MX2015000080A - Metodo para estimar el perfil de resistividad de formacion anisotropica utilizando un herramienta de induccion de multiples componentes. - Google Patents

Abstract

Se divulga un algoritmo mejorado para estimar el perfil de resistividad de formación anisotrópica utilizando una herramienta de inducción de múltiples componentes. Un método para estimar el perfil de resistividad de formación anisotrópica de una formación comprende obtener datos de registro corregidos del pozo y determinar un ángulo de azimut de la formación. Se ubican una o más fronteras de lecho de la formación y se calculan las propiedades iniciales de la formación. Se selecciona secuencialmente una de una pluralidad de ventanas de inversión y se lleva a cabo una inversión unidimensional de cada una de la pluralidad de ventanas de inversión seleccionada secuencialmente.

Description

MÉTODO PARA ESTIMAR EL PERFIL DE RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN ANISOTRÓPICA UTILIZANDO UNA HERRAMIENTA DE INDUCCIÓN DE MÚLTIPLES COMPONENTES CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere generalmente a las pruebas y evaluación de excluidos de formación subterránea y, más particularmente, a un algoritmo mejorado para estimar el perfil de resistividades de formación anisotrópica utilizando una herramienta de registro de inducción de múltiples componentes.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION Las téenicas básicas para el registro electromagnético de formaciones de tierra son bien conocidas. Por ejemplo, el registro de inducción para determinar la resistividad (o su inversa, la conductividad) de las formaciones de tierra adyacentes a un pozo ha sido por mucho tiempo una técnica estándar e importante en la búsqueda y recuperación de hidrocarburos. Generalmente, un transmisor transmite una señal electromagnética que pasa a través de los materiales de la formación alrededor del pozo e induce una señal en uno o más receptores. Las propiedades de la señal recibida, tales como su amplitud y/o fase, se ven influenciadas por la resistividad de la formación, rehabilitando que se hagan las mediciones de resistividad. Las características de la señal medida y/o las propiedades de la formación calculadas a partir de las mismas se pueden registrar como una función de la profundidad o posición de la herramienta en el pozo, produciendo un registro de la formación que puede ser utilizado para analizar la formación.

La resistividad de una formación dada puede ser isotrópica (igual en todas las direcciones) o anisotrópica (desigual en diferentes direcciones). En formaciones eléctricamente anisotrópicas, la anisotropía se puede atribuir generalmente a capas extremadamente finas durante la acumulación sedimentaria de la formación. Como resultado, en el sistema de coordenadas cartesianas en una formación orientado de tal forma que el plano X-Y es paralelo a las capas de la formación y el eje Z es perpendicular a las capas de la formación, las resistividades Rx y Ry y las direcciones X y Y, respectivamente, tienden a ser similares, pero la resistividad Rz en la dirección Z tiende a ser diferente. La resistividad en una dirección paralela al plano de la formación (esto es, el plano X-Y) se conoce como la resistividad horizontal, Rh, y la resistividad en la dirección perpendicular al plano de la formación (esto es, la dirección Z) se conoce como la resistividad vertical, Rv. El índice de anisotropía, h, se define como h = [Rv/Rh]1/2.

Como una complicación adicional para medir la resistividad de la formación, los pozos son generalmente perpendiculares a los lechos de la formación. El ángulo entre el eje del pozo y la orientación de los lechos de la formación (como se representa por medio del vector normal) tiene dos componentes. Estos dos componentes son el ángulo de buzamiento y el ángulo de azimut. El ángulo de buzamiento es el ángulo entre el eje del pozo y el vector normal para el lecho de la formación. El ángulo de azimut es la dirección en la cual el eje del pozo se "inclina alejándose" del vector normal.

Las mediciones de registro de resistividad electromagnética son una función compleja de la resistividad de la formación, la anisotropía de la formación, y los ángulos de buzamiento y azimut de la formación, los cuales pueden no ser todos conocidos. Se puede utilizar una herramienta de registro de pozos de inducción triaxial para detectar las propiedades de la formación tales como la anisotropía de resistividad, la cual es uno de los parámetros importantes en la evaluación de formaciones subterráneas tales como depósitos de arena-esquisto o depósitos fracturados. Sin embargo, el parámetro de anisotropía de resistividad no puede ser obtenido sin llevar a cabo un proceso de inversión numérica. Específicamente, la inversión numérica puede ser requerida para obtener parámetros precisos de anisotropía de resistividad de la formación. La inversión de registro requerida para la determinación de anisotropía puede involucrar un gran número de parámetros de inversión por ser determinados por medio de un algoritmo denominado como la inversión vertical ID (VID, ID, Vertical Inversión). Generalmente, este algoritmo puede requerir grandes cantidades de tiempo de procesamiento y puede ser sensible al ruido del registro, las características del entorno de registro y la corrección del pozo, lo cual podría resultar en errores en la resistividad vertical invertida. En consecuencia, es deseable desarrollar un algoritmo de inversión mejorado que se pueda utilizar para obtener características de la formación precisas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Para propósitos de esta divulgación, un sistema de manejo de información puede incluir cualquier instrumentalidad o agregado de instrumentalidades operables para calcular, clasificar, procesar, transmitir, recibir, recuperar, originar, conmutar, almacenar, mostrar, manifestar, detectar, registrar, reproducir, manejar, o utilizar cualquier forma de información, inteligencia, o datos para negocios, científicos, de control, u otros propósitos. Por ejemplo, un sistema de manejo de información puede ser una computadora personal, un dispositivo de almacenamiento de red, o cualquier otro dispositivo adecuado y puede variar en tamaño, forma, desempeño, funcionalidad, y precio. El sistema de manejo de información puede incluir memoria de acceso aleatorio (RAM, Random Access Memory), uno o más recursos de procesamiento tales como una unidad central de procesamiento (CPU, Central Processing Unit) o lógica de control de hardware o software, memoria de sólo lectura (ROM, Read Only Memory), y/u otros tipos de memoria no volátil. Componentes adicionales del sistema de manejo de información pueden incluir una o más unidades de disco, uno o más puertos de red para la comunicación con dispositivos externos así como diferentes dispositivos de entrada y salida (I/O, Input/Output), tales como un teclado, un ratón, y una pantalla de video. El sistema de manejo de información puede también incluir uno o más enlaces comunes ( buses) operables para transmitir comunicaciones entre los diferentes componentes de hardware.

Para los propósitos de esta divulgación, el medio legible por computadora puede incluir cualquier instrumentalidad o agregación de instrumentalidades que pueden retener datos y/o instrucciones por un periodo de tiempo. El medio legible por computadora puede incluir, por ejemplo, sin limitación, medios de almacenamiento tales como un dispositivo de almacenamiento de acceso directo (p.ej., una unidad de disco duro o unidad de disco floppy), un dispositivo de almacenamiento de acceso secuencial (p.ej., una unidad de disco de cinta), disco compacto, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, memoria de sólo lectura programable borrable eléctricamente (EEPROM, Electrically Erasable Programmable Read-Only Memory), y/o memoria flash; así como medios de comunicaciones tales como alambres, fibras ópticas, microondas, ondas de radio, y otras portadoras electromagnéticas y/u ópticas; y/o cualquier combinación de los anteriores. Los términos "acopla" o "acoplar", como se utilizan en este documento se pretenden para referirse a cualquiera de una conexión indirecta o directa. Por lo tanto, si un primer dispositivo se acopla a un segundo dispositivo, esa conexión puede ser a través de una conexión directa, o a través de una conexión mecánica o eléctrica indirecta por medio de otros dispositivos y conexiones. De manera similar, el término "acoplado comunicativamente" como se utiliza en este documento se pretende para referirse a cualquiera de una conexión de comunicación directa o indirecta. Tal conexión puede ser una conexión alámbrica o inalámbrica tal como, por ejemplo, Ethernet o LAN. Tales conexiones alámbricas e inalámbricas son bien conocidas por aquellos experimentados en la materia y por lo tanto no se discutirán a detalle en este documento. Por lo tanto, si un primer dispositivo se acopla comunicativamente a un segundo dispositivo, esa conexión puede ser a través de una conexión directa, o a través de una conexión de comunicación indirecta por medio de otros dispositivos y conexiones. Finalmente, el término "acoplado fluídicamente" como se utiliza en este documento se pretende para referirse a que hay una vía de flujo de fluido directa o indirecta entre dos componentes.

La presente invención se refiere generalmente a las pruebas y evaluación de excluidos de formación subterránea y, más particularmente, a un algoritmo mejorado para estimar el perfil de resistividades de formación anisotrópica utilizando una herramienta de registro de inducción de múltiples componentes.

En consecuencia, con el fin de mejorar la precisión y eficiencia de la inversión de la resistividad vertical, se presenta un algoritmo de inversión riguroso para determinar simultáneamente las conductividades horizontal y vertical, las posiciones de frontera del lecho y ángulo de buzamiento a partir de datos de registro de inducción de múltiples componentes en medios anisotrópicos en capas. Los aspectos de los métodos que se divulgan en este documento facilitan una corrección rápida de ángulo de azimut; determinación de frontera de la formación; inversión deslizante de ventana de de múltiples capas; y un cálculo rápido de matriz Jacobiana.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente divulgación se entenderá de manera más completa por referencia a la siguiente descripción detallada de las modalidades preferidas de la presente divulgación cuando se lea en conjunción con los dibujos de acompañamiento, en los cuales los números de referencia similares se refieren a partes similares a lo largo de las vistas, en donde: La Figura 1 representa un entorno de registro durante la perforación (LWD, Logging hile Drilling) ilustrativo.

La Figura 2 representa un entorno de registro ilustrativo con la cadena de perforación removida del pozo.

La Figura 3 representa una relación entre un sistema de coordenadas cartesianas del pozo y un sistema de coordenadas cartesianas de la formación.

La Figura 4 representa una configuración de antena hipotética para una herramienta de registro de inducción de múltiples componentes.

La Figura 5 representa dos ángulos que pueden ser utilizados para especificar la orientación de una antena de bobina.

La Figura 6 representa pasos de método para llevar a cabo una inversión VID de acuerdo con una modalidad de la presente divulgación.

La Figura 7 representa pasos para seleccionar una ventana utilizada para calcular una varianza.

La Figura 8 representa una gráfica ilustrativa que utiliza una curva de varianza para determinar la posición inicial de la frontera vertical de la formación.

La Figura 9 representa una ventana de inversión de cinco capas ilustrativa que se utiliza en conjunción con una modalidad ejemplar de la presente divulgación.

La Figura 10 representa un modelo de formación ID de acuerdo con ciertas modalidades de la presente divulgación.

La Figura 11 representa un modelo de formación ID con 5 capas.

La divulgación se puede incorporar en otras formas especificas sin apartarse del espíritu o características esenciales de la misma. Por lo tanto, las presentes modalidades se deben considerar, en todos los aspectos, como ilustrativas y no restrictivas, el alcance de la divulgación se indica por las reivindicaciones adjuntas antes que por la descripción anterior, y se pretende que todos los cambios que entren en el significado y rango de equivalencia de las reivindicaciones se abarquen por las mismas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Pasando ahora a la Figura 1, se muestra un entorno ilustrativo de registro durante la perforación (LWD). Una plataforma de perforación 2 soporta una torre de perforación 4 que tiene un bloque de recorrido 6 para subir y bajar una cadena de perforación 8. Una kelly 10 soporta la cadena de perforación 8 conforme ésta se baja a través de una mesa giratoria 12. Una broca de perforación 14 es accionada por medio de un motor en el interior del pozo y/o la rotación de la cadena de perforación 8. Conforme la broca 14 gira, ésta crea un pozo 16 que pasa a través de una o más formaciones 18. Una bomba 20 puede circular fluido de perforación a través de un tubo de alimentación 22 a la kelly 10, al interior del pozo a través del interior de la cadena de perforación 8, a través de orificios en la broca de perforación 14, de vuelta a la superficie por medio del anillo alrededor de la cadena de perforación 8, y al interior del foso de retención 24. El fluido de perforación transporta cortes desde el pozo 16 al interior del foso 24 y ayuda a mantener la integridad del pozo 16.

Una herramienta de registro de resistividad electromagnética 26 se puede integrar en el ensamble en el fondo del pozo cerca de la broca 14. Conforme la broca extiende el pozo 16 a través de la formación 18, la herramienta de registro 26 recopila mediciones relacionadas con diferentes propiedades de la formación asi como la orientación y posición de la herramienta y otras condiciones de perforación diferentes. Las mediciones de orientación se pueden llevar a cabo utilizando un indicador de orientación azimutal, que puede incluir magnetómetros, inclinómetros, y/o acelerómetros, aunque se pueden utilizar otros tipos de sensores tales como giroscopios en algunas modalidades, la herramienta incluye un magnetómetro de saturación de 3 ejes y un acelerómetro de 3 ejes. La herramienta de registro 26 puede tomar la forma de un collar de perforación, esto es, un tubular de pared gruesa que proporciona peso y rigidez para ayudar al proceso de perforación. Se puede incluir sub de telemetría 28 para transferir mediciones de herramienta a un receptor en la superficie 30 y para recibir comandos desde el receptor en la superficie 30.

En una modalidad, la herramienta de registro 26 incluye arreglo indicador de posición rotacional que puede contener tanto un magnetómetro de saturación de 3 ejes como un acelerómetro de 3 ejes. Como se apreciaría por aquellos experimentados en la materia, con el beneficio de esta divulgación, la combinación de esos dos sistemas de sensor habilita la medición de la cara de la herramienta de registro 26, y los ángulos de orientación de inclinación y azimut del pozo 16. La cara de la herramienta de registro 26 y los ángulos de inclinación del pozo 16 se calculan a partir de la salida del sensor de acelerómetro. Las salidas del sensor de magnetómetro se utilizan para calcular el azimut del pozo 16. Con la información de la cara de la herramienta de registro 26, la inclinación del pozo 16, y el azimut del pozo 16, se puede utilizar una herramienta de registro 26 de acuerdo con la presente invención para dirigir la broca a un lecho deseable de la formación 18. Específicamente, la diferencia de respuesta o la relación de respuesta se pueden utilizar de manera efectiva para entrar a una zona de producción deseada o estar dentro de la zona de producción de interés.

En diferentes momentos durante el proceso de perforación, la cadena de perforación 8 se puede remover del pozo 16 como se muestra en la Figura 2. Una vez que la cadena de perforación 8 ha sido removida, se pueden conducir operaciones de registro utilizando una herramienta de registro de linea de alambre 34, esto es, una sonda de instrumento de detección suspendida por un cable que tiene conductores para transportar energía a la herramienta y telemetría desde la herramienta a la superficie. Una porción de generación de imágenes de resistividad de la herramienta de registro 34 puede tener brazos de centralización 36 que centran la herramienta dentro del pozo conforme la herramienta se jala hacia el exterior del pozo. Una instalación de registro 44 puede recopilar las mediciones de la herramienta de registro 34, y puede incluir instalaciones de computación para procesar y almacenar las mediciones reunidas por la herramienta de registro.

Regresando nuevamente a la Figura 1, esta muestra que los lechos de formación de la formación 18 no son perpendiculares al pozo 16, lo cual puede ocurrir naturalmente o debido a las operaciones de perforación direccional. El pozo 16 puede tener un sistema de coordenadas cartesianas 50 definido de acuerdo con el eje largo del pozo (el eje Z) y el lado norte (o alternativamente, el lado alto) del pozo 16 (el eje X). Los lechos de formación de la formación 18, cuando se caracterizan como un plano, pueden tener un sistema de coordenadas cartesianas 51 definidas de acuerdo con la normal al plano (el eje Z'') y la dirección del descenso más agudo (el eje X' ' ). Como se muestra en la Figura 3, los dos sistemas de coordenadas cartesianas se relacionan por dos rotaciones. Empezando con el sistema de coordenadas cartesianas del pozo (X, Y, Z), un primer ángulo de rotación g se hace alrededor del eje Z. El sistema de coordenadas cartesianas resultante se denota como (C', Y', Z'). El ángulo g es el ángulo de azimut relativo, que indica la dirección del buzamiento de la formación con relación al sistema de coordenadas cartesianas del pozo. Una segunda rotación del ángulo . se hace entonces alrededor del eje Y'. Esto alinea el sistema de coordenadas cartesianas del pozo con el sistema de coordenadas cartesianas de la formación. El ángulo a es el ángulo de buzamiento relativo, que es el ángulo dependiente de los lechos de formación de la formación 18 con relación al eje largo del pozo 16.

La resistividad vertical generalmente sabe que es la resistividad como medida perpendicular al plano del lecho de formación de la formación 18, y la resistividad horizontal es la resistividad medida dentro del plano del lecho de formación de la formación 18. Es deseable la determinación de cada uno de estos parámetros de la formación (ángulo de buzamiento, ángulo de azimut, resistividad vertical, y resistividad horizontal).

La Figura 4 muestra una configuración hipotética de antena para una herramienta de registro de inducción de múltiples componentes, la cual se puede incorporar como una herramienta de línea de alambre así como una herramienta de registro durante la perforación. Se puede proporcionar una tríada de bobinas de transmisor Tx, TY, y Tz, cada una orientada a lo largo de un eje respectivo, y se denota generalmente con el número de referencia 402. También se puede proporcionar al menos una tríada de bobinas de receptor Rix, RIY, y Riz orientadas de manera similar y se denota generalmente con el número de referencia 404. Las bobinas de receptor se pueden utilizar para recopilar señales electromagnéticas de la formación circundante la cual es excitada por medio de las bobinas de transmisor. En algunas herramientas de registro de inducción de múltiples componentes, con el fin de remover la señal que va directamente desde el transmisor al receptor y obtener una mejor medición de la respuesta de la formación, un receptor puede incluir dos partes funcionales, una triada principal de bobinas de receptor 406 (R2X, ?¾ , y R2z) y una triada compensadora de bobinas de receptor 404 (Rix, RiY, y Riz)- Para las mediciones de señal recibidas con relación a la amplitud y fase de la señal transmitida (en ocasiones llamadas mediciones "absolutas"), solamente se puede utilizar una triada de receptores. Adicionalmente, el uso de dos criadas separadas de bobinas de receptor facilita la obtención de mediciones diferenciales que ofrecen una resolución espacial aumentada.

La Figura 5 muestra dos ángulos que se pueden utilizar para especificar la orientación de una antena de bobina. La antena de bobina se puede considerar como que reside en un plano que tiene un vector normal. El ángulo de inclinación Q es el ángulo entre el eje longitudinal de la herramienta y el vector normal. En el contexto del interior del pozo, el ángulo azimutal b puede representar el ángulo entre la proyección del vector normal en el plano X-Y y el eje X del sistema de coordenadas cartesianas del pozo.

Las respuestas del campo magnético en el sistema de coordenadas de la herramienta para las herramientas de registro de inducción de múltiples componentes en formaciones transversales-isotrópicas de buzamiento generales se pueden expresar como la siguiente matriz H'd donde el primer subíndice representa la dirección del transmisor y el segundo subíndice representa la dirección del receptor.

Considerar que el vector de parámetros X representa el vector de parámetros desconocidos como: donde el superíndice T indica la transposición, Ohi y sni son las conductividades horizontal y vertical de la capa i, z± es la posición de frontera i y Q es el ángulo de buzamiento. Los datos de medición se pueden entonces denotar por medio de un vector m como: donde P es el número seleccionado de puntos de registro. En consecuencia, el número total de puntos de datos medidos (M) es 5P. Cuando se lleva a cabo una inversión VID, la meta es determinar un conjunto de conductividades y fronteras junto con un ángulo de buzamiento que pueda reproducir estos valores medidos. Esta meta se puede alcanzar al resolver iterativamente un problema no lineal al minimizar la función de costo objetivo: donde l es el factor de descarga, Xref es el vector de referencia de parámetros y el vector residual ("e(X)") se puede definir como: Donde Sj(X) es la respuesta de la herramienta modelada que corresponde a un valor particular del vector de parámetros X y mj son los datos medidos correspondientes, y el L2-norm.

La Figura 6 representa pasos de método para llevar a cabo una inversión VID de acuerdo con una modalidad de la presente divulgación. Como se muestra en la Figura 6, primero, en el paso 602, se obtienen los datos de registro corregidos del pozo desde una herramienta de registro, que representan los datos medidos. La herramienta de registro puede ser una herramienta de LWD, MWD, o una herramienta de linea de alambre.

Al utilizar los datos obtenidos, en el paso 604, se determina el ángulo de azimut de la formación. Las respuestas de campo magnético en el sistema de coordenadas de la herramienta para las herramientas de registro de inducción triaxial en formación isotrópica transversal de buzamiento con azimut cero se pueden expresar como la siguiente matriz H Con base en el teorema de rotación de Euler, se puede derivar una relación directa entre Ht y H como : H = R · H · R Ec . ( 7 ) donde R es la matriz de rotación con respecto al ángulo de azimut (b) y se puede definir como: Por lo tanto se puede derivar la siguiente ecuación a partir de las ecuaciones anteriores: - .

Ec. (9) Por lo tanto se puede calcular el ángulo de azimut a partir de las siguientes ecuaciones: i r[RE(H% /?=tan 2 l Ec. (10a) imn)]'a Una vez que se conoce el ángulo de azimut, la matriz del campo de medición Ht se puede transformar en la matriz de campo magnético H para ángulo de azimut cero: H = R · H · R' Ec. (11) donde solamente existen cinco componentes diferentes de cero.

En ciertas modalidades, se puede utilizar otro método para determinar un ángulo de azimut para un lecho de formación de la formación 18. Este método se puede basar en un esquema de búsqueda global simple. En este esquema, la matriz H se calcula primero a partir de Hfc utilizando la ecuación (11) para todos los ángulos de azimut entre 0 y 360 grados. Todas estas matrices H calculadas en diferentes ángulos de azimut se pueden entonces examinar para encontrar la matriz H con los valores XY/YX/YZ/ZY mínimos. El ángulo utilizado en su matriz de rotación R asociada se puede entonces seleccionar como el la solución de ángulo de azimut final.

Como se apreciará por aquellos experimentados en la materia, con el beneficio de esta divulgación, aunque las formulaciones anteriores se derivan para campos magnéticos, las mismas derivaciones y formulaciones se pueden obtener y aplicar a matrices de conductividad aparente.

Una vez que se determina el ángulo de azimut en el paso 604, en el paso 606 se ubican las fronteras del lecho de la formación. En el modelo de formación en capas VID, se define una frontera del lecho de la formación como una ubicación de un plano horizontal donde propiedades adyacentes de la formación difieren significativamente entre ellas. Las fronteras de lecho iniciales se determinarán por medio de un método basado en varianza de lectura de conductividad combinada a -ozz + b -oxx + c · oyy donde los coeficientes a, b y c se seleccionan de manera óptima a partir de ambos ejemplos sintético y de campo real. La Figura 7 muestra pasos para seleccionar una ventana que se utiliza para calcular la varianza de a -ozz + b - axx + c -oyy. Si se va a calcular la varianza en el punto de registro i, se determina una ventana de punto de registro simétrico alrededor del punto de registro i, en el cual hay dos puntos de registro 2*N + 1. El valor promedio en la ventana se puede calcular entonces por: Ec. (12) donde Y = a* zz± + b*xx + c*yy o Y = log (a*zz + b*xx + c*yy ) .

La varianza de a - ozz + b -oxx + c - oyy en el punto de registro i se puede calcular por : Ec. (13) Después de que se calcula el valor de varianza de todos los puntos de registro, uno puede obtener una curva de varianza para los puntos de registro. La Figura 8 muestra un ejemplo de uso de una curva de varianza para determinar una posición inicial de frontera vertical de la formación de un lecho de formación de una formación. La curva cuadrada en la Figura 8 es una distribución de resistividad de la formación con una posición de frontera y la otra curva es la curva de varianza calculada. La curva de varianza calculada se puede entonces utilizar para determinar las posiciones de frontera del lecho de formación de la formación. Específicamente, la posición de frontera se ubica alrededor de los picos de la curva de varianza. Así, las posiciones pico se pueden utilizar para indicar las posiciones iniciales de frontera. Considerando el ruido de las mediciones, puede haber fronteras falsas que se identifican si todos los picos de la curva de varianza se seleccionan para indicar las posiciones de frontera. Por lo tanto, se tiene que seleccionar un umbral. Una vez que se selecciona el umbral, se seleccionan todos los puntos de registro con un valor pico de la curva de varianza más grandes que un valor de umbral predefinido como fronteras de lecho de inicio. El umbral puede ser diferente en diferentes intervalos de un pozo. Estas fronteras de lecho de inicio se pueden entonces examinar y filtrar para asegurar que solamente puede existir un punto de frontera de lecho dentro de una ventana de profundidad predefinida que corresponde a la resolución vertical máxima de la herramienta de registro de inducción de múltiples componentes. Después se calcular los parámetros iniciales de la formación en el paso 608. Los parámetros iniciales de la formación pueden incluir, pero no están limitados a, ángulo de buzamiento, conductividad horizontal, y conductividad vertical.

Con el fin de proporcionar un modelo inicial de la formación para la inversión de capas VID, se puede llevar a cabo una inversión homogénea cero-D. En esta inversión cero-D, los puntos de registro gue están a la mitad de cada lecho/capa se utilizan como entradas. Como se discutía mayor detalle más adelante, se puede aplicar un enfogue de minimización no lineal de Levenberg-Marquardt restringido para resolver esta inversión cero-D. En esta inversión cero-D, se invierten tres parámetros (el ángulo de buzamiento, la conductividad horizontal, y la conductividad vertical) para cada capa. Debido a que se pueden utilizar formulaciones analíticas para calcular modelado directo, el cálculo de diferencias directas para una matriz Jacobiana se logra de manera tan rápida que no se requiere ninguna aproximación del cálculo Jacobiano. Adicionalmente, si los resultados de procesamiento ZZ convencionales están disponibles, éstos se pueden aplicar como valores iniciales para perfiles de resistividad horizontal.

Cuando se lleva a cabo procesamiento de inversión de registro, puede ser necesario invertir un gran número de capas, lo cual resulta en un problema de inversión en capas 1-D grande con muchas incógnitas. El número grande de incógnitas en un modelo de inversión aumenta la complejidad de computación y deteriora la precisión y eficiencia de inversión. La presente divulgación proporciona un esquema de inversión deslizante de capa donde se modela un número fijo de capas en cada ventana de sub-inversión. Una vez que se resuelve el problema de una ventana de sub-inversión, los parámetros de formación de la primera capa se marcan como conocidos y se remueven de la siguiente ventana de sub-inversión. Después incluye una nueva capa en la siguiente ventana de inversión y el proceso continúa hasta que todas las capas son procesadas. Regresando ahora a la Figura 6, los pasos mencionados se denotan con los números de referencia 612-618.

Específicamente, los pasos 612-618 se discuten en este documento en conjunción con la ventana de cinco capas ilustrativa de la Figura 9. El modelo de la formación que se utiliza en el modelado directo para calcular la matriz Jacobiana es una formación de cinco capas con las fronteras más exteriores extendidas al infinito.

Regresando ahora a la Figura 6, primero, en el paso 610, se selecciona una primera ventana de inversión. En la Figura 9, en la primera iteración (denotada como 702) las propiedades de la formación de las capas e y f se suponen como ya invertidas a partir de pasos de inversión previos y por lo tanto son conocidas. Sin embargo, en la primera iteración (702) las propiedades de la formación de las otras tres capas (g, h, e i) se van a invertir.

Después, en el paso 612, el problema de inversión de ID se resuelve para la ventana seleccionada utilizando el algoritmo de Levenberg-Marquardt. En la modalidad ilustrativa de la Figura 9, en este paso, las únicas incógnitas de la primera ventana seleccionada que se van a invertir son propiedades de la formación de estas tres capas (g, h, e i) junto con las fronteras de lecho dentro de estas tres capas y el ángulo de buzamiento relativo. Una vez que se resuelve el problema de inversión más superior (esto es, 702), las propiedades de la formación actualizadas de la capa g se guardan como su solución de inversión final y el proceso procede al paso 614.

En el paso 614, se determina si han sido analizadas las propiedades de todas las capas deseadas. De ser asi, el proceso termina en el paso 616. De no ser asi, el proceso procede al paso 618 donde se selecciona la siguiente ventana de inversión. Regresando a la modalidad ilustrativa de la Figura 9, después de la primera iteración, en el paso 614 se determina si se han analizado las propiedades de todas las capas deseadas. Debido a que no hay capas restantes después de la primera iteración, el proceso va al paso 618 para seleccionar la siguiente ventana de inversión. En esta iteración (704) las propiedades actualizadas de la formación de las capas h e i obtenidas a partir de la iteración (702) se utilizan como los valores iniciales para el modelo de inversión, y las propiedades de la formación de las capas f y g se conocen a partir de la iteración previa (702). Nuevamente, el modelo de la formación utilizado para calcular la matriz Jacobiana es una formación de cinco capas con las fronteras más exteriores extendidas al infinito. Sin embargo, en la segunda iteración (704), la capa e se remueve de la ventana y la capa j se incluye con sus propiedades de la formación iniciales tomadas de los resultados de inversión de cero-D pre-calculados. En la segunda iteración (704) el total de incógnitas por ser invertidas son propiedades de la formación de las últimas tres capas (h, i, y j ) junto con las fronteras del lecho dentro de estas tres capas y el ángulo de buzamiento relativo.

Una vez que se lleva a cabo la segunda iteración (704) y se resuelve el problema de inversión, las propiedades invertidas de la capa h se guardaran como su solución final y sus propiedades junto con las propiedades de la capa g se utilizarán como parámetros conocidos de la formación en el siguiente problema de sub-inversión. Las propiedades de las capas i y j se actualizan y se invertirán nuevamente con las propiedades de la capa k en el siguiente problema de inversión (706) en la misma manera discutida anteriormente con respecto a las iteraciones (702) y (704). En este problema de inversión, la información de la capa f ya no es requerida.

Los pasos anteriores se repiten hasta que se hayan resuelto finalmente todas las capas de la formación. Para mejorar adicionalmente la precisión de la inversión, después que termina el primer procesamiento de inversión, se puede aplicar un segundo procesamiento de inversión con valores iniciales tomados de resultados de inversión previos. Este esquema de inversión en bucle también se puede denominar como un esquema de inversión deslizante de capa de múltiples niveles. Se utilizarán menos resultados de inversión de ventana de capa como valores iniciales conocidos para más problemas de inversión de ventana de capa. Por ejemplo, en ciertas modalidades, los resultados de inversión cero-D, o resultados de inversión en medio homogéneo, se pueden utilizar como valores iniciales para el problema de inversión de ventana de tres capas; los resultados de la inversión de ventana de tres capas se pueden utilizar como los valores iniciales conocidos para el problema de inversión de ventana de cinco capas, y asi sucesivamente. En ciertas modalidades, una inversión de ventana de tres capas es seguida por otra inversión de ventana de siete capas que puede producir generalmente resultados precisos de inversión. Finalmente, una vez que todas las capas hayan sido analizadas, el proceso se termina en el paso 616.

El componente más intensivo de computación del proceso de inversión es la computación de la matriz Jacobiana. Si N es el número de parámetros desconocidos, para calcular la matriz Jacobiana utilizando diferencias finitas en cada iteración, el número total de llamadas de modelado directo es N+l. Debido a que la computación de la matriz Jacobiana es computacionalmente costosa, se puede utilizar la siguiente metodología para calcular la matriz Jacobiana en una manera para ahorrar tiempo de computación.

Primero, los elementos de la matriz Jacobiana calculada en la ventana de inversión previa se utilizan en la siguiente ventana de inversión. La Figura 10 representa un modelo de formación ID. Si se va a utilizar un método de inversión deslizante de ventana de N capas desde la capa 1 a la capa N, la matriz Jacobiana calculada se expresa como la ecuación (14) en la cual los elementos son sus matrices con dimensiones correspondientes a las mediciones de cada capa y los parámetros a ser invertidos en cada capa. En consecuencia es la sub-matriz de las mediciones de la capa i para los parámetros de la capa j para la inversión deslizante de ventana de la capa k y es la sub-matriz de las mediciones de la capa i para el ángulo de buzamiento para la inversión deslizante de ventana de la capa k. Cuando se termina la inversión en la ventana de inversión y se desliza a la siguiente ventana de inversión, algunos elementos de la matriz Jacobiana (subrayados) se pueden utilizar en la siguiente ventana de inversión como se muestra en la ecuación (15) donde los elementos expresados con una marca de interrogación pueden ser calculados utilizando un método numérico.

En ciertas modalidades, se puede emplear el método de Broyden para reducir la complejidad de computación. En consecuencia, en el paso de la primera iteración del proceso de inversión, se requieren los elementos de la matriz Jacobiana para ser calculados exactamente utilizando diferencias directas o a partir de la ventana de inversión previa. Después, en los siguientes pasos de iteración, se estima la matriz Jacobiana utilizando el método de actualización de Broyden como sigue: Donde Jk es la matriz Jacobiana en la iteración k; AXk = [Xk - Xk-i]; ACk = [C(Xk) - C(Xk-i)]; X es el vector de incógnitas después de la iteración k; y C(Xk) es el vector de respuesta calculado con el vector de incógnitas Xk. En consecuencia, en la iteración k, se puede calcular un estimado actualizado de la matriz Jacobiana a partir de la información calculada en la iteración previa y el valor de Ck (que de cualquier forma debe ser calculado).

El método de Broyden proporciona una forma de actualizar un estimado de la matriz Jacobiana debido a que no es necesario calcular el valor exacto de la matriz Jacobiana en cada iteración. En ciertas modalidades, se puede utilizar la forma de actualización de rango uno de Broyden. El uso de la fórmula de actualización de rango uno de Broyden es bien conocida para aquellos experimentados en la materia que tengan el beneficio de esta divulgación y por lo tanto no se discutirá a detalle en este documento.

En ciertas modalidades, los elementos de la matriz Jacobiana calculados en una ventana de inversión de menos capas se pueden utilizar en una ventana de inversión de más capas. Este proceso se describirá ahora en conjunción con la modalidad ilustrativa de la Figura 11 la cual muestra un modelo de la formación ID con 5 capas. Si se utiliza una ventana de inversión deslizante de tres capas, se puede calcular la matriz Jacobiana expresada en las ecuaciones (17a), (17b) y (17c). Si la siguiente ventana de inversión es de 5 capas, los elementos expresados en la ecuación (17) se pueden utilizar como elementos relativos en la nueva ventana de inversión que se muestra en la ecuación (18) en la cual los elementos 0 no necesitan ser calculados. En consecuencia, en la ventana de inversión deslizante de más capas, no se requiere calcular ningún elemento en la matriz Jacobiana por medio del método numérico y se puede utilizar el método de Broyden para actualizar la matriz Jacobiana después de la primera iteración. Dicho de otra forma, se puede requerir solamente un cálculo de modelado directo para cada iteración en la inversión deslizante de ventana de más capas. En consecuencia, solamente se requiere calcular una matriz Jacobiana de una sola vez en una inversión deslizante de ventana de tres capas por los métodos numéricos en todo un proceso de inversión ID, ahorrando de esta manera tiempo de computación. 3 U A 2 43 A , A ¿ 3 2,1 A 4. A .I,?Lr Ec. (17a) A 3 3,1 43 4, A i.iÍrp .

. . , , En consecuencia, se divulga un método sistemático y riguroso para el cálculo preciso de perfiles de resistividad de formación anisotrópica utilizando la herramienta MCI. El método incluye un número de pasos incluyendo, pero no limitado a, uno o más de corrección rápida de ángulo de azimut; determinación de fronteras de la formación; inversión deslizante de ventana de múltiples capas; y cálculo rápido de matriz Jacobiana, en el cual se requiere que se calcule solamente una matriz Jacobiana de ventana de inversión de tres capas de una sola vez por medio de métodos numéricos. Los métodos y sistemas que se divulgan en este documento proporcionan evaluación de anisotropia de resistividad de la formación en tiempo real y precisa a partir de mediciones de herramienta de registro de inducción de múltiples componentes.

En ciertas modalidades, un sistema de manejo de información que tiene un medio legible por computadora puede contener instrucciones legibles por máquina a llevar a cabo los métodos que se divulgan en este documento. El sistema de manejo de información puede también incluir una interfaz de usuario que permite a un usuario monitorear, evaluar y modificar el proceso.

Por lo tanto, la presente divulgación está bien adaptada para llevar a cabo los objetivos y alcanzar los fines y ventajas mencionadas asi como aquellas que son inherentes a las mismas. Mientras la divulgación se ha representado y descrito por referencia a las modalidades ejemplares de la divulgación, tal referencia no implica una limitación sobre la divulgación, y no se debe inferir tal limitación. La divulgación es capaz de modificación, alteración, y equivalentes considerables en forma y función, como ocurrirá para aquellos experimentados en la materia que tengan el beneficio de esta divulgación. Las modalidades de la divulgación que se representan y se describen son ejemplares solamente, y no son exhaustivas del alcance de la divulgación. En consecuencia, se pretende que la divulgación se limite solamente por el espíritu y alcance de las reivindicaciones adjuntas, dando pleno conocimiento a las equivalentes en todos los aspectos. Los términos en las reivindicaciones tienen su significado simple, ordinario a menos que se defina explícitamente y claramente lo contrario por el titular de la patente.

Claims (20)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención como antecede, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método para estimar perfil de resistividad de formación anisotrópica de una formación, que comprende: obtener datos de registro corregidos del pozo; determinar un ángulo de azimut de la formación; ubicar una o más fronteras de lecho de la formación; calcular las propiedades iniciales de la formación; seleccionar secuencialmente una de una pluralidad de ventanas de inversión; y llevar a cabo una inversión unidimensional de cada una de la pluralidad de ventanas de inversión seleccionadas secuencialmente.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque obtener datos de registro corregidos del pozo comprende dirigir una herramienta de registro a una ubicación deseada en un pozo y obtener datos de registro.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque ubicar dichas una o más fronteras de lecho de la formación comprende utilizar un método basado en varianza.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 3, caracterizado porque el método basado en varianza comprende: calcular un valor de varianza para los datos de registro corregidos del pozo; determinar una curva de varianza para los datos de registro corregidos del pozo; y utilizar la curva de varianza para ubicar dichas una o más fronteras de lecho de la formación.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 4, caracterizado porque la ubicación de dichas una o más fronteras de lecho de la formación se determina con base en una o más posiciones pico de la curva de varianza.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque se utiliza al menos uno del algoritmo de Levenberg-Marquardt y el método de Broyden para llevar a cabo una inversión unidimensional de cada una de la pluralidad de ventanas de inversión seleccionadas secuencialmente.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque al menos uno de obtener datos de registro corregidos del pozo, determinar al menos uno de un ángulo de azimut de la formación, ubicar una o más fronteras de lecho de la formación, calcular las propiedades iniciales de la formación, seleccionar secuencialmente una de una pluralidad de ventanas de inversión, y llevar a cabo una inversión unidimensional de cada una de la pluralidad de ventanas de inversión seleccionadas secuencialmente, se lleva a cabo utilizando un sistema de manejo de información.

8. Un sistema de manejo de información que tiene un medio legible por computadora que contiene instrucciones legibles por máquina para: obtener datos de registro corregidos del pozo; determinar un ángulo de azimut de la formación; ubicar una o más fronteras de lecho de la formación; calcular las propiedades iniciales de la formación; seleccionar secuencialmente una de una pluralidad de ventanas de inversión; y llevar a cabo una inversión unidimensional de cada una de la pluralidad de ventanas de inversión seleccionadas secuencialmente.

9. El sistema de manejo de información de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque obtener datos de registro corregidos del pozo comprende dirigir una herramienta de registro a una ubicación deseada en un pozo y obtener datos de registro.

10. El sistema de manejo de información de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque ubicar dichas una o más fronteras de lecho de la formación comprende utilizar un método basado en varianza.

11. El sistema de manejo de información de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado porque el método basado en varianza comprende: calcular un valor de varianza para los datos de registro corregidos del pozo; determinar una curva de varianza para los datos de registro corregidos del pozo; y utilizar la curva de varianza para ubicar dichas una o más fronteras de lecho de la formación.

12. El sistema de manejo de información de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque la ubicación de dichas una o más fronteras de lecho de la formación se determina con base en una o más posiciones pico de la curva de varianza.

13. El sistema de manejo de información de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque se utiliza al menos uno del algoritmo de Levenberg-Marquardt y el método de Broyden para llevar a cabo una inversión unidimensional de cada una de la pluralidad de ventanas de inversión seleccionadas secuencialmente.

14. Un método para determinar un primer parámetro de una formación, que comprende: colocar una herramienta de registro en una ubicación deseada en la formación; obtener mediciones que reflejan un segundo parámetro de la formación utilizando la herramienta de registro; determinar un ángulo de azimut de la formación utilizando las mediciones obtenidas; determinar las posiciones de frontera de la formación; calcular un valor inicial para el primer parámetro; seleccionar secuencialmente una de una pluralidad de ventanas de inversión; y llevar a cabo una inversión unidimensional de cada una de la pluralidad de ventanas de inversión seleccionadas secuencialmente para calcular un valor final para el primer parámetro.

15. El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque la herramienta de registro se selecciona de un grupo que consiste de una herramienta de LWD y una herramienta de MWD.

16. El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque determinar las posiciones de frontera de la formación comprende utilizar un método basado en varianza.

17. El método de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque el método basado en varianza comprende: calcular un valor de varianza para las mediciones obtenidas; determinar una curva de varianza para las mediciones obtenidas; y utilizar la curva de varianza para ubicar dichas una o más fronteras de lecho de la formación.

18. El método de acuerdo con la reivindicación 17, caracterizado porque las posiciones de frontera se determinan con base en una o más posiciones pico de la curva de varianza.

19. El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque se utiliza al menos uno del algoritmo de Levenberg-Marquardt y el método de Broyden para llevar a cabo una inversión unidimensional de cada una de la pluralidad de ventanas de inversión seleccionadas secuencialmente.

20. El método de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque al menos uno de colocar la herramienta de registro en una ubicación deseada en la formación, obtener mediciones, determinar un ángulo de azimut, determinar las posiciones de frontera, calcular un valor inicial para el primer parámetro, seleccionar secuencialmente una de una pluralidad de ventanas de inversión y llevar a cabo una inversión unidimensional se lleva a cabo por medio de un sistema de manejo de información.