas por propriedades da formação terrestre, incluindo condutibilidade elétrica, permeabilidade magnética, permeabilidade dielétrica e o volume de poros ou porosidade da matriz rochosa. Além disso, a vizi- nhança do poço também afeta as medições. A presente invenção descreve aparelhos e métodos para determinar a saturação de água da formação. A- lém disso, as características dependentes de freqüência (dispersão) da for- mação terrestre são afetadas pela distribuição de fluidos nos espaços dos poros da rocha. A mesma distribuição de poros-espaços também afeta a permeabilidade da formação. Combinando as medições obtidas pela presen- te invenção com outros dispositivos do poço, é possível inferir uma varieda- de de parâmetros petrofísicos da formação terrestre.

Técnicas de indução têm sido usadas por diversos anos para determinar a resistividade e outros parâmetros eletromagnéticos de forma- ções terrestres penetradas por um poço. Historicamente, a resistividade da formação tem sido o parâmetro de interesse principal, uma vez que ela é usada para formar hidrocarbonetos de águas salgadas. Conceitualmente, uma corrente alternada é aplicada a um transmissor de um instrumento do poço, desse modo gerando um campo eletromagnético primário na formação terrestre, na vizinhança do transmissor. O campo primário interage com a formação terrestre, desse modo estabelecendo um campo secundário, sen- do que a amplitude e fase desse campo secundário estão relacionadas com propriedades eletromagnéticas da formação. Fluidos no poço e a invasão desses fluidos na formação podem afetar negativamente a medição de pro- priedades eletromagnéticas da formação virgem, não perturbada. Múltiplos receptores localizados a espaçamentos longitudinais diferentes do transmis- sor são usados para medir o campo secundário. A Patente US5,811,973 para Meyer Jr., com o mesmo cessioná-

rio da presente invenção e cujo teor está incorporado ao presente por refe- rência, mostra um exemplo da dependência de freqüência da resistividade medida por um dispositivo de resistividade de propagação dual. A análise dos dados no mesmo usou um modelo de índice refrativo complexo (CRIM) para inferir determinados parâmetros petrofísicos da formação. A presente invenção está baseada no reconhecimento de que as pressuposições do modelo de CRIM não podem ser satisfeitas. Consequentemente, um modelo baseado em primeiros princípios é usado para inferir uma ampla gama de propriedades da formação. SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Uma modalidade da invenção é um método para avaliar uma formação terrestre. O método inclui fazer medições indicativas de uma pro- priedade de resistividade da formação terrestre, a cada uma de uma plurali- dade de freqüências, calculando da pluralidade de medições um valor da propriedade de resistividade, a uma freqüência maior do que cerca de 2 GHz, e usando o valor calculado da propriedade de resistividade pra calcular uma propriedade petrofísica da formação terrestre. A propriedade petrofísica pode estar relacionada a poros de rocha e/ou a uma distribuição de fluido nos mesmos. A propriedade petrofísica calculada pode ser uma porosidade da formação terrestre ou pode ser uma saturação de fluido da formação ter- restre. O cálculo do valor da propriedade de resistividade a uma freqüência maior do que cerca de 2 GHz pode ser feito usando um ajustamento de cur- va. O ajustamento de curva pode ser um ajustamento de curva sigmóide. O cálculo da propriedade petrofísica pode estar baseado no cálculo de uma eficiência elétrica da formação. A propriedade petrofísica pode ser calculada usando uma relação empírica entre a propriedade petrofísica e a eficiência elétrica. As medições indicativas da propriedade de resistividade podem ser feitas usando uma ferramenta de resistividade de propagação em uma perfu- ração na formação terrestre. As medições indicativas da propriedade de re- sistividade podem incluir medições eletromagnéticas transitórias. A ferra- menta de resistividade de propagação pode ser transportada para dentro do poço em um conjunto de fundo de poço, usando um tubo de perfuração.

Outra modalidade da invenção é um aparelho para avaliar uma formação terrestre. O aparelho inclui uma ferramenta de diagrama de resisti- vidade configurada para fazer medições indicativas de uma propriedade de resistividade da formação terrestre, a cada uma de uma pluralidade de fre- quências. O aparelho também inclui um processador, configurado para cal- cular da pluralidade de medições um valor da propriedade de resistividade, a uma freqüência maior do que cerca de 2GHz, e usar o valor calculado da propriedade de resistividade para calcular uma propriedade petrofísica. A propriedade petrofísica calculada pode estar relacionada a poros da rocha e/ou a uma distribuição de fluido nos mesmos. A propriedade petrofísica cal- culada pode incluir porosidade e/ou uma saturação de fluido. O processador pode ainda ser configurado para calcular a propriedade petrofísica pelo cál- culo de uma eficiência elétrica da formação. O processador pode usar uma relação empírica entre a propriedade petrofísica e a eficiência elétrica. A fer- ramenta de resistividade pode ser uma ferramenta de resistividade de pro- pagação. A ferramenta de resistividade pode ser uma ferramenta eletromag- nética transitória. O aparelho também pode incluir um tubo de perfuração, configurado para transportar a ferramenta de diagrama de resistividade em um conjunto de fundo do poço. Outra modalidade da invenção é um meio legível por computa-

dor para uso com um aparelho para avaliar uma formação terrestre. O apa- relho inclui uma ferramenta de diagrama de resistividade, configurada para fazer medições indicativas de uma propriedade de resistividade da formação terrestre, a uma pluralidade de freqüências. O meio inclui instruções que ca- pacitam um processador a calcular da pluralidade de medições um valor da propriedade de resistividade, a uma freqüência maior do que cerca de 2GHz, e a usar o valor calculado da propriedade de resistividade para calcular uma propriedade petrofísica da formação terrestre. O meio legível por computa- dor pode incluir um ROM, um EPROM, um EAROM, uma memória de flash e/ou um disco óptico.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS A presente invenção é mais bem entendida com referência às

figuras anexas, nas quais números iguais referem-se a elementos iguais, e nas quais:

Figura 1 (Técnica Anterior) mostra um sistema de diagrama- durante-a-perfuração, apropriado para uso com a presente invenção; Figura 2a, 2b e 2c (Técnica Anterior) apresentam vistas esque-

máticas de configurações de antena possíveis;

Figura 3 (Técnica Anterior) mostra resistividade aparente, medi- da a quaro freqüências de transmissor diferentes e registradas como função da profundidade dentro de um poço; Figura 4 (Técnica Anterior) mostra medições de resistividade

aparente a uma profundidade de 2028 ft (617 m) para os dados da Figura 3;

Figuras 5a-5d ilustram o conceito de eficiência elétrica;

Figura 6 ilustra o efeito de saturação de fluido sobre eficiência;

Figuras 7a-7d (Técnica Anterior) ilustram a correlação entre efi- ciência e porosidade para diversas rochas diferentes;

Figura 8 (Técnica Anterior) mostra um exemplo da variação de eficiência com saturação de água; e

Figuras 9-11 mostra fluxogramas de exemplos de modalidades da presente invenção. DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

A Figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema de perfuração 110, com uma montagem de fundo de poço que contém um sis- tema de sensor e os dispositivos de superfície de acordo com uma modali- dade da presente invenção. Tal como mostrado, o sistema 110 inclui uma torre de perfuração 111 convencional, montada sobre um piso de torre de perfuração 112, que sustenta uma mesa giratória 114, que é girada por um dispositivo de movimentação principal (não mostrado), a uma velocidade rotacional desejada. O cabo de perfuração 120 que inclui uma seção de tubo de perfuração 122 se estende para baixo a partir da mesa rotativa 114 den- tro do poço 126 Uma broca de perfuração 150, ligada ao terminal do cabo de perfuração no fundo da perfuração, desintegra as formações geológicas, quando é girada. O cabo de perfuração 120 está ligado a um amortecedor 130, por meio de um junta kelly 121, destorcedor 118 e cabo 129,através de um sistema de roldanas 127. Durante as operações de perfuração, o quin- cho principal 130 é operado para controlar o peso sobre a broca e a veloci- dade de penetração do cabo de perfuração 120 no poço 126. A operação do quincho principal é bem-conhecida na técnica e, portanto, não está descri- ta detalhadamente no presente.

Durante as operações de perfuração,um fluido de perfuração apropriado (normalmente chamado na técnica de "lama") 131 de um poço de lama 132 é circulado, sob pressão, através do cabo de perfuração 120 por uma bomba de lama 134. O fluido de perfuração 131 passa da bomba de lama 134 para o cabo de perfuração 120 por meio de um amortecedor 136, linha de fluido 138 e a junta kelly 121.0 fluido de perfuração é descarregado no fundo do poço 151 através de uma abertura na broca de perfuração 150. O fluido de perfuração circula pelo furo acima, através do espaço anular 127 entre o cabo de perfuração 120 e o poço 126 e é descarregado no poço de lama 132 por meio de uma linha de retorno 135. Preferivelmente, uma plura- lidade de sensores (não mostrados) está disposta apropriadamente na su- perfície, de acordo com métodos conhecidos na técnica, para fornecer in- formações sobre diversos parâmetros relacionados à perfuração, tais como velocidade da corrente de fluido, peso sobre a broca, carga de gancho etc.

Uma unidade de controle de superfície 140 recebe sinais dos sensores e dispositivos do fundo do poço por meio de um sensor 143 dis- posto na linha de fluido 138 e processa esses sinais de acordo com instru- ções programadas fornecidas à unidade de controle de superfície. A unidade de controle de superfície exibe parâmetros de perfuração desejados e outras informações em um dispositivo de exibição/monitor 142, informação essa que é utilizada por um operador para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 140 contém um computador, memória para armazenar dados, gravador de dados e outros periféricos. A unidade de controle de superfície 140 também inclui modelos e processa dados de a- cordo com instruções programadas e responde a comandos do usuário, in- traduzidos através de um meio apropriado, tal como um teclado. A unidade de controle 140 está adaptada, de preferência, para ativar alarmes 144 quando ocorrem determinadas condições operacionais pouco seguras ou indesejáveis.

Um motor de perfuração ou motor de lama 155, ligado à broca de perfuração 150 por meio de um eixo de acionamento (não mostrado, dis- posto em um conjunto de mancai 157, gira a broca de perfuração 150 quan- do o fluido de perfuração 131 é passado através do motor de lama 155 sob pressão. O conjunto de mancai 157 sustenta as forças radiais e axiais da broca de perfuração, o impulso descendente do motor de perfuração e a carga ascendente reativa do peso aplicado sobre a broca. Um estabilizador 158, ligado ao conjunto de mancai 157, funciona como um centralizador para a última parte inferior do conjunto de motor de lama. O uso de um motor é para fins ilustrativos e não é uma limitação ao alcance da invenção.

Em uma modalidade do sistema da presente invenção, o sub- conjunto do fundo de poço 159 (também chamado de conjunto inferior do furo ou "BHA"), que contém os diversos sensores e dispositivos de MWD para fornecer informações sobre a formação e parâmetros de perfuração no fundo do poço e o motor de lama, está ligado entre a broca de perfuração 150 e a tubulação de perfuração 122. O conjunto do fundo do poço 159 é, de preferência, modular em construção, pelo fato de que diversos dispositivos são seções interligadas, de modo que seções individuais podem ser substi- tuídas, quando desejado. Ainda com referência à Figura 1, o BHA também contém, de pre- ferência, sensores e dispositivos, além dos sensores descritos acima. Esses dispositivos incluem um dispositivo para medir a resistividade da formação próxima e/ou em frente à broca de perfuração, um dispositivo de raios gama, para medir a intensidade de raios gama da formação e dispositivos para de- terminar a inclinação e azimute do cabo de perfuração. O dispositivo de me- dição da resistividade da formação 164 pode ser ligado acima do subconjun- to de kick-off inferior 162, que fornece sinais, dos quais é determinada a resistividade da formação próxima à broca de perfuração 150. É usado um dispositivo de resistividade de propagação múltiplo ("MPR"), com um ou mais pares de antenas de transmissão 166a e 166b, espaçadas de um ou mais pares de antenas receptoras 168a e 168b. São usados dipolos magné- ticos, que operam no espectro de freqüência média e freqüência alta inferior. Em operação, as ondas eletromagnéticas transmitidas são perturbadas quando se propagam através da formação que circunda o dispositivo de re- sistividade 164. As antenas receptoras 168a e 168b detectam as ondas per- turbadas. A resistividade da formação é derivada da fase e amplitude dos sinais detectados. Os sinais detectados são processados por um circuito ou processador do fundo do poço, que pode ser colocado em uma carcaça 170 acima do motor de lama 155 e transmitido à unidade de controle de superfí- cie 140 usando um sistema de telemetria 172 apropriado. Além do ou em vez do dispositivo de resistividade de propagação, pode ser usado um dis- positivo de diagrama de indução apropriado para medir a resistividade da formação.

O inclinômetro 174 e o dispositivo de raios gama 176 são colo-

cados, apropriadamente, ao longo do dispositivo de medição de resistividade 164 para determinar, em cada caso, a inclinação da parte do cabo de perfu- ração próxima à broca de perfuração 150 e a intensidade dos raios gama da formação. Mas, qualquer inclinômetro e dispositivo de raios gama apropriado pode ser utilizado para os fins da presente invenção. Além disso, um disposi- tivo de azimute (não mostrado), tal como um magnetômetro ou um dispositi- vo giroscópico, pode ser utilizado para determinar o azimute do cabo de per- furação. Esses dispositivos são conhecidos na técnica e, portanto, não estão descrito em detalhe no presente. Na configuração descrita acima, o motor de lama 155 transfere energia à broca de perfuração 150 por meio de um ou mais eixos ocos que se estendem través do dispositivo de medição de resis- tividade 164. O eixo oco permite que o fluido de perfuração passe do motor de lama 155 para a broca de perfuração 150. Em uma modalidade alternati- va, o cabo de perfuração 120, o motor de lama 155 pode ser ligado abaixo do dispositivo de medição de resistividade 164 ou em qualquer outro local apropriado.

O cabo de perfuração contém um conjunto de sensor modular,

um conjunto de motor e sub kick-off. Em uma modalidade, o conjunto de sensor inclui um dispositivo de resistividade, dispositivo de raios gama e in- clinômero, todos os quais estão em uma carcaça comum entre a broca de perfuração e o motor de lama. O conjunto do fundo do poço da presente in- venção inclui, de preferência, uma seção de MWD 168, que contém um dis- positivo de medição de porosidade de formação nuclear, um dispositivo de densidade nuclear, um sistema de sensor acústico, colocado, e um sistema de teste de formação acima do motor de lama 164 na carcaça 178, para for- necer informações úteis para avaliar e testar formações de subsuperfície ao longo do poço 126. Um processador de fundo de furo pode ser usado para processar os dados.

As Figuras 2a, 2b e 2c mostram em forma esquemática, simplifi- cada, diversas configurações de antena possíveis, que podem ser utilizadas de acordo com os ensinamentos da presente invenção. A configuração de antena da Figura 2a é uma configuração de antena transmissora dual, ante- na receptora dual, que inclui uma antena transmissora superior 1029, locali- zada em uma parte superior do tubo de medição 25, antena transmissora inferior 1031, que está localizada em uma parte inferior do tubo de medição 25, e antenas receptoras intermediárias 1033, 1035. A Figura 2b mostra ou- tra configuração de antena e inclui antenas transmissoras superiores 1029, 1036, que estão localizadas em uma parte superior do tubo de medição 25, antenas transmissoras inferiores 1031, 1038, que estão localizadas em uma parte inferior do tubo de medição 25, e antenas receptoras intermediárias 1033, 1035. Ainda outra configuração que é possível de acordo com a pre- sente invenção é mostrada na Figura 2c. Essa configuração inclui apenas uma única antena transmissora, tal como antena transmissora superior 1029,e duas ou mais antenas receptoras 1033, 1035. Deve ser observado que as ilustrações nas Figuras 2a-2c são para fins de exemplificação, que ilustram ferramentas de resistividade, e não devem ser interpretadas como uma limitação à invenção.

quências muito altas são necessárias para a presente invenção. Consequen- temente, pode ser desejável usar a técnica de mini-MPR descrita no docu- mento US 7228903 para Wang et al., com o mesmo cessionário como a pre- sente invenção, e cujo teor está incorporado ao presente por referência. Se- rá usado o reescalamento da ferramenta do tipo MPR para calcular o espa- çamento característico da ferramenta de mini-MPR, que atende a essas ne- cessidades no âmbito de freqüência de 1 a 10 GHz. A fim de fazer o reesca- lamento, podem usar as seguintes relações entre duas ferramentas:

onde ωι η e ω2, r2 são, em cada caso, a freqüência operacional e espaça- mento para MPR e mini-MPR. Depois, presumindo um espaçamento de transmissor/receptor da ferramenta de MPR de 2 m e freqüência operacional de 2 MHz, para um espaçamento característico r2 do mini-MPR, a 10 GHz, será obtido:

espaçamento de cerca de 10cm. Assim, conclui-se que a ferramenta do tipo mini-MPR apropriada para essas necessidades deve ser o sistema de multi- espaçamento, com o espaçamento mais longo de até (10-20) cm.

medições de resistividade também podem ser feitas usando medições ele- tromagnéticas transitórias (TEM). Usando medições TEM, é possível obter

Tal como observado abaixo, medições de resistividade a fre-

co-i r-ι2 = ω2Γ2'

2

No caso de uma freqüência de 1 GHz,cálculos similares dão um

Em vez de usar uma ferramenta de resistividade de propagação, com o presente hardware medições de condutibilidade de até 100 MHz. A principal limitação para obter freqüências mais altas é o conversor analógico para digital(A/D), que atualmente está limitado a taxas de amostragem maio- res do que 5-10 ns.

Com referência, agora, à Figura 3, são mostradas medições de

resistividade a cinco freqüências diferentes em um poço. As freqüências de medição são, em cada caso, 20 kHz e 2 MHz (56), 25 MHz (54), 200 MHz (52) e 1,1 GHz (50). Essas curvas mostram que a resistividade diminui à medida que a freqüência aumenta. A Figura 4 contém um desenho de dados de campo de um xisto em um poço de teste de Ponca City, a cinco freqüên- cias diferentes, de 20 kHz a 1,1 GHz, a uma única profundidade. A variação de freqüência pode ser explicada, em parte, pelo conceito de eficiência elé- trica.

A uma freqüência baixa (cerca de 5 MHz ou menos), um íon precisa atravessar as aberturas dos menores poros, enquanto a uma fre- qüência alta (aproximadamente 1 GHz ou mais alta), o íons praticamente não se move e, portanto, não precisa atravessar a geometria complicada do sistema de poros.Isso significa que uma condutibilidade máxima é obtida a uma freqüência alta. Isso também corresponde à eficiência elétrica máxima, que é de 1,0, por definição. Eficiência elétrica é equivalente à equação de Archie e é baseada mais fisicamente. Portanto, é possível determinar as mesmas coisas como a equação de Archie, com parâmetros conhecidos, se a eficiência elétrica puder ser determinada. A eficiência elétrica é meramente a condutibilidade à baixa freqüência, dividida pelo limite de alta freqüência. Embora seja difícil medir a resistividade ao limite de alta freqüência, usando uma ferramenta de MWD, é possível obter um valor assimptótico de uma curva, tal como 201. O valor assimptótico pode ser obtido, colocando um exponencial na extremidade traseira da curva. Outras técnicas de ajusta- mento de curva podem ser usadas. Por exemplo, um ajustamento de curva sigmóide usa uma aproximação da forma

Esse ajustamento de curva tem quatro parâmetros e havendo cinco ou mais medições de resistividade, o valor assimptótico At pode ser determinado. Esse ajustamento de curva pode ser usado tanto para conduti- bilidade como para sua recíproca, a resistividade. Condutibilidade e resistivi- dade são exemplos de propriedades referidas como propriedades de resisti- vidade.

A dependência de freqüência da condutibilidade tem informa- ções sobre a geometria do sistema de poros e pode ajudar em um cálculo de permeabilidade. Essa invenção, de preferência, faz medições durante a per- furação, porque ferramentas da linha de fios seriam afetadas pela invasão. Isso faria com que dados de alta freqüência não pudessem ser interpreta- dos, tornando impossível calcular a eficiência elétrica.

Em uma modalidade da invenção, a eficiência elétrica, tal como medida por uma ferramenta de resistividade (descrita acima) é interpretada em termos de um modelo geométrico de escala de poros.O ponto de partida é o princípio de que a condutibilidade de uma amostra de rocha depende de duas quantidades. Uma, é a quantidade total de fluido condutor (água) nos poros, e a outra é a geometria da água nos poros. Isso é ilustrado nas Figu- ras 5a-5d.

Na Figura 5a, o cilindro representa um cilindro de secção trans- versai unitária. Quando o cilindro está enchido com um fluido de condutibili- dade Cw, uma medição de condutibilidade entre as extremidades do cilindro daria um valor de Cw. A Figura 5b mostra um cilindro de paredes grossas de rocha, com uma porosidade efetiva de 0, indicada pelo cilindro interno con- tínuo. Quando o espaço de poros está enchido com um fluido de condutibili- dade Cw, a condutibilidade medida do cilindro torna-se Cw0. A Figura 5c mostra um caso, no qual o espaço de poros não é um cilindro reto, e a con-

Cw^-T -j

dutibilidade resultante é dada por 7 , onde o termo é um fator geo- métrico. Para o caso geral mostrado na Figura 5d, a condutibilidade pode ser representada como Cw0Eo. O termo Eoé designado como eficiência elétrica. Desse modo, o efeito da geometria de um tubo em formato aleatório pode ser responsável por uma variável geométrica genérica Eo. Observe que esse método separa os efeitos de volume de poros e geometria de poros. Outro fator que afeta a eficiência é a saturação de fluido do es- paço de poros. Isso é mostrado na Figura 6, onde dentro de cada coluna a saturação do fluido condutor é constante. Dentro de cada fileira, o fator ge- ométrico referente à distribuição de fluido é o mesmo. A condutibilidade me- dida é dada, então, pela relação:

Ct=CwSw0/Et (2)

A independência inerente da eficiência elétrica e do teor de água é útil, uma vez que efeitos geométricos podem ser considerados separada- mente de efeitos volumétricos. Por exemplo, a relação entre a eficiência elé- trica e a porosidade para rochas saturadas de água pode ser usada para classificar as mesmas em termos de suas propriedades elétrica, ou, inver- samente, usar Eo e 0 para determinar o tipo de sistema de poros em uma rocha.

Embora não exista nenhuma relação inerente entre eficiência elétrica (ou geometria de poros) e teor de água, os processos deposicionais, compaccionais e diagenéticos que mudam a porosidade, simultaneamente afetam a geometria dos poros. Qualquer processo que afeta, simultanea- mente, os tamanhos de abertura dos poros e o volume de poros pode pro- duzir uma correlação de E-0. Portanto, rochas similares, submetidas a even- tos diagenéticos similares, devem apresentar algum tipo de correlação de E- 0. Para explorar a natureza de relações de E-0,medições elétricas e de po- rosidade foram avaliadas para diversos conjuntos de amostras de rocha. A relação para três arenitos e um carbonato é mostrada nas Figuras 7a-7d. Em cada caso, a relação é linear E0 = ao0+bo (3)

onde aoe bo são a inclinação, e, em cada caso, se interceptam, e o subscrito 0 indica o valor de E quando a amostra de rocha está completamente satu- rada com água. Em geral, rochas limpas com porosidade intergranular têm uma relação de Eo-0 linear, sendo que a eficiência elétrica aumenta com a porosidade. A dispersão de pontos de amostra individuais em torno da linha pode ser devido à variabilidade em composição e ambiente diagenético lo- cal, que seria de se esperar em qualquer coluna de rocha sedimentária. A relação descreve o efeito relativo de processos compaccionais e diagenéti- cos sobre os poros (0) e aberturas de poros (E). As tendências observadas são lineares para rochas livre de argila, com porosidade intergranular.

Além de mudar a porosidade de uma amostra para a seguinte, o teor de salmoura de uma determinada amostra pode ser variado diminuindo a saturação de água com hidrocarbonetos não condutores. A Figura8 mostra as relações de eficiência elétrica-teor de água para uma rocha de amostra. Uma relação linear está notavelmente bem determinada. Os pequenos des- vios das relações lineares, provavelmente são erros de teste. A indicação é que a relação de eficiência elétrica-teor de água é linear para rochas limpas, com porosidade predominantemente intergranular e pode ser expressa como

Et=atSw0+bt (3),

na qual o subscrito t refere-se a amostras de rocha com saturação parcial e variável de água e at e bt são a inclinação e a intercepção da relação linear Et-Sw0. Observe que tanto E0 como Et são ambos eficiência elétrica E. Os subscritos indicam apenas os mecanismos pelos quais o teor de água da rocha é variado; i.e., E0 varia com 0 e Et varia com Sw.

Com referência, agora, à Figura9, é mostrado um fluxograma de uma modalidade da invenção. Medições de resistividade são feitas a uma pluralidade de freqüências 203. Essas medições são extrapoladas 205 para freqüências altas, suando uma técnica de ajustamento de curva, e a resisti- vidade de alta freqüência assimptótica (e/ou condutibilidade) são determina- das. Deve ser observado que o ajustamento de curva pode ser feito tanto para resistividade como para sua recíproca, a condutibilidade. Do valor ex- trapolado, é calculada a eficiência elétrica. De um ponto de vista prático, normalmente é suficiente calcular uma resistividade (ou condutibilidade) a uma freqüência maior que cerca de 10 GHz. Também é comum que efeitos dielétricos se tornem importantes a freqüências maiores que cerca de 2 GHz, de modo que, em muitos casos, cálculos de eficiência podem ser feitos de medições (ou medições extrapoladas) no âmbito de 2 GHz - 10 GHz. A análise dos dados está baseada em relações empíricas estabelecidas 201 previamente (relação de calibração) da forma dada pela eq. (2). Desse mo- do, dado o cálculo da eficiência, a porosidade da rocha pode ser determina- da 207.

Outra modalidade da invenção está ilustrada na Figura 10. Me- dições de resistividade são feitas a freqüências múltiplas 225 e por extrapo- lação para freqüências altas, é calculada a eficiência elétrica 227. São obti- das informações de calibração 223, dessa vez da forma dada pela eq. (3). Uma ferramenta de porosidade, tal como uma ferramenta de porosidade de nêutrons, no BHA é usada para medir a porosidade da formação 221.Usando a relação de calibração e a porosidade medida, usando a eq. (3), pode ser calculada a saturação de água 229. A porosidade calculada usando o método da Figura 9 e a saturação de água calculada usando o mé- todo da figura 10 são exemplos de propriedades petrofísicas relacionadas aos poros da rocha e à distribuição de fluidos nos mesmos. O método des- crito na Figura9 é um caso especial do método da Figura 10, com Sw = 1. Ainda oura modalidade da invenção é usada para estabelecer

relações de calibração da forma dada pela eq. (2). Medições de resistividade são feitas a uma pluralidade de freqüências 241. As mesmas são extrapola- das para alta freqüência e a eficiência elétrica é determinada 243. Uma fer- ramenta de porosidade, tal como uma ferramenta de porosidade de nêu- trons, é usada para dar medições de porosidade correspondentes às profun- didades onde as medições de resistividade são feitas 245. Usando as medi- ções de eficiência e porosidade, são calculadas as constantes de calibração ao e bo.

Os que são versados na técnica e com o benefício da presente invenção reconhecem que as relações empíricas dadas pelas eqs. (2) e (3) são, no mínimo, específicas para litologia.

A eficiência elétrica e/ou porosidade da formação calculadas po- dem ser exibidas em um meio apropriado. Elas podem ser usadas, ainda, para tomar decisões operacionais referentes ao desenvolvimento da reserva, incluindo, mas não limitadas a, colocação de poços adicionais, modelo do envoltório e cabos de completamento.

A operação dos transmissores e receptores, e o controle da di- reção de perfuração podem ser controlados pelo processador do fundo do poço e/ou um processador de superfície. No controle e processamento dos dados está implícito o uso de um programa de computador em um meio a - propriado, legível por máquina, que possibilita ao processador executar o controle e processamento. O meio legível por máquina pode incluir ROMs1 EPROMs, EAROMs, Memória de Flash e Discos Ópticos. O termo "proces- sador", tal como usado no presente, Field Programmable Gate Arrays [Chips com Conjuntos de Gates Programáveis para Campo] (FPGAs).

Embora a descrição acima esteja voltada para as modalidades preferidas da invenção, diversas modificações ficam aparentes para os que são versados na técnica. Pretende-se que todas essas variações dentro do alcance das reivindicações anexas sejam abrangidas pela invenção acima.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para avaliar uma formação terrestre, sendo que o mé- todo compreende: (a) fazer medições indicadoras de uma propriedade de resistivi- dade da formação terrestre em cada uma de uma pluralidade de freqüên- cias; (b) calcular da pluralidade de medições um valor da propriedade de resistividade, a uma frequencia maior que 2 GHz; e (c) usar o valor calculado da propriedade de resistividade pra calcular uma propriedade petrofísica da formação terrestre.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a proprieda- de petrofísica está relacionada a pelo menos um de (i) espaços dos poros na formação, e (ii) uma distribuição de fluidos nos espaços dos poros.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a proprieda- de petrofísica é selecionada, ainda, de: (i) uma porosidade da formação ter- restre, e (ii) uma saturação de fluidos da formação.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o valor cal- culado da propriedade de resistividade, à referida freqüência maior que 2 GHz, compreende, ainda, usar um ajustamento de curva.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, em que o ajusta- mento de curva compreende, ainda, um ajustamento de curva sigmóide.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o cálculo da propriedade petrofísica compreende, ainda, calcular uma eficiência elétrica da formação.

7. Método de acordo com a reivindicação 6, em que o cálculo da propriedade petrofísica compreende, ainda, usar uma relação empírica entre a propriedade petrofísica e a eficiência elétrica.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, em que fazer as medições indicadoras da propriedade de resistividade compreende, ainda, usar uma ferramenta de resistividade de propagação em um poço na forma- ção terrestre, sendo que a ferramenta de resistividade de propagação tem um espaçamento máximo de transmissor-receptor menor que 20 cm.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, em que fazer as medições indicadoras da propriedade de resistividade compreende, ainda, transportar a ferramenta de resistividade de propagação em um conjunto de furo de fundo, usando um tubo de perfuração.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, em que as medi- ções compreendem medições eletromagnéticas transitórias.

11. Aparelho para avaliar uma formação terrestre, em que o apa- relho compreende: (a) uma ferramenta de diagrama, configurada para fazer medi- ções indicadoras de uma propriedade de resistividade da formação terrestre a camada uma de uma pluralidade de freqüências; e (b) uma processador configurado para: (A) calcular da pluralidade de medições um valor da propriedade de resistividade, a uma freqüência maior que 2 GHz; e (B) usar o valor calculado da propriedade de resistividade para calcular uma propriedade petrofísica da formação terrestre.

12. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, em que o pro- cessador está configurado, ainda, para determinar uma propriedade petrofí- sica relacionada a pelo menos um de (i) espaços dos poros na formação, e (ii) uma distribuição de fluidos nos espaços dos poros.

13. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, em que a pro- priedade petrofísica calculada pelo processador compreende, ainda, uma porosidade da formação terrestre.

14. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, em que a pro- priedade petrofísica calculada pelo processador compreende, ainda, uma saturação de fluidos da formação terrestre.

15. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, em que o pro- cessador está configurado, ainda, calcular valor da propriedade de resistivi- dade, à referida freqüência maior que 2GHz, realizando, ainda, um ajusta- mento de curva.

16. Aparelho de acordo com a reivindicação 15, em que o pro- cessador está configurado para realizar o ajustamento de curva, realizando, ainda, um ajustamento de curva sigmóide.

17. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, em que o pro- cessador está configurado para calcular a propriedade petrofísica, calculan- do, ainda, uma eficiência da formação.

18. Aparelho de acordo com a reivindicação 16, em que o pro- cessador está configurado para calcular a propriedade petrofísica, usando uma relação empírica entre a propriedade petrofísica e a eficiência elétrica.

19. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, em que a ferra- menta de diagrama de resistividade compreende, ainda, uma ferramenta de resistividade de propagação, com um espaçamento máximo de transmissor- receptor de menos de 20 cm.

20. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, em que a ferra- menta de diagrama de resistividade compreende uma ferramenta eletro- magnética transitória.

21. Aparelho de acordo com a reivindicação 11, que compreen- de, ainda, um tubo de perfuração, configurado para transportar a ferramenta de diagrama de resistividade em um conjunto de furo de fundo, usando um tubo de perfuração.

22. Meio legível por computador, para uso com um aparelho pa- ra avaliar uma formação terrestre, sendo que o aparelho inclui: (a) uma ferramenta de diagrama de resistividade, configurada para fazer medicações indicadoras de uma propriedade de resistividade da formação terrestre a uma pluralidade de freqüências; sendo que o meio compreende instruções que possibilitam a um processador a: (b) calcular da pluralidade de medições um valor da propriedade de resistividade, a uma freqüência maior do que cerca de 2GHz; e (c) usar o valor estimado da propriedade de resistividade para calcular uma propriedade petrofísica da formação terrestre, a propriedade petrofísica relacionada aos poros da rocha e uma distribuição de fluidos nos mesmos.

23. Meio de acordo com a reivindicação 22, que compreende, ainda, pelo menos um de (i) um ROM, (ii) um EPROM, (iii) um EAROM, (iv) uma memória de flash, e (v) um disco óptico.