BRPI0715175A2

BRPI0715175A2 - mÉtodo para identificar unidades hidraulicamente isoladas em uma formaÇço geolàgica, mÍdia legÍvel por computador, e aparelho para identificar unidades hidraulicamente isoladas em uma formaÇço geolàgica

Info

Publication number: BRPI0715175A2
Application number: BRPI0715175-6A
Authority: BR
Inventors: Soraya S Betancourt; Oliver C Mullins; Rimas Gaizutis; Chenggang Xian; Peter Kaufman; Francois Dubost; Lalitha Venkataramanan
Original assignee: Prad Res & Dev Ltd
Priority date: 2006-08-09
Filing date: 2007-08-02
Publication date: 2013-06-11
Also published as: MX2009001365A; WO2008021743A2; US20080040086A1; WO2008021743A3

Abstract

MÉTODO PARA IDENTIFICAR UNIDADES HIDRAULICAMENTE ISOLADAS EM UMA FORMAÇçO GEOLàGICA, MÍDIA LEGÍVEL POR COMPUTADOR, E APARELHO PARA IDENTIFICAR UNIDADES HIDRAULICAMENTE ISOLADAS EM UMA FORMAÇçO GEOLàGICA. Dados de fluido da formação baseados em medições colhidas no poço sob condições naturais são utilizados para ajudar a identificar compartimentos de reservatórios. Um modelo geológico do reservatório, incluindo condições previstas de pressão e temperatura, é integrado a um modelo de fluido previsto, adequado á composição medida e dados de PVT sobre amostras de fluidos de reservatório análogo representativo. Registros da análise de fluidos sintéticos de poço (DFA), criados a partir do modelo de fluido previsto, podem ser exibidos ao longo da trajetória de poço proposta por software de modelamento geológico, antes da coleta de dados. Durante uma operação de amostragem de fluídos de poço, as medições efetivas podem ser exibidas junto aos registros previstos. Se houver concordância entre as amostras de fluido previstas e medidas, os modelos geológico e de fluído são validados. porém, se houver uma discrepância entre as amostras de fluido previstas e e medidas, o modelo geológico e o modelo de fluído precisam ser reanalisados, p. ex., para identificar compartimentos de fluidos no reservatório. Uma análise comparativa quantitativa dos fluidos amostrados pode ser realizada com outras amostras no mesmo poço, ou em diferentes poços no campo ou região, para calcular a similaridade estatística dos fluidos, e, assim, a possível conectividade entre duas ou mais regiões do reservatório.

Description

MÉTODO PARA IDENTIFICAR UNIDADES HIDRAULICAMENTE ISOLADAS EM UMA FORMAÇÃO GEOLÓGICA, MÍDIA LEGÍVEL POR COMPUTADOR, E APARELHO PARA IDENTIFICAR UNIDADES HIDRAULICAMENTE ISOLADAS EM UMA FORMAÇÃO GEOLÓGICA

Campo da Invenção

De modo geral, essa invenção se refere a poços de petróleo e gás e, de modo particular, a análise no local do fluido da formação em um reservatório de hidrocarbonetos, para gerar um modelo de fluido, que seja integrado a um modelo geológico, para ajudar a identificar características de reservatório, que são pertinentes à completação do poço e ao desenvolvimento do reservatório.

Antecedentes da Invenção

Um impedimento ao desenvolvimento eficiente dos campos de petróleo e gás é a compartimentação do reservatório. Compartimentação do reservatório é a ocorrência natural de bolsões hidraulicamente isolados dentro de um único campo. A fim de produzir um reservatório de petróleo de maneira eficiente, é necessário conhecer a estrutura do campo e o nível de compartimentação. Um compartimento de reservatório não pode ser produzido, a não ser que ele seja drenado por um poço no seu interior, e a fim de justificar a perfuração de um poço, o compartimento hidráulico deve ser grande o suficiente para manter a produção econômica. Além disso, a fim de atingir uma recuperação eficiente, é geralmente desejável conhecer os locais do maior número possível de bolsões isolados em um campo, antes de um amplo desenvolvimento do campo ter sido realizado.

Técnicas são conhecidas para gerar modelos, que

antecipem e descrevam bolsões de hidrocarbonetos hidraulicamente isolados. Por exemplo, modelos geológicos são construídos a partir de dados coletados durante o estágio de exploração, tais como superfícies sísmicas, coroamentos, registros de avaliação da formação, e medições de pressão. Modelos de fluido são construídos com o insumo das análises de pressão/ volume/ temperatura (PVT) em laboratório, estudo de geoquímica, gradientes de pressão, e análise dos fluidos de poço (DFA). Modelos de fluido podem ser usados em conjunto com modelos geológicos para alcançar uma melhor compreensão do campo. Porém, antes do estágio de desenvolvimento do campo, a incerteza nesses modelos é relativamente alta. Por conseguinte, a combinação do modelo geológico e do modelo de fluido em um modelo de simulação de reservatório produz uma representação grosseira do modelo geológico com uso limitado, correspondência histórica e previsão da produção.

Devido às limitações acima discutidas, modelos de simulação de reservatório conhecidos nem sempre estão disponíveis de maneira antecipada o suficiente, e com exatidão suficiente, para permitir um eficiente desenvolvimento do campo. Isso constitui um problema, porque um risco relativamente maior existe no estágio de desenvolvimento do campo, em comparação com estágio de exploração. A atividade tende a ocorrer em um ritmo mais rápido no estágio de desenvolvimento do campo. Por exemplo, o operador decide, quais zonas devem ser completadas imediatamente após as operações de registro e amostragem. As zonas são selecionadas com base no valor comercial previsto, conforme indicado pelo volume de reservas representadas em modelos existentes. Se um erro for cometido, devido à imprecisão do modelo, pode ocorrer uma dispendiosa operação de recondicionamento e um atraso de produção. Os riscos são particularmente altos no caso do desenvolvimento marítimo, por causa dos maiores custos de desenvolvimento e operacionais. Seria, assim, desejável ter modelos mais exatos e rápidos.

Sumário da Invenção De acordo com uma modalidade da invenção, um método para identificar unidades hidraulicamente isoladas em uma formação geológica compreende as etapas de: obtenção de uma amostra de fluido da formação em um local selecionado; medição de pelo menos uma propriedade do fluido da formação dentro do poço; e utilização da propriedade medida, para identificar uma unidade geológica hidraulicamente isolada. De acordo com outra modalidade da invenção, uma

mídia legível por computador codificada com código de programa para identificar unidades geológicas hidraulicamente isoladas em uma formação compreende: lógica para gerar uma medição de pelo menos uma propriedade do fluido da formação dentro do poço, a partir de uma amostra do fluido da formação obtida em um local selecionado; e lógica para utilizar a propriedade medida, para identificar uma unidade geológica hidraulicamente isolada.

De acordo com outra modalidade da invenção, aparelho para identificar unidades hidraulicamente isoladas em uma formação compreende: ferramenta analisadora de formação operável para obter uma amostra de fluido da formação em um local selecionado, e para medir pelo menos uma propriedade do fluido da formação dentro do poço; e uma unidade de controle operável para utilizar a propriedade medida, para identificar uma unidade geológica hidraulicamente isolada.

Um objetivo de pelo menos uma modalidade da invenção é ajudar a verificar um modelo geológico, incluindo identificação e localização das regiões hidraulicamente isoladas. Em geral, o modelo geológico é a representação mais detalhada do reservatório antes do estágio de desenvolvimento do poço. O modelo geológico pode ser diretamente integrado a um modelo de fluido calibrado, eliminando a necessidade dos estágios de previsão e de correspondência histórica da simulação dinâmica de reservatório durante a exploração, quando dados de produção ainda não se acham disponíveis. Além disso, o modelo integrado pode ser usado para gerar registros de DFA sintéticos ao longo da trajetória de um furo de poço proposto. Esse modelo geológico integrado é atualizado com os novos dados coletados, tais como (mas não limitado a) registros LWD, avaliação da formação com cabo elétrico e testes da formação e dados de amostragem. Os registros DFA sintéticos são também atualizados após a medição da pressão e da temperatura reais da formação antes da amostragem, a fim de refletir os efeitos da variação de densidade no espectro de absorção e outras propriedades de fluido. Durante a amostragem, os registros sintéticos são contrastados com as medições reais para auxiliar a descrição do reservatório, p. ex., através da verificação da exatidão e da rápida atualização. A concordância entre as medições reais e o modelo geológico integrado pode ser interpretada como verificação do modelo geológico. A falta de concordância pode ser indicativa da imprecisão no modelo geológico, p. ex., devido à existência de regiões hidraulicamente isoladas, previamente desconhecidas, entre outras coisas.

Quando dados de produção se tornam disponíveis, o modelo de fluido calibrado pode ajudar a utilizar o processo da correspondência histórica e da previsão da produção com simulação dinâmica de reservatório.

Outra vantagem de pelo menos uma modalidade da β invenção é a melhorada exploração e desenvolvimento do campo. As propriedades do fluido medido são usadas para criar um modelo, que capture as variações das propriedades do fluido ao longo do reservatório. Por conseguinte, o modelo ajuda a discernir, se as variações observadas nos fluidos são devido à segregação natural de certos componentes nos hidrocarbonetos, ou às características geológicas que impedem a mistura dos fluidos, p. ex., compartimento(s) de reservatório. 0 modelo de fluido pode ser ainda usado na simulação dinâmica de reservatório, para prever a evolução do reservatório sob diferentes cenários de produção.

Outras características e vantagens da invenção tornar-se-ão óbvias através da descrição detalhada a seguir, quando tomadas em conjunto com o desenho anexo.

Breve Descrição dos Desenhos

A fig. 1 ilustra uma ferramenta perfiladora de poço realizando análise de fluido no poço.

A fig. 2 é um fluxograma de uma técnica para facilitar o desenvolvimento de campos petrolíferos com análise do fluido de poço.

A fig. 3 ilustra resultados gerados pela técnica da

fig. 2.

Descrição Detalhada A fig. 1 ilustra poços (100a, 100b) perfurados em um campo de hidrocarbonetos. A formação envolvendo o poço inclui uma camada hidraulicamente permeável (102) abaixo de uma camada permeável (104), e várias outras camadas que compõem a formação sobrejacente (106) (não mostrada em escala na fig. 1). Características naturais, tais como uma camada impermeável relativamente fina (108), isolam hidraulicamente as regiões (102a, 102b, 102c) da camada permeável p. ex., verticalmente, horizontalmente ou ambas, de forma que o campo é, na verdade, um conjunto de reservatórios relativamente pequenos. Deverá ser apreciado que um poço configurado para recuperação de somente um dos reservatórios hidraulicamente isolados não irá recuperar fluido de outro reservatório isolado. Uma ferramenta analisadora de fluido (110) é utilizada para testar fluido da formação adjacente ao poço (100a), a fim de ajudar a identificar locais das regiões hidraulicamente isoladas e outras características. Diferenças na pressão e nas propriedades de fluido indicam geralmente uma falta de comunicação hidráulica. Porém, regiões de reservatório que estejam em comunicação hidráulica nem sempre são homogêneas, e possivelmente apresentam suaves gradientes de pressão e de composição. Também é possível que diferentes regiões em comunicação hidráulica existam com pressões similares, mas com diferentes propriedades de fluidos. A análise de fluido no fundo do poço (DFA) fornece informações rápidas e confiáveis sobre propriedades de fluido, tais como relação gás/óleo (GOR), composição, densidade, viscosidade, pressão de saturação, e fluorescência, que podem ser usadas para diferenciar amostras de fluido. A análise de fluido pode até ser feita em tempo real. Também é possível comparar dados coletados com medições de diferentes profundidades no mesmo poço (100a), com outras amostras em outros poços, p. ex., poço (100b), no mesmo campo, ou com amostras de outros campos pertinentes nas proximidades (Ver Sistema e Métodos de Produzir Propriedades de Fluidos no Fundo do Poço e sua Incerteza, L. Venkataramanan, G. Fujisawa, B. Raghuraman, 0. Mullins, A.Carnegie, R. Vasques, C. Dong, K. Hsu, M. O'Keefe e H-P Valero, US 2006/0155474).

Uma referência padrão usada para DFA é o espectro visível de absorção do infravermelho próximo (VIS-NIR) de uma amostra de fluido extraída de uma formação geológica com a ferramenta analisadora de formação (110). O espectro de absorção de uma amostra é relacionado à composição e, assim, pode ser usado para identificar características de identidade, tais como concentração de cromóforos (coloração), e a concentração de hidrocarbonetos e outros grupos moleculares (H2O, CO2) . A medição do espectro de absorção VIS-NIR é feita no local, em condições de poço, logo após a perfuração através da formação e, assim, proporciona uma análise prévia dos fluidos. De modo particular, a ferramenta (110) é equipada com uma sonda, que extrai fluido da formação e testa quase que imediatamente o fluido, isto é, antes das condições de pressão, temperatura e outras mais alterarem as propriedades do fluido. Outras medições, tal como o espectro de fluorescência, estreitamente relacionado à absorção ótica, densidade e viscosidade, feitas ao mesmo tempo, podem ser usadas para auxiliar na diferenciação dos fluidos.

Em operação, a ferramenta analisadora de fluido (110) é fixada a uma bobina de cabo localizada na superfície. 0 cabo é desenrolado, a fim de abaixar a ferramenta para dentro do poço até uma profundidade desejada, p. ex., adjacente à camada permeável (102). A ferramenta analisadora de fluido está em comunicação com uma unidade de controle (112) localizada na superfície através de enlaces elétricos, óticos, sem fio, ou outras comunicações adequadas, através de quais dados e instruções podem ser transmitidos e recebidos. Na modalidade ilustrada, a ferramenta analisadora de fluido é responsável por instruções transmitidas pela unidade de controle (112) para efetuar uma medição, e transmitir dados brutos de medição para a unidade de controle em tempo real. A unidade de controle pode realizar outros cálculos para refinar os dados brutos e gerar dados refinados em unidades de medida desejadas, com exatidão e resolução específicas. De modo alternativo, a ferramenta pode operar de forma autônoma, e pode acumular dados na memória para recuperação subsequente, p. ex., quando conduzida até a superfície. A fim de obter medições de maneira rápida, as medições são feitas a intervalos distintos no poço.

Com referência agora às figs. 1 e 2, os dados

refinados são utilizados para gerar um modelo de fluido, que é integrado a um modelo geológico, a fim de gerar iterativamente um modelo geológico mais exato. O modelo geológico é uma representação matemática das características do reservatório pertencentes às propriedades da formação em locais distintos. O modelo de fluido é uma representação matemática das propriedades de fluido, pelo menos uma delas podendo ser usada para avaliar a probabilidade da comunicação hidráulica entre locais distintos. A técnica ilustrada utiliza dados DFA para facilitar a identificação das diferenças de fluido que, se contraditórios ao modelo geológico, sugerem a existência das características de reservatório, tais como regiões isoladas que devem ser analisadas e compreendidas para um modelo geológico mais exato, e desenvolvimento mais eficiente do reservatório.

Na preparação para a operação, o modelo geológico inicial é construído na etapa (200) . A fim de realizar isso, a unidade de controle (112, fig. 1) importa as trajetórias dos poços existentes e os registros de avaliação da formação disponíveis para o software de Caracterização, Modelamento 3D e Visualização de Reservatórios. Registros de avaliação da formação podem incluir qualquer combinação de análise da litologia, saturação, porosidade, pressão da formação, mobilidade, e do fluido do poço, incluindo o espectro ótico dos fluidos nas condições do poço, relação gás/ óleo, composição, densidade, viscosidade, pressão de saturação, pH da água, e fluorescência. Dados sísmicos podem ser também importados. Um modelo geológico (da terra) é então gerado com dados importados. De modo alternativo, um modelo geológico preexistente pode ser importado. O modelo geológico pode incluir porosidade, permeabilidade, saturação da água e características geológicas, como falhas. Também é possível trabalhar com a grade de simulação do reservatório. Diversas realizações do modelo podem ser também carregadas ou criadas, caso desejado. Gradientes de pressão e temperatura são calculados para o campo, usando-se as medições de pressão e temperatura disponíveis, e os resultados usados para preencher o modelo geológico. Da mesma forma, a composição de fluido, densidade e viscosidade, e o contato gás/ óleo, se aplicáveis, são previstos com uma equação de estado ou com relação da propriedade de fluido ajustada para composição fluida medida e dados PVT do laboratório, ou análise de poço das amostras reais. 0 modelo geológico inicial é preenchido com dados de fluido, usando-se o modelo de pressão e temperatura do campo, gerado através da análise em laboratório, se disponível.

Em uma etapa subsequente (202), pelo menos uma trajetória proposta de um novo poço é inserida. Registros geológicos, petrofísicos e de análise sintética do fluido de poço são então gerados ao longo da trajetória de poço proposta, usando-se os modelos geológicos e de fluidos iniciais. O poço, p. ex., o poço (100a, fig. 1) é então perfurado ao longo da trajetória proposta. Durante a perfuração, a trajetória do poço é atualizada com medições reais, e quaisquer registros de avaliação da formação disponíveis são coletados, conforme eles se tornam disponíveis, conforme indicado na etapa (204). De modo característico, medições serão realizadas a intervalos distintos, e o modelo prevê as condições entre as medições. Registros de avaliação da formação incluem registros da litologia, saturação, porosidade, pressão da formação, mobilidade, análises de fluido do poço, e registros geológicos. Dentre as propriedade de fluido medidas estão o GOR, composição, densidade, viscosidade, tensão de saturação, fluorescência e pH da água medidos no local, isto é, quer na formação, ou logo apos a extração da formação e antes das variações de pressão e temperatura causarem mudanças irreversíveis nas propriedades de fluido. As propriedades de fluido coletadas são utilizadas

para gerar um modelo de fluido mais exato, conforme indicado na etapa (206). 0 modelo de fluido gerado é, então, integrado ao modelo geológico, conforme indicado na etapa (208). 0 modelo integrado é utilizado para predizer registros DFA e outros dados para o campo, conforme indicado na etapa (210). Novas medições são então comparadas com o modelo geológico atualizado, conforme mostrado na etapa (212), para identificar áreas de concordância e divergência, isto é, entre os registros DFA previstos e reais. No caso de divergência, o modelo geológico é atualizado, conforme mostrado na etapa (214), que pode necessitar de operações adicionais de perfilagem. Por exemplo, se a condições previstas diferirem em um determinado local, as medições podem ser realizadas diretamente e próximo a esse local. Esse processo é repetido, até que uma concordância entre os registros DFA previstos do modelo geológico e os registros DFA reais seja obtida, em cujo ponto o modelo geológico é determinado como estando correto, conforme mostrado na etapa (216).

Com referência agora às figs. 2 e 3, os registros de análise sintética do fluido de poço gerados ao longo da nova trajetória de poço antes das medições reais podem ser exibidos por software de caracterização do reservatório, executado pela unidade de controle. A exibição pode representar profundidades ou intervalos selecionados pelo usuário ao longo do trajeto do poço com outros registros de avaliação da formação medidos nesse poço. Isso inclui o cálculo do espectro de absorção VI-NIR do fluido da formação, conforme ele é medido com um analisador de fluido de poço usando-se, como uma entrada, a composição de fluido prevista e a densidade das medições realizadas em outros locais no reservatório, que são presumidos estarem em comunicação hidráulica com o local atual. A unidade de controle pode ainda estabelecer um plano para análise de fluido de poço e coleta das amostras de fluido, que contemple, no mínimo, análises de fluidos em dois locais, isto é, no topo e na base de cada unidade de reservatório de interesse identificada através dos registros geológicos e petrofisicos. A análise do fluido de poço pode ser então realizada em profundidades selecionadas, de acordo com o plano. Ambos os resultados das análises previstas e reais podem ser exibidos para auxiliar o operador. Conforme acima discutido, se as amostras forem similares, então as novas informações suportam o modelo de reservatório existente. Porém, se as propriedades de fluido diferirem, o software indica a coleta de informações adicionais, para adquirir uma melhor compreensão da formação, p. ex. realizando DFA em outras profundidades no poço, para determinar se a região de divergência é um compartimento de reservatório com diferentes propriedades de fluido. Se duas amostras de fluido distintas, no que foi percebido como um único compartimento, indicarem diferentes compartimentos no reservatório, o modelo e a tela são atualizados para refletir essa condição.

Uma característica adicional do software de caracterização de reservatórios é a implementação de um sistema especializado seguindo as práticas recomendadas, apresentadas em Sistema e Métodos de Obter Propriedades Diferenciais de Fluidos no Poço, L.Venkataramanan, O.C. Mullins e R. R. Vasques, US 2006/0155472,, que sugere novo(s) ponto(s) para análise de fluido no poço. Por exemplo, se duas análises de fluido no poço realizadas no topo e no fundo, do que é considerado ser um único compartimento de reservatório, forem constatadas serem diferentes, existe uma exibição visual no software marcando um ponto na imagem do poço entre dois pontos de análises anteriores, a fim de instruir o operador a extrair fluido e executar uma DFA naquele local. O software também pode sugerir, sob quais circunstâncias é recomendável coletar uma amostra de fluido.

O software de caracterização dos reservatórios pode ainda realizar análise e estatística. Por exemplo, os dados da análise de fluido no poço da nova amostra podem ser comparados em bases estatísticas a todas as amostras de fluido, ou a um subconjunto selecionado dessas, no mesmo e em outros poços no campo, a fim de calcular sua similaridade estatística. Além disso, o volume das reservas pode ser automaticamente recalculado em resposta à atualização do modelo geológico. A fim de facilitar a compreensão do operador da estrutura de campo, o software de caracterização dos reservatórios pode exibir elementos básicos do modelo geológico e de propriedades do fluido em três dimensões, juntamente com dados representando amostras de fluido coletadas no campo. No exemplo ilustrado, a similaridade da amostra é distinguida por diferentes símbolos ou códigos de cores. A similaridade estatística pode ser também representada por mapas de probabilidade, e esses podem ser gerados a cada vez que um novo ponto de dados for coletado.

0 cálculo do espectro previsto de VIS-NIR do fluido em um novo local é feito, usando-se a composição e densidade do fluido no novo local, e o(s) espectro (s) medido(s) em um local distinto no mesmo compartimento de reservatório, ou tendência prevista, a partir dos compartimentos vizinhos, em qualquer uma das diversas maneiras. Um espectro de fluido medido em um local distinto no mesmo compartimento de reservatório é corrigido para a densidade (p) de fluido prevista no novo local, multiplicada pela razão de densidades:

OD2 = OD1 ^ Pi

onde OD é a densidade ótica do fluido em um determinado comprimento de onda. Se a composição for prevista, como sendo diferente no novo local, conforme previsto, por exemplo, através de um EoS, a nova composição é usada para calcular as absorções óticas na faixa do infravermelho próximo. Uma tendência de cores de fluido pode ser calculada com relação a um componente de hidrocarboneto, tal como C20+. A cor em um local distinto pode ser então calculada, conhecendo-se o gradiente da composição para aquele reservatório e a largura de queda da absorção na região do infravermelho próximo para hidrocarbonetos. Se informações insuficientes estiverem disponíveis para calcular um gradiente de composição ou um gradiente de cores, a hipótese é que o mesmo espectro de fluido medido é previsto ser encontrado em todo o reservatório. A seguir, todo o modelo geológico é preenchido com um espectro homogêneo de DFA.

Em alguns casos, os parâmetros de fluido, que são tipicamente usados para descriminar amostras, tais como composição e relação de gás/ óleo (GOR) , possuem variação mínima. Porém, a diferenciação das amostras pode ainda ser possível, usando-se a coloração do fluido, isto é, a densidade ótica do fluido em um determinado comprimento de onda. Em qualquer caso, variações naturais de fluido dentro de um reservatório devem ser levadas em conta. Ao contrário de óleos crus mais leves, que possuem maior possibilidade de exibir variações de frações leves de ponta, devido à gravidade (variações na GOR), existe uma classe de óleos crus de peso moderado, que possuem maior possibilidade de exibir classificação de asfalteno induzida pela gravidade, com uma classificação mínima ou desprezível de frações leves de ponta. Por último, óleos muito pesados muitas vezes exibem classificação de frações pesadas de ponta; biodegradação é aqui considerada, como sendo um fator contribuinte principal. Para um determinado acumulo de hidrocarboneto, haverá uma relação linear entre o teor de asfalteno e a densidade ótica (OD) do fluido em um comprimento de onda interrompido.

Quando uma segregação gravitacional da fração mais pesada, isto é, asfalteno, com profundidade existir em um campo, ela será refletida por uma variação nos espectros de absorção NIR dos fluidos. Fluidos tendo uma maior densidade ótica, ou um maior teor de asfalteno, deverão ser encontrados em locais mais profundos no reservatório. A segregação de asfalteno pode ser reproduzida por modelos físicos, tal como a lei de Boltzmann para distribuição de componentes em um campo gravitacional. 0 modelo de fluido irá permitir cálculos do teor de asfalteno em qualquer profundidade no reservatório e, assim, da densidade ótica do fluido no comprimento de onda interrompido.

Óleos crus e asfaltenos exibem um decaimento exponencial na região dominada pelas cores do espectro VI- NIR com uma largura de decaimento constante (Ver O.C. Mullins, "Interrogação Ótica de Porções Aromáticas em Óleos Crus e Asfaltenos", em Estruturas e Dinâmica dos Asfaltenos, O.C. Mullins e Ε. Y. Sheu, editores, Plenum Press, New York, 1998) . Essa é a base do algoritmo de descoloração para correção da GOR. 0 fato de, em um gráfico semi-log do número de ondas versus OD, a borda de absorção dos óleos crus ser exibida como linhas retas com inclinação constante é usado para calcular os ODs em outros comprimentos de onda na região dominada pelas cores (até 1600 nm) , conhecendo-se o OD no comprimento de onda interrompido e a inclinação.

Existem outros modelos para reproduzir segregação gravitacional de componentes mais leves. A composição de fluido pode ser, então, calculada em qualquer ponto no campo e, assim, a GOR. Qualquer gradiente de composição natural no campo deve ser levada em consideração, a fim de calcular o espectro ótico sintético do fluido no reservatório. 0 espectro sintético é, então, comparado ao espectro medido, e sua similaridade é quantificada.

Embora a invenção seja descrita através das modalidades exemplificantes acima, deverá ficar claro para as pessoas versadas na técnica que modificações e variações das modalidades ilustradas podem ser feitas, sem se afastarem dos conceitos inventivos aqui divulgados. Além dis so, embora as modalidades preferidas sejam descritas em conexão com várias estruturas ilustrativas, as pessoas versadas na técnica deverão reconhecer que o sistema pode ser implementado, usando-se uma variedade de estruturas especificas. Por conseguinte, a invenção não deve ser considerada como limitada, exceto pelo escopo e espirito das reivindicações apensas.

Claims

1. MÉTODO PARA IDENTIFICAR UNIDADES HIDRAULICAMENTE ISOLADAS EM UMA FORMAÇÃO GEOLÓGICA, CARACTERIZADO pelo fato de compreender as etapas de: obtenção de uma amostra de fluido da formação em um local selecionado; medição de pelo menos uma propriedade do fluido da formação dentro do poço; e utilização da propriedade medida, para identificar uma unidade geológica hidraulicamente isolada.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de pelo menos uma propriedade incluir um ou mais dentre o espectro de absorção infravermelho, relação gás/óleo, composição, densidade, viscosidade, pressão de saturação, e fluorescência.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de pelo menos uma propriedade ser medida substancialmente na mesma pressão e temperatura, que a formação no local selecionado.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de incluir a etapa adicional de utilizar medições da mesma propriedade obtida em uma pluralidade de locais selecionados, para gerar um modelo de fluido.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, CARACTERIZADO pelo fato de incluir a etapa adicional de integrar o modelo de fluido com um modelo geológico.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, CARACTERIZADO pelo fato de incluir a etapa adicional de comparar uma medição subseqüentemente obtida da propriedade do fluido com o modelo geológico.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, CARACTERIZADO pelo fato de incluir a etapa adicional de atualizar o modelo geológico, se a medição subseqüentemente obtida divergir do modelo geológico.

8. Método, de acordo com a reivindicação 6, CARACTERIZADO pelo fato de incluir a etapa adicional de comparar medições da propriedade do fluido obtidas em diferentes locais dentro do poço.

9. Método, de acordo com a reivindicação 6, CARACTERIZADO pelo fato de incluir a etapa adicional de comparar medições da propriedade do fluido obtidas em diferentes poços.

10. MÍDIA LEGÍVEL POR COMPUTADOR, codificada com código de programa para identificar unidades geológicas hidraulicamente isoladas em uma formação, CARACTERIZADA pelo fato de compreender: lógica para gerar uma medição de pelo menos uma propriedade do fluido da formação dentro do poço, a partir de uma amostra do fluido da formação obtida em um local selecionado; e lógica para utilizar a propriedade medida, para identificar uma unidade geológica hidraulicamente isolada.

11. Midia legível por computador, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADA pelo fato de pelo menos uma propriedade incluir um ou mais dentre o espectro de absorção infravermelho, relação gás/ óleo, composição, densidade, viscosidade, pressão de saturação, fluorescência, e pH da água.

12. Mídia legível por computador, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADA pelo fato de pelo menos uma propriedade ser medida substancialmente na mesma pressão e temperatura, que a formação no local selecionado.

13. Mídia legível por computador, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADA pelo fato de ainda incluir lógica para utilizar medições da mesma propriedade obtida em uma pluralidade de locais selecionados, para gerar um modelo de fluido.

14. Mídia legível por computador, de acordo com a reivindicação 13, CARACTERIZADA pelo fato de ainda incluir lógica para integrar o modelo de fluido com um modelo geológico.

15. Mídia legível por computador, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADA pelo fato de ainda incluir lógica para comparar uma medição subseqüentemente obtida da propriedade do fluido com o modelo geológico.

16. Mídia legível por computador, de acordo com a reivindicação 15, CARACTERIZADA pelo fato de ainda incluir lógica para atualizar o modelo geológico, se a medição subseqüentemente obtida divergir do modelo geológico.

17. Midia legível por computador, de acordo com a reivindicação 15, CARACTERIZADA pelo fato de ainda incluir lógica para comparar medições da propriedade do fluido obtidas em diferentes locais dentro do poço.

18. Mídia legível por computador, de acordo com a reivindicação 15, CARACTERIZADA pelo fato de ainda incluir lógica para comparar medições da propriedade do fluido obtidas em diferentes poços.

19. APARELHO PARA IDENTIFICAR UNIDADES HIDRAULICAMENTE ISOLADAS EM UMA FORMAÇÃO GEOLÓGICA, CARACTERIZADO pelo fato de compreender: ferramenta analisadora de formação operável para obter uma amostra de fluido da formação em um local selecionado, e para medir pelo menos uma propriedade do fluido da formação dentro do poço; e unidade de controle operável para utilizar a propriedade medida, para identificar uma unidade geológica hidraulicamente isolada.

20. Aparelho, de acordo com a reivindicação 19, CARACTERIZADO pelo fato de pelo menos uma propriedade incluir um ou mais dentre o espectro de absorção infravermelho, relação gás/ óleo, composição, densidade, viscosidade, pressão de saturação, fluorescência, e pH da água.

21. Aparelho, de acordo com a reivindicação 19, CARACTERIZADO pelo fato de pelo menos uma propriedade ser medida substancialmente na mesma pressão e temperatura, que a formação no local selecionado.

22. Aparelho, de acordo com a reivindicação 19, CARACTERIZADO pelo fato da unidade de controle ser ainda operável para utilizar medições da mesma propriedade obtida em uma pluralidade de locais selecionados, para gerar um modelo de fluido.

23. Aparelho, de acordo com a reivindicação 22, CARACTERIZADO pelo fato da unidade de controle ser ainda operável para integrar o modelo de fluido com um modelo geológico.

24. Aparelho, de acordo com a reivindicação 23, CARACTERIZADO pelo fato da unidade de controle ser ainda operável para comparar uma medição subseqüentemente obtida da propriedade do fluido com o modelo geológico.

25. Aparelho, de acordo com a reivindicação 24, CARACTERIZADO pelo fato da unidade de controle ser ainda operável para atualizar o modelo geológico, se a medição subseqüentemente obtida divergir do modelo geológico.

26. Aparelho, de acordo com a reivindicação 24, CARACTERIZADO pelo fato da unidade de controle ser ainda operável para comparar medições da propriedade do fluido obtidas em diferentes locais dentro do poço.

27. Aparelho, de acordo com a reivindicação 24, CARACTERIZADO pelo fato da unidade de controle ser ainda operável para comparar medições da propriedade do fluido obtidas em diferentes poços.