BRPI1004097A2

BRPI1004097A2 - mÉtodo para determinar resistividade de formaÇço, anisotropia e mergulho de medidas de furo de poÇo

Info

Publication number: BRPI1004097A2
Application number: BRPI1004097-8A
Authority: BR
Inventors: Dzevat Omeragic; Keli Sun; Qiming Li; Tarek Habashy
Original assignee: Prad Res & Dev Ltd
Priority date: 2009-10-05
Filing date: 2010-10-04
Publication date: 2013-02-13
Also published as: US8433518B2; EP2320251A2; US20140149040A1; US20110231098A1; US9057797B2; EP2320251A3; CN102031964A; CN102031964B; EP2320251B1

Abstract

MÉTODO PARA DETERMINAR RESISTIVIDADE DE FORMAÇçO, ANISOTROPIA E MERGULHO DE MEDIDAS DE FURO DE POÇO. Um método é fornecido para determinar resistividade de formação, anisotropia e mergulho de medidas no furo do poço inclui mover um instrumento de perfilagem de poço através de formações subsuperficiais. O instrumento inclui dipolos magnéticos longitudinais e pelo menos um dentre dipolos magnéticos inclinados e transversais. Os limites de camada de formação e as resistividades horizontais das camadas de formação são determinados de medidas de dipolo magnético longitudinal. Resistividades verticais das camadas de formação são determinadas pela inversão de medidas sensíveis a anisotropia. As resistividades verticais aperfeiçoadas das camadas de formação e os mergulhos são determinados invertendo medidas simetrizadas e antisimetrizadas. As resistividades verticais aperfeiçoadas, os limites aperfeiçoados e os mergulhos aperfeiçoados são determinados pela inversão de todas as medidas de dipolo. As resistividades horizontais aperfeiçoadas, os limites de camada mais aperfeiçoados e os mergulhos mais aperfeiçoados são determinados pela inversão de todas as medidas de dipolo.

Description

MÉTODO PARA DETERMINAR RESISTIVIDADE DE FORMAÇÃO, ANISOTROPIA E MERGULHO DE MEDIDAS DE FURO DE POÇO

Fundamentos da Invenção

Campo da Invenção A invenção se refere em geral ao campo de medidas

eletromagnéticas de resistividade de formação de rocha feitas por instrumentos dispostos em furos de poços perfurados através de formações de rocha. Mais especificamente, a invenção se refere a métodos para determinar resistividade, anisotropia de resistividade e atitude de formação (mergulho) usando medidas eletromagnéticas das formações de rochã.

Fundamentos da técnica

Um dos grandes desenvolvimentos recentes em tecnologia de perfilagem de poço é a introdução de medidas eletromagnéticas com sensibilidades tridimensionais (3D) . Nos chamados sistemas de medição por "cabo de aço" (isto é, aqueles carregados por furos de poços no final de um cabo 4 elétrico blindado), medições de indução eletromagnética 3D

são principalmente destinadas a detectar anisotropia de resistividade poços verticais (ver, por exemplo, Krieghauser et al., A New Multicomponent Induction Tool to Resolve Anisotropic Formation, artigo D apresentado no 2000 41° Annual SPWLA Symposium, Salt Lake City, Utah, 30 de maio - 3 de junho, e Rosthal, R., Barber, T., Bonner, S., Chen, Κ.C., Davydycheva, S., Hazen, G., Homan, D., Kibbe, S., Minerbo, G., Schlein, R., Villegas, Wang, W. e Zhou, Field test of na experimental fully triaxial induction tool, apresentado no 2003 SPWLA Annual Logging Symposium, 22-25 de junho, Galveston, TX, artigo QQ.

Medidas de perfilagem durante a perfuração ("LWD") feitas por instrumentos de perfilagem de poço, tais como um identificado pela marca registrada PERISCOPE, que é uma marca registrada do cessionário da presente invenção, representam uma contraparte de LWD de instrumentos de indução de cabo de aço multiaxiais. Os instrumentos de LWD são tipicamente carregados através dos furos de poços durante a perfuração ou durante a "manobra" do tubo de perfuração ou outro tubo através do furo do poço. Os instrumentos de LWD PERISCOPE LWD precedentes são tipicamente usados para colocação do poço dentro de formações de rocha subsuperficiais selecionadas, ou porções de reservatório de tais formações. Porém, o pleno potencial destas medidas de LWD multiaxiais para avaliação de formação quantitativa, especialmente para avaliação de anisotropia de resistividade de formação em todos os ângulos de mergulho aparentes, não foi até agora usado.

A interpretação de medidas de indução 3D de cabo de aço é baseada em uma inversão paramétrica dimensional. Ver, por exemplo, Wang, H., Barber, T., Rosthal, R., Tabanou, J., Anderson, B. e Habashy, T., Fast and rigorous inversion of triaxial induction logging data to determine formation resistivity anisotropy, bed boundary position, relative dip and azimuth angles, apresentado no 2003 SEG Annual Meeting, 27-30 de outubro, Dallas, TX. Porém, não existe nenhum tal procedimento de inversão disponível para medidas de LWD multiaxiais onde idealmente a interpretação da anisotropia de resistividade seria feita essencialmente em tempo real durante a perfuração do furo de poço.

A patente norte americana US 6.998.844, expedida para Omeragic et al. e cedida ao cessionário da presente invenção, descreve a condução de medidas de propagação eletromagnética usando antenas dipolo magnéticas transversais e inclinadas ("transversais" e "inclinadas" no contexto presente significam com referência ao eixo longitudinal do instrumento de perfilagem de poço). Tais antenas são usadas no instrumento PERISCOPE descrito acima. A patente λ844 também descreve um método para remover o efeito de "invasão" (efeito de mudança na resistividade de formações próximas à parede do furo de poço por deslocamento de fluido nativo nos espaços de poro com fase líquida do fluido de perfuração) e o efeito ombro-leito (efeitos de formações axialmente adjacentes àquela sob avaliação) da medida de anisotropia com base em inversão paramétrica à base de modelo. A patente norte americana US 6.594.584, expedida para Omeragic et al., e também cedida para o cessionário da presente invenção revela uma inversão paramétrica de distância para limite que inclui inversão de anisotropia de um intervalo (longitudinalmente ao longo do furo do poço) de dados de medida eletromagnética.

Continua a existir uma necessidade para determinação de resistividade de formação, anisotropia de resistividade e atitude do leito da formação ("mergulho") a partir de medidas eletromagnéticas feitas durante a perfuração de um furo de poço.

Sumário da invenção Um método para determinar resistividade de

formação, anisotropia e mergulho a partir de medidas de furo de poço de acordo com um aspecto da invenção inclui mover um instrumento de perfilagem de poço através de formações subsuperficias. 0 instrumento inclui transmissores e receptores eletromagnéticos orientados como dipolos magnéticos longitudinais e pelo menos um de dipolos magnéticos inclinados e dipolos magnéticos transversais. Os transmissores e os receptores são usados para fazer medidas de sensibilidade de dipolo correspondentes. Os limites de camada de formação e as resistividades horizontais das camadas de formação são determinados das medidas de dipolo magnético longitudinal. As resistividades verticais das camadas de formação são determinadas por inversão de medidas eletromagnéticas sensíveis a anisotropia. Resistividades verticais aperfeiçoadas das camadas de formação e mergulhos das mesmas são determinados invertendo medidas eletromagnéticas simetrizadas e antisimetrizadas. Resistividades verticais aperfeiçoadas, limites de camada aperfeiçoados e mergulhos aperfeiçoados são determinados por inversão das medidas de dipolo magnético longitudinal, sensíveis a anisotropia, simetrizadas e antisimetrizadas. Resistividades horizontais aperfeiçoadas, limites de camada mais aperfeiçoados e mergulhos mais aperfeiçoados são determinados por inversão de medidas de dipolo magnético longitudinal, sensíveis a anisotropia, simetrizadas e antisimetrizadas.

Outros aspectos e vantagens da invenção serão aparentes da descrição a seguir e das reivindicações em anexo.

Breve Descrição dos Desenhos FIG. 1 mostra um instrumento de perfilagem durante

a perfuração que pode fazer medidas utilizáveis com a invenção.

FIG. IB mostra a estrutura geológica de um modelo de formação I-D.

FIG. IC mostra resistividades do modelo I-D da FIG. IA.

FIG. 2 mostra uma resposta Iog(R).

FIG. 3 mostra o modelo de formação inicial comparado com o modelo verdadeiro. FIG. 4 mostra os resultados de inversão, invertidos

para Rh somente. β FIG. 5 mostra resultados de inversão, invertidos para Rv somente.

FIG. 6 mostra resultados de inversão, invertidos para Rv e mergulho.

FIG. 7 mostra cálculos de nivel de confiança.

FIG. 8 mostra gráficos de controle de qualidade de inversão.

FIGS. 9A a 9D mostram comparação de respostas de ferramenta, com e sem efeito de furo de poço. FIG. 10 mostra resultados de inversão.

FIG. 11 mostra resultados de inversão com efeito de furo de poço reduzido.

Descrição detalhada

A FIG. IA ilustra uma sonda de perfuração e coluna de perfuração nas quais as medidas usadas com métodos da presente invenção podem ser feitas. Um conjunto de plataforma e torre baseado em terra 10 é posicionado sobre um furo de poço 11 perfurado através de formações subsuperficiais F. No exemplo ilustrado, o furo de poço 11 é formado por perfuração rotativa de uma maneira que é conhecida na técnica. Aqueles versados na técnica apreciarão, porém, que a presente invenção também encontra aplicação em aplicações de perfuração direcional usando motores de perfuração operados hidraulicamente, assim como perfuração rotativa. Além disso, o uso da invenção não é de nenhum modo limitado ao uso em sondas baseadas em terra. Uma coluna de perfuração 12 é suspensa dentro do furo do poço 11 e inclui uma broca de perfuração 15 em sua extremidade inferior. A coluna de perfuração 12 é girada por uma mesa rotativa 16, energizada por meios não mostrados, que engata em um kelly 17 na extremidade superior da coluna de perfuração. A coluna de perfuração 12 é suspensa de um gancho 18, preso a um moitão transportador (também não mostrado), através do kelly 17 e uma articulação rotativa 19 que permite rotação da coluna de perfuração em relação ao gancho.

Fluido ou lama de perfuração 2 6 é armazenado em um poço 27 formado no local do poço. Uma bomba 29 entrega o fluido de perfuração 2 6 para o interior da coluna de perfuração 12 via uma abertura na articulação 19, induzindo o fluido de perfuração a fluir para baixo através da coluna de perfuração 12, como indicado pela seta direcional 9. O fluido de perfuração sai da coluna de perfuração 12 via aberturas na broca de perfuração 15 e, então, circula para cima através da região entre o exterior da coluna de perfuração e a parede do furo do poço, chamada de anular, como indicado pelas setas de direção 32. Desta maneira, o fluido de perfuração lubrifica a broca de perfuração 15 e leva os fragmentos da formação até a superfície à medida que ele é retornado ao poço 27 para recirculação. A coluna de perfuração 12 ainda inclui um conjunto

de fundo de poço, geralmente mostrado em 34 próximo à broca de perfuração 15 (tipicamente dentro de vários comprimentos de colar de perfuração a partir da broca de perfuração). 0 conjunto de fundo de poço 34 pode incluir capacidades para medir, processar e armazenar informações, assim como comunicar com a superfície. 0 conjunto de fundo de poço ("BHA") 34 desse modo inclui, entre outras coisas, um aparelho de medição e comunicação local 36 para determinar e comunicar a resistividade da formação F cercando o furo do poço 11. 0 aparelho de comunicações 36, que inclui um instrumento de medição de resistividade sensível azimutalmente, inclui um primeiro par de antenas de transmissão/recepção T, R, assim como um segundo par de antenas de transmissão/recepção T", R". O segundo par de antenas T", R" é simétrico com respeito ao primeiro par de antenas T, R. 0 instrumento de resistividade 36 ainda inclui um controlador para controlar a aquisição de dados, como é conhecido na técnica. O instrumento de resistividade pode ser um descrito mais completamente na Patente norte americana US 7.382.135 expedida para Li et al. E cedida ao cessionário da presente invenção. O instrumento precedente é usado sob as marcas registradas PERISCOPE 15 e PERISCOPE 100, que são marcas registradas do cessionário da presente invenção. Os instrumentos PERISCOPE têm antenas dipolo inclinadas. Os tipos de interpretação de medidas de tais antenas dipolo inclinadas são descritos mais completamente patente x584 para Omeragic et al. mencionada acima. Para os propósitos de fazer medidas utilizáveis com métodos de acordo com a invenção, é apenas necessário ter qualquer combinação de antenas eletromagnéticas com momentos de dipolo orientados para serem sensíveis a: (i) principalmente "resistividade horizontal" (Rh), que é a resistividade elétrica de uma formação de rocha medida paralela à atitude da camada de formação ("plano do leito"); (ii) principalmente "resistividade vertical" (Rv) ou anisotropia de resistividade, que é a resistividade elétrica medida perpendicularmente ao plano do leito, e (iii) serem capazes de fazer ou sintetizar medidas de dipolo transversal "simétricas" e "antisimétricas" (tais medidas são sensíveis à direção e a magnitude do mergulho da formação ou da atitude do plano do leito com respeito ao eixo longitudinal do furo do poço/instrumento).

0 BHA 34 ainda inclui instrumentos alojados dentro de colares de perfuração 38, 39 para desempenhar várias outras funções de medição, tais como medição da radiação natural, densidade (raio gama ou nêutron) e pressão de poro da formação F. Pelo menos alguns dos colares de perfuração são equipados com estabilizadores 37, como são bem conhecidos na técnica.

.Um subconjunto de comunicações de superfície / local 40 também está incluído no BHA 34, logo acima do colar de perfuração 39. 0 subconjunto 40 inclui uma antena toroidal 42 usada para comunicação local com a ferramenta de resistividade 36 (embora outros meios de comunicação local possam ser empregados com vantagem) e um tipo conhecido de sistema de telemetria acústico que se comunica com um sistema semelhante (não mostrado) na superfície da terra via sinais carregados pelo fluido ou lama de perfuração. Desse modo, o sistema de telemetria subconjunto 40 inclui um transmissor acústico que gera um sinal acústico no fluido de perfuração (também conhecido como "pulso de lama") que é representativo de parâmetros medidos dentro do poço. Tal telemetria, e técnicas de telemetria relacionadas que transmitem sinais acústicos ao fluido de perfuração, pode ser geralmente caracterizada como moduladora do fluxo de fluido na coluna de perfuração ou coluna de tubos.

O sinal acústico gerado é recebido na superfície

por transdutores representados pelo numerai de referência 31. Os transdutores, por exemplo, transdutores piezelétricos, convertem os sinais acústicos recebidos em sinais eletrônicos. A saida dos transdutores 31 é acoplada a um subsistema receptor furo acima 90, que desmodula os sinais transmitidos. A saida do subsistema receptor 90 é, então, acoplada a um processador de computador 85 e um registrador 45. 0 processador 85 pode ser usado para determinar o perfil de resistividade da formação (entre outras coisas) à base de "tempo real" durante a perfilagem ou subseqüentemente acessando os dados registrados do registrador 45. 0 processador de computador é acoplado a um monitor 92 que emprega uma interface de usuário gráfica ("GUI") através da qual os parâmetros medidos dentro do poço e os resultados particulares derivados dos mesmos (por exemplo, perfis de resistividade) são graficamente apresentados a um usuário.

Um sistema de transmissão furo acima 95 também é fornecido para receber comandos de entrada do usuário (por exemplo, via a GUI no monitor 92) e é operativo para seletivamente interromper a operação da bomba 2 9 de uma maneira que seja detectável pelos transdutores 99 no subconjunto 40. Desta maneira, existe comunicação de duas vias entre o subconjunto 40 e o equipamento furo acima. Um subconjunto 40 apropriado é descrito em mais detalhes nas patentes norte americanas US 5.235.285 e 5.517.464, ambas as quais estão cedidas ao cessionário da presente invenção. Aqueles versados na técnica apreciarão que técnicas acústicas alternativas, assim como outros meios de telemetria (por exemplo, eletromecânicos, eletromagnéticos) podem ser empregados para comunicação com a superfície.

Em um exemplo de tal telemetria de sinal alternativo a coluna de perfuração 12 pode ser substituída por uma coluna de tubos "com cabo" que inclui um canal de telemetria de sinal com cabo formando parte de cada segmento de tubo, e um acoplador eletromagnético disposto em um ombro com rosca em cada extremidade longitudinal de cada segmento de tubo. Ver, por exemplo, a patente norte americana US 7.04 0.415 expedida para Boyle et al. e cedida ao cessionário da presente invenção. Com referência à FIG. IA, um exemplo de tal sistema de telemetria pode incluir o seguinte. A coluna de perfuração 106 que emprega um sistema de telemetria 100 de acordo com o presente exemplo inclui uma pluralidade de elementos tubulares interconectados (descritos em detalhes abaixo) suspensos de um conjunto de torre e plataforma 110 por meio de um moitão transportador (não mostrado) e um gancho 118. A extremidade superior da coluna de perfuração 106 é definida por uma junta de kelly 117, o elemento tubular mais acima na coluna, que é engatada por um meio de aplicação de torque convencional incluindo uma mesa rotativa 116 para girar a junta de kelly assim como a coluna de perfuração inteira 106. Uma articulação 119 conecta o gancho 118 à junta de kelly 117 e permite rotação da junta de kelly e da coluna de perfuração 106 em relação ao gancho.

A extremidade inferior da coluna de perfuração 106 pode incluir uma broca de perfuração 15 que perfura através da formação F para criar o furo de poço 107 como explicado acima. A broca de perfuração é conectada para rotação com a coluna de perfuração 106 em uma configuração de perfuração rotativa do tipo descrito acima. A coluna de perfuração 106, como explicado acima,

pode de outra forma empregar uma configuração de "acionamento no topo", em que uma articulação mecanizada gira a coluna de perfuração em vez de uma junta de kelly e mesa rotativa. Aqueles versados na técnica também apreciarão que operações de perfuração "deslizantes" podem de outra forma ser conduzidas com o uso de um motor de lama do tipo Moineau bem conhecido que converte energia hidráulica da lama de perfuração bombeada de um poço de lama através da coluna de perfuração 106 em torque para girar uma broca de perfuração. A perfuração pode, além disso, ser conduzida com sistemas chamados "rotativos- dirigíveis" que são conhecidos na técnica relacionada. Os vários aspectos da presente invenção são adaptados para cada uma destas configurações e não são limitados a operações de perfuração rotativas convencionais, embora tal equipamento e métodos serão descritos neste para propósitos ilustrativos. 0 sistema de telemetria de coluna de perfuração 100 pode incluir um enlace de comunicação cabeado 105b tendo pelo menos dois subs adaptadores afastados entre si (por exemplo, 109a, 109b, 109c) dentro da coluna de perfuração 106 e um cabo 112 conectando os dois subs adaptadores 109a, 109b para comunicação de um sinal entre os mesmos. 0 enlace de comunicação cabeado 105b pode incluir um acoplador comunicativo permitindo que os subs adaptadores também sirvam como um componente em um enlace de comunicação de tubo 105a. As medidas do instrumento de perfilagem de poço 34 podem ser comunicadas à unidade de superfície 102 (incluindo uma unidade de registro 45) através do canal de sinal na coluna de perfuração 106 usando um cabo 103 conectado à articulação 119. O exemplo precedente, como o exemplo explicado com referência à FIG. 1, se destina apenas a ilustrar o princípio de comunicação entre o BHA 34 (incluindo o instrumento de perfilagem de poço 36 mostrado na FIG. 1) e a unidade de registro 45 e não se destina a limitar o escopo dos dispositivos de telemetria que podem ser usados de acordo com a invenção.

Em métodos de acordo com a invenção, medidas feitas de instrumentos como aqueles descritos acima são processadas para determinar resistividade horizontal (resistividade aparente medida transversalmente à espessura de uma camada de formação), resistividade vertical (resistividade medida ao longo da direção da espessura de uma camada de formação) e mergulho (atitude das camadas com respeito a uma referência axial selecionada).

A inversão paramétrica I-D usada para interpretar medidas de indução triaxial com cabo de aço é baseada em um modelo de formação transversalmente isotrópico (TI) "bolo de camadas" (formações substancialmente planares, de leito paralelo). Usando uma base semelhante para modelos de formação de rocha em camadas e usando medidas feitas por instrumentos tais como aqueles descritos acima com referência à FIG. IA, um procedimento de inversão de acordo com a presente invenção pode determinar resistividade horizontal e vertical, Rh e Rv, respectivamente, mergulho de formação (direção e magnitude) e espessuras de todas as camadas de formação atravessadas pelo instrumento de perfilagem de poço. Os métodos de acordo com a invenção se aproveitam do fato de que medidas diferentes feitas pelo instrumento são predominantemente sensíveis a parâmetros de modelo de formação diferentes. Um procedimento de inversão de etapas múltiplas de acordo com a invenção tipicamente inclui as seguintes etapas gerais, que serão individualmente explicadas adicionais abaixo.

(1) Determinar posições axiais iniciais de limites de camada de formação ("leito") a partir de resistividade convencional (isto é, resistividade medida

usando antenas de dipolo magnético longitudinal ou dispositivos galvânicos) ou respostas direcionais de medidas feitas por instrumentos tais como o instrumento PERISCOPE descrito acima.

(2) De medidas de resistividade convencionais (por exemplo, dipolo magnético longitudinal), inverter para

resistividade horizontal Rh. Nesta etapa supõe-se que a formação é isotrópica, isto é, Rv=Rh, e as espessuras da camada (leito) e o mergulho são conhecidos.

(3) Inverter para resistividade vertical (Rv) usando medidas de "anisotropia". Tais medidas de anisotropia podem ser medidas de dipolo magnético transversais ou inclinadas.

(4) Inverter para Rv e mergulho usando medidas simetrizadas e antisimetrizadas. Como explicado acima, tais

medidas podem ser feitas de certas medidas de dipolo cruzado de indução triaxiais ou podem ser sintetizadas das medidas de dipolo inclinado feitas usando o instrumento PERISCOPE descrito acima.

(5) Inverter para Rv, mergulho e espessuras de leito (ou locais de limite de leito) usando todas as

medidas disponíveis.

(6) Inverter para Rh, mergulho e espessuras de leito (ou locais de limite de leito) usando todas as medidas disponíveis.

(7) Examinar o desajustamento entre a medida e a

resposta modelada na etapa (6). Se necessário, perturbar a solução para a inversão da etapa (6) para gerar um novo modelo de inversão e, então, repetir as etapas (5) e (6). Repetir as etapas (7), (5) e (6) até o desajustamento (na etapa 7) cair abaixo de um limiar selecionado. O resultado nessa ocasião será o modelo final das formações.

Será notado que cada uma das etapas gerais acima (1) a (6) é propriamente um procedimento de inversão. Os resultados de cada etapa de inversão individual (1) a (6) podem ser usados como o modelo inicial para cada etapa de inversão subsequente no procedimento acima.____ A FIG. IB mostra um modelo de formação I-D tendo formações com mergulho, mostradas em 102-118. A resposta sintética de um instrumento de perfilagem de poço disposto em um poço vertical simulado 100 penetrando em tais formações 102-118 foi gerada e a resposta sintética foi usada para executar uma inversão, cujos resultados são mostrados na FIG. 7. Como será prontamente apreciado por aqueles versados na técnica , o "mergulho" calculado usando métodos de acordo com a presente invenção representa a atitude das camadas da formação com respeito ao eixo do furo do poço e/ou instrumento de perfilagem de poço. Em casos onde o furo do poço é, de fato, geodesicamente vertical, o mergulho determinado representará o mergulho geodésico. Em casos onde a trajetória do furo do poço não é vertical, o mergulho determinado pode ser convertido em mergulho geodésico ajustando para a trajetória geodésica do furo do poço. Tal trajetória é tipicamente medida substancialmente ao longo do furo do poço inteiro usando sensores direcionais (por exemplo, uma combinação de magnetômetro triaxial e acelerômetro triaxial). As etapas estabelecidas acima em um método de exemplo de acordo com a invenção serão explicadas em mais detalhes abaixo.

1. Obtenção da estimativa inicial de posições de limite de leito a partir de respostas de resistividade Os procedimentos gerais para estimar posições -inxcTais de limite de camada de formação ("leito") a partir de medidas de resistividade incluem selecionar uma resposta de resistividade (R) . Em um exemplo, a resposta R pode ser obtida usando o instrumento PERISCOPE descrito acima ou qualquer instrumento eletromagnético de dipolo magnético longitudinal e selecionando uma das curvas de resposta de resistividade, por exemplo, mudança de fase. 0 logaritmo da mesma, Iog(R), é então calculado. Então, a derivada de Iog(R) com respeito a posição axial (profundidade medida) pode ser calculada. Os picos na curva da derivada podem ser selecionados como os limites de leito.

A seguir, as espessuras de leito são examinadas. Se o leito mais fino estiver abaixo de um corte predefinido, ou valor de limiar, então, os procedimentos seguintes podem ser usados. Se um dos leitos adjacentes for espesso (por exemplo, acima da espessura de limiar), o limite de leito selecionado poder ser movido em direção ao leito espesso para aumentar a espessura da camada tendo espessura abaixo do limiar (o "leito fino"). Se ambas as camadas adjacentes forem espessas, o limite de leito pode ser movido em direção ao leito tendo contraste de resistividade mais baixo com respeito ao leito fino. Se ambas os leitos adjacentes forem finos (abaixo da espessura de limiar), remove-se o limite de leito com contraste de resistividade mais baixo com referência ao leito fino sob exame. 0 processo precedente pode ser repetido até que todos os leitos finos sejam removidos da estimativa inicial. Se algumas das camadas forem espessas demais (isto é, >3 metros) limites de leito adicionais podem ser adicionados conforme possam ser apropriados.

Uma vez que os limites de leito são definidos, a resistividade de uma resposta selecionada (por exemplo, a resposta de fase identificada acima) é determinada no meio axial dos leitos. Para cada leito, tal valor é o valor estimado inicial da resistividade horizontal, Rh. Uma suposição pode, então, ser feita sobre o mergulho da formação usando informações externas, por exemplo, medidas de imagem. Se tais informações externas não estiverem disponíveis, mergulho zero pode ser escolhido como a estimativa inicial.

A FIG. 2 mostra a resposta Iog(R) da resposta de fase de espaçamento de 28 polegadas na curva 120 e os limites de leito selecionados em 124 usando o procedimento precedente. A derivada de Iog(R) é mostrada em 122 0 procedimento precedente identifica todos os limites de leito reais, mas ele pode também identificar limites falsos. As estimativas das posições axiais de limite de leito estão perto das posições de modelo reais.

A FIG. 3 mostra a estimativa de formação inicial derivada conforme explicado acima com referência à FIG. 2 e FIG. 3 em comparação com o modelo de formação real usado. Valores de Rh, Rv e Mergulho são plotados ao longo de MD ("profundidade medida" ou posição axial ao longo do comprimento do furo do poço). Valores de entrada de modelo de Rh são mostrados na curva 12 6, valores de Rv de entrada de modelo são mostrados na curva 128, Rh e Rv iniciais são mostrados nas curvas 127 e 130, respectivamente. O mergulho de modelo é mostrado na segunda via da apresentação de Iog na curva 132 e o mergulho inicial é mostrado na curva 134. Descontinuidades em Rh e Rv tipicamente indicam posições de limites de leito. Δ estimativa inicial de Rh aparece muito perto do valor do modelo real da mesma. Valores de Rv e mergulho, porém, são bastante diferentes entre a estimativa inicial determinada usando o procedimento acima e o modelo real.

inicial e o modelo real, a fórmula seguinte é proposta para descrever a precisão relativa (em percentual), também mostrada na FIG. 3 como a curva na "via" à direita. 0 fator global é usado para definir a precisão da precisão do modelo invertido nesta nota. 0 fator de precisão global é definido como a média ponderada da precisão de Rh, Rv e mergulho:

A fim de avaliar a diferença entre a estimativa

Accuraty=IOO^o-Wilfl min

IoglO [RsrmaiJ Rjftrue)

Rh_CUtoff

l A ponderação e os valores de corte são determinados de acordo com a importância e o erro de tolerância de cada parâmetro. Os valores convenientes são:

wRh=wRv=wJip=I

Rh_cutoff=IogIQ(Ll) = Iog 10(1.5) dip _ciitoff=5

A metodologia acima esboçada não inclui medidas de

anisotropia e direcionais, e tem uma limitação em que se Rh não estiver mudando, ela não identificará descontinuidades de Rv. Medidas de anisotropia e direcionais (por exemplo, canais de medida apropriados do instrumento PERISCOPE) podem ser usadas em tais casos porque os limites de camada podem ser identificados dos picos em respostas que correspondem a cruzamento de limite por uma antena de dipolo magnética transversal. Para ótima implementação das medidas direcionais simetrizadas, mudança de profundidade pode ser aplicada e executada em pares individuais de medidas

2. Inverter Rh de medidas de dipolo magnético

longitudinal

Medidas de resistividade convencional (por exemplo, dipolo magnético longitudinal) podem ser usadas para inverter para resistividades horizontais, porque a resposta de tais instrumentos é principalmente sensível a resistividade horizontal, Rh, em poços verticais e de baixo desvio (isto é, quando o eixo do instrumento é aproximadamente perpendicular às camadas da formação). A resistividade isotrópica (Rh = Rv) pode ser assumida e as espessuras de leito e o mergulho da formação podem ser fixados. A FIG. 4 mostra os resultados invertidos usando a mesma notação de numeração de curva que na FIG. 3. 0 valor de Rh melhorou ligeiramente porque a estimativa inicial já era muito próxima do valor de modelo real. Os valores de Rv e mergulho não são atualizados nesta etapa.

3. Inverter Rv de canais de Anisotropia

Em poços verticais ou de ângulo baixo (ou combinações de inclinação de poço e mergulho de formação que resultam no poço ser substancialmente normal às camadas da formação), as respostas de anisotropia (por exemplo, medidas de antena de dipolo magnética inclinada ou transversal) são as mais sensíveis a Rv. Nesta etapa elas são usadas para inverter para Rv somente, fixando Rh, mergulho e posições dos limites de leito da etapa anterior. Os resultados invertidos são mostrados na FIG. 5 usando a mesma notação de numeração de curva que para as FIGS. 3 e 4. Uma melhoria significante nos valores de Rv e precisão de modelo global pode ser observada.

4. Inverter Rv e Mergulho de canais direcionais

Em mergulho que não seja zero, medidas direcionais (tanto simetrizadas como antisimetrizadas) também são sensíveis ao mergulho da formação e às resistividades verticais (Rv). Ver, por exemplo, patente norte americana US 7.536.261, expedida para Omeragic et al. e cedida ao cessionário da presente invenção. Em conseqüência, estas respostas podem ser usadas para atualizar Rv e mergulho, com Rh e as posições dos limites de leito sendo fixadas. Os resultados para um exemplo de teste são mostrados na FIG. 6 usando a mesma notação de numeração de curva que nas FIGS. 3-5. 0 ângulo de mergulho é observado como muito próximo do valor modelado. Rv também é ligeiramente melhorado. A melhoria no resultado de saída de inversão também é refletida na curva de precisão global.

5. Inverter Rv, Mergulho e limites de leito de

todas as medidas;

6. Inverter Rh, Mergulho e limites de leito de

todas as medidas;

7. Perturbar o modelo e reiniciar conforme

requerido

Depois que as primeiras 4 etapas são executadas como explicado acima, as estimativas de Rh, Rv e mergulho da formação já estão tipicamente perto de uma solução final e as presentes etapas 5 a 7 representem um "ajuste fino." Ela é computacionalmente mais cara, mas tipicamente a etapa exige apenas um número pequeno de iterações para alcançar convergência ou minimização de uma função de custo. Para o exemplo de teste os resultados são mostrados na FIG. 7. 0 modelo original é completamente reconstruído, assim o reinicio da inversão depois da perturbação do modelo (etapa 7) não foi necessário. Em certos casos, a inversão pode se tornar "presa" em um mínimo local na função de custo. Em tais casos a inversão pode ser retomada perturbando o modelo final obtido quando a função de custo é minimizada.

Controle de Qualidade de Log Embora a maior parte das técnicas de inversão

forneça uma estimativa da sensibilidade dos parâmetros invertidos para a entrada de medida, uma caracterização confiável da incerteza e controle de qualidade de Iog adequado não é direta. Em conseqüência, não importa o quão bem um procedimento de inversão é desenvolvido, saber o quanto confiar na saída de inversão é crítico para tomar a decisão. Tipicamente, a reconstrução da medida pelo modelo selecionado é tomada como o indicador básico do quão bem a(s) inversão(ões) convergiu/convergiram para uma solução. Entretanto, em alguns casos uma tal abordagem pode não ser suficiente, especialmente quando soluções de inversão não são únicas. Em conseqüência, a invenção também fornece um método que toma elementos chaves diferentes para definir controles de qualidade de Iog para habilitar o usuário a avaliar a confiabilidade dos resultados de inversão. Elementos para construir indicadores de controle de qualidade (QC)

Três categorias de elementos podem ser consideradas com a finalidade de construir indicadores de QC, em certas modalidades exemplares: (a) validade do modelo, (b) ajuste de dados e (c) incerteza de parâmetros de inversão. Cada uma destas é descrita em mais detalhes abaixo.

(a) Validade do modelo (fator não-lD) é um fator descrevendo o quão bem as aproximações de solução combinam com as propriedades de formação reais. Geralmente certas aproximações são feitas no modelo direto com a finalidade de simplicidade. Neste caso especifico, é assumido que a formação é um meio em camadas. O resultado final é apenas confiável quando tal aproximação I-D é válida para as formações sendo avaliadas.

Dois fatores exemplares que podem ser usados para computar um fato não I-D são o desvio padrão no mergulho de formação estimado e a variação do ângulo de azimute da formação. Quanto ao desvio padrão, como previamente declarado, o modelo I-D assume o mergulho de formação constante dentro da janela de processamento. O desvio padrão do mergulho dentro da janela de processamento é um bom indicador do grau de desvio da aproximação I-D. O valor de mergulho pode ser obtido de outras medidas, ou pode ser obtido por quaisquer resultados da i .versão de medida do instrumento PERISCOPE. 0 desvio padrão do mergulho é calculado como:

_____

dip_std= — 2 {dip-dip,

V JV t—Nfl

f mmw /

em que N é o número de pontos de medida dentro da janela de processamento.

j i*n diPacnK =Tf Z Φ,

é o valor médio de mergulho dentro da janela de processamento.

Um indicador de LQC pode ser definido com base no desvio padrão do mergulho dentro da janela de processamento.

f "> pc*cf dtp itd

LQCmp ^l-Wml ,4

cutoff _ dip _ std

ciíti e Iip std ^ power dip std

são fatores escalares determinados de dados de

teste.

Quanto à variação de ângulo de azimute de formação, o ângulo de azimute aparente em um sistema de coordenadas no "topo do furo" é dado pelo canal de medida do instrumento de PERISCOPE (conhecido como ângulo DANG). Semelhante aquele definido para mergulho, um

indicador de QC relacionado ao desvio padrão do ângulo DANG pode ser definido como:

/ . yjxnrtt _DAtiG _itd

T 1 DANG std A LQC=I-Hiin-=-,1

" {cutoff _DÂNG_std J

Onde DANG _ std é o desvio padrão dos valores de

DANG dentro da janela de processamento.

cutojf _l e FG_std ^ power_DANG_std.

são fatores escalares.

(b) Ajuste de dados: O ajuste de dados é um fator descrevendo o quão bem as respostas de instrumento previstas pelo modelo combinam com medidas de instrumento reais feitas nas formações de rocha. Vários tipos de fatores de ajuste de dados foram considerados.

Inversão residual. Inversão residual é a função de custo que a inversão pretende minimizar. A função de custo é essencialmente uma combinação de desalinhamento de dados para medida usada na inversão e nos termos de regularização. A formulação da função de custo pode ser:

C-

1

*** flSdtamli . , .·>

Σ 2 ) + regularizaüon Terms

J-I i-1_

t1CfamCh X ^po* onde npos é o número de posições de medida dentro da

janela de processamento de inversão, e nchanneis é o número de canais de medida (número de medidas individuais usado na inversão em cada posição).

Erros de adequação de dados ponderados para todos

ou parte dos canais de medida.

Erros de adequação para parte ou todas as medidas de instrumento ARCO ou PERISCOPE disponíveis podem ser definidos como: Erro relativo:

^yVt2(Hdii-Hmj) ARC=-^ASIC-

2 maxfa2(Hu) ,1)

Erro absoluto:

X w;2 [Hdj -Hmj} cosi = -

nASiC

Erros de adequação para todos ou parte dos canais de medida direcionais simetrizados (D), direcionais antisimetrizados (X) e de anisotropia (A): Erro relativo:

Σ ^ (h^-hJ

misfit _DXA

_ is£lt<

KfJXA Erro absoluto:

ÍZw^-HJ

COS t JMM=^Ma-

(c) Incerteza dos parâmetros de inversão: A incerteza é um fator refletindo sensibilidade de dados aos parâmetros invertidos. A incerteza dos resultados de inversão devido a ruido nos dados de medida é determinada pela sensibilidade dos dados aos parâmetros de modelo, assim como aos procedimentos de inversão. A simulação Monte Cario direta é uma técnica para estimar incerteza de inversão e é executada perturbando as medidas com um nivel de ruido conhecido e executando a inversão com as medidas perturbadas. Depois de rodar um número suficiente de realizações da inversão, os resultados de inversão podem ser analisados estatisticamente. O desvio padrão dos resultados de inversão pode ser usado para definir a incerteza de inversão. Geralmente, não é prático rodar um número grande de inversões devido aos requisitos de velocidade, especialmente para aplicação em tempo real. Neste caso uma abordagem aproximada rápida é usada para estimar da inversão determinística usando a matriz de covariância de modelo. Ver Habashy, T., Abubakar, A., 2004, "A general framework for constraint minimization for the inversion of electromagnetic measurements", Progress in Electromagnetics Research (PIER), 46, pág. 265-312. 10

Construção de QC usando Elementos de QC básicos: As 3 categorias de elementos de QC descritas acima podem ser combinadas para definir qualidade de inversão para Rh, Rv, Mergulho, Azimute assim como a qualidade global.

Qualidade de Rh: Combinando a incerteza de Rh, Rh uncr inversão residual X, adequação de dados para ARC (ou PERISCOPE) misfit_ARC e cost_ARC

Formulação de misfit ("erro relativo"):

LQCm —

Rk ^xCxmisfit_ÃRC l-rmnj —=^-—--,1

RhXaitoff

B mu Mtfh

Formulação de erro absoluto (em situação de alta resistividade):

LQCjli2 =

1-iritn

x Ca 10 Jx cost _ ARC

paver _etís^í_ÀlíC

RifXcutoff

,1

XSf IMC ΊΜΜ

15

A qualidade de Rh final

χ J·

LQCm=Zass. (LQCm,. Cm2)

Qualidade de Rv: Combinando a incerteza de Rv, Rv unc, inversão residual Xr adequação de dados para canais direcionais e de anisotropia (misfit_DXA e cost_DXA) Formulação de erros relativos: LQCm= 1-πώι

f \pmnr JMifAi OEI \

' Rv ^xCxmisfit_DXA ι ' RvXcutoff

LQCi

dip_std

Formulação de erros absolutos:

LQC^1 =

1—mio

Rxcutoff

* Wu w ma

1

LQCi

dtp_std

Qualidade de Rv final:

LQCitv = mzx(LQCm,LQCMv2)

10

LQC para mergulho verdadeiro: Combinando incerteza de mergulho, diptrue uncr inversão residual C, adequação de dados para canais direcionais e de anisotropia (misfit_DXA e cost_DXA)

Formulação de erro relativo:

LQCt

true_dtpl

f

I-TTMIl

V

ώ/W mcxCy-misfii_DXA

cutoff

,1

«ar w K^tI

paver_Μΰφι_lSXA ■>

Formulação de erro absoluto:

LQC1

iriáâ

dip^ ^xCxcost_I>XA

1—mini-=-·

cutqff

\

pavor_mssfii JlXA X

Qualidade de mergulho final: LQCtt

^(LQClnte ^,LQCmte ^3 ) LQCitp^ mw (r rtr^ _άψΐLOCmie dipl) LQCdjp ^LQC1

' BnfflCr _std

dipm><f else

o efeito da variação do ângulo DANG deve ser removido em casos verticais.

LQC para azimute de mergulho verdadeiro: Combinando a incerteza de azimute, azitrue_unc, inversão residual C, adequação de dados para canais direcionais e de anisotropia (misfit_DXA e cost_DXA)

Formulação de erro relativo:

LQC

tme ani

1-min

Ciwj^ x Cxmisfii _DXA CUtoff

ÍK CCÍ MC .

pernar^ mtijfir _ Dúôt

10

Formulação de erro absoluto:

LQC1

ow azíl

f

1—min

OZinr ^xCxco=A _DXÁ ^ cutoff ______

/wmar_Biíijsf_ÜX/t \

LQC^ ^LQCmm ^sd

Formulação final:

LQCa

OZt

rnax (LQCmtc^1, LOCmtc^2 "jLQC^^

jLQC^LOC

a-eMJ Std

tf Jipapp < 2

else

0 nivel de confiança global é uma combinação de confianças de Rh, Rv, Mergulho e azimute. LQPstdx* = (waLQCK + WnZQCsr + WdvLQCtmi^ +WasLQCmil^ta + Ww+Wdp + Waa)

=mW=W^=I

Em geral

Wdip = Waa = O z/max{i^í^)/min(i?A,^)<l.l

O efeito de mergulho e azimute pode ser descontado em casos de formações de rocha isotrópicas e homogêneas.

Todos os fatores escalares e fatores de ponderação são obtidos com base tanto em modelos sintéticos realisticos (com eletrônicos e ruído ambiental incluídos) e inversão de dados de campo.

As qualidades resultantes podem ser todas de 0 a 1. Os valores podem ser convertidos em um mapa colorido no qual a cor gradualmente muda de vermelha a verde à medida que os valores de qualidade aumentam de 0 a 1. Em geral, verde indica boa qualidade e a cor vermelha iniciará um alerta para o operador de sistema. Qualquer outro tipo de exibição pode ser usado para indicar a qualidade assim como a cor, tal como uma curva escalada entre zero e a unidade e exibida com respeito a profundidade.

Conridmce=Imo-Wm + w P*P->»™««>< +w AT_*rcr_vxx

J seZ seg_cutcff F>p pbp_cut<$ ÁT AT_cutqff

PS error mas ,,, dm std PS PS_ait<& dV dip_std_cutQff

1 0.3 0.5

seg_aitoff = pbp_cutoff = 10%,

AT_cutoff = 0.5dB, PS_catoff = 10°, dip_std_cutoff = 5a A FIG. 8 mostra um exemplo de dados de campo. As primeiras três vias mostram os parâmetros de modelo de formação invertidos Rh, Rv, Mergulho, Azimute. A última via mostra o QC (controle de qualidade) para Rh, Rv, Mergulho, azimute e a qualidade de inversão global. Em algumas profundidades a inversão encontrou algumas dificuldades. Em tais profundidades as curvas de Rh e Rv mostraram alguns picos e a qualidade era relativamente baixa. Para algumas regiões (isto é, entre 7200 a 7400 pés) o mergulho e o azimute invertidos mostraram QC um pouco reduzido (indicado em amarelo no mapa de cores, ou reduções no mapa de cores de Confiança Global 136, por exemplo) , mas o Rh e Rv determinados são ainda muito confiáveis. A Confiança Global pode ser apresentada na forma de um mapa colorido ou em escala de cinza ou uma curva, à vontade do projetista ou do usuário do sistema.

Lidando com o efeito do furo do poço No modelo direto o efeito de furo de poço é tipicamente ignorado por simplicidade. Em alguns casos o efeito de furo de poço pode ser significante e negligenciar o efeito de furo de poço pode levar a resultados de inversão imprecisos. Uma técnica para administrar o efeito de furo de poço é excluir as medidas que têm grande efeito de furo de poço e conduzir a inversão com medidas que têm efeito de furo de poço mais limitado (tipicamente aquelas tendo afastamento transmissor para receptor maior), ou inversamente, excluindo do procedimento de inversão aquelas respostas de combinações transmissor/receptor com afastamento relativamente curto.

As FIGS. 9A a 9D mostram um exemplo sintético comparando respostas de ferramenta com e sem grande efeito de furo de poço. Neste caso o efeito de furo de poço é pequeno para a maioria dos canais, com exceção para as curvas marcadas DPS964 e APS594 que são respostas refletidas de combinações transmissor-receptor com afastamento relativamente curto. A FIG. 10 mostra os resultados de inversão quando as curvas DPS964 e APS594 estão incluídas. O Rv invertido é substancialmente diferente do valor do modelo Rv. A fim de reduzir o efeito de furo de poço em inversão, as curvas de resposta DPS964 e APS594 foram excluídas da inversão e os novos resultados são mostrados na FIG. 11. Os resultados de inversão estão muito mais próximos dos valores de modelo.

Métodos de acordo com a invenção podem fornecer resultados de inversão mais rápidos do que os métodos usados para indução triaxial com cabo de aço, desse modo tornando possível o cálculo de resultados de inversão substancialmente em tempo real durante a perfuração de um furo de poço, se assim desejado.

Embora a invenção tenha sido descrita com respeito a um número limitado de modalidades, aqueles versados na técnica tendo o benefício desta revelação apreciarão que outras modalidades podem ser vislumbradas que não desviam do escopo da invenção como revelada neste. Consequentemente, o escopo da invenção deve ser limitado somente pelas reivindicações em anexo.

Claims

1. MÉTODO PARA DETERMINAR RESISTIVIDADE DE FORMAÇÃO, ANISOTROPIA E MERGULHO DE MEDIDAS DE FURO DE POÇO, caracterizado por compreender: mover um instrumento de perfilagem de poço por formações subsuperficiais, o instrumento incluindo transmissores e receptores eletromagnéticos orientados como dipolos magnéticos longitudinais e pelo menos um dentre dipolos magnéticos inclinados e dipolos magnéticos transversais, os transmissores e receptores usados para fazer medidas sensíveis a dipolo correspondentes; determinar limites de camada de formação e resistividades horizontais das camadas de formação das medidas de dipolo magnético longitudinal; determinar resistividades verticais das camadas de formação por inversão de medidas eletromagnéticas sensíveis a anisotropia; determinar resistividades verticais aperfeiçoadas das camadas de formação e mergulhos das mesmas invertendo medidas eletromagnéticas simetrizadas e antisimetrizadas; determinar resistividades verticais aperfeiçoadas, limites de camada aperfeiçoados e mergulhos aperfeiçoados por inversão de medidas de dipolo magnético longitudinal, sensíveis a anisotropia, simetrizadas e antisimetrizadas; e determinar resistividades horizontais aperfeiçoadas, limites de camada mais aperfeiçoados e mergulhos mais aperfeiçoados por inversão das medidas de dipolo magnético longitudinal, sensíveis a anisotropia, simetrizadas e antisimetrizadas.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender as etapas de: perturbar pelo menos uma dentre resistividades verticais aperfeiçoadas, resistividades horizontais mais aperfeiçoadas, limites de camada mais aperfeiçoados e mergulhos mais aperfeiçoados, e repetir as etapas de: determinar resistividades verticais aperfeiçoadas, limites de camada aperfeiçoados e mergulhos aperfeiçoados pela inversão das medidas de dipolo magnético longitudinal, sensíveis a anisotropia, simetrizadas e antisimetrizadas; e determinar resistividades horizontais aperfeiçoadas, limites de camada mais aperfeiçoados e mergulhos mais aperfeiçoados por inversão das medidas de dipolo magnético longitudinal, sensíveis a anisotropia, simetrizadas e antisimetrizadas até diferenças entre a saída da inversão das respostas de canal de dipolo magnético longitudinal, sensíveis a anisotropia, simetrizadas e antisimetrizadas e a resposta medida do instrumento de perfilagem de poço caírem abaixo de um limiar selecionado.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda calcular um valor de precisão global para as resistividades horizontais aperfeiçoadas determinadas, resistividades verticais mais aperfeiçoadas, limites de camada mais aperfeiçoados e mergulhos mais aperfeiçoados.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado por a precisão global compreender uma precisão média ponderada das resistividades horizontais aperfeiçoadas determinadas, resistividades verticais mais aperfeiçoadas e mergulhos mais aperfeiçoados.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender reduzir os efeitos da condutibilidade do furo de poço excluindo de todas as etapas de determinação respostas de medidas eletromagnéticas afetadas pelo tamanho do furo de poço e pela condutividade, com o sinal do furo acima do valor de limiar definido.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender determinar um fator de qualidade para cada um dentre resistividades horizontais aperfeiçoadas determinadas, resistividades verticais mais aperfeiçoadas e mergulhos mais aperfeiçoados.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por ainda compreender apresentar o fator de qualidade como pelo menos um dentre um mapa colorido, um mapa em escala de cinza e uma curva.

8. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por os fatores de qualidade serem definidos por validade de modelo, adequação de dados e incerteza de parâmetros usados na inversão.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por os fatores de qualidade serem usados para definir um nivel de confiança para o resultado das resistividades horizontais aperfeiçoadas determinadas, resistividades verticais mais aperfeiçoadas e mergulhos mais aperfeiçoados.

10. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por ainda compreender calcular um desvio padrão de valores de mergulho.

11. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por ainda compreender calcular um desvio padrão de valores de azimute de mergulho.

12. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por o fator de qualidade incluir calcular residuais de inversão.

13. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por o fator de qualidade incluir calcular erros de adequação de dados.

14. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por o fator de qualidade incluir calcular incertezas de parâmetro de inversão.