MX2014012042A - Evaluacion volumetrica de una formacion usando datos diferenciales normalizados. - Google Patents

Abstract

Se provee un método para determinar datos volumétricos para fluido dentro de una formación geológica con base en un conjunto de datos diferenciales normalizados. El método incluye recopilar primera y segunda instantáneas del conjunto de datos de la formación geológica con base en mediciones desde el pozo en un primer y segundo tiempos diferentes respectivos, y con el pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar el fluido en la formación geológica adyacente al pozo, generar un conjunto de datos diferencial con base en la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos, normalizar el conjunto de datos diferencial para generar un conjunto de datos diferencial normalizado, determinar vértices que definen una forma geométrica y correspondientes a diferentes firmas de fluido desplazado respectivas con base en el conjunto de datos diferencial normalizado, determinar una primera línea que pasa a través de un primer punto que representa un primer fluido desplazado con primeras propiedades conocidas, y dirigido a lo largo de un primer vértice correspondiente, determinar una segunda línea que pasa a través de un segundo punto que representa un segundo fluido desplazado con segundas propiedades conocidas, y dirigido a lo largo de un segundo vértice correspondiente, determinar un punto de fluido inyectado correspondiente a las propiedades del fluido inyectado con base en una intersección de la primera línea y la segunda línea, determinar otra línea que pasa a través del punto de fluido inyectado y dirigida a lo largo de otro vértice correspondiente a otro fluido desplazado con por lo menos una propiedad desconocida, determinar un tercer punto a lo largo de la otra línea con base en por lo menos una propiedad conocida del otro fluido desplazado, y determinar una composición volumétrica de los fluidos desplazados con base en el conjunto de datos diferencial, el primer punto, el segundo punto y el tercer punto.

Description

EVALUACIÓN VOLUMÉTRICA DE UNA FORMACIÓN USANDO DATOS DIFERENCIALES NORMALIZADOS Las herramientas de registro se pueden usar en pozos para hacer, por ejemplo, mediciones de evaluación de la formación para inferir propiedades de las formaciones que rodean al agujero de pozo y los fluidos en las formaciones. Las herramientas de registro comunes incluyen, herramientas electromagnéticas, herramientas acústicas, herramientas nucleares, y herramientas de resonancia magnética nuclear (NMR) , aunque también se usan algunos otros tipos de herramienta .

Las primeras herramientas de registro se hacían pasar por un pozo en un cable de línea de alambre, después de que el pozo había sido perforado. Las versiones modernas de dichas herramientas de línea de alambre (WL) aún se usan extensamente. Sin embargo, la necesidad de información en tiempo real o en tiempo casi real mientras se perfora el agujero de pozo dio origen a herramientas de medición mientras se perfora (MWD) y herramientas de registro mientras se perfora (LWD) . Al recopilar y procesar dicha información durante el proceso de perforación, el barrenador puede modificar o corregir pasos clave de las operaciones del pozo para optimizar el rendimiento de perforación y/o la trayectoria del pozo.

Las herramientas de M D típicamente proveen información de parámetros de perforación tales como peso sobre la barrena, par de torsión, choque y vibración, temperatura, presión, rotaciones-por-minuto (rpm) , velocidad de flujo del lodo, dirección, e inclinación. Las herramientas de LWD típicamente proveen mediciones de evaluación de la formación tales como rayos gamma naturales o espectrales, resistividad, dieléctrica, velocidad sónica, densidad, factor fotoeléctrico, porosidad de neutrones, sección transversal de captura de neutrones térmica sigma (?),¦ una variedad de espectros de rayos gamma inducidos por neutrones, y distribuciones de NMR. Las herramientas de MWD y LWD a menudo tienen componentes comunes a herramientas de línea de alambre (v.gr., antenas o sensores de transmisión y recepción en general) , pero las herramientas de MWD y LWD pueden ser construidas no sólo para perdurar sino para operar en el ambiente duro de perforación. Los términos MWD y LWD a menudo se usan indistintamente, y el uso de cualquier término en esta descripción se entenderá que incluye la recopilación de información de la formación y del pozo, así como datos sobre el movimiento y colocación del ensamble de perforación, Las herramientas de registro se pueden usar para determinar la volumétrica de la formación, es decir, cuantificar la fracción volumétrica, por lo general expresada como un porcentaje, de cada uno y todos los constituyentes presentes en una muestra dada de la formación bajo estudio. La volumétrica de la formación implica la identificación de los constituyentes presentes, y la asignación de firmas únicas para constituyentes en diferentes mediciones de registro. Cuando, al usar un modelo de tierra correspondiente, todas las respuestas del modelo directas de los constituyentes individuales son calibradas, las mediciones de registro pueden ser convertidas a fracciones volumétricas de constituyentes.

Sumario de la invención Este sumario se provee para introducir una selección de conceptos que se describen adicionalmente más adelante en la descripción detallada. No se pretende que este sumario identifique características clave o esenciales de la materia reivindicada, ni se pretende que se use como un auxiliar para limitar el alcance de la materia reivindicada.

Un método para determinar datos volumétricos para fluido dentro de una formación geológica que tiene un pozo en la misma puede incluir recopilar primera y segunda instantáneas de un conjunto de datos de la formación geológica con base en mediciones del pozo en primer y segundo tiempos diferentes respectivos, y con el pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar fluido en la formación geológica adyacente al agujero de pozo. El método además puede incluir generar un conjunto de datos diferencial con base en la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos, normalizar el conjunto de datos diferencial para generar un conjunto de datos diferencial normalizado, y determinar vértices que definen una forma geométrica y correspondientes a diferentes firmas de fluido desplazado respectivas con base en el conjunto de datos diferencial normalizado. El método también puede incluir determinar una primera linea que pasa a través de un primer punto que representa un primer fluido desplazado con primeras propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un primer vértice correspondiente, determinar una segunda línea que pasa a través de un segundo punto que representa un segundo fluido desplazado con segundas propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un segundo vértice correspondiente, determinar un punto de fluido inyectado que corresponde a las propiedades del fluido inyectado con base en una intersección de la primera línea y la segunda línea, y determinar otra línea que pasa a través del punto de fluido inyectado y dirigida a lo largo de otro vértice que corresponde a otro fluido desplazado con propiedades desconocidas. El método además puede incluir determinar un tercer punto a lo largo de la otra línea con base en por lo menos una propiedad conocida del otro fluido desplazado, y determinar una composición volumétrica de los fluidos desplazados con base en el conjunto de datos diferencial, el primer punto, segunde punto y el tercer punto.

También se provee un sistema de registro de relacionado y un medio legible por computadora transitorio .

Breve descripción de las figuras La figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema de sitio de pozo que se puede usar para la implementación de una modalidad ilustrativa, Las figuras 2 y 3 son diagramas de flujo que ilustran las operaciones de evaluación de la formación de conformidad con modalidades ilustrativas.

La figura 4 es una gráfica tridimensional (3D) de puntos de datos que corresponden a un solo par de constituyentes que sustituyen uno al otro a través del desplazamiento de fluido.

La figura 5 es un diagrama esquemático que ilustra la determinación de un conjunto de datos diferencial de instantáneas de formación geológica en el lapso de tiempo.

Las figuras 6-9 son gráficas 3D que ilustran firmas de desplazamiento de fluido para el conjunto de datos diferencial de la figura 5.

La figura 10 es una gráfica 3D que muestra las firmas de desplazamiento de fluido de la figura 9 normalizadas a una longitud uniforme.

Las figuras 11 y 12 son diagramas 3D esquemáticos que muestran los puntos de firmas normalizadas de la figura 10 proyectados en una esfera imaginaria, y un triángulo geodésico resultante que conecta los puntos, respectivamente.

Las figuras 13 y 14 son gráficas 3D que muestran puntos de datos que corresponden a un solo par de constituyentes que sustituyen uno al otro a través del desplazamiento de fluido idéntico a la figura 4, pero con proyecciones correspondientes de estos puntos y firmas de fluido normalizadas resultantes por lo tanto, en planos horizontal (X,Y), cara frontal vertical (Y,Z), y cara posterior vertical (ZX) respectivamente.

Las figuras 15-17 son gráficas bidimensionales (2D) que ilustran otro enfoque para graficar los puntos de firma de la figura 12.

Las figuras 18 y 19 son gráficas 3D que ilustran un enfoque para determinar filtrado de lodo de la perforación y firmas de hidrocarburo de la formación nativo de conformidad con una modalidad ilustrativa.

Descripción detallada de la invención La presente descripción está hecha con referencia a los dibujos anexos, en los cuales se muestran modalidades ilustrativas. Sin embargo, se pueden usar muchas modalidades diferentes, y por lo tanto la descripción no debe considerarse como limitada a las modalidades expuestas aquí. Más bien, estas modalidades se proveen de modo que esta descripción sea amplia y completa. Los números similares se refieren a elementos similares en todo este documento.

Haciendo referencia inicialmente a la figura 1, un sistema de sitio de pozo que se puede usar para la implementación de las modalidades ilustrativas expuestas aquí se describe primero. El sitio de pozo puede ser en la costa o mar adentro. En este sistema ilustrativo, un agujero de pozo 11 se forma en formaciones de s ubs uperficie 106 mediante barrenado giratorio. Las modalidades de la descripción también pueden usar, por ejemplo, barrenado direccional.

Una sarta de perforación 12 es suspendida dentro del agujero de pozo 11 y tiene un ensamble de agujero inferior 100 que incluye una barrena de perforación 105 en su extremo inferior. El sistema de superficie incluye un ensamble de plataforma y grúa 10 situado sobre el agujero de pozo 11, el ensamble 10 incluyendo una mesa giratoria 16, barra conductora a Kelly 17, gancho 18 y dispositivo oscilante 19. La sarta de perforación 12 es girada por la mesa giratoria 16, que engancha la barra conductora 17 en el extremo superior de la sarta de perforación. La sarta de perforación 12 es suspendida de un gancho 18, fijado a un bloque de recorrido (no mostrado) , a través de la barra conductora 17 y un dispositivo oscilante 19 que permite la rotación de la sarta de perforación en relación con el gancho. En algunas modalidades, también se puede usar un sistema impulsor superior.

En el ejemplo ilustrado, el sistema de superficie además incluye en forma ilustrativa fluido o lodo de perforación 26 almacenado en una fosa 27 formada en el sitio del pozo. Una bomba 29 suministra el fluido de perforación 26 al interior de la sarta de perforación 12 a través de un puerto en el dispositivo oscilante 19, haciendo que el fluido de perforación fluya hacia abajo a través de la sarta de perforación 12 como se indica por la flecha direccional 38. El fluido de perforación sale de la sarta de perforación 12 a través de puertos en la barrena de perforación 105, y después circula hacia arriba a través de la región de anillo entre el exterior de la sarta de perforación y la pared del agujero de pozo 11, como se indica por las flechas direccionales 39. El fluido de perforación lubrica la barrena de perforación 105 y lleva cortes de la formación 106 a la superficie a medida que regresa a la fosa 27 para recirculación.

En varias modalidades, los sistemas y métodos descritos en este documento se pueden usar con otros enfoques de transporte conocidos por los expertos en la técnica. Por ejemplo, los sistemas y métodos descritos en el presente documento se pueden usar con herramientas u otros componentes electrónicos transportados por la linea de alambre, linea de recuperación, transporte de tubería de perforación, perforación de tubería enrollada, y/o una interfaz de transporte mientras se perfora. Para el propósito de un ejemplo únicamente, la figura 1 muestra una interfaz mientras se perfora. Sin embargo, los sistemas y métodos descritos en el presente documento se podrían aplicar igualmente a línea de alambre u otras plataformas de transporte adecuadas. El ensamble de agujero inferior 100 de la modalidad ilustrada incluyen un módulo de registro mientras se perfora (LWD) 120, un módulo de medición mientras se perfora (MWD) 130, un sistema direccionable giratorio y motor, y barrena de perforación 105.

El módulo de LWD 120 se aloja en un collar de perforación y puede incluir uno o más tipos de herramientas de registro. También se entenderá que se puede usar más de un módulo de LWD y/o MWD, v.gr., como se representa en 120A. (Referencias, de principio a fin, a un módulo en la posición de 120 alternativamente también pueden significar un módulo en la posición de 120A. ) El módulo de LWD puede incluir capacidades para medir, procesar y almacenar información, así como para comunicar con el equipo de superficie, tal como la estación de registro y control ilustrada 160. A manera de ejemplo, el módulo de LWD puede incluir uno o más de un dispositivo electromagnético, dispositivo acústico, dispositivo de resonancia magnética nuclear, dispositivo de medición nuclear (v.gr., rayos gamma, densidad, factor fotoeléctrico, sección transversal de captura de neutrones térmica sigma, porosidad de neutrones), etc., aunque también se pueden usar otros dispositivos de medición.

El módulo de MWD 130 también está alojado en un collar de perforación y puede incluir uno o más dispositivos para medir características de la sarta de perforación y barrena de perforación. La herramienta de MWD además puede incluir un aparato para generar potencia eléctrica al sistema de fondo de pozo (no mostrado) . Éste típicamente puede incluir un generador de turbina de lodo impulsada por el flujo del fluido de perforación, entendiéndose que se pueden utilizar otros sistemas de potencia y/o batería. El módulo de MWD también puede incluir uno o más de los siguientes tipos de dispositivos de medición: un peso sobre la barrena dispositivo de medición, un par de torsión dispositivo de medición, un dispositivo de medición de choque y vibración, un dispositivo de medición de temperatura, un dispositivo de medición de presión, un dispositivo de medición de rotaciones por minuto, un dispositivo de medición de velocidad de flujo de lodo, un dispositivo de medición de dirección, y un dispositivo de medición de inclinación.

Las herramientas de agujero de pozo anteriormente descritas se pueden usar para recopilar mediciones de la formación geológica adyacente al agujero de pozo 11 para determinar una o más características de los fluidos que son desplazados dentro de la formación geológica 106 de conformidad con modalidades ilustrativas. Se puede proveer un procesador 170 para determinar dichas características. El procesador 170 se puede implementar usando una combinación de hardware (v.gr., microprocesador, etc.) y un medio no transitorio que tiene instrucciones ejecutables por computadora para realizar las diversas operaciones descritas en el presente documento. Cabe notar que el procesador 170 puede estar situado en el sitio del pozo, o puede estar remotamente ubicado.

A manera de antecedentes, uno de los objetivos de evaluación de la formación (FE) es la volumétrica de la formación, es decir, la cuantificación del porcentaje de fracción volumétrica de cada constituyente presente en una muestra dada de la formación bajo estudio. En el corazón de la volumétrica de la formación está la identificación de los constituyentes presentes, y el modelo geológico correspondiente (algunas veces llamado un "modelo de tierra") . A los constituyentes se asigna una firma sobre diferentes mediciones de registro, y las mediciones de registro seleccionadas son típicamente optimizadas para asegurar una firma única por los constituyentes presentes, en general, consideraciones prácticas tales como tecnología, condiciones de operación (geometría de pozo, tamaño del agujero, tipo de lodo, agujero abierto vs . agujero con carcasa, temperatura, etc.), aspectos de HSE, y la economía pueden restringir las mediciones de registro contempladas. Más aún, "leyes de mezclado" del medio homogéneo se seleccionan con base en la física intrínseca de las mediciones seleccionadas, y las funciones de respuesta geométricas tridimensionales se seleccionan con base en el tipo y diseño de herramienta específicos que llevan a cabo la medición. Consideradas en conjunto, las firmas de medición del registro de los constituyentes de la formación, las leyes de mezclado y las funciones de respuesta geométrica permiten el modelado directo de varias respuestas de mediciones de registro para una mezcla de constituyentes, y la inversión de modo directo entonces puede convertir las mediciones de registro de nuevo en las fracciones volumétricas de los constituyentes .

En particular, las operaciones de identificar y asignar una firma de registro a los diferentes constituyentes presentes (en condiciones in-situ) pueden ser un reto, especialmente cuando se trabaja con registros de WL con profundidad de investigación relativamente somera, en presencia de profundidad de invasión relativamente profunda en el caso de perforación sobre el equilibrio convencional, aunque las mediciones de LWD adquiridas antes de la invasión pueden ya haber progresado demasiado profundo dentro de la formación y/o la perforación por debajo del equilibrio se puede usar para aliviar estas preocupaciones especificas de WL. Sin embargo, mientras que la identificación de los diferentes constituyentes presentes se puede remediar hasta cierto grado a través de varias operaciones, la asignación de una firma única a los diferentes constituyentes presentes no siempre tiene una fácil solución. Esto puede deberse a varios factores.

Por ejemplo, el análisis de cortes de roca llevados a la superficie durante el proceso de perforación y/u operaciones de registro de lodo pueden proveer generalmente a los geólogos y petrofisicos los indicios significativos y tempranos (referidos aquí como "verdad del suelo") como la identidad de los diferentes constituyentes presentes, con ciertas excepciones (dependiendo del tipo de lodo de perforación) . Las operaciones de extracción de muestras opcionales (que potencialmente pueden ser costosas y poco prácticas) van un paso más adelante, para cortar y recuperar muchos metros de núcleo entero de la formación para análisis detallado adicional sobre la superficie. También, las técnicas de registro por espectroscopia elemental avanzada de fondo de pozo (v.gr., registros por espectroscopia de captura de neutrones térmica, registros de espectroscopia de dispersión inelástica de neutrones rápida, registros de espectroscopia de activación de neutrones elemental, etc.) pueden ayudar todas a explicar los constituyentes de la matriz, y reducir el desafio de la volumétrica de la formación a fracciones volumétricas elementales del fluido.

Además, las operaciones de prueba de la formación opcionales (v.gr., gradientes de presión, análisis de fluido de fondo de pozo, muestreo de fluido, etc.), a pesar de la disponibilidad limitada de dichos datos de estación en puntos de profundidad discretos a lo largo del pozo, se pueden considerar para probar los constituyentes del fluido producible de la formación. También, las técnicas de registro de NMR multi-dimensional avanzadas recientemente introducidas pueden ayudar a distinguir los diferentes constituyentes del fluido unos de otros.

Un prerrequisito para asignar una firma a un constituyente particular es que un volumen (o masa) cuantitativo del mismo es separado y aislado de los otros constituyentes, ya sea literalmente o virtualmente a través de análisis matemático. Las mediciones hechas sobre dicha muestra entonces pueden ser normalizadas a la cantidad de constituyentes presentes, y firmas de registro derivadas, cabe notar que aun cuando las muestras son recuperadas en la superficie, los instrumentos de superficie para realizar medición análoga a los diversos registros de fondo de pozo pueden no estar fácilmente disponibles o posibles, y aún así, las mediciones llevadas a cabo en la superficie necesita ser extrapoladas adicionalmente a condiciones de presión y temperatura de fondo de pozo.

Un enfoque sistemático se provee en el presente documento para identificar y calibrar algunas de las respuestas de registro de constituyentes de la formación, a partir de mediciones de registro solas. Es decir, en vez de buscar la firma de constituyentes individuales presentes de una vez a una profundidad, el presente enfoque más bien puede buscar los patrones que resultan de la substitución del constituyente cruzado (constituyente x) cuando la substitución ocurre en pares (es decir, cuando un constituyente "I" reemplaza a otro constituyente "J", todo lo demás se mantiene igual) . Esto alcanza de manera eficaz una evaluación comparativa de un constituyente contra otro, y en donde una de las respuestas de los constituyentes se entiende por completo, las respuestas de registro de la otra pueden ser reconstruidas.

Una implementación ilustrativa para determinar datos de composición para fluidos dentro de la formación geológica 106 generalmente se describe primero con referencia al diagrama de flujo 200 de la figura 2. Empezando en el bloque 201, el método incluye en forma ilustrativa recopilar primera y segunda instantáneas de un conjunto de datos con base en mediciones de la formación geológica 106 del agujero de pozo 11 en primer y segundo tiempos diferentes representativos, y con el pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar fluidos movibles en la formación geológica adyacente al agujero de pozo, en el bloque 202. A manera de ejemplo, la inyección de fluido puede incluir varios tipos de fluidos de recuperación de petróleo mejorada (EOR) , tales como agua dulce, dióxido de carbono, etc. El método además puede incluir, generar un conjunto de datos diferencial con base en la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos, en el bloque 203, y normalizar el conjunto de datos diferencial para generar un conjunto de datos diferencial normalizado, en el bloque 204, como se describirá adicionalmente más adelante. El método también incluye en forma ilustrativa determinar vértices que definen una forma geométrica y que corresponden a diferentes firmas de fluido desplazado respectivas con base en el conjunto de datos diferencial normalizado, en el bloque 205, y determinar los datos de composición de fluido desplazado con respecto a las diferentes firmas de fluido desplazado con base en una posición de un punto de datos del segundo conjunto de datos en la forma geométrica, en el bloque 206, como también se describirá con más detalle más adelante. El método ilustrativamente concluye en el bloque 207.

En forma más particular, el presente enfoque utiliza mediciones efectivamente consonantes. Es decir, ya sea verdaderamente consonantes, o virtualmente consonantes mediante técnicas de procesamiento tales como técnicas de corrección de invasión, o debido a las mediciones leídas en el mismo tipo de formación aunque los volúmenes reales de investigación pueden ser diferentes. Como tal, esto puede ocurrir cuando las mediciones están simultáneamente en una situación en donde son afectadas poco por invasión, o en una situación en donde todas son abrumadas por invasión. Estas mediciones se usan para sondear la misma formación dos veces o más, en donde los cambios en la composición de la formación son esperados entre las diferentes sondas o instantáneas. Esto permite una caracterización del cambio (s) que ha tenido lugar. Cabe notar que las mediciones sólo necesitan ser consonantes unas entre otras, para la misma instantánea. Las mediciones de una instantánea vs . mediciones de otra instantánea no necesitan ser consonantes.

Aunque inicialmente parece como si el problema creciera en forma más compleja de esa manera, este no necesariamente es el caso. Por ejemplo, para los constituyentes "Z" presentes, habría "Z(Z-l)" intercambios de pares de constituyente posibles (que es mucho más largo que Z) , pero en la naturaleza y en la práctica, sólo un pequeño número de dichos intercambios de pares será relevante al caso a la mano. A manera de ejemplo, en la actualidad, la distribución de fluido nativo dentro de un yacimiento, como resultado de migración y sustitución de fluido en una escala de tiempo geológico, y permeabilidad relativa incrementan con la saturación del fluido correspondiente, son tales que a una profundidad dada sólo uno de los fluidos nativos en el lugar es predominantemente movible. Es decir, los otros ya habrán sido desplazados. Además, el fluido intrusivo que perturba este equilibrio del yacimiento original (o distribución de fluido en equilibrio) es por lo general bien definido, siendo inyectado desde la superficie o producido a la superficie.

Por otra parte, es generalmente difícil aislar directamente la firma de constituyentes de fluido individuales, porque pueden no estar presentes por su propia cuenta, o pueden no estar disponibles en una cantidad suficiente, en el volumen de formación bajo investigación, a pesar del equilibrio del yacimiento descrito anteriormente. Este suele ser el caso con la perforación sobre el equilibrio y es exacerbada por el registro de WL convencional. Si en vez de ello se considera por debajo del equilibrio de la perforación, o si las mediciones de registro consideradas son adecuadas para técnicas de corrección de invasión existentes (tales como por el método descrito en la publicación de patente de E.U.A., No.. 2009/0177403 a Gzara, que es incorporada en el presente documento en su totalidad por referencia) , entonces la situación seria diferente, y un tipo de constituyente liquido puede abrumar de hecho a todos los demás. Sin embargo, aún en esta situación, la falta de información sobre la cantidad exacta de constituyente liquido presente normalmente representaría un impedimento para obtener la firma de ese fluido, aunque esto puede ser superado por el enfoque expuesto en el presente documento, como se expondrá más adelante.

Además, cuando se estudian los patrones resultantes a partir de sustitución del constituyente x, los otros constituyentes manifiestamente no juegan un papel, lo que reduce la complejidad que de otra manera resultaría al intentar resolver para las muchas firmas de mediciones de registro de constituyentes todas a la vez. Sin embargo, hay un caso especial en donde la sustitución del constituyente x no necesariamente ocurre exactamente en pares, sino en donde los conceptos aquí expuestos aún pueden aplicar y ser adaptados. Este caso especial es el de las formaciones subterráneas con salinidad del agua variable, que generalmente resultan de operaciones de inyección de agua para mantener la presión del yacimiento y sostener la producción de hidrocarburos. Aquí, la salinidad del agua inyectada difiere sustancialmente de la salinidad del agua de la formación original (también llamada agua "singenética") , y la mezcla de las dos en diferentes proporciones a través del yacimiento da por resultado las diferentes salinidades del agua. Los fluidos sustituidos en este caso pueden interpretarse como una mezcla de agua de formación singenética, agua de inyección e hidrocarburos no barridos.

Este presente enfoque también puede aplicarse a una amplia gama de situaciones, dependiendo de los muchos orígenes posibles de los cambios observados en la composición de la formación entre las distintas instantáneas. De hecho, los cambios observados pueden ser el resultado de fluidos desplazados, materiales finos desplazados, cambios de fase (tales como los iniciados por cambios de presión o temperatura) o reacciones químicas en general incluyendo disolución o precipitación (tales como la precipitación de asfalteno ( s ) , deposición de escamas, disolución de sal, estimulación de ácido, etc.), o finalmente cambios en regímenes de compactación o presión o estrés en general.

En términos generales, estos cambios pueden caer en varias categorías. La primera categoría cambia con el tiempo (v.gr., cuando el mismo volumen de formación es sondeado en tiempos diferentes, el primer tiempo típicamente se denomina un "registro de base") . Con respecto a los cambios inducidos por inyección, éstos pueden incluir: escala de tiempo pequeña, dinámica de invasión (pasada de barrena vs pasada de limpieza) ; escala de tiempo pequeña, técnicas de estimulación de yacimiento (por ejemplo, la invasión acoplada con la dinámica de las reacciones químicas o inyección de solvente) ; escala .de tiempo pequeña, técnicas de registro-inyección- registro (LiL) en general (es decir, múltiples ciclos de invasión, con fluidos invasores para propósitos específicos); y escala de tiempo grande, monitoreo del yacimiento (tal como pozos de inyección) . Con respecto a los cambios inducidos por la producción, éstos pueden incluir pequeña escala, bajo equilibrio de perforación, o cambios bajo presión (tales como expansión del gas, banco de condensado, gas que sale de la solución, conificación de gas, conifi'cación de agua o zonas de pérdida) ; y escala de tiempo grande, monitoreo del yacimiento (tal como pozos de producción) . Otros cambios son cambios inducidos por "asentamiento termomecánico" , que pueden incluir: escala de tiempo pequeña, cambios inducidos por temperatura (tal como descongelamiento y derretimiento de hielo o hidratos) ; escala de tiempo grande, cambios inducidos por temperatura (tales como propiedades de aceite pesado retocadas, cuando se usan técnicas de recuperación térmica) ; y escala de tiempo grandes, cambios inducidos por estrés.

La siguiente categoría incluye cambios con profundidad radial (v.gr., cuando volúmenes cada vez más profundos de la misma formación son sondeados sólo una vez) , que requiere diferentes conjuntos de mediciones consonantes entre ellas para cada uno de los volúmenes cada vez más profundos investigados. Con respecto a los cambios inducidos por inyección, éstos pueden incluir: escala de tiempo pequeña, dinámica de invasión (paso de barrena vs paso de limpieza) ; escala de tiempo pequeña, las técnicas de estimulación del yacimiento (tales como la invasión acoplada con la dinámica de las reacciones químicas o inyección de solvente) ; tiempo de escala pequeña, técnicas de LiL en general . (v.gr. , múltiples ciclos de invasión con fluidos invasores para propósitos específicos) . En cuanto a cambios inducidos por la producción, éstos pueden incluir a pequeña escala, bajo equilibrio de perforación, y cambios inducidos por presión (tales como banco de condensado o gas que sale de la solución) . Con respecto a los cambios inducidos por "ajuste" totales, éstos pueden incluir en escala de tiempo pequeña, cambios inducidos por temperatura (es decir, descongelamiento y derretimiento de hielo o hidratos) .

Otra categoría incluye cambios entre zonas (es decir, cambios con la profundidad) , en donde un mismo constituyente está presente y participa en todas las sustituciones de pares de constituyentes x previstos. Este es un caso un . tanto contrario a la intuición, aplicable únicamente cuando la presencia del mismo componente a través de diferentes zonas se puede determinar con relativa confianza. En este caso, las mediciones realizadas a una profundidad dada se cotejan contra la situación hipotética en la que el mismo constituyente ocupa todo el volumen de la formación, que es cómo se puede extender la técnica a este caso. Incluso cuando la naturaleza de ese mismo constituyente sólo se conoce aproximadamente, el simple hecho de que se está en presencia del mismo constituyente es suficiente para que la técnica funcione. En la práctica, la misma mineralogía de roca puede ser diferenciada con base en los datos de registro de fondo de pozo que responde principalmente a las rocas y minerales únicamente, tales como (pero sin limitarse a) espectroscopia de captura elemental avanzada, o los datos de registro de rayos gamma natural. También puede diferenciarse con base en las observaciones de superficie, tales como (pero sin limitarse a) los datos básicos en general, y datos del registro de lodo y el análisis de los cortes en particular. Alternativamente, el mismo tipo de fluido puede diferenciarse sobre la base de datos de registro de fondo de pozo que responde principalmente sólo a los fluidos únicamente, tales como datos de registro de pruebas de formación. También puede diferenciarse sobre la base de las observaciones de superficie, tales como (pero sin limitarse a) · el análisis de los fluidos producidos, en general, y muy particularmente datos de registro de lodo y el análisis de los retornos de lodo de perforación. O también puede determinarse simplemente porque se puede inyectar desde la superficie, tales como (pero sin limitarse a) filtrado de lodo de perforación en el caso de la perforación en equilibrio .

' En donde la mineralogía de la roca puede ser discriminada positivamente, entonces cambios en el tipo de fluido pueden ser reconocidos, y en donde los cambios en el tipo de fluido también son acompañados por notables variaciones en la porosidad, entonces los puntos extremos de la mineralogía de la roca en cuestión pueden ser calibrados in situ. También pueden usarse varias combinaciones de los anteriores .

Cabe señalar que las disciplinas de optimización de registro de producción o perforación, en comparación con la evaluación de la formación, se centran en el contenido del pozo mismo durante la producción o inyección o durante la perforación, en contraposición a los constituyentes de la formación. Algunos de los conceptos aquí descritos pueden transponerse al campo de optimización de registro de producción o perforación (tales como limpieza y detección de agujeros), por ejemplo, como serán apreciados por los expertos en la técnica.

De conformidad con un primer aspecto, se describe un enfoque para identificar y clasificar los cambios que han tenido lugar. Se usa la notación de vector M correspondiente a las mediciones efectivamente consonantes consideradas mi m2 ... ma mp... mn, y la descripción se referirá a las diferentes instantáneas de la formación como M1 M2 ... M1 M3 ... MN, mientras que las firmas de registro de los constituyentes de la formación se referirán como MA MB ...M? Mj... Mz.

Además, M genéricamente pretende representar a M mismo, o cualquier transformación lineal del mismo. En donde las respuestas de volumen y registro de algunos constituyentes son conocidas a priori, la notación M también incluirá aquellas transformaciones que eliminan M de estas contribuciones de los constituyentes conocidos para producir un vector M "limpio" que sólo depende de las incógnitas restantes solas.

En esta descripción, estos vectores también pueden mostrarse- alternativamente como curvas sobre "n" puntos de datos, suponiendo los valores mi m2 ... rtia mp... mn, en cuyo caso la notación de vector puede caer y ser sustituida por la notación de función M1 M2 ... M1 Mj ... MN y MA MB ... Mi Mj ... Mz. Asi es cómo normalmente se muestran datos de multicomponentes de NMR, y se ha acuñado el término "distribución (es ) " en referencia a las curvas asociadas. En esta descripción, las mediciones mi m2 ... ma mp... mn también se toman sin unidades (o sin dimensiones) al normalizar todas las mediciones a la cuantía de ruido que inherentemente impregna cada una. En primer lugar, esto es útil para permanecer por arriba del nivel de ruido intrínseco a las diversas medidas y evitar ruido de confusión con información verdadera. En segundo lugar, esto es útil cuando se trata de mostrar los vectores o funciones descritos anteriormente, en una escala neutra o independiente del usuario. Cabe señalar que esta normalización de medición es diferente de otras normalizaciones introducidas posteriormente, como la pseudo-normalización de la firma y la normalización verdadera de la firma .

Los cambios en M entre las instantáneas "i" y "j" entonces se pueden expresar como una combinación lineal de todos los vectores ( Mj— Mj) como sigue (suponiendo mediciones con las leyes de mezclado lineales) : V/) - ( ¡ - v/)) _ ?„(?) = L Lj ·?- M.) ' teniendo en mente que esta expresión no es única, ya que los vectores ( Mj— Mj) son interdependientes . Sigue una expresión más familiar, en el caso de intercambio de un solo par de constituyentes "I" y "J": ?,}(?) = A„(V,).(M, - ?,) = ?„(?,).(M, - ,) La figura 4 muestra la relación ??-j (M) = ±j (Vj) . constituyentes "I" y "J" uno con respecto al otro, en el caso en donde M represente las tres mediciones de registro PhiN (porosidad de neutrón aparente) , PhiD (porosidad de densidad aparente) y P i? (porosidad ? aparente) . Es decir, muestra que a media que ??-, (?t) cambia, los puntos de datos A j (M) permanece alineado (a lo largo del vector ( M[— Mj)).

Los beneficios de tomar la diferencia (Mj— M1) también pueden ser representados en un ejemplo ahora descrito con referencia a la figura 5, que ilustra el proceso correspondiente a sustraer las pasadas de barrena y limpiador unas de otras en el contexto de la invasión del filtrado de lodo de perforación durante la perforación de sóbreequilibrio. La parte superior "(a)" de la figura muestra la distribución volumétrica de minerales (Min-1, Min-2 y Min-3) que constituyen la matriz (—Matriz—) y de fluidos (Fld-A, Fld-B y Fld-C) llenando el espacio de poros (-Phi-) dentro del volumen de investigación de las mediciones de LWD consideradas, durante la pasada de la barrena. En este caso, las mediciones de LWD de la pasada de la barrena se consideran una combinación lineal de las respuestas de las mismas mediciones correspondientes a cada uno de estos constituyentes minerales y fluidos presentes, como se pondera por sus respectivas proporciones volumétricas.

La segunda parte (media) " (b) " de la figura muestra la distribución volumétrica de minerales (Min-1, Min-2 y Min-3) que constituyen la matriz (—Matriz—) y el otro fluido (Fld-X) junto con los fluidos nativos originales (Fld-A, Fld-B y Fld-C) llenando el mismo espacio de poros (-Phi-) dentro del volumen de investigación de las mediciones de LWD consideradas, durante la pasada de limpiador. El fluido Fld-X (v.gr., filtrado de lodo de perforación inyectado) representa un nuevo fluido que originalmente no estaba presente dentro del espacio de poros y que ahora ocupa espacio de poros que originalmente era ocupado por los fluidos Fld-A, Fld-B y Fld-C. Aquí, otra vez-, las mediciones de LWD de la pasada de limpiador se consideran una combinación lineal de las respuestas de las mismas medidas correspondientes a cada uno de estos constituyentes presentes, como se ponderada por sus respectivas proporciones volumétricas. Cabe notar que en el ejemplo, la distribución volumétrica de minerales no cambia entre las pasadas de barrena y limpiador.

La última parte (inferior) "(c)" de la figura muestra la distribución volumétrica correspondiente a la diferencia (es decir, conjunto de datos diferencial) entre las mediciones de pasada de barrena y limpiador. Cabe notar que los minerales de matriz (y cualquier otra cosa que no se mueva la barrena en las pasadas de barrena y limpiador) se cancelan. Una vez más, las diferencia entre las mediciones de LWD de la pasada de barrena y limpiador se consideran una combinación lineal de las firmas, que ya no corresponden a constituyentes individuales presentes, sino más bien la firma de pares de constituyentes que se sustituyen en forma cruzada unos con respecto a otros (Sig-I, Sig-II, Sig-III). Es decir, esta es la firma de mediciones de registro de uno de los constituyentes menos la firma del otro, como es ponderado por el volumen desplazado respectivamente.

Pasando a las figuras 6-8, éstas son similares a la figura 4 y muestran las relaciones correspondientes a tres patrones diferentes de sustitución de fluido (reemplazo de filtrado de lodo Fld-A representado por el punto 60, reemplazo de filtrado de' lodo Fld-B representado por el punto 61 y reemplazo de filtrado de lodo Fld-C representado por el punto 62) y en el caso en donde M representa las tres mediciones de registro PhiN (porosidad de neutrón aparente) , PhiD (porosidad de densidad aparente) y Phi? (porosidad ? aparente) . La figura 9 muestra todos los tres de los diferentes puntos de firma de sustitución de fluidos 60-62 mostrados simultáneamente en la misma gráfica.

Este resultado significa que los puntos de datos correspondientes al mismo intercambio de par de "I" y "J" se alinearán a lo largo del vector ( Mi— Mj) y viceversa. Aglomerados de puntos de datos a lo largo de estos vectores entonces identifican qué par de los constituyentes de la formación "I" y "J" se han sustituido mutuamente entre las instantáneas "i" y "j". Para distinguir efectivamente estos aglomerados en la práctica, un enfoque es considerar histogramas de punto de datos por ángulo sólido en el espacio de "dimensión n", o normalizar los vectores de punto de datos Aij(M) para ser de una amplitud (es decir, para proyectarlos contra una esfera n-dimensional de radio uno) de acuerdo con: ½( ) ¼m\ para aquellos vectores de puntos de datos por arriba de un umbral de ruido preestablecido (M)|| »?, y en donde la norma \\&±j (M)|| puede definirse de muchas maneras. Esta pseudo-normalización expresamente revela algunos de los patrones de sustitución del constituyente x presentes, en donde la sustitución ha dado lugar a diferencias notables entre las diferentes instantáneas de la formación. Técnicas de redes neurales, análisis factorial y/u otras técnicas de análisis estadístico pueden usarse entonces para crear automáticamente una zona de la formación de acuerdo con los patrones de reconocimiento.

En el caso especial de formaciones subterráneas con salinidad del agua variable, esto normalmente resulta de las operaciones de inyección de agua para mantener la presión del yacimiento y mantener la producción de hidrocarburos donde la salinidad del agua inyectada difiere sustancialmente de la salinidad del agua de la formación original (es decir, agua singenética) . La mezcla de las dos en diferentes proporciones a través del yacimiento se traduce en diferente salinidad del agua. Una vez que la firma del agua de formación singenética, agua de inyección e hidrocarburos de formación nativos se han identificado y/o extraído, entonces se puede convertir las diferencias de medición entre las pasadas de barrena y limpiador en proporciones correspondientes de agua de formación singenética, agua de inyección e hidrocarburos de formación nativos presentes dentro de ese volumen de fluidos de la formación desplazados por filtrado de lodo.

La composición de fluido desplazado que llega de esta manera se conoce aquí como una "pseudo-composición". Esta pseudo-composición respeta a cada constituyente del fluido individualmente, es decir, cuando sólo un fluido ha sido desplazado, entonces la pseudo-composición sólo apuntaría a ese constituyente solo, y cuando un fluido no ha sido desplazado, entonces la pseudo-composición en vez de ello indicaría la ausencia de ese constituyente. Sin embargo, la pseudo-composición es lineal y no respetaría exactamente las mezclas de fluidos múltiples intermedios. La pseudo-composición misma podrá realizarse en una variedad de formas, dependiendo de la pseudo-normalization usada. Una forma puede ser obtener datos de composición al localizar la firma de fluido dentro del triángulo geodésico descrito a continuación, soportado por las firmas mostradas (es decir, los vértices SIG-I, SIG-II y SIG-III) .

Una consideración de pseudo-normalización es que los aglomerados de puntos de datos de diferentes patrones de sustitución del constituyente x no se distinguen unos de otros una vez normalizados, en aquellos casos en donde los vectores correspondientes son paralelos unos a otros. Además, aglomerados de puntos de datos congregados alrededor del origen "O" y correspondientes a un par de constituyentes x con propiedades similares (tales como petróleo de formación nativo que es desplazado por filtrado de lodo de base de petróleo, o agua de formación nativa que es desplazada por filtrado de lodo de base de agua) , no pueden distinguirse conclusivamente de otros aglomerados de puntos de datos correspondientes a otros intercambios de pares de constituyente x, y no pueden hacer el corte cuando ' retienen sólo aquellos vectores de punto de datos (M) por arriba de un umbral de ruido preestablecido \\A±j (M)|| » n.

Haciendo referencia a la figura 10, aquí las tres lineas diferentes y puntos de firma de sustitución de fluido 60-62 mostrados en la figura 9 se muestran nuevamente, pero también los puntos normalizados 70-72 respectivos a lo largo de estas lineas situadas a una distancia igual a uno (es decir, la intersección de estas lineas con y/o las proyecciones de la puntos de datos en la esfera de radio igual a uno) . Debido a la correspondencia de uno a uno entre las lineas mostradas y la intersección correspondiente con la esfera de radio uno, la referencia a las diferentes firmas de sustitución de fluido se interpretará en el sentido de los puntos 70-72 correspondientes situados en la esfera de radio uno. En la figura 11, sólo la esfera de radio uno anteriormente descrita y los puntos normalizados descritos 70-72 (es decir, las lineas correspondientes han sido removidas, lo que puede ser considerado como información redundante en este punto) .

En la figura 12, se muestra un triángulo geodésico que une los diferentes puntos o vértices de firmas 70-72. Cualquier punto 75 contenido dentro de esta área triangular en realidad correspondería a la firma de filtrado de lodo Fld-X que sustituye a una mezcla de Fld-A, Fld-B y Fld-C en diferentes proporciones, de acuerdo con la relación del "ángulo sólido" (o área) sostenida por el punto y los dos vértices opuestos respectivamente, al ángulo sólido sostenido por los tres vértices 70-72.

Haciendo referencia además a las figuras 13-17, se ilustra un proceso de conversión de puntos de datos en un espacio tridimensional (3D) en una representación correspondiente en un espacio bidimensional (2D) , en cuyo caso un solo punto en el espacio 3D en vez de ello puede ser representado como un triángulo en el espacio 2D. Con respecto a la figura 13, ésta muestra la misma línea y puntos de datos correspondiente a la firma de substitución de fluido única mostrada en la figura 4, pero ahora con una mayor proyección añadida de estos puntos de datos en cada uno de los tres planos XY (plano horizontal), YZ (plano vertical orientado al frente) y ZX (plano vertical orientado a la izquierda) . En la figura 14, esta vista es como la figura 13, pero ahora también incluye el punto de la firma de sustitución de fluido 70 situado en la esfera de radio uno y el las proyecciones correspondientes 90-92 en cada uno de los tres planos XY, YZ y ZX como se describió anteriormente.

En la figura 15, el despliegue 3D de las figuras 13 y 14 es reemplazado por un despliegue 2D mediante la superposición de las diferentes proyecciones 2D desde los planos XY, YZ y ZX uno encima del otro. En la figura 16, se muestran lineas que forman un triángulo y que unen las diferentes proyecciones 90-92 del punto de la firma de substitución de fluido único 70. Por lo tanto, los puntos de datos 3D del conjunto de datos diferencial pueden ser representados en vez de ello como un triángulo correspondiente en 2D, como se muestra en la figura 17.

Con respecto al proceso de pasar de un despliegue 3D a un despliegue 2D, en donde las firmas de sustitución de fluido están representadas en vez de ello en 2D por un triángulo en lugar de un punto 3D, este despliegue 2D puede ser más conveniente con el cual trabajar en algunas modalidades. Este puede ser el caso cuando se trabaja con más de tres mediciones de registro (es decir, más de tres dimensiones) en cuyo caso una firma de sustitución de fluido N-dimensional opcionalmente puede convertirse en una firma 2D, representada por un polígono de "N x(N-l)/2".

Haciendo referencia ahora además al diagrama de flujo 300 de la figura 3, en algunas implementaciones puede ser deseable también considerar tanto la composición verdadera de los fluidos desplazados como el volumen del filtrado de lodo que ha invadido la formación, al localizar los puntos de datos del conjunto de datos diferencial dentro el tetraedro soportado por el origen "O" y puntos 60-62 en las figuras 9-10, siempre que los puntos 60-62 también puedan ser identificados con precisión, y no sólo los puntos 70-72 que fueron el foco de la pseudo-normalización descrita anteriormente. Esto es posible en el caso de salinidad del agua de formación variable, por ejemplo, porque el agua es un fluido conocido. Comenzando en el bloque 301, primera y segunda instantáneas del conjunto de datos de la formación geológica (v.gr., instantáneas de barrena y limpiador) se recopilan del agujero de pozo 11 en primer y segundo tiempos diferentes respectivos, con el agujero de pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar líquidos en la formación geológica adyacente al pozo, en el bloque 302. De manera similar a como de describió anteriormente, se genera un conjunto de datos diferencial con base en la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos (bloque 303), el conjunto de datos diferencial es normalizado para generar un conjunto de datos diferencial normalizado (bloque 304), y vértices que definen una forma geométrica y correspondiente a diferentes firmas de fluido desplazado respectivas se determinan con base en el conjunto de datos diferencial normalizado, en bloque 305.

Haciendo referencia además a las figuras 18-19, nuevos puntos 80-82 se introdujeron y se colocaron respectivamente con los puntos 60-62, para distinguir entre los puntos 60-62 con coordenadas en el referencial del conjunto de datos diferencial (mostrado con los 3 ejes etiquetados como APhiD, APhiN y APhi?) y los puntos 80-82 con coordenadas en las referenciales absolutas de primera y segunda instantáneas del conjunto de datos de mediciones (mostrado con los 3 ejes etiquetados como APhiD, ????? y APhi?) . Esta distinción no es necesaria en el caso de vectores (y vértices) porque los vectores retendrían las mismas coordenadas en ambos referenciales . También se introduce el punto 83 en el origen del referencial del conjunto de datos diferencial, y las coordenadas de los puntos 80-83 representan respectivamente las propiedades de todos los fluidos presentes, fluidos de formación nativos Fld-A (v.gr. , petróleo de la formación), Fld-B (v.gr. , agua singenética salino), Fld-C (v.gr., agua dulce de inyección), y el fluido del filtrado de lodo de perforación Fld-X.

Además el referencial del conjunto de datos diferencial usado en las figuras 6-17 (mostrado con los 3 ejes etiquetados como APhiD, APhiN y APhi?) , el referencial absoluto de instantáneas del primer y segundo conjuntos de datos también se muestra (mostrado con los 3 ejes etiquetados como APhiD, ????? y APhi?) de las figuras 18 y 19. Varios puntos de datos mostrados como circuios tendrán diferentes coordenadas, dependiendo del diferencial o referencial absoluto considerado, mientras que los vectores conservarían las mismas coordenadas en ambos referenciales .

En el ejemplo ilustrado se determina una primera línea 101 que pasa a través de un primer punto 81 que representa un primer fluido desplazado con primeras propiedades conocidas (v.gr., Fld-B) y dirigida a lo largo de un primer vértice correspondiente (v.gr., Sig-II), en el bloque de 306. Además, una segunda línea 102 se determina pasando a través de un segundo punto 82 que representa un segundo fluido desplazado con segundas propiedades conocidas (v.gr., Fld-C) y dirigida a lo largo de un segundo vértice correspondiente (v.gr., Sig-III) , en el bloque de 307. Un punto de fluido inyectado 83 correspondiente a una propiedad del fluido inyectado (v.gr., Fld-X) se determina con base en una intersección de la primera línea 101 y la segunda línea 102, en el bloque 308. Otra línea 100 se determina pasando a través del punto de fluido inyectado 83 y dirigida a lo largo de otro vértice, v.gr., Sig-I) correspondiente a otro fluido desplazado con propiedades desconocidas (v.gr., Fld-A) , en el bloque 309. El fluido desplazado con el punto 80 de propiedades desconocidas entonces se podrá determinar a lo larqo de la linea 100, con base en al menos una propiedad del fluido desplazado (v.gr., densidad o gravedad de API), en el bloque 310. Esto permite una composición volumétrica de los fluidos desplazados que debe determinarse con base en el conjunto de datos diferencial, y los puntos 80-83, en el bloque 311. En algunas modalidades, las características de la formación o del yacimiento (v.gr., permeabilidad, permeabilidad relativa fluida, fraccional de flujo, etc.) también pueden determinarse con base en la composición volumétrica determinada de los fluidos desplazados, en el bloque 312, que ilustrativamente concluye el método de la figura 3 (bloque 313) .

Muy particularmente, con la salinidad del agua de formación singenética (v.gr., Fld-B) y agua de inyección (v.gr., Fld-C) a la mano, las respuestas de mediciones de registro correspondientes 81 y 82 se pueden calcular. Más aún, con la ayuda de los dos vectores que corresponden a la firma de la sustitución del constituyente x con filtrado de lodo (v.gr., Sig-II y Sig-III) derivados a través de la adquisición de datos de lapso de tiempo como se ha descrito anteriormente, ahora se tienen dos líneas 101, 102 en el espacio 3D. Estas dos líneas se intersecan entre sí en el punto de firma 83 del filtrado de lodo (aunque dos líneas no se intersecar necesariamente en el espacio 3D, se puede seleccionar una función de reducción al mínimo de un error para localizar la punto más apropiado para llamar a la intersección, como lo apreciarán los expertos en la técnica) . Con la ayuda de la firma filtrado de lodo 83, y el vector (por ejemplo, Sig-I) correspondiente a la sustitución de la formación de hidrocarburos nativa (v.gr., Fld-A) con filtrado de lodo derivado también a través de la misma de adquisición de datos de lapso de tiempo mencionado anteriormente, ahora se tiene una línea 100 en el espacio 3D en el cual radica el punto de firma de hidrocarburo de la formación nativa 80. Por lo tanto, si sólo se conoce una de las propiedades exactas de hidrocarburos de la formación nativos (v.gr., la densidad debido a que el parámetro de hidrocarburos por lo general es bien conocido) , entonces las otras propiedades siguen de acuerde a ello. Como se ha señalado anteriormente, la figura 18 ilustra cómo llegar a la firma de filtrado de lodo (v.gr., Fld-X) , mientras que la figura 19 muestra cómo llegar a la firma de hidrocarburos de la formación nativa (v.gr., Fld-A). Es decir, las figuras 18-19 muestran cómo llegar a las firmas de sustitución del constituyente x en el caso de ejemplo de la salinidad del agua de formación variable, en donde los fluidos desplazados consisten en una mezcla de tres fluidos, hidrocarburos de la formación nativo (s) (Fld-A), agua de formación singenética (Fld-B), y el agua de inyección (Fld-C) .

Una vez que (Magua_singenética ~ Mfiitrado_de_lodoj) (MagUa_inyectada _ Mfiltrado_de_lodoJ) , y, (Mpetróleo _ M filtrado_de_lodoJ ) s© han estimado todos confiablemente, entonces se puede calcular tanto la composición verdadera de los fluidos desplazados como el volumen del filtrado de lodo que ha invadido la formación a partir de la ecuación Aij (M) = A j ( Vagua_singenética ) · ( MagUa_singenética, — Mfiitrado_de_lodoJ ) + ??] ( Vagua_inyectada ) · — Mfiltrado_de_lodoJ ) (Vpetróleo) · —> —> (Mpetróleo ~ fiitrado_de_lodoJ ) · Ahora se describirá una aplicación a las formaciones subterráneas con salinidad del agua variable, que típicamente resulta de operaciones de inyección de agua para mantener la presión del yacimiento y sostener la producción de hidrocarburos en donde la salinidad del agua inyectada difiere sustancialmente de la salinidad del agua de la formación original (es decir, singenética) , y la mezcla de las dos en diferentes proporciones a través del yacimiento da por resultado diferente salinidad del agua. Usando el enfoque antes descrito, ahora se muestra cómo identificar y/o asignar las diferentes firmas de sustitución del constituyente x correspondiente al agua singenética de formación, agua de inyección e hidrocarburo ( s ) de la formación nativa, y entonces interpretar continuamente (a lo largo del pozo) las diferencias de medición de registro que resulta de la invasión del filtrado de lodo como una mezcla de agua de formación singenética, agua de inyección e hidrocarburos no barridos de diferentes proporciones. Las proporciones de fluido resultantes fueron cotejadas y validadas contra otra técnica existente, es decir usando simultáneamente mediciones de resistividad y ?, para resolver tanto la salinidad del agua como el volumen del agua presente en los poros.

A modo de contraste, el presente enfoque se centra en el estudio de la composición de la mezcla de fluido desplazada por filtrado de lodo (es decir, lo que fluirá) , mientras que la técnica de resistividad y ? se centra en el agua presente en el interior de los poros (y no necesariamente desplazada). Además, el presente enfoque usa mediciones con leyes de mezclado lineal, mientras que la técnica de resistividad y ? usa leyes de mezclado de resistividad no lineal, que además requieren el uso y/o ajuste de los parámetros de la ecuación resistividad, tales como los denominados parámetros de "M y N" de Archie. Además, el presente enfoque no usa ningún parámetro de matriz, porque las contribuciones de la matriz a la entrada se cancelan cuando se toma la diferencia entre las pasadas de barrena y limpiador, mientras que la técnica de resistividad y ? requiere contabilidad para arcilla, etc., correcciones de volumen y uso de la matriz ? apropiada.

Más aún, el presente enfoque usa dos pasadas (v.gr., pasadas de barrena y limpiador), mientras que la técnica de resistividad y ? se basa en una sola pasada. También, el presente documento alcanza resolución cuando hay contraste entre el liquido desplazado y filtrado de lodo, o cuando hay una diferencia entre las propiedades de los fluidos desplazados, mientras que la técnica de resistividad y ? pierde resolución donde la salinidad del agua es baja. Además, las firmas de sustitución del constituyente x descritas en el presente enfoque pueden cambiar de pozo a pozo en tándem con el lodo de perforación usado para perforar los pozos, o puede estar ausente o ser difícil de identificar tal como cuando todos los hidrocarburos móviles ya han sido arrastrados lejos, evitando la determinación de la firma de petróleo de la formación natural. Sin embargo, en el presente enfoque, el análisis factorial y/u otras técnicas de análisis estadístico pueden hacerlo directamente para extraer las nuevas firmas a pesar de cambios en el sistema de lodo de perforación. Cabe señalar que los resultados al usar el presente enfoque y a partir de la técnica de resistividad y ? se determinaron y validaron contra los resultados del análisis de muestras de fluidos.

Un flujo de trabajo de interpretación de ejemplo basado en el enfoque antes descrito es como sigue: 1. Adquirir una pasada de barrena; 2. Adquirir una pasada de limpiador; 3. Calcular un parámetro de formación a partir de la pasada de barrena, tal como porosidad aparente independiente del fluido con un ejemplo; 4. Calcular el mismo parámetro de formación a partir de la pasada de limpiador; 5. Comparar el mismo parámetro a partir de la pasada de barrena y limpiador para el propósito de igualar en cuando a profundidad la pasada de limpiador y la pasada de barrena ; 6. Volver a calcular los mismos parámetros de la formación tanto a partir de la pasada de barrena como de la pasada de limpiador después del ejercicio de igualación de profundidad llevado a cabo- anteriormente para proveer una determinación satisfactoria de que las pasadas de barrena y limpiador están en profundidad una con respecto a la otra; 7. Calcular una porosidad verdadera corregida por matriz (en contraposición a la porosidad aparente independiente del fluido) descrita anteriormente; 8. Realizar la resolución vertical de igualación en las entradas que se requieren para llevar a cabo la inversión simultánea de las mediciones de registro de resistividad y ? (las entradas siendo resistividad, ? y porosidad verdadera) ; 9. Realizar la inversión simultánea de las mediciones de registro de resistividad y ? (resultados de proyecto satisfactorios) ; 10. Usar los resultados del proyecto para identificar las zonas en donde es más probable que el filtrado de lodo desplace únicamente al agua de formación singenética, únicamente al agua de inyección o únicamente a los hidrocarburos de la formación nativos; 11. Promediar las entradas de medición de registro efectivamente consonante, usadas en este ejemplo para llevar a cabo la metodología de la presente invención, sobre una ventana deslizante (v.gr. , ventana de 3 metros, es decir, más de 21 puntos de datos a .una velocidad de muestreo de dos puntos de datos por cada 30 cm) para promediar el ruido estadístico y disminuir aún más el impacto de cualquier desajuste de profundidad residual entre las pasadas de barrena y limpiador antes de sustraerlos uno del otro, y atenuar cualquier desajuste de resolución axial de mediciones residuales. Las entradas de medición de registro en la modalidad de ejemplo fueron porosidad de densidad aparente, porosidad de neutrón aparente y porosidad de ? aparente: 12. Sustraer las pasadas de barrena y limpiador una de la otra; 13. Distribuir por zona el conjunto de datos diferencial resultante, según las "zonas" identificadas en el paso 10, y/o usar análisis factorial de uso y/u otras técnicas de análisis estadístico para asignar las firmas individuales sustitución de fluido correspondientes al agua de formación singenética, agua de inyección e hidrocarburos de formación nativa; 14. Interpretar continuamente a lo largo del pozo, las diferencias de medición de registro, como una mezcla de agua de formación singenética, agua de inyección e hidrocarburos no barridos en diferentes proporciones; 15. Reducir los 3 m promediando el intervalo mencionado en el paso 11 para mejorar la resolución vertical de los resultados de salida mientras monitorea el intercambio entre resolución vertical mejorada y ruido estadístico incrementado ; 16. Comparar los resultados de este enfoque contra los resultados de inversión simultánea de mediciones de registro de resistividad y ?, si se desea, teniendo en mente que el primero se centra en el estudio de la composición de . la mezcla de fluido desplazada por filtrado de lodo (es decir, fluidos movibles), mientras que el último se centra en estudiar el agua vs hidrocarburos en el lugar (es decir, ocupando todo el espacio de poros) .

En general, los resultados de prueba comparados favorablemente con los de la técnica de resistividad y ?, como cifras de salinidad del agua calculadas concordaron bien. También se observó que la composición de fluido desplazada parece indicar una predominante "sistema binario" solamente. Es decir, la composición de fluidos desplazada era una mezcla de agua singenética y de agua de inyección solamente, o bien una mezcla.de agua de inyección y petróleo de la formación nativa solamente, o una mezcla de petróleo de la formación nativa + agua singenética solamente.

Muchas modificaciones y otras modalidades vendrán a la mente de un experto en la técnica que tenga el beneficio de las enseñanzas presentadas en las descripciones anteriores y los dibujos asociados. Por lo tanto, se entiende que se pretende que varias modificaciones y modalidades sean incluidas dentro del alcance de las reivindicaciones anexas.

Claims (21)

REIVINDICACIONES

1. Un método para la determinación de datos volumétricos para fluidos dentro de una formación geológica que tiene un agujero de pozo en la misma, el método comprendiendo : recopilar primera y segunda instantáneas de un conjunto de datos de la formación geológica con base en mediciones desde el pozo en un primer y segundo tiempos diferentes respectivos, y con el pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar fluido en la formación geológica adyacente al agujero de pozo; generar un conjunto de datos diferencial con base en la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos; normalizar el conjunto de datos diferencial para generar un conjunto de datos diferencial normalizado; determinar vértices que definen una forma geométrica y correspondientes a diferentes firmas de fluido desplazado respectivas con base en el conjunto de datos diferencial normalizado; determinar una primera linea que pasa a través de un primer punto que representa un primer fluido desplazado con primeras propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un primer vértice correspondiente; determinar una segunda linea que pasa a través de un segundo punto que representa un segundo fluido desplazado con segundas propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un segundo vértice correspondiente; determinar un punto de fluido inyectado que corresponde a las propiedades del fluido inyectado con base en una intersección de la primera linea y la segunda linea; determinar otra linea que pasa a través del punto de fluido inyectado y dirigida a lo largo de otro vértice que corresponde a otro fluido desplazado con por lo menos una propiedad desconocida; determinar un tercer punto a lo largo de la otra linea con base en por lo menos una propiedad conocida del otro fluido desplazado; y determinar una composición volumétrica de los fluidos desplazados con base en el conjunto de datos diferencial, el primer punto, el segundo punto y el tercer punto .

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la recopilación de la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos comprende recopilar el primer y segundo conjuntos de datos usando una herramienta de registro mientras se perfora (LWD) durante una pasada de barrena y una pasada de limpiador, respectivamente.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos comprenden por lo menos uno de los datos de medición de rayos gamma, datos de medición de neutrones, datos de medición de densidad y datos de sección transversal de captura de neutrones térmica.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la normalización comprende normalizar los puntos de datos del conjunto de datos diferencial para coincidir con la superficie de una esfera.

5. El . método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la normalización comprende normalizar los puntos de datos del conjunto de datos diferencial para coincidir con la superficie de un plano bidimensional .

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde por lo menos una de la primera y segunda propiedades conocidas comprende un nivel de salinidad.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el otro fluido desplazado con por lo menos una de las propiedades desconocidas comprende un fluido de hidrocarburo.

8. El -método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el primer fluido desplazado comprende agua singenética .

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende determinar por lo menos uno de una permeabilidad, una permeabilidad a fluido relativa y un flujo fraccional basado en la composición volumétrica determinada de los fluidos desplazados.

10. Un sistema de registro de pozo que comprende: una herramienta de registro de pozo para recopilar primera y segunda instantáneas de un conjunto de datos de una formación geológica desde un pozo dentro de la formación geológica en un primer y segundo tiempos diferentes respectivos, y con el pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar el fluido en la formación geológica adyacente al agujero de pozo; y un procesador para recopilar primera y segunda instantáneas de un conjunto de datos de la formación geológica con base en mediciones desde el pozo en un primer y segundo tiempos diferentes respectivos, y con el pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar fluido en la formación geológica adyacente al agujero de pozo; generar un conjunto de datos diferencial con base en la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos; normalizar el conjunto de datos diferencial para generar un conjunto de datos diferencial normalizado; determinar vértices que define una forma geométrica y correspondientes a diferentes firmas de fluido desplazado respectivas con base en el conjunto de datos diferencial normalizado ; determinar una primera linea que pasa a través de un primer punto que representa un primer fluido desplazado con primeras propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un primer vértice correspondiente; determinar una segunda linea que pasa a través de un segundo punto que representa un segundo fluido desplazado con segundas propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un segundo vértice correspondiente; determinar un punto de fluido inyectado que corresponde a las propiedades del fluido inyectado con base en una intersección de la primera linea y la segunda linea; determinar otra linea que pasa a través del punto de fluido inyectado y dirigida a lo largo de otro vértice que corresponde a otro fluido desplazado con por lo menos una propiedad desconocida; determinar un tercer punto a lo largo de la otra linea con base en- por lo menos una propiedad conocida del otro fluido desplazado; y determinar una composición volumétrica de los fluidos desplazados con base en el conjunto de datos diferencial,, el primer punto, el segundo punto y el tercer punto .

11. El sistema de registro de pozo de conformidad con la reivindicación 10, en donde dicha herramienta de registro de pozo comprende una herramienta de registro mientras se perfora (LWD) para recopilar la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos durante una pasada de barrena y una pasada de limpiador, respectivamente.

12. El sistema de registro de pozo de conformidad con la reivindicación 10, en donde la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos comprenden por lo menos uno de los datos de medición de rayos gamma, datos de medición de neutrones, datos de medición de densidad y datos de sección transversal de captura de neutrones térmica.

13. El sistema de registro de pozo de conformidad con la reivindicación 10, en donde dicho procesador normaliza los puntos de datos del conjunto de datos diferencial para coincidir con la superficie de una esfera.

14. El sistema de registro de pozo de conformidad con la reivindicación 10, en donde dicho procesador normaliza los puntos de datos del conjunto de datos diferencial para coincidir con la superficie de un plano bidimensional .

15. El sistema de registro de pozo de conformidad con la reivindicación 10, en donde por lo menos una de la primera y segunda propiedades conocidas comprende' un nivel de salinidad .

16. Un medio legible por computadora no transitorio que tiene instrucciones ejecutables por computadora para hacer que una computadora: genere un conjunto de datos diferencial a partir de la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos de una formación geológica con base en mediciones desde un pozo dentro de la formación geológica tomadas en un primer y segundo tiempos diferentes respectivos, y con el pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar fluidos en la formación geológica adyacente al pozo; normalice el conjunto de datos diferencial para generar un conjunto de datos diferencial normalizado; determine vértices que definen una forma geométrica y correspondientes a diferentes firmas de fluido desplazado respectivas con base en el conjunto de datos diferencial normalizado; determine una primera linea que pasa a través de un primer punto que representa un primer fluido desplazado con primeras propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un primer vértice correspondiente; determine una segunda línea que pasa a través de un segundo punto que representa un segundo fluido desplazado con segundas propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un segundo vértice correspondiente; determine un punto de fluido inyectado que corresponde a las propiedades del fluido inyectado con base en una intersección de la primera linea y la segunda linea; determine otra linea que pasa a través del punto de fluido inyectado y dirigida a lo largo de otro vértice que corresponde a otro fluido desplazado con por lo menos una propiedad desconocida; determine un tercer punto a lo largo de la otrá linea con base en por lo menos una propiedad conocida del otro fluido desplazado; y determine una composición volumétrica de los fluidos desplazados con base en el conjunto de datos diferencial, el primer punto, el segundo punto, y el tercer punto .

17. El medio legible por computadora no transitorio de conformidad con la reivindicación 16, en donde la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos se recopilan durante una pasada de barrena y una pasada de limpiador, respectivamente .

18. El medio legible por computadora no transitorio de conformidad con la reivindicación 16, en donde la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos comprende por lo menos uno de los datos de medición de rayos gamma, datos de medición de neutrones, datos de medición de densidad y datos de sección transversal de captura de neutrones térmica.

19. El medio legible por computadora no transitorio de conformidad con la reivindicación 16, en donde dicho procesador normaliza puntos de datos del conjunto de datos diferencial para coincidir con la superficie de una esfera.

20. El medio legible por computadora no transitorio de conformidad con la reivindicación 16, en donde dicho procesador normaliza los puntos de datos desde el conjunto de datos diferencial para coincidir con la superficie de un plano bidimensional .

21. El medio legible por computadora no transitorio de conformidad con la reivindicación 16, en donde por lo menos una de la primera y segunda propiedades conocidas comprende un nivel de salinidad. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Se provee un método para determinar datos volumétricos para fluido dentro de una formación geológica con base en un conjunto de datos diferencial normalizado. El método incluye recopilar primera y segunda instantáneas del conjunto de datos de la formación geológica con base en mediciones desde el pozo en un primer y segundo tiempos diferentes respectivos, y con el pozo sometido a inyección de fluido entre el primer y segundo tiempos para desplazar el fluido en la formación geológica adyacente al pozo, generar un conjunto de datos diferencial con base en la primera y segunda instantáneas del conjunto de datos, normalizar el conjunto de datos diferencial para generar un conjunto de datos diferencial normalizado, determinar vértices que definen una forma geométrica y correspondientes a diferentes firmas de fluido desplazado respectivas con base en el conjunto de datos diferencial normalizado, determinar una primera linea que pasa a través de un primer punto que representa un primer fluido desplazado con primeras propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un primer vértice correspondiente, determinar una segunda linea que pasa a través de un segundo punto que representa un segundo fluido desplazado con segundas propiedades conocidas, y dirigida a lo largo de un segundo vértice correspondiente, determinar un punto de fluido inyectado correspondiente a las propiedades del fluido inyectado con base en una intersección de la primera linea y la segunda línea, determinar otra línea que pasa a través del punto de fluido inyectado y dirigida a lo largo de otro vértice correspondiente a otro fluido desplazado con por lo menos una propiedad desconocida, determinar un tercer punto a lo largo de la otra línea con base en por lo menos una propiedad conocida del otro fluido desplazado, y determinar una composición volumétrica de los fluidos desplazados con base en el conjunto de datos diferencial, el primer punto, el segundo punto y el tercer punto .