MÉTODO Y APARATO PARA MEDICIONES DE RESISTIVIDAD ELÉCTRICA EN FORMACIONES GEOLÓGICAS EMPLEANDO DATOS DE
MODELACIÓN
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Las formaciones geológicas que definen un depósito para la acumulación de hidrocarburos en la sub-superficie de la tierra, contienen una red de trayectorias interconectadas en donde se colocan fluidos que ingresan o egresan del depósito. Para determinar la naturaleza y comportamiento de los fluidos en la red anteriormente mencionada, el conocimiento tanto de la naturaleza de los poros, fluidos y la porosidad de las formaciones geológicas, se desea. De esta información, puede lograrse un desarrollo y administración eficiente de depósitos de hidrocarburo. Por ejemplo, la resistividad de formaciones geológicas es una función tanto de la porosidad de las formaciones como la resistividad de los fluidos. Considerando que los hidrocarburos son eléctricamente aislantes y la mayoría del agua de formación contiene sales, las medidas de resistividad son una herramienta valiosa para determinar la presencia de depósitos de hidrocarburos en formaciones geológicas y para verificar los cambios en contenido de
-*-• - *- *•-hidrocarburos conforme avanza la producción del hidrocarburo . Para este objetivo, ha habido muchos intentos de la técnica previa en determinar la resistividad eléctrica de formaciones geológicas que circundan y entre barrenos o agujeros taladrados en las formaciones geológicas de interés. En dos artículos Crosshole electromaanetic tomoqraphy: A new technoloqy for oil field characterization (Tomografía electromagnética a través de barreno: Una nueva tecnología para caracterización de campo petrolero) . The Leading Edge, Marzo 1995, por ilt y colaboradores y Crosshole electromagnetic tomography: System design considerations and field results (Tomografía electromagnética a través de barreno: Consideraciones para diseño de sistema y resultados de campo) . Society of Exploration Geophysics, Vol. 60, No. 3, 1995 por Wilt y colaboradores, la medición de resistividad de formación geológica se describe empleando un sistema electromagnético (em) de baja frecuencia. La Figura 1 muestra la configuración de equipo empleado en la medición de resistividad de formación geológica entre dos barrenos. Un transmisor, T, se localiza en un barreno y consiste de una bobina Ct que tiene un bucle horizontal de múltiples vueltas (solenoide
^aßk^?ma vertical) de Nt vueltas o devanados, que tiene una sección transversal efectiva At . El bucle horizontal de múltiples devanados transporta una corriente alterna It, a una frecuencia de F0Hz . En espacio libre, este bucle horizontal de múltiples devanados produce un campo magnético variante con el tiempo, B0. El campo magnético, B0, es proporcional al momento magnético del transmisor, Mt, y a un factor geométrico, kx . El momento magnético del transmisor, Mt se define como sigue: 1) Mt = NTITAT El factor geométrico, kx es una función de una ubicación y orientación espacial de un componente de campo del campo magnético, B0 medido por un receptor, R, con respecto al momento magnético del transmisor, Mt . El receptor se localiza espaciado del transmisor, T, y típicamente se coloca en un bareeno en la tierra. En el espacio libre, por lo tanto el campo magnético, B0 se define como sigue: 2) B0 = kJ El receptor, R, típicamente incluye un bucle de múltiples devanados de alambre, es decir una bobina, CR, que tiene NR devanados de alambre, embobinados respecto a un núcleo de metal o ferrita de alta permeabilidad. El campo magnético cambiante BR, detectado por el receptor R, con frecuencia f0, crea un voltaje inducido VR en la bobina, que es proporcional a BR; la frecuencia, f0; el número de devanados de alambre, NR; el área en sección transversal efectiva de la bobina, AR; y la permeabilidad efectiva, µR, del núcleo de la bobina CR. De lo anterior, se ilustra que VR se define como sigue: 3) VR =F0BRNRA 0 Simplificando la ecuación (3) anterior, VR puede escribirse como sigue: (4) VR = kRBR en donde kR = f0NRARµR. El producto de ARµR es difícil de calcular. Para determinar en forma precisa ARJUR, CR, se calibra en un campo conocido, a una frecuencia conocida para encontrar un valor exacto para kR. Posteriormente, el campo magnético, BR, detectado por el receptor R, se relaciona directamente al voltaje medido VR por lo siguiente : (5) BR= VR/kR Estos detectores miden el campo magnético en la dirección del eje del solenoide. Cuando este sistema se coloca en una formación geológica conductora, el campo magnético variante con el tiempo, B0, produce una fuerza electromotriz en la formación geológica, que a su vez desplaza las corrientes ahí, mostrado esquemáticamente como l¡? . Las corrientes, L1# son proporcionales a la conductividad de la formación geológica y son concéntricas respecto al eje longitudinal del barreno. El campo magnético próximo al barreno es un resultado del campo de espacio libre, B0/ denominado el campo magnético primario, y el campo de la corriente Lx denominado el campo magnético secundario. La suma de estos campos es un vector y los sensores descritos de esta manera miden un componente del campo vectorial en la dirección del eje solenoidal . En los ejemplos empleados en la descripción de esta invención, los componentes del campo magnético sobre el eje del barreno, se emplean. En la convención empleada aquí, esto se define como el eje z . Otros componentes pueden emplearse y sin duda los estudios de referencia indican que otros componentes pueden ser empleados para mejorar la determinación resultante de la distribución de resistividad en la formación. La corriente Lx típicamente está fuera de fase con respecto a la corriente de transmisor It . A muy bajas frecuencias, en donde la reactancia inductiva de la formación circundante es pequeña, la corriente inducida Lx es proporcional a dB/dt, y consecuentemente está a 90° fuera de fase con respecto a It. Conforme se incrementa la frecuencia, la reactancia inductiva se incrementa y la fase se incrementa para ser mayor a 90°.
El campo magnético secundario en el receptor,
R, se provoca por la corriente inducida y consecuentemente también tiene un desplazamiento de fase, de manera tal que el campo total es complejo. El campo medido total tiene un componente, VR, en fase con la corriente de transmisor It (denominada el componente real) y un componente B:, desplazada en fase por 90°
(denominado el componente imaginario o de cuadratura) .
Los valores de los componentes real BR y de cuadratura Bx del campo magnético a una frecuencia y configuración geométrica determinadas, especifican en forma única la resistividad eléctrica de una formación homogénea perforada por los orificios de taladro. En una formación geológica no homogénea, el campo complejo se mide en una sucesión de puntos sobre el eje longitudinal del barreno receptor por cada una de una sucesión de ubicaciones de transmisor. La multiplicidad de ubicaciones P-R es suficiente para determinar la resistividad no homogénea entre los orificios, como se describe en los documentos anteriores. En general, la distribución no homogénea de resistividad eléctrica se determina a través de un proceso denominado inversión que está bien descrito por Audio-frequency electromagnetic tomography in 2-D. (Tomografía electromagnética de audiofrecuencia en 2-D) Geophysics (Geofísica), Vol. 58, No. 4, 1993 por Zhou y colaboradores, Electromagnetic conductivity imaging with an iterative born inversión (Formación de imagen por conductividad electromagnética con una inversión de transporte interactiva) . IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing (Minutas del IEEE en detección remota y Geociencias) Volumen 31, No. 4, 1993 por Alumbaugh y colaboradores, An approach to nonlinear inversión with applicAtions to Cross-well EM tomography (Un enfoque a inversión no lineal con aplicaciones a tomografía EM través del pozo) , 63 Reunión Internacional Anual, Society of Exploration Geophysics (Sociedad de Geofísica de exploración), Expanded Abstracts, 1993 por Torres-Verdin y colaboradores, y Crosswell electromagnetic inversión using integral and diferential equations, (Inversión electromagnética a través del pozo utilizando ecuaciones integrales y diferenciales) , Geophysics (Geofísica) Vol. 60, No. 3,1995 por Newman. Este proceso ha sido bien demostrado para la determinación de resistividad en la proximidad de un solo barreno o entre barrenos espaciados en pozos y se describe en detalle por Crosswell electromagnetic tomography: System design considerations and field results (Tomografía electromagnética a través de pozo: consideraciones de diseño de sistema y resultados de campo) , Geophysics (Geofísica), Vol. 60, No. 3, 1995 por Wilt y colaboradores, Theoretical and practical considerations for crosswell electromagnetic tomography assuming a cylindrical geometry (Consideraciones teóricas y prácticas para tomografía electromagnética a través de pozo considerando una geometría cilindrica) , Geophysics (Geofísica), Vol. 60, No. 3, por Alumbaugh y Wilt, y 3D EM imaging from a single borehole: a numerical feasibility study (Formación de imagen en 3D EM de un solo barreno; un estudio de factibilidad numérica) , 1998 por Alumbaugh y Wilt. En breve, una modalidad del proceso de inversión consiste en asignar resistividades a una multitud de celdas o elementos del volumen circundante o entre barrenos. Las resistividades se varían sistemáticamente hasta que, en un sentido de mínimos cuadrados, el resultado del modelo celular de la formación corresponde a los datos observados que se toman con el sistema receptor transmisor de campo aquí descrito. En otra modalidad, un modelo más específico de la formación se considera utilizando datos geológicos, de bitácora de pozo u otros geofísicos. Los parámetros de este modelo (por ejemplo distribución de resistividad, forma, espesor de capa, etc.) se varían hasta que, de nuevo en un sentido de mínimos cuadrados, los resultados numéricos del modelo corresponden a los resultados del campo. En otra modalidad, imágenes directas de la distribución de resistividad pueden obtenerse siguiendo los principios de tomografía de difusión, como se describe por Audio- frequency electromagnetic tomography in 2-D (Tomografía electromagnética de audio frecuencia en 2-D) . Geophysics (Geofísica), Vol. 58, No. 4, 1993, por Zhou y colaboradores. Todavía en otro método, datos EM de multi- frecuencia se transforman a un dominio de campo de onda definido matemáticamente y los datos se procesan siguiendo los procedimientos de tomografía sísmica. Estos medios de interpretar los datos em, se incluyen aquí para ilustrar el hecho de que los métodos em son de uso práctico para determinar la resistividad de formaciones geológicas. Las mediciones usualmente se hacen antes de que se lleve a cabo la extracción de hidrocarburos y durante el proceso de extracción. Para este objetivo, el sistema de la Figura 1 principalmente se dirige a detectar depósitos de hidrocarburos y para verificar los cambios en resistividad de depósito conforme se retiran hidrocarburos en un barreno sin cubierta. Los barrenos sin embargo típicamente se circunscriben con forros conductores (también denominados cubiertas) a fin de conservar la integridad física del barreno durante
»- iftf afj aftlfc extracción de hidrocarburos subsecuente. Existe un problema ya que los forros conductores son eléctricamente conductores y en sí no son homogéneos y atenúan fuertemente el campo magnético ac introducido en la formación. Son muy difíciles y costosos de retirar del barreno una vez instalados. Como resultado, el sistema mostrado anteriormente en la Figura 1, no facilita el análisis de un depósito de hidrocarburos una vez que se instalan los forros conductores y empieza la extracción de hidrocarburos. Los problemas presentados por los forros conductores se describen por Augustin y colaboradores en A Theoretical Studv of Surface-To-Borehole Electromagetic Logging in Cased Holes (Un estudio teórico de bitácora electromagnética de superficie-a-barreno en orificios con cubierta) . Geophysics (Geofísica), Volumen 54, No. 1
(1989) ; Uchida y colaboradores en Effect of A Steel
Casing on Crosshole EM Measurements (Efecto de un forro de acero en mediciones EM a través de barreno) , SEG Annual Meeting, Texas (1991) , y Wu y colaboradores en Influence of Steel Casing on Electromagnetic Signáis
( Influencia de forro de acero en señales electromagnéticas) , Geophysics (Geofísica), Volumen 59, No. 3 (1994) . De estos documentos, se ve que la conductividad puede modelarse como un cable en corto adicional acoplado cercanamente al transmisor T mostrado esquemáticamente como L2 en la Figura 1. El momento magnético efectivo o neto, Meff, del transmisor T, combinación de forro conductor, se dicta por el acoplamiento inductivo entre ellos. Físicamente, la resistividad del forro conductor es muy baja y la inductancia es relativamente alta. Esto resulta en una corriente inducida en el forro conductor que está aproximadamente 180° fuera de fase de la corriente de transmisor IT es decir la corriente inducida es de polaridad opuesta a la corriente del transmisor, It, pero casi del mismo momento. De esta manera, el campo magnético externo al forro conductor se reduce enormemente. En efecto, el forro conductor "protege" el transmisor, T, del receptor, R, colocado fuera del forro conductor. El campo externo se produce por la diferencia de corriente y por lo tanto el momento, en el transmisor y forro conductor. Ya que el momento inducido en el forro es grande, y casi igual al momento del transmisor, pequeños cambios en las propiedades del forro producen grandes cambios fracciónales en el momento efectivo neto. En la práctica, se conocen forros que no son homogéneos: hay variaciones en radio de forro, espesor, permeabilidad y conductividad provocadas ya sea por procedimientos de fabricación/procesamiento o por procesos de corrosión/tensión/temperatura después de instalación. Los problemas centrales para los métodos em descritos anteriormente para exploraciones de pozos sin cubierta, o 5 abiertos, es que los campos del transmisor se atenúan severamente en un pozo con cubierta y que el momento neto es altamente variable conforme el transmisor recorre la longitud del pozo. Sin conocer las propiedades de la cubierta en forma muy precisa, es difícil distinguir
entre variaciones de campo externo provocadas por el forro y la formación. Una situación análoga afecta un detector de campo magnético dentro de un barreno con cubierta. El campo a detectar induce corrientes concéntricas con la
bobina de receptor cuyo sentido es tal que se reduzca el campo dentro del forro. El campo a detectarse consecuentemente se atenúa altamente y la medición se influencia enormemente por las variaciones en atenuación provocadas por la variación en propiedades del forro, un
ejemplo del cual se demuestra gráficamente por la pendiente de la curva 10 mostrada en la Figura 2. A menudo, los criterios de diseño para una exploración a través de un barreno con cubierta reduce la señal a un nivel que es indetectable por los receptores estándar.
Aún más, la variancia en conductividad, permeabilidad y
i 'iiTtlPiiÉf?f r iií irir espesor sobre un eje longitudinal de un forro hace difícil determinar el factor de atenuación en cualquier punto dado. Esto se ha dicho que provoca errores en las mediciones en campo que no se corrigen fácilmente. Un intento de la técnica previa por superar este problema involucra la inclusión de un transmisor-receptor a pequeña escala separado dentro del barreno con cubierta para medir en forma precisa las propiedades de la cubierta. Las propiedades de cubierta medidas luego se emplearán para corregir los datos a través de barenos medidos. Lee, K.H, Kim, HJ. , and Song, Yoonho, 1998. Lawrence Berkeley National Laboratory Número de Reporte LBNL-41525. Otro intento de la técnica previa por corregir la atenuación de un forro involucra la colocación de un receptor de monitoreo adyacente al transmisor en el barreno con cubierta. De esta manera, se hace un intento por pronosticar la atenuación detectada por el receptor externo . Una desventaja con los intentos de la técnica previa anteriormente mencionados por corregir el factor de atenuación, se refiere a la implementación de transmisores o receptores auxiliares, que incrementa el costo de un sistema y su complejidad. Además, hay evidencia empírica limitada por sugerir que el costo
^adattas agregado y complejidad de estos sistemas se justifica. Aún no se conoce si estos sistemas pueden corregir en forma precisa el factor de atenuación. Lo que se requiere por lo tanto es una técnica de medición a través de pozo que proporciona mediciones precisas de formaciones geológicas sin requerir información detallada concerniente a las propiedades de un forro que cubre el mismo y que es compatible con métodos de inversión empleados para interpretar mediciones que se obtienen de barreno sin cubierta. COMPENDIO DE LA INVENCIÓN Se proporcionan un método, un producto de programa de computadora y un sistema, para medir características de formaciones geológicas, tales como depósitos de hidrocarburos, que emplean datos de modelación para retirar información indeseada de una señal que transporta información referente a la formación geológica. Esto permite obtener información precisa referente a la resistividad de formaciones geológicas en donde se ha formado y cubierto un barreno con un forro conductor, tal como una cubierta de acero. Específicamente, se reconoció que un campo magnético producido de un transmisor dipolo dentro de un barreno que se ha cubierto, es substancialmente similar a campos magnéticos producidos de un transmisor dipolo en un barreno sin cubierta, es decir la distribución y orientación espacial de un transmisor dipolo en un barreno sin cubierta, es decir la distribución y orientación espacial a los dos campos magnéticos anteriormente mencionados, son iguales, solo las amplitudes y fase difieren. El campo magnético externo al barreno con cubierta se reduce en amplitud por un factor de atenuación kc asociado con el forro. De esta manera, el campo magnético producido en un punto fuera de la cubierta es una función del producto de término para el factor de atenuación de la cubierta, kc y un término para la respuesta de la formación geológica, kf . Ambos términos son independientes entre sí. Al factorizar y retirar información referente al factor de atenuación, kc, pueden determinarse mediciones precisas de la formación geológica. Para este objetivo, la presente invención incluye un sistema que tiene un transmisor dispuesto dentro de una primer área de la formación geológica y un generador de señal en comunicación de datos con el transmisor. Un receptor se coloca en una segunda área de la formación y un procesador está en comunicación de datos con el receptor. Con este sistema, se practica un método para determinar la resistividad eléctrica de la formación que incluye producir, dentro de una primer área de la formación geológica, un primer campo magnético y detectar, dentro de una segunda área de la formación geológica, un segundo campo magnético. El segundo campo magnético en la segunda área es una función del primer campo magnético. La segunda área está espaciada de la primer área. La segunda área está circundada con una cubierta conductora eléctricamente. Asociado con la cubierta está un factor de atenuación. Se forma una señal que corresponde al segundo campo magnético detectado por el receptor. La señal incluye información correspondiente al factor de atenuación kc . Un campo magnético modelado se calcula. El campo magnético modelado corresponde al segundo campo magnético en ausencia de la cubierta conductora eléctricamente y define una representación modelada. Un valor cuantitativo del factor de atenuación se obtiene al dividir la señal por la representación modelada y la información se retira de la señal al dividir la misma con el valor cuantitativo, de esta manera formando una señal corregida. Las características de la formación geológica se miden como una función de la señal corregida. En forma alterna, el formular de nuevo los programas de inversión puede resolver en forma explícita los factores de cubierta en las posiciones del segundo campo magnético. La propiedad clave que permite que estos factores se resuelvan es que en cada posición de segundo campo magnético, el factor de cubierta será el mismo para cualquier posición de primer campo magnético, excepto para el caso en donde las dos posiciones están muy cerca. De esta manera, el factor de cubierta puede obtenerse independiente del factor de formación. Típicamente, una pluralidad de campos magnéticos se detecta en la segunda área. Esto puede lograrse con un solo receptor colocado en el barreno formado en la segunda área de la formación geológica. El receptor luego se mueve o se desplaza sobre un eje longitudinal del barreno. En forma alterna, un conjunto de receptores espaciados puede colocarse en el barreno, con los receptores que están espaciados sobre el eje longitudinal anteriormente mencionado. De esta manera, una pluralidad de segundos campos magnéticos adicionales se detecta. Un perfil de medición de la formación geológica puede generarse a partir de la pluralidad de segundos campos magnéticos adicionales. Para retirar información referente al factor de atenuación, una señal adicional por cada uno de los segundos campos magnéticos adicionales se forma y divide por el valor cuantitativo. De esta manera, una pluralidad de adicionales señales corregidas se generan y las características de la formación geológica se miden como una función tanto de la pluralidad de señales corregidas adicionales como la señal corregida. Cuando un barreno adicional presente, por ejemplo se forma en la primer área, luego puede obtenerse un perfil de medición para diferentes puntos del transmisor en la primer área. Para este objetivo, un transmisor puede ubicarse secuencialmente en diferentes puntos sobre el eje longitudinal del barreno adicional.
En forma alterna, un conjunto de transmisores puede colocarse dentro del barreno. En cada uno de los puntos anteriormente mencionados, una pluralidad de segundos campos magnéticos adicionales se detecta y se genera una señal correspondiente. De esta manera, una pluralidad de perfiles de medición se forma. La información contenida en la señal concerniente al factor de atenuación, puede retirarse como se discutió anteriormente. Estas y otras modalidades de la presente invención junto con muchas de sus ventajas y características, se describen con más detalle en conjunto con el siguiente texto y figuras anexas. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una vista en pía simplificada de un sistema de medición electromagnética a través de pozo de la técnica previa;
La Figura 2 es una representación gráfica de un campo magnético detectado con un receptor colocado en un barreno que se ha cubierto con un forro conductor; La Figura 3 es una vista en perspectiva de una formación geológica que se . somete a análisis electromagnético a través de pozo; La Figura 4 es una vista en planta simplificada de un sistema de medición electromagnética a través de pozo, de acuerdo con la presente invención; La Figura 5 es una representación gráfica de información de amplitud de un campo magnético medido, en comparación con la información de amplitud de un campo magnético modelado; La Figura 6 es una representación gráfica que muestra una comparación de información de fase de los campos magnéticos medido y modelado mostrados anteriormente en la Figura 5 ; La Figura 7 es una representación gráfica que muestra una comparación de información de amplitud de los campos magnéticos medido y modelado mostrados anteriormente en la Figura 5, después de corrección para retirar información correspondiente a un factor de atenuación introducido por un forro conductor mostrado anteriormente en la Figura 4; y La Figura 8 es una representación gráfica que muestra una comparación de información de fase corregida de los campos magnéticos medido y modelado mostrados anteriormente en la Figura 7. DESCRIPCIÓN DE LAS MODALIDADES ESPECÍFICAS Con referencia a la Figura 3, una formación geológica 11 bajo análisis, incluye uno o más barrenos, mostrados generalmente como 12a y- 12b, y un depósito de recursos de interés, en este ejemplo uno o más depósitos de hidrocarburos, mostrados generalmente como 14a y 14b. Típicamente, al menos uno de los barrenos 12a y 12b se cubre con un forro conductor 16a y 16b, mostrado más claramente en la Figura 4. Un sistema 19 empleado para analizar la formación geológica incluye un transmisor 20 colocado dentro del barreno 12a, una primer región de la formación geológica. En comunicación de señal con el transmisor 20 está un generador de señal incluido en la estación de superficie 22. Un receptor 24 se coloca en el barreno 12b. En el transmisor 20 y receptor 24 se despliegan utilizando siete cabrestantes de línea cableada conductora estándar, cables y conectores de cable Gerhardt-Owens de siete terminales estándar, mostrados generalmente como 26. El sistema 19 se opera utilizando una computadora (no mostrada) incluida en la estación de superficie 28 que está en comunicación de datos con el transmisor 20 y el receptor 24. La computadora (no mostrada) incluye un procesador (no mostrado) y memoria (no mostrada) que almacenan programas necesarios para operar el sistema 19. Típicamente, se generan campos magnéticos por el transmisor 20 en diversos niveles verticales sobre, dentro y por debajo de un área de interés. Los campos magnéticos detectados por el receptor 24 se detectan a diversos niveles verticales sobre, dentro y por debajo del área de interés. En una modalidad ejemplar, el transmisor 20 se coloca en un barreno sin cubierta y recorre entre puntos de profundidad fijos a una velocidad de 3 a 5 metros/minuto. El receptor permanece en una posición fija en un barreno con cubierta. Después de que el transmisor 20 se mueve entre los puntos de profundidad fija anteriormente mencionados, el receptor se coloca en una posición diferente dentro del barreno con forro y de nuevo el transmisor 20 recorre entre puntos de profundidad fija. Sin embargo, por las razones anteriormente discutidas, el forro tiene un efecto adverso en las mediciones realizadas. Para superar los efectos del forro, se utiliza un modelo de la formación para calcular el campo magnético detectado por el receptor 24, que corresponde a la información que estaría contenida en el mismo, sin la presencia del forro eléctricamente conductor. De esta representación modelada, una primer aproximación de la información de cubierta contenida en el campo magnético detectado por el receptor 24, puede ser identificada y retirada. Los datos corregidos luego se emplean para determinar un nuevo modelo para la resistividad de formación y el proceso se repite varias veces. Cada vez que la información de la cubierta se retira en forma precisa, la respuesta de formación se recupera en forma más precisa. Un ejemplo específico ilustra el método de modelación de atenuación, si no de eliminación, de los efectos de cubierta. Considere que el forro conductor 16a no está presente y el barreno 12b está cubierto, es decir está presente la cubierta conductora 16b. El transmisor 20 se localiza en una pluralidad de posiciones T1# en el barreno 12a, a profundidades de i?z, en donde
?z es el intervalo entre posiciones sucesivas del transmisor 20. En cada posición, T1# el receptor 24 detectará el campo magnético, en este ejemplo, el campo en la dirección del eje del barreno Bz dentro del barreno
12b en una serie de posiciones espaciadas R3 , A profundidades de j?z en donde ?z es como se describió anteriormente. De esta manera, el campo magnético medido en el barreno 12b, z1 D , es una función de la posición del receptor 24 a profundidades j?z y la posición del transmisor en las profundidades i?z, ; el subíndice i se refiere a la posición del transmisor y j al receptor. En cualquier posición de receptor, RD , el campo magnético no
se conoce en forma precisa debido a las variaciones desconocidas en los valores nominales de las dimensiones y propiedades de la cubierta 16b en ese sitio. Sea la atenuación provocada por la cubierta en j?z representada por C^e1*3. Esta notación compleja estándar para el hecho 10 de que la amplitud del campo se atenúa por el factor C, y la fase se gira f.. (Hay que notar que la i que precede a f-j es el número imaginario V"-l no el índice de la posición del receptor) . Considere por ejemplo que el barreno 12b está cubierto, cualesquiera campos magnéticos 15 detectados por el receptor 24, Bzl?D, para una posición determinada del transmisor 20, T1# de esta manera pueden determinarse como sigue: en donde M1 es el momento del transmisor 20, f1<3(p,?) es
la respuesta de formación deseada, que es una función de la resistividad, p, la frecuencia ?, y que incluye el factor geométrico conocido para la geometría de transmisor-receptor. El campo en la ecuación (6) es el
«-J-OaMa n»..'-•-> campo observado del cual debe recuperarse la respuesta de formación deseada. La esencia de la presente invención es que un estimado inicial de la formación se realiza y un campo estimado se calcula en la ausencia de la atenuación de cubierta utilizando la ecuación (6) . Esto se refiere como el campo modelado o el campo simulado y se escribe como sigue: (7) Bz1/;)mod = M.f.,3 (p,?) • Este campo modelo usualmente se calcula para un modelo en capa unidimensional (1-D) , que típicamente en forma substancial corresponde a la resistividad conocida de la formación geológica como se determina empleando la resistividad estándar o bitácoras de inducción al tiempo en que se perforó el barreno, es decir antes de que se cubra el barreno. Ausente de esta información, una suposición fundamentada en cuanto a la resistividad de formación con base en la geología conocida o anticipada, podrá ser utilizada. De lo anterior, se ve que la determinación de la información correspondiente a las propiedades de cubierta requiere dividir la ecuación (6) por la ecuación (7) para obtener C^e1*3. Cualquiera de los muchos pares transmisor-receptor puede ser utilizado en este proceso para determinar un primer estimado del factor de cubierta complejo. Los campos observados para todas las posiciones de transmisor para un receptor específico luego se dividen por C^e1*3 para dar un nuevo juego de señales de campo magnético, denominado un perfil, que representa información correspondiente a la formación geológica de interés sin información asociada con el factor de atenuación. El proceso se repite por cada posición de receptor hasta que un juego completo de señales de datos corregidos sea obtenido para todos los pares posibles de receptor-transmisor . Usualmente, el receptor 24 se mueve entre 25 y 50 diferentes posiciones dentro del barreno 12b, con el transmisor que produce un campo magnético a un número igual de puntos dentro del barreno 12a. Para minimizar la discrepancia entre el campo magnético modelado y el campo magnético que representa, el factor de atenuación Ckelfk, para cualquier perfil determinado de un receptor Rk, corresponde a la posición del receptor 24 que se localiza adyacente a un punto en donde el transmisor 20 se ubica. En general, esto significa los puntos en donde el transmisor y el receptor están al mismo nivel. El determinar Ckelfk, de esta manera asegura que el campo magnético asociado dependa fuertemente de la conductividad de la región horizontal de la formación geológica dispuesta entre el transmisor 20 y el receptor 24 y es relativamente insensible a la conductividad sobre y por debajo de esta región. Específicamente los medios para corregir los datos observados para el efecto de cubierta pueden ilustrarse adicionalmente con datos actuales que se toman en una exploración de barreno, como se ilustra en las Figuras 5 y 6. La curva 60 es una gráfica de la amplitud observada del campo en un receptor a aproximadamente 1230 m (indicado por la pequeña flecha en la escala de profundidad horizontal) conforme el transmisor se mueve desde una profundidad de 1070 m a una profundidad de 1330 m, en el barreno adyacente. El perfil tiene una forma arqueada con un pico correspondiente a posiciones en donde la distancia entre el transmisor 20 y el receptor 24, se minimiza. La fase medida se traza como la curva 62 en la Figura 6. La forma de la curva 62 refleja más directamente variaciones en la resistividad de la formación geológica de interés. Por ejemplo, los picos de fase 64 y 66 corresponden a puntos en donde el transmisor se ubica en arenas petrolíferas de alta resistividad. Las curvas 68 y 70 representan datos de fase y amplitud modelados en capas 1-D, respectivamente. Los daros de amplitud y fase modelados se calcularon con base en los registros o bitácora de resistividad de inducción recolectados en los mismos barrenos antes de que se instalara la cubierta. El desplazamiento "0" entre las curvas 60 y 68 representa la atenuación, C, provocada por la cubierta en el pozo receptor en esta posición del receptor, y el desplazamiento 0', entre las curvas 62 y 70 representa el desplazamiento de fase f, provocado por la cubierta, referido aquí como desplazamiento estático. El desplazamiento varía con las propiedades del forro conductor, y el valor cuantitativo del desplazamiento estático es desconocido. Para reducir el desplazamiento estático, el factor de atenuación Ckelfk por el cual cada uno de los campos magnéticos medidos se divide, se deriva de un campo magnético modelado en una posición en donde el transmisor 20 y el receptor 24 están adyacentes, es decir a la misma profundidad dentro del barreno respectivo. En este ejemplo, esta posición ocurre en el pico de las curvas a aproximadamente 1220 m. El dividir las amplitudes observadas por C y sustraer el desplazamiento de fase O', produce dos curvas corregidas que se tratan como las curvas 60 y 70 en las Figuras 7 y 8. Las curvas 60 y 68 coinciden aproximadamente o burdamente como las curvas 66 y 70 excepto en los desplazamientos más alejados. La diferencia entre las curvas se debe a complejidad geológica no corregida, empleando el modelo en capas 1-D. Después de tener datos para todos los perfiles deseados, se aplica un algoritmo de inversión estándar para obtener ya sea una nueva sección 1-D o a una distribución de resistividad 2-D. Cuando se desea reducir adicionalmente las diferencias entre el perfil modelado y el perfil medido, pueden emplearse iteraciones adicionales en el procedimiento de corrección. De esta manera, pueden derivarse factores de atenuación adicionales Ckelfk no de datos basados en los datos de amplitud y fase modelados originales, sino de un perfil corregido con base en la resistividad de formación modelada que se obtiene de la interpretación o inversión de los primeros datos corregidos. El modelo se actualiza después de cada iteración del algoritmo de inversión. Esto crea un nuevo juego de datos de perfiles en donde se reducen adicionalmente desplazamientos estáticos. En simulaciones numéricas de todo este proceso, se encontró que son suficientes dos iteraciones para lograr una reducción deseada en el efecto del forro. Con este procedimiento, el factor de atenuación introducido por el forro se reduce substancialmente, si no es que se retira. De nuevo, como se estableció anteriormente, un factor de atenuación Ckelfk de cualquiera de los pares transmisor-receptor puede ser empleado, pero típicamente el factor de atenuación que se asocia con el campo magnético detectado por el receptor 24, ubicado en una posición adyacente al punto en donde el transmisor 20 se localiza, se elige. 5 En forma alterna, los códigos de inversión para determinar la conductividad de formación también pueden modificarse para resolver explícitamente los factores de atenuación de cubierta en cada posición de receptor. Los valores de partida para los parámetros de cubierta pueden
calcularse a partir de estimados del espesor, susceptibilidad magnética y conductividad de la cubierta de acero utilizando programas tales como el desarrollado por Song, Y. y Lee. KH., 1998, Electromagnetic Fields Due to a Loop Current in a CasedBorehole Surrounded bv a
Uniform Whole Space, (Campos electromagnéticos debidos a una corriente de bucle en un barreno con cubierta circundado por un espacio integro uniforme) , Lawrence Berkeley National Laboratory, Número de Reporte 42371. Lo anterior se ha discutido con respecto a un
sistema de barreno dual, en donde un barreno se circunscribe con el receptor ahí colocado. Habrá de entenderse sin embargo que la presente invención puede ser empleada en un sistema de barreno dual en donde ambos barrenos están cubiertos. Además, la discusión anterior
ha involucrado encontrar un factor de atenuación a partir
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de mediciones tomadas con el transmisor y receptor como se dispone adyacentes entre sí en una posición vertical común dentro de dos barrenos espaciados. Sin embargo, el factor de atenuación puede obtenerse de mediciones realizadas con las posiciones relativas del transmisor y receptor que están en diferentes posiciones verticales dentro de barrenos espaciados o dentro de un barreno común. Como un resultado, la presente invención trabajará igualmente bien en un sistema de barreno sencillo, en donde el transmisor se apoya sobre la superficie de la formación geológica y el receptor se coloca en un solo barreno, o por el contrario en donde los receptores (detectores de campo eléctrico o magnético) se colocan en la superficie y el transmisor se coloca dentro del barreno. El alcance de la invención por loo tanto no habrá de determinarse con referencia a la descripción anterior, sino por el contrario habrá de determinarse con referencia a las reivindicaciones anexas junto con su completo alcance de equivalentes.