BRPI0817711B1

BRPI0817711B1 - método para detectar planos de falha ou de estratificação cruzada, e, método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma região da subsuperfície

Info

Publication number: BRPI0817711B1
Application number: BRPI0817711-2A
Authority: BR
Inventors: Hezhu Yin
Original assignee: Exxonmobil Upstream Research Company
Priority date: 2007-11-30
Filing date: 2008-10-08
Publication date: 2018-12-18
Also published as: EP2223161B1; WO2009070384A1; RU2010126646A; AU2008329994A1; EP2223161A1; CA2700684A1; MY153182A; US8360146B2; US20100230095A1; RU2475780C2; EP2223161A4; BRPI0817711A2; CA2700684C; AU2008329994B2

Abstract

método para detectar planos de falha ou de estratificação cruzada, e, método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma região da subsuperficie a invenção é um método para inverter a anisotropia biaxial do reservatório e identificar sistemas complexos de estratificação cruzada/fratura (104) usando perfis de indução triaxial e dados do perfil da prospecção/imagem do poço. é descrito um método de inversão que usa todos os nove componentes que podem ser medidos pelas ferramentas de indução triaxial (101), mais os dados do desvio e do azimute do furo, para resolver a resposta da indução triaxial em uma formação arbitrária anisotrópica devido ao plano de estratificação não ortogonal e ao plano de fratura (ou ao plano de estratificação cruzada). é provida uma fórmula matemática que relaciona o tensor de condutividade no quadro de referência da ferramenta com o tensor de condutividade em um plano de referência associado aos planos de estratificação cruzada/fratura (102). esta equação é invertida (103) para prover os componentes do tensor de condutividade no sistema de coordenadas da estratificação cruzada/fratura , juntamente com os ângulos do azimute e da inclinação para os planos de estratificação cruzada/fratura e para a ferramenta.

Description

“MÉTODO PARA DETECTAR PLANOS DE FALHA OU DE ESTRATIFICAÇÃO

CRUZADA, E, MÉTODO PARA PRODUZIR HIDROCARBONETOS A PARTIR DE

UMA REGIÃO DA SUBSUPERFICIE”

PEDIDOS DE PATENTES RELACIONADOS [0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisório norteamericano U.S. No. 61/004.875 depositado em 30 de Novembro de 2007, intitulado METHOD FOR RESERVOIR FRACTURE AND CROSS BEDS DETECTION USING TRI-AXIAL/MULTI-COMPONENT RESISTIVITY ANISOTROPY MEASUREMENTS, aqui incorporado na íntegra a título de referência.

CAMPO DA INVENÇÃO [0002] Esta invenção se refere ao campo da exploração e produção de hidrocarbonetos, e, mais particularmente, ao da perfilagem de resistividade. Especificamente, a invenção é um método para inverter as medições de indução multicomponentes/triaxiais nos reservatórios fraturados e nas areias de estratos cruzados para prover a caracterização da resistividade anisotrópica com simetria biaxial. É descrito um esquema e método de inversão que pode usar todos os nove componentes tensores das medições de indução, o azimute do furo de sondagem e os dados do desvio.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO [0003] A resistividade é um dos parâmetros mais importantes medidos nos poços para a exploração e para a produção dos hidrocarbonetos. Durante muitos anos, as ferramentas de indução convencionais foram construídas com bobinas que têm momenta magnético ao longo do seu eixo (dipolo coaxial) e que é principalmente sensível à resistividade horizontal quando a formação é horizontal e o poço é vertical. Há mais de 30 anos que apareceram na literatura desenhos diferentes de ferramentas de indução compostas por várias bobinas coaxiais. Apesar de que o trabalho teórico acerca das medições da anisotropia de resistividade ter começado nos anos cinquenta (Ver Kunz & Moran, Some effects of formation anisotropy on resistivity measurements in boreholes. Geophysics 23, 770-794 (1958)) e de a derivação teórica detalhada sobre o momento magnético perpendicular ao eixo da

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2/15 ferramenta (dipolo coplanar) ter também sido publicada em 1979 (Moran & Gianzero, Effects of formation anisotropy on resistivity logging measurements, Geophysics 44, 1266-1286 (1979)), a ferramenta de indução multicomponentes/triaxial só foi lançada para uso comercial na primeira década do século XXI. Primeiro, a Baker Atlas comercializou a sua ferramenta multicomponentes 3DEX (Schon et. al., Aspects of Multicomponent resistivity data and macroscopic resistivity anisotropy, SPE 62909 (2000)), e a Schlumberger introduziu a sua versão de uma ferramenta de indução triaxial AIT-Z (Rosthal et al., Field test results of an experimental fully triaxial induction tool, SPWLA 44^th Annual Symposium, Paper QQ (2003)); e Barber et al., Determining formation resistivity anisotropy in the presence of invasion, SPE 90526 (2004)). No entanto, estas ferramentas de concepção multicomponentes/triaxial foram principalmente comercializadas como uma ferramenta para zonas produtivas de baixa resistividade e estratos finos para inverter a resistividade horizontal e vertical Rh, e R_v para serem usados com presunções de simetria na isotropia transversal vertical (VTI - Vertical Transverse Isotropy) para, por exemplo, uma formação finamente laminada, ou de simetria na isotropia horizontal transversal (HTI - Horizontal Transverse Isotropy) para fratura s verticais (Rabinovich et al., Determination of fracture orientation and length using multicomponent and multi-array induction data, Pedido de Patente norte-americana U.S. 2005/0256645 (2005)). Dentro de urna estrutura de um modelo isotrópico transversal, é presumido que R_v é maior do que Rh- (A ferramenta usada está principalmente desenhada como uma ferramenta para estratos finos em formações laminadas. Assim, em sequências argilito-areia finamente laminadas com resistividade alta-baixa, a combinação série de resistências (R_v) tem de ser maior do que a combinação paralela (Rh)). Por este motivo, quando o Rh invertido é maior do que R_v, uma solução que tem sido usada para reconciliar este conflito é a de forçar a resistividade horizontal a ser igual à resistividade vertical, Rh = R_visto é, isotropia. [0004] A figura 1 ilustra um caso em que o Rh invertido é forçado a ser igual a R_v. O registro 11 mostra as medições da voltagem registrada feitas com uma ferramenta de indução multicomponentes/triaxial. A linha tracejada representa os dados V_xx, a

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3/15 linha pontilhada representa os dados Vyy e a linha contínua representa os dados V_zz. As diferentes camadas estão ilustradas em 12 em função da profundidade. As camadas de argilito estão indicadas pelo número de referência 13; 14 é uma zona de estratos finos; e 15 é uma camada com estratos cruzados ou estratos fraturados. Nas formações de argilito e de estratos finos, V_xx = Vyy,, isto é, estas duas medições ortogonais são igualadas quando são rodadas para o seu alinhamento, e nestas formações a consequente inversão para Rh funciona da forma observada no registro 16 em que a linha pontilhada representa Rh e a linha contínua R_y. Mas na formação de estratos cruzados ou de estratos fraturados 15, há razões físicas por que V_xx # Vyy Ψ V_zz depois das rotações do azimute e da inclinação, e no registro 16 pode ser observado que o método de inversão teve de forçar R_h e R para serem iguais na formação 15. Estes problemas podem surgir, por exemplo, na Bacia de Piceance em que, o arenito é muito fechado ao gás muitas vezes, tem fratura s verticais naturais. Estes resultados indicam que a inversão de R_v e de Rh é problemática quando não se consegue rodar os dados de 9 componentes medidos para igualar os dois momentos magnéticos ortogonais no plano de estratificação, por exemplo, H_xx^ Hyy (figura 1). 0 registro 17 é um perfil de raios gama equivalente.

[0005] Como o mostrado nos esquemas das figuras 2A e 2B, os nove componentes <^CTJdo tensor de condutividade (a condutividade e a resistividade são grandezas mutuamente recíprocas) medidos por três pares de dipolos magnéticos orientados ortogonalmente podem ser rodados através da inversão para determinar 6h, 6_V no interior de uma estrutura de um modelo VTI ou HTI. Todos os outros termos não diagonais na matriz de condutividade devem ser iguais a zero quando o furo de sondagem, a excentricidade da ferramenta e outros efeitos (tal como a invasão) são corrigidos ou quando se tornam tão reduzidos que podem ser ignorados. No caso de a formação ter VTI ou anisotropia uniaxial, a relação entre o tensor de condutividade na coordenada da estratificação e as medições da indução triaxial nas coordenadas do furo de sondagem podem ser expressas por uma matriz de rotação (R), na forma

-R, de isto é,

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^σιι.·	q tí ____________________________________1			0	0			0	0’
		R^>	0		0	—	0	cr.	0
		yy		Λ
			0	0	θ·*-.		0	0	^σν_

(D em que /? = cos a oos β

-seno/f senoacos/?

costírscno/I	-scnoíu
cos/ϊ	0
senotzscno/?	costr

[0006] Em muitos casos, a expressão acima não pode ser realizada pela rotação e pela inversão porque, simplesmente, a formação tem uma simetria anisotrópica maior do que o sistema VTI. A figura 3A mostra uma secção de um afloramento eólico com planos de estratificação complexos (indicados pelas linhas contínuas 41), planos de estratificação cruzada (indicados pelas linhas ponteadas 42) e planos de falhas/fraturas (indicados pelas linhas descontínuas 43). Neste caso anisotrópico mais genérico, o processo expresso na equação (1) nunca pode ser realizado por uma rotação da matriz e por um processo de inversão como o mostrado na figura 1, em que o processo de inversão está limitado a uma presunção de VTI ou HTI, ou, em geral, de simetria anisotrópica monoaxial com plano arbitrário. De notar que a espessura dos estratos cruzados varia no intervalo de metros na vista grande da figura 3A (ver a escala indicada pelas pessoas desenhadas na parte inferior direita), mas também inclui estratos finos no intervalo de mm a cm como o mostrado na vista fragmentada da figura 3B (esferográfica mostrada como indicador da escala). Nestes casos anisotrópicos mais genéricos, os pressupostos da simetria TI para medições de indução triaxial e inversão falharão, e a inclinação, o azimute e a anisotropia de resistividade serão diferentes se eles forem invertidos a partir dos dados tomados a partir de pares de transmissores-receptores com um espaçamento diferente dos das ferramentas de multiespaçamento.

[0007] É necessário um método de inversão que possa usar todos os nove componentes que possam ser medidos pelas ferramentas de indução triaxial, mais o azimute do furo de sondagem e os dados de desvio, para abordar estas questões e

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5/15 solucionar a resposta da indução triaxial em uma formação anisotrópica arbitrária devido ao plano de estratificação não ortogonal e ao plano fraturado (ou ao plano de estratificação cruzada). A presente invenção provê esse método.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO [0008] Em uma forma de realização do presente método inventivo, fazendo referência ao fluxograma da figura 10, a invenção é um método para detectar planos de falha ou de estratificação cruzada (daqui para a frente, planos de falha) nas formações de reservatório de petróleo subsuperficiais com anisotropia biaxial (um eixo perpendicular aos planos de estratificação da formação e o outro perpendicular aos planos de falha) a partir de medições de condutividade/resistividade feitas em um poço usando uma ferramenta de perfilagem por indução multicomponentes/triaxial, que compreende:

(a) a expressão de um tensor de condutividade da formação com componentes como os medidos pela ferramenta de perfilagem do poço (fase 101), em que cada componente do dito tensor é expresso (fase 102) como uma combinação dos componentes de condutividade:

(I) condutividade normal ao plano de estratificação ^a,,b· (ii) condutividade paralela ao plano de estratificação ^p ’ (iii) condutividade normal ao plano de falha ^σ ^Λ (iv) condutividade paralela ao plano de falha ^pf' (b) a inversão da expressão do tensor de condutividade da formação para determinar ^σ,,ά·’ σ ,e σ _f ^{nf PJ}a partir dos dados de condutividade medidos (fase

103); e (c) a detecção de um ou mais planos de falha a partir das indicações da anisotropia nos resultados da inversão (fase 104).

[0009] Nalgumas formas de realizar a invenção, os ângulos do azimute e de inclinação para os planos de falha e os ângulos do azimute e de inclinação para a ferramenta de perfilagem por indução triaxial são também obtidas a partir dos dados

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6/15 de inversão.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0010] A presente invenção e as suas vantagens serão melhor compreendidas referindo a seguinte descrição detalhada e os desenhos anexos em que:

[0011] A figura 1 mostra os dados tomados por uma ferramenta de perfilagem de resistividade triaxial em que V_xx não pode ser rodado para igualar Vyy tornando problemática a inversão das dados para obter a informação de resistividade;

[0012] A figura 2A mostra um exemplo de uma formação com isotropia transversal vertical, uma formação finamente laminada, enquanto a figura 2B mostra um exemplo de uma formação com isotropia transversal horizontal, uma formação fraturada verticalmente;

[0013] A figura 3A mostra uma secção de um afloramento eólico com planos de estratificação complexos, planos de estratificação cruzada e planos de falhas/fraturas; a figura 3B mostra uma vista fragmentada de uma pequena parte da figura 3A;

[0014] A figura 4 é um diagrama esquemático de uma formação anisotrópica biaxial composta por um estrato uniaxial/VTI com o plano de estratificação de forma arbitrária no plano X-Y, e com um plano de falha/fratura no plano Z-Y, perpendicular ao plano de estratificação;

[0015] A figura 5 é um diagrama esquemático de uma formação com um plano de estratificação arbitrário definido pelo plano X-Y, e com um plano de falha/fratura definido pelo plano Y-Z rodado a graus sobre o eixo Y a partir da posição ortogonal da figura 4;

[0016] A figura 6 é um diagrama esquemático de uma formação com um plano de estratificação arbitrário definido pelo plano X-Y, e com um plano de falha/fratura definido pelo plano Y-Z rodado a graus sobre o eixo Y (inclinação) como na figura 6, e 16 graus sobre o eixo Z (azimute);

[0017] A figura 7 ilustra uma secção de afloramento mostrando um exemplo do caso anisotrópico biaxial geral no qual não há qualquer simetria TI;

[0018] A figura 8 mostra a relação entre três sistemas de coordenadas úteis para

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7/15 a inversão das medições através das ferramentas multicomponentes/triaxial para obter resultados de resistividade 3D;

[0019] A figura 9 é um diagrama esquemático que mostra transmissores e receptores de indução triaxial co-posicionados em um furo de sondagem orientado arbitrariamente através de uma formação com simetria anisotrópica arbitrária; e [0020] A figura 10 é um fluxograma que mostra as fases básicas em uma forma de realização do presente método inventivo.

[0021] A invenção será descrita em relação às suas formas preferidas de a realizar. No entanto, na medida em que a seguinte descrição detalhada é específica para uma forma de realização particular ou para uma uso particular da invenção, esta pretende ser somente ilustrativa, e não deve ser interpretada como limitativa do âmbito da invenção. Pelo contrário, pretende-se que abranja todas as alternativas, modificações e equivalentes que possam ser incluídas no espírito e no âmbito da invenção, como o definido pelas reivindicações anexas.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE FORMAS DE REALIZAÇÃO EXEMPLIFICATIVAS [0022] A presente invenção é um método para inverter a anisotropia biaxial do reservatório e identificar um sistema complexo de estratificação cruzada/fratura usando perfis de indução triaxial e dados dos perfis de levantamento/imagem do furo de poço. A anisotropia biaxial é uma indicação direta da rocha reservatório de estratificação cruzada/fratura , e tem um impacto significativo na caracterização do reservatório, por exempla na estimativa do fluido de hidrocarbonetos nos poros. O presente método inventivo produzirá estes perfis de R, R_y„ e & com os quais será possível averiguar a presença de falhas, além dos outros benefícios existentes no conhecimento do modelo de resistividade em toda a sua complexidade anisotrópica. Descrição do Sistema de Resistividade Biaxial [0023] Seguidamente, as equações de condutividade para a formação de resistividade anisotrópica biaxial serão desenvolvidas considerando quatro casos, progressivamente mais gerais.

[0024] Sistema de falha/fratura ortogonal e estrato uniaxial/VTI [0025] Um exemplo de uma formação anisotrópica biaxial pode ser descrito

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8/15 como estratos laminados interceptados por falhas/fraturas perpendiculares (53 na figura 4), isto é, dois sistemas ortogonais uniaxiais (VTI+HTI). A figura 4 é um diagrama esquemático de uma formação anisotrópica biaxial composta por um estrato uniaxial/VTI com o plano de estratificação 51 no plano X-Y, e por um plano de falha/fratura 52 no plano Z-Y, perpendicular ao plano de estratificação. Este caso anisotrópico biaxial especial pode ser descrito por quatro tensores de condutividade básicos e compostos por:

(a) Condutividade normal ao plano de estratificação (cr ) (b) Condutividade paralela ao plano de estratificação ' (c) Condutividade normal ao plano de falha e (d) Condutividade paralela ao plano de falha <<V).

[0026] De referir que VTI é uma função de^*· e ^σ^, e HTI é uma função de^· [0027] Portanto, o tensor de condutividade ^σ nas direções X, Y e Z é simplesmente a soma da condutividade em cada direção:

σ	σ ₍	+ <7 *.
		P*
		+ C _f
J4'		ti
σ_		p/

(2) [0028] Estrato uniaxial/VTI interceptado pelo plano falha/fratura com uma inclinação em α ⁰ [0029] Se o plano de falha/fratura 62 for rodado α ⁰ sobre o eixo Y como o mostrado no diagrama esquemático da figura 5, então esta formação anisotrópica com planos de estratificação 51 alinhados com o plano X-Y e com o plano de fratura rodado α ⁰ sobre o eixo Y pode ainda ser descrita por um tensor de condutividade ^σ que é uma função das quatro condutividades básicas, ^σ ⁰’ ^σ#·' Neste caso, as condutividades nas direções X, Y e Z são simplesmente a soma da

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9/15 condutividade em cada direção com uma inclinação da falha/fratura que é uma rotação α ⁰ sobre o eixo Y:

cr = cos cr σ _Γ + <r % = (3) σ = tr. + cüs a · σ, γ a α/ [0030] Estrato uniaxial/VTI interceptado por falha/fratura com uma inclinação em a° e azimute/incidência do plano β° - Um caso anisotrópico biaxial genérico [0031] Se, adicionalmente á rotação mostrada na figura 5, o plano de falha/fratura for seguidamente rodado β ⁰ sobre o eixo Z para uma posição 72, como o mostrado na figura 6, então a dita formação anisotrópica pode ainda ser descrita por um tensor de condutividade ^σ como uma função das quatro condutividades básicas, ^a,,b· ^apb· ^a ^f’e direção paralela-à-falha está indicada na figura 6 por

74, e a direção normal-à-falha por 75. As falhas individuais estão indicadas pelo número de referência 73.

[0032] A condutividade ^σ nas direções X, Y e Z para este tipo de caso anisotrópico biaxial genérico é dada pela soma da condutividade em cada direção com uma inclinação da falha/fratura igual a uma rotação de a° e com um azimute/incidência do plano de falha/fratura igual a uma rotação de, β°:

σ„=_βο5α·εοίΖ?·σ_< + σ_)Λ σ yy = cos/?ít , + cr , r tf tf (4) σ = σ .+cosa σ . zz nh &

[0033] Sistema anisotrópico biaxial genérico com orientação arbitrária [0034] A figura 6 e a equação (4) representam um sistema biaxial genérico que, no entanto, pode não ser alinhado com o sistema de medição da ferramenta de indução triaxial. Normalmente, não será possível posicionar a fonte e o(s) receptor(es) em um poço (furo de sondagem) de forma a que os seus planos x- y

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10/15 sejam paralelos aos planos de estratificação da formação. A orientação dos planos de estratificação pode não ser conhecida, e mesmo se conhecida, o poço nem sempre é perfurado perpendicularmente àquele plano (por exemplo, poços muito oblíquos e horizontais), e, além disso, a ferramenta rodará no furo de sondagem durante a perfilagem. O seguinte desenvolvimento do presente método inventivo resolve estes problemas.

[0035] Um modelo de resistividade anisotrópica biaxial 3D genérico inclui eixos da ferramenta ou de um furo de sondagem com um ângulo de desvio e um ângulo de incidência no plano arbitrários que penetram em uma série de estratos anisotrópicos ou isotrópicos (com ângulo de inclinação e de incidência arbitrários). A figura 7 mostra alguns estratos inclinados cortados por falhas com inclinação e azimute arbitrários. 81 mostra a orientação do plano de estratificação, e 82 indica o plano de fratura . Neste caso anisotrópico mais genérico, os pressupostos da simetria TI para medições de indução triaxial e para inversão falharão.

[0036] Este caso anisotrópico genérico pode ser estabelecido usando o sistema de coordenadas para a medição da resistividade em 3D pelas ferramentas multicomponentes/triaxiais como o mostrado na figura 8. Os eixos X, Y, Z são orientados de forma a que o eixo Z coincida com o eixo do furo de sondagem. Os eixos das coordenadas X’-Y’-Z’ são orientados de forma a que o eixo Z' seja normal ao plano da formação (por exemplo, o plano limite das camadas da formação). Os eixos das coordenadas X-Y-Z são orientados de forma que o eixo Z seja normal ao plano da estratificação cruzada ou ao plano da fratura. Os ângulos do desvio (inclinação) e da incidência do furo de sondagem (eixo Z) estão indicados na figura 9 como (^a ’ ^ferramenta \ respectivamente, e os ângulos de inclinação e de incidência do plano de estratificação cruzada ou de fratura (eixo Z) são representados na figura 9 como (^α*β\ respectivamente, ambos em relação aos eixos das coordenadas Χ'-Υ'-Ζ' do limite da formação. No sistema de coordenadas X-Y-Z, os tensores de condutividade biaxial podem ser expressos por:

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11/15 ο

ο σ„ (5) [0037] Para comodidade, aplica dupla sobrescrita é dispensada na notação dos componentes de tensor individuais. A equação (5) pode ser expressa em termos de ^σηό, ^σΡι>, ^σ»/,& ^σρΐ, _at_ravé_S da substituição das relações (4).

[0038] Os tensores de condutividade no plano de estratificação cruzada ou no plano de falha/fratura (ou planos se houver várias fratura s) nas coordenadas X-YZ” podem ser unidos com as coordenadas X-Y-Z do eixo do furo de sondagem através da seguinte conversão:

a=R₂R~yR^ (6) em que

cosa cos β senoacos/?

cosascno/? cos β senoaseno/?

-senoa cosa cosa. , cos/?. ferramenta · fenomema ^^ferramenta^Pferramenta cos/?.

' ferramenta

-senoa, ferramenta ^Sen°afcmmaila ⁰⁰⁵ βferramenta senoa, senoB, ferramenta ~ ferramenta cosa.

ferramenta [0039] O ângulo de incidência do plano de estratificação cruzada/fratura β em relação ao plano-limite da formação pode ser arbitrário quando o ângulo de inclinação α da estratificação cruzada/fratura é zero. De forma semelhante, a incidência da ferramenta (ou furo de sondagem) em relação ao plano limite da formação pode ser arbitrário quando o desvio da ferramenta (por exemplo desvio do furo de sondagem) af_enamenaé zero, isto é, o furo de sondagem é vertical.

[0040] Teoria e Método da Inversão [0041] Modelação 3D em um sistema anisotrópico biaxial [0042] No tratamento acima, um sistema de anisotropia biaxial genérico foi formado

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12/15 por dois sistemas anisotrópicos uniaxiais simples com rotações do ângulo arbitrário de inclinação e de azimute em um esquema de modelação direta para simular por computador o momenta magnético ou os dados de tensão sintéticos (a partir dos quais a condutividade pode ser calculada). Para este tipo de sistema anisotrópico biaxial genérico com orientação arbitrária do furo de sondagem conforme mostrado na figura 9 e definido pela equação (6), há sete incógnitas: ^af^em‘^meM‘‘^,^f^errame“^ltt ’ ^α,β’^σ^^ση·^,σ~' (_{os nove} componentes de o- são medidos pelos nove componentes da ferramenta multicomponentes orientada com inclinação e azimute arbitrários, e os três componentes não-zero de ^σ , isto é, ^3a> , são as resistividades anisotrópicas biaxiais da formação a inverter; isto é, a ser inferida por um processo de inversão).

[0043] O processo de inversão pode ser desenhado para igualar e/ou minimizar as diferenças entre os dados sintéticos gerados pelo computador nas coordenadas do sistema anisotrópico biaxial e os dados do campo medidos pelas ferramentas multicomponentes/triaxial sob a forma de momentos magnéticos Ηη (ver o artigo previamente citado de Schon, et. al), ou voltagem Vjj (artigos citados previamente por Rosthal et ai. and Barber et al.) por atualização iterativa dos parâmetros do furo de sondagem e da formação. Uma ferramenta de resistividade multicomponentes/triaxial pode ser construída com transmissores e receptores emparelhados com canais de medição multifrequência, ou muitiespaçamentos dos pares de transmissor e receptor e cada par pode também conter três transmissores orientados ortogonalmente (T_x, T_y e T_z) e os receptores (R_x, R_y e R_z) com o mesmo espaçamento L(i). Esta disposição está ilustrada na figura 9 e mostra como o problema da simulação de dados sintéticos H ou V pode ser apresentado. Os momentos magnéticos do emparelhamento em linha e cruzado entre os pares transmissor e receptor podem ser expressos como:

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Hxx	Hxy	IIxz
Hyx	Hyy	Hyz
Xzx	Hyz	Hzz

Vxx	Vxy	Vxz
Vyx	Vyy	Vyz
Vzx	Vyz	Vzz

(7) em que quando as medições da ferramenta de resistividade multicomponente/triaxial é o campo/momento magnético H ou a voltagem V ela induz na bobina do receptor. Em um sistema de unidades escolhido de forma apropriada, H sabre V é um escalar.

[0044] A perfilagem de resistividade está baseada na excitação de uma bobinafonte com uma voltagem de CA, que tem como resultado um campo magnético gerado pela própria bobina fonte. Este campo magnético induz correntes de Foucault na formação que posteriormente induzem uma voltagem de CA em uma bobina receptora, que é medida e registrada. A condutividade da formação pode ser calculada a partir da geometria e dos parâmetros conhecidos do transmissor e dos parâmetros de receptor, tendo como resultado uma relação entre V ou H medidos e a condutividade da formação. Isto é uma relação do tensor em um meio anisotrópico. Esta relação entre o tensor de condutividade Oy e os momentos magnéticos dipolos triaxiais Hy pode ser expressa como:

σ, = C, * (8) em que Cy é uma matriz de acoplamento determinada pela concepção da ferramenta de perfilagem do poço. Cada empresa de serviços geofisicos deverá ser capaz de prover estes parâmetros para a sua ferramenta.

[0045] Por conseguinte, a equação (8) é substituída na equação (6) por σ, e a equação (6) é então invertida para dar σ. Matematicamente, pode ser realizado um processo para a inversão da equação (6) por otimização dos mínimos quadráticos

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14/15 (ver, por exemplo, Zhdanov et al., Foundation of tensor induction well logging,

Petrophysics 42 (2001)), mas a invenção não está limitada por esta ou por qualquer outra otimização particular ou esquema de atualização, e uma medida de desajuste, ou função objetivo, pode ser definida como:

(9) em que Hjj (d) e Hy (c) são, respectivamente, os dados medidos a partir da ferramenta e dos dados preditos a partir da simulação computorizada em 3D usando a equação (6) baseada nos valores para as sete incógnitas assumidas para o presente ciclo de iteração.

[0046] Modelação 1D em um sistema anisotrópico biaxial compostos por dois sistemas TI [0047] Os tensores de condutividade no plano de estratificação cruzada ou no plano de fratura (ou planos se for um sistema de conjuntos de várias fratura s) expressos no sistema de coordenadas X-Y-Z podem também ser resolvidos iterativamente através da equação (4) definida pelos dois sistemas TI ortogonais, isto é, usando o tensor de condutividade & na equação (4) composto pelas quatro condutividades básicas, ^σ»Λ’%’^σ/θ ^σρ/’ e pela inclinação α e pelo azimute β relativos entre o sistema de estratificação VTI e o sistema de falhas/fraturas/estratificações cruzadas HTI. Neste caso, a solução 1D descrita no Anexo por Anderson et al., The effect of crossbedding anisotropy on induction tool response, Petrophysics 42, 137-149 (2001), aqui incorporado por referência, pode ser reformulada e aplicada duas vezes ortogonalmente, e os tensores de condutividade & podem ser somados como o definido pela equação (4). Esta abordagem 1D + 1D é uma forma menos rigorosa da inverter a equação (6) do que uma abordagem como a atualização iterativa usando uma função objetivo da forma esboçada acima, mas reduzirá significativamente o tempo de computação direta, e de um ponto de vista prático pode ser a forma de preferida de realizar a invenção. No entanto, estas duas técnicas de inversão são apenas exemplos, e o presente método inventivo inclui qualquer método de inversão da equação (6) ou qualquer

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15/15 relação equivalente.

[0048] Restrições das medições relacionadas e da física da rocha [0049] As seguintes características podem ser incorporadas vantajosamente na invenção, dependendo das circunstâncias, embora não sejam essenciais à mesma.

• Na fase da iteração inicial, os dados da prospecção do desvio do furo de sondagem medidos podem ser usados para restringir os valores iniciais das variáveis ^a ferramenta· @ferramenta • Definir a proporção anisotrópica VTI^λ = ^σι>^^, θ _a proporção μ=σ ,/σ .

anisotrópica HTI ^pf' ^nf.

• Nos sistemas anisotrópicos saturados de hidrocarbonetos, pode ser assumido que%^>>cr*, por exemplo ^λ=σρΐ,/^σηΐ>^>>λ, e por exemplo ^{μ = σ} _Ρ/!^ση/ »¹. É possível determinar estas proporções anisotrópicas a partir das medições do tampão de núcleo.

• Nos sistemas anisotrópicos saturados de água pode ser assumido que ^σΡι>^>σηΐ>, por exemplo, ^σΡι,/^σ^ ~1 ^—3, e, σ_ρ/ > σ_η/ p_Q|, exemplo, . É possível determinar estas proporções anisotrópicas a partir das medições do tampão de núcleo.

[0050] Com estas restrições físicas e geológicas/geográficas dos dados, as sete incógnitas dos parâmetros ^a ferramenta’Pferramenta’ ^α’β’^σ„’^σna equação (6) pode ser reduzidas a cinco (α,β,σ_χχ, o_yy, o₂₂) ou ainda menos, para um processo de inversão mais gerenciável resultados mais consistentes.

[0051] A aplicação anterior se refere a formas específicas de realizar a presente invenção com o fim de a ilustrar. Será no entanto evidente a um técnico especializado, que são possíveis muitas modificações e variações às formas de realização aqui descritas. Todas estas modificações e variações pretendem estar abrangidas pelo âmbito da presente invenção, como o definido nas reivindicações anexas.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para detectar planos de falha ou de estratificação cruzada, daqui para a frente planos de falha (52, 62, 72) nas formações de reservatório de petróleo subsuperficiais com anisotropia biaxial - um eixo perpendicular aos planos da estratificação da formação (51), e o outro eixo perpendicular aos planos de falha (52, 62, 72) - a partir de medições de condutividade/resistividade feitas em um poço usando uma ferramenta de multicomponentes de perfilagem de poço por indução triaxial, caracterizado por este compreender:

(a) a expressão de um tensor de condutividade da formação com componentes como os medidos pela ferramenta de perfilagem do poço (101), em que cada componente do dito tensor é expresso (102) como uma combinação dos componentes de condutividade:

(i) condutividade normal ao plano de estratificação o_nb (ii) condutividade paralela ao plano de estratificação o_Pb (iii) condutividade normal ao plano de falha o_nf (iv) condutividade paralela ao plano de falha o_pf (b) a inversão da expressão para o tensor de condutividade da formação para obter ^σ>* ’ % ’ ^{e σ}?ί a partir dos dados da condutividade medida (103); e (c) a detecção de um ou mais planos de falha (52, 62, 72) a partir de indicações de anisotropia nos resultados da inversão (104).
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a obtenção dos ângulos do azimute e da inclinação para os planos de falha (52, 62, 72) a partir da inversão dos dados.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a obtenção dos ângulos do azimute e da inclinação para a ferramenta de perfilagem do poço por indução triaxial a partir da inversão dos dados.
4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de os ângulos do azimute e de inclinação serem medidos em relação a um plano limite das camadas da formação, isto é, um plano de estratificação (51).

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5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de a detecção de falha estar também baseada nos ângulos do azimute e de inclinação obtidos a partir da inversão dos dados.
6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por este compreender adicionalmente a inferência da presença ou ausência de hidrocarbonetos a partir dos resultados da inversão.
7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a estimativa do volume de fluido de hidrocarboneto nos poros a partir dos resultados da inversão.
8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a formação subsuperficial anisotrópica biaxial ter estratos laminados substancialmente paralelos com uma ou mais composições diferentes - os planos de estratificação (51) - interceptados por um ou mais planos de falha (52, 62, 72) substancialmente paralelos.
9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de a fase de expressão de um tensor de condutividade da formação compreender:

(a) a definição de um sistema de coordenadas ortogonais (X,Y,Z) em que o eixo Z é perpendicular aos planos de falha (52, 62, 72);

(b) a determinação de urna conversão a partir do sistema de coordenadas (X, Y, Z) em um sistema de coordenadas (X, Y, Z) definido pela ferramenta de perfilagem triaxial de acordo com a sua colocação no poço, sendo a dita conversão uma função dos ângulos de orientação - inclinação e azimute - de cada um dos dois sistemas de coordenadas para um terceiro sistema de coordenadas definido em relação a uma ou mais características observáveis da formação;

(c) o relacionamento das medições do perfil para um tensor de condutividade - ou resistividade - 3x3 cujos componentes estão no sistema de coordenadas (X, Y, Z);

(d) o relacionamento do tensor de condutividade _ate no sistema de coordenadas (X, Y, Z) com o seu tensor equivalente σ/' no sistema de coordenadas (X, Y, Z) usando a conversão do sistema de coordenadas; e

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3/5 (e) a combinação das duas últimas relações e a inversão para determinar os componentes Oy e os ângulos do azimute e da inclinação do sistema de coordenadas (X, Y, Z) e do sistema de coordenadas (X, Y, Z).
10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de a relação entre Oy e Oy poder ser expressa como:

σ = R₂R~'σ RJR~' em que

cosa cos β cosascno/? -senoa ^Rt = -seno/? cos/? 0 senoacos/? senoaseno/? cosa

^C0SQ>™™« ^C0S^>— ^C0^^aím,ma^Sen°Pjma_mma -^SenOaf^_m,a e R₂ = ~^ηοβ₍__α ^c^P_/ermoM 0 ^SenOafemmam^Sen°PfcrMl, ^C0S«_ em que ferramenta^ferramenta^ _são respectivamente os ângulos de inclinação (ângulo ferramenta relativo a um eixo Z') e de incidência no plano (rotação sobre o eixo Z') do eixo do poço, (α,β) são os ângulos de incidência e de inclinação do eixo Z', σ e σ são a notação do tensor para oy e oy respectivamente, e (X', Y', Z') é o terceiro sistema de coordenadas definido em relação às características observáveis da formação.
11. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o relacionamento das medições do perfil de poço Hy com um tensor de condutividade ser feito usando uma relação que pode ser expressa por:

em que Cy é uma matriz de acoplamento determinada pelo desenho da ferramenta de perfilagem do poço.
12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de Hy ser os momentos magnéticos triaxiais medidos pela ferramenta

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4/5 multicomponentes, triaxial de perfilagem do poço.
13. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado por Hjj ser as voltagens medidas pela ferramenta multicomponentes, triaxial de perfilagem do poço.
14. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de a inversão usar um esquema de optimização que envolve uma medida de desajuste - função objetivo - que pode ser expressa como:

em que Hjj (d) e Hjj (c) são, respectivamente, os dados medidos a partir da ferramenta multicomponentes, triaxial de perfilagem do poço e dos dados preditos e simulados por modelação direta na fase de inversão.
15. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de as quantidades determinadas pela inversão de dados ser composta por três componentes diagonais do tensor de condutividade da formação, por um ângulo de inclinação e por um ângulo de azimute para os planos de falha (52, 62, 72), e por um ângulo de inclinação e por um ângulo de azimute para a ferramenta colocada no poço.
16. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a fase de inversão compreender a execução de duas inversões unidimensionais, uma para obter o_nb e o_Pb, e a segunda para obter o_nf e o_Pf e também para obter a inclinação α e o azimute β relativos entre um sistema de coordenadas do plano de estratificação (51) e um sistema de coordenadas do plano de falha (52, 62, 72), e para seguidamente obter os componentes do tensor de condutividade & no sistema de coordenadas do plano de falha (52, 62, 72) a partir de:

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5/5 σ ^cosa cos# σ,+σ, ιι γ jy jrfi σ^σ= ^{= σ}ηΙι ^{+ C0S α} ' ^σρ( σ₉ = 0 para i * j.
17. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por este compreender adicionalmente o cálculo dos componentes do tensor de condutividade diagonal em um sistema de coordenadas que tem um eixo z perpendicular aos planos de falha (52, 62, 72), em que os ditos componentes são calculados a partir de ^σ^^σΡ^^ση/^& v
18. Método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma região da subsuperficie, caracterizado pelo fato de compreender:

(a) a realização de medições de condutividade/resistividade em um poço na região da subsuperficie usando uma ferramenta de indução triaxial, multicomponentes de perfilagem do poço;

(b) a obtenção de uma avaliação de anisotropia na região da subsuperficie devido aos planos de fratura ou estratificação cruzada, tendo a dita avaliação sido feita por fases que compreendem:

(i) a expressão de um tensor de condutividade da formação com componentes medidos pela ferramenta de perfilagem do poço, em que cada componente do dito tensor é expresso como uma combinação de quatro componentes de condutividade: condutividade normal ao plano de estratificação a_nb, condutividade paralela ao plano de estratificação (51) a_pb,condutividade normal ao plano de falha a_nf, condutividade paralela ao plano de falha a_pf, (ii) inverter a expressão para o tensor de condutividade de formação para obter ^σ^^σΡ^^σ>,/^{& σ} <.-< c|qS dados de condutividade medidos;

(iii) produzir hidrocarbonetos da região de subsuperficie com base nos planos de desenvolvimento feitos usando o acessório de anisotropia.