MX2012012853A - Sistema y metodos de correlacion y direccionamiento geologico de pozo horizontal. - Google Patents

Abstract

Se presentan sistemas y métodos para la correlación y el direccionamiento geológico de un pozo horizontal, los cuales incluyen la utilización de un modelo correlacionado 2D y un modelo actualizado 3D para determinar las líneas de objetivo del extremo de una sección horizontal del pozo hasta un punto objetivo en el yacimiento.

Description

SISTEMAS Y METODOS DE CORRELACION Y DIRECCIONAMIENTO GEOLOGICO DE POZO HORIZONTAL Campo de la Invención La presente invención se refiere, de manera general, a la correlación y el direccionamiento geológico de un pozo horizontal. De manera más particular, la presente invención se refiere a la actualización de una superficie de modelo de tres dimensiones ("3D") a partir de una superficie de modelo correlacionada de dos dimensiones ("2D") que es utilizada para guiar (para el direccionamiento geológico) al extremo de una sección horizontal de un pozo a lo largo de una línea objetivo hacia el yacimiento objetivo.

Antecedentes de la Invención A través de algunos estimados, el 80% de los nuevos pozos de petróleo y gas son pozos horizontales. Los pozos horizontales son perforaciones desviadas de pozo, que incluyen una sección horizontal. Cada uno de estos tiene que ser direccionado, de manera geológica, con precisión y eficiencia debido a que el tiempo es la esencia cuando se perforan pozos desviados costosos y un error en el direccionamiento geológico (perforación) puede ser muy costoso si no que posiblemente peligroso. La mayoría de las aplicaciones de direccionamiento geológico son aplicaciones independientes 2D que no son integradas con una base de datos REF . 236393 de proyecto y el modelo geológico 3D. En otras palabras, éstos no pueden tomar la ventaja de lo que proporciona un entorno completo 3D y es difícil incorporar la interpretación 2D de regreso a la base de datos de proyecto y el modelo geológico. La mayoría de las aplicaciones de direccionamiento geológico 2D tienen que exportar los datos de correlación de pozo horizontal con el propósito de importarlas posteriormente, de manera que los datos regresen hacia la base de datos de proyecto, lo cual es un proceso consumidor de tiempo. De manera adicional, las aplicaciones convencionales de direccionamiento geológico 2D no pueden visualizar un escenario sísmico convertido de profundidad que puede ser actualizado, en forma dinámica, con datos sísmicos nuevos o adicionales. De hecho, muchas aplicaciones convencionales de direccionamiento geológico 2D no pueden soportar múltiples registros de tipo (por ejemplo, registros de firma) que son utilizados para la correlación de la sección horizontal del pozo en la geología variable. Esta deficiencia puede conducir a la correlación inexacta y a las instrucciones incorrectas del direccionamiento geológico.

La aplicación TerraVu™ es un ejemplo de una aplicación de direccionamiento geológico 2D, que es comercializada por Terra Domain Consulting, que es limitada a un registro de tipo único con propósitos de correlación. Además, la aplicación TerraVuTM es una aplicación independiente de direccionamiento geológico 2D que no ofrece un escenario sísmico dinámico convertido de profundidad y debe exportar sus datos de correlación de pozo horizontal con el propósito de leer estos datos en la base de datos de proyecto.

Otras aplicaciones de direccionamiento geológico como smartSECTION™ y BoreSight™ contienen diferentes limitaciones. Por ejemplo, la aplicación smartSECTION™, que es comercializada por Landmark Graphics Corporation, tiene una correlación limitada de pozo horizontal y de capacidad de direccionamiento geológico y no soporta la construcción de modelo 2D que incluye el ángulo aparente de inclinación y la manipulación de cambio de falla a lo largo del pozo.

Por lo tanto, existe la necesidad de un medio más eficiente y preciso para guiar el extremo de una sección horizontal del pozo hacia el yacimiento objetivo utilizando superficies de modelo 2D y/o 3D.

Sumario de la Invención La presente invención cumple con las necesidades anteriores y supera una o más deficiencias en la técnica anterior al proporcionar sistemas y métodos para la guía del extremo de una sección horizontal del pozo hacia el yacimiento objetivo utilizando un modelo correlacionado 2D para actualizar un modelo 3D.

En una modalidad, la presente invención incluye un método de direccionamiento geológico de un pozo, que comprende: a) inicializar un modelo 3D y un modelo 2D utilizando una computadora, el modelo 3D representa una superficie interpretada y el modelo 2D representa una línea recta; b) inicializar una curva actual LWD y una curva TVT, la curva actual LWD representa las mediciones de yacimiento tomadas desde dentro del pozo y la curva TVT está basada en la curva actual LWD; c) inicializar un registro de tipo TVT y una curva prevista LWD, el registro de tipo TVT está basado al menos en uno de una inclinación o un cambio de falla para el modelo 2D y la curva prevista LWD está basada en el registro de tipo TVT; d) justar al menos uno de la inclinación o el cambio de falla para una sección del modelo 2D hasta que un segmento de la curva prevista LWD coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento de la curva actual LWD o hasta que un segmento de la curva TVT coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento del registro de tipo TVT, el segmento de la curva prevista LWD que coincide, de manera sustancial, con el correspondiente segmento de la curva actual LWD representa un segmento correlacionado; e) ajustar un marcador en el extremo del segmento correlacionado, el marcador separa una sección del modelo 2D que corresponde con el segmento correlacionado de una sección restante del modelo 2D; f) repetir las etapas d) y e) para la sección restante del modelo 2D hasta que sea alcanzado el extremo del pozo, el extremo del pozo corresponde con un extremo de la curva prevista LWD y con un extremo de la curva actual LWD; g) actualizar el modelo 3D a partir del modelo 2D; y h) analizar el modelo 3D para determinar si el pozo se encuentra en un objetivo.

En otra modalidad, la presente invención incluye un dispositivo portador de programa que tiene instrucciones ejecutables por computadora para el direccionamiento geológico de un pozo. Las instrucciones son ejecutables para implementar: a) inicializar un modelo 3D y un modelo 2D utilizando una computadora, el modelo 3D representa una superficie interpretada y el modelo 2D representa una línea recta; b) inicializar una curva actual LWD y una curva TVT, la curva actual LWD representa las mediciones de yacimiento tomadas desde dentro del pozo y la curva TVT está basada en la curva actual LWD; c) inicializar un registro de tipo TVT y una curva prevista LWD, el registro de tipo TVT está basado al menos en uno de una inclinación o un cambio de falla para el modelo 2D y la curva prevista LWD está basada en el registro de tipo TVT; d) ajustar al menos uno de la inclinación o el cambio de falla para una sección del modelo 2D hasta que un segmento de la curva prevista LWD coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento de la curva actual LWD o hasta que un segmento de la curva TVT coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento del registro de tipo TVT, el segmento de la curva prevista L D coincide, de manera sustancial, con el correspondiente segmento de la curva actual LWD que representa un segmento correlacionado; e) ajustar un marcador en el extremo del segmento correlacionado, el marcador separa una sección del modelo 2D que corresponde con el segmento correlacionado de una sección restante del modelo 2D; f) repetir las etapas d) y e) para la sección restante del modelo 2D hasta que sea alcanzado el extremo del pozo, el extremo del pozo corresponde con un extremo de la curva prevista LWD y con un extremo de la curva actual LWD; g) actualizar el modelo 3D a partir del modelo 2D; y h) analizar el modelo 3D para determinar si el pozo se encuentra en un obj etivo .

Todavía en otra modalidad, la presente invención incluye un dispositivo portador de programa que lleva una estructura de datos, la estructura de datos comprende: i) un primer campo de datos que comprende una sección vertical, la sección vertical comprende un modelo 3D y un modelo 2D, el modelo 3D representa una superficie interpretada y el modelo 2D representa una línea recta; ii) un segundo campo de datos que comprende un panel horizontal, el panel horizontal comprende una curva actual LWD y una curva TVT, la curva actual LWD representa las mediciones de yacimiento tomadas desde dentro de un pozo y la curva TVT está basada en la curva actual LWD; e iii) un tercer campo de datos que comprende un panel vertical, el panel vertical comprende un registro de tipo TVT y una curva prevista LWD, el registro de tipo TVT está basado al menos en uno de una inclinación o un cambio de falla para el modelo 2D y la curva prevista LWD está basada en el registro de tipo TVT.

Los aspectos, ventajas y modalidades adicionales de la invención serán aparentes para aquellas personas expertas en la técnica a partir de la siguiente descripción de las distintas modalidades y las figuras relacionadas.

Breve Descripción de las Figuras El archivo de patente o solicitud contiene al menos una figura ejecutada en color. Las copias de esta patente o publicación de solicitud de patente con las figura (s) de color serán proporcionadas por la Oficina de Marcas Registradas y Patentes de los Estados Unidos en función de la petición y el pago del honorario necesario.

La presente invención es descrita más adelante con referencias a las figuras que la acompañan, en las cuales los mismos elementos son referidos con los mismos números de referencia, y en las cuales: La Figura 1 es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad de un método para la implementación de la presente invención .

La Figura 2 ilustra una interfaz gráfica de usuario que visualiza una sección vertical, un panel horizontal y un panel vertical de acuerdo con la presente invención.

La Figura 3 ilustra una interfaz gráfica de usuario que visualiza la sección vertical, el panel horizontal, el panel vertical y un escenario sísmico convertido de profundidad dinámica de acuerdo con la presente invención.

La Figura 4 ilustra una interfaz gráfica de usuario que agrega un modelo 2D a la sección vertical en las Figuras 2 ó 3.

La Figura 5 es un diagrama esquemático que ilustra el cálculo de un registro de tipo TVT utilizando una superficie de modelo 2D y/o 3D.

La Figura 6 ilustra una interfaz gráfica de usuario que ajusta la inclinación y/o el cambio de falla para un modelo 2D o para un modelo 3D.

La Figura 7 ilustra una interfaz gráfica de usuario que visualiza la sección vertical, el panel horizontal y el panel vertical una vez que la inclinación para un modelo 2D en la sección vertical es ajustada.

La Figura 8A es un diagrama esquemático que ilustra la comprensión de un intervalo de registro de tipo TVT después del ajuste de la inclinación negativa relativa del modelo 2D.

La Figura 8B es un diagrama esquemático que ilustra los intervalos equivalentes de registro de tipo TVT y TVD en donde la inclinación del modelo 2D es plana.

La Figura 8C es un diagrama esquemático que ilustra la extensión del intervalo de registro de tipo TVT después del ajuste de la inclinación positiva relativa del modelo 2D.

La Figura 9 ilustra una interfaz gráfica de usuario que visualiza la sección vertical y un modelo 3D una vez que es actualizado a partir del modelo 2D.

La Figura 10 ilustra una interfaz gráfica de usuario que visualiza la sección vertical, el modelo 3D una vez que es actualizado y una línea de objetivo de perforación.

La Figura 11 es un diagrama de bloque que ilustra una modalidad de un sistema para la implementación de la presente invención.

Descripción Detallada de la Invención La materia de la presente invención es descrita con especificidad, sin embargo, no se pretende que la descripción por sí misma limite el alcance de la invención. De esta manera, la materia también podría ser incluida en otros modos, para incluir diferentes etapas o combinaciones de etapas similares a las descritas en la presente, en conjunto con otras tecnologías presentes o futuras. Además, aunque el término "etapa" podría ser utilizado en la presente para describir diferentes elementos de los métodos empleados, el término no tiene que ser interpretado que implica algún orden particular entre varias etapas descritas en la presente a menos que sea limitado, de manera expresa, de otro modo por la descripción a un orden particular. Mientras la siguiente descripción se refiere a la industria de petróleo y gas, los sistemas y métodos de la presente invención no son limitados a las mismas y también podrían ser aplicados a otras industrias para conseguir resultados similares.

Descripción de Método A continuación, con referencia a Figura 1, un diagrama de flujo ilustra una modalidad de un método 100 para la implementación de la presente invención. El método 100 representa un flujo de trabajo que podría ser totalmente integrado con una base de datos de proyecto y es soportado por un entorno completo 3D y un motor de topología. Como resultado, la información de atributo de geometría y registro puede ser extraída de un modelo 3D, también referida como una superficie del modelo 3D o un modelo geológico 3D, para generar las respuestas previstas de registro de perforación mientras se realiza el registro (LWD, por sus siglas en inglés) . Además como diferentes registros de tipo podrían ser incorporados en el flujo de trabajo a medida que la sección horizontal del pozo es extendida hacia la geología variable. Los actuales registros de pozos representan mediciones de yacimiento que son tomadas por instrumentos de registro mientras se realiza la perforación de un pozo. Las mediciones de yacimiento representan respuestas de registro, las cuales son típicamente ilustradas en la forma de una curva .

En la etapa 102, es creada una sección vertical y un modelo 3D es inicializado utilizando una interfaz gráfica de usuario y técnicas bien conocidas en la técnica. La sección vertical podría ser creada por ejemplo, utilizando la aplicación smartSECTION™. Del mismo modo, el modelo 3D podría ser inicializado utilizando un motor de topología 3D y un modelo 3D (superficie interpretada) incluido en la aplicación smartSECTION™. La aplicación SmartSECTION™ incluye la aplicación FrameBuilder™, que es un motor de topología 3D incorporado en la aplicación smartSECTION™ y que inicializa el modelo 3D mediante la triangulación de superficies basadas en las prof ndidades del yacimiento almacenadas en la base de datos de proyecto. Los datos que provienen de los pozos circundantes también podrían ser utilizados por la aplicación FrameBuilder™ para triangular las superficies de yacimiento visualizadas en la sección vertical. Como es ilustrado por la interfaz gráfica de usuario 200 en la Figura 2, una sección vertical 202 incluye una sección transversal del pozo 204, una superficie del yacimiento objetivo 206 (se muestra en color rojo) , y una superficie del modelo 3D 208 (se muestra en color verde) . El pozo 204 incluye un extremo 226 localizado entre el modelo 3D 208 y el yacimiento objetivo 206 en la sección vertical 202. El pozo 204 también incluye un punto que representa la profundidad vertical verdadera más baja ( "TVD" ) del pozo 204, que es representada por el punto TVD 220. Por lo tanto, la sección vertical 202 ilustra una sección transversal del pozo 204 a lo largo de una vista en planta del alcance horizontal del pozo 204, que también intercepta el yacimiento objetivo 206 y el modelo 3D 208.

En la etapa 104, un modelo 2D es agregado a la sección vertical utilizando una interfaz gráfica de usuario y técnicas bien conocidas en la técnica. El modelo 2D es agregado mediante la inicialización de una línea recta, de preferencia horizontal, en la sección vertical. Como es ilustrado por la interfaz gráfica de usuario 300 en la Figura 3, los datos sísmicos 302 también podrían ser agregados a la sección vertical 202 con el propósito de proporcionar una correlación más precisa del modelo 2D para la actualización del modelo 3D. Los datos sísmicos 302 podrían ser convertidos de profundidad, en forma dinámica, en función de un modelo de velocidad, que es generalmente referido como un escenario sísmico convertido de profundidad, utilizando técnicas bien conocidas en la técnica. La interfaz gráfica de usuario 400 en la Figura 4, podría ser utilizada, por ejemplo, para agregar el modelo 2D 210 a la sección vertical 202 al seleccionar el bloque 402.

En la Figura 2, el modelo 2D 210 (mostrado en color morado) es visualizado en la sección vertical 202 como una sección transversal de la superficie de modelo 2D. También ilustrado en la Figura 2 se encuentra un panel horizontal 212 y un panel vertical 214. El panel horizontal 212 incluye una curva actual LWD 216 y una curva prevista LWD 218, las cuales también son inicializadas en la etapa 104. La curva actual LWD 216 es mostrada en color rojo y la curva prevista LWD 218 es mostrada en color azul. Un extremo 219 de una sección correlacionada de la curva actual LWD 216 y la curva prevista LWD 218 es alineado con el punto TVD 220 como es demostrado por la línea de trazo 222. La actual curva restante LWD 216 y la curva prevista LWD 218 hacia la derecha del extremo de la sección correlacionada no son correlacionadas. Un punto de anclaje 224 representa la intercepción del pozo 204 con el modelo 2D 210 y el modelo 3D 208. El registro de tipo es generado a partir de la región izquierda del punto TVD 220. De esta manera, la curva actual LWD 216 y la curva prevista LWD 218 se superponen entre sí y se correlacionan, en forma perfecta. El panel vertical 214 incluye un registro de tipo de espesor vertical verdadero (TVT, por sus siglas en inglés) 228 con propósitos de correlación y una curva TVT 230 de la curva actual LWD 216, las cuales también son inicializadas en la etapa 104. El registro de tipo TVT 228 es mostrado en color azul y la curva TVT 230 es mostrada en color rojo. Sin embargo, otros registros de tipo de los pozos cercanos podrían ser incorporados en el flujo de trabajo a medida que la sección horizontal del pozo 204 es extendida hacia la geología variable. La curva actual LWD 216 representa las mediciones de yacimiento tomadas mediante el registro de los instrumentos mientras se realiza la perforación del pozo 204. La curva prevista LWD 218 es determinada calculando la distancia vertical que el pozo 204 penetra el yacimiento estratigráfico de modelo en cada punto de muestra en la sección horizontal del pozo 204. Entonces, el cálculo es realizado utilizando técnicas bien conocidas en la técnica en cada punto de muestra (es decir, la profundidad medida) para determinar el valor de la curva prevista LWD 218 en la correspondiente posición estratigráfica del registro de tipo TVT. Por lo tanto, el valor de la curva prevista LWD 218 en cada punto de muestra es derivado calculando la cantidad de penetración vertical entre la superficie activa (por ejemplo, el modelo 2D 210) y el pozo 204, y extrayendo el valor del registro de tipo TVT 228 en esta posición estratigráfica por debajo de la superficie activa en el registro de tipo TVT 228. La curva TVT 230 es calculada convirtiendo la curva actual LWD 216 en un índice de profundidad TVT en cada punto demuestra por debajo del punto TVD 220. El registro de tipo TVT 228 es calculado en el espesor vertical verdadero utilizando el modelo 2D 210 y/o el modelo 3D 208.

A continuación, con referencia a la Figura 5, una vista esquemática ilustra el cálculo de un registro de tipo TVT utilizando una superficie de modelo 2D y/o 3D. Debido a los efectos no lineales de la curvatura del pozo en la sección horizontal del pozo, los registros de tipo TVT proporcionan una mejora sustancial con respecto a los registros de tipo convencional en la profundidad vertical verdadera debido a que los registros de tipo convencional simplemente calculan en dirección horizontal sin la información de superficie. En el cálculo de registro de tipo TVT, las superficies de modelo 2D y 3D guian la proyección del registro de tipo TVT. Como es ilustrado en la Figura 5, la proyección sigue la inclinación aparente de las superficies en cada punto a lo largo del pozo y remueve los efectos de la curvatura del pozo. De esta manera, los registros de tipo TVT son calculados mediante la proyección de las respuestas de registro paralelas a las superficies de modelo 2D y/o 3D. El ángulo de proyección es igual a la inclinación aparente de las superficies de guía con relación al pozo. Las correcciones TVT son las más grandes cuando las superficies de yacimiento están inclinándose, de manera significante, a medida que el pozo se curvea hacia la horizontal (una inclinación de 90 grados) o más grande en o cerca de la profundidad vertical total más profunda del pozo o "sumidero", que es el punto más bajo del pozo utilizado para recolectar fluidos. Un punto de anclaje representa la intercepción de las superficies de modelo 2D o 3D de guía con el pozo. El punto de anclaje establece la posición de punto colgante TVT en donde la corrección de estiramiento o aplastamiento TVT siempre es de cero. El registro de tipo TVT es creado mediante la proyección de las mediciones de registro paralelas a la inclinación aparente de la superficie (s) por encima del punto de anclaje hacia la derecha y por debajo del punto de anclaje hacia la izquierda. Un punto de inflexión, que es la posición en donde transita el pozo de la inclinación hacia abajo a la inclinación hacia arriba estratigráfica, es determinado calculando la posición estratigráfica más profunda del pozo con relación a la superficie del yacimiento. El punto de inflexión también es la posición en donde la inclinación del pozo coincide, en forma tangencial, con la inclinación aparente de la superficie. A medida que la superficie de guía cambia la inclinación, la posición del punto de inflexión también cambia la posición para mantener su posición tangencial a lo largo del pozo.

A continuación, con referencia a las Figuras 8A-8C, tres diferentes diagramas esquemáticos ilustran la manera como el cambio en la inclinación del modelo 2D (la superficie de guía) estira o aplasta el intervalo de registro de tipo TVT. En la Figura 8A, por ejemplo, el modelo 2D 802 se inclina en la dirección del pozo 800 originando la compresión del intervalo de registro de tipo TVT 804. En la Figura 8B, el modelo 2D 802 no tiene inclinación en donde son equivalentes los intervalos de registro de tipo TVT y TVD 806. En la Figura 8C, el pozo 800 y el modelo 2D 802 tienen inclinaciones oblicuas que originan un intervalo de registro de tipo TVT estirado 808 y un intervalo adicional 810 a medida que el punto de inflexión 812 se mueve en el fondo de la perforación.

Debido a que la superficie de guía para el modelo 2D es inicialmente establecida por una inclinación aparente igual a cero (es decir, horizontal) , la inclinación para el modelo 2D puede ser variada rápida y fácilmente, y por lo tanto, gira de manera efectiva el punto de inflexión alrededor de la posición trasera del pozo. Los cambios de inclinación actualizan, de manera interactiva, el registro de tipo TVT y las curvas previstas resultantes LWD. La inclinación aparente es establecida cuando la curva prevista LWD y la curva actual LWD se superponen en la región derecha del punto de inflexión de pozo a medida que el pozo cruza hacia atrás el yacimiento perforado. Una vez que la inclinación aparente y el registro de tipo TVT son establecidos en el punto de inflexión, la interpretación continúa en el fondo de la perforación utilizando el modelo restante 2D en las secciones.

En la etapa 106, la inclinación y/o el cambio de falla para el modelo 2D son ajustados utilizando una interfaz gráfica de usuario para comparar, de manera sustancial, la curva prevista LWD y la curva actual LWD y/o para comparar, de manera sustancial, la curva TVT y el registro de tipo TVT. La interfaz gráfica de usuario 600 en la Figura 6 incluye, por ejemplo, una barra deslizante de inclinación 602 y una barra deslizante de falla 604 que podrían ser movidas, de manera interactiva, para ajustar la inclinación y el cambio de falla, de manera respectiva, para el modelo 2D 210. Como es ilustrado por la interfaz gráfica de usuario 700 en la Figura 7, la barra deslizante de inclinación 602 en la Figura 6 fue ajustada para alterar la inclinación para múltiples secciones del modelo 2D 210. De este modo, el pozo podría ser correlacionado, de manera incremental, con el modelo 2D 210 ajustando la inclinación y/o el cambio de falla para una sección del modelo 2D 210 hasta que un segmento de la curva prevista LWD 218 coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento de la curva actual LWD 216 en el panel horizontal 212 y/o hasta que un segmento de la curva TVT 230 coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento del registro de tipo TVT 228 en el panel vertical 214. Una vez que un segmento de la curva prevista LWD 218 coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento de la curva actual LWD 216 y/o un segmento de la curva TVT 230 coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento del registro de tipo TVT 228, estos son correlacionados y representan, en forma colectiva, un segmento correlacionado. De preferencia, este proceso de correlación es realizado en una base de segmento por segmento a medida que el pozo 204 es perforado, de manera progresiva. Aunque el proceso de correlación anterior puede ser conseguido mediante el ajuste de las superficies de modelo en el modelo 3D 208, es mucho más fácil ajustar el modelo 2D 210 utilizando la misma barra deslizante de inclinación 602 y/o la barra deslizante de falla 604 en la Figura 6 y posteriormente, actualizar el modelo 3D 208 a partir del modelo 2D 210.

En la etapa 108, una línea de unión o atado (marcador) es colocada en el extremo del segmento correlacionado en el panel horizontal utilizando una interfaz gráfica de usuario. La interfaz gráfica de usuario 700 en la Figura 7 ilustra una línea de atado 702, que marca el extremo del primer segmento correlacionado (de la etapa 106) y el comienzo del siguiente segmento correlacionado en el panel horizontal 212. En forma típica, una línea de atado podría ser colocada en cualquier posición en la curva prevista LWD y la curva actual LWD en donde se determina que la curva prevista LWD y la curva actual LWD ya no coinciden más, de manera sustancial, y comienzan a divergir; sin embargo, la colocación de las líneas de atado no es limitada solo a este caso y pueden ser agregadas en cualquier otra posición preferida. La línea de atado separa, de manera efectiva, una sección del modelo 2D que corresponde con un segmento correlacionado de una sección restante del modelo 2D. La sección del modelo 2D 210 que corresponde con el primer segmento correlacionado en la Figura 7 se sitúa entre un punto en el modelo 2D 210 que es interceptado por una línea (no se muestra) que también intercepta el punto TVD 220, y otro punto en el modelo 2D 210 que es interceptado por una línea (no se muestra) que es alineada con la línea de atado o unión 702.

En la etapa 110, el método 100 determina si el extremo del pozo ha sido alcanzado. Si el extremo del pozo ha sido alcanzado, entonces el método 100 continúa hacia la etapa 112. Si el extremo del pozo no ha sido alcanzado, entonces, el método 100 regresa a la etapa 106 en donde la inclinación y/o el cambio de falla podría ser ajustado para la sección restante del modelo 2D. Por lo tanto, la correlación en la etapa 106 es repetida, segmento por segmento, hasta que sea alcanzado el extremo 226 del pozo 204, lo cual corresponde con un extremo 710 de la curva actual LWD 216 y la curva prevista LWD 218. A medida que la etapa 106 es repetida para la sección restante del modelo 2D, cada ajuste de la inclinación y/o cambio de falla para la sección restante del modelo 2D no afectará cada segmento correlacionado y cada sección del modelo 2D que corresponde con un respectivo segmento correlacionado de cada iteración anterior de la etapa 106. En la Figura 7, por ejemplo, cada segmento correlacionado es separado de otro segmento correlacionado por una línea de atado (702, 704, 706, 708). Por lo tanto, la sección del modelo 2D 210 que corresponde con el siguiente segmento correlacionado en la Figura 7 se sitúa entre un punto en el modelo 2D que es interceptado por una línea (no se muestra) que es alineada con la línea de atado 702, y otro punto en el modelo 2D 210 que es interceptado por una línea (no se muestra) que es alineada con la línea de atado 704. Una curva de correlación 712 es incluida, de manera opcional, en el panel horizontal 212 de la Figura 7 para ilustrar el coeficiente de correlación cruzada o la calidad del ajuste entre la curva actual L D 216 y la curva prevista LWD 218.

En la etapa 112, el modelo 3D es actualizado a partir del modelo 2D utilizando una interfaz gráfica de usuario. Como es ilustrado por la interfaz gráfica de usuario 900 en la Figura 9, los puntos agudos entre pozos 902 son utilizados para arrastrar, de manera interactiva, el modelo 3D 208 hacia el modelo 2D 210 posicionando los puntos agudos entre pozos 902 en el modelo 3D 208 y moviendo cada uno hacia el modelo 2D 210. De este modo., el modelo 3D podría ser ajustado, de manera interactiva (actualizado) para colocar el modelo 2D en cada punto agudo entre pozos 902 una vez que el modelo 2D es correlacionado en el modo descrito con referencia a las etapas 106, 108 y 110. En otras palabras, el modelo 3D 208 puede ser actualizado para comparar la geometría de los puntos de correlación del modelo 2D 210. Sin embargo, cada punto agudo entre pozos podría ser colocado en cualquier posición preferida en el modelo 3D. Como es ilustrado en la Figura 9, el modelo 2D 210 y el modelo 3D 208 son virtualmente alineados e indistinguibles. El modelo actualizado 3D 208 podría ser analizado para determinar si el pozo 204 se encuentra en un objetivo, lo que significa que esté siendo perforado hacia el yacimiento objetivo 206 o que ya haya entrado en el yacimiento objetivo 206. Además, el análisis del modelo actualizado 3D 208 podría originar el mantenimiento de la dirección de perforación (en el objetivo) , colocando una línea objetivo de perforación (etapa 114) o regresando a la etapa 106 para refinar la correlación.

En la etapa 114, una línea objetivo de perforación es colocada utilizando una interfaz gráfica de usuario y el modelo actualizado 3D si el pozo no se encuentra sobre el objetivo. Como es ilustrado por la interfaz gráfica de usuario 1000 en la Figura 10, la línea objetivo 1002 es colocada dibujando una línea que comienza en el extremo 226 del pozo 204 hasta un punto objetivo 1004 alguna distancia predeterminada en la parte frontal de la sección horizontal del pozo 204 tal como por ejemplo, el yacimiento objetivo 206. La línea objetivo 1002 persiste en la sección transversal y es actualizada con una nueva línea objetivo cada vez que el pozo es perforado en una nueva posición. La distancia, el ángulo y otra información relacionada con cada línea objetivo podrían ser almacenados para dirigir la sección horizontal del pozo 204 hacia el siguiente punto objetivo. Debido a que el yacimiento objetivo 206 es automáticamente ajustado cuando es actualizado el modelo 3D 208, la ubicación del punto objetivo 1004 y la distancia, el ángulo y otra información relacionada para la línea objetivo 1002 son dependientes del modelo subsiguientemente actualizado 3D 208.

Descripción de Sistema La presente invención podría ser implementada a través de un programa de instrucciones que son ejecutables por computadora, tales como módulos de programa, que son generalmente referidos como aplicaciones de software o programas de aplicación ejecutados por una computadora. El software podría incluir por ejemplo, rutinas, programas, objetivos, componentes, y estructuras de datos que realicen tareas particulares o implementen tipos particulares de datos abstractos. El software forma una interfaz para permitir que una computadora reaccione de acuerdo con la fuente de entrada. La aplicación de software SmartSECTION™ podría ser utilizada como una aplicación de interfaz para implementar la presente invención. El software también podría cooperar con otros segmentos de código para iniciar una variedad de tareas en respuesta a los datos recibidos en conjunto con la fuente de los datos recibidos. El software podría ser almacenado y/o llevado en cualquier variedad de medios de memoria tales como CD-ROM, disco magnético, memoria de burbuja y memoria semiconductora (por ejemplo, varios tipos de RAM o ROM) . Además, el software y sus resultados podrían ser transmitidos a través de una variedad de medios portadores tales como fibra óptica, alambre metálico y/o a través de cualquiera de una variedad de redes tales como la Internet.

Además, aquellas personas expertas en la técnica apreciarán que la invención podría ser practicada con una variedad de configuraciones de sistema de computadora, que incluyen dispositivos llevados de la mano, sistemas de múltiples procesadores, dispositivos electrónicos de consumo que pueden ser programados o de base de microprocesador, minicomputadoras , computadoras principales, y similares. Cualquier número de sistemas de computadora y de redes de computadora son aceptables para uso con la presente invención. La invención podría ser practicada en entornos de computación distribuida en donde las tareas son realizadas a través de dispositivos de procesamiento remoto que son enlazados a través de una red de comunicaciones . En un entorno de computación distribuida, los módulos de programa podrían ser localizados en medios de almacenamiento de computadora, tanto locales como remotos que incluyen dispositivos de almacenamiento de memoria. Por lo tanto, la presente invención podría ser implementada en conexión con varios del hardware, software o una combinación de los mismos, en un sistema de computadora u otro sistema de procesamiento .

A continuación, con referencia a la Figura 11, se ilustra un diagrama de bloque de un sistema para la implementación de la presente invención en una computadora. El sistema incluye una unidad de computación, en algunas ocasiones es referida como un sistema de computación, que contiene una memoria, programas de aplicación, una interfaz de cliente, una interfaz de video y una unidad de procesamiento. La unidad de computación solo es un ejemplo de un entorno adecuado de computación y no se pretende sugerir cualquier limitación en cuanto al alcance de uso o funcionalidad de la invención.

La memoria principalmente almacena los programas de aplicación, que también podrían ser descritos como módulos de programa que contienen instrucciones que pueden ser ejecutadas por computadora, que son ejecutadas por la unidad de computación para la implementación de la presente invención descrita en la presente y que se ilustra en las Figuras 1-10. Por lo tanto, la memoria principalmente incluye un módulo de correlación y direccionamiento geológico de pozo horizontal, que permite los métodos ilustrados y descritos con referencia a las Figuras 1-10. La aplicación smartSECTION se mterconecta con el modulo de correlación y direccionamiento geológico del pozo horizontal e incluye un entorno 3D, una base de datos de proyecto y el motor de topología FrameBuilder™.

Aunque la unidad de computación es mostrada que tiene una memoria generalizada, la unidad de computación incluye, en forma típica, una variedad de medios susceptibles de ser leídos por computadora. Por medio de ejemplo, y no de limitación, los medios susceptibles de ser leídos por computadora podrían comprender medios de almacenamiento de computadora. La memoria del sistema de computación podría incluir medios de almacenamiento de computadora en la forma de una memoria volátil y/o no volátil tal como una memoria sólo de lectura (ROM, por sus siglas en inglés) y una memoria de acceso aleatorio (RAM, por sus siglas en inglés) . Un sistema básico de entrada/salida (BIOS, por sus siglas en inglés) , que contiene las rutinas básicas que ayudan a transferir la información entre los elementos dentro de la unidad de computación, tal como durante el arranque, se encuentra típicamente almacenado en la ROM. En forma típica, la RAM contiene los datos y/o módulos de programa que son inmediatamente accesibles hacia y/o que están siendo actualmente operados por la unidad de procesamiento. Por medio de ejemplo, y no de limitación, la unidad de computación incluye un sistema operativo, programas de aplicación, otros módulos de programa y datos de programa.

Los componentes mostrados en la memoria también podrían ser incluidos en otros medios de almacenamiento de computadora removibles/no removibles, volátiles/no volátiles o podrían ser implementados en la unidad de computación a través de una interfaz de programa de aplicación (API, por sus siglas en inglés) , que podría residir en una unidad separada de computación conectada a través de un sistema de computadora o una red. Solo como ejemplo, una unidad de disco duro podría leer a partir de o escribir en los medios magnéticos no removibles, no volátiles, una unidad de disco magnético podría leer a partir o escribir en un disco magnético removible, no volátil, y una unidad de disco óptico podría leer a partir o escribir en un disco óptico removible, no volátil tal como un CD ROM u otros medios ópticos . Otros medios de almacenamiento de computadora removibles/no removibles, volátiles/no volátiles que pueden ser utilizados en el entorno de operación de ejemplo podrían incluir, aunque no se limitan a, casetes de cinta magnética, tarjetas de memoria instantánea o flash, discos versátiles digitales, cinta digital de video, una RAM de estado sólido, una ROM de estado sólido, y similares. Las unidades de disco y sus medios asociados de almacenamiento de computadora discutidos con anterioridad proporcionan el almacenamiento de las instrucciones susceptibles de ser leídas por computadora, de las estructuras de datos, de los módulos de programa y otros datos para la unidad de computación.

Un cliente podría ingresar los comandos y la información en la unidad de computación a través de la interfaz de cliente, que podrían ser dispositivos de entrada tales como un teclado y un dispositivo de señalización, comúnmente referido como un ratón, una bola de rastreo o almohadilla de toque. Los dispositivos de entrada podrían incluir un micrófono, una palanca de juegos, un disco de satélite, un escáner o similares. Estos y otros dispositivos de entrada a menudo son conectados con la unidad de procesamiento a través de un bus del sistema, aunque podrían ser conectados a través de otras estructuras de interconexión y bus, tales como un puerto paralelo o un bus de serie universal (USB, por sus siglas en inglés) .

Un monitor u otro tipo de dispositivo de visualización o pantalla podrían ser conectados con el bus de sistema por medio de una interfaz, tal como una interfaz de video. Una interfaz gráfica de usuario ("GUI") también podría ser utilizada con la interfaz de video para recibir las instrucciones de la interfaz de cliente y para transmitir las instrucciones hacia la unidad de procesamiento. En adición al monitor, las computadoras también podrían incluir otros dispositivos periféricos de salida tales como altavoces y una impresora, que podrían ser conectados a través de una interfaz periférica de salida.

Aunque muchos otros componentes internos de la unidad de computación no son mostrados, aquellas personas de experiencia ordinaria en la técnica apreciarán que estos componentes y su interconexión son bien conocidos .

Mientras la presente invención ha sido descrita en conexión con las modalidades actualmente preferidas, será entendido por aquellas personas expertas en la técnica que no se pretende limitar la invención a estas modalidades. Aunque las modalidades ilustradas de la presente invención se refieren a pozos de petróleo y gas, la presente invención podría ser aplicada en cualquier otro tipo de pozo en otros campos y disciplinas. Por tanto, se contempla que podrían realizarse varias modalidades y modificaciones alternativas a las modalidades descritas sin apartarse del espíritu y alcance de la invención definida por las reivindicaciones y los equivalentes de la misma.

Se hace constar que con relación a esta fecha el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (26)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :

1. Un método de direccionamiento geológico de un pozo, caracterizado porque comprende: a) inicializar un modelo 3D y un modelo 2D utilizando una computadora, el modelo 3D representa una superficie interpretada y el modelo 2D representa una línea recta; b) inicializar una curva actual LWD y una curva TVT, la curva actual LWD representa las mediciones de yacimiento tomadas desde dentro del pozo y la curva TVT está basada en la curva actual LWD; c) inicializar un registro de tipo TVT y una curva prevista LWD, el registro de tipo TVT está basado al menos en uno de una inclinación o un cambio de falla para el modelo 2D y la curva prevista LWD está basada en el registro de tipo TVT; d) ajustar al menos uno de la inclinación o el cambio de falla para una sección del modelo 2D hasta que un segmento de la curva prevista LWD coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento de la curva actual LWD o hasta que un segmento de la curva TVT coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento del registro de tipo TVT, el segmento de la curva prevista LWD que coincide, de manera sustancial, con el correspondiente segmento de la curva actual LWD representa un segmento correlacionado; e) ajustar un marcador en el extremo del segmento correlacionado, el marcador separa una sección del modelo 2D que corresponde con el segmento correlacionado de una sección restante del modelo 2D; f) repetir las etapas d) y e) para la sección restante del modelo 2D hasta que sea alcanzado el extremo del pozo, el extremo del pozo corresponde con un extremo de la curva prevista LWD y con un extremo de la curva actual LWD; g) actualizar el modelo 3D a partir del modelo 2D; y h) analizar el modelo 3D para determinar si el pozo se encuentra en un objetivo

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el modelo 2D representa una línea horizontal .

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el extremo del segmento correlacionado representa una posición sobre la curva prevista LWD y la curva actual LWD en donde la curva prevista LWD y la curva actual LWD ya no coinciden más, de manera sustancial, y comienzan a divergir.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende la inicialización de una curva de correlación para determinar un coeficiente de correlación cruzada entre la curva actual LWD y la curva prevista LWD.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la actualización del modelo 3D, comprende : posicionar uno o más puntos agudos entre pozos en el modelo 3D; y mover cada punto agudo entre pozos hacia el modelo 2D

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la actualización del modelo 3D ajusta, de manera interactiva, el modelo 3D para colocar el modelo 2D en cada punto agudo entre pozos.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende el ajuste de una línea objetivo para el pozo si el pozo no se encuentra sobre el obj etivo .

8. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el ajuste de la línea objetivo para el pozo comprende dibujar una línea del extremo del pozo hasta un punto objetivo una distancia predeterminada adelante del pozo .

9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el punto objetivo es un yacimiento obj etivo .

10. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el yacimiento objetivo es ajustado, de manera automática, cuando es actualizado el modelo 3D.

11. Un dispositivo portador de programa que tiene instrucciones ejecutables por computadora para el direccionamiento geológico de un pozo, caracterizado porque las instrucciones son ejecutables para implementar: a) inicializar un modelo 3D y un modelo 2D utilizando una computadora, el modelo 3D representa una superficie interpretada y el modelo 2D representa una línea recta; b) inicializar una curva actual LWD y una curva TVT, la curva actual LWD representa las mediciones de yacimiento tomadas desde dentro del pozo y la curva TVT está basada en la curva actual LWD; c) inicializar un registro de tipo TVT y una curva prevista LWD, el registro de tipo TVT está basado al menos en uno de una inclinación o un cambio de falla para el modelo 2D y la curva prevista LWD está basada en el registro de tipo TVT; d) ajustar al menos uno de la inclinación o el cambio de falla para una sección del modelo 2D hasta que un segmento de la curva prevista LWD coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento de la curva actual LWD o hasta que un segmento de la curva TVT coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento del registro de tipo TVT, el segmento de la curva prevista LWD que coincide, de manera sustancial, con el correspondiente segmento de la curva actual LWD representa un segmento correlacionado; e) ajustar un marcador en el extremo del segmento correlacionado, el marcador separa una sección del modelo 2D que corresponde con el segmento correlacionado de una sección restante del modelo 2D; f) repetir las etapas d) y e) para la sección restante del modelo 2D hasta que sea alcanzado el extremo del pozo, el extremo del pozo corresponde con un extremo de la curva prevista LWD y con un extremo de la curva actual LWD; g) actualizar el modelo 3D a partir del modelo 2D; y h) analizar el modelo 3D para determinar si el pozo se encuentra en un objetivo

12. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el modelo 2D representa una línea horizontal .

13. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el extremo del segmento correlacionado representa una posición sobre la curva prevista LWD y la curva actual LWD en donde la curva prevista L D y la curva actual L D ya no coinciden más, de manera sustancial, y comienzan a divergir.

14. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque además comprende la inicialización de una curva de correlación para determinar un coeficiente de correlación cruzada entre la curva actual LWD y la curva prevista LWD .

15. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque la actualización del modelo 3D comprende : posicionar uno o más puntos agudos entre pozos en el modelo 3D; y mover cada punto agudo entre pozos hacia el modelo 2D.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la actualización del modelo 3D ajusta, de manera interactiva, el modelo 3D para colocar el modelo 2D en cada punto agudo entre pozos .

17. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque además comprende el ajuste de una línea objetivo para el pozo si el pozo no se encuentra sobre el objetivo.

18. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el ajuste de la línea objetivo para el pozo comprende dibujar una línea del extremo del pozo hasta un punto objetivo una distancia predeterminada adelante del pozo.

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el punto objetivo es un yacimiento objetivo.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el yacimiento objetivo es ajustado, de manera automática, cuando es actualizado el modelo 3D.

21. Un dispositivo portador de programa que lleva una estructura de datos, caracterizado porque la estructura de datos comprende : un primer campo de datos que comprende una sección vertical, la sección vertical comprende un modelo 3D, y un modelo 2D, el modelo 3D representa una superficie interpretada y el modelo 2D representa una línea recta; un segundo campo de datos que comprende un panel horizontal, el panel horizontal comprende una curva actual L D y una curva TVT, la curva actual LWD representa las mediciones de yacimiento tomadas desde dentro de un pozo y la curva TVT está basada en la curva actual LWD; y un tercer campo de datos que comprende un panel vertical, el panel vertical comprende un registro de tipo TVT y una curva prevista LWD, el registro de tipo TVT está basado al menos en uno de una inclinación o un cambio de falla para el modelo 2D y la curva prevista LWD está basada en el registro de tipo TVT.

22. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque el pozo está correlacionado con el modelo 2D al: a) ajustar al menos uno de la inclinación o el cambio de falla para una sección del modelo 2D hasta que un segmento de la curva prevista LWD coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento de la curva actual LWD o hasta que un segmento de la curva TVT coincida, de manera sustancial, con un correspondiente segmento del registro de tipo TVT, el segmento de la curva prevista LWD que coincide, de manera sustancial, con el correspondiente segmento de la curva actual LWD representa un segmento correlacionado; b) ajustar un marcador en el extremo del segmento correlacionado, el marcador separa una sección del modelo 2D que corresponde con el segmento correlacionado de una sección restante del modelo 2D; y c) repetir las etapas a) y b) para la sección restante del modelo 2D hasta que sea alcanzado el extremo del pozo, el extremo del pozo corresponde con un extremo de la curva prevista LWD y con un extremo de la curva actual LWD.

23. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el modelo 3D es actualizado a partir del modelo 2D mediante el posicionamiento de uno o más puntos sobre el modelo 3D, los cuales son utilizados para ajustar el modelo 3D para colocar el modelo 2D en cada punto.

24. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque una línea objetivo es establecida para el pozo utilizando el modelo actualizado 3D para dibujar una línea que comienza en el extremo del pozo hasta un punto objetivo una distancia predeterminada adelante del pozo.

25. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el punto objetivo representa un yacimiento objetivo.

26. El dispositivo portador de programa de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el yacimiento objetivo es actualizado, de manera automática, cuando es actualizado el modelo 3D.