BRPI0904448A2 - método, e aparelho - Google Patents

Abstract

MéTODO, E APARELHO. Um testador instrumentado de formação exemplificante para injetar líquidos e monitorar fluidos aqui descrito inclui uma ferramenta de fundo de poço, que pode ser instalada em um poço através de um cabo elétrico ou uma coluna de perfuração. A ferramenta de fundo de poço pode facilitar a injeção de fluidos em uma formação subterrânea, e o acompanhamento das direções, em que os fluidos injetados fluem na formação em um ambiente de poço aberto. Em particular, a ferramenta de fundo de poço pode ser configurada para a remoção do bolo de lama de uma porção da parede do poço, para facilitar uma comunicação fluida com a formação a ser testada.

Description

MÉTODO, E APARELHO

Antecedentes

Esta divulgação se refere à avaliação de formaçõessubterrâneas penetradas por um poço. Mais especificamente,essa divulgação se refere a métodos e aparelhos parafacilitar a injeção de fluidos em uma formação subterrâneae para acompanhamento das direções, nas quais o fluidosinjetados fluem dentro da formação e deslocam a fluidosconatos da formação.

Na avaliação de reservatórios, é desejávelcompreender, avaliar e testar como os fluidos se movematravés da formação. Vários métodos são usados atualmentepara testar a mobilidade dos fluidos do reservatório e apermeabilidade da formação, e permeabilidades relativas.

Algumas dessas técnicas incluem a medição de invasão por umfluido de perfuração. Outras técnicas são geralmenteconhecidas como testes e análises de testemunhos daformação.

Uma determinação da invasão de fluidos deperfuração pode ser uma medida útil indicativa de umapermeabilidade aproximada da formação. No entanto, estaabordagem pode ser limitada por um processo de invasãoinsuficiente, nomeadamente devido à criação de um bolo delama. Além disso, a permeabilidade medida a partir dainvasão está relacionada com a permeabilidades relativas dofiltrado da lama e do fluido conato da formação. Apermeabilidade medida da invasão pode fornecer indicaçõesdas curvas de permeabilidade relativa, quando outrosfluidos distintos do filtrado de lama deslocarem o fluidoconato da formação. Além disso, presume-se que o processode invasão seja uniforme ao redor do poço e, porconseguinte, as permeabilidades derivadas dessa análise nãolevam em conta a anisotropia da formação.

Testadores de formação podem determinar no local amobilidade de fluido no reservatório em resposta a umdiferencial de pressão, mas testadores de formação nãopodem injetar especificamente fluidos em um reservatório,devido à presença de um bolo de lama. Em alguns casos, obombeamento do fluido da formação pode ser suficiente paraeliminar o bolo de lama. No entanto, em muitos casos,bombeamento de fluido da formação pode não produzir umfluxo de alta velocidade confiável o suficiente pararemover a totalidade do bolo de lama externo da parede dopoço e do bolo de lama interno, que ocupa o espaço de porosapenas até além da parede do poço. Durante a injeção, aspartículas residuais da lama e do bolo de lama (incluindoos finos de perfuração) podem selar de novo a parede dopoço e, portanto, podem limitar ou evitar o agravamento dainjeção de fluido. Assim, muitos casos, injetar fluido ,aformação pode não ser possível em um ambiente de poçoaberto. Além disso, a presença do bolo de lama, partículase danos à formação na face arenosa perto do poço podeinterferir significativamente com a mobilidade do liquidoobservada pelo testador de formação. Ainda mais, o aumentoda pressão de fluxo induzida pelo testador de formaçãoneste tipo de ambiente costuma resultar em uma perda doselo do testador de formação contra a parede do poço, oupode induzir a uma fratura na formação. Se o selo forperdida, o testador de formação não estará mais emcomunicação hidráulica com a formação do reservatório, equaisquer medidas não serão representativas da formação doreservatório. Uma vez que a fratura foi criada na formaçãodo reservatório, a subsequente mobilidade ou permeabilidademedida pode ser dominada pelo fluxo de entrada e saída dafratura e, portanto, não será representativa da formação doreservatório.

Ao analisar um testemunho para a determinação daspermeabilidades relativas da formação, uma amostra deformação rochosa é cortada, trazida para a superfície, esuas propriedades são testadas em laboratório. No entanto,às vezes pode ser difícil recriar, num laboratório desuperfície, as condições representativas do fundo de poço,tais como pressão, temperatura e propriedades de fluidos.

Existem atualmente sistemas para injeção de fluidosem formações. Por exemplo, o bolo de lama pode serdissolvido ou removido por lavagem com um solvente químico,como um ácido. No entanto, os solventes do bolo de lama sãonormalmente muito corrosivos. Esses solventes podemapresentar um risco de segurança ao pessoal operacional epodem danificar alguns dos componentes de um testadorformação. Portanto, esses sistemas de injeção normalmenterequerem que a lama no poço seja substituída por um fluidode completação e que o bolo de lama seja dissolvido comácidos. Em alguns casos, isso exige que pelo menos umaparcela do poço seja revestida, perfurada, e queequipamentos de completação, tais como tubos e obturadores,sejam instalados, antes da injeção poder ser realizada.

Nestes casos, medições derivadas da injeção na formação doreservatório podem chegar tarde demais para tomar decisõesdecisivas sobre a completação do poço. Além disso, aszonas, que podem ser injetadas, podem ser limitadas pelalocalização das perfurações. Além disso, a presença derevestimento durante a injeção pode limitar o tipo deferramentas de medição no fundo do poço, que podem serusadas para monitorar a frente de injeção, àquelasferramentas de medição no fundo do poço, que possamexecutar medições dentro da formação através de umrevestimento (normalmente metálico, magnético e condutor),e sejam adequadas para um ambiente de poço revestido.

Sumário da Divulgação

De acordo com um exemplo divulgado, um método paraavaliar uma formação subterrânea penetrada por um poçoenvolve a condução de uma ferramenta alongada tendo um eixolongitudinal no interior do poço, a ferramenta alongadatendo uma bobina transmissora e uma bobina receptora, pelomenos, uma dentre as bobinas transmissora e receptora comum eixo inclinado em relação ao eixo longitudinal daferramenta de poço. 0 método também envolve a injeção de umfluido através de pelo menos uma parte substancial doperímetro da parede do poço e em uma parcela da formaçãosubt errânea. 0 método ainda envolve a emissão de uma ondaeletromagnética para a formação subterrânea usando a bobinatransmissora. Um valor de resistividade da formaçãosubterrânea é medido utilizando a bobina receptora, onde ovalor de resistividade é indicativo de uma profundidade deinvasão da formação subterrânea pelo líquido injetado, emum sentido relacionado a uma direção de inclinação de pelomenos um dos eixos das bobinas transmissora e receptora.

De acordo com um exemplo divulgado, um aparelhopara avaliação de uma formação subterrânea penetrada por umpoço inclui um corpo de ferramenta alongado tendo um eixolongitudinal adaptado para o transporte no interior dopoço. O corpo alongado inclui meios para injetar um fluidoatravés de pelo menos uma parte substancial do perímetro daparede do poço e em uma parcela da formação subterrânea,uma bobina transmissora para emitir uma ondaeletromagnética para a formação subterrânea, e uma bobinareceptora para medir um valor de resistividade da formaçãosubterrânea. Pelo menos um dos eixos das bobinas receptorae transmissora é inclinado em relação ao eixo longitudinaldo corpo da ferramenta no fundo do poço. 0 aparelho incluiainda um processador para determinar uma profundidade deinvasão da formação subterrânea pelo fluido injetado em umsentido relacionado a uma direção de inclinação de pelomenos uma das bobinas transmissora e receptora.

De acordo com um exemplo divulgado, um método paraavaliar uma formação subterrânea penetrada por um poçoenvolve a condução de uma ferramenta alongada tendo um eixolongitudinal no interior do poço através de um tuboflexível, limpeza de pelo menos uma parte substancial doperímetro da parede do poço através de um jato de altavelocidade do fluido desde o fundo do poço através do tuboflexível, proporcionando um fluido de injeção no fundo dopoço através de um furo do tubo flexível, e injeção dofluido através da parte limpa da parede do poço e em umaparcela da formação subterrânea. Uma propriedade daformação subterrânea indicativa de uma saturação do fluidoinjetado na formação subterrânea é medida.

Breve Descrição dos Desenhos

A divulgação atual é mais bem compreendida a partirda descrição detalhada a seguir, quando lida com as figurasque a acompanham. Ressalta-se que, em conformidade com aprática padrão na indústria, vários recursos não estão emescala. Na verdade, as dimensões dos vários recursos podemser arbitrariamente aumentadas ou reduzidas, por motivos declareza da discussão.

A FIG. 1 é uma vista de elevação de um exemplo desistema para região de poço, que pode ser utilizado paraavaliar uma profundidade de invasão em uma determinadadireção de uma formação subterrânea por um fluido injetadoatravés do tubo flexível.

A FIG. 2 é um diagrama de fluxo de um métodoexemplificante, que pode ser utilizado para avaliar umaprofundidade de invasão de uma formação subterrânea por umfluido injetado.

A FIG. 3A é uma vista horizontal da seçãotransversal do poço mostrada na FIG. 1, representando umazona de injeção anisotrópica tendo uma frente de injeçãonão circular, e um arranjo de bobina configurado para medirum valor de resistividade da formação subterrânea, sendo ovalor de resistividade indicativo de uma profundidade deinvasão da formação subterrânea numa direção relacionada àconfiguração da bobina.

A FIG. 3B é um exemplo gráfico de um valor deresistividade medido em função de uma direção relacionada auma orientação da bobina.

A FIG. 4 é uma vista de elevação de outro sistemaexemplificante para região de poço tendo uma ferramenta deresistividade, que pode ser utilizada para avaliar umaprofundidade de invasão de uma formação subterrânea por umfluido de perfuração.A FIG. 5 é uma vista de elevação de umaimplementação exemplificante da ferramenta de resistividademostrada na FIG. 4, retratando um arranjo de bobinaconfigurado para medir um valor de resistividade daformação subterrânea, o valor de resistividade sendoindicativo de uma profundidade de invasão da formaçãosubterrânea em um sentido relacionado com a configuração dabobina.

A FIG. 6 é uma vista de elevação de mais um exemplode sistema para região de poço tendo um dispositivo delimpeza do poço, que pode ser utilizado para injetar umfluido através de pelo menos uma parte substancial doperímetro da parede do poço, e um conjunto de sensores quepodem ser utilizados para avaliar a profundidade de invasãoem uma determinada direção de uma formação subterrânea porum fluido injetado.

As FIGS. 7A e 7B são vistas horizontais da seçãotransversal de um exemplo de implementação do dispositivode limpeza do poço mostrado na FIG. 6.

A FIG. 8 é uma vista de elevação de um exemplo deimplementação do conjunto de sensores mostrado na FIG. 6.

A FIG. 9 é um diagrama de blocos de uma unidade deprocessamento exemplificante, que pode ser usada paraimplementar um ou mais aspectos dos métodos e aparelhos deexemplo descritos neste documento.Descrição Detalhada

Um testador instrumentado de formação para injetarfluidos e acompanhar üm fluxo de fluidos injetados dentroda formação e/ou o deslocamento de fluidos conatos naformação é aqui descrito. 0 testador de formação compreendeuma ferramenta para fundo do poço, que pode ser posicionadaem um poço através de um cabo elétrico ou uma seqüência detubos (por exemplo, uma seqüência de perfilagem durante aperfuração, uma seqüência de tubulação flexível etc.). Aferramenta para fundo de poço pode ser utilizada comvantagem para a avaliação de formações subterrâneaspenetradas por um poço. A ferramenta para fundo de poço emétodos de teste aqui divulgados podem facilitar a injeçãode fluidos em uma formação subterrânea e o acompanhamentodas direções, em que os fluidos injetados fluem na formaçãoem um ambiente de poço aberto. Em particular, a ferramentapara fundo de poço pode ser configurada para a remoção dobolo de lama de uma porção da parede do poço, parafacilitar a comunicação fluida entre a formação a sertestada e o testador de formação. Assim, após o bolo delama ter sido limpo, fluido pode ser injetado com maioruniformidade na matriz da formação.

Em algumas modalidades, o bolo de lama pode serremovido da parede do poço através da utilização de um jatode fluido que é forçado, por exemplo, através de uma oumais linhas de fluxo da ferramenta para fundo de poço. Emoutras modalidades, um módulo modificado de obturadoresduplos realiza um resultado semelhante, através de umraspador rotativo e mecanismo de lavagem disposto dentro dointervalo dos obturadores duplos. Lama residual e detritosdo bolo de lama podem ser removidos para fora do intervalodos obturadores duplos e dentro do poço através de umalinha de fluxo e uma bomba. Em ainda outras modalidades, obolo de lama é mecanicamente raspado da parede do poço,enquanto que o poço ou um intervalo de obturador é sub-balanceado (isto é, sua pressão é mantida próximo ou abaixoda pressão na formação). Manter a região de teste sub-balanceada pode prevenir ou minimizar que o bolo de lamacomece a ser reformado, após ser retirado. No entanto, opoço pode ser mantido alternativamente super-balanceado(Isto é, sua pressão é mantida próximo ou acima de umapressão da formação), se a raspagem for essencialmentecontinua, ou quando um fluido disposto na porção do poçofor formulado para minimizar a formação de um bolo de lama.Assim, um processo continuo prolongado de invasão pode sercriado.

Depois que a lama e o bolo de lama foremdevidamente retirados das proximidades da porção da parededo poço adjacente à formação a ser testada, a ferramentapara fundo de poço pode ser utilizada para injetar um oumais fluidos na formação. Mais especificamente, aferramenta para fundo de poço pode ser configurada parainjetar uma quantidade conhecida de fluido(s) com um númerode profundidades em uma ou mais taxa(s) de fluxodeterminado por um operador de superfície. Propriedades dofluido a ser injetado, como resistividade, vazão,densidades ópticas, e composição química, podem serconhecidas a partir da análise prévia para o transportepara o fundo do poço, ou podem ser igualmente monitoradasem tempo real usando sensores na ferramenta de poço.Alternativamente, a injeção pode ser iniciada a partir deequipamentos de superfície (por exemplo, uma bomba desuperfície), em vez da ferramenta de poço.

O fluido de injeção pode ser água, vapor,hidrocarbonetos (líquido ou gás), alguns outros produtosquímicos, ou uma combinação ou mistura dos mesmos. 0 fluidode injeção também pode ser filtrado de lama, opcionalmentemisturado com aditivos, por exemplo, para melhorar a suadetecção, quando injetado na formação. 0 líquido pode serfiltrado com um filtro de 1 a 5 micrômetros antes daimplantação na ferramenta de poço para remover aspartículas que podem, caso contrário, obstruir os poros daformação ou os componentes hidráulicos da ferramenta depoço (por exemplo, válvulas, bombas), quando injetado naformação. Uma pluralidade de fluidos de injeção pode serutilizada para testes da mesma zona, com mais de um tipo defluido (por exemplo, com água, salmoura, hidrocarbonetos,gás ou algum produto químico para estimular a formação oualterar as propriedades do fluido conato, tais comosurfactantes, redutores de viscosidade ou diluentes).

Misturas de líquidos transportadas em diferentes câmarastambém podem ser produzidas no fundo do poço e injetadas naformação para produzir uma reação desejada ou para realizartestes de permeabilidade relativa. Seqüências de injeçõesde diferentes fluidos podem ser realizadas, a fim de medira resposta da formação a uma seqüência particular.

Por exemplo, a ferramenta para fundo de poço podeser configurada para transportar uma ou mais câmarascontendo um fluido de injeção. Uma pluralidade de câmaraspode ser utilizada com vantagem, para permitir que váriaszonas sofram injeção, ou para permitir que a mesma zonaseja injetada com mais de um tipo de fluido (ou seja,diferentes fluidos). A ferramenta para fundo do poço podeser configurada para bombear fluido na formação a partirdas câmaras de amostras na ferramenta de poço. A bomba podeainda ser configurada para inverter o sentido de fluxo epara bombear fluidos da formação para a ferramenta de poço.

Em out ras configurações, a ferramenta para fundo do poçopode usar uma bomba de injeção e uma segunda bomba deamostragem de fluidos da formação. Em alguns casos, ainjeção pode ser realizada sem uma bomba, simplesmenteusando a pressão hidrostática no poço que está normalmenteacima da pressão da formação. Neste caso, um dispositivo deregulação de fluxo pode ser instalado para regular a vazãoe pressão do fluido a ser injetado.

Alternativamente, se um grande volume de liquidofor necessário ser injetado na formação, a ferramenta parafundo de poço pode ser posicionada no tubo de perfuração outubo flexível, o que irá facilitar a provisão de maioresvolumes de fluido no fundo do poço, do que podem sertransportados de maneira viável por uma ferramentacondutora por cabo elétrico. Um grande volume de líquido deinjeção pode ser bombeado da superfície através da colunade transporte. Ao usar essa abordagem, ela pode servantajosa para garantir que a pressão hidrostática do poçoseja controlada, de modo a minimizar a injeção indesejávelde lama de poço na formação, bem como para mitigar asmudanças de pressão dentro do poço, que surgem quando ainjeção de fluido substituir partes da coluna de lama. Porexemplo, o fluido de injeção pode ter uma densidade menordo que a lama, e a pressão do poço pode ser diminuída. Umsensor de pressão do poço e uma válvula de vedação desuperfície podem ser usados controlar a pressãohidrostática do poço durante essas operações.

A ferramenta para fundo de poço também pode serfornecida com sensores integrados na ferramenta para fundode poço ou no conjunto de obturadores duplos. Sensoresexemplificantes incluem, mas não estão limitados a, bobinasde indução, almofadas para perfilagem lateral deresistividade, e sondas de ressonância nuclear magnética(NMR). Estes sensores podem ser configurados para monitoraro deslocamento e as propriedades do fluido que é injetado eflui para dentro da formação. Por exemplo, esses sensorespodem ter resolução radial e azimutal, que permite umadeterminação do padrão de deslocamento do fluido, depoisdele ter sido injetado na formação. Ao medir a direção etaxa de fluxo de um liquido conhecido injetado na formaçãocomo uma função do volume e direção de injeção, asdeterminações podem ser feitas sobre as propriedades depermeabilidade e anisotropia da formação. Por exemplo, ainjeção de fluidos conhecidos na formação e observação dasmudanças de saturação de fluido na formação é útil para adeterminação das propriedades da formação.

Em operações, após uma zona de interesse ter sidoalcançada, as propriedades da formação podem ser avaliadasantes da injeção, usando um conjunto de avaliaçãoconvencional da formação de medições, como indução em 3-D,ressonância nuclear e magnética, sônica e sísmica. Então, aferramenta é posicionada no poço e comunicação hidráulicado poço com a formação é estabelecida, por exemplo, porinflagem dos obturadores duplos. Posteriormente, o bolo delama poder ser removido mecanicamente, ou através delavagem da parede do poço com um jato de água, ou por umacombinação de ambos.

Os sensores podem monitorar a formação e aspropriedades de fluidos na formação, antes e durante alimpeza do bolo de lama e da zona invadida em redor dopoço, enquanto que bombeando para fora e lavando o bolo delama. Os sensores podem interrogar as propriedades defluidos na formação ou na linha de fluxo na ferramentaimediatamente após o fluido emanar para fora da formação.

Essas medições coletadas pelos sensores podem fornecerinformações em tempo real ao operador na superfície sobre aprofundidade da invasão inicial, permeabilidade da formaçãoe propriedades de fluidos do filtrado de lama e dos fluidosconatos ao redor da zona de ensaio e saturações do fluidoresidual após a limpeza.

Esses sensores podem, então, acompanhar a formaçãoe as propriedades de fluidos na formação, conforme ainjeção avança. As medidas coletadas pelos sensores podemfornecer informações em tempo real ao operador nasuperfície sobre a profundidade da injeção, velocidade egeometria da frente de injeção, saturações iniciais,intermediárias e residuais de fluido etc., gue podem serusadas para determinar as propriedades de reservatóriosimportantes, como permeabilidade relativa, anisotropia, esaturações de óleo residual, dentre outras.

Um número de diferentes fluidos pode ser injetado,para determinar, se a resposta das propriedades daformação, tais como a permeabilidade ou a mobilidade dolíquido, se altera após a exposição a esses fluidos.

Diferentes fluidos de injeção podem ser utilizados parasimular diferentes técnicas de recuperação melhorada depetróleo (EOR) e, portanto, avaliar qual abordagem é idealpara a produção da formação testada. Antes, durante ou apósa injeção ser concluída, amostras de fluido podem sercoletadas, invertendo a direção do bombeamento, ou usandooutra bomba para extrair fluidos da formação para dentrodas câmaras de amostra, por exemplo, utilizando um métodode amostragem de fluido. Assim, em alguns casos, umaseqüência de injeção química, amostragem, amostragem porinjeção, pode ser utilizada para ver se hidrocarbonetosadi cionais podem ser extraídos utilizando diversos produtosquímicos e fluidos de injeção.

Após a injeção e/ou amostragem de fluido serconcluída, a ferramenta pode ser retraída do fundo do poço,e a formação pode ser novamente analisada, utilizandoferramentas de avaliação convencional da formação paradeterminar quaisquer alterações, como resultado da operaçãode injeção e/ou amostragem.

Uma vez que uma zona de interesse foi avaliada, aferramenta pode ser posicionada em uma profundidadediferente e o processo repetido. Isto tem a vantagem depermitir que o operador de superfície interrogue variaçõesnas propriedades do reservatório com a profundidade.

A FIG. 1 mostra uma vista de elevação de um exemplode sistema para região de poço que pode ser utilizado paraavaliar uma profundidade de invasão em uma determinadadireção de uma formação subterrânea por um fluido injetadoatravés de tubulação flexível. Em particular, a FIG. 1descreve uma seqüência de ferramentas de poço 100 conduzidaatravés de um tubo flexível 110 em um poço 102 penetrandonuma formação F. A seqüência de ferramentas de fundo depoço compreende uma porção alongada tendo um eixolongitudinal 180, e é adaptada para o transporte dentro dopoço 102. A tubulação flexível 110 é desenrolada a partirde um tambor de superfície 106, bem conhecido na arte. Aseqüência de ferramentas, de poço 100 compreende umaferramenta de limpeza da parede do poço 134, que pode sersemelhante a uma ferramenta Jet Blaster (da SchlumbergerTechnology Corporation) e um ou mais sensores de avaliaçãoda formação (por ex., sensores 126, 128, ou 124).

Para facilitar e/ou acelerar a injeção de um fluidoou de uma série de fluidos .numa formação de poço aberto, aferramenta de limpeza da parede do poço 134 dispõe de umacabeça rotativa de pulverização (p. ex. , uma luva tendo umou mais bicos 132). Fluido bombeado para baixo pelo centroda tubulação 110 através de uma bomba de superfície 112 édescarregado na cabeça pulverizadora rotativa, e podevoltar à superfície através do anel entre o tubo e aformação. 0(s) bico(s) 132 é(são) configurado(s), de modoque o fluido seja emanado através da cabeça de pulverizaçãoem alta velocidade e possa fragmentar o bolo de lamacobrindo uma porção de uma parte de poço 101. Afragmentação uniforme do bolo de lama ao longo de umaporção substancial do perímetro da parede do poço podereduzir os erros de medição resultantes da presença do bolode lama em medições realizadas pela ferramenta de poço 100.

Na verdade, como o bolo de lama é removido da parede dopoço 101, o fluxo de injeção na região do teste da formaçãoF é essencialmente controlado pelas propriedades da matrizda formação (por exemplo, a permeabilidade da formação, aanisotropia da formação) e, portanto, pode serrepresentativa do reservatório. Em contrapartida, se o bolode lama não for removido da parede do poço, o fluxo deinjeção na região do teste da formação F perto do poço podedepender das propriedades do bolo de lama e, assim, podenão ser representativo do comportamento do reservatório.

A ferramenta de limpeza da parede do poço 134 éoperativamente acoplada à tubulação flexível 110, atravésda cabeça de perfilagem 136. Além disso, a ferramenta delimpeza da parede do poço 134 vantajosamente pode serconfigurada para sustentar as ferramentas de avaliação daformação abaixo dela. Por exemplo, uma cabeça depulverização da ferramenta de limpeza da parede do poço 134pode incluir um mandril oco (não mostrado), que podemecanicamente suportar o peso das ferramentas de avaliaçãoda formação por debaixo. Se necessário, a tubulaçãoflexível 110 pode ser fornecida com um cabo elétricointerno 104, que pode ser utilizado para fornecer energiaàs ferramentas de avaliação da formação por cabo elétrico.Nesse caso, o mandril oco teria um conector selado na parteinferior da ferramenta de limpeza da parede do poço 134,que permite conexões elétricas do cabo elétrico 104 para asferramentas de avaliação da formação com cabo elétricoatravés de um cartucho eletrônico 130. Além disso, o caboelétrico 104 pode ser configurado para fornecer uma largurade banda de telemetria de dados adequada entre asferramentas com cabo elétrico e um sistema de processamentoe registro de superfície 108, ainda através do cartuchoeletrônico 130. No entanto, o cabo elétrico 104 não énecessário e as ferramentas de avaliação da formaçãopoderão, alternativamente, funcionar com baterias (nãomostradas), coletar dados da formação, e armazenar os dadoscoletados em uma memória no fundo do poço (não mostrada deforma separada), por exemplo, conduzida no cartuchoeletrônico 130.

Para determinar as propriedades da formação,nomeadamente saturações de fluidos, antes e/ou após osfluidos serem injetados na formação, a seqüência deferramentas de fundo do poço 100 é fornecida com sensoresde avaliação da formação configurados para fornecermedições de formação, como quaisquer registros laterais deresistividade, registros de resistividade por indução,registro de RMN, registros de espectroscopia nuclear ouregistros dielétricos. É mostrada na FIG. 1 uma matriz deindução triaxial com bobinas transmissoras triaxiais 122 ebobinas receptoras triaxiais 126 e 128 e uma ferramenta deRMN 124.

As bobinas transmissoras triaxiais 122 sãoconfiguradas para emitir uma onda eletromagnética paradentro da formação subterrânea F. As bobinas receptorastriaxiais 126 e 128 são configuradas para medir uma tensãoinduzida ou corrente indicativa de um valor deresistividade da formação subterrânea F. Na FIG. 1, duasbobinas receptoras triaxiais axialmente espaçadas ao longodo eixo do corpo alongado da seqüência de ferramentas 100são retratadas. No entanto, qualquer número detransmissores e receptores pode ser fornecido. Emparticular, diferentes espaçamentos entre receptores etransmissores podem ser fornecidos para a investigação devárias profundidades dentro da formação e caracterizam commais precisão a distribuição do fluido injetado naformação, em função da distância radial da parede do poço.

Em particular, os espaçamentos entre receptores etransmissores podem ser determinados, com base nacapacidade da injeção da seqüência de ferramentas 100 (porexemplo, profundidade de injeção de um metro dentro daformação). Como mostrado no exemplo da FIG. 1, a bobinatransmissora triaxial 122 e as bobinas receptoras triaxiais126 e 128 são fornecidas com três bobinas ortogonaisdispostas essencialmente em uma pluralidade de planostransversais da seqüência de ferramentas de poço 100. Emparticular, cada bobina triaxial compreende uma bobina comum eixo alinhado com o eixo longitudinal 180 do corpoalongado da seqüência de ferramentas de poço 100 e duasbobinas inclinadas em relação ao eixo longitudinal 180 daferramenta de fundo do poço (neste exemplo particular,perpendicular ao dito eixo) . A freqüência, com que asbobinas transmissoras são operadas, pode ser selecionada,para que a medida prevista pelas bobinas transmissorasinclinadas e/ou as bobinas receptoras inclinadas tenha umaresposta azimutal adequada, para que as medições deresistividade fornecidas pela matriz de indução triaxialsejam indicativas de uma resistividade da formação e dofluido injetado em um sentido relacionado a uma direção deinclinação do eixo da bobina transmissora ou o eixo dabobina receptora. Embora a FIG. 1 apresente umaconfiguração especifica de uma ferramenta de indução,outras configurações podem ser também utilizadas, comodescrito na Oilfield Reviewf Summer 2008, pp 64-84, ouconforme descrito na Patente norte americana U.S. N05.508.616, entre outras referências. A Patente norteamericana U.S. N0 5.508.616 é aqui incorporada porreferência.

A ferramenta de RMN 124, conforme ilustrado na FIG.1, é do tipo descentrado. Em outras palavras, o volume daformação investigado pela ferramenta de RMN 124 é limitadoa um setor específico da parede do poço. No entanto, umaimagem completa em torno do poço pode ser alcançada atravésda rotação da ferramenta de RMN 124 em torno do eixo dopoço, por exemplo, utilizando um tornei alimentado (nãomostrado), disposto, por exemplo, no cartucho deelet rônicos 130. Nesta implementação exemplificante, aferramenta de RMN 124 é configurada para medir pelo menosuma dentre uma distribuição constante de difusão D, umadistribuição do tempo de relaxação longitudinal T1, e umadistribuição do tempo de relaxação transversal T2. Asdistribuições medidas podem ser utilizadas para obter aporosidade, permeabilidade, frações de água, óleo e gás, oudados da relação de gás-óleo (GOR), usando os métodosconhecidos na arte. Estes dados podem ser usados paraselecionar um intervalo específico do poço 102 a sertestado. Em alternativa ou adicionalmente, os dados podemser usados para determinar saturações no poço próximo,antes, durante ou após a injeção, e podem ser utilizados,por exemplo, para calibrar uma equação de Archie, que pode,portanto, ser utilizada com as medidas de induçãofornecidas pelas bobinas de indução 122, 126 e/ou 128 paradeterminar uma distribuição de saturação de fluido deinjeção na formação F.

Para determinar uma orientação de fundo do poço dasbobinas 122, 126 e 128, ou para determinar uma orientaçãode fundo do poço da ferramenta de RMN 124, a seqüência detestes de fundo do poço 100 é fornecida com uma ferramentade inclinometria para uso geral 120. A ferramenta 120 podeincluir, por exemplo, acelerômetros configurados paradeterminar a orientação relativa da seqüência de testes depoço 100 com relação ao campo gravitacional da Terra. Alémdisso, a ferramenta 120 pode incluir magnetômetrosconfigurados para a determinação da orientação relativa daseqüência de testes de poço 100 com relação ao campomagnético da Terra.

Para manter a pressão do poço durante a operação deinjeção em um nivel desejado, o sistema para região de poçoexemplificante da FIG. 1 pode ser fornecido com uma vedaçãode superfície ou outro selo de pressão 140. Por exemplo, avedação de superfície 140 permite manter a pressão do poçoacima da pressão da formação e, portanto, pode impedir queo fluido da formação escoe para dentro do poço. A vedaçãode superfície 140 pode ser particularmente útil, quandoforem usados fluidos de injeção, que são menos densos que ofluido de perfuração. Opcionalmente, um sensor de pressãodo fundo do poço pode ser fornecido na seqüência deferramentas 100, por exemplo, como parte da ferramenta 120,para monitorar a pressão do fundo do poço, conforme ostestes avançam. Os dados coletados pelo sensor de pressãopodem ser usados para controlar a pressão do fundo do poçousando a vedação de superfície 140.

Em operação, a seqüência de ferramentas de fundo dopoço 100 é conduzida no poço 102 penetrando na formação F,usando a tubulação flexível 110. Propriedades da formação(tais como saturações de fluidos) são avaliadas, usandoferramentas de avaliação de formação (por ex., a ferramentade RMN 124, ou a ferramenta de indução triaxialcompreendendo as bobinas transmissoras 122 e as bobinasreceptoras 126, 128). Os dados coletados pelas ferramentasde avaliação de formação podem ser transmitidos para osistema de gravação e processamento 108, utilizando ocartucho de telemetria 130 e o cabo elétrico 104. Umintervalo é selecionado para injetar líquidos. Por exemplo,os dados de permeabilidade e de fração de óleo medidos pelaferramenta de RMN 124 podem ser usados para identificar umazona produtora em potencial da formação F.

Um gel viscoso pode ser bombeado da superfície,usando a bomba 112, para dentro da tubulação flexível 110 eentregue a um intervalo de profundidade do poço 102,através do bocal 132 da ferramenta de limpeza 134. O gelviscoso pode preencher uma porção do poço 102 e deslocar ofluido inicial de poço (geralmente lama de perfuração) paralonge do intervalo de injeção, assim isolando um intervalode poço dos fluidos de poço. Em seguida, o fluido deinjeção é bombeado no intervalo de profundidade desejado,usando-se a bomba 112. A injeção de fluido é bombeada comvelocidade suficiente para penetrar no bolo de lama e emqualquer camada de permeabilidade danificada imediatamenteatrás do bolo de lama. A pressão do fundo do poço éregulada na válvula de vedação 140, para ser superior àpressão de formação, para que o líquido injetado escoediferencialmente para dentro da formação F. Embora o mesmolíquido possa ser usado para limpar a parede do poço em umaparte do intervalo isolado e para executar uma injeçãoatravés de uma parcela substancial do perímetro da parededo poço e para dentro da formação, pode ser desejávelexecutar o acima com dois fluidos distintos. O fluidobombeado pode ser inicialmente um líquido de limpeza, quetem propriedades desejáveis para penetrar no bolo de lama ena zona danificada. Por exemplo, a limpeza pode conterabrasivos ou outros aditivos para esta finalidade. Duranteesta etapa, a pressão do poço é preferencialmente mantidaabaixo da pressão da formação na profundidade de testes. Ofluido de injeção pode, então, ser entregue no fundo dopoço. Os fluidos de injeção podem ter propriedadesdiferentes do que o fluido de limpeza. Por exemplo, osfluidos de injeção podem incluir uma seqüência de fluidosprojetados para simular um tratamento de recuperaçãoaprimorada de petróleo (EOR). Em especial, o fluido deinjeção pode incluir água, para arrastar hidrocarbonetospara um nível residual de óleo e simular um dilúvio deágua, um polímero projetado para tamponar fraturas ououtras características de grande permeabilidade, e forçaros subsequentes fluidos de injeção para dentro do espaçonão-tamponado da parcela testada da formação, umsurfactante ou outro grupo de fluidos EOR destinado a mudara miscibilidade, ou mobilidade do óleo residual, ou águapara dirigir o grupo de surfactantes. Os fluidos injetadospodem ser dopados com marcadores para ajudar na detecçãopor sensores de avaliação de formação conduzidos naseqüência de ferramentas de poço 100. As pessoas versadasna técnica apreciarão que existem muitas combinações defluidos de injeção, que podem ser consideradas e estãodentro do âmbito da presente divulgação.

Após a injeção, a seqüência de ferramentas 100 podeser movida para a posição dos sensores de avaliação deformação (por ex. , as bobinas 122, 126 e 128, ou aferramenta de RMN 124) adjacente ou próxima ao intervalo deinjeção para determinar a modificação das propriedades deformação e saturações de fluidos, como resultado da injeçãode fluidos, como descrito, por exemplo, nas FIGS. 2, 3A e3B. Pode ser desejável repetir as medições de avaliação deformação, após cada etapa de injeção para determinar aeficácia e varredura de injeção, ou o local de cada fluidode injeção na formação F. Depois de todas as injeções teremsido realizadas e as medições feitas, a ferramenta pode sermovida para outra profundidade de teste ou retornada àsuperfície da Terra. Antes que as ferramentas sejamrecuperadas, pode ser vantajoso circular fluidos do poço, afim de restaurar o estado original da pressão do poço.Embora a FIG. 1 descreva uma seqüência deferramentas 100 com uma combinação da ferramenta injetorade fluido 134 e das ferramentas ou sensores de avaliação daformação, é possível realizar uma operação semelhante comseqüências múltiplas de ferramentas e/ou manobras múltiplasno mesmo poço. Neste caso, várias viagens no poço teriamque ser realizadas com as ferramentas ou sensores deavaliação da formação, antes e após as injeções.Preferencialmente, a pressão do poço deve ser controladaapós o bombeio de cada fluido no poço e antes de posicionaras ferramentas ou sensores de avaliação de formação.

A FIG. 2 mostra um diagrama de fluxo de um métodode exemplo 200 que pode ser utilizado para avaliar umaprofundidade de invasão de uma formação subterrânea por umfluido injetado. O método 200 pode ser implementado comferramentas de fundo do poço, incluindo, mas não limitadoa, ferramentas de fundo do poço aqui descritas.

No bloco 210, o fluxo de fluidos do poço em umintervalo do poço é controlado. 0 intervalo inclui a parteda parede do poço, que será injetada. As operações do bloco210 podem ser úteis para evitar a invasão indesejada daporção testada da formação por fluidos do poço. Estesfluidos do poço podem carregar partículas, que podementupir a formação, quando o fluido de poço escoar paradentro da formação, o que pode conduzir a uma maiorincerteza nas medições realizadas sobre a formação.Por exemplo, o fluxo de fluido do poço é controladopor isolar um intervalo do poço do fluido do poço. Nestecaso, o bloco 210 pode ser implementado por inflagem deobturadores duplos (como ilustrado nas Figs. 6 e 8), ou pordisposição de um gel viscoso no poço perto do intervalo(conforme descrito em relação à FIG. 1). Em outro exemplo,o fluxo de fluido do poço pode ser minimizado através deuma válvula de superfície (por ex., a válvula de vedação140 da FIG. 1) e pela redução da pressão do poço depetróleo a um nível semelhante ou inferior ao da pressão deformação naquela profundidade.

No bloco 215, pelo menos uma porção do intervalo élimpa. Mais particularmente, um bolo de lama, bem como umazona danificada no poço próximo, podem ser removidos para oestabelecimento de uma comunicação fluida entre o poço e aformação. As operações do bloco 215 podem ser úteis parafacilitar a injeção de fluido através de uma parcelasubstancial do perímetro da parede do poço. Além disso, asoperações no bloco 215 podem garantir que o padrão deinjeção (por ex. , a distribuição de vazão em torno do poço)seja representativo da formação (por ex., a heterogeneidadeda formação, a anisotropia da formação), e não é, ou épouco, afetado pelo bolo de lama ou o dano do poço próximo.

Ao fazer isso, uma caracterização mais precisa da formaçãopode ser alcançada. As pessoas versadas na técnica irãoapreciar que as operações do bloco 215 podem serinversamente úteis para facilitar a coleta de amostras dofluido da formação, por exemplo, reduzindo a queda depressão através da parede da formação, quando fluido éamostrado. Isso pode ser útil para fluidos de amostragem defase única, e em particular para amostra de gás condensadoretrógrado ou outros fluidos de formação críticos.

Por exemplo, a parede do poço pode ser limpa com umjato de alta velocidade (como previsto na ferramenta delimpeza da parede do poço 134 da FIG. 1), ou mecanicamente,raspando o bolo de lama e/ou a zona danificada da formação(como ilustrado nas Figs. 4 e 6). Opcionalmente, uma bomba,como uma bomba de fundo do poço, pode ser usada pararetirar os detritos gerados durante a limpeza do poço parafora da região testada. Outros exemplos de dispositivos,que podem ser utilizados para a limpeza de uma parede dopoço, podem ser encontrados na Pub. do Pedido de PatenteU.S. norte americana N0 2007/0261855, aqui incorporados porreferência.

No bloco 220, um líquido é injetado na formaçãoatravés de uma parcela substancial do perímetro da parededo poço. As operações no bloco 220 podem ser adaptadas,para assegurar que um volume relativamente grande erepresentativo da formação (por ex., 1 metro dentro daformação) em torno do poço seja investigado. Um grandevolume investigado pode ser útil para determinar ascaracterísticas de um reservatório subterrâneo. Emcontraste com sistemas de sonda extensíveis, o aparelho dapresente divulgação pode permitir testar formaçõesaltamente heterogêneas, tais como aquelas formações tendouma rede de fraturas, como às vezes é encontrado emreservatórios de carbonato.

Por exemplo, o líquido injetado pode ser forçadopara dentro da formação através de uma bomba de superfície(ver, por exemplo, a FIG. 1), uma bomba de fundo do poço(ver, por exemplo, a FIG. 6), ou a pressão hidrostática dopoço (ver, por exemplo, a FIG. 4). Dispositivos de controlede fluxo podem ser usados para monitorar a pressão durantea injeção, e para assegurar que a formação não sejafraturada, entretanto dispositivos de controle de fluxotambém podem ser usados para garantir que uma fratura sejagerada pela injeção. O volume e a vazão do fluido injetadosão, de preferência, medidos para análise subsequente.

No bloco 225, uma onda eletromagnética é emitidapara dentro da formação. Preferencialmente, a ondaeletromagnética tem um índice de freqüência adaptado parapenetrar na formação para além da frente de invasão criadapela invasão do líquido injetado. Opcionalmente, a ondaeletromagnética pode ser gerada de forma não uniforme emtorno do poço. Essas ondas eletromagnéticas podem ser úteispara medir o valor de resistividade da formação indicativade uma profundidade de invasão da formação pelo fluidoinjetado em uma determinada direção azimutal em torno dopoço. Assim, a anisotropia de permeabilidade da formação noplano transversal do poço pode ser determinada. Estainformação pode ser útil, por exemplo, para projetar umpoço de injeção para uma formação subterrânea. Emparticular, esta informação pode ser útil para prever oavanço do fluido injetado em um poço de produção.

Por exemplo, a onda eletromagnética pode ser geradapor uma bobina transmissora disposta em um corpo deferramenta de fundo do poço e impulsionada por uma correntealternada. O eixo da bobina transmissora pode ser inclinadoem relação ao eixo longitudinal (por ex., o eixo 180 daFIG. 1) do corpo da ferramenta do fundo do poço, noentanto, o eixo da bobina transmissora pode ser alinhadocom o eixo longitudinal da. ferramenta de fundo do poço, eum eixo da bobina receptora pode ser inclinado paraalcançar resultados semelhantes.

No bloco 230, é ,executada uma medição de um valorde resistividade da formação relativamente mais sensível auma determinada direção, ou a uma seção específica, daformação. 0 valor de resistividade pode ser indicativo daeficiência da injeção na direção particular. Em contrastecom as medições da arte prévia, que são essencialmentesensíveis à resistividade média da formação ao redor dopoço, o valor de resistividade medido na etapa 230 pode serutilizado para quantificar a anisotropia da formação aolongo dos planos transversais do poço.Por exemplo, a medição da resistividade pode serrealizada através da medição de uma tensão induzida ou umacorrente com uma bobina receptora disposta sobre o corpo daferramenta de poço e espaçada desse. 0 eixo da bobinareceptora pode ser, ou não, inclinado em relação ao eixolongitudinal da ferramenta de fundo do poço, como discutidoacima. A direção do fundo do poço pode ser monitorada,usando a ferramenta de inclinometria para uso geral 120.

No bloco 235, uma distribuição de saturação dofluido injetado no mesmo sentido pode ser computada. Nestecaso, é assumido que o fluido injetado e o fluido conato daformação tenham um contraste de resistividade. Isto podeser alcançado através da injeção de água salina na formaçãode óleo ou gás, ou nas formações de óleo em água. Umaprofundidade de invasão pelo liquido injetado no mesmosentido também pode ser determinada a partir dadistribuição de saturação, por exemplo, com base em umvalor de corte dos níveis de saturação do líquido injetado,determinado anteriormente.

Por exemplo, a profundidade de invasão pode serdeterminada por inversão de um modelo da formação com umafrente de invasão a uma distância particular do poço, eseparação de uma zona de alta resistividade e de uma zonade baixa resistividade. 0 modelo pode ser invertido apartir dos valores de resistividade obtidos com sensorescom diferentes profundidades de investigações dentro daformação (por ex., o par de bobina transmissora 122 e debobina receptora 126, e o par de bobina transmissora 122 ede bobina receptora 128, todos ilustrados na FIG . 1).

As operações das etapas 225, 230 e 235 podem serrepetidas para direções diferentes ao redor do poço, e nobloco 240 as direções de anisotropia de permeabilidade sãodeterminadas As direções de anisotropia de permeabilidadepodem ser indicadas por máximos e mínimos dos valoresmedidos no bloco 230 da curva de resistividade daformação,obtidos para as direções diferentes ao redor dopoço, como descrito por exemplo nas FIGS. 3A e 3B.

Alternativamente, as direções de anisotropia depermeabilidade podem ser indicadas por máximos e mínimosdos valores calculados no bloco 235 de uma curva deprofundidade de invasão da injeção, obtidos para asdiferentes direções ao redor do poço.

Em alguns exemplos, a ferramenta de fundo do poçopode ser girada para alinhar a direção de inclinação de umdentre um eixo da bobina receptora e de um eixo da bobinatransmissora em outra direção. Em outros exemplos, aferramenta de poço é fornecida com bobinas com diferentesdireções de inclinação (por ex., as bobinas triaxiais 122,126 e 128 na FIG. 1). Nestes casos, as bobinastransmissoras podem ser seqüencialmente acionadas e aresposta nas bobinas receptoras correspondentes pode sercontrolada.No bloco 235, relações de permeabilidade podem serdeterminadas. Uma relação de permeabilidade transversalpode ser computada a partir da permeabilidade da formaçãoestimada a partir do perfil da frente de injeçãodeterminado no bloco 240. Em alguns casos, o perfil dafrente de injeção não pode apresentar valores mínimos emáximos, e assim anisotropia transversal. No entanto, aformação ainda pode apresentar anisotropia vertical. Nestescasos, uma taxa de permeabilidade vertical pode ainda serdeterminada a partir das resistividades horizontal evertical determinadas (por exemplo, usando uma técnica deinversão de modelo frontal) a partir dos valores deresistividade (por ex., um tensor de resistividade) medidosno bloco 230.

As operações das etapas 220, 225, 230, 235, 240 e245 podem ser repetidas, por exemplo, usando um diferentefluido de injeção (ou seja, um fluido de injeção compropriedades diferentes), ou as mesmas propriedades. Asmedidas obtidas por duas ou mais iterações podem assim sercomparadas para mais bem determinar a resposta da formação,por exemplo, para tratamentos de EOR.

A FIG. 3A mostra uma vista horizontal de seçãotransversal do poço 102, que descreve uma zona de injeçãoanisotrópica tendo uma frente de injeção não circular 150 eum arranjo de bobinas 128a e 128b, configurado para medirum valor de resistividade da formação subterrânea F, ovalor de resistividade sendo indicativo de uma profundidadede invasão da formação subterrânea em direções relacionadascom a configuração da bobina. Neste exemplo, a formação Ftem uma rede de micro-fraturas 160, mostradas alinhadas aolongo de uma direção geral nordeste, sudoeste. Esta rede demicro-fraturas pode ser responsável pela anisotropia depermeabilidade da formação F. A anisotropia depermeabilidade pode ser detectada por meio do aparelho e osmétodos da presente divulgação ao injetar um fluido atravésde uma parcela substancial do perímetro da parede do poço101, e medir os valores de resistividade da formação usandobobinas transmissoras (por ex., a bobina transmissoratriaxial 122 da FIG. 1) e as bobinas receptoras, como asbobinas receptoras triaxiais 128a, 128b e 128c dispostas nocorpo da seqüência de ferramentas de poço 100.

No exemplo apresentado, as bobinas receptoras 128asão perpendiculares ao eixo longitudinal do corpo daseqüência de ferramentas de poço 100. 0 eixo das bobinasreceptoras 128a está alinhado com a direção 148a. Como umaonda eletromagnética é emitida por uma bobinacorrespondente do transmissor 122 (Fig. 1) , a corrente outensão induzida nas bobinas 128a é sensível às linhas decorrente na formação que flui em um plano perpendicular àdireção 148a. Da mesma forma, as bobinas receptoras 128bsão perpendiculares ao eixo longitudinal do corpo daseqüência de ferramentas de poço 100. O eixo das bobinasreceptoras 128b está alinhado com a direção 148b. Acorrente ou tensão induzida nas bobinas 128b é sensível àslinhas de corrente na formação que flui em um planoperpendicular à direção 148b. Assim, a corrente ou tensãoinduzida em cada bobina 128a e 128b é sensível àresistividade da formação investigada em um planoparticular. Em caso da resistividade da formação seralterada pela presença de um fluido injetado, a corrente outensão induzida em cada bobina 128a e 128b, éconsequentemente sensível à profundidade de invasão pelofluido injetado. Portanto, uma profundidade não uniforme(como demonstrado, por exemplo, na FIG. 3A pela frente deinvasão 150) pode ser detectada para uma pluralidade demedidas de resistividade correspondentes a diferentesdireções de inclinação das bobinas receptoras 128a e 128b.

Como mencionado anteriormente, uma pluralidade deresistividades pode ser medida com uma pluralidade debobinas inclinadas, como 128a e 128b. Em alternativa ouadicionalmente, a seqüência de ferramentas de poço 100 podeser rodada no poço 102, como indicado pela flecha, e atéque certa bobina inclinada (por ex., a bobina inclinada128a) seja orientada em uma direção diferente, e a mediçãoda resistividade seja repetida. Cada vez que uma medição daresistividade é realizada, a própria orientação da bobinatransmissora e/ou receptora pode ser medida, usando aferramenta de inclinometria para uso geral 120. Além disso,vários espaçamentos entre transmissor e receptor podem serusados para investigar a resistividade da formação em umapluralidade de distâncias radiais afastadas da parede dopoço. A pluralidade de medições e sua direção associadapodem ser invertidas, como conhecido na arte, paradeterminar um formato da frente de invasão 150.

A FIG. 3B é um exemplo gráfico 250 de uma curva decondutividade medida 255, que é em função de uma orientaçãoda bobina, que pode ser usada para determinar as direçõespreferenciais do fluxo de um fluido injetado. No exemploapresentado, assume-se que o fluido injetado tenha umamaior condutividade do que o fluido conato da formação.Neste caso, a profundidade de invasão invertida, calculadapela inversão, irá apresentar um perfil semelhante ao dacurva de condutividade.

Se a formação tiver anisotropia transversal, acurva de condutividade apresenta níveis máximos associadosa algumas orientações específicas 260a e 260b, bem como osmínimos associados a outras orientações específicas 261a e261b. As orientações associadas aos mínimos e máximos dacurva 255 são indicativas das direções de anisotropia daformação F.

A FIG. 4 ilustra um sistema local de poço, em queum ou mais aspectos da presente divulgação podem serempregados. O local do poço pode ser em terra ou no mar.Neste sistema exemplar, um poço 11 é formado em formaçõessubterrâneas por perfuração rotativa, de uma maneira que ébem conhecida. Modalidades da presente divulgação podemtambém utilizar a perfuração direcional, como será descritoa seguir.

Uma coluna de perfuração 12 é suspensa no interiordo poço 11 e possui um conjunto para fundo de poço 50, queinclui uma broca de perfuração 55 na sua extremidadeinferior. O sistema de superfície inclui conjunto daplataforma e torre 10 posicionado sobre o poço 11, oconjunto 10 incluindo uma mesa rotativa 16, kelly 17,gancho 18 e cabeça injetora 19. A coluna de perfuração 12 égirada pela mesa rotativa 16, energizada por meios nãomostrados, que engata o kelly 17 na extremidade superior dacoluna de perfuração. A coluna de perfuração 12 é suspensapelo gancho 18, fixada a uma catarina (também nãomostrada), através do kelly 17 e de uma cabeça injetora 19,que permite a rotação da coluna de perfuração em relação aogancho. Como é sabido, um sistema de acionamento de topopoderia ser usado alternativamente.

No exemplo desta modalidade, o sistema desuperfície ainda inclui o fluido ou lama de perfuração 26armazenado em um tanque 27 formado no local do poço. Umabomba 29 alimenta o fluido de perfuração 26 para o interiorda coluna de perfuração 12 através de um orifício ns cabeçainjetora 19, fazendo com que o fluido de perfuração escoepara baixo através da coluna de perfuração 12, comoindicado pela seta direcional 8. 0 fluido de perfuração saida coluna de perfuração 12 através de orifícios na broca deperfuração 55, e em seguida, circula para cima através daregião entre o anel exterior da coluna de perfuração e aparede do poço, como indicado pelas setas direcionais 9.

Desta forma bem conhecida, o fluido de perfuração lubrificaa broca de perfuração 55 e traz recortes de formação até asuperfície, quando retornado ao tanque 27 pararecirculação.

O conjunto de fundo de poço 50 da modalidadeilustrada compreende um módulo de perfilagem durante aperfuração (LWD) 52, um módulo de medição durante aperfuração (MWD) 54, um sistema rotativo dirigível, o motor58, e a broca de perfuração 55.

O módulo LWD 52 situa-se num tipo especial de colarde perfuração, como é conhecido na arte, e pode conter umdentre uma pluralidade de tipos conhecidos de ferramentasde perfilagem. Também deverá ficar claro que mais de um LWDe/ou módulo MWD podem ser empregados, por exemplo, comorepresentado em 52a. (Referências, por toda parte, a ummódulo na posição 52 podem, em alternativa, significartambém um módulo na posição 52a.) O módulo LWD incluicapacidades de medição, processamento e armazenamento deinformações, bem como para a comunicação com osequipamentos de superfície. Na presente modalidade, omódulo LWD inclui um dispositivo de medição deresistividade direcional.

O módulo de MWD 54 também está abrigado em um tipoespecial de colar de perfuração, como é conhecido na arte,e pode conter um ou mais dispositivos para medir ascaracterísticas da coluna de perfuração e da broca deperfuração. A ferramenta MWD inclui ainda um aparelho (nãomostrado) para gerar energia elétrica para o sistema depoços. Isto pode tipicamente incluir um gerador a turbinade lama alimentado pelo fluxo do fluido de perfuração.

Outras fontes de energia, incluindo sistemas de bateria,podem, adicionalmente ou alternativamente, ser empregadas.

Na presente modalidade, o módulo MWD 54 inclui um ou maisdos seguintes tipos de dispositivos de medição: umdispositivo de medição de peso sobre broca, um dispositivode medição de torque, um dispositivo de medição devibração, um dispositivo de medição de choque, umdispositivo de medição de deslizamento com vara, umdispositivo de medição de direção, um dispositivo demedição de inclinação, e um dispositivo de medição depressão anular.

A FIG. 5 representa uma ferramenta de perfilagemdurante a perfuração de leitura profunda direcional,fazendo parte da(s) ferramenta(s) LWD 52 da FIG. 4. Aferramenta de fundo de poço da FIG. 5 fornece bobinasinclinadas e transversais para obter medições direcionaissensíveis, sinais das ferramentas tendo bobinascilindricamente simétricas, axialmente alinhadas, não sendodirecionalmente sensíveis. A matriz de sensores inclui seisantenas transmissoras e quatro antenas de recepção. Cincoantenas transmissoras (TI a T5) estão dispostas axialmenteao longo do comprimento da ferramenta de poços. Uma sextaantena transmissora (T6) é orientada na transversal (istoé, inclinada a 90 graus) com relação ao eixo longitudinalAX da ferramenta de poço. Uma antena do receptor éposicionada em cada extremidade da ferramenta de poço. Estepar de antenas de recepção (R3 e R4) e enquadra ostransmissores, e cada um destes receptores é inclinado 45graus com relação ao eixo longitudinal AX da ferramenta depoço. Um par adicional de antenas de recepção (RI e R2) ,localizado no centro da matriz transmissora, é dispostoaxialmente e pode obter medições de resistividade depropagação do tipo convencional. O arranjo descrito produzuma sensibilidade preferencial a condutividade de um ladoda ferramenta de poços. Como a ferramenta gira no fundo dopoço, seus sensores podem detectar zonas condutoras nasproximidades e registrar a direção da condutividade máximaque pode ser medida. Magnetômetros e acelerômetros podemfornecer dados de orientação direcional de referência paraa ferramenta de poços. Além de sua capacidade de direção, aferramenta fornece medições relativamente mais profundas doque a maioria das ferramentas convencionais deresistividade LWD. Sua telemetria da coluna de perfuraçãobidirecional substancialmente em tempo real, em conjuntocom os recursos da ferramenta de medição de resistividadedirecional, conforme descrito, melhora o desempenho dogeodirecionamento, aumentando a quantidade de dados nasuperfície e a velocidade e precisão do controle deperfuração direcional.

Voltando à FIG. 4, como a broca de perfuração 55penetra na formação F, a lama pode ser filtrada através dopoço 11 e ser injetada na formação F, já que a pressão dopoço está geralmente acima da pressão da formação, gerandouma zona invadida 57. Além disso, o bolo de lama recém-formado pode ser raspado mecanicamente por um alargador 53,disposto perto da ferramenta LWD 52. Em alguns casos, azona invadida 57 pode apresentar uma seção transversal comuma frente de invasão semelhante à frente de invasão 150 daFIG. 3A. A antena do transmissor T6, ou, alternativamente,as antenas transmissoras Tl a T5 podem ser usadas paraemitir uma onda eletromagnética para a formaçãosubterrânea. Além disso, a medição obtida pelas antenasreceptoras R3 e R4 ou, em alternativa, pelas antenas Rl eR2 pode ser usada para medir os valores de resistividade daformação, que são indicativos de uma profundidade deinvasão da formação subterrânea pela lama injetada. Emparticular, os valores medidos de resistividade da formaçãosão, de preferência, seletivamente sensíveis em um sentidorelacionado ao sentido de inclinação de pelo menos um doseixos da antena do transmissor T6, e do eixo das antenasreceptoras R3 ou R4. À medida que a perfuração avança, oBHA 50 gira, permitindo a aquisição de uma pluralidade demedidas de resistividade associadas às direções do eixo degiro das antenas transmissoras ou receptoras inclinadas.

Estes valores de resistividade podem ser tratados comomostrado na FIG. 3B, para indicar as direções deanisotropia de permeabilidade, e/ou uma relação deanisotropia de permeabilidade. Ao usar o aparelho da FIG.4, é importante usar o sistema de lama que produza umfiltrado com propriedades de resistividade diferentes daspropriedades de resistividade do fluido conato da formação(por ex. , uso de lama à base de água numa formação dehidrocarbonetos).

Assim, o aparelho da FIG. 4 fornece uma maneira degerar um grande volume de fluido de injeção (ou seja,filtrado de lama) através da continua limpeza da parede dopoço usando a broca de perfuração 55 e/ou o alargador 53.

Neste caso, a formação F é usada como filtro para separaras partículas de entupimento da lama. A broca 55 e/ou oalargador 53 agem como um limpador para remover o bolo delama da parede do poço e facilitar uma futura invasão.

A FIG. 6 é uma vista de elevação de mais um exemplodo sistema local de poço tendo um dispositivo de limpezarotativo de poço 340, que pode ser utilizado para injetarum fluido através de pelo menos uma parte substancial doperímetro da parede do poço 305, e um conjunto de sensores350, que podem ser utilizados para avaliar uma profundidadede invasão ou penetração de um fluido injetado em função dadireção numa formação subterrânea. O sistema local dispõede uma ferramenta de poço 300 abaixada num furo de poço 304através de um cabo elétrico 306, que fornece energiaelétrica para a ferramenta de poço 300. Além disso, o caboelétrico 306 fornece um enlace de comunicação de dadosentre a ferramenta para fundo do poço 300 e a unidade deeletrônicos e de processamento 308 localizada na superfícieda Terra. 0 enlace de comunicação de dados pode ser usadopara exibir as informações recolhidas pelo conjunto desensores 350 a um operador de superfície, armazenar dadosde avaliação da formação num dispositivo de memória (nãomostrado) e/ou emitir um relatório de registros. Alémdisso, o enlace de comunicação de dados pode ser utilizadopara o acionamento de componentes do fundo do poço, taiscomo bombas (por exemplo, as bombas 320 e/ou 321), e/ouválvulas (por exemplo, válvulas 335a e/ou 335b) . Aindamais, o enlace de comunicação de dados pode ser usado paramonitorar o funcionamento da ferramenta do fundo do poço300, por exemplo, baseado em diversos sensores (porexemplo, analisador de fluido 332) localizado na ferramentade linha de fluxo (por exemplo, linhas de fluxo 330 e/ou331). Opcionalmente, a ferramenta 300 pode ser transportadaem tubo ou tubulação flexível (como nas FIGS. 1 ou 4) , efluido bombeado para a tubulação a partir da superfíciepode ser encaminhado para a linha de fluxo 321 e injetadono intervalo fechado.

Para controlar o fluxo de fluidos do poço em umintervalo do poço, a ferramenta de fundo de poço 300 éfornecida com um obturador superior inflável 310a e umobturador inferior inflável 310b, que podem ser estendidospara encaixe fechado com a parede 305 do furo do poço 304.

Os obturadores inferior e superior infláveis 310a e 310bpodem ser usados para isolar fluidamente uma parcelasubstancial do perímetro da parede do poço 305 do resto dofluido de poço presente no poço 304. Assim, conforme ostestes da formação F avançam, o fluido do poço poderá serimpedido de fluir para o intervalo fechado e alterar apermeabilidade da formação F nas proximidades do intervalofechado. Além disso, os obturadores inferior e superiorinfláveis 310a e 310b podem ser usados para manter umapressão no intervalo fechado em um nível desejado, que podeestar perto ou abaixo da pressão da formação, durante umafase em que o intervalo fechado é limpo, ou que possamestar acima da pressão de formação, durante uma fase deinjeção do teste.

Para remover lama ou detritos do intervalo doobturador e/ou controlar a pressão no intervalo doobturador, a ferramenta de fundo de poço 300 pode serfornecida com uma linha de fluxo 330, conectada fluidamenteao intervalo do obturador e a uma bomba 320. Assim, o bolode lama e a lama em excesso removidos podem ser bombeadospara fora do intervalo dentro do poço, para fora dointervalo do obturador.

Para fornecer fluidos de injeção e/ou de limpezapara o intervalo do obturador, a ferramenta de fundo depoço 300 pode ser fornecida com uma linha de fluxo 331,fluidamente conectada ao intervalo do obturador e a umabomba de 321. A linha de fluxo 331 está ainda fluidamenteconectada a uma pluralidade de câmaras de amostra 337a e337b, contendo, por exemplo, fluidos a serem injetados.Cada câmara de amostra 337a e 337b pode ser seletivamenteconectada à linha de fluxo 331 usando as válvulas 335a e335b, respectivamente. Além disso, a linha de fluxo 331pode ser usada para extrair os fluidos da formação F,invertendo a direção do fluxo da bomba 321. As amostraspodem, opcionalmente, ser armazenadas em uma da pluralidadede câmaras de amostra 337a, 337b. As câmaras de amostradevem ser concebidas para transportar volumessuficientemente grandes para injetar na formação F, sujeitoao peso operacional e limitações de comprimento. Em algunscasos, a injeção pode ser realizada sem uma bomba,simplesmente usando um pistão que está ligado, de um lado,ao fluido de injeção e, do outro lado, está ligado àpressão hidrostática no poço, que está normalmente acima dapressão da formação. Após a lama e o bolo de lama teremsido removidos da parede do poço, a câmara de amostracontendo o fluido de injeção (por exemplo, as câmaras deamostra 337a, 337b) é conectada a uma tomada e a pressãohidrostática empurra um pistão da câmara de amostra,fazendo com que o fluido de injeção fique na pressãohidrostática. Neste caso, um dispositivo de regulação defluxo, tal como uma válvula de estrangulamento ouregulador, pode ser utilizado para regular a vazão epressão do fluido a ser injetado.

Para medir as propriedades do fluido na linha defluxo 331, a ferramenta de poço 300 pode ser fornecida comum analisador de fluido 332. O analisador de fluido 332pode ser configurado para medir uma ou mais propriedades dofluido, que incluem, mas não estão limitadas a, pressão defluxo, vazão, viscosidade, densidade, resistividade,temperatura, radioatividade e composição química. Os dadoscoletados pelo analisador de líquido podem ser usados paradeterminar a pressão da formação, e frações de líquidos,tais como gás, água, gás óleo, óleo-água e diferentesfrações de grupos de hidrocarbonetos. Além disso, os dadoscoletados pelo analisador de líquido podem ser usados juntocom saturações de fluidos na formação F medidas, porexemplo, com o conjunto de sensores 350. De fato, usando aequação de Darcy e saturações medidas na formação, épossível determinar as distribuições de permeabilidadeefetivas e relativas através de métodos que são conhecidosna arte. Ainda mais, a resposta do fluido da formação parao fluido injetado, por exemplo, a variação da viscosidadecom diluentes adicionados, pode ser necessária para aprodução de óle o pesado. Estes testes de avaliação daformação trarão informações necessárias para a determinaçãoda abundância de processos de produção plausíveis do métodomais adequado para a formação F. Exemplos de implementaçõesdo analisador de fluido 332 incluem um ou mais de um sensorde densidade - viscosidade baseado na análise deressonância de um membro de vibração, um sensor deresistividade, um espectrômetro óptico de fluido, eespectrômetro de RMN de líquidos, etc..

Para limpar a parede do poço no intervalo doobturador, a ferramenta de fundo do poço é fornecida com odispositivo rotativo de limpeza 340. 0 dispositivo rotativode limpeza 340 estabelece uma comunicação fluida entre opoço e a formação F antes da injeção, usando um jato emalta velocidade e/ou mecanicamente raspando o bolo de lamae/ou a zona danificada da formação, como na forma descritanas FIGS. 7A e 7B. O fluido de limpeza (por exemplo, ofluido transportado na câmara de amostra 337a) é bombeadoatravés do dispositivo rotativo de limpeza 340 e arrasta osdetritos do bolo de lama para fora do intervalo doobturador através da linha de fluxo 330 e da bomba 320.

Para realizar medições na porção da formação F emcomunicação com o intervalo do obturador antes, durante ouapós a injeção, a ferramenta de fundo do poço é fornecidacom o conjunto de sensores 350. Em particular, o conjuntode sensores é configurado para medir os valores deresistividade da formação indicativos da invasão do fluidoinjetado em direções particulares ao redor do poço, comodescrito na FIG. 8.

Na operação, uma zona da formação F, para a qual oteste é de interesse, pode ser identificada, por exemplo,pelo uso de registros de poço aberto. A ferramenta de poço300 pode ser localizada no poço 304, para que osobturadores 310a e 310b se sobreponham à porçãoidentificada da formação F. Em seguida, os obturadorespodem ser inflados, isolando a zona de interesse daformação F. Se desejado, o conjunto de sensores 350 podeser usado para realizar medições adicionais sobre aformação F.

Uma parte da parede do poço 305 pode ser, então,limpa com o dispositivo rotativo de limpeza 340, e a bomba320. A limpeza da parede do poço 305 pode auxiliar naremoção da lama do anel entre a ferramenta de fundo de poço300 e a parede de poço 305, remoção do bolo de lama daparede do poço 305, remoção de uma zona danificada naregião perto do poço, com uma permeabilidade alterada, ouremovendo o filtrado de lama da formação na zona de teste.

Após uma seção da parede do poço ter sido limpa, a bomba320 pode ser interrompida e o fluido de injeção (porexemplo, o liquido transportado na câmara de amostra 337b)pode ser bombeado para o intervalo com a bomba 321 eforçado para dentro da formação por pressão diferencial,como indicado pelas setas.

Durante ou após a limpeza, injeção e/ouamostragem, as medições podem ser realizadas peloanalisador de líquidos 332 e o conjunto de sensores 350para determinar a resposta da formação à variação daspropriedades de fluido, da química dos fluidos amostradosou injetados, e dos níveis de saturação dos fluidosinjetados ou conatos na formação. Esta informação pode serusada para determinar pontos finais de permeabilidaderelativa (saturação de óleo residual e saturação de águairredutível). Além disso, as curvas de permeabilidaderelativa podem ser calculadas por medição dinâmica da vazãode injeção, pressão, propriedades do fluido de injeção esaturações do fluido da formação.

Os fluidos a serem injetados podem serselecionados com base em vários objetivos. 0 fluidoinjetado deve ter preferencialmente a mobilidade suficientepara ser injetado na formação sem obstruir os poros daformação, assim que ele possa ser filtrado na superfície ouno fundo do poço, de modo a não entupir os componenteshidráulicos da ferramenta 300 e/ou os poros da formação F.

O fluido também pode fornecer um contraste com o fluidoconato da formação ou com o filtrado invadido na formação,para que o seu nível de saturação ou de distribuição naformação F possa ser medido com o conjunto de sensores 350.

Exemplos de fluidos fornecendo um contraste incluem, masnão estão limitados a, fluidos fornecendo um contraste deresistividade. Por exemplo, um fluido condutor pode serinjetado em uma região da formação contendo fluido não-condutor, ou vice-versa. Exemplos de fluidos fornecendo umcontraste ainda incluem fluidos fornecendo um contraste defase. Por exemplo, água pode ser injetada em uma formaçãocontendo hidrocarboneto ou vice-versa.

Os líquidos injetados podem conter aditivos queproporcionem uma assinatura facilmente identificável nasmedições realizadas pelo conjunto de sensores 350. Porexemplo, MnCl2 dopado com água tem pouca resposta àsmedições RMN em contraste com a água límpida.

Outros exemplos de fluidos, que podemvantajosamente ser injetados, incluem fluidos que alteram amobilidade dos hidrocarbonetos, tais como surfactantes,solventes ou diluentes redutores de viscosidade (dióxido decarbono, líquido aquecido, que reduz a viscosidade doóleo), etc.. Exemplos de fluido de injeção redutor deviscosidade podem ser encontrados na Pub. do Pedido dePatente U.S. norte americana N0 2008/0066904, aquiincorporada por referência. Por exemplo, em reservatóriosde óleo pesado, uma pluralidade de diluentes pode serinjetada e seu efeito sobre a mobilidade do óleo doreservatório pode ser comparado, para selecionar umsolvente especial para ser utilizado em um processo deprodução VAPEX.

No entanto, outros exemplos de fluidos, que podemvantajosamente ser injetados, incluem fluidos deperfuração. Os fluidos de perfuração não são geralmente bemadaptados à injeção, porque eles têm um alto teor desólidos e, por concepção, formam um bolo de lama. Noentanto, a ferramenta de poço 300 pode ser configurada parafiltrar, segregar ou centrifugar fluidos de perfuração nofundo do poço para a produção de um fluido de injeçãorelativamente limpo, que pode então ser injetado. Porexemplo, filtração pode ser realizada por meio de umacentrifuga de fundo do poço, ou por telas com escovas pararemover sólidos. Assim, a coluna de fluidos de perfuraçãono poço 304 se tornaria uma fonte útil de um grande volumede fluido de injeção.

Quando as operações de teste terminarem, osobturadores 310a e 310b da ferramenta de poço 300 podem serrecolhidos e a ferramenta de poço 300 pode ser transferidapara a próxima estação. Em alguns exemplos, amostras defluido em uma estação podem ser injetadas em outra estação.

As FIGS. 7A e 7B são vistas horizontais de seçãotransversal de um exemplo de implementação do dispositivorotativo de limpeza 340 mostrado na FIG. 6. Em particular,o intervalo entre os obturadores 310a e 310b é modificadopara incluir um pistão expansível 382 que se retrai abaixodo diâmetro externo da ferramenta de poço 300 (comomostrado na FIG. 7A) e que se estende através do poço 304 ese encosta na parede do poço 305 (como mostrado na FIG.7B). Embora um único pistão 382 seja retratado nas FIGS. 7Ae 7B para maior clareza, dois ou mais pistões podem serusados, por exemplo, como mostrado na FIG. 6.

A posição (retraída ou estendida) do pistão 382responde à pressão do fluido de limpeza 370 que é bombeadopela bomba 321 (na FIG. 6) através da linha de fluxo 331.

Por exemplo, o pistão 382 pode ser configurado para estarem uma posição retraída, quando a bomba 321 estiverdesligada, e estar em uma posição estendida, quando pressãofor aplicada pela bomba 321 ao líquido de limpeza 370 nalinha de fluxo 331. Além disso, o fluido de limpeza atuasobre uma turbina e o selo rotativo 380, que faz com que odispositivo de limpeza 340 e, assim, o pistão 382 rodem,limpando assim uma parcela substancial do perímetro daparede do poço 305.

O pistão expansível 382 é fornecido com um bico 362configurado para fornecer um jato de fluido em altavelocidade. Uma extremidade distai do pistão 382 pode aindaser fornecida com um raspador 360. Quando o líquido delimpeza 370 for bombeado para dentro do dispositivo delimpeza 340, o jato em alta velocidade remove o bolo delama da parede do poço 305, e o raspador 360 removemecanicamente o bolo de lama e a zona danificada da parededo poço 305.

A FIG. 8 é uma vista de elevação de um exemplo deimplementação do conjunto de sensores 350 mostrado na FIG.6. O conjunto de sensores 350 é disposto entre osobturadores infláveis 310a e 310b.

O conjunto de sensores inclui uma matriz de induçãotriaxial constituída por uma bobina transmissora triaxial354 e uma pluralidade de bobinas receptoras triaxiais 355a,355b, 355c e 355d para investigar a formação F com oaumento da distância radial a partir da parede do poço 305.

a bobina transmissora triaxial 354 e nas bobinasreceptoras triaxiais 355a, 355b, 355c e 355d, duas dasbobinas são inclinadas em relação (e em especialperpendicular) ao eixo longitudinal 390 do corpo daferramenta 300. Durante o bombeamento de fluido a partirou para da formação F, são feitas medições de resistividadeem diferentes profundidades na formação. As medições deresistividade podem ser usadas juntamente com as pressõesde bombeamento, as taxas de bombeamento ou outros dadosrecolhidos pela ferramenta de poço 300 em algoritmos deinversão que determinam as distribuições de saturação dofluido da formação (distribuições em 3-D), porosidade eanisotropia de permeabilidade da formação. Por exemplo, umaimagem 3-D nas saturações pode ser produzida a partir dasmedições de resistividade realizadas pela matriz de induçãotriaxial. A imagem 3-D de saturação pode ser realizadaantes, durante ou após o bombeamento de fluidos para dentroou para fora da formação, assim, a mudança nas saturaçõesde fluido pode ser monitorada em tempo real na superfície.

Sucessivas imagens 3-D de saturação podem ser usadas paradeterminar anisotropia de permeabilidade, assim como asdistribuições de permeabilidade na formação. Informação emtempo real na superfície pode ser utilizada pelo operadorde superfície para determinar quando um número suficientede bombeamento foi realizado para obter um resultadorepresentativo.

Pode ser útil permitir um movimento angular e axialda matriz de indução triaxial mostrada na FIG. 8 paracoletar dados correspondentes a várias profundidades ouorientações da matriz. Isto pode ser conseguido, esvaziandoos obturadores 310a e 310b para mover a ferramenta 300, ouconforme detalhado abaixo.

0 conjunto de sensores 350 também inclui uma sondaarticulada expansível 352, que abriga um bloco de mediçãode RMN, posicionado contra a parede do poço para realizarmedições de ressonância magnética do fluido no espaçoporoso da formação F. Durante o bombeamento de fluido paradentro ou para fora da formação, várias medições podem serexecutadas e analisadas para determinar a porosidade,permeabilidade e saturações de fluidos da formação.

A sonda expansível 352 pode ter a capacidade derodar e transladar dentro do intervalo do obturador. Porexemplo, os obturadores podem ser associados a uma luvaacoplada deslizantemente ao corpo da ferramenta de fundo dopoço 300, por exemplo, como mostrado na Pub. do Pedido dePatente norte americana U.S. N0 2008/0066535, aquiincorporada por referência. A ferramenta de poço 300 podeentão ser movida longitudinalmente (ou girada na direçãoazimutal), e fornecer medições correspondentes a várioslocais (ou orientações) axiais da sonda expansivel 352dentro do obturador do intervalo, e sem exigir que osobturadores sejam esvaziados ou retraídos. Opcionalmente, asonda expansivel 352 pode incorporar um cortador oumecanismo raspador configurado para remover o bolo de lamae cortar a zona danificada da parede do poço. Assim, asonda expansivel pode ser usada para limpar uma porçãoadequada da parede do poço, para assegurar a corretainjeção dentro da formação F, dentro do local de medição.

Alternativamente, a sonda expansivel 352 podeconter sensores, que executem uma medição da constantedielétrica (ou da permissividade elétrica complexa) paraobter medições de saturação de fluidos e de textura damatriz, um gerador de nêutrons pulsantes e detectores deraios gama para medir a porosidade e medições de saturaçãode fluido, um dispositivo de medição de resistividade, comoum lateroperfil local, micro-lateroperfil, perfil micro-esfericamente focalizado (MSFL), ou perfil micro-cilindricamente focalizado (MCFL) , ou medições depropagação ou indução eletromagnética local para medirresistência da formação em alta resolução, ou mediçõesacústicas para formação de imagens das característicasacústicas. Estes sensores alternativos podem ser úteis paraa formação de imagens de porosidade, estrutura,heterogeneidades, e fraturas na formação em volta dointervalo do obturador, por exemplo, durante escoamento deum fluido de injeção. Além disto, a sonda expansível 352pode conter uma série de sensores, para produzir uma imagemda parede do poço, no intervalo do obturador.

A FIG. 9 é um diagrama de blocos de um sistema decomputação exemplificante 1100 que pode ser usado paraimplementar os métodos e aparelhos de exemplo descritosneste documento. Por exemplo, o sistema de computação 1100pode ser usado para determinar uma profundidade de invasãoda formação subterrânea por um fluido injetado a partir demedições do sensor de poços.

Além disso, o sistema de computação 1100 pode serusado para implementar o sistema de registro eprocessamento 108 da FIG. 1, o sistema de perfilagem econtrole 60 da FIG. 4 e/ou o sistema de eletrônicos eprocessamento 308 da FIG. 6, acima descritos.

Alternativamente, as parcelas do sistema de computação 1100podem ser usadas para implementar componentes do fundo dopoço, como eletrônicos 130 da FIG. Ieo sistema deprocessamento das ferramentas 52 ou 52A da FIG. 4, acimadescritos. 0 sistema de computação exemplificante 1100 podeser, por exemplo, um computador pessoal tipo desktopconvencional, um computador notebook, uma estação detrabalho, ou qualquer outro dispositivo de computação. Umprocessador 1102 pode ser qualquer tipo de unidade deprocessamento, como um microprocessador da família demicroprocessadores Intel® Pentium®, da família demicroprocessadores Intel® Itanium®, e/ou da família deprocessadores Intel XScale®. As memórias 1106, 1108 e 1110,que são acopladas ao processador 1102, podem ser quaisquerdispositivos 'de memória adequados, e podem serdimensionadas para atender as demandas de armazenamento dosistema 1100. Em particular, a memória flash 1110 pode seruma memória não-volátil que é acessada e apagada em basesbloco-por-bloco. Conforme descrito anteriormente, oprocessador 1102 e as memórias 1106, 1108 e 1110 podem seradicional ou alternativamente implementadas no fundo dopoço, por exemplo, para armazenar, analisar, processar,e/ou comprimir dados de teste e de medição (ou quaisqueroutros dados) coletados pelos sensores de ferramenta defundo de poço.

Um dispositivo de entrada 1112 pode serimplementado usando um teclado, um mouse, uma tela detoque, um multitoque de vidro, ou qualquer outrodispositivo que habilite um usuário a fornecer informaçõespara o processador 1102.

Um dispositivo de exibição 1114 pode ser, porexemplo, um monitor de display de cristal liquido (LCD), ummonitor com tubo de raios catódicos (CRT), ou qualqueroutro dispositivo apropriado que atue como uma interfaceentre o processador 1102 e um usuário. O dispositivomostrador 1114, como retratado na FIG. 11, inclui qualquerhardware adicional exigido para uma interface de tela parao processador 1102.

Um dispositivo de armazenamento em massa 1116 podeser, por exemplo, um disco rígido convencional ou qualqueroutro meio magnético ou óptico que pode ser lido peloprocessador 1102.

Uma unidade do dispositivo removível dearmazenamento 1118 pode ser, por exemplo, uma unidadeóptica, tal como uma unidade de disco compacto gravável(CD-R), uma unidade de disco compacto regravável (CD-RW),uma unidade de disco digital versátil (DVD), ou qualqueroutra unidade óptica. Em alternativa, ela pode ser, porexemplo, uma unidade de mídia magnética. Uma mídia dearmazenamento removível 1120 é complementar à unidade dodispositivo removível de armazenamento do dispositivo 1118,na medida em que a mídia 1120 é selecionada para operar coma unidade 1118. Por exemplo, se a unidade de dispositivoremovível de armazenamento 1118 for uma unidade óptica, amídia de armazenamento removível 1120 pode ser um disco CD-R, um disco CD-RW, um disco de DVD, ou qualquer outro discoóptico adequado. Por outro lado, se a unidade dedispositivo removível de armazenamento 1118 for umdispositivo de mídia magnética, a mídia de armazenamentoremovível 1120 pode ser, por exemplo, um disquete ouquaisquer outras mídias de armazenamento magnéticoadequadas.

O precedente apresenta características de váriasmodalidades, para que as pessoas versadas na técnica possammais bem entender os aspectos da presente divulgação. Essaspessoas versadas na técnica devem compreender que elaspodem facilmente usar a presente divulgação como base paraa concepção ou alteração de outros processos e estruturaspara a realização dos mesmos fins e/ou obter as mesmasvantagens das modalidades introduzidas neste documento.

Essas pessoas versadas na técnica devem também perceber,que tais construções equivalentes não se afastam doespírito e escopo da presente divulgação, e que elas podemfazer várias mudanças, substituições e alterações nestedocumento, sem se afastarem do espírito e escopo dapresente divulgação.

Claims (14)

1. MÉTODO, caracterizado pelo fato de compreender:condução de uma ferramenta alongada tendo um eixolongitudinal em um poço que penetra numa formaçãosubterrânea, a ferramenta alongada tendo uma bobina detransmissor e uma bobina de receptor, pelo menos, umadentre a bobina transmissora e a bobina receptora tendo umeixo inclinado em relação ao eixo longitudinal daferramenta;injeção de um fluido através de pelo menos umaparte da parede do poço e em uma parcela da formaçãosubterrânea;emissão de uma onda eletromagnética dentro daformação subterrânea usando a bobina transmissora emedição de um valor de resistividade da formaçãosubterrânea usando a bobina receptora, o valor deresistividade sendo indicativo de uma profundidade deinvasão da formação subterrânea pelo liquido injetado, emum sentido relacionado a uma direção de inclinação de pelomenos um dos eixos da bobina transmissora e da bobinareceptora.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda incluir a determinação deuma distribuição de saturação no sentido relacionado a umadireção de inclinação de pelo menos uma das bobinastransmissora e receptora com base, pelo menos, no valor deresistividade medido.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2,caracterizado pelo fato de ainda compreender a determinaçãoda profundidade de invasão da formação subterrânea peloliquido injetado no sentido relacionado a uma direção deinclinação de pelo menos uma das bobinas transmissora ereceptora, com base na distribuição da saturação.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender a medição deuma pluralidade de valores de resistividade da formaçãosubterrânea, onde pelo menos dois da pluralidade dosvalores de resistividade correspondem a pelo menos duasdiferentes direções de inclinação de pelo menos uma dasbobinas transmissora e receptora.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender a medição deuma pluralidade de valores de resistividade da formaçãosubterrânea, onde uma pluralidade de bobinas receptoras comdiferentes direções de inclinação é conduzida sobre o corpode ferramenta alongado, e onde pelo menos dois dapluralidade de valores de resistividade são medidos com umaou mais bobinas receptoras com diferentes direções deinclinação.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender a medição deuma pluralidade de valores de resistividade da formaçãosubterrânea, onde uma pluralidade de bobinas transmissorascom diferentes direções de inclinação é conduzida sobre ocorpo de ferramenta alongado, e onde pelo menos dois dapluralidade de valores de resistividade são medidos com umaou mais bobinas transmissoras com diferentes direções deinclinação.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender a limpeza deuma parte substancial do perímetro da parede do poço, antesde injetar o líquido para a parte da formação subterrânea.

8. APARELHO, caracterizado pelo fato decompreender:corpo de ferramenta alongado tendo um eixolongitudinal configurado para o transporte em um poço quepenetra numa formação subterrânea, o corpo de ferramentaalongado composto de:meios para injetar um fluido através de pelomenos uma parte da parede do poço e em uma parcela daformação subterrânea;bobina transmissora configurada para emitir umaonda eletromagnética dentro da formação subterrânea, ebobina receptora configurada para medir um valorde resistividade da formação subterrânea;em que pelo menos um dos eixos da bobinareceptora e da bobina transmissora é inclinado em relaçãoao eixo longitudinal do corpo da ferramenta de fundo depoço, eprocessador configurado para determinar umaprofundidade de invasão da formação subterrânea pelo fluidoinjetado em um sentido relacionado a uma direção deinclinação de pelo menos uma das bobinas transmissora ereceptora.

9. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato de ainda compreender pelo menos umdentre um magnetômetro e um acelerômetro configurado paradeterminar uma orientação do corpo da ferramenta no fundodo poço.

10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato de ainda compreender umapluralidade de bobinas transmissoras estando inclinadas emrelação ao eixo longitudinal do corpo da ferramenta defundo de poço em diferentes direções.

11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato de ainda compreender umapluralidade de bobinas receptoras estando inclinadas emrelação ao eixo longitudinal do corpo da ferramenta defundo de poço em diferentes direções.

12. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato de ainda compreender uma mesagiratória configurada para orientar pelo menos uma dasbobinas transmissora e receptora.

13. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato de ainda compreender meios pararemover um bolo de lama revestindo o poço.

14. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato de ainda compreender um obturadorconfigurado para isolar uma porção do poço adjacente a umorifício de injeção, onde o obturador compreende um produtoquímico viscoso injetado no poço.