MX2010011148A - Metodo para estimar la permeabilidad de formaciones usando mediciones por lapsos de tiempo. - Google Patents

Abstract

Un método para determinar la permeabilidad de una formación sub-superficial incluye medir un parámetro relacionado con el contenido de fluido de la formación en un primer momento, desde el interior del pozo de sondeo que penetra la formación. Una velocidad de entrada del fluido desde el pozo de sondeo hacia la formación se determina a partir de la medición del parámetro realizada en el primer momento. La permeabilidad se determina a partir de la velocidad de entrada.

Description

MÉTODO PARA ESTIMAR LA PERMEABILIDAD DE FORMACIONES USANDO MEDICIONES POR LAPSOS DE TIEMPO CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se refiere de manera general al campo de los instrumentos de sondeo y métodos de diagrafia de pozos. Más específicamente, la invención se refiere a sistemas y métodos para estimar la permeabilidad de formaciones rocosas subsuperficiales usando instrumentos de medición de resistividad eléctrica.

TÉCNICA ANTECEDENTE Los instrumentos de diagrafía son dispositivos configurados para moverse a través de un pozo de sondeo perforado a través de formaciones rocosas subsuperficiales . Los dispositivos incluyen uno o más detectores y otros dispositivos que miden varias propiedades de las formaciones rocosas subsuperficiales y/o que llevan a cabo ciertas acciones mecánicas sobre las formaciones, tales como perforación u obtener percusivamente muestras de las formaciones rocosas, y sacar muestras del fluido presente naturalmente en los espacios porosos de las formaciones rocosas. Las mediciones de las propiedades de las formaciones rocosas realizadas por los detectores pueden ser registradas con respecto a la posición axial (profundidad) de los instrumentos dentro del pozo de sondeo cuando los instrumentos se mueven a lo largo del pozo de sondeo. Tal registro se conoce como "diagrafía".

Los instrumentos de diagrafía pueden ser transportados a lo largo del pozo de sondeo extendiendo y sacando un cable eléctrico blindado ("línea de cable") , en donde los instrumentos se acoplan al extremo de la línea de cable. Tal transporte depende de la gravedad para mover los instrumentos dentro del pozo de sondeo. La extensión y retirada de la linea de cable se puede realizar usando un cabestrante o un dispositivo de bobinado similar conocido en la técnica. También se conoce en la técnica el uso de instrumentos de "diagrafía durante la perforación" ("LWD") en ciertas circunstancias .

Tales circunstancias incluyen las operaciones de perforación costosas, donde el tiempo necesario para suspender las operaciones de perforación con el fin de hacer el pozo de sondeo accesible para los instrumentos con línea cableada haría prohibitivo el costo de tal acceso, y los pozos de sondeo que tienen un desplazamiento lateral substancial con relación a la ubicación superficial del pozo. Tales circunstancias también pueden incluir un gran desplazamiento lateral del pozo de sondeo en particular donde los segmentos largos del pozo de sondeo tienen mucha inclinación (desviación de la vertical) . En tales casos, la gravedad no es capaz de superar la fricción entre los instrumentos y la pared del pozo de sondeo, haciendo impracticable por lo tanto el transporte por línea de cable. La instrumentación de LWD ha resultado ser exitosa técnicamente y económicamente bajo las condiciones apropiadas. La instrumentación de LWD también ha resultado muy valiosa para determinar la posición del pozo de sondeo con relación a ciertos tipos de formaciones rocosas durante la perforación del pozo de sondeo, de modo tal que el pozo de sondeo puede ser perforado para penetrar ciertas formaciones rocosas seleccionadas mientras que evita otras. Tal desplazamiento se facilita por la transmisión de ciertas mediciones de LWD a la superficie durante las operaciones de perforación. Al interpretar las mediciones realizadas durante la perforación el operador del pozo de sondeo puede hacer los justes apropiados a la trayectoria del pozo de sondeo para mantener el pozo de sondeo dentro de ciertas formaciones rocosas seleccionadas.

El uso de instrumentos de LWD también ha hecho posible la determinación de las condiciones de ciertas formaciones rocosas subsuperficiales permeables antes del desplazamiento substancial del fluido presente originalmente en los espacios porosos de las formaciones rocosas por la fase líquida o el fluido usado para perforar el pozo de sondeo. Como se conocen en la técnica las operaciones típicas de perforación de pozos de sondeo incluyen bombear un líquido que tiene partículas sólidas suspendidas en el mismo, a través de la sarta de tubería usada para perforar el pozo de sondeo. La suspensión realiza las funciones de mantener una presión hidrostática seleccionada en el pozo de sondeo, para evitar la entrada de los fluidos desde las formaciones circundantes, mantener la integridad mecánica del pozo de sondeo, enfriar y lubricar la broca de perforación cuando esta perfora a través de las formaciones rocosas, y elevar los recortes de perforación a la superficie para su tratamiento y eliminación. Con el fin de evitar la entrada en el pozo de los fluidos de la formación, la densidad del fluido de perforación se selecciona usualmente para proporcionar una presión hidrostática algo mayor que la presión del fluido en los espacios porosos de las formaciones rocosas subsuperficiales permeables. El resultado de tales condiciones es que la fase liquida del fluido de perforación se desplaza hacia los espacios porosos de las formaciones en un proceso llamado "invasión". En el momento que los instrumentos del pozo de sondeo con linea de cable se operan típicamente, el proceso de invasión ha alcanzado el equilibrio, es decir, se ha depositado una torta de filtrado sobre la pared del pozo de sondeo adyacente a las formaciones permeables, y poca fase líquida adicional del fluido de perforación entra a los espacios porosos de las formaciones permeables. Los instrumentos de resistividad eléctrica cableados incluyen típicamente dispositivos que tienen relativamente poca resolución axial, y tienen una respuesta lateral (radial) generada lateralmente próxima al pozo de sondeo. Tales dispositivos pueden ser combinados con otros dispositivos que tienen sucesivamente una respuesta lateral mayor y una resolución axial mayor (más aproximada) . Las mediciones de tales dispositivos combinados pueden ser procesadas para proporcionar un resultado que es representativo de la resistividad eléctrica suficientemente profunda lateralmente en la formación tal que substancialmente no hay efecto de la fase liquida del fluido de perforación (la "zona no invadida") . Los resultados pueden incluir un estimado de la resistividad eléctrica de la formación próxima lateralmente al pozo de sondeo tal que la resistividad eléctrica es representativa de la que tiene algo del fluido original o "nativo" (es decir, el fluido presente en los espacios porosos de la roca antes de cualquier efecto provocado por la perforación) movido por la fase liquida del fluido de perforación (la "zona inundada") .

Cuando se usa la instrumentación de LWD, se pueden usar los tipos anteriores de mediciones en un momento muy cercano a la penetración inicial de la formación rocosa por la broca de perforación, en que tiene lugar la invasión relativamente poco profunda. Por lo tanto, las dimensiones laterales relativas de la zona inundada y de la zona invadida pueden ser diferentes de aquellas medidas en el momento de la diagrafia por linea de cable. También se conoce en la técnica mover la instrumentación de LWD más allá de las formaciones perforadas previamente una o más veces durante ciertas operaciones de perforación. Por ejemplo, cuando se inserta la sarta de perforación en el pozo de sondeo después que se cambia la broca de perforación, o cuando se "abocarda" o se "lava" el pozo de sondeo con el fin de mejorar su condición mecánica, los instrumentos de LWD se pueden mover más allá de las formaciones perforadas previamente y puede hacer mediciones en tales momentos. El proceso de perforación también puede tener periodos de tiempo donde la instrumentación de LWD está estacionaria en el pozo de sondeo, por ejemplo, tales como cuando se agrega una sección adicional de tubería de perforación a la sarta de perforación en la superficie. La instrumentación de LWD puede ser configurada para continuar haciendo mediciones de la formación enfrente del detector durante estos momentos estacionarios. Tales mediciones repetidas y mediciones estacionarias continuas del detector pueden proporcionar una base para estimar la permeabilidad de las formaciones penetradas por un pozo de sondeo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Una modalidad de la invención proporciona un método para determinar la permeabilidad de una formación subsuperficial que incluye medir un parámetro relacionado con el contenido de fluido de la formación en un primer momento, desde el interior de un pozo de sondeo que penetra la formación. La velocidad de entrada del fluido desde el pozo de sondeo hacia la formación se determina a partir de las mediciones del parámetro, realizadas en el primer momento. La permeabilidad se determina a partir de la velocidad de entrada.

Otra modalidad de la invención proporciona un programa de computadora almacenado en un medio legible por computadora. El programa incluye la lógica operable para hacer que una computadora programable lleva a cabo las etapas, las cuales incluyen: leer las mediciones de un parámetro relacionado con el contenido del fluido de una formación rocosa subsuperficial, realizadas en un primer momento desde el interior de un pozo de sondeo que penetra la formación. La velocidad de entrada del fluido desde el pozo de sondeo hacia la formación se determina a partir de las mediciones del parámetro, realizadas en el primer momento, la permeabilidad se determina a partir de la velocidad de entrada.

Otras modalidades, aspectos y ventajas de la invención serán aparentes a partir de la siguiente descripción de las reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La FIG. 1 muestra un ejemplo de los instrumentos de diagrafia transportados a través de un pozo de sondeo usando una sarta de tubería. En un ejemplo, la sarta de tubería es una sarta de tubería "cableada".

La FIG. 2 muestra un ejemplo del instrumento de diagrafía durante la perforación (LWD) que puede ser usado en algunos ejemplos.

La FIG. 3 muestra un diagrama de flujo de un proceso ejemplificante de acuerdo con la invención.

La FIG. 4 muestra una gráfica de la invasión del filtrado lodoso con respecto al tiempo a varias velocidades de flujo del lodo de perforación.

La FIG. 5 muestra una gráfica de diagrafia que compara la invasión de fluido en las formaciones rocosas permeables en el momento de la penetración inicial y en un momento posterior .

La FIG. 6 muestra un arreglo de rejilla usado en una simulación del yacimiento de acuerdo con un aspecto de la invención .

La FIG. 7 muestra una comparación de lapsos de tiempo de la invasión del fluido donde la permeabilidad de la roca es anisotrópica .

La FIG. 8 muestra otro arreglo de rejilla de simulación ej emplificante .

La FIG. 9 muestra una computadora programable y varias formas de medios legibles por computadora.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En la FIG. 1, una torre 24 de perforación o un dispositivo de elevación similar mueve un conducto o tubería llamada una "sarta de tubería" o "sarta de perforación" 20 dentro de un pozo 18 de sondeo que está siendo perforado a través de formación rocosas subsuperficiales, estas formaciones que se muestran de manera general en 11. La sarta 20 de perforación puede ser extendida dentro del pozo 18 de sondeo acoplando de manera roscada, extremo con extremo un número de segmentos ("juntas") 22 de la tubería de perforación. En alguno ejemplos, la sarta de perforación puede ser una asi llamada sarta de tubería "cableada". La tubería de perforación cableada es estructuralmente similar a la tubería de perforación ordinaria e incluye además al menos un conductor eléctrico o al menos una fibra óptica asociada con cada junta de tubería para actuar como un canal de comunicación de señales. La tubería de perforación cableada incluye alguna forma de acoplamiento de señales para comunicar señale a lo largo del canal entre las juntas de tubería cuando las juntas de tubería se acoplan extremo con extremo como se muestra en la FIG. 1. véase, como ejemplo no limitante la Patente Norteamericana No. 6,641,434 publicada por Boyle et al y asignada al asignatario de la presente invención, para una descripción de un tipo de tubería de perforación cableada que puede ser usada con la presente invención. Se debe entender que la presente invención también puede ser operada con tubería de perforación ordinaria que no incluya tal canal de comunicación de señales.

La sarta 20 de perforación puede incluir un montaje o "sarta" de instrumentos de sondeo en un extremo inferior de la misma, mostrada de manera general en 13, y la cual puede incluir instrumentos de "diagrafía durante la perforación" ("LWD") , los cuales se pueden configurar para ser usados durante las operaciones de perforación y los cuales forman parte de la sarta de si. El término "operaciones de perforación" usado aquí significa esencialmente todas las funciones relacionadas con el uso de la sarta de perforación en el pozo de sondeo, incluyendo sin limitación el alargamiento real del pozo de sondeo operando una broca de perforación (explicado a continuación) , mover la sarta de perforación hacia dentro o hacia fuera del pozo de sondeo, y mantener la posición de la sarta de perforación con el fluido de perforación establecido o no.

Varios de los componentes dispuestos cerca de la unidad 24 de perforación pueden ser usados para operar parte del sistema de perforación y LWD. Estos componentes se explicarán con respecto a sus usos en la perforación del pozo de sondeo para permitir un mejor entendimiento de la invención. La sarta 20 de perforación puede hacerse girar por el equipo en la torre (explicado a continuación) con el fin de girar de impulsar axialmente una broca 17 de perforación hacia el fondo del pozo 18 de sondeo para aumentar su longitud axial (conocida como "profundidad") . Durante la perforación del pozo 18 de sondeo, una bomba 32 eleva el fluido de perforación "lodo de perforación") 30 desde un tanque o foso y descarga el lodo 30 a presión a través de un tubo ascendente 34 acoplado a un conducto o manguera 35 flexible, a través del sistema 26 de impulsión superior y hacia un pasaje interno (no se muestra por separado en la FIG. 1) dentro de la sarta 20 de perforación. El lodo 30 sale de la sarta 20 de perforación a través de vías o boquillas (no se muestran por separado) en la broca 17 de perforaron, donde este enfria y lubrica entonces la broca de perforación y eleva los recortes de perforación generados por la broca 17 de perforación a la superficie de la Tierra. Durante las operaciones de diagrafia LWD, la bomba 32 puede ser operada para proporcionar flujo de fluido para hacer girar una o más turbinas (no se muestran en la FIG. 1) en la sarta 13 de instrumentos de LWD para proporcionar energía eléctrica y/o hidráulica para operar ciertos dispositivo en la sarta 13 de instrumentos de LWD.

Cuando la sarta de 13 instrumentos de LWD se mueve a lo largo del pozo 18 de sondeo al mover la sarta 20 de perforación como se explica anteriormente, las señales detectadas por varios dispositivos de detección, los ejemplos no limitantes de los cuales pueden incluir un instrumento 16 de porosidad por densidad/ neutrones combinado, un detector 14 de rayos gamma y un montaje 10 de detector de resistividad eléctrica, se seleccionan para ser incluidos en un formato de telemetría para la transmisión a la superficie usando un convertidor 12 de telemetría subterráneo para la comunicación a lo largo del canal de señales (si se usa una sarta de tubería cableada), y/o modulando el flujo del lodo 30 de perforación usando una válvula de modulación del flujo del lodo (no se muestra por separado) de cualquier tipo conocido en la técnica. En la superficie, un transmisor 36A de telemetría puede ser usado para transmitir de manera inalámbrica las señales desde la sarta 20 de perforación (si tiene cables) a un receptor 36B. Por lo tanto, la sarta 20 de perforación (si tiene cables) puede ser movida libremente, ensamblada, desmontada y girada sin la necesidad de hacer o romper una conexión eléctrica cableada o una señal óptica. Las señales de receptor 36B, las cuales pueden ser señales eléctricas y/u ópticas, por ejemplo, pueden ser conducidas (como por ejemplo mediante alambre o cable) a una unidad 38 de registro para la decodificación de interpretación usando las técnicas bien conocidas en la técnica. Las señales decodificadas típicamente corresponden de las mediciones realizadas por uno o más de los detectores en los instrumentos 10, 14, 16 de diagrafía. Otros detectores conocidos en la técnica incluyen sin limitación detectores de tiempo de recorrido acústico o de velocidad, detectores sísmicos, detectores de espectroscopia gamma inducida por neutrones y detectores de resonancia magnética nuclear. Se debe entender que el transmisor 36A y el receptor 36B pueden ser sustituidos por transceptores, de modo tal que la comunicación de señales también puede ser proporcionada desde el sistema 38 de registro a la sarta 13 de instrumento se L D o a cualquier componente de los mismos. Preferiblemente al menos uno de los detectores en la sarta de instrumentos de LWD hace mediciones relacionadas con el volumen fraccional del espacio poroso ("porosidad") de la formación 11 adyacente al pozo 18 de perforación .

Las funciones realizadas por el auxiliar 12 de convertidor pueden incluir proporcionar un acoplamiento mecánico (explicado a continuación) entre la sarta 20 de tubería (por ejemplo, en la conexión roscada más baja) y la conexión más alta en la sarta 13 de instrumentos de diagrafía. El auxiliar 12 de convertidor también puede incluir uno o más dispositivos (explicados a continuación) para producir energía eléctrica para operar varios componentes de los instrumentos 13 de diagrafía. Finalmente, el auxiliar 12 de convertidor puede incluir dispositivos de procesamiento y de registro (explicados a continuación con referencia a la FIG. 4) para seleccionar señales particulares para la sarta 13 de instrumentos de diagrafía para la transmisión a la superficie usando el canal de comunicación en la sarta 20 de tuberías (si tiene cables) y registrar las señales en un dispositivo de almacenamiento o registro en el auxiliar 12 de convertidor. Las señales transmitidas desde la superficie pueden ser comunicadas a través del canal de comunicación en la sarta 29 de perforación (si tiene cables) a la sarta 13 de instrumentos a través de los varios dispositivos en el auxiliar 12 de energía .

Además, o en sustitución de lo anterior, la telemetría de modulación del flujo de lodo de acuerdo con los tipos bien conocidos en la técnica se puede usar para comunicar ciertas mediciones a la superficie. Por ejemplo, el receptor 36B puede incluir un transductor de presión (no se muestra por separado) para detectar la presión del lodo 30 cuando este se descarga desde la bomba 32. Los cambios en la presión provocados por el modulador (no se muestra por separado) en el auxiliar 12 del convertidor pueden ser decodificados e interpretados para corresponder a ciertas mediciones realizadas por los varios detectores en la sarta 13 de instrumentos de LWD.

Se apreciará por aquellas personas experimentadas en la técnica que en otras modalidades el sistema 26 de impulsión superior puede ser sustituido por un eslabón giratorio, un vástago de perforación, un buje del vástago y una mesa giratoria - (ninguno se muestra en la FIG. 1) para hacer girar la sarta 20 de tubería mientras que se proporciona un pasaje de cierre a presión a través de la sarta 20 de tubería para el lodo 30. Por consiguiente, la invención no se limita en su ámbito al uso con sistemas de perforación de impulsión superior .

Un detector asociado con el sistema 26 de impulsión superior (o el eslabón giratorio en los sistemas de vástago de perforación/buje del vástago) pueden ser usados para determinar la elevación del sistema 26 de impulsión superior sobre el piso de perforación de la torre en cualquier momento. La elevación del sistema de impulsión superior se puede combinar con un registro de las longitudes de todos los componentes en la sarta 20 de perforación, incluyendo las juntas 22 de tuberías, el auxiliar 12 de convertidor, y los instrumentos, 10, 14, 16, de diagrafía, de modo tal que se puede realizar un registro con respecto al tiempo de la longitud axial (profundidad) del pozo 18 de perforación. La posición axial de cada detector en cada instrumento de LWD se conoce o se determina con respecto a la cara más baja de la broca 17 de perforación y otra referencia de posición a lo largo de la sarta 20 de perforación. Usando tal información de posición, la longitud de la sarta, de perforación y la elevación del sistema de impulsión superior, se puede registrar en cualquier momento la posición axial de cada sensor de LWD en cualquier, por ejemplo, en la unidad 38 de registro. El propósito de cada registro indexado de posición como se relaciona con la invención se explicará con más detalle a continuación.

Un instrumento de resistividad de LWD ejemplificante (por ejemplo, mostrado en 10 de la FIG. 1) se muestra con más detalle en la FIG. 2 para ilustrar ciertas mediciones que pueden ser usadas con un método de acuerdo con la invención. El instrumento 10 mostrado en la FIG. 2 puede ser el mismo o similar a uno usado para proporcionar servicios bajo la marca GeoVISION, la cual es una marca de servicios de propiedad común con la presente invención. El instrumento 10 puede incluir ciertos dispositivos dentro de un alojamiento 10H, en donde el alojamiento 10H se configura para ser acoplado dentro de la sarta 20 de perforación (20 en la FIG. 1) . Los dispositivos pueden incluir, por ejemplo, un transmisor 10A electromagnético toroidal 10A configurado para permitir que la radiación electromagnética desde el mismo viaja a través del pozo de sondeo (18 en la FIG. 1) y a través de las formaciones (11 en la FIG. 1) . Ciertos dispositivos de detección en el instrumento 10 se configuran para detectar la calda de voltaje y/o los voltajes inducidos electromagnéticamente que resultan de la energía electromagnética del transmisor 10A toroidal. Tales detectores pueden incluir electrodos de botón 10B, 10C, 10D dispuestos a distancias longitudinales sucesivamente más largas a lo largo del alojamiento 10H desde la posición del transmisor 10A. Los detectores pueden incluir un electrodo 10D de anillo dispuesto a una distancia longitudinal aun más grande desde el transmisor 10A. En algunas configuraciones, la broca 17 de perforación puede ser usada como un electrodo, como parte de un circuito de medición de caídas de voltaje. La operación y las especificaciones del instrumento anterior, se describen por ejemplo en un catálogo que se puede obtener en el Localizador Uniforme de Recursos http: //www. slb. com/media/services/drilling/imaging/geovision . p df publicado por un afiliado del cesionario de la presente invención. En algunos ejemplos un detector 10F de presión puede ser configurado para medir la presión del fluido en un espacio anular entre el instrumento 10 y la pared del pozo de sondeo (18 en la FIG. 1) para propósitos de ser explicado adicionalmente a continuación.

Un aspecto del dispositivo mostrado en la FIG. 2 y descrito en el catalogo anterior es que los eléctrodos 10B, 10C, 10D de botón realizan una medición correspondiente a la resistividad eléctrica a un desplazamiento lateral o radial (profundidad) sucesivamente mayor de la pared el pozo de sondeo, y por lo tanto responden de manera diferente para cualquier distribución espacial particular de la resistividad eléctrica cerca de la pared del pozo de sondeo. La distribución espacial de la resistividad eléctrica en una formación permeable cerca de la pared del pozo de sondeo se relaciona con la profundidad de la "invasión" del lodo filtrado hacia la formación rocosa permeable, la diferencia entre la resistividad del agua congénita y/o el volumen fraccional del hidrocarburo desplazado y la resistividad del lodo filtrado. Otro aspecto del instrumento mostrado en la FIG. 2, es que las mediciones de resistividad realizadas por los electrodos, 10B, 10C, 10D de botón delimitan una porción angular relativamente pequeña de la circunferencia de las formaciones que rodean el pozo de sondeo, y por lo tanto se puede deducir que han medido la respuesta de resistividad a lo largo de una dirección azimutal correspondiente a la orientación rotacional particular de los electrodos de botón en cualquier momento. La orientación rotacional puede ser definida como un ángulo delimitado entre una linea normal al eje longitudinal del instrumento que se a través de uno de los electrodos de botón y una linea geodésica y otra linea de referencia, o más sucintamente, la orientación rotación de los electrodos de botón con respecto a la referencia. Durante la perforación y otras operaciones de sondeo, ciertos detectores en la sarta de instrumentos de LWD (13 en la FIG. 1) pueden ser usados para determinar la orientación rotacional de los electrodos de botón con respecto a una referencia geodésica correspondiente, por ejemplo, el Norte geomagnético, o la vertical gravitacional . Tales detectores y los medios para determinar la orientación son bien conocidos en la técnica y no necesitan ser explicados con más detalle aquí. Véase, por ejemplo, la Patente Norteamericana No. 5,606,124, publicada por Doyle et al, de incorporada aquí como referencia como ejemplos específicos de tales detectores.

La FIG. 2 también ilustra el principio del movimiento ("invasión") de la fase líquida del lodo de perforación ("filtrado de lodo") hacia una formación rocosa permeable, por ejemplo 11A. Para los propósitos del ejemplo actual, se puede asumir que la formación 11A contiene hidrocarburos, es decir, los espacios porosos de la formación 11A están saturados al menos parcialmente con petróleo y/o gas en su estado no perturbado. Cerca de la pared del pozo de sondeo, una "torta de filtrado" 11B que consiste de partículas sólidas removidas de la suspensión en el lodo (30 en la FIG. 1) se dispone sobre la superficie de la formación 11A permeable por la acción de la presión diferencial del fluido entre el pozo de sondeo y la formación. La fase líquida separada del lodo de perforación (el filtrado de lodo) desplaza el fluido nativo presente originalmente en los espacios porosos de la formación 11A. Dependiendo de factores que incluyen: (i) el volumen del fluido que pierde el lodo antes que se desarrolle completamente la torta 11B de filtrado y que se vuelva substancialmente impermeable; (ii) el volumen fraccional del espacio poroso de la formación (llamado "porosidad") que contiene el fluido móvil; y (iii) la presión de fluido en el pozo de sondeo, en comparación con la presión del fluido en la formación rocosa 11A, el filtrado de lodo desplazará el fluido móvil a una distancia lateral aproximada (diámetro de invasión) mostrada en la FIG. 2 como d¡ . A distancia laterales mayores que el diámetro de invasión, d¡ , el fluido nativo no alterado en los espacios porosos de la formación resulta en la formación que tiene resistividad eléctrica no alterada o "real" Rt . En la zona donde ha ocurrido el desplazamiento del fluido móvil por el filtrado de lodo (por lo general a distancias laterales menores a di ) , la resistividad eléctrica de la formación puede ser conocida como la "resistividad de la zona inundada" y se representa por Rxo.

En la técnica se conocen varios programas de cálculo para determinar los tres parámetros anteriores (la resistividad real) , la resistividad de la zona inundada y el diámetro de invasión) a partir de las mediciones realizadas por los instrumentos tales como uno mostrado en la FIG. 2 y los instrumentos equivalentes. Tales programas típicamente requieren, como entradas, mediciones de resistividad que tengan una pluralidad de diferentes "profundidades de investigación", lo que significa respuestas distribuidas espacialmente la respuesta para cada detector que tiene un desplazamiento lateral diferente desde la pared del pozo de sondeo. Para el instrumento de la FIG. 2, las mediciones usadas en el cálculo pueden incluir aquellas de cada uno de los tres electrodos de botón, complementadas posiblemente por las mediciones de la broca 17 (como un electrodo) y del electrodo 10E de anillo.

Un tipo de tal programa de cálculo para determinar Rxo, Rt y d¡ a partir de varias profundidades de las mediciones investigación de resistividad se conoce como "inversión". La inversión puede ser descrita en términos de su operación como la generación de un modelo inicial para la estructura de la formación, que incluye los tres parámetros resultantes, es decir, Rxo, Rt, y d¡ . Una respuesta esperada de cada detector en el instrumento que resultaría del modelo inicial que se genera. Tal cálculo de respuesta "avanzado" se puede basar en la distribución espacial del campo de respuestas de cada detector y la distribución espacial de la resistividad eléctrica del modelo inicial. La respuesta esperada del instrumento se compara entonces con las mediciones actuales realizadas por el instrumento. Con base en las diferencias entre la respuesta esperada y las mediciones, el modelo inicial puede ser ajustado (por ejemplo, cambiando algunos o todos los parámetros resultantes) y lo anterior se repite hasta que las diferencias entre las respuestas esperadas (calculadas por adelantado) y las mediciones del instrumento estén por debajo de un umbral seleccionado. Se puede deducir que el modelo ajustado en ese momento puede será la estructura de resistividad eléctrica aproximada de la subsuperficie . Tal estructura de resistividad puede incluir los parámetros anteriores Rt, Rxo, y d¡ .

Los instrumentos de LWD en general, incluyendo el instrumento mostrado en la FIG. 2, realizan mediciones que están indexadas con respecto al tiempo en el cual cada se interroga cada detector. El tiempo puede ser medido por un reloj (no se muestra por separado) en el instrumento 10 que puede ser sincronizado con un reloj de referencia, por ejemplo en la unidad de registro (38 en la FIG. 1) en los tiempos cuando el instrumento 10 está en comunicación de señales con el mismo. En algunas modalidades la comunicación de señales puede tener lugar usando la tubería de perforación cableada, o en otras modalidades cuando el instrumento 10 se saca del pozo de sondeo (18 en la FIG. 1) y está conectado eléctricamente y ópticamente a la unidad de registro (38 en la FIG. 1). Las mediciones indexadas en el tiempo pueden ser registradas en un dispositivo de registro o almacenamiento (no se muestra) en el instrumento 10, y/o se pueden transmitir a la superficie de la Tierra usando el canal de comunicación y/o telemetría por modulación del flujo de lodo. En el caso de la comunicación de datos por modulación del flujo de lodo, o aun en otros ejemplos donde los datos de los detectores solo se registran en el instrumento 10, los registros indexados en el tiempo se pueden correlacionar más tarde con un registro de tiempo/profundidad realizado en la superficie haciendo el registro indexado por tiempo de la elevación del sistema de impulsión superior (26 en la FIG. 1) explicado anteriormente y la longitud de los componentes de la sarta de perforación (20 en la FIG. 1). En combinación, se puede realizar un registro de la posición axial (profundidad) de cada detector en cada instrumento de LWD con respecto al tiempo.

En algunos ejemplos, cada uno de los detectores de resistividad en el instrumento 10 puede moverse más allá de una misma posición axial (por ejemplo, la formación 11A) una pluralidad de veces dependiendo de la operación de perforación particular que se lleva a cabo en cualquier momento dado. Un primer movimiento (llamado una "pasada") puede tener lugar durante la perforación del pozo de sondeo, de modo tal que el detector hace una primera pasada después. Las ultimas pasadas pueden corresponder a otras operaciones de la perforación, tales como retirar el instrumento 10 del pozo de sondeo, "retro-rectificación" (girar la sarta de tubería mientras que se jala de la misma) , lavado, circulación, inserción de la sarta de perforación dentro del pozo de sondeo, etc. Los registros de las mediciones realizadas por cada detector (por ejemplo, 10B, 10C, 10E, 10F) se pueden correlacionar con el registro de tiempo/profundidad de modo tal que las mediciones de un detector particular pueden ser identificadas para cada vez que se pasa una posición particular en el pozo. Las mediciones realizadas por cada detector pueden ser con el tiempo después de la penetración inicial de cualquier formación particular por la broca 17 de perforación. Tal tiempo se presenta típicamente en formato de diagrafía como una curva de "tiempo desde la perforación" o "tiempo después de la broca" junto a los resultados de la medición y/o de computadora desplegados en la diagrafía.

Al usar el instrumento mostrado en la FIG. 2, o cualquier instrumento de resistividad eléctrica configurado de manera similar, que incluye, como se explicará a continuación, instrumentos cableados, también es posible indexar las mediciones realizadas por los electrodos 10B, 10C, 10D de botón con respecto a la orientación rotatoria de los electrodos de botón en cualquier momento. Como se explicará adicionalmente a continuación, tales mediciones indexadas rotacionalmente se pueden usar para ayudar a estimar la anisotropia de la permeabilidad de ciertas formaciones.

Durante la perforación del pozo de sondeo, frecuentemente no hay tiempo suficiente para filtrar la torta 11B para depositarla sobre la pared del pozo de sondeo adyacente a las formaciones rocosas permeables, en cantidades suficientes para que el lodo de perforación, los fluidos de la formación y la torta de filtrado alcancen el equilibrio, es decir, cuando nada de filtrado de lodo adicional penetra la formación. Alternativamente, la torta de filtrado de espesor en equilibrio puede ser desalojada por la acción continua de la sarta de perforación (20 en la FIG. 1) y/o por la erosión debida al fluido del lodo de perforación (30 en la FIG. 1) y las herramientas de perforación en el extremo más bajo de la misma (incluyendo la sarta de instrumentos de LWD) . Como resultado, en el transcurso del tiempo puede ocurrir invasión adicional de filtrado de lodo y puede ser posible obtener mediciones en lapsos de tiempo, en particular desde los electrodos en el instrumento mostrado en la FIG. 2. Tales mediciones en lapsos de tiempo pueden ser procesadas entonces para determinar, con respecto al tiempo, el o los cambios en la profundidad de invasión (d¡) . Como se explica anteriormente, las mediciones realizadas por los varios detectores en la sarta de instrumentos de L D típicamente se indexan con respecto al tiempo de la medición, y tal índice de tiempo se asocia con cada medición, haciendo posible por lo tanto las mediciones por lapsos de tiempo descritas anteriormente. Tales cambios basados en el tiempo en la profundidad de invasión pueden ser usadas junto con otras mediciones realizadas por la sarta de instrumentos de LWD (tales como aquellas para calcular el volumen fraccional o el espacio poroso de la roca ("porosidad") , para determinar el caudal volumétrico al cual el filtrado está entrando a la formación. Los ejemplos de tales mediciones proporcionadas anteriormente con referencia a la FIG. 1 incluyen la densidad y la porosidad de neutrones. La determinación de la porosidad a partir de mediciones de diagrafía es bien conocida en la técnica y no necesita ser explicada con más detalle con referencia a la presente invención.

El caudal volumétrico de entrada del filtrado de lodo determinado usando las mediciones de resistividad en lapsos de tiempo puede ser usado para estimar la permeabilidad de la formación 11A. Haciendo referencia brevemente a la FIG. 4, las curvas ejemplificantes que muestran las cantidades relativas de penetración del filtrado de lodo a través de la torta de lodo con respecto al tiempo, se ilustran para los casos de perforación de pozos usando alto flujo de lodo, en la curva 64, perforación o circulación a flujo de lodo bajo a moderado, en la curva 66, y en condiciones estáticas (sin flujo de lodo), en la curva 68. Lo que puede deducirse de la FIG. 4 es que particularmente a caudales altos de lodo, la cantidad de pérdida del filtrado puede ser aproximadamente lineal con respecto al tiempo. Tal relación puede ayudar a estimar el cambio en el volumen del filtrado con respecto al tiempo (y por lo tanto la velocidad de invasión del filtrado) y por ello la permeabilidad de las formaciones rocosas seleccionadas.

En un ejemplo, la velocidad de invasión del filtrado de lodo hacia cualquier formación particular puede ser estimada calculando el volumen de fluido movido total dividido entre el tiempo total. Tal velocidad puede ser calculada la primera vez que los detectores de LWD pasan por una formación de interés. El tiempo total de exposición de la formación al fluido del pozo de sondeo se puede determinar a partir del registro de "tiempo desde la perforación" realizado en los instrumentos de LWD. Por lo tanto, en un primer cálculo, se puede determinar un volumen de fluido movido a partir de la inversión explicada anteriormente, y se divide entre el tiempo desde la perforación para obtener una velocidad de entrada del fluido. Tal procedimiento puede ser repetido para las mediciones de inversiones posteriores siempre y cuando el tiempo de la medición desde que la formación fue perforada pueda ser determinado. En este ejemplo, se puede hacer una aproximación para el volumen del filtrado de lodo asumiendo que el filtrado de lodo solo está desplazando hidrocarburos desde los espacios porosos de la formación rocosa. Tal suposición es útil puesto que las formaciones que contienen principalmente hidrocarburos que son de interés económico, y el desplazamiento de los hidrocarburos por el filtrado de lodo es indicativo de 1 probabilidad de que tal formación producirá hidrocarburos cuando el pozo esté completado.

El volumen de hidrocarburos movidos para cada incremento de profundidad de la diagrafia puede ser calculado, por ejemplo, como el producto [(0.5*di*-0.5*dh)2* *phi*(Sxo-Sw)*incremento de la profundidad] en donde ¿ representa el diámetro del pozo de sondeo, phi es la porosidad, y las cantidades Sxo y Sw representan, respectivamente, la saturación de agua de la zona inundada y la saturación no alterada (nativa) . El incremento de profundidad puede ser determinado calculando la diferencia en la profundidad entre las muestras sucesivas de datos de diagrafia basados en el tiempo (véase la explicación arriba para cómo se registran los datos de LWD) . Alternativamente, los incrementos de profundidad pueden ser calculados directamente en la unidad de registro (38 en la FIG. 1) si se usa tubería de perforación cableada y las mediciones del instrumento 10 de LWD se comunican a la superficie substancialmente en tiempo real. Independientemente del método de cálculo, el incremento de la profundidad en la ecuación anterior representa el incremento de profundidad entre mediciones sucesivas usadas en la fórmula. El volumen movido total puede ser determinado como la suma integrada de los volúmenes movidos sobre varios incrementos de profundidad. Los cálculos anteriores también pueden ser realizados con referencia al volumen aparente del fluido de acuerdo con la expresión (0.5£/,-0.5£ )?2*p*(??\???-???)*???G6??6??? de profundidad, con la profundidad y los diámetros en unidades similares como en las expresiones previas. BVWxo representa el volumen aparente del agua en la zona inundada y se puede determinar por la expresión (Rmf/Rxo) ll w) donde Rmf representa la resistividad del filtrado de lodo, Rxo representa la resistividad de la zona inundada y w=m=n. BVW representa el volumen aparente del agua en la zona no invadida y se puede determinar por la expresión (Rw/Rt ) (1 w) , donde w=m=n.

La fracción de hidrocarburos movidos puede ser calculada usando cualquier programa informático para resolución de volúmenes petrofísicos . Por ejemplo, de programa de inversión usado para calcular el diámetro de la invasión y las resistividades de la zona inundada (Rxo) y no invadida con el servicio GeoVISION explicado anteriormente, también calculan una aproximación del volumen de hidrocarburos movidos. El volumen fraccional del agua congénita (Sw) en el espacio poroso de la formación antes de al invasión del filtrado puede ser representado por una forma simplificada de la ecuación de Archie, por ejemplo, la expresión Sw= ( F*Rw*Rt ) °'5, donde Rw representa la resistividad eléctrica del agua congénita en los espacios porosos de la roca, y F representa el factor de resistividad eléctrica de la formación. Por simplicidad, se pueden asumir los parámetros de la ecuación de Archie a=l y m=n=2, los cuales resultan en la expresión anterior para Sw. Se asume que Rxo (la resistividad eléctrica de la zona inundada) es igual a Rt antes que haya ocurrido la invasión substancial. En la práctica, se ha determinado que si las mediciones de la resistividad de la formación 11A se hacen relativamente poco después de la penetración por la roca 17 de perforación, las mediciones de resistividad realizadas por un instrumento tal como aquel mostrado en la FIG. 2, pueden resolver Rt usando, por ejemplo, el procedimiento de inversión descrito. El volumen fraccional de agua en los espacios porosos de la zona "inundada" (donde todo el fluido disponible ha sido desplazado por el filtrado de lodo) , conocido como Sxo, también se puede determinar por una expresión de Archie modificada, por ejemplo, la expresión Sxo= (Frmf/Rxo) 0-5, donde Rmf representa la resistividad eléctrica del filtrado de lodo. Rmf se puede medir a partir de muestras obtenidas en la superficie. Rw puede ser determinada extrayendo muestras del agua congénita de la formación, o mediante cálculos (por ejemplo usando la expresión de Archie) de una formación adyacente o caso adyacente la cual se infiere que está saturada completamente con agua. Tal cálculo se puede realizar mediante la expresión Ro=F*Rw, en donde Ro es la resistividad eléctrica de una formación porosa saturada completamente con agua y F es el mismo "factor de resistividad de la formación" mencionado anteriormente. F puede ser determinado usando, por ejemplo, relaciones empíricas con respecto a la porosidad. Un ejemplo de tal relación es F=a0"m, en a cual a y m son constantes y 0 representa la porosidad. La porosidad puede ser obtenida a partir de ciertas mediciones de LWD como se explica anteriormente.

La forma generalizada de las expresiones de Archie descritas anteriormente para la zona no invadida y la zona inundada son respectivamente: Swn=Rw/ (0mRt) ; y Sxon=Rmf/ (0mRxo) Rw y Rmf son parámetros fijos que pueden ser introducidos en la inversión descrita anteriormente, las mediciones de resistividad de los electrodos de botón a cada incremento de profundidad se ingresan como datos, Rt, Rxo y dt se resuelven por la inversión. Rt y Rxo pueden ser usadas con sus mediciones correspondientes de resistividad del fluido (Rw y Rmf) para determinar cualquier cambio en el volumen fraccional del espacio poroso lleno con agua como entre la zona no invadida y la zona inundada. Al calcular el volumen del espacio poroso fraccional (saturación) en la zona no invadida, típicamente cuando el instrumento mide primero la formación recién perforada, y restando el volumen fraccional de agua en la zona invadida, el resultado es el volumen fraccional de los hidrocarburos movidos, desplazados por el filtrado de lodo. Se asume razonablemente que el volumen aparente del hidrocarburo desplazado o movido es igual al volumen aparente de la invasión de filtrado de lodo. El volumen aparente puede ser determinado a parir del volumen fraccional multiplicando los volúmenes fracciónales por la porosidad (determinada, por ejemplo, a partir de otros detectores en la sarta de instrumentos de LWD) , y usando el incremento de profundidad explicado anteriormente para calcular el volumen rocoso total. Al repetir el procedimiento anterior cada vez que el instrumento se mueve delante de de la misma posición axial (formación) en el pozo de sondeo, el volumen total del filtrado de lodo invadido en la formación puede ser determinado con respecto al tiempo. Al determinar el volumen de invasión del filtrado con respecto al tiempo, se puede determinar una velocidad de filtración. También es posible determinar el volumen de invasión del fluido usando técnicas de mediciones por detectores similares durante periodos de tiempo cuando la sarta está estacionaria en el pozo de sondeo (por ejemplo, durante la adición de una junta de tubería de perforación o el retiro de una junta de la sarta de perforación) . Como se explica anteriormente, un volumen de invasión del fluido puede ser determinado la primera vez y cada vez individual posterior que se realiza la medición usando el tiempo desde la información de perforación registrada por los instrumentos de LWD, y tal tiempo puede ser usado directamente para determinar la velocidad de invasión a partir del volumen de invasión determinado por las mediciones de resistividad.

Aquellas personas experimentadas apreciarán fácilmente que las formulas y las técnicas correspondientes pueden ser aplicadas en el caso donde el lodo de perforación tiene hidrocarburos como la fase líquida continua ("lodo a base de petróleo") , y como resultado, el método de la invención no se limita al uso con fluidos de perforación a base de agua.

También se debe entender claramente que los conjuntos de mediciones posteriores realizadas en momentos posteriores se pueden realizar usando instrumentos de diagrafía transportados en un cable eléctrico blindado ("línea de cable") , o tubería continua, o cualquier otro tipo de transporte. El método de la invención no se limita a las mediciones posteriores que se realizan usando instrumentos transportados en la sarta de perforación (LWD) .

En una modalidad, el caudal volumétrico anterior de invasión del filtrado puede ser combinado con una diferencia de presiones entre la presión del fluido en la formación 11A y la presión del lodo en el pozo de sondeo (determinadas por ejemplo, usando el detector 10F de presión) para estimar la permeabilidad de la formación. La presión del fluido en el pozo de sondeo p también puede ser determinada por cálculos usando la fórmula p=pgh, en donde p representa la densidad del lodo de perforación, g representa la aceleración de la gravedad y h es la profundidad vertical real de la formación particular .

La FIG. 5 muestra un ejemplo de los radios de invasión en el momento de la perforación o la penetración inicial de la formación (curva 27) y en un tiempo posterior, como por ejemplo durante la activación, abocardado o lavado (curva 74) calculados usando el procedimiento de inversión anterior. La porosidad efectiva de la formación se muestra en la curva 70. La separación entre las curvas 72 y 74 indica que la infiltración dinámica del lodo está teniendo lugar hacia las formaciones rocosas permeables. Las curvas 72 y 74 muestran que hay un "frente" de invasión de fluido en movimiento que avanza hacia la formación con respecto al tiempo en tanto que la penetración inicial de la formación por la broca de perforación (17 en la FIG. 1).

La "pérdida de chorro" puede ser caracterizada como la invasión del filtrado de lodo que ocurre en el primer par de minutos después que la formación .se perfora inicialmente por la broca, antes de la acumulación de cualquier espesor efectivo de la torta de lodo. Se ha observado que la velocidad de invasión de filtrado por "pérdida de chorro" puede ser considerablemente mayor que la velocidad de invasión del filtrado dinámico en equilibrio. Por lo tanto, una técnica e emplificante es calcular la velocidad de invasión del filtrado de lodo calculando la diferencia entre el volumen de invasión del filtrado de lodo en el momento de un movimiento posterior (por ejemplo, abocardado o activación) del instrumento de L D delante de una formación seleccionada y la perforación inicial de la misma, dividido entre el tiempo total transcurrido entre las mediciones realizadas en cada uno de tales tiempos, el procedimiento anterior puede minimizar la influencia de la pérdida de chorro sobre el análisis. Se contempla que un número mayor pasadas del instrumento de LWD n el transcurso del tiempo y de mediciones correspondientes realizadas en una formación rocosa correspondiente proporcionarán estimación (es) aun más confiables de la permeabilidad puesto que el volumen determinado de la invasión del filtrado con respecto al tiempo corresponderá a las gráficas en la FIG. 4, y por ello permitirá que el usuario cuantifique mejor el volumen de invasión y la velocidad de invasión en cualquier momento particular durante el proceso de invasión .

Se puede usar un procedimiento adicional para refinar más el cálculo de la velocidad de invasión del filtrado de lodo usando un programa informático de simulación de yacimientos. Una serie de celdas de rejilla acreedor del pozo de sondeo se inicializa y el proceso de invasión se modela usando el programa informático de simulación de yacimientos. Uno de tales programas se vende bajo la marca ECLIPSE, la cual es una marca apropiada comúnmente con la presente invención. Se conocen en la técnica otros programas de simulación de yacimientos capaces de realizar funciones similares. Tales programas de simulación de yacimientos sub-dividen el volumen de las formaciones rocosas sub-superficiales en "celdas de rejilla" de volumen seleccionable, discretas. Al usar tal programa de simulación, la velocidad de invasión de filtrado de lodo calculada para cada celda de la rejilla puede ser comparada con los resultados del análisis de inversión como se explica arriba, por ejemplo, usando las mediciones de instrumento GeoVISION. Una ventaja de tal método comparativo es la mejor cuantificación de la cantidad de tiempo en que cualquier sección particular del pozo de sondeo ha sido expuesta al filtrado del lodo desde el momento en que fue perforada inicialmente al tiempo en que se realizaron las mediciones especificas. Este tiempo transcurrido puede ser calculado sumando el tiempo iniciando con el momento en el tiempo en que la formación fue perforada inicialmente hasta el punto en el tiempo en que la sarta de perforación se retira del pozo de sondeo, más cualquier cantidad de tiempo gastada en las operaciones auxiliares, incluyendo la "retro-rectificación" (rotar la sarta de perforación mientras que se jala) y cualquier tiempo después que la broca penetra el punto de profundidad particular para cualquier otra operación. Determinando el tiempo de exposición total de la formación al pozo de sondeo, es posible correr el programa de simulación en cualquier número deseado de incrementos de tiempo para cualquiera de las celdas seleccionadas en la rejilla de simulación .

El programa ECLIPSE o cualquier simulador numérico equivalente que puede ser usado en el modelado cerca del pozo puede ser manejado para simular el proceso de invasión. Las curvas de permeabilidad relativa de inhibición y de presión capilar de inhibición deben ser usadas cuando estén disponibles. En cualquier caso, la permeabilidad al petróleo relativa al punto final (las condiciones de permeabilidad al petróleo correspondiente a la saturación residual de petróleo [Sor] ) deben ser alteradas para ser consistentes con la saturación de petróleo residual calculada en el solucionador petrofisico (a partir de los valores de Rxo y Rt calculados en la inversión descrita anteriormente) . Esto se debe a que la Sro calculada en el solucionador petrofisico se usa para calcular la cantidad de hidrocarburo movido como una fracción del volumen unitario con el fin de estimar el volumen de invasión del filtrado de lodo.

El modelo de simulación del yacimiento debe ser inicializado preferiblemente con rejillas de incrementos de tiempo extremadamente finos. Por ejemplo, las celdas de la rejilla cercanas al pozo de sondeo pueden ser de aproximadamente 2.5 mm de longitud y los incrementos de tiempo de aproximadamente 0.0035 días (300 segundos). Tales tamaños de rejilla e incrementos de tiempo tienen la intención de minimizar la dispersión numérica en los resultados de la simulación cerca del pozo de sondeo. A distancias mayores desde el pozo de sondeo las celdas de la rejilla pueden ser más grandes .

Un proceso e emplificante para estimar la permeabilidad a partir de mediciones de LWD usando un programa de simulación de yacimientos se muestra en un diagrama de flujo en la FIG. 3. En 30, las mediciones del GeoVISION o un instrumento de LWD similar tales como se describen arriba, pueden ser asignadas a la orientación rotatoria a la cual estas se realizan, con el fin de excluir las mediciones poco confiables, y en algunos ejemplos, para permitir la determinación de anisotropia de la permeabilidad. En 3A, las mediciones realizadas por ejemplo, por el eléctrodo de anillo y los electrodos de. botón pueden ser invertidas para determinar Rt, d¡, y Rxo, poco después que la broca ha penetrado primero una formación particular. En 52, los resultados de tal primera inversión incluyen los parámetros anteriores en el tiempo relevante y un estimado del volumen invadido por el fluido. En 34, después que el instrumento de diagrafia ha pasado la formación una segunda vez, las mediciones realizadas pueden ser usadas para invertir otra vez Rt, Rxo y d¡. En 54 se puede determinar un nuevo valor del volumen de invasión del fluido. En 36, se puede estimar la velocidad de invasión del fluido a partir de las diferencias entre los dos cálculos previos del volumen y el tiempo transcurrido entre las mediciones realizadas para cada inversión. En 56 se determina la velocidad de invasión del filtrado de lodo, usando los volúmenes anteriores y el tiempo transcurrido. En 38 se puede inicializar un programa de simulación de yacimientos, tal como el programa ECLIPSE citado anteriormente, para estimar la velocidad de flujo del filtrado de lodo hacia la formación. En 56 se compara la velocidad de flujo del simulador con la velocidad de flujo estimada. Los valores de permeabilidad usados en la simulación pueden ser ajustados, y el proceso se repite hasta que una velocidad de invasión del filtrado, del programa de simulación, y la velocidad estimada, realizada por mediciones repetidas substancialmente iguales.

En 40, se pueden llevar a cabo simulaciones de medición e inversión usando el simulador de yacimientos, usando tamaño fino de las celdas de al rejilla de incrementos finos de tiempo para estimar la anisotropia de la permeabilidad de la formación. En un ejemplo, las mediciones realizadas por el instrumento (10 en la FIG. 2) pueden ser asignadas de acuerdo con a orientación rotatoria, de modo tal que se pueden determinar los volúmenes diferenciales del fluido con respecto a la orientación rotatoria. Tales volúmenes diferenciales del fluido con respecto a la orientación pueden ser usados individualmente o en conjunción con el programa de simulación de yacimientos, para estimar una dirección de permeabilidad máxima y una dirección de permeabilidad mínima de una formación particular, con loa valores de permeabilidad máxima y mínima correspondientes. En 60, el resultado de lo anterior es un estimado de la anisotropia de la permeabilidad. En 42, la permeabilidad y la anisotropia determinadas, si se calculan, pueden ser introducidas en un simulador del rendimiento del yacimiento (por ejemplo, ECLIPSE o los similares) para estimar la producción futura de un pozo o pozos que penetran el yacimiento particular. En 62 se puede llevar a cabo un análisis de sensibilidad para determinar el efecto relativo de la permeabilidad sobre el rendimiento del yacimiento en contraste con otros parámetros del yacimiento, tales como la presión, la saturación de agua, la presión del pozo de sondeo, etc.

El detector de presión anular durante la perforación (10F en la FIG. 2) puede ser usado en la sarta de instrumentos puede proporcionar un valor exacto para la presión de circulación en el espacio anular durante la perforación ("presión del fondo del pozo") . El simulador numérico se configura de modo tal que el parámetro de presión del fondo del pozo se fija y el simulador calcula la velocidad de invasión del filtrado correspondiente que se requiere para satisfacer el factor de inyectividad para cada celda de la rejilla, el cual se relaciona con la permeabilidad de la formación y la calda de presión entre el pozo de sondeo y la formación particular. Si la velocidad de filtrado (inyección) calculada es la misma que la velocidad de invasión cuando se calcula usando los diámetros de invasión con respecto al tiempo a partir de las inversiones de las mediciones de dispositivo GeoVISION, entonces la permeabilidad estimada en las celdas seleccionadas de la rejilla pueden ser deducidas como una buena estimación de la permeabilidad real de la formación. La permeabilidad en las celdas de la rejilla puede ser variada y la simulación del yacimiento se vuelve acorrer hasta que se obtenga una buena correspondencia entre las velocidades de invasión del filtrado y las velocidades de invasión del filtrado obtenidas por la medición e inversión repetida usando las mediciones del dispositivo GeoVISION. El incremento de tiempo en este punto definirá el volumen total inyectado, cuyo diámetro de invasión correspondiente será similar al diámetro de invasión calculado en la inversión del GeoVISION para esta pasada de abocardado. Una técnica alternativa es mantener la velocidad de invasión constante de igualar la presión del fondo del pozo del simulador con el detector de presión anular.

Una primera pasada del programa de simulación se puede correr sin tomar en cuenta la presencia de la torta de lodo. Ya que la torta de lodo está presente (aun durante la filtración dinámica durante la perforación) , no tomarla en cuenta resulta en velocidades de flujo de invasión modelados por el simulador, que pueden ser mayores a aquellas obtenidas por la inversión de resistividad descrita anteriormente. La torta de lodo puede ser tomada en cuenta en las primeras 2-3 celdas del pozo de sondeo. Una permeabilidad inicial de la torta de lodo debe ser derivada por el distribuidos del lodo de perforación o de las publicaciones que describen los resultados de prueba de la formación de la torta de filtrado. Después, tanto ya permeabilidad de la torta de lodo y la permeabilidad de la formación se pueden variar de modo tal que los valores (velocidad de flujo de la invasión o presión en el fondo del pozo) del programa de simulación igualen a los valores determinados por el proceso de inversión. Esto sería equivalente a la permeabilidad de la torta de lodo durante la fase de invasión por filtración estática. La permeabilidad de la torta de lodo durante las fases de invasión dinámica y estática es substancialmente idéntica. La única cosa que es diferente es el espesor de la torta de lodo. En la fase dinámica, la torta de lodo seria más delgada de en la fase estática. La torta de lodo más delgada permitiría una mayor invasión del filtrado de lodo hacia la formación, durante la fase dinámica, como se predice por la ley de Darcy. Además, hay mayor diferencial de presión entre el pozo de sondeo y la formación en la fase dinámica, que resulta de la ECD (densidad de circulación equivalente) del fluido de perforación, que es mayor que si densidad estática. Tal presión diferencial más alto resulta en una mayor velocidad de invasión.

Se debe tener cuidado de identificar, para cada celda, cual incremento de tiempo corresponde a la pasada de perforación inicial, y el incremento de tiempo corresponde a cualquier pasada posterior del instrumento. Un ejemplo de los resultados de la simulación se muestra en la FIG. 7. las zonas permeables muestran frentes de invasión más profundos que las zonas menos permeables.

La FIG. 6 muestra un ejemplo de estimación de la permeabilidad que toma en cuenta solo algunas celdas de la rejilla en un momento a lo largo del pozo de sondeo horizontal. Esta es la posición del tiempo frontal y de abocardado. Nótese la importancia de incluir las formaciones de baja permeabilidad adyacentes - una formación de esquisto se ubica cerca de la formación de interés.

La anisotropia de la permeabilidad puede ser simulada en el programa ECLIPSE como se muestra en la FIG. 8 y como se explica anteriormente. En el ejemplo de la FIG. 8 el modelo de simulación del yacimiento por el programa ECLIPSE se inicializó con una relación de anisotropia de la permeabilidad (kh/kv) de 1.63. La relación de anisotropia de la permeabilidad en los diámetros de invasión (Dih/Di ) es 1.33, como se puede observar en el resultado de la FIG. 8. Es muy importante asegurar que las dimensiones de las celdas de la rejilla sean iguales en todas las dimensiones X, Y y Z. Esto asegura que las transmisibilidades entre las celdas se relacionen solo con los tensores de permeabilidad y no se relacionen con los cambios de transmisibilidad en las superficies de las celdas.

Cuando los efectos de la gravedad se vuelven importantes, el radio de invasión hacia abajo puede ser ligeramente mayor que el radio de invasión hacia arriba. Los efectos de la gravedad y las fuerzas de presión capilar requieren que el proceso de invasión sea modelado en un simulador numérico; la relación de los radios de invasión calculada solamente a través de las inversiones de resistividad no es suficiente para estimar la anisotropia de la permeabilidad de la formación.

En otra modalidad, el instrumento de diagrafia descrito con referencia a la FIG. 2 puede ser sustituido por un instrumento de diagrafia por resonancia magnética nuclear ("RMN") . Uno de tales instrumentos se usa para proporcionar servicios bajo la marca proVISION, la cual marca de servicios está apropiada de manera común con la presente invención. Una descripción de instrumento anterior se puede obtener en el Localizador Uniforma de Recursos: http : //www . slb . com/content/service/drilling/imaginq/provisión . asp . Como se apreciara por aquellas personas experimentadas en la técnica, se pueden realizar ciertas mediciones por el instrumento anterior y se relacionan con el volumen aparente del agua en los espacios porosos de las formaciones rocosas. Tal volumen aparente de agua puede cambiar con respecto al tiempo en una manera esencialmente idéntica a aquella explicada con referencia a la FIG. 2. Al medir el volumen aparente de agua en varios momentos, se puede determinar el volumen de hidrocarburo desplazado por el filtrado de lodo, y tal desplazamiento de volumen con respecto al tiempo puede ser usado para estimar la permeabilidad de la formación substancialmente como se explica a anteriormente. Como se usa aqui por lo tanto, el término "parámetro relacionado con el contenido de fluido de la formación" tiene la intención de incluir la resistividad eléctrica, asi como las propiedades de resonancia magnética nuclear, o cualquier parámetro similar que pueda discriminar entre el hidrocarburo y el agua de modo tal que una cantidad de fluido nativo movida por el filtrado de lodo pueda ser determinada en cualquier momento.

En otro aspecto, la invención se refiere a programas de computadora almacenados en medios legibles por computadora. Haciendo referencia a la FIG. 9, el proceso anterior como se explica con referencia a las FIGS 1-8 puede ser implementado en un código legible por computadora. El código puede ser almacenado por ejemplo en un medio legible por computadora, tal como un disco 164 flexible, un CD-ROM 162, o un disco duro 166 magnético (o de otro tipo) que forma parte de una computadora programable de propósito general. La computadora, como se conoce en la técnica, incluye una unidad 150 central de procesamiento, un dispositivo de entradas de usuario, tal como un teclado 154, una pantalla 152 de usuario, tal como una pantalla LCD de panel plano o una pantalla de tubo de rayos catódicos. De acuerdo con este aspecto de la invención, el medio legible por computadora incluye lógica operable para hacer que la computadora ejecute las acciones y explicadas anteriormente con respecto a las figuras previas.

Los métodos de acuerdo con la invención pueden proporcionar estimados mejorados de permeabilidad de formaciones rocosas subsuperficiales antes de tomar muestras del fluido actual del mismo o de evaluar el flujo del mismo. Por consiguiente, los métodos de acuerdo con la invención pueden reducir el riesgo de evaluar formaciones que de manera poco probable serán productivas de hidrocarburos, y pueden proporcionar mejores resultados cuando se usan con programas de simulación de yacimientos para estimar la productividad futura del yacimiento.

Aunque la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, aquellas personas experimentadas en la técnica, que tengan el beneficio de esta descripción, apreciaran que se pueden vislumbrar otras modalidades las cuales no se apartan del ámbito de la invención como se reivindica aquí. Por consiguiente, el ámbito de la invención deberá estar limitado solamente por las reivindicaciones anexas.

Claims (28)

REIVINDICACIONES

1. Un método para determinar la permeabilidad de una formación subsuperficial , caracterizado porque comprende: medir un parámetro relacionado con el contenido de fluido de la formación en un primer momento desde el interior del un pozo de sondeo que penetra la formación; determinar la velocidad de entrada del fluido desde el pozo de sondeo hacia la formación, a partir de la medición del parámetro realizada en el primer momento; y determinar la permeabilidad a partir de la velocidad de entrada .

2. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además medir el parámetro en un segundo momento después del primer momento, determinar la velocidad de entrada a partir del parámetro medido en el segundo momento y en el primer momento y determinar la permeabilidad a partir de al menos uno de: la velocidad de entrada determinada a partir del parámetro medido en el primer y el segundo momentos; y la velocidad de entrada determinada a partir del parámetro medido en el segundo momento.

3. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el parámetro comprende mediciones de resistividad eléctrica que tienen una pluralidad de profundidades laterales diferentes de investigación.

4. El método de la reivindicación 3, caracterizado porque la determinación de la velocidad de entrada comprende determinar una primera profundidad lateral de invasión del fluido desde el pozo de sondeo al invertir las mediciones de resistividad realizadas en el primer momento, determinar una segunda profundidad lateral de invasión al invertir las mediciones realizadas en el segundo momento, y calcular un volumen del fluido en el primer y el segundo momentos a partir de las profundidades laterales de invasión respectivas.

5. El método de la reivindicación 4, caracterizado porque comprende determinar un volumen de invasión del fluido en el primero y el segundo momentos a partir de las profundidades laterales de invasión respectivas.

6. El método de al reivindicación 4, caracterizado porque la determinación de la primera y la segunda profundidades laterales de invasión comprende procesar las mediciones de resistividad respectivas.

7. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el primer momento o tiempo es durante la operación de perforación continua, enseguida de la penetración inicial de la formación por una broca de perforación.

8. El método de la reivindicación 2, caracterizado porque el segundo momento o tiempo es durante una operación posterior a la operación de perforación continua, enseguida de la penetración inicial de la formación por una broca de perforación .

9. El método de la reivindicación 8, caracterizado porque la operación posterior comprende al menos uno de abocardado, lavado, inserción de una sarta de perforación en el pozo de sondeo y extracción de la sarta de perforación del pozo de sondeo.

10. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque las mediciones del parámetro se asignan a una orientación rotatoria de un instrumento en el momento de la medición .

11. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: inicializar un modelo de la formación subsuperficial en un programa de simulación de yacimientos; ajustar al menos uno de una presión diferencial y una permeabilidad en el modelo inicializado hasta que la velocidad de entrada del fluido simulado por el programa de simulación iguale substancialmente a la velocidad de entrada del fluido determinada por las mediciones realizadas en el primero y el segundo tiempos.

12. El método de la reivindicación 11, caracterizado porque comprende además estimar la anisotropia de la permeabilidad por el programa de simulación de yacimientos.

13. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido en el pozo de sondeo se basa en agua.

14. El método de la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido en el pozo de sondeo se basa en petróleo.

15. Un programa de computadora almacenado en un medio legible por computadora, el programa caracterizado porque tiene lógica operable para hacer que una computadora programable realice las etapas, que comprenden: leer las mediciones de un parámetro relacionado con el contenido de fluido de una formación rocosa subsuperficial realizadas en un primer momento desde el interior del pozo de sondeo que penetra la formación; determinar la velocidad de entrada del fluido desde el pozo de sondeo hacia la formación a partir de la medición del parámetro realizada en el primer momento; y determinar la permeabilidad a partir de la velocidad de entrada .

16. El programa de computadora de la reivindicación 15, caracterizado porque, comprende además la lógica operable para hacer que la computadora realice la lectura de las mediciones del parámetro en un segundo tiempo después del primer momento, determinar la velocidad de entrada a partir del parámetro medido en el segundo momento y en el primer momento y determinar la permeabilidad a partir de al menos una de la velocidad de entrada determinada a partir del parámetro medido en el primero y el segundo momentos, y la velocidad de entrada determinada a partir del parámetro medido en el segundo momento .

17. El programa de computadora de la reivindicación 15, caracterizado porque el parámetro comprende mediciones de resistividad eléctrica que tienen una pluralidad de diferentes profundidades laterales de investigación.

18. El programa de computadora de la reivindicación 17, caracterizado porque la determinación de la velocidad de entrada comprende determinar una primera profundidad lateral de invasión del fluido desde el pozo de sondeo al interior las mediciones de resistividad realizadas en el primer momento, determinar una segunda profundidad lateral de invasión al invertir las mediciones realizadas en el segundo momento, y calcular un volumen del fluido en el primer y el segundo momentos a partir de las profundidades laterales de invasión respectivas .

19. El programa de computadora de la reivindicación 18, caracterizado porque comprende además determinar un volumen de invasión del fluido en el primero y el segundo momentos a partir de las profundidades laterales de invasión respectivas.

20. El programa de computadora de al reivindicación 19, caracterizado porque la determinación de la primera y la segunda profundidades laterales de invasión comprende procesar las mediciones de resistividad respectivas.

21. El método de la reivindicación 15, caracterizado porque el primer momento o tiempo es durante la operación de perforación continua, enseguida de la penetración inicial de la formación por una broca de perforación.

22. El programa de computadora de la reivindicación 15, caracterizado porque, el segundo momento o tiempo es durante una operación posterior a la operación de perforación continua, enseguida de la penetración inicial de la formación por una broca de perforación.

23. El programa de computadora de la reivindicación 22, caracterizado porque, la operación posterior comprende al menos uno de abocardado, lavado, inserción de una sarta de perforación en el pozo de sondeo y extracción de la sarta de perforación del pozo de sondeo.

24. El programa de computadora de la reivindicación 15, caracterizado porque, las mediciones del parámetro se asignan a una orientación rotatoria de un instrumento en el momento de la medición.

25. El programa de computadora de la reivindicación 15, caracterizado porque, la lógica se puede operar par hacer que la computadora realice las etapas que comprende además: inicializar un modelo de la formación subsuperficial en un programa de simulación de yacimientos; ajustar al menos una de la presión diferencial y una permeabilidad en el modelo hasta que la velocidad de entrada del fluido, simulada por el programa de simulación iguale substancialmente la velocidad de entrada del fluido de las mediciones realizadas en el primero y el segundo tiempos.

26. El programa de computadora de la reivindicación 15, caracterizado porque, la lógica es operable para hacer que la computadora estime la anisotropía de la permeabilidad del programa de simulación del yacimiento.

27. El programa de computadora de la reivindicación 15, caracterizado porque, el fluido en el pozo de sondeo se basa en agua.

28. El programa de computadora de la reivindicación 15, caracterizado porque, el fluido en el pozo de sondeo se basa en petróleo. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Un método para determinar la permeabilidad de una formación sub-superficial incluye medir un parámetro relacionado con el contenido de fluido de la formación en un primer momento, desde el interior del pozo de sondeo que penetra la formación. Una velocidad de entrada del fluido desde el pozo de sondeo hacia la formación se determina a partir de la medición del parámetro realizada en el primer momento. La permeabilidad se determina a partir de la velocidad de entrada.