MX2014011631A - Proceso de anisotropia en pozos de angulo cerrado. - Google Patents

Abstract

Un método para registrar formaciones subterráneas penetradas por un orificio de pozo incluye medir propiedades electromagnéticas de las formaciones por el uso de campos electromagnéticos que tienen un eje dipolar magnético paralelo a un eje de herramienta de registro. También se miden las propiedades electromagnéticas de las formaciones mediante el uso de campos electromagnéticos que tienen un eje dipolar magnético oblicuo al eje de herramienta de registro. Una resistividad horizontal de las formaciones se determina a partir de las mediciones del eje dipolar paralelo. Una resistividad vertical, límites de capa de formación y un ángulo profundo de las formaciones se determinan a partir de las mediciones del eje dipolar oblicuo.

Description

PROCESO DE ANISOTROPÍA EN POZOS DE ÁNGULO CERRADO ANTECEDENTES La presente descripción se refiere en general al campo de registro de pozos, y más particularmente, a las técnicas que utilizan uno o más pares electromagnéticos del transmisor-receptor inclinados para mejorar las mediciones electromagnéticas de las formaciones subterráneas.

En el campo de la exploración y producción de hidrocarburos se conocen diversas técnicas de registro para pozos son conocidos. Estas técnicas suelen utilizar herramientas equipadas con fuentes adaptadas para emitir energía en una formación subterránea que ha sido penetrada por un orificio de pozo. La energía emitida puede interactuar con la formación circundante para producir señales que pueden detectarse y medirse por uno o más sensores. Con base en los datos de señal detectadas, se puede obtener un perfil de las propiedades de la formación (por ejemplo, la resistividad como función de la profundidad del pozo) .

Los ejemplos de herramientas de registro para pozos pueden incluir herramientas de resistividad electromagnéticas ("EM"), tales como herramientas de inducción y propagación. Las herramientas de resistividad EM pueden ser dispuestas dentro de un pozo para medir la conductividad eléctrica (o su inversa, la resistividad) de la formación que rodea el orificio de pozo. Una herramienta convencional de resistividad electromagnética incluye al menos un transmisor y dos receptores, cada receptor está dispuesto a cierta distancia desde el transmisor a lo largo del eje de la herramienta. Los transmisores y receptores convencionales incluyen antenas formadas de bobinas que tienen una o más vueltas de hilo conductor aislado enrollado alrededor de un soporte. Como se entiende en la técnica, bajo el principio de reciprocidad, cada una de esas antenas puede funcionar como un transmisor y/o un receptor.

Las herramientas de inducción EM miden la resistividad de la formación mediante la medición de la tensión inducida en un receptor por las corrientes que fluyen en la formación en respuesta a una señal EM emitida por un transmisor. En una herramienta de inducción, un transmisor acoplado a una fuente de corriente alterna, tal como un oscilador, produce una señal de EM variable en el tiempo. La señal desde el transmisor EM se transmite dentro de la formación circundante, lo que induce una corriente fluctuante o "corriente de Foucault" en la formación cerca del transmisor. La corriente de Foucault en la formación da lugar a una señal EM variable en el tiempo que induce una tensión eléctrica en el receptor. Si se utilizan un par de receptores separados, los voltajes inducidos en los dos receptores tendrán generalmente diferentes fases y amplitudes debido a, por ejemplo, la difusión geométrica y la absorción por la formación circundante. Las herramientas de propagación E operan de una manera similar, pero típicamente a frecuencias más altas que las herramientas de inducción EM.

En muchas herramientas de registro de inducción EM y de propagación convencionales, las antenas transmisoras y receptoras están montadas con sus ejes a lo largo del eje longitudinal de la herramienta. Por lo tanto, estas herramientas se implementan con las antenas que tienen momentos dipolares magnéticos longitudinales o axiales. Una bobina de antena o "transversal" tiene un momento dipolar magnético que es perpendicular al eje de la herramienta, y una antena de "inclinada" tiene un momento dipolar magnético que no es ni paralelo ni perpendicular al eje de la herramienta.

Debido a que las señales electromagnéticas transmitidas y recibidas por una herramienta de resistividad EM pasan a través de la formación circundante, las mediciones realizadas por este tipo de herramientas pueden proporcionar información sobre las propiedades electromagnéticas de los medios de comunicación a través del cual pasan las señales. La información como la distancia a los límites del lecho, echado de la formación, y la anisotropía se puede extraer de las señales recibidas.

En la industria de la perforación no es una necesidad cada vez mayor para la colocación precisa del pozo. La ubicación óptima de la perforación en el depósito requiere mediciones direccionales en las que pueden basarse las decisiones de la dirección. Una necesidad adicional en la exploración de hidrocarburos es identificar y caracterizar las reservas de hidrocarburos. Por ejemplo, la formación de la anisotropia se puede utilizar para identificar los salarios bajos de resistividad que reside en formaciones laminadas finamente.

Muchas patentes recientes describen métodos y aparatos para hacer mediciones de dirección y obtener anisotropia de resistividad. Para el aplicaciones de registro durante la perforación, la Patente de US No. 5,508,616 de Sato et al. describe una herramienta de tipo de inducción con dos bobinas inclinados en diferentes direcciones no alineadas con el eje longitudinal de la herramienta. La herramienta podría adaptarse para posibles aplicaciones geonavegacion. La direccionalidad de la medición se ilustra a través de un simple argumento de que la función de sensibilidad de las dos bobinas inclinadas se concentra hacia la región de superposición de la zona de sensibilidad de cada bobina. A través de la rotación de la herramienta, Sato et al. afirma que una imagen de resistividad azimutal profunda de la formación se puede obtener para ayudar a tomar decisiones de dirección. Sin embargo, esta patente no proporciona ningún detalle sobre cómo se puede obtener la resistividad azimutal, ni describe las técnicas de detección/caracterización de limites adicionales requeridos para tomar de decisiones sobre geonavegación cuantitativa.

La Patente de EE.UU. No. 6,181,138 a Hagiwara et al. extiende las bobinas direccionales fijas individuales triples co-locali zados de Sato et al. en bobinas de inducción ortogonales en los lugares de transmisión y recepción. Se dice que no es necearía la rotación de la herramienta, dado que la dirección de enfoque puede sintonizarse para la orientación arbitraria a través de la combinación lineal de las respuestas de bobina ortogonal.

La Patente de EE.UU. No. 6,297,639 para Clark et al., que es propiedad común del cesionario de la presente descripción, describe un método y aparato para hacer mediciones direccionales utilizando diversos diseños de protección para proporcionar atenuación seleccionada de energía ondulatoria de EM para bobinas de antenas axiales, inclinadas, y transversales. Esta patente describe, entre otras cosas, la inducción direccional general y de mediciones de propagación con bobinas inclinadas y protecciones apropiadas, junto con un proceso para la modalidad de la compensación de orificio de pozo. Una combinación de un transmisor y un receptor de bobina con al menos uno de ellos está inclinado con respecto al eje de la herramienta se describe explícitamente por Clark et al., junto con su aplicación para la detección de la dirección del límite del lecho mediante la observación de la variación acimutal de la señal inducida conforme gira la herramienta. La variación acimutal del acoplamiento puede ser utilizada para pozos de dirección durante la perforación. Otras patentes de protección han sido otorgadas, incluyendo la Patente US No. 6,351, 127 a Rosthal et al., y en la Patente de EE.UU. No. 6, 566, 881 a Omeragic et al., ambos de los cuales son de propiedad común del cesionario de la presente descripción.

La patente de EE.UU. No. 6,476,609 a Bittar se extiende una patente anisotropía anterior (Patente US No. 6,163,155, también a Bittar) a la zona de aplicación de geonavegación . La respuesta del lecho de la inducción inclinada hacia arriba/abajo y el aparato de propagación se describe a través de la diferencia o relación de señales en dos orientaciones diferentes, pero no se menciona la protección. No hay efectos de anisotropía o profundidad considerada. También, en la patente '609 se carece de una descripción de cómo usar estas mediciones para derivar una distancia precisa a un límite de lecho de formación. La patente de '609 asume implícitamente que la orientación de formación de lechos se conoce precisamente de manera que se calcula la respuesta hacia arriba/abajo. Sin embargo, no se describe una técnica para localizar la dirección precisa hacia arriba o abajo antes de calcular las señales de dirección hacia arriba-aba o.

La Patente de EE.UU. No. 6,969,994 a Minerbo et al., que también es comúnmente propiedad del cesionario de la presente descripción, da a conocer configuraciones de herramientas y técnicas de simetrización que simplifican las respuestas de las mediciones de dirección hasta el punto de que se vuelven casi independiente de la anisotropia o ángulo de inclinación. Las respuestas a limites de capas con diferente inclinación y anisotropia solapan esencialmente excepto cerca del limite del lecho. Ambas mediciones del estilo de inducción de dos bobinas (un transmisor y un receptor: "TR") y del estilo de propagación de tres bobinas (un transmisor y dos receptores: "TRR") se pueden simetrizar para lograr esta simplificación. La simetrización se realiza usando dos pares de TR inclinados de la misma separación, pero con el ángulo de inclinación del transmisor y ángulo de inclinación del receptor intercambiados.

La Patente de EE.UU. No. 6,998,844 a Omeragic et al., también cedida al cesionario de la presente descripción, da a conocer mediciones de dirección de estilo de propagación para la determinación de la anisotropia en los pozos casi verticales con compensación de pozo. Las técnicas de inversión también se utilizan para obtener la propiedad de formación anisotrópica .

Además, la Patente de EE.UU. comúnmente asignada No. 7,202,670 a Omeragic et al. describe un método de extracción y el análisis de la dependencia azimutal de las mediciones de registro de dirección, utilizando mediciones tomadas en todos los ángulos azimutales, para caracterizar la formación terrestre y por conjuntos de perforación de fondo de pozo de dirección con una precisión mejorada. Enseña cómo determinar la formación de lecho azimutal a partir de las mediciones de dirección, y genera mediciones que se pueden utilizar para la colocación del pozo en dirección hacia arriba/abajo o azimutal. Se enseñan además formas de usar estas mediciones direccionales en tiempo real para obtener distancias de limite de lecho y obtener modelos terrestres precisos de tal manera que se pueden tomar decisiones de geonavegacion para la colocación de pozos. Se describe también un método para detectar la presencia de anisotropia de resistividad en las capas adyacentes de formación de pozos casi verticales. Además, se enseña un método para obtener la estructura de información de inmersión a partir de mediciones direccionales en pozos de ángulo vertical y cerrado.

Como se describió anteriormente, las herramientas de inducción EM miden la resistividad de la formación mediante la medición de la tensión inducida en un receptor por las corrientes que fluyen en la formación en respuesta a una señal EM emitida por un transmisor. En general, la tensión inducida en un receptor es una combinación lineal de todos los componentes electromagnéticos de acoplamiento, Vij (i, j = x, y, z), formando un tensor de acoplamiento EM 3x3. En una formación de geometría plana en la que todos los límites de los lechos relevantes son paralelas, sólo hay cinco elementos distintos de cero en la matriz de acoplamiento EM 3x3, denominados Vxx, Vyy, vzz, Vxz y Vzx. El sistema de coordenadas se elige de tal manera que el eje z es a lo largo del eje de herramienta y el eje y es paralelo al plano límite. Dado que estos componentes de acoplamiento EM miden las características de la formación, es deseable tener un aparato y método para determinarlos.

Algunas de las dificultades pueden ser experimentadas mediante el uso de herramientas de resistividad de propagación convencional, donde los momentos dipolares magnéticos de los transmisores y receptores están orientados esencialmente paralelos al eje de la herramienta. Una es que las mediciones son sensibles a, o afectadas por, la anisotropía cuando el ángulo de inclinación relativa es mayor que 45 grados. Esto puede entenderse fácilmente en un caso extremo de un pozo vertical, porque en un pozo vertical, la corriente inducida es generalmente paralela al plano horizontal y, por lo tanto, la respuesta no lleva ninguna información sobre la resistividad vertical, asumiendo que las capas de formación son también paralelas al plano horizontal. Otra dificultad es que se acoplan la resistividad vertical y el ángulo de inclinación relativa. Por lo tanto, incluso en el ángulo de inmersión superior relativo, la determinación simultánea de la resistividad horizontal ( h), la resistividad vertical (Rv) , y el ángulo de inclinación relativo (T) puede no ser posible para las formaciones homogéneas. Además, los efectos ambientales pueden romper el acoplamiento entre Rh y T.

SUMARIO Se proporciona este resumen para introducir una selección de los conceptos que se describen más adelante en la descripción detallada. Este sumario no tiene por objeto identificar las características clave o esenciales de la materia reivindicada, ni está destinado a ser utilizado como una ayuda para limitar el alcance de la materia reivindicada.

Un método, de acuerdo con un aspecto para el registro de las formaciones subterráneas penetradas por el pozo, incluye la medición de las propiedades electromagnéticas de las formaciones que utilizan campos electromagnéticos que tienen un eje de momento dipolar magnético paralelo a un eje de la herramienta de registro. Las propiedades electromagnéticas de las formaciones se miden utilizando campos electromagnéticos que tienen un eje dipolar magnético oblicuo al eje de la herramienta de registro. Una resistividad horizontal de las formaciones se determinan a partir de las mediciones de los ejes paralelos dipolo. Una resistividad vertical, se determinaron los limites de la capa de formación y un ángulo de inclinación de las formaciones a partir de las mediciones de los ejes dipolares paralelos y oblicuos .

Otros aspectos y ventajas de la presente descripción serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Ciertas modalidades se describen a continuación con referencia a las siguientes figuras: La Figura 1 ilustra un sistema de localización del pozo ilustrativo en el que se puede utilizar la presente descripción, de acuerdo con una modalidad ilustrativa.

La Figura 2 es un dibujo esquemático de una operación de registro para obtener parámetros de los estratos subterráneas, de acuerdo con una modalidad ilustrativa.

La Figura 3 ilustra un esquema de una configuración particular de un solo par emisor-receptor, de acuerdo con una modalidad ilustrativa.

La Figura 4 representa una herramienta de perforación que toma registros durante la perforación de lectura profunda direccional, como parte de la herramienta o herramientas LWD 120 en la Figura 1, de acuerdo con una modalidad ilustrativa.

La Figura 5 ilustra un diagrama de flujo que representa un método para determinar los valores de Rh, Rv, y T, de acuerdo con una modalidad ilustrativa.

La Figura 6 muestra un sistema informático ejemplar que puede usarse para implementar el procesamiento de señales que, por ejemplo, lleva a cabo el método representado en la Figura 5, de acuerdo con algunas modalidades.

DESCRIPCIÓN DETALLADA La presente descripción se hace con referencia a los dibujos adjuntos, en los que se muestran modalidades ilustrativas. Sin embargo, se puede utilizar muchas modalidades diferentes, y por lo tanto la descripción no debe interpretarse como limitada a las modalidades expuestas en el presente documento. Más bien, estas modalidades se proporcionan para que esta descripción sea minuciosa y completa. Generalmente, los números iguales se refieren a elementos similares a lo largo de la presente descripción.

De acuerdo con modalidades descritas en el presente documento, la presente descripción proporciona métodos de procesamiento de ejemplo para determinar los valores de Rh, Rv, y T (por ejemplo, la resistividad horizontal, la resistividad vertical, y el ángulo de inmersión). Ciertas modalidades se describirán a continuación, incluyendo en las siguientes Figuras 1-5, que representan modalidades representativas o ilustrativas de la descripción.

La Figura 1 ilustra un sistema de localización del pozo en el que se puede emplear la presente descripción, de acuerdo con una modalidad ilustrativa. La localización del pozo puede ser terrestres o marítimos. En este sistema ilustrativo, un orificio de pozo 11 está formado en las formaciones subterráneas 106 por perforación rotatoria de una manera que es bien conocida. Las modalidades de la descripción también pueden utilizar la perforación direccional, como se describirá más adelante.

Una sarta de perforación 12 está suspendida dentro del orificio de pozo 11 y tiene un conjunto de orificio inferior 100 que incluye una broca de taladro 105 en su extremo inferior. El sistema incluye la superficie de la plataforma y la torre de perforación de montaje 10 situada sobre el pozo de sondeo 11, el conjunto 10 incluye una mesa giratoria 16, kelly 17, gancho 18 y manivela giratoria 19. La sarta de perforación 12 se hace girar por la mesa giratoria 16, energizada por medios no mostrados, que se acopla al kelly 17 en el extremo superior de la sarta de perforación.

La sarta de perforación 12 se suspende de un gancho 18, que se adjunta a un bloque de desplazamiento (que tampoco se muestra), a través del kelly 17 y una manivela giratoria 19 que permite la rotación de la sarta de perforación en relación con el gancho. Como es bien sabido, alternativamente, se podría utilizar un sistema de impulsión superior .

En el ejemplo de esta modalidad, el sistema incluye, además, la superficie del fluido de perforación o lodo 26 almacenado en un pozo 27 formado en el sitio del pozo. Una bomba 29 suministra el fluido de perforación 26 al interior de la sarta de perforación 12 a través de un puerto en la pieza giratoria 19, haciendo que el fluido de perforación que fluya hacia abajo a través de la sarta de perforación 12 como se indica por la flecha direccional 8. El fluido de perforación sale de la sarta de perforación 12 a través de los puertos en la broca 105, y luego circula hacia arriba a través de la región anular entre el exterior de la sarta de perforación y la pared de el orificio de pozo 11, como se indica por las flechas de dirección 9. De esta manera bien conocida, el fluido de perforación lubrica la broca 105 y lleva a los cortes de formación 106 hasta la superficie, ya que se devuelve a la fosa 27 para su recirculación.

En diversas modalidades, los sistemas y métodos descritos en este documento pueden ser utilizados con cualquier medio de transporte conocido por los expertos normales en la técnica. Por ejemplo, los sistemas y métodos descritos en este documento pueden ser utilizados con herramientas u otros aparatos electrónicos transmitidos por cable, linea de acero, tubo de transporte de perforación, perforación con tubería flexible, y/o una interfaz de transporte durante la perforación. Para el propósito de sólo un ejemplo, la Figura 1 representa una interfaz durante la perforación. Sin embargo, los sistemas y métodos descritos en este documento podrían aplicarse igualmente a otros medios de transporte alámbricos y otros medios de transporte adecuados. El conjunto de orificio inferior 100 de la modalidad ilustrada incluye un módulo 120 de registros durante la perforación (LWD) , una medición durante la perforación (MWD) del módulo 130, un sistema rotativo direccional orientable de perforación y el motor 150, y broca 105.

El módulo LWD 120 se encuentra en un tipo especial de cuello de perforación, como se conoce en la técnica, y pueden contener uno o una pluralidad de tipos conocidos de herramientas de registro (por ejemplo, registro de la herramienta 121). También se entenderá que se pueden emplear más de un módulo LWD y/o MWD, por ejemplo, como se representa en 120A. (Las referencias, a lo largo, a un módulo en la posición de 120, alternativamente, pueden significar un módulo en la posición de 120A como el pozo) . El módulo LWD incluye capacidades para medir, procesar y almacenar información, asi como para la comunicación con el equipo de superficie. En la presente modalidad, el módulo LWD incluye un dispositivo de medición de resistividad electromagnética.

El módulo MWD 130 también se encuentra en un tipo especial de cuello de perforación, como es conocido en la técnica, y puede contener uno o más dispositivos para la medición de características de la sarta de perforación y la broca. La herramienta MWD incluye además un aparato (no mostrado) para la generación de energía eléctrica al sistema de fondo de pozo. Esto puede incluir típicamente un generador de turbina de barro alimentado por el flujo del fluido de perforación, en la inteligencia de que se pueden emplear otros sistemas de energía y/o la batería. En la presente modalidad, el módulo MWD incluye uno o más de los siguientes tipos de dispositivos de medición: un dispositivo de poco peso sobre la medición, un dispositivo de medición de par de torsión, un dispositivo de medición de vibraciones, un dispositivo de medición de choque, un dispositivo de medición de fricción, un dispositivo de medición de dirección, y un dispositivo de medición de inclinación.

La Figura 2 es un dibujo esquemático de una operación de registro para obtener parámetros de los estratos subterráneos, de acuerdo con una modalidad ilustrativa. Un orificio de perforación u orificio de pozo 212 se perfora penetrando estratos subterráneos 214, típicamente en un ángulo que no sea perpendicular a los estratos 214. Un estrato particular 215 puede tener un límite superior e inferior. La capa 217 justo por encima del estrato en particular 215 se conoce generalmente como la "parte superior del hombro" y la capa 219 justo inferior es el "hombro inferior". Dentro del pozo 212 está dispuesta una herramienta 216 que tiene un solo par de antenas transmisora-receptora (TR) , ambas antenas están inclinadas con respecto al eje de la herramienta 218 de la herramienta 216. La herramienta 216 también puede portar la electrónica y los circuitos (no mostrados) asociados necesarios para operar la herramienta 216, pero la descripción no se limita a los mismos. Cuando está energizado, el transmisor 220 transmite energía EM en los estratos circundantes 214, lo que induce una corriente 222 (corrientes de Foucault) en los estratos 214 alrededor de transmisor 220. La corriente de Foucault 222 induce una tensión en la antena receptora 224. El ángulo (¡)B entre el eje de la herramienta 218 (que es sustancialmente el mismo gue el eje de la perforación) y la normal al plano de un estrato particular, tal como el estrato 215 se conoce como la caída relativa de la formación o el ángulo de orientación del lecho .

Algunas implementaciones de la presente descripción descritas en este documento utilizan las respuestas simetri zadas y anti-simetrizadas obtenidas a partir de un solo par TR para proporcionar mediciones de dirección y la información de anisotropia. La Figura 3 ilustra un esquema de una configuración particular de un solo par emisor-receptor, de acuerdo con una modalidad ilustrativa. En la figura, el eje de herramienta 218 se ilustra mediante una linea de trazos en la vista lateral y una vista extrema en punto. La configuración 210 incluye un transmisor inclinado 220 y un receptor 224 inclinado, es decir, los momentos dipolares magnéticos de transmisor 220 y el receptor 224 no son ni paralelas ni perpendiculares al eje de la herramienta 218 del transmisor 220 y el receptor 224 se puede aproximar como dipolos magnéticos de punto. De acuerdo con la presente descripción, los momentos dipolares magnéticos de transmisor 220 y el receptor 224 pueden ser, pero no están obligados a estar en el mismo plano, y en algunas modalidades se desea que los momentos dipolares magnéticos de transmisor 220 y el receptor 224 estén en dos planos no paralelos, como en dos planos ortogonales.

Como se puede apreciar, ya que el transmisor 220 y el receptor 224 están inclinados, los momentos dipolares de receptor 224 y el transmisor 220 se puede decir que tienen un eje de momento dipolar oblicuo (oblicuo se entiende como ni paralelo ni perpendicular al eje de la herramienta, por ejemplo, 218). Por consiguiente, el transmisor 220 puede generar un campo electromagnético que tiene un eje del momento dipolar magnético que es oblicuo con respecto al eje de la herramienta 218. Del mismo modo, las mediciones obtenidas por el receptor 224 pueden ser referidas como mediciones del eje dipolar oblicuo. Las transmisores y receptores que están orientados axialmente (paralelo al eje de la herramienta) pueden tener ejes de momento dipolar paralelos .

La Figura 4 representa una herramienta de perforación de registros durante la perforación de lectura profunda direccional, como parte de la herramienta LWD o herramientas 120 en la Figura 1. Las señales de herramientas que tienen bobinas transmisora y receptora cilindricas simétricas alineadas axialmente no son direccionalmente sensibles. La herramienta de la Figura 4 proporciona bobinas transmisora y receptora inclinadas y .transversales para obtener mediciones direccionalmente sensibles. La herramienta puede incluir seis antenas transmisoras y cuatro antenas receptoras. Cinco antenas transmisoras (Ti a T5) 401A-E están dispuestas axialmente a lo largo de la longitud de la herramienta. Una sexta antena transmisora (?ß) 402 está orientada transversalmente al eje de la herramienta. Una antena receptora, que se muestra en 404, 405 se posiciona en cada extremo de la herramienta. Este par de antenas receptoras (R3 y R4) 404, 405 paréntesis los transmisores, y cada uno de estos receptores está inclinado de manera que su momento dipolar está orientada 45 grados al eje de la herramienta (por ejemplo, oblicuo con respecto al eje de la herramienta) . Un par adicional de las antenas receptoras (Ri y R2) 403A-B, situadas en el centro de la matriz de bobina, está dispuesto axialmente (es decir, sus momentos dipolares son sustancialmente paralelos al eje de la herramienta) y pueden obtener mediciones de resistividad de propagación del tipo convencional. La disposición descrita produce una sensibilidad preferencial a la conductividad en un lado de la herramienta. A medida que la herramienta gira, sus sensores pueden detectar las zonas conductoras cercanas y registrar la dirección desde la que se puede medir la conductividad máxima. Los magnetómetros y acelerometros pueden proporcionar datos de orientación direccional de referencia gravitacionales (es decir, respecto a la vertical) y geomagnéticas para que la herramienta determine la dirección de la máxima conductividad. Además de su capacidad direccional, la herramienta proporciona mediciones relativamente más profundas que la mayoría de las herramientas de resistividad L D convencionales. En algunas modalidades, la sarta de herramientas que contiene una herramienta de resistividad configurada como se muestra en la Figura 4 también puede proporcionar telemetría de cadena de perforación sustancialmente en tiempo real bidireccional , cuando se utiliza junto con las capacidades de la herramienta de registro de resistividad direccional, como se describe, puede mejorar el rendimiento de geonavegación mediante el aumento de la cantidad de datos en la superficie y por lo tanto es posible el aumento de la velocidad y la precisión del control de la perforación direccional.

Aunque la discusión en el presente documento se centra en las mediciones de la propagación de la herramienta EM, se debe entender que tales técnicas también pueden aplicarse a las mediciones de herramienta de inducción también. Las teorías matemáticas ilustrativas que destacan la descripción se presentan ahora y se describen a continuación con referencia a la Figura 5.

En algunas modalidades, la descripción proporciona métodos de procesamiento de ejemplo para determinar los valores de (Rh, Rv, T) en secuencia a partir de diferentes grupos de mediciones. En modalidades ilustrativas, los valores de Rh se pueden determinar usando las mediciones de resistividad de propagación de herramientas convencionales, suponiendo una formación isotrópica. Esto es porque en los pozos de ángulo bajo (o cuando la inclinación del pozo es tal que el pozo se cruza con las formaciones de aproximadamente perpendicular) , las mediciones de resistividad de la herramienta de propagación convencionales son en gran medida sensibles a las resistividades horizontales. El valor de Rh puede ser fijo, y de eso y se pueden determinar las mediciones de resistividad direccionales , Rv y T.

La Figura 5 es un diagrama de flujo que muestra un método de ejemplo 500 para determinar los valores de Rh, Rv, y T. En el paso 501, el método comienza con mediciones herramienta de resistividad de propagación convencionales, que pueden incluir desplazamiento de fase y las mediciones de atenuación de diferentes espaciamientos transmisor al receptor y en diferentes frecuencias del transmisor. Las herramientas ilustrativas para hacer tales mediciones pueden incluir una herramienta vendida bajo la marca ARC o ARCVISION, que son marcas registradas de Schlumberger Technology Corporation, Sugar Land, Texas. Haciendo referencia a la Figura 4 como una modalidad ilustrativa, las mediciones adquiridas en el paso 501 puede incluir mediciones adquiridas utilizando tanto los receptores axiales Rl, R2 (403 A, 403B) (mediciones de los ejes dipolares paralelos) y mediciones adquiridas utilizando receptores inclinados R3 (404) y R4 (405) (mediciones de eje dipolar oblicuo).

En el paso 502, el cambio de fase medido y atenuaciones se asignan a las mediciones con aproximaciones dipolares. Este elemento del método de ejemplo puede ser deseable, ya que en la parte de inversión que se explica a continuación (minimizar la función de costos), hacia adelante código de modelado se basa en un modelo dipolar. El mapeo es para convertir una medición de la antena dipolar no en una respuesta de antena dipolar equivalente. En una modalidad particular, este paso puede contiene los siguientes pasos secundarios : (1) Para una formación homogénea dada con resistividad Rt, calcular la respuesta de la herramienta real, que puede incluir antenas no dipolares. (2) Por la misma formación Rt , calcular la respuesta para una antena dipolar, lo cual es una simplificación de la herramienta real. (3) Para cualquier formación dada con resistividad Rt, entonces habrá una respuesta para una herramienta de antena no dipolar y una herramienta de antena dipolar. Se puede construir una tabla para todos los valores posibles de Rt, que une las respuestas dipolar y no dipolar. (4) Tomar la medida cruda de la herramienta (por ejemplo, como se muestra en la Figura 4) y encontrar el Rt correspondiente según la tabla. Por el mismo Rt, se puede encontrar su respuesta de la herramienta dipolar de la tabla. Para cualquier medición cruda (no dipolar) , se puede entonces encontrar una respuesta dipolo correspondiente del procedimiento descrito anteriormente.

En una modalidad, este proceso de mapeo dipolar se realiza en mediciones de los ejes dipolares paralelos (por ejemplo, usando transmisores y receptores axiales Rl, R2 del ejemplo de la Figura 4), pero no necesariamente en las mediciones de los ejes dipolo oblicua (por ejemplo, utilizando receptores inclinados R3, R4 del ejemplo de la Figura 4) . En tal modalidad, las mediciones de los ejes oblicuos dipolo, que pueden ser utilizados para determinar la resistividad vertical, comenzando en el paso 505 de proceso 500, se discute con más detalle a continuación.

En el paso 503, se asume un modelo de formación de estructura en capas, con Rh,i (1 <i <N) y Di (1 <i <N-1) siendo la resistividad horizontal y la ubicación de la frontera inferior de la capa i-h, respectivamente, y siendo N el número de las capas. En algunas modalidades, en particular cuando se están considerando los pozos de ángulo cerrado, las mediciones pueden tener ninguna o muy poca sensibilidad a la resistividad vertical y el ángulo de inclinación relativa. En este elemento del método se puede utilizar entonces un algoritmo de inflexión para cuadrar ingrese una de las curvas de resistividad, tales como la resistividad desplazamiento de fase en separación 22' y 2 MHz de frecuencia, y el uso de los valores de resistividad y lugares de frontera desde el registro de la plaza como un punto de partida inicial para los parámetros Rh,i (1 <i <N) y Dx (1 <i <N-1) .

En la etapa 504, se puede construir una función de costos de tipo ?2. En una modalidad, la función de costos puede ser la suma de los cuadrados de las diferencias entre los datos medidos y los datos modelados hacia adelante, ponderados por el inverso de la incertidumbre . En algunas modalidades, el método a continuación, puede minimizar la función de costos usando cualquier algoritmo de optimización conocido, tal como el método de Gauss-Newton, para encontrar el mejor modelo de ajuste. La función de costos minimizado luego puede producir una salida de los valores de Rh,i (1 <i <N) y Di (1 <i <N-1) a partir del modelo de mejor ajuste. Por lo tanto, para resumir, en los pasos 501-504, la resistividad de una formación horizontal se determina mediante mediciones de los ejes dipolo paralelo (por ejemplo, los obtenidos por los receptores con los dipolos magnéticos que tienen un eje paralelo al eje de la herramienta, tal como receptores Rl, R2 de la Figura 4 ) .

En el paso 505, se pueden obtener las mediciones de desplazamiento de fases y de atenuación de las mediciones de resistividad direccionales , asi como la resistividad horizontal y ubicaciones de capa limite calculadas en el paso 504. Como se indicó anteriormente, las mediciones obtenidas en el paso 505 pueden incluir mediciones oblicuas de los ejes dipolares, tales como los adquiridos a través de las antenas inclinadas R3, R4 en el ejemplo de la Figura 4. Se debe entender que estas mediciones de eje dipolar oblicuas podían ser obtenidas en la etapa 501, como se ha señalado más arriba, pero no se utiliza expresamente en la inversión descrita en este documento hasta el paso 505.

En el paso 506, se asume un modelo de formación de estructura en capas. Sin embargo, debido a que las mediciones son de las herramientas de resistividad direccionales, que son sensibles a ambas resistividades horizontales, resistividades verticales, y para ángulos de inmersión relativos, el modelo de formación se puede parametrizar por Rh,i (1 <i <N) , RVII (1 <i <N) , y Di (1 <i<N-l) y T. En algunas modalidades, el método puede asumir todas las capas son paralelas. Por consiguiente, en algunas modalidades, puede haber sólo una relativa T ángulo de inclinación. Los valores de Rh,i (1 <i <N) obtenido en el paso 504 se pueden fijar, y el método a continuación pueden inicializar los valores de partida para Rv,j(l <i <N) , y Di (1 <i <N-1) y ?, utilizando los valores iniciales de D±, tal como se obtuvo en el paso 504.

En la etapa 507, se puede construir una función de costos de tipo ?2, con todas o algunas de las mediciones obtenidas por la herramienta de resistividad direccional. La función de costos puede ser minimizado con cualquier algoritmo de optimización conocido tal como el método de Gauss-Newton para encontrar el modelo de mejor ajuste. Esta función de costos minimizado luego puede producir una salida de los valores de Rv,i (1 <i <N) , y Di (1 <i <N-1) y T del modelo de mejor ajuste. Por lo tanto, para resumir, en los pasos 505 a 507, la resistividad vertical (Rv,i) , la formación de las capas limite (Di), y ángulo de inclinación (T) de una formación se determina mediante mediciones de eje dipolar oblicua (por ejemplo, los obtenidos por los receptores con dipolares magnéticos que tienen un eje que está inclinado con respecto al eje de la herramienta, como receptores R3, R4 de la Figura 4 ) .

A partir de entonces, como se muestra en el paso 508, los valores invertidos de Rh,i (1 <i <N) de la etapa 504 puede combinarse con Rv,i (1 <i <n) , y Di (1 <i <N-1) y T desde el paso 507 como los productos finales del método 500 Esencialmente, el método anteriormente descrito proporciona 500 para la determinación de la resistividad horizontal de una formación basada en mediciones de los ejes dipolares paralelos (por ejemplo, en paralelo con respecto al eje de la herramienta) y determinar resistividades verticales, limites de la capa de formación, y/o ángulo de inclinación sobre la base de mediciones de los ejes oblicuos dipolares (por ejemplo, oblicuo entiende ni paralelo ni perpendicular al eje de la herramienta) .

Los métodos de ejemplo y los pasos descritos en las modalidades presentadas anteriormente son ilustrativos y, en otras modalidades, ciertos actos se pueden realizar en un orden diferente, en paralelo uno con el otro, omiten por completo, y/o combinados entre los distintos métodos de ejemplo, y/o se pueden realizar ciertos pasos adicionales, sin apartarse del alcance y espíritu de la descripción. Por consiguiente, tales otras modalidades están incluidas en el alcance de la invención descrita en este documento.

Los métodos de la presente descripción pueden incluir un programa de computadora que incorpora las funciones aquí descritas e ilustradas en los diagramas de flujo adjuntas. Sin embargo, debería ser evidente que podría haber muchas maneras diferentes de la aplicación de los métodos de la descripción en la programación de computadora, y los métodos de la descripción no se deben interpretar como limitados a cualquier conjunto de instrucciones de programa de computadora. Además, un programador experto sería capaz de escribir un programa de computadora como para implementar una modalidad de los métodos descritos en base a los diagramas de flujo y la descripción asociada en el texto de la solicitud. Por lo tanto, la descripción de un conjunto particular de instrucciones de código de programa no se considera necesaria para una comprensión adecuada de cómo hacer y utilizar los sistemas y métodos de la descripción.

La Figura 6 representa un ejemplo del sistema de computación 600 de acuerdo con algunas modalidades. El sistema informático 600 puede ser un sistema de equipo individual 601 A o una disposición de sistemas informáticos distribuidos. El sistema de computadora 601 A puede incluir uno o más módulos de análisis 602 que se pueden configurar para realizar varias tareas de acuerdo con algunas modalidades, tales como las tareas representadas en la Figura 6. Para realizar estas diversas tareas, el módulo de análisis 602 puede ejecutar de forma independiente, o en coordinación con, uno o más procesadores 604, que pueden estar conectadas a uno o más medios de almacenamiento 606. el procesador 604 también puede estar conectado a una interfaz de red 608 para permitir que el sistema informático 601 que se comunique a través de una red de datos 610 con uno o más sistemas informáticos y/o sistemas de computación, tales como 601B, 601C, y/o 601D (nota que los sistemas informáticos 601B, 601C y/o 601D pueden o no compartir la misma arquitectura que el sistema informático 601A, y puede estar situado en ubicaciones físicas diferentes, por ejemplo, sistemas informáticos 601A y 601B puede ser en un barco en marcha en el océano o en una ubicación de perforación de pozos, mientras que en la comunicación con uno o más sistemas informáticos tales como 601C y/o 601D que puede ser localizado en uno o más de los centros de datos en tierra, a bordo de los buques, y/o ubicado en países diferentes en los distintos continentes) .

Un procesador puede incluir un microprocesador, microcontrolador, módulo de procesador o subsistema, circuito integrado programable, matriz de puertas programable, circuito integrado de aplicación especifica (ASIC) , un procesador de sistema en un microcircuito (SoC) , u otro tipo de dispositivo de control o informático adecuado.

El medio de almacenamiento 606 puede ser implementado como medios de almacenamiento de uno o más legibles por computadora o de lectura mecánica. Tener en cuenta que mientras que en el ejemplo de modalidad de la figura 6 el medio de almacenamiento 606 se representan como dentro del sistema informático 601A, en algunas modalidades, el soporte de almacenamiento 606 puede ser distribuido dentro y/o a través de múltiples recintos internos y/o externos de sistema informático 601 A y/o de cálculo adicional. Los medios de almacenamiento 106 pueden incluir una o más formas de memoria diferentes, incluyendo los dispositivos de memoria de semiconductores tales como memorias dinámicas de acceso aleatorio o estáticos (DRAM o SRAM), memorias de sólo lectura borrables y programables (EPROM) , memorias de sólo lectura eléctricamente borrables y programables (EEPROM) y memorias intermedias; discos magnéticos, como fijos, disquetes y discos extraibles; otro medio magnético que incluye la cinta; medios ópticos como discos compactos (CD) o discos de video digital (DVD) ; u otros tipos de dispositivos de almacenamiento. Tener en cuenta que las instrucciones descritas anteriormente se pueden proporcionar en un medio de almacenamiento legible por computadora o legible por máquina, o, alternativamente, pueden ser proporcionados qn múltiples medios de almacenamiento legibles por computadora o legibles por máquina, distribuidos en un sistema grande que tiene posiblemente de los nodos plurales. Tal medio o soporte de almacenamiento legible por computadora o legible por máquina pueden ser considerados como parte de un articulo (o articulo de fabricación) . Un articulo o articulo de fabricación que pueden hacer referencia a cualquiera de los componentes fabricados o componentes múltiples. El medio o soporte de almacenamiento pueden estar situadas ya sea en la máquina que ejecuta las instrucciones legibles por máquina, o localizados en un sitio remoto desde el cual instrucciones legibles por máquina pueden ser descargados a través de una red para su ejecución.

Se debe apreciar que el sistema informático 600 es sólo un ejemplo de un sistema informático, y que el sistema de computación 600 puede tener más o menos componentes que los indicados, pueden combinar componentes adicionales no representados en el ejemplo de modalidad de la Figura 6, y/o sistema de computación 600 puede tener una configuración o disposición diferente de los componentes representados en la Figura 6. Los diversos componentes que se muestran en la Figura 6 pueden ser implementados en hardware, software, o una combinación de hardware y software, incluyendo uno o más circuitos integrados específicos de procesamiento de señal y/o aplicación.

Además, los pasos de los métodos de transformación descritos anteriormente (por ejemplo, en la Figura 4) puede ser implementado mediante la ejecución de uno o más módulos funcionales en aparato de procesamiento de información, tales como procesadores de propósito general o chips para aplicaciones específicas, tales como ASICs, FPGAs, SoCs, PLD, u otros dispositivos adecuados. Estos módulos, combinaciones de estos módulos, y/o su combinación con hardware en general están todos incluidos dentro del alcance de la presente descripción .

Aungue las modalidades específicas de la descripción se han descrito anteriormente en detalle, la descripción es meramente para fines de ilustración. Diversas modificaciones de, y los pasos equivalentes correspondientes a, los aspectos descritos de las modalidades ilustrativas, además de los descritos anteriormente, se pueden hacer por los expertos en la técnica sin alejarse del espíritu y alcance de la invención definida en las siguientes reivindicaciones, cuyo ámbito de aplicación es que se conceda la interpretación más amplia para abarcar dichas modificaciones y estructuras equivalentes.

Claims (19)

REIVI DICACIONES

1. - Un método para el registro de las formaciones subterráneas penetradas por un pozo que comprende: medir las propiedades electromagnéticas de las formaciones que utilizan campos electromagnéticos que tienen un eje dipolar magnético paralelo a un eje de herramienta de registro ; medición de las propiedades electromagnéticas de las formaciones que utilizan campos electromagnéticos que tienen un eje dipolar magnético oblicuo al eje de herramienta de registro; determinar una resistividad horizontal de las formaciones de las mediciones de los ejes paralelos dipolares; y determinar una resistividad vertical, limites de la capa de formación y un ángulo de inclinación de las formaciones de las mediciones de los ejes oblicuos dipolares.

2.- El método de la reivindicación 1, en donde los límites de la capa de formación y resistividades horizontales de las mediciones de los ejes paralelos dipolares se utilizan como valores iniciales para un procedimiento de inversión para determinar la resistividad vertical y el ángulo de inmersión utilizando las mediciones de los ejes oblicuos dipolares.

3.- El método de la reivindicación 1, en donde las mediciones de los ejes dipolares paralelos y/o las mediciones de los ejes oblicuos comprenden mediciones de inducción electromagnética .

4. - El método de la reivindicación 3, en donde las mediciones se realizan a una pluralidad de transmisor a separaciones del receptor.

5.- El método de la reivindicación 3, en donde las mediciones se realizan a una pluralidad de frecuencias.

6.- El método de la reivindicación 1, en donde las mediciones de los ejes dipolares paralelos y/o las mediciones de los ejes oblicuos dipolares comprenden mediciones de propagación electromagnéticas.

7. - El método de la reivindicación 6, en donde las mediciones se realizan a una pluralidad de separaciones de transmisor a receptor.

8. - El método de la reivindicación 6, en donde las mediciones se realizan a una pluralidad de frecuencias.

9. - El método de la reivindicación 1, en donde la determinación de la resistividad horizontal de la formación comprende : mapear las mediciones de los ejes dipolares paralelo a un modelo dipolar; determinar un punto de partida inicial para las ubicaciones de resistividad y la lecho de limites horizontales; y minimizar una función de costos mediante la variación de lugares de resistividad y limites de lechos hori zontales .

10. - El método de la reivindicación 1, en donde la determinación de la resistividad vertical de la formación comprende : determinar un punto de partida inicial para la resistividad vertical, ángulo de inclinación, y ubicar limites de lecho de las mediciones de los ejes dipolares oblicuos; y minimizar una función de costos mediante la variación de la resistividad vertical, ángulo de inclinación, y ubicaciones de limites de lecho.

11. - El método de la reivindicación 10, en donde un valor inicial de resistividad horizontal y posiciones de los limites de la capa de formación se determinan a partir de las mediciones de los ejes paralelos dipolares.

12. - Un método para determinar la resistividad horizontal, resistividad vertical y formación de inmersión de las formaciones subterráneas a partir de mediciones electromagnéticas de las formaciones subterráneas, que comprende: aceptar como entrada a una computadora, mediciones de las propiedades electromagnéticas de las formaciones subterráneas realizadas con mediciones dipolares electromagnéticas que tienen eje dipolar magnético sustancialmente paralelo a un eje de la herramienta de registro para pozos; aceptar como entrada las mediciones por computadora de las propiedades electromagnéticas de las formaciones subterráneas realizadas con mediciones dipolares electromagnéticas que tienen eje dipolar oblicuo magnético al eje de la herramienta de registro para pozos; en la computadora, determinar una resistividad horizontal y ángulo profundo de formación a partir de las mediciones de ejes dipolares oblicuos.

13.- El método de la reivindicación 12, en donde las resistividades horizontales desde el eje de medición dipolar paralelo se utilizan como valores iniciales para un procedimiento de inversión para determinar la resistividad vertical y el ángulo de inmersión utilizando las mediciones de los ejes oblicuos dipolares.

14.- El método de la reivindicación 12, en donde las mediciones de los ejes dipolares paralelos y/o las mediciones de los ejes oblicuos dipolares se hacen en una pluralidad de separaciones de transmisor a receptor.

15.- El método de la reivindicación 12, en donde las mediciones de los ejes dipolar paralelos y/o las mediciones de los ejes oblicuos dipolares se realizan en una pluralidad de frecuencias.

16.- El método de la reivindicación 12, en donde las mediciones de los ejes dipolares paralelos y/o las mediciones de los ejes oblicuos dipolares comprenden cualquiera de mediciones de propagación electromagnéticas o mediciones de inducción electromagnética.

17.- El método de la reivindicación 12, en donde la determinación de la resistividad horizontal de la formación comprende : mapear las mediciones de los ejes dipolares paralelos a un modelo dipolar; determinar un punto de partida inicial para la resistividad horizontal y la distancia; y minimizar una función de costos mediante la variación de la resistividad horizontal y la distancia.

18.- El método de la reivindicación 12, en donde la determinación de la resistividad vertical de la formación comprende : determinar un punto de partida inicial para la resistividad vertical, ángulo de inclinación, y la distancia de las mediciones de los ejes dipolares oblicuos; y minimizar una función de costos mediante la variación de la resistividad vertical, ángulo de inclinación y distancia.

19.- El método de la reivindicación 12, en donde un valor inicial de resistividad horizontal y posiciones de los limites de la capa de formación se determinan a partir de las mediciones de los ejes paralelos dipolares.