BRPI0901747A2 - método para caracterização de fluidos numa formação, ferramenta de interior de poço, e meio legìvel por computador compreendendo instruções executáveis por um processador para realizar um método - Google Patents

Abstract

Um método para determinar fluidos numa formação. O método inclui a obtenção de medições em furo de sondagem para um furo de poço na formação; identificar pontos no furo de poço a partir do qual se obtém medições de pressão usando as medições de furo de sondagem; obtenção de medições de pressão em pontos identificados no furo de poço; aplicar uma técnica de pressão excedente às medições do poço para identificar uma pluralidade de compartimentos de pressão no furo de poço; caracterização do fluido em cada um da pluralidade de compartimentos de pressão; e desenvolver um plano de perfuração com base na caracterização dos fluidos em cada uma da pluralidade de compartimentos.

Description

MÉTODO PARA CARACTERIZAÇÃO DE FLUIDOS NUMA FORMAÇÃO,FERRAMENTA DE INTERIOR DE POÇO, E MEIO LEGÍVEL PORCOMPUTADOR COMPREENDENDO INSTRUÇÕES EXECUTÁVEIS POR UMPROCESSADOR PARA REALIZAR UM MÉTODO

Fundamentos

Campo da Invenção

A invenção está relacionada a técnicas para adeterminação das propriedades do fluido da formação. Maisparticularmente, a invenção está relacionada a determinaçãoda composição do fluido em um compartimento de pressão afim de desenvolver um plano de perfuração para umreservatório.

Fundamentos da Técnica Relacionada

A indústria de petróleo e gás tradicionalmenteclassifica os reservatórios por estruturas subdivididas naforma de unidades geológicas ou compartimentos de pressão afim de caracterizar fluidos numa formação. Durante o ciclode exploração do processo, a resolução pode ser aprimoradaa partir das análises sismicas/aero magnéticas de registrosde perfilagem a cabo de aço, e os compartimentos de pressãopodem ser adicionalmente subdivididos com base em respostasde registros de perfilagem com maior resolução a partir deregistros de perfilagem por raios gama (GR), densidadenuclear, resistividade e ressonância magnética nuclear(RMN). As respostas aos registros de perfilagem sãobaseadas em parâmetros físicos bem conhecidos no âmbito, eas leituras da perfilagem/ferramenta são influenciadas poralterações litológicas e teor de fluido na rocha.

Com o surgimento da análise infravermelho próximo(NIR), existe agora condições para medir fisicamente aspropriedades criticas do fluido da formação que podem serproduzidas através de uma ferramenta de realização detestes da formação a cabo de aço (WFT) mediante utilizaçãode uma bomba. Como um resultado, foi determinado quecompartimentos de pressão tipicamente não contêm um tipo defluido mas em lugar disso, o fluido tem considerávelvariação que os apresentam ou como fluidos completamentediferentes ou um gradiente composicional do fluido noscompartimentos.

Independentemente do desenvolvimento e dos avançosdos diversos métodos para a determinação das propriedadesdo fluido da formação com base nas amostras de fluidoadquiridos da formação proveniente do interior do furo depoço, existe uma necessidade para proporcionar técnicascapazes de determinar a composição dos fluidos emcompartimentos de pressão e incorporar as característicasdo fluido na geofísica e no ciclo geológico.

Sumário

Uma modalidade da invenção está relacionada a ummétodo para determinar fluidos numa formação. 0 métodoinclui a obtenção de medições em furo de sondagem para umfuro de poço na formação; identificar pontos no furo depoço a partir do qual se obtém medições de pressão usandoas medições de furo de sondagem; obtenção de medições depressão em pontos identificados no furo de poço; aplicaruma técnica de pressão excedente às medições do poço paraidentificar uma pluralidade de compartimentos de pressão nofuro de poço; caracterização do fluido em cada um dapluralidade de compartimentos de pressão; e desenvolver umplano de perfuração com base na caracterização dos fluidosem cada uma da pluralidade de compartimentos.

Breve Descrição dos Desenhos

As Figuras 1A-1D descrevem uma vista esquemática deum campo de petróleo possuindo estruturas subterrâneascontendo reservatórios, diversas operações no campo depetróleo sendo realizadas no campo petrolífero.

As Figuras 2A-2D descreve descrições gráficas dedados coletados pelas ferramentas das Figuras 1A-1D,respectivamente.

A Figura 3 descreve uma vista esquemática,parcialmente em seção transversal de um campo de petróleopossuindo ferramentas de aquisição de dados.

A Figura 4 descreve um diagrama esquemático de umsistema para realizar operações em campos de petróleo de umcampo de petróleo.

A Figura 5 descreve um fluxograma de acordo com umaou mais modalidades da invenção.A Figura 6 descreve um sistema de computador deacordo com uma ou mais modalidades da invenção.

A Figura 7 descreve um registro de perfilagem depoço que inclui pressões excessivas e mobilidade versusinformação da profundidade de acordo com uma ou maismodalidades da invenção.

A Figura 8 descreve o registro de perfilagem dopoço com detalhes adicionais dos dados para profundidadesxx20 a xx40 de acordo com uma ou mais modalidades dainvenção.

A Figura 9 descreve o registro de perfilagem dopoço com dados coletados nos pontos de amostragemadicionais para profundidades xx75 a xx95 de acordo com umaou mais modalidades da invenção.

Descrição Detalhada

Modalidades especificas da invenção serão agoradescritas em detalhes com referência às Figuras queacompanham. Elementos semelhantes nas diversas Figuras sãodenotados por referências numéricas iguais por questões deconsistência.

Na descrição detalhada apresentada a seguir dasmodalidades da invenção, numerosos detalhes específicos sãoapresentados a fim de proporcionar uma compreensão maiscompleta da invenção. Em outros casos, características bemconhecidas não são descritas em detalhes para evitarprejudicar a invenção.Na descrição detalhada apresentada adiante e nasFiguras anexas são incluídos os termos "Figura" e "Figuras"ambos os quais se referem às Figuras anexadas. Esses termossão usados de modo intercambiável ao longo daespecificação.

Em geral, modalidades da invenção estãorelacionadas a um método e sistema para a caracterização defluido em um reservatório. Mais especificamente,modalidades da invenção proporcionam um método e sistemapara utilizar o pressão excedente e as medições em furo desondagem para caracterizar o fluido em um reservatório.

A invenção envolve aplicações geradas para aindústria de petróleo e gás. As Figuras 1A-1D descrevem umcampo de petróleo representativo (100) contendo estruturassubterrâneas e estruturas geológicas. Mais especificamente,as Figuras 1A-1D descrevem vistas esquemáticas de um campode petróleo (100) possuindo estruturas subterrâneas (102)contendo nelas um reservatório (104) e descrevendo diversasoperações de campo de petróleo sendo realizadas no campo depetróleo. Diversas medições da formação subterrânea sãotomadas através de diferentes ferramentas no mesmoposicionamento. Essas medições podem ser usadas para gerarinformação acerca da formação e/ou estruturas geológicase/ou fluidos ali contidos.

Um reservatório (104) contém in situ (isto é, nolocal) fluidos que podem ter uma variação vertical elateral dentro da estrutura geológica. As variações nosfluidos podem ser devidas a presença de diferentes fluidosou gases contidos na estrutura geológica, ou por possuir umgradiente composicional de fluido dentro da estruturageológica. Um reservatório com variações composicionais éreferido como um reservatório de gradação composicional, ousimplesmente um reservatório segregado. Um reservatóriosegregado pode ser um reservatório saturado (isto é, muitopróximo ao ponto de bolha) e pequenas variações na pressãopode alterar a composição do fluido e as propriedades doreservatório. A correta caracterização dos fluidos in situno reservatório é, portanto, um fator importante nadeterminação do potencial de produção de hidrocarbonetos deum reservatório bem como do método para a produção doreservatório.

Para os propósitos desse pedido, um reservatório éum corpo rochoso de sub-superficie que possui porosidade epermeabilidade suficientes para armazenar e transmitirfluidos. Além disso, uma formação é um corpo rochoso que ésuficientemente distintivo e continuo tal que possa ser mapeado.

A Figura IA descreve uma operação de levantamentode dados que é realizada por um caminhão sismico (106a)para medir as propriedades da formação subterrânea. Aoperação de levantamento de dados é uma operação delevantamento de dados sismicos para produzir vibraçõessonoras. Na Figura IA, uma fonte acústica (110) produzvibrações sonoras (112) que são emitidas por reflexão doshorizontes (114) numa formação terrena (116). A(s)vibração(s) sonora (112) são recebidas pelos sensores, talcomo receptores geofônicos (118), situados na superfície doterreno, e os geofones (118) produzem emissão de sinaiselétricos, referidos como dados recebidos (120) na Figura 1.

As vibrações sonoras recebidas (112) sãorepresentativas dos diferentes parâmetros (tais comoamplitude e/ou freqüência). Os dados recebidos (120) sãoprovidos como dados de entrada a um computador (122a) docaminhão de registro sismico (106a), e em resposta aosdados de entrada, o computador do caminhão de registro(122a) gera um registro de saida de dados sísmicos (124).

Os dados sísmicos podem ser posteriormente processados,como desejado, por exemplo, por corte de dados.

A Figura 1B descreve uma operação de perfuraçãosendo realizada por uma ferramenta de perfuração (106b)suspensa em um equipamento de sondagem (128) e empurradapara dentro da formação subterrânea (102) para formar umfuro de poço (136), também referido como furo de poço. Umfuro de poço, quando primeiramente perfurado, não estárevestido. As partes não revestidas de um furo de poço sãoreferidas como furo de sondagem. Tipicamente, um furo depoço é completado mediante instalação de tubulação derevestimento e outros materiais no furo de poço. Atubulação de revestimento pode ser instalada para separar' ofuro de poço da cavidade, para fortalecer a formação e/oupara isolar uma formação ou fluidos dentro de uma formação.

Um tanque de lama (130) é usado para extrair lama deperfuração para dentro da ferramenta de perfuração atravésde uma linha de fluxo (132) para circular lama deperfuração através da ferramenta de perfuração e de voltapara a superfície. A ferramenta de perfuração é empurradapara dentro da formação até atingir o reservatório (104).A ferramenta de perfuração está preferivelmente adaptadapara medir as propriedades ao longo da extensão do poço. Aferramenta de registro e transmissão de dados de perfilagemdurante os trabalhos de perfuração pode ser também adaptadapara tomar um testemunho (133) como mostrado ou removida demodo tal que um testemunho de sondagem (133) possa sertomado utilizando uma outra ferramenta.

Uma unidade de superfície (134) é usada para secomunicar com a ferramenta de perfuração e operações forado local. A unidade de superfície (134) é capaz de secomunicar com a ferramenta de perfuração (106b) para enviarcomandos para acionar a ferramenta de perfuração (106b), epara receber dados enviados por ela. A unidade desuperfície (134) é preferivelmente provida com instalaçõescomputacionais para receber, armazenar, processar eanalisar dados provenientes do campo de petróleo. A unidadede superfície (134) coleta emissão de dados (135) geradosdurante a operação de perfuração. As instalaçõescomputacionais, tais como aquelas da unidade de superfície,podem estar posicionadas em diversos locais nasproximidades do campo de petróleo e/ou em locais maisafastados.

Sensores (S) , tais como medidores, podem estarposicionados ao longo da extensão do reservatório,equipamento de sondagem, equipamento de campo de petróleo(tal como ferramenta no interior do poço) ou outras partesdo campo de petróleo para recolher informação a respeitodos diversos parâmetros, tais como parâmetros desuperfície, parâmetros de furo de sondagem, parâmetros aolongo da extensão do poço e/ou condições operacionais.

Esses sensores (S) medem preferivelmente parâmetros docampo de petróleo, tais como peso sobre a broca, torquesobre a broca, pressões, temperaturas, vazões, composições,profundidade medida, azimute, inclinação e outrosparâmetros da operação do campo de petróleo.

A informação recolhida pelos sensores (S) podem sercoletadas pela unidade de superfície (134) e/ou outrasfontes de coleta de dados para análise ou outroprocessamento. Os dados coletados pelos sensores (S) podemser usados sozinhos ou em combinação com outros dados. Osdados podem ser coletados em uma base de dados e atotalidade ou partes selecionadas dos dados pode ser usadaseletivamente para a análise e/ou previsão das operações,no campo de petróleo, dos furos de sondagem vigentes e/ououtros.

Os dados emitidos provenientes dos diversossensores (S) posicionados nas proximidades do campo depetróleo podem ser processados para uso. Os dados podem serdados históricos, dados em tempo real ou combinações dessesmencionados. Os dados em tempo real podem ser usados emtempo real, ou armazenados para uso posterior. Os dadospodem ser também combinados com dados históricos ou outrosadmitidos, para análise adicional. Os dados podem serarmazenados em bases de dados separadas, ou combinados naforma de uma base de dados única.

Os dados coletados podem ser usados para realizaranálise, tal como operações de modelagem. Por exemplo, osdados sismicos emitidos podem ser usados para realizarsimulações geológicas, geofisicas e/ou de planejamento doreservatório. Os dados do reservatório, furo de poço,superfície e/ou dados de processo podem ser usados pararealizar simulações a respeito do reservatório, furo depoço, ou outras simulações de produção. Os dados emitidos(135) provenientes da operação do campo de petróleo podemser gerados diretamente pelos sensores (S), ou após algumprocessamento ou modelagem. Esses dados emitidos (135)podem atuar como dados de entrada para análise posterior.

Os dados podem ser coletados e armazenados naunidade de superfície (134). Uma ou mais unidades desuperfície podem estar situadas no campo de petróleo, ouligadas a este de forma remota. A unidade de superfície(134) pode ser uma unidade única, ou uma rede complexa deunidades usadas para realizar as necessárias funções degerenciamento de dados durante as operações do campo depetróleo. A unidade de superfície (134) pode ser um sistemamanual ou automático. A unidade de superfície (134) podeser operada e/ou ajustada pelo usuário.

A unidade de superfície (134) pode ser provida comum transceptor (137) para permitir comunicações entre aunidade de superfície (134) e as diversas partes do campode petróleo e/ou outros locais. A unidade de superfície(134) pode ser também provida com ou funcionalmente ligadaa um controlador para atuar mecanismos no campo depetróleo. A unidade de superfície (134) pode então enviarsinais de comando ao campo de petróleo em resposta aosdados recebidos. A unidade de superfície (134) pode recebercomandos através do transceptor ou pode propriamenteexecutar comandos ao controlador. Um processador pode serprovido para analisar os dados (situado local ou remoto) etomar decisões para atuar o controlador. Desse modo, ocampo de petróleo pode ser seletivamente ajustado com basenos dados coletados. Esses ajustes podem ser feitosautomaticamente com base no protocolo de computador, oumanualmente por um operador. Em alguns casos, projetos depoços e/ou posicionamento do poço pode ser ajustado paraselecionar as condições operacionais ótimas, ou para evitarproblemas. Por exemplo, o processador pode analisar dadosemitidos (135), que podem incluir um registro emitido pordados sísmicos (124). A análise do registro emitido pordados sísmicos (124) pode determinar posições para realizaroperações por cabos de aço, para caracterizar ainda mais osdados sísmicos em um local em particular.

A Figura 1C descreve uma operação por cabos sendorealizada por uma ferramenta sustentada por cabos de aço(106c) suspensa pelo equipamento de sondagem (128) e aointerior do furo de poço (136) da Figura 1B. A ferramentasustentada por cabos de aço (106c)é preferivelmenteadaptada para implementação no interior de um furo de poço(136) para realizar registros de perfilagem no poço,realizar testes no interior do poço e/ou coletar amostras.A ferramenta sustentada por cabos de aço (106c) pode serusada para proporcionar um outro método e equipamento paraa realização de uma operação de levantamento de dadossísmicos. A ferramenta sustentada por cabos de aço (106c)pode ser também usada para coletar amostras para acaracterização através da análise das variações nacoloração do fluido ou o cálculo das relações óleo-gás.

A ferramenta sustentada por cabos de aço (106c)pode ser operativamente articulada a, por exemplo, osgeofones (118) armazenados no computador (122a) do caminhãode registro de dados sísmicos (106a) da Figura IA. Aferramenta sustentada por cabos de aço (106c) pode tambémprover dados para a unidade de superfície (134). Comomostrado, a saida de dados (135) é gerada pela ferramentasustentada por cabos de aço (106c) e coletada nasuperfície. A ferramenta sustentada por cabos de aço (106c)pode ser posicionada em diversas profundidades no furo depoço (136) para proporcionar um levantamento de dados daformação subterrânea (102).

A Figura 1D descreve uma operação de produção sendorealizada por uma ferramenta de produção (106d)implementada a partir de uma unidade de produção ou árvorede natal (129) e ao interior do furo de poço (136)completado da Figura 1C para extrair fluido a partir dosreservatórios no interior do poço para dentro dasinstalações situadas na superfície (142). 0 fluido fluiproveniente do reservatório (104) através das perfuraçõesna tubulação de revestimento (não mostrado) e para dentroda ferramenta de produção (106d) no furo de poço (136) epara as instalações de superfície (142) por meio de umarede coletora (146).

Sensores (S), tais como medidores, podem serposicionados nas proximidades do campo de petróleo paracoletar dados relativos às diversas operações do campo depetróleo como descrito anteriormente. Como mostrado, osensor (S) pode ser posicionado na ferramenta de produção(106d) ou equipamento associado, tal como a árvore denatal, rede coletora, instalações na superfície e/ouinstalações de produção, para medir os parâmetros defluido, tal como a composição do fluido, vazões, pressões,temperaturas e/ou outros parâmetros da operação deprodução.

Embora sejam mostradas apenas configuraçõessimplificadas na área de localização do poço, será notadoque o campo de petróleo pode cobrir uma parte delocalizações em terra, mar e/ou água que abriguem uma oumais áreas de localização de poços. A produção pode tambémincluir poços de injeção (não mostrado) para recuperaçãoadicional. Uma ou mais instalações coletoras podem estaroperativamente conectadas a uma ou mais áreas delocalização de poços para coletar seletivamente os fluidosde interior de poço provenientes das áreas de localizaçãode poços.

Durante o processo de produção, os dados emitidos(135) podem ser coletados provenientes de diversos sensores(S) e passados para a unidade de superfície (134) e/ouinstalações de processamento. Esses dados podem ser, porexemplo, dados de reservatório, dados de furo de sondagem,dados de furo de poço, pressão de extração, pressão desurgência da formação, dados de superfície e/ou dados deprocesso. A pressão de extração (também referido comoextração) é a diferença entre a pressão média doreservatório e a pressão de surgência da formação.

Embora as Figuras 1A-1D descrevam ferramentas demonitoramento usadas para medir propriedades de um campo depetróleo, será notado que as ferramentas podem ser usadasem conjunto com operações que não sejam em campos depetróleo, tais como em minas, aqüíferos ou outrasinstalações subterrâneas. Também, embora certas ferramentasde aquisição sejam descritas, será notado que diversasferramentas de medição capazes de perceber propriedades,tais como tempo de transito ida-volta sismico, densidade,resistividade, taxa de produção, etc, da formaçãosubterrânea e/ou estruturas geológicas podem ser usadas.

Diversos sensores (S) podem ser alocados em diversasposições ao longo da extensão da formação subterrânea e/ouferramentas de monitoramento para coletar e/ou monitorar osdados desejados. Outras fontes de dados podem ser tambémprovidas a partir de locais não situados na área delocalização do poço.

A configuração do campo de petróleo das Figuras 1A-1D não é pretendida a limitar o escopo da invenção. Parte,ou a totalidade do campo de petróleo pode estar em terrae/ou mar. Também, embora seja descrito um único campo depetróleo medido numa posição única, a invenção pode serutilizada com qualquer combinação de um ou mais campos depetróleo, uma ou mais instalações de processamento e uma oumais áreas de localização de poços.As Figuras 2A-2D são descrições gráficas dos dadoscoletados pelas ferramentas das Figuras 1A-1D,respectivamente. A Figura 2A descreve o traço sísmico (202)da formação subterrânea (102) da Figura IA tomada por umaferramenta de levantamento de dados (106a). 0 traço sísmico(202) mede a resposta ida-volta durante um periodo detempo. A Figura 2B descreve um testemunho (133) tomado poruma ferramenta de perfilagem (106b). Um teste de testemunhoproporciona um gráfico da porosidade, permeabilidade, ououtra propriedade fisica do testemunho (133) sobre ocomprimento do testemunho. A Figura 2C descreve um registroda perfilagem (204) de poço da formação subterrânea (102)da Figura 1C tomada pela ferramenta sustentada por cabos deaço (106c). A perfilagem por ferramenta sustentada porcabos de aço tipicamente proporciona uma medição daresistividade, densidade, ou outras propriedades físicas daformação em diversas profundidades. A Figura 2D descreveuma curva de declínio de produção (206) de fluido que fluiatravés da formação subterrânea (102) da Figura 1D tomadapela ferramenta de produção (106d). A curva de declínio deprodução (206) tipicamente proporciona a taxa de produção(Q) como uma função do tempo (t).

Os respectivos gráficos das Figuras 2A-2C contêmmedições estáticas que descrevem as características fisicasda formação. As módulos podem ser comparadas paradeterminar a precisão das medições e/ou para verificarquanto a erros. Nesse modo, as marcações de cada uma dasrespectivas medições podem ser alinhadas e escalonadas paracomparação e verificação das propriedades.

A Figura 2D proporciona uma medição dinâmica daspropriedades do fluido ao longo da extensão do furo depoço. À medida que o fluido flui ao longo da extensão dofuro de poço, são tomadas medições das propriedades dofluido, tais como vazões, pressões, composição, etc. Comodescrito adiante, as medições estáticas e dinâmicas podemser usadas para gerar modelos da formação subterrânea paradeterminar suas características.

Os modelos podem ser usados para criar um modeloterrestre definindo as condições de sub-superficie. Essemodelo terrestre prevê a estrutura e seu comportamento àmedida que as operações no campo de petróleo ocorrem. Àmedia que a nova informação é recolhida, parte ou atotalidade do modelo terrestre pode necessitar ajuste.

A Figura 3 é uma vista esquemática, parcialmente emseção transversal de um campo de petróleo (300) possuindoferramentas de aquisição de dados (302a), (302b), (302c) e(302d) posicionadas em diversas posições ao longo daextensão do campo de petróleo para coletar dados daformação subterrânea (304). As ferramentas de aquisição dedados (302a)-(302d) podem ser as mesmas como as ferramentasde aquisição de dados (106a)-(106d) da Figura 1,respectivamente. Como mostrado, as ferramentas de aquisiçãode dados (302a)-(302d) geram marcações de dados dasmedições (308a)-(308d), respectivamente.

As marcações de dados (308a)-(308c) são exemplos demarcações de dados estáticos que podem ser gerados pelasferramentas de aquisição de dados (302a)-(302d),respectivamente. A marcação de dados estáticos (308a) é umtempo de resposta ida-volta sismica e pode ser o mesmo comoo traço sismico (202) da Figura 2A. A marcação estática(308b) é dados de testemunho medido a partir de umtestemunho da formação (304), similar ao testemunho (133)da Figura 2B. A marcação de dados estáticos (308c) é umtraço de perfilagem, similar à perfilagem de poço (204) daFigura 2. A marcação de dados (308d) é uma marcação dedados dinâmicos da vazão de fluido ao longo do tempo,similar ao gráfico (206) da Figura 2D. Outros dados podemser também coletados, tal como dados históricos, dadosadmitidos pelo usuário, informação econômicas, outros dadosde medição e outros parâmetros de interesse.

A formação subterrânea (304) tem uma pluralidade deestruturas geológicas (306a)-(306e). Em uma ou maismodalidades da invenção, a formação subterrânea é umreservatório em formação vulcânica. Como mostrado, aformação (304) tem uma primeira camada de formação (306a),uma segunda camada de formação (306b), uma terceira camadade formação (306c) e uma quarta camada de formação (306d).Em uma ou mais modalidades da invenção, a terceira camadade formação (306c) é uma camada xistosa e a quarta camadade formação (306d) é uma camada arenosa. Aqueles usualmenteversados na técnica, tendo os benefícios dessa descriçãodetalhada, notarão que a formação subterrânea (304) podeter qualquer número de camadas. Uma linha de falha (307) seestende através da formação. As ferramentas de aquisição dedados estáticos são preferivelmente adaptadas para medir aformação (304) e detectar as características das estruturasgeológicas da formação (304).

Embora uma específica formação subterrânea comespecíficas estruturas geológicas seja descrita, seránotado que a formação pode conter uma variedade deestruturas geológicas. O fluido pode também estar emdiversas partes da formação. Cada um dos dispositivos demedição pode ser usado para medir propriedades da formaçãoe/ou suas estruturas subjacentes. Embora cada ferramenta deaquisição de dados (por exemplo, (302a)-(302d) ) sejamostrada como estando em posições específicas ao longo daextensão da formação, será notado que um ou mais tipos demedição pode ser tomado numa ou mais posições ao longo daextensão um ou mais campo de petróleo ou outros locais paracomparação e/ou análise. Os dados coletados provenientes dediversas fontes podem ser processados pela unidade deprocessamento (432) e armazenado no repositório de dados(434) como múltiplos conjuntos de dados prontos para seremrecuperados para avaliação. Os conjuntos de dados podemincluir um conjunto de dados 2D, um conjunto de dados 3D(isto é, conjunto de dados de volume 3D), ou outrosformados conhecidos na arte. Tipicamente, os dados sismicosexibidos na marcação de dados estáticos (308a) provenientesda ferramenta de aquisição de dados (302a) são usados porum profissional em geofísica para determinar ascaracterísticas da formação subterrânea (304). Os dados dotestemunho mostrados em marcação estática (308b) e/ou dadosde perfilagem provenientes do perfil do poço (308c) sãotipicamente usados por um profissional geólogo paradeterminar as diversas características das estruturasgeológicas da formação subterrânea (304). Os dados deprodução provenientes do gráfico de produção (308d) étipicamente usado pelo engenheiro de exploração paradeterminar as características de vazão do reservatório. Porexemplo, um gráfico de produção (308d) pode ser um gráficoque mostra a relação de performance do influxo em um poço,onde as taxas de produção nas diversas pressões de extraçãosão marcadas para construir um curva. Essa curva poderefletir a capacidade de um reservatório para entregarfluido a um furo de poço. Um outro exemplo de um gráfico deprodução (308d) pode ser a performance de tubagem, marcaçãoda taxa de produção na superfície contra a pressão desurgência da formação. O ponto operacional pode ser,portanto, o ponto no qual a curva de performance de influxodo poço intercepta a curva que reflete a performance detubagem. Além disso, um ou mais conjuntos de dados pode servisualizado simultaneamente para proporcionar uma visãomais ampla das características das formações subterrâneas.

A Figura 4 é uma vista esquemática de um sistema(400) para realizar operações de campo de petróleo de umcampo de petróleo. Como mostrado, o sistema (400) incluiuma unidade de superfície (402) conectada operativamente aum sistema de perfuração na área de localização do poço(404), servidores (406) operativamente ligados à unidade desuperfície (402), e uma ferramenta de modelagem (408)operativamente ligada aos servidores (406). Como mostrado,enlaces de comunicação (410) são providas entre o sistemade perfuração na área de localização do poço (404), unidadede superfície (402), servidores (406), e ferramenta demodelagem (408) . Uma variedade de enlaces pode sr providapara facilitar o fluxo de dados através do sistema. Porexemplo, os enlaces de comunicação (410) podem provercomunicação continua, intermitente, de via única, de ida-volta, e/ou comunicação seletiva ao longo da extensão dosistema (400). Os enlaces de comunicação (410) podem ser dequalquer tipo, tal como cabeados, sem fio, etc.

A unidade de superfície (402) é preferivelmenteprovida com um componente de aquisição (412), umcontrolador (414), uma unidade de exibição (416), umprocessador (418) e um transceptor (420). O componente deaquisição (412) coleta e/ou armazena dados do campo depetróleo. Esses dados podem ser medidos pelos sensores (S)da área de localização do poço como descrito com respeitoàs Figuras 1A-1D. Esses dados podem ser também dadosrecebidos de outras fontes.

0 controlador (414) está capacitado para dar contade comandos no campo de petróleo. 0 controlador (414) podeser provido com dispositivos de atuação que podem realizaroperações de perfuração, tais como direcionamento, avanço,ou de outro modo tomado ação na área de localização dopoço. Os comandos podem ser gerados com base na lógica doprocessador (418), . ou através de comandos recebidosprovenientes de outras fontes. O processador (418) épreferivelmente provido com características para manipulare analisar os dados. O processador (418) pode ser providocom funcionalidade adicional para realizar operações nocampo de petróleo.

Uma unidade de exibição (416) pode ser provida naárea de localização do poço e/ou locais mais afastados paraa visualização dos dados do campo de petróleo (nãomostrado). Os dados do campo de petróleo lidos por umaunidade de exibição (416) podem ser dados não tratados,dados processados e/ou emissão de dados gerados a partir dediversos dados. A unidade de exibição (416) épreferivelmente adaptada para proporcionar vistas flexíveisdos dados, tal que as telas descritas podem serpersonalizadas como desejado. Um usuário pode planejar,ajustar, e/ou de outro modo realizar operações no campo depetróleo (por exemplo, determinar o curso desejado de açãodurante perfuração) com base na pesquisa dos dados de campode petróleo exibidos. As operações no campo de petróleopodem ser seletivamente ajustadas em resposta àvisualização dos dados na unidade de exibição (416). Aunidade de exibição (416) pode incluir um exibidorbidimensional (2D) ou um exibidor tridimensional (3D) paraa visualização dos dados do campo. de petróleo ou dosdiversos aspectos das operações do campo de petróleo.

O transceptor (420) proporciona um meio para proveracesso aos dados e/ou a partir de outras fontes. Otransceptor (420) também prove um meio para comunicação comoutros componentes, tais como servidores (406), o sistemade perfuração da área de localização do poço (404), unidadede superfície (402), e/ou a ferramenta de modelagem (408).

Os servidores (406) podem ser usados paratransferir dados a partir de uma ou mais áreas delocalização de poços para a ferramenta de modelagem (408).

Como mostrado, os servidores (406) incluem um servidor nolocal (422), um servidor remoto (424), e um servidor deterceiros (426). O servidor no local (422) pode serposicionado na área de localização do poço e/ou outrasalocações para a distribuição dos dados provenientes daunidade de superfície. O servidor remoto (424) estáposicionado em um local distante do campo de petróleo eproporciona dados provenientes de fontes remotas. 0servidor de terceiros (426) pode estar no local ou remoto,mas é operado por um terceiro, tal como um cliente.

Os servidores (406) são preferivelmente capazes detransferir dados de perfuração, tais como de perfilagem,eventos de perfuração, trajetória, e/ou outros dados docampo de petróleo, tais como dados sísmicos, dadoshistóricos, dados econômicos, ou outros dados que possamser de uso durante a análise. O tipo de servidor não épretendido a limitar a invenção. Preferivelmente, o sistemaé adaptado para funcionar com qualquer tipo de servidor quepossa ser empregado.

Os servidores (406) se comunicam com a ferramentade modelagem (408) como indicado pelos enlaces decomunicação (410). Como indicado pelas múltiplas setas, osservidores (406) podem ter enlaces de comunicação (410)separados com a ferramenta de modelagem (408). Um ou maisdos servidores (406) pode ser combinado ou ligado paraproporcionar um enlace combinado de comunicação (410) .

Os servidores (406) coletam uma ampla variedade dedados. Os dados podem ser coletados a partir de umavariedade de canais que proporcionam um certo tipo de dado,tal como perfilagem do poço. Os dados provenientes dosservidores são passados para a ferramenta de modelagem(408) para processamento. Os servidores (406) podem sertambém usados para armazenar e/ou transferir dados.A ferramenta de modelagem (408) é operativamenteligada à unidade de superfície (402) para receber dados apartir dela. Em alguns casos, a ferramenta de modelagem(408) e/ou servidor(s) (406) podem se posicionada a área delocalização do poço. A ferramenta de modelagem (408) e/ouservidor(s) (406) pode ser também posicionado em diversasposições. A ferramenta de modelagem (408) pode seroperativamente ligada à unidade de superfície por meiodo(s) servidor(s) (406). A ferramenta de modelagem (408)pode ser também inclusa na ou próximo da unidade desuperfície (402).

A ferramenta de modelagem (408) inclui umainterface (430), uma unidade de processamento (432), umaunidade de modelagem (448), um repositório de dados (434) euma unidade de renderização de dados (436) . A interface(430) se comunica com outros componentes, tais comoservidores (406). A interface (430) pode também permitir acomunicação com outras fontes em campos de petróleo ou nãoem campos de petróleo. A interface (430) recebe os dados emapeia os dados para processamento. Os dados provenientesdos servidores (406) tipicamente derivam ao longo de canaispredefinidos, que podem ser selecionados pela interface(430).

Como descrito na Figura 4, a interface (430)seleciona o canal de dados do(s) servidor(s) (406) e recebeos dados. A interface (430) também mapeia os canais dedados para dados provenientes da área de localização dopoço. Os dados podem ser então passados para os módulos deprocessamento (442) da ferramenta de modelagem (408).Preferivelmente, o dado é imediatamente incorporado naferramenta de modelagem (408) para seções ou modelagem emtempo real. A interface (430) cria solicitações de dados(por exemplo, levantamento de dados perfilagem e/ou outrosconjuntos de dados volumétricos) , apresenta a interfaceusuário, e lida com conexões de eventos de estado. Ainterface (430) também prepara rapidamente os dados naforma de um objeto de dados para processamento.

A unidade de processamento (432) inclui módulos deformatação (440), módulos de processamento (442), e módulosde utilidade (446). Esses módulos são projetados paramanipular os dados do campo de petróleo quanto a análisesem tempo real.

Os módulos de formatação (440) são usados paraconformar os dados a um desejado formato paraprocessamento. Os dados que chegam podem necessitar serformatados, traduzidos, convertidos ou de outro modomanipulados para uso. Os módulos de formatação (440) sãoconfigurados para propiciar os dados provenientes de umavariedade de fontes a serem formatados e usados tal que osdados sejam processados e apresentados em tempo real.

Os módulos de utilidade (446) proporcionam funçõessuporte para o sistema de perfuração. Os módulos deutilidade (446) incluem o componente de perfilagem (nãomostrado) e o componente gerenciador da interface usuário(UI) (não mostrado) . 0 componente de perfilagem proporcionauma denominação comum para todos os dados de perfilagem.

Esse módulo permite a destinação da perfilagem ser ajustadapela aplicação. 0 componente de perfilagem pode ser tambémprovido com outras características, tais como eliminador deerros, um mensageiro, e um sistema de alerta, entre outros.

0 eliminador de erros envia uma mensagem de eliminação deerros para aqueles que utilizam o sistema. O mensageiroenvia informação aos sub-sistemas, usuários, e outros. Ainformação pode ou não interromper a operação e pode serdistribuída aos diversos locais e/ou usuários ao longo dosistema. O sistema de alerta pode ser usado para enviarmensagens de erro e alertas para as diversas localizaçõese/ou usuários ao longo do sistema. Em alguns casos, asmensagens de alerta podem interromper o processo e exibiralertas.

O componente gerenciador da UI cria elementos deinterface usuário para serem exibidos. 0 componentegerenciador da UI define telas de entrada usuário, tal comoitens de menu, menus de contexto, barras de ferramentas, ejanelas de ajuste. O gerenciador da UI pode ser tambémusada para lidar com eventos relacionados a essas telas deentrada de dados usuário.

O módulo de processamento (442) é usado paraanalisar os dados e gerar saldas de dados. Como descritoacima, os dados podem incluir dados estáticos, dadosdinâmicos, dados históricos, dados em tempo real, ou outrostipos de dados. Além disso, os dados podem estarrelacionados aos diversos aspectos das operações no campode petróleo, tal como estrutura da formação, estratigrafiageológica, testemunhagem, perfilagem do poço, densidade,resistividade, composição do fluido, vazão, condição nointerior do poço, condição da superfície, condição doequipamento, ou outros aspectos das operações do campo depetróleo. 0 dado é processado pelo módulo de processamento(442) na forma de múltiplos conjuntos de dados volumétricospara armazenamento e recuperação.

0 repositório de dados (434) pode armazenar o dadopara a unidade de modelagem (448). 0 dado é preferivelmentearmazenado em um formato dispositivo para uso em tempo real(por exemplo, a informação é atualizada aproximadamente namesma velocidade em que é recebida). 0 dado é de modo geralpassado para o repositório de dados (434) a partir dosmódulos de processamento (442). 0 dado pode ser continuadono sistema de arquivo (por exemplo, como um arquivo delinguagem de "markup" extensível (XML) ) ou em uma base dedados. 0 sistema determina qual armazenamento é o maisapropriado para uso para uma dada peça de dado e armazena odado em um modo para permitir o fluxo automático do dado aolongo do restante do sistema em um modo sem emendas eintegrado. 0 sistema também facilita os fluxos operacionaismanual e automatizado (tal como fluxos operacionais deModelagem, Geológicos & Geofisicos).

A unidade de renderização de dados (436) realiza umcálculo de algoritmo de renderização para proporcionar umou mais exibidores para a visualização dos dados. Osexibidores podem ser visualizados por um usuário na unidadede exibição (416). A unidade de renderização de dados (436)pode conter uma tela 2D, uma tela 3D, uma tela de seção depoço ou outras telas como desejado. A unidade derenderização de dados (436) pode seletivamente proverexibidores compostos de qualquer combinação de uma ou maistelas. As telas podem estar ou não sincronizadas entre sidurante a exibição. A unidade de renderização de dados(436) é preferivelmente provida com mecanismos para atuaras diversas telas ou outras funções no sistema. Além disso,a unidade de renderização de dados (436) pode seletivamenteproporcionar exibidores compostos de qualquer combinação deum ou mais conjuntos de dados volumetricos. Os conjuntos dedados volumetricos contêm tipicamente dados de exploração ede produção, tais como aqueles mostrados nas Figuras 2A-2D.

Embora componentes específicos sejam ilustradose/ou descritos para uso nas unidades e/ou módulos daferramenta de modelagem (408), será notado que umavariedade de componentes com diversas funções pode serusada para proporcionar as funções de formatação,processamento, utilidade e coordenação necessárias paraproporcionar o processamento na ferramenta de modelagem(408). Os componentes podem ter funcionalidades combinadase podem ser implementados como software, hardware,firmware, ou combinações desses mencionados.

Componentes adicionais (por exemplo, módulos deprocessamento (442) e a unidade de renderização de dados(436)) da ferramenta de modelagem (408) podem ser alocadasem um servidor situado no local (422) ou em locaçõesdistribuídas onde o servidor remoto (424) e/ou o servidorde terceiros (426) possam estar envolvidos. O servidorsituado no local (422) pode ser alocado dentro da unidadede superfície (402).

O sistema (4000 para realizar as operações no campode petróleo, descrito acima, é operado para . medir eexplotar dados em campo de petróleo. Medições de dados decampo de petróleo podem ser usadas para gerar informaçãoacerca da formação e/ou estruturas geológicas e/ou fluidosnela contidos. Essas medições são usadas com o sistema(400) a fim de planejar, ajustar, e/ou de outro modorealizar operações no campo de petróleo para recuperarfluidos a partir de um reservatório. Todavia, comodiscutido anteriormente, o reservatório pode conter fluidoscom variações vertical e horizontal devido à presença dediferentes fluidos contidos na formação e/ou estruturageológica, ou devido a possuir um gradiente composicionaldo fluido contido na formação e/ou estrutura geológica. Umaou mais modalidades de um método para obter acaracterização in situ são discutidos adiante na Figura 5.

A Figura 5 mostra um fluxograma de acordo com umaou mais modalidades da invenção. Em uma ou mais modalidadesda invenção, uma ou mais das etapas mostradas na Figura 5podem ser omitidas, repetidas, e/ou realizadas numa ordemdiferente. Consequentemente, modalidades da invenção nãodeverão ser consideradas limitadas ao especifico arranjo deetapas apresentado na Figura 5.

Voltando à Figura 5, na etapa (500), o conjunto demedições de perfil do furo de sondagem são adquiridas. Emuma ou mais modalidades da invenção, o conjunto de mediçõesde perfilagem do furo de sondagem normal incluem, mas nãoestão limitadas a, medições da ressonância magnéticanuclear (RMN) e Plataforma de Imageamento Sônica Modular(MSIP). As técnicas de RMN são usadas para medir aspropriedades magnéticas nucleares do hidrogênio daformação. Essas medições de RMN são processadas paraproporcionar dados da permeabilidade (incluindo, porexemplo, permeabilidade estática ou inferida, porosidade,viscosidade, e relação gás-óleo, etc.) e uma indicação dotipo de hidrocarboneto (por exemplo, Cl, C2, C3, etc.) .Variações verticais nos dados da permeabilidade e tipo dehidrocarboneto e propriedades indicam gradientes do fluido.É entendido que gases não hidrocarbonetos tais como CO2,H2S e N2 podem estar presentes e usados para indicargradientes do fluido. Variações radiais na porosidade,fluido agregado e permeabilidade indicam furos de erosão,danos na formação ou óleo pesado viscoso a ser evitadodurante a amostragem do fluido (discutido na etapa 510adiante). MSIP obtém medições sônicas mediante gerar ondasde encabeçamento (maiores que 1000 Hz) que trafegam aolongo de uma interface e irradiam energia de volta ao furode sondagem preenchido com fluido. A energia irradiada émedida pelo MSIP como uma medição da mobilidade. Tendênciasna mobilidade ou ausência de uma tendência sãointerpretadas para proporcionar detecção de seçõesdanificadas no furo de poço. A identificação das seçõesdanificadas no furo de poço permitem a essas seções seremevitadas durante a amostragem do fluido (discutido na Etapa510 adiante), na medida que dados provenientes de tal seçãosão não representativos do furo de poço. A amostragemnessas seções danificadas do furo de poço pode tambémprovocar excessiva extração quando da tomada de amostrasadicionais. Medições do conjunto de perfilagem do furo desondagem normal podem ser também adquiridas usando umaFerramenta de Ressonância Magnética Combinavel (CMRT). CMRTé uma ferramenta sustentada por cabos de aço queproporciona uma interpretação continua da permeabilidade doreservatório. Ferramentas e técnicas para adquirir mediçõesdo conjunto de perfilagem do furo de sondagem normal nãoestão limitadas àquelas discutidas acima; consequentemente,as medições do conjunto de perfilagem do furo de sondagemnormal podem ser obtidas usando ferramentas sustentadas porcabos de aço ou ferramentas não sustentadas por cabos deaço outras que aquelas listadas acima. As medições doconjunto de perfilagem do furo de sondagem normal sãousadas como entrada de dados para a ferramenta de mediçãode pressão.

Na etapa (502), em uma ou mais modalidades dainvenção, pressões são adquiridas usando as ferramentas demedições do conjunto de perfilagem do furo de sondagemnormal e de medição de pressão. Em uma modalidade dainvenção, as medições de pressão podem ser tomadas usandoum Testador Modular da Dinâmica da Formação (MDT), umaoutra ferramenta sustentada por cabos de aço para arealização de testes no interior do poço. Locais de mediçãode pressão são determinados usando as medições do conjuntode perfilagem do furo de sondagem normal tomadas na etapa(500) . Por exemplo, as medições de RMN e CMRT dapermeabilidade, tipo de hidrocarboneto e outros dadosproporcionam informação acerca da profundidade e dafreqüência com a qual tirar as medições de pressão no furode poço. As seções do furo de poço podem não ser medidas,com base no dado MSIP, para evitar a obtenção de mediçõesnão representativas de pressão e para evitar extraçõespotencialmente excessivas. Em uma modalidade da invenção,as medições de pressão são tomadas à medida que o MDT édescido e subido por meio de um cabo de aço dentro do furode poço. As medições por MDT podem incluir a análise óticado fluido bem como medições de pressão. Ferramentas paraadquirir pressões não estão limitadas ao MDT;consequentemente, pressões podem ser adquiridas usandoferramentas outras que MDT.

Na etapa (504), a técnica de pressão excedente éaplicada para adquirir pressões da etapa (502). A técnicade pressão excedente calcula a pressão excedente com apressão remanescente após subtrair o peso do fluido dapressão medida. A técnica da pressão excedente pode seraplicada a dados de pressão por cabos de aço para removeros efeitos do peso e enfatizar pequenas diferenças depressão provocadas pelas variações da densidade e barreirasde pressão dentro do furo de poço. Em uma ou maismodalidades da invenção, as pressões excedentes da etapa(502) são marcadas numa marcação de pressão versusprofundidade (marcação-PD). A marcação-PD pode ser usadapara identificar tendências ou ausência de tendências dapressão excedente sobre a marcação-PD. A pressão excedentetende (ou a sua ausência) pode ser usada para identificar apresença de compartimentos de pressão no furo de poço.

Na etapa (506), os compartimentos de pressão e/ougradientes do fluido dentro dos compartimentos de pressãosão identificados com base nos resultados da aplicação datécnica da pressão excedente aos dados de pressão. Uma vezos compartimentos de pressão sejam identificados usando atécnica de pressão excedente, o posicionamento doscompartimentos de pressão (isto é, a profundidade acima daqual o compartimento de pressão existe) são verificadosusando dados de permeabilidade (ou outros dados similarestomados do conjunto de perfilagem de furo de sondagemnormal).

Nesse estágio, o fluido contido nos compartimentosindividuais é analisado. Especificamente, as etapas (508-520) são realizadas em cada compartimento de pressão. Naetapa (508), um compartimento de pressão para análise éselecionado.

Na etapa (510), as amostras de fluido e/ou arealização in situ de pontos de caracterização são obtidosem pontos dentro do compartimento selecionado. Em umamodalidade da invenção, os pontos/locações nas quais asamostras do fluido e/ou caracterização in situ do fluidosão realizados são selecionados com base na análise dapressão excedente. Em uma modalidade da invenção, se aanálise da pressão excedente revelar que não existealteração na pressão excedente ao longo de um compartimentode pressão, então dois pontos são selecionados dentro docompartimento de pressão. Especificamente, os dois pontossão um ponto próximo do topo do compartimento de pressão eum ponto próximo do fundo do compartimento de pressão.Em uma modalidade da invenção, se a análise dapressão excedente revela que existe uma alteração napressão excedente ao longo de um compartimento de pressão(por exemplo, uma tendência de pressão excedente estápresente), então pelo menos três pontos são selecionadosdentro do compartimento de pressão. Especificamente, ostrês pontos são um ponto próximo do topo do compartimentode pressão, um ponto próximo da parte intermediária docompartimento de pressão, e um ponto próximo do fundo docompartimento de pressão. Aqueles versados na técnica irãonotar que topo, intermediário e fundo são termos relativose referência às diversas profundidades relativas dentro deum dado compartimento de pressão.

Em uma modalidade da invenção, as amostras defluido são coletadas do furo de poço em posiçõesespecificadas e medidas para obter as propriedades dofluido (tal como densidade, análise do hidrocarboneto, erelação óleo-gás). Em uma modalidade da invenção, acaracterização do fluido in situ em um dado local podecorresponder ao uso de ferramentas sustentadas por cabos deaço tais como MDT para obter propriedades do fluido naposição. Por exemplo, uma ferramenta sustentada por cabosde aço pode usar espectrômetro de absorção ótica deinfravermelho próximo para medir a composição do fluido insitu.

Na etapa (512), uma determinação é feita a respeitode se as propriedades do fluido nas posições selecionadassão uniformes (ou substancialmente uniformes). Se aspropriedades do fluido são uniformes (ou substancialmenteuniformes), então não existem alterações composicionais (ourelativamente pouca variação) dentro dos fluidos amostradose o processo prossegue para a etapa 518. Se as propriedadesdo fluido não são uniformes (ou substancialmente nãouniformes), então existem alterações composicionais dosfluidos amostrados/analisados e o processo prossegue para aetapa 514.

Na etapa (514), pontos adicionais de amostragemdentro do compartimento selecionado são identificados. Seas amostras ou a caracterização do fluido in situ que seobtém na etapa (510) indicam alteração composicional, um oumais pontos adicionais de amostragem são identificados emuma posição entre as medições superior e inferior queflanqueiam a área de alteração composicional. Na etapa(516), o dado é obtido nos pontos adicionais de amostragemusando os métodos descritos na etapa (510). 0 método entãoprossegue para a etapa (512).

Quando do retorno para a etapa (512), umadeterminação é feita acerca de se um número representativode amostras do fluido proveniente do compartimentoselecionado foi obtido. Em uma modalidade da invenção, onúmero de amostras do fluido é considerado serrepresentativo se houver amostras suficientes quecaracterizam de modo preciso o fluido dentro docompartimento de pressão. Aqueles versados na técnica irãonotar que dependendo da implementação, o nivel de precisãopara a caracterização do fluido pode variar e, como tal, onúmero de amostras requerido para conseguir a exigidaprecisão pode variar. Aqueles versados na técnica irãonotar que se a caracterização de fluido in situ é usadapara caracterizar o fluido, então os pontos de amostragemcorrespondem às posições no compartimento de pressão noqual realizar a caracterização adicional do fluido. Oprocesso prossegue para a etapa (514) se pontos adicionaisde amostra são exigidos; de outro modo o processo prosseguepara a etapa (518).

Opcionalmente, na etapa (518), se a análise in situnão tiver sido realizada e ser necessária para completar acaracterização do fluido quanto ao compartimento, então acaracterização de fluido in situ é realizada para o fluidono compartimento em uma ou mais posições. Os dadoscoletados a partir das amostras de fluido e/ou dacaracterização do fluido in situ podem então ser usadospara caracterizar completamente a composição do fluido docompartimento de pressão. Na etapa (520), uma determinaçãoé feita acerca de se existem compartimentos adicionais depressão a analisar. Se existirem compartimentos adicionaisde pressão a analisar, o processo prossegue para a etapa(508); de outro modo o processo prossegue para a etapa(522).

Na etapa (522), a análise da composição docompartimento de pressão é usada para desenvolverconfiabilidade adicional na performance de influxo do poçoe/ou para desenvolver um plano de perfuração para oreservatório. Por exemplo, a análise da composição docompartimento de pressão pode indicar áreas devariabilidade do fluido dentro de um compartimento depressão ou ao longo dos compartimentos de pressão. Talinformação pode indicar que um poço perfurado nessa posiçãopode não ser lucrativo na medida que os hidrocarbonetosproduzidos resultantes podem incluir uma quantidadeexcessiva de gás. Alternativamente, a análise da composiçãodo compartimento de pressão pode identificar uma zona deprodução viável dentro do reservatório que eraanteriormente desconhecida. A informação adicional providapela análise da composição do compartimento de pressão podeproporcionar maior confiabilidade na performance do influxodo poço mediante acrescentar detalhes da capacidade de umreservatório entregar fluido a um furo de poço. Em uma oumais modalidades da invenção, um plano de perfuração éanálogo à definição de uma performance de influxo de umpoço.

É apresentado a seguir um exemplo de uma ou maismodalidades da invenção. O exemplo não é pretendido alimitar o escopo do pedido. Voltando ao exemplo, o exemploestá direcionado a um furo de poço que é inicialmenteanalisado usando CMRT e MDT. O MDT usa um analisadorcomposicional de fluido (CFA) para medir cadeias carbônicas(por exemplo, teor de Cl, C2-5, e C6+), densidade aparentedo fluido, fluorescência e teor de C02. Os dados coletadospelo MDT identifica algumas das propriedades dos fluidos insitu ou do fluido. O MSIP é também usado para medir amobilidade do fluido dentro da formação e detectar seçõesdanificadas do furo de poço. Os dados provenientes dasmedições acima são combinados em uma água de saturação pararegistro do gerenciamento da produção (SWPM) paracaracterizar a formação. Os dados combinados e SWPMdeterminam a estratégia de medição de pressão para o furode poço (isto é, alocações nas quais obter medições depressão).

Uma ferramenta sustentada por cabos de aço, talcomo MDT, pode ser usada para correlacionar e tomarpressões em posições especificadas e freqüência ao longo daextensão do furo de poço. Pressões excedentes sãocalculadas mediante subtrair o peso do fluido das mediçõesde pressão.

As pressões excedentes estão marcadas no registroda perfilagem do poço descrito na Figura 7. Na Figura 7,uma perfilagem de poço (700) incluindo pressões excedentese mobilidade versus informação de profundidade é mostrado.Os pontos de dados circulares (702) na perfilagem do poçosão as medições de pressão e os pontos de dados quadrados(704) na perfilagem do poço são as pressões excedentes. Oscompartimentos de pressão (706) são identificados medianteprocura dos gradientes composicionais indicados pelasalterações na mobilidade de extração ou pressõesexcedentes, alterações na densidade, teor dehidrocarboneto, e relação gás-óleo. Os compartimentos depressão (706) estão descritos na perfilagem do poço naFigura 7 com círculos (que podem estar descritos emvermelho) abrangendo grupos de pressões excedentes. Oscompartimentos são então ampliados mediante grafar seçõesmenores dos dados em perfilagem de poço individual. Aampliação dos dados na profundidade xx20 a xx40 estádescrita na Figura 8.

A Figura 8 descreve uma perfilagem de poço (800)que mostra detalhes adicionais de dados para profundidadesxx20 a xx40. Novamente, os pontos de dados em círculos(802) na perfilagem do poço são as medições de. pressão e ospontos de dados quadrados (804) na perfilagem do poço sãoas pressões excedentes. Para selecionar amostras adicionaisde fluido e/ou pontos de caracterização do fluidoproveniente do interior de cada compartimento, uma análiseda perfilagem do poço e das pressões excedentes érealizada. Para analisar as pressões excedentes uma pressãode referência é escolhida na perfilagem do poço com basenuma área de referência do furo de poço (aqui, a mais baixadas pressões excedentes) e as pressões excedentes queexcedem a pressão de referência são identificadas. NaFigura 8, a pressão excedente (806) está indicada pelalinha vertical identificada como "Referência". As pressõesexcedentes estão agrupadas na forma de três áreas, cada umaindicando um diferente tipo de rocha do poço. A mobilidadede extração está marcada numa escala logaritmica naperfilagem do poço e proporciona dados adicionais paraanalisar as pressões excedentes.

Por exemplo, a linha (808) (que pode estarapresentada em vermelho) abaixo da mobilidade de extração(810) são as medições da permeabilidade e os pontos dedados em circulo (812) abaixo da mobilidade de extração sãoas medições da mobilidade. Em xx25, as mobilidades sãomaiores que a permeabilidade, indicando gás potencialnaquele compartimento. Entre xx25 e xx30, a alteração namobilidade indica um acentuado gradiente de densidade,indicando variações de potencial nos fluidos in situ,juntamente com os correspondentes gradientes nas pressõesexcedentes. Uma alteração similar na mobilidade é observadapara pontos de dados entre xx35 e xx30. Anomalias emquaisquer dessas tendências podem levar a investigaçãoadicional do potencial dano ao furo de poço, por exemplo,usando o MSIP. Os dois pontos de dados de fundo entre xx40e xx35 têm pressões excedentes muito próximas dareferência, indicando que o fluido naquele ponto épossivelmente da mesma composição como o fluido dereferência. As setas apontando para as pressões excedentesindicam adicionais pontos de amostragem para obter amostrasde fluido e/ou obter caracterizações in sito do fluido.

A Figura 9 descreve um perfil de poço (900) com osdados coletados nos pontos adicionais de amostragem paraprofundidades de xx75 a xx95. O mesmo tipo de análise érealizado nessa perfilagem de poço para analisar anomaliase gradientes da pressão excedente, tendências da densidadee tendências da mobilidade. Se necessário, pontosadicionais de amostragem são identificados e os dados sãoobtidos e integrados na perfilagem do poço. Após não seremidentificadas alterações composicionais adicionais, aanálise da composição do compartimento é completada. NaFigura 9, o perfil do poço mostra que as medições RMN emfuro de sondagem, pressões excedentes, colorações, relaçõesgás-óleo, e densidade aparente se correlacionam bem eindicam uma caracterização precisa dos compartimentos depressão e gradientes de fluido dentro dos compartimentos,completando a análise da composição do compartimento. Essaanálise pode ser usada para auxiliar no desenvolvimento deum plano de perfuração para esse reservatório. Por exemplo,nesse reservatório qualificado, uma extração muito intensapode provocar liberação do gás. A liberação do gás éimportante porque ela altera a produtividade doreservatório; o gás no óleo produzido precisa ser removidoantes do transporte do óleo. A análise completa dacomposição do compartimento proporciona a precisacaracterização in situ do fluido para evitar a extraçãoexcessiva e evitar esse problema.

A invenção pode ser implementada virtualmente emqualquer tipo de computador independentemente da plataformaque estiver sendo usada. Por exemplo, como mostrado naFigura 6, um sistema de computador (600) inclui um ou maisprocessador(s) (602), memória associada (604) (por exemplo,memória de acesso randômico (RAM), memória cache, memóriaflash, etc), um dispositivo de armazenamento (606) (porexemplo, um disco rigido, um drive ótico tal como um drivede disco compacto ou drive de disco de video digital (DVD),um pen-drive de memória flash, etc), e numerosos outroselementos e funcionalidades típicos dos computadores atuais(não mostrado). O computador (600) pode também incluirdispositivos de entrada de dados, tais como um teclado(612) e um mouse (610) ou um microfone (não mostrado), emeios de saida de dados, tal como um monitor (612) (porexemplo, uma tela de cristal liquido (LCD) , uma tela deplasma, ou um monitor de tubo de raios catódicos (CRT)) . Osistema de computador (600) pode estar conectado a uma redede comunicação de área local (LAN) ou uma rede decomunicação de área ampla (por exemplo, Internet) (nãomostrado) através de uma conexão de interface de rede decomunicação (não mostrado). Aqueles versados na técnicairão notar que esses meios de entrada de dados e de saidade dados podem assumir outras formas.

Além disso, aqueles versados na técnica irão notarque um ou mais elementos do sistema de computação (600)mencionado anteriormente pode estar situado em um localdistante e conectado a outros elementos ao longo de umarede de comunicação. Além disso, a invenção pode serimplementada em um sistema distribuído possuindo umapluralidade, de nós, onde cada parte da invenção (porexemplo, sistema comunitário, fonte de dados, provedor dedados, provedor de aplicação de software, estrutura deconfiança, etc.) podem estar situadas em um nó diferentedentro do sistema distribuído. Em uma modalidade dainvenção, o nó corresponde a um sistema de computador.

Alternativamente, o nó pode corresponder a um processadorcom memória e/ou recursos compartilhados. Além disso, asinstruções de software para realizar as modalidades dainvenção pode ser armazenadas em um meio legível porcomputador tal como um disco compacto (CD), um disquete,uma fita, um arquivo, ou qualquer outro dispositivo dearmazenamento possível de ser lido por computador.

Além disso, aqueles versados na técnica irão notarque uma ou mais modalidades da invenção podem serimplementadas usando uma ferramenta no interior do poçoconfigurada para obter as necessárias medições pararealizar o método descrito na Figura 5 bem como acapacidade de processamento para realizar o método descritona Figura 5.

Embora a invenção tenha sido descrita com respeitoa um número limitado de modalidades, aqueles usualmenteversados na técnica, tendo o beneficio dessa revelação,irão notar que outras modalidades podem ser vislumbradas asquais não se afastam do escopo da invenção como aquirevelado. Consequentemente, o escopo da invenção deveráestar limitado apenas pelas reivindicações anexas.

Claims (15)

1. MÉTODO PARA CARACTERIZAÇÃO DE FLUIDOS NUMAFORMAÇÃO, caracterizado por compreender:obtenção de medições em furo de sondagem para umfuro de poço na formação;identificar pontos no furo de poço a partir do qualse obtém medições de pressão usando as medições de furo desondagem;obtenção de medições de pressão em pontosidentificados no furo de poço;aplicar uma técnica de pressão excedente àsmedições do poço para identificar uma pluralidade decompartimentos de pressão no furo de poço;caracterização do fluido em cada um da pluralidadede compartimentos de pressão; edesenvolvimento de um plano de perfuração com basena caracterização dos fluidos em cada uma da pluralidade decompartimentos.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por a caracterização do fluido em cada um dapluralidade de compartimentos de pressão compreenderrealizar uma caracterização de fluido in situ do fluidopara pelo menos uma posição em cada um da pluralidade decompartimentos de pressão.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por o fluido em cada um da pluralidade decompartimentos de pressão compreender a obtenção de umaamostra do fluido para pelo menos uma posição em cada um dapluralidade de compartimentos de pressão.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por as medições em furo de sondagem quanto aofuro de poço compreenderem medições de ressonânciamagnética nuclear (RMN) e medições de plataforma deimageamento sônico modular (MSIP) para o furo de poço.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4,caracterizado por as medições de MSIP serem usadas paraposições danificadas identificadas dentro do furo de poço eonde a caracterização do fluido não é realizada nasposições danificadas.

6. FERRAMENTA DE INTERIOR DE POÇO, caracterizadapor compreender:meios para obtenção de medições de furo de sondagemquanto a um furo de poço numa formação;meios para identificação de pontos no furo de poçoa partir do que são obtidas as medições de pressão usandoas medições de furo de sondagem;meios para a obtenção de medições de pressão nospontos identificados no furo de poço;meios para aplicação de uma técnica de pressãoexcedente para as medições de pressão para identificar umapluralidade de compartimentos de pressão no furo de poço;meios para a caracterização do fluido em cada um dapluralidade de compartimentos de pressão; emeios para o desenvolvimento de um plano deperfuração com base na caracterização dos fluidos em cadaum da pluralidade de compartimentos de pressão.

7. Ferramenta de interior de poço, de acordo com areivindicação 6, caracterizada por os meios para acaracterização do fluido em cada um da pluralidade decompartimentos de pressão compreender realizar umacaracterização de fluido in situ do fluido para pelo menosuma posição em cada um da pluralidade de compartimentos depressão.

8. Ferramenta de interior de poço, de acordo com areivindicação 6, caracterizada por os meios para acaracterização do fluido em cada um da pluralidade decompartimentos de pressão compreender a obtenção de umaamostra do fluido para pelo menos uma posição em cada um dapluralidade de compartimentos de pressão.

9. Ferramenta de interior de poço, de acordo com areivindicação 6, caracterizada por os meios para a obtençãodas medições em furo de sondagem quanto ao furo de poçocompreender medições de ressonância magnética nuclear (RMN)e medições de plataforma de imageamento sônico modular(MSIP) para o furo de poço.

10. Ferramenta de interior de poço, de acordo com areivindicação 9, caracterizada por as medições de MSIPserem usadas para posições danificadas identificadas dentrodo furo de poço e onde a caracterização do fluido não érealizada nas posições danificadas.

11. MEIO LEGÍVEL POR COMPUTADOR COMPREENDENDOINSTRUÇÕES EXECUTÁVEIS POR UM PROCESSADOR PARA REALIZAR UMMÉTODO, o método caracterizado por compreender:obtenção de medições em furo de sondagem para umfuro de poço na formação;identificar pontos no furo de poço a partir do qualse obtém medições de pressão usando as medições de furo desondagem;obtenção de medições de pressão em pontosidentificados no furo de poço;aplicar uma técnica de pressão excedente àsmedições do poço para identificar uma pluralidade decompartimentos de pressão no furo de poço;caracterização do fluido em cada um da pluralidadede compartimentos de pressão; edesenvolvimento de um plano de perfuração com basena caracterização dos fluidos em cada uma da pluralidade decompartimentos.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11,caracterizado por a caracterização do fluido em cada um dapluralidade de compartimentos de pressão compreenderrealizar uma caracterização de fluido in situ do fluidopara pelo menos uma posição em cada um da pluralidade decompartimentos de pressão.

13. Método, de acordo com a reivindicação 11,caracterizado por os meios para a caracterização do fluidoem cada um da pluralidade de compartimentos de pressãocompreender realizar uma caracterização de fluido in situdo fluido para pelo menos uma posição em cada um dapluralidade de compartimentos de pressão.

14. Método, de acordo com a reivindicação 11,caracterizado por os meios para a obtenção das medições emfuro de sondagem quanto ao furo de poço compreendermedições de ressonância magnética nuclear (RMN) e mediçõesde plataforma de imageamento sônico modular (MSIP) para ofuro de poço.

15. Método, de acordo com a reivindicação 14,caracterizado por as medições de MSIP serem usadas paraposições danificadas identificadas dentro do furo de poço eonde a caracterização do fluido não é realizada nasposições danificadas.