BR112020007511B1 - Método e sistema para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas - Google Patents
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Abstract
A presente invenção se refere a técnicas para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas. Um método exemplificador inclui medir uma primeira distribuição de fluido de uma primeira formação adjacente a um primeiro furo de poço e medir uma segunda distribuição de fluido de uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço. O método inclui adicionalmente gerar um primeiro modelo de resposta de ferramentas para a primeira formação com base, pelo menos em parte, na primeira distribuição de fluido e gerar um segundo modelo de resposta de ferramentas para a segunda formação com base, pelo menos em parte, na segunda distribuição de fluido. O método inclui adicionalmente comparar os resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com os resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação e implementar um comando de perfuração para alterar a perfuração de um dentre o primeiro e o segundo furos de poço com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido.
Description
[0001] Este pedido reivindica o benefício do pedido US n° 15/784795, depositado em 16 de outubro de 2017, que está incorporado na presente invenção a título de referência em sua totalidade.
[0002] As modalidades aqui descritas se referem, de modo geral, a esforços de exploração e produção de fundo de poço e, mais particularmente, a técnicas para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas.
[0003] Esforços de exploração e produção de fundo de poço envolvem a implantação de uma variedade de sensores e ferramentas. Os sensores fornecem informações sobre o ambiente de fundo de poço, por exemplo por meio do fornecimento de medições de temperatura, densidade, saturação e resistividade, entre muitos outros parâmetros. Essas informações podem ser usadas para controlar aspectos de perfuração e ferramentas ou sistemas localizados no conjunto de fundo, ao longo da coluna de perfuração ou na superfície.
[0004] De acordo com uma modalidade da presente revelação, é fornecido um método para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas. O método inclui medir, através de um recurso de processamento, uma primeira distribuição de fluido de uma primeira formação adjacente a um primeiro furo de poço. O método inclui, adicionalmente, medir, através do recurso de processamento, uma segunda distribuição de fluido de uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço. O método inclui, adicionalmente, gerar, através do recurso de processamento, um primeiro modelo de resposta de ferramentas para a primeira formação com base, pelo menos em parte, na primeira distribuição de fluido. O método inclui, adicionalmente, gerar, através do recurso de processamento, um segundo modelo de resposta de ferramentas da segunda formação com base, pelo menos em parte, na segunda distribuição de fluido. O método inclui, adicionalmente, comparar, por meio do recurso de processamento, resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação. O método inclui, adicionalmente, implementar um comando de perfuração para alterar a perfuração de um dentre o primeiro furo de poço e o segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
[0005] De acordo com uma outra modalidade da presente revelação, é fornecido um sistema para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas. O sistema inclui uma memória que compreende instruções legíveis por computador e um dispositivo de processamento para executar as instruções legíveis por computador para executar um método. O método inclui gerar, através do dispositivo de processamento, um primeiro modelo de resposta de ferramentas para uma primeira formação adjacente a um primeiro furo de poço com base, pelo menos em parte, em uma primeira distribuição de fluido da primeira formação. O método inclui, adicionalmente, gerar, através do dispositivo de processamento, um segundo modelo de resposta de ferramentas para uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, em uma segunda distribuição de fluido da segunda formação. O método inclui, adicionalmente, comparar, por meio do dispositivo de processamento, resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação. O método inclui, adicionalmente, implementar uma ação de construção de poço para completar pelo menos um dentre o primeiro furo de poço e o segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
[0006] Com relação agora aos desenhos nos quais elementos similares são numerados da mesma forma nas várias figuras:
[0007] A Figura 1 representa uma vista em seção transversal de um sistema de fundo de poço de acordo com aspectos da presente revelação;
[0008] a Figura 2 mostra um diagrama de blocos do sistema de processamento da Figura 1 que pode ser usado para implementar as técnicas aqui descritas de acordo com aspectos da presente revelação;
[0009] a Figura 3 mostra um diagrama de blocos de um sistema de processamento para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas de acordo com aspectos da presente revelação;
[0010] a Figura 4 mostra um fluxograma de um método para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas de acordo com aspectos da presente revelação; e
[0011] a Figura 5 mostra gráficos dos resultados de um modelo de resposta de ferramentas para dois furos de poço de acordo com aspectos da presente revelação.
[0012] As presentes técnicas se referem à avaliação de reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas. Em particular, as presentes técnicas se referem à avaliação de reservas de hidrocarbonetos em uma subsuperfície por meio da medição das distribuições de fluido em formações ao redor de furos de poço, da geração de modelos de resposta de ferramentas ("TRM" - tool response model) para cada formação com base nas distribuições de fluidos medidas e da comparação dos modelos de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluidos que é usada para modificar a perfuração, finalizar o poço, etc. Consequentemente, são fornecidas técnicas para avaliar a eficiência de drenagem do reservatório entre furos de poço. Os resultados da avaliação fornecem informações para executar operações de perfuração e tomar decisões de finalização de poços.
[0013] Um TRM pode ser feito em dois ou mais furos de poço, e os resultados do TRM podem ser comparados para avaliar reservas e/ou o comportamento de drenagem entre os furos de poço. O TRM pode ser feito por algoritmos de avanço e/ou de inversão para simular uma resposta de perfil (sintético) esperada de uma formação de subsuperfície ao redor de cada furo de poço. A simulação é conduzida até que um perfil sintético seja igual a uma medição verdadeira, de modo que o modelo digital subjacente represente as verdadeiras propriedades de formação. Nesse aspecto, as presentes técnicas possibilitam a avaliação da eficiência de drenagem e das reservas por meio da comparação de resultados de modelagem (modelos) de resposta de ferramentas em vez de, ou em combinação com, dados convencionais.
[0014] Os furos de poço são perfurados até uma subsuperfície para produzir hidrocarbonetos e para outros propósitos. Em particular, a Figura 1 mostra uma vista em seção transversal de uma operação do furo de poço 100 de acordo com aspectos da presente revelação. Em operações de furo de poço tradicionais, medições de perfilagem durante a perfuração ("LWD" - logging-while-drilling) são conduzidas durante uma operação de perfuração para determinar as propriedades da rocha de formação e dos fluidos da formação 4. Essas propriedades são, então, usadas para vários propósitos, como estimar reservas de perfis de saturação, definir configurações de finalização, etc., conforme aqui descrito.
[0015] O sistema e a disposição mostrados na Figura 1 são um exemplo para ilustrar o ambiente de fundo de poço. Embora o sistema possa operar em qualquer ambiente de subsuperfície, a Figura 1 mostra ferramentas de fundo de poço 10 dispostas em um poço 2 que penetra a formação 4. As ferramentas de fundo de poço 10 são dispostas no poço 2 em uma extremidade distal de um portador 5, conforme mostrado na Figura 1, ou em comunicação com o poço 2, conforme mostrado na Figura 2. As ferramentas de fundo de poço 10 podem incluir ferramentas de medição 11 e circuitos eletrônicos de fundo de poço 9 configurados para fazer um ou mais tipos de medições em uma modalidade conhecida como perfilagem durante a perfuração (LWD - "Logging-While-Drilling") ou medição durante a perfuração ("MWD" - Measurement-While-Drilling).
[0016] De acordo com a modalidade LWD/MWD, o portador 5 é uma coluna de perfuração que inclui um conjunto de fundo de poço ("BHA" - bottomhole assembly) 13. O BHA 13 é parte de um equipamento de perfuração 8 que inclui comandos de perfuração, estabilizadores, escareadores e similares e a broca de perfuração 7. As medições podem incluir medições relacionadas à operação da coluna de perfuração, por exemplo. Um equipamento de perfuração 8 é configurado para conduzir operações de perfuração como girar a coluna de perfuração e, dessa forma, a broca de perfuração 7. O equipamento de perfuração 8 bombeia também fluido de perfuração através da coluna de perfuração para lubrificar a broca de perfuração 7 e remover cascalhos do poço 2.
[0017] Dados brutos e/ou informações processadas pelos circuitos eletrônicos de fundo de poço 9 podem ser telemedidos da superfície para processamento adicional ou para exibição por um sistema de processamento 12. Os sinais de controle de perfuração podem ser gerados pelo sistema de processamento 12 e enviados ao fundo de poço ou podem ser gerados nos circuitos eletrônicos do fundo de poço 9 ou por uma combinação dos dois de acordo com modalidades da presente revelação. Os circuitos eletrônicos de fundo de poço 9 e o sistema de processamento 12 podem, cada um, incluir um ou mais processadores e um ou mais dispositivos de memória. Em modalidades alternativas, os recursos de computação, como os circuitos eletrônicos de fundo de poço 9, sensores e outras ferramentas, podem estar situados ao longo do portador 5 ao invés de estarem situados na BHA 13, por exemplo. O poço 2 pode ser vertical conforme mostrado ou estar em outras orientações/disposições.
[0018] Deve-se compreender que as modalidades da presente revelação podem ser implementadas em conjunto com qualquer outro tipo adequado de ambiente de computação conhecido agora ou desenvolvido no futuro. Por exemplo, a Figura 2 mostra um diagrama de blocos do sistema de processamento 12 da Figura 1 que pode ser usado para implementar as técnicas aqui descritas. Nos exemplos, o sistema de processamento 12 tem uma ou mais unidades de processamento centrais (processadores) 21a, 21b, 21c, etc. (coletiva ou genericamente chamadas de processador (ou processadores) 21 e/ou de dispositivo de processamento (ou dispositivos de processamento)). Em aspectos da presente revelação, cada processador 21 pode incluir um microprocessador de computador com um conjunto reduzido de instruções ("RISC" - reduced instruction set computer). Os processadores 21 são acopladas à memória do sistema (por exemplo, uma memória de acesso aleatório ("RAM" - random access memory) 24) e a vários outros componentes através de um barramento de sistema 33. Uma memória somente de leitura ("ROM" - read only memory) 22 é acoplada ao barramento de sistema 33 e pode incluir um sistema básico de entrada/saída ("BIOS" - basic input/output system) que controla certas funções básicas do sistema de processamento 12.
[0019] São ainda ilustrados um adaptador de entrada/saída (E/S) 27 e um adaptador de comunicações 26 acoplado ao barramento de sistema 33. O adaptador de E/S 27 pode ser um adaptador de interface de sistemas para pequenos computadores ("SCSI" - small computer system interface) que se comunica com um disco rígido 23 e/ou uma unidade de armazenamento em fita 25 ou qualquer outro componente similar. O adaptador de E/S 27, o disco rígido 23 e o dispositivo de armazenamento em fita 25 são coletivamente chamados no presente documento de armazenamento em massa 34. O sistema operacional 40 para trabalhar no sistema de processamento 12 pode ser armazenado no armazenamento em massa 34. Um adaptador de rede 26 interconecta o barramento de sistema 33 com uma rede externa 36, possibilitando que o sistema de processamento 12 se comunique com outros sistemas.
[0020] Uma tela (por exemplo, um monitor de exibição) 35 é conectada ao barramento de sistema 33 pelo adaptador de tela 32, e ela pode incluir um adaptador gráfico para melhorar o desempenho de aplicativos que fazem uso intensivo de gráficos e um controlador de vídeo. Em um aspecto da presente revelação, os adaptadores 26, 27 e/ou 32 podem ser conectados a um ou mais barramentos de E/S que são conectados ao barramento de sistema 33 através de uma ponte de barramento intermediária (não mostrada). Os barramentos de E/S adequados para conectar dispositivos periféricos, como controladores de disco rígido, adaptadores de rede e adaptadores gráficos, incluem tipicamente protocolos comuns, como o interconector de componentes periféricos ("PCI" - peripheral component interconnect). Dispositivos de entrada/saída adicionais são mostrados como conectados ao barramento de sistema 33 através do adaptador de interface de usuário 28 e de um adaptador de tela 32. Um teclado 29, um mouse 30 e um alto-falante 31 podem ser interconectados ao barramento de sistema 33 através do adaptador de interface de usuário 28, que pode incluir, por exemplo, um superchip de E/S que integra múltiplos adaptadores de dispositivo em um único circuito integrado.
[0021] Em alguns aspectos da presente revelação, o sistema de processamento 12 inclui uma unidade de processamento de gráficos 37. A unidade de processamento de gráficos 37 é um circuito eletrônico especializado projetado para manipular e alterar a memória para acelerar a criação, em um buffer de quadros, de imagens destinadas a serem mostradas em uma tela. Em geral, a unidade de processamento de gráficos 37 é muito eficiente em manipular gráficos de computador e em processamento de imagens e tem uma estrutura altamente paralela que a torna mais eficaz do que as unidades centrais de processamento ("CPUs" - central processing units) de propósito geral para algoritmos em que o processamento de grandes blocos de dados é feito em paralelo.
[0022] Dessa forma, conforme configurado no presente documento, o sistema de processamento 12 inclui capacidade de processamento sob a forma de processadores 21, capacidade de armazenamento, incluindo memória do sistema (por exemplo, a RAM 24) e armazenamento em massa 34, meios de entrada, como o teclado 29 e o mouse 30, e recursos de saída, incluindo o alto-falante 31 e a tela 35. Em alguns aspectos da presente revelação, uma porção da memória do sistema (por exemplo, a RAM 24) e do armazenamento em massa 34 armazenam coletivamente um sistema operacional 240 para coordenar as funções dos vários componentes mostrados no sistema de processamento 12.
[0023] A Figura 3 mostra um diagrama de blocos de um sistema de processamento 300 para a avaliação de reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas de acordo com aspectos da presente revelação. O sistema de processamento 300 inclui um dispositivo de processamento 302, uma memória 304, um mecanismo de medição 310, um mecanismo de geração de TRM 312 e um mecanismo de comparação de resultados de TRM 314.
[0024] Os vários componentes, módulos, mecanismos, etc. descritos em relação à Figura 3 podem ser implementados como instruções armazenadas em uma mídia de armazenamento legível por computador, como módulos de hardware, como hardware de propósito especial (por exemplo, hardware de aplicação específica, circuitos integrados de aplicação específica ("ASICs" - application specific integrated circuits), processadores especiais de aplicação específica ("ASSPs" - application specific special processors), matriz de portas programáveis em campo ("FPGAs" - field programmable gate arrays), como controladores embutidos, circuitos com fio, etc.) ou como alguma combinação ou combinações destes. De acordo com aspectos da presente revelação, o mecanismo (ou mecanismos) aqui descrito pode ser uma combinação de hardware e programação. A programação pode ser instruções executáveis por processador armazenadas em uma memória tangível, e o hardware pode incluir o dispositivo de processamento 302 para executar essas instruções. Dessa forma, uma memória de sistema (por exemplo, a memória 304) pode armazenar instruções de programa que, quando executadas pelo dispositivo de processamento 302, implementam os mecanismos aqui descritos. Outros mecanismos podem também ser utilizados para incluir outros recursos e funcionalidades descritos em outros exemplos da presente invenção.
[0025] O mecanismo de medição 310 mede uma primeira distribuição de fluido de uma primeira formação adjacente (por exemplo, uma formação ao redor de um furo de poço, uma formação próxima a um furo de poço, etc.) a um primeiro furo de poço e mede uma segunda distribuição de fluido de uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço. Em alguns exemplos, o mecanismo de medição 310 mede as distribuições de fluido dos furos de poço com o uso das ferramentas de medição 11. As medições são tomadas nos furos de poço para fazer modelagem de resposta de ferramentas e são indicativas da distribuição de fluidos da formação ao redor de cada um dos respectivos furos de poço. As medições podem ser tomadas durante a LWD, por equipamento de cabo de aço ou por equipamento de perfilagem de gás na superfície. As medições podem ser derivadas de um perfil de saturação, e a saturação pode ser derivada de um perfil de avaliação da formação, que pode ser um ou mais dentre resistividade, condutividade, ressonância magnética, nêutrons, densidade, acústica, potencial espontâneo, dados de lama e gás, valores dielétricos e/ou similares ou combinações adequadas destes.
[0026] Perfis de saturação podem ser derivados de um perfil de resistividade e de um perfil de porosidade com o uso da equação de Archie. O perfil de resistividade pode ser um dentre perfil de indução, um lateroperfil ou outros, e a porosidade pode ser medida com o uso de um perfil de ressonância magnética, de nêutrons, de densidade ou de um perfil acústico ou uma combinação dos mencionados acima. Podem também ser feitas estimativas de saturação a partir de um perfil dielétrico. Uma forma alternativa de derivar a saturação é usar um equipamento de análise de gás na superfície ou em uma ferramenta de fundo de poço (por exemplo, as ferramentas de fundo de poço 10) para medir a composição do gás da lama de perfuração como um indicador da composição fluida do fluido contido no fundo do poço em uma rocha do reservatório.
[0027] Além de derivar a saturação de água e hidrocarbonetos em uma formação, o volume de hidrocarbonetos contidos em uma rocha porosa pode ser calculado pela multiplicação dos tempos de saturação de água totais ou porosidade efetiva (para volume de água) e dos tempos de saturação de hidrocarboneto totais ou porosidade efetiva (para volume de fluido de hidrocarboneto). Considerando que a saturação fornece informações sobre a porcentagem de diferentes tipos de fluido contidos no espaço de poros da rocha, o volume fornece uma medida da quantidade de hidrocarbonetos totais contidos em um volume da rocha.
[0028] Nos casos em que estão disponíveis tais medições de múltiplos furos de poço, uma comparação das propriedades da rocha da formação e/ou dos fluidos pode ser conduzida para avaliar o comportamento de drenagem entre furos de poço pelo mecanismo de comparação de resultados de TRM 314. Por exemplo, dois perfis de saturação ou de volume de hidrocarbonetos fornecem informações sobre as distribuições de fluidos ao redor de furos de poço e podem, assim, ser comparados entre si para identificar se e em que medida o conteúdo de fluido entre os dois poços está mudando. Tal comparação pode ser feita entre dois produtores ou injetores ou entre um produtor e um injetor para identificar o efeito de drenagem da injeção em uma subsuperfície.
[0029] Uma possibilidade de comparar duas saturações de água é dada por um perfil de razão de saturação. A saturação de água é tipicamente derivada de equações como a equação de Archie:onde Sw representa a saturação de água, Rw representa a resistividade da formação aquífera, Rt representa a verdadeira resistividade da formação, Φ representa a porosidade e m e n representam os expoentes de cimentação e saturação, respectivamente. Sempre que os expoentes ou os parâmetros de entrada que não a resistividade da formação forem desconhecidos, uma razão de saturação de água Swr pode ser obtida com o uso da seguinte equação: onde S^ representa a saturação de água de um perfil ou modelo de resistividade e S^ representa a saturação de um outro perfil ou modelo de resistividade. A razão de saturação descreve, assim, sem conhecimento de muitos parâmetros de entrada, a forma como as saturações de água (e consequentemente de hidrocarboneto) se comparam a partir de perfis ou modelos diferentes de resistividade e, portanto, a forma como as saturações diferem entre diferentes furos de poço.
[0030] De acordo com aspectos da presente revelação, um perfil de saturação pode ser derivado por meio da medição da composição de gás com o uso do equipamento instalado na superfície do equipamento de perfuração 8. Quando a formação 4 é esmagada pela broca de perfuração 7, os fluidos contidos nas rochas na formação 4 são liberados e transportados para a superfície pelo fluido de perfuração. O equipamento baseado na superfície pode, então, extrair gás do fluido de perfuração quando ele chega à superfície. O equipamento baseado na superfície registra as concentrações dos gases analisados. Após a correção dos efeitos de diluição ter sido aplicada, essas medições podem ser usadas para estimar a porosidade e a saturação de fluido de formações cheias de hidrocarboneto. Para perfuração equilibrada a sobre-equilibrada, essa medição reflete apenas o volume de rocha perfurado e é, portanto, representativa para alterações em pequena escala à frente e ao redor da broca de perfuração 7, resultando em uma estimativa de saturação para o volume perfurado.
[0031] Um desafio do uso de perfis de LWD para estimativas de saturação conforme descrito é a incerteza das medições associadas ao ambiente no qual os perfis foram adquiridos. Por exemplo, podem ser aplicadas correções ambientais para tamanho do poço, lama invadida, temperatura, salinidade, etc. antes de usar os perfis para estimativas de saturação. Em poços inclinados (por exemplo, poços horizontais), os perfis podem ser sensíveis também à disposição geométrica entre o poço e formações de subsuperfície. Se tais formações forem perfiladas em um ângulo grande entre os contornos da formação e um plano perpendicular ao furo de poço, as medições serão sensíveis às propriedades de formação na profundidade de investigação das medições. O perfil adquirido representa, assim, uma propriedade de formação aparente em vez de uma verdadeira propriedade de formação da formação no furo de poço, e correções podem ser aplicadas para corrigir os efeitos desses artefatos geométricos.
[0032] Artefatos adicionais nos perfis de LWD se originam do ambiente do poço no qual uma medição de LWD é feita. Tais efeitos ambientais incluem, mas não se limitam a, invasão de lama de perfuração na formação, alargamentos de poço, diferenças de temperatura entre o fluido da formação virgem e o fluido no volume sensível da leitura do sensor de LWD, excentricidade da ferramenta de perfilagem de LWD, etc. Embora tais efeitos sejam razoavelmente bem compreendidos para aplicações em perfilagem de cabo de aço em poços verticais com geometrias simplificadas de poço, tais efeitos se tornam complicados em poços altamente inclinados. Modelos digitais de resposta de ferramentas podem também ser usados para simular a influência de efeitos ambientais nos perfis de LWD e para derivar um modelo de formação verdadeiro sem esses efeitos ambientais. A presente revelação aplica correções para os efeitos de artefatos geométricos e/ou ambientais mediante a geração de modelos de resposta de ferramentas com o uso do mecanismo de geração de TRM 312. Essa abordagem pode ser particularmente útil quando as medições de perfilagem são sensíveis às propriedades de formação de múltiplas camadas de modo que o perfil resultante represente uma propriedade de formação aparente em vez de uma propriedade de formação verdadeira. O TRM pode ser criado por algoritmos de avanço e/ou inversão e tem por objetivo simular a resposta de perfil (sintético) esperada com base em um modelo digital de uma formação de subsuperfície (por exemplo, a formação 4) que circunda ou é adjacente à medição. A simulação feita pelo mecanismo de geração de TRM 312 é conduzida até que um perfil sintético seja igual a uma medição verdadeira de modo que o modelo digital subjacente represente as propriedades de formação verdadeiras.
[0033] A modelagem de resposta de ferramentas é uma abordagem para derivar um modelo de subsuperfície com propriedades de formação verdadeiras que explicam uma resposta de perfil medida. Portanto, os perfis não são corrigidos, mas, em vez disso, usados para derivar o modelo de formação. Para uso na presente invenção, referência à correção de perfil pode ocorrer com o uso de qualquer tipo de modelagem, a criação e o uso de um modelo, correções ambientais dos efeitos de invasão de lama, salinidade, etc.
[0034] A comparação das distribuições de fluido entre ao menos dois furos de poço pode ser feita durante uma operação de perfuração com base nas medições feitas por ferramentas de perfilagem durante a perfuração. A comparação feita pelo mecanismo de comparação de resultados de TRM 314 é conduzida entre o poço ativamente perfurado e um poço histórico para avaliar o comportamento de drenagem da formação entre esses furos de poço. Essas informações podem, então, ser usadas em tempo real para permanecer em uma zona com maior saturação de hidrocarbonetos. Em alguns exemplos, uma diferença de saturação entre furos de poço adjacentes pode ser afetada pela produção histórica de um reservatório. A comparação de saturações entre um furo de poço ativamente perfurado e um poço histórico pode, portanto, considerar uma alteração esperada de saturação de água e/ou de saturação de hidrocarbonetos no espaço de tempo entre esses dois furos de poço antes que possam ser tiradas conclusões sobre o comportamento de drenagem do reservatório.
[0035] Um cenário alternativo pode incluir a perfuração semelhante de dois furos de poço de diferentes plataformas de perfuração. Nesse cenário, pode ser criado um TRM baseado em medições com mais ou menos o mesmo tempo de aquisição, e pode ser feita uma comparação de saturação de hidrocarbonetos mesmo sem considerar o efeito do histórico de produção e/ou de injeção nas saturações.
[0036] Um outro cenário alternativo poderia ser um poço de referência idealizado, simulado ou modelado que pode, então, ser usado como referência para o campo todo.
[0037] Uma diferença entre saturações de água pode também se originar de uma mudança na saturação devida a mudanças de profundidade. Por exemplo, pode existir uma zona de transição entre dois tipos de fluido (por exemplo, óleo, gás, água, etc.) na qual a saturação entre dois fluidos e/ou a composição fluida muda gradualmente. Ocorre uma alteração variável na saturação de hidrocarbonetos com a profundidade, por exemplo, como um efeito da separação gravitacional entre compostos de hidrocarbonetos mais leves e mais pesados. A comparação das saturações pode, portanto, ser feita após as saturações serem transferidas para a mesma profundidade vertical ou um outro ponto de referência no qual se espera que as saturações sejam aproximadamente iguais. Diferentes abordagens analíticas (por exemplo, RMN, perfilagem de lama e gás, etc.) podem ser necessárias para zonas produtoras de baixa resistividade onde a resistividade da rocha de uma formação complica a determinação de saturação de água e/ou a saturação de hidrocarbonetos a partir de perfis de resistividade.
[0038] De acordo com aspectos da presente revelação, a alteração esperada de saturação pode ser derivada de um modelo de simulação de reservatório. O modelo pode predizer uma produção esperada de pelo menos um furo de poço perfurado em uma formação de subsuperfície de modo que o comportamento de drenagem de uma formação entre dois furos de poço ao longo do tempo também possa ser derivado. O modelo fornece, assim, a determinação de uma saturação de água e/ou saturação de hidrocarbonetos esperada para um furo de poço planejado, que pode, então, ser comparada com a saturação derivada da medição.
[0039] Adicionalmente, uma coluna de conclusão pode, então, ser projetada e implementada, dependendo dos resultados do comportamento de drenagem. Por exemplo, dispositivos de controle de fluxo de entrada ("ICDs" - inflow control devices) são posicionados para controlar a produção do poço ativamente perfurado para a otimização da drenagem do reservatório. A avaliação do comportamento de drenagem ajuda adicionalmente um operador de uma operação de furo de poço a avaliar reservas de hidrocarbonetos e a posicionar novos poços de produção/injeção.
[0040] Em um outro exemplo, o mecanismo de comparação de resultados de TRM 314 pode comparar as distribuições de fluido entre dois furos de poço por meio da comparação de distribuições T2 capturadas por uma medição por ressonância magnética (por exemplo, uma ressonância magnética nuclear).
[0041] A Figura 4 mostra um fluxograma de um método 400 para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas de acordo com aspectos da presente revelação. O método 400 pode ser implementado por qualquer sistema de processamento adequado, como o sistema de processamento 12 das Figuras 1 e 2 ou o sistema de processamento 300 da Figura 3. Em um outro exemplo, o método 400 pode ser implementado por um dispositivo de processamento, como o processador 21 do sistema de processamento 12.
[0042] No bloco 402, o mecanismo de medição 310 mede uma primeira distribuição de fluido de uma primeira formação adjacente a um primeiro furo de poço. No bloco 404, o mecanismo de medição 310 mede uma segunda distribuição de fluido de uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço. As medições são tomadas nos furos de poço para fazer modelagem de resposta de ferramentas e são indicativas da distribuição de fluidos da formação ao redor de cada um dos respectivos furos de poço. As medições podem ser tomadas durante a LWD, por equipamento de cabo de aço ou por equipamento de perfilagem de gás na superfície. As medições podem ser derivadas de um perfil de saturação, e a saturação pode ser derivada de um perfil de avaliação da formação, que pode ser um ou mais dentre resistividade, condutividade, ressonância magnética, nêutrons, densidade, acústica, potencial espontâneo, dados de lama e gás, valores dielétricos e/ou similares ou combinações adequadas destes. Deve-se entender que os blocos 402 e 404 podem ser executados de modo sequencial, concomitante, simultâneo ou de outro modo, conforme adequado.
[0043] No bloco 406, o mecanismo de geração de TRM 312 gera um primeiro modelo de resposta de ferramentas para a primeira formação com base, pelo menos em parte, na primeira distribuição de fluido. No bloco 408, o mecanismo de geração de TRM gera um segundo modelo de resposta de ferramentas para a segunda formação com base, pelo menos em parte, na segunda distribuição de fluido.
[0044] No bloco 410, o mecanismo de comparação de resultados de TRM 314 compara os resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com os resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação. A diferença de distribuição de fluido representa uma diferença na saturação de água e/ou na saturação de óleo entre a primeira formação e a segunda formação. A diferença de distribuição de fluido pode ser expressa como uma razão de saturação, por exemplo, conforme descrito acima. Em particular, a comparação dos resultados dos TRMs pode incluir a comparação das propriedades de rocha e/ou de fluido da formação para avaliar reservas e/ou o comportamento de drenagem em formações próximas aos furos de poço. Por exemplo, duas saturações podem ser comparadas para identificar a forma como o conteúdo de fluido muda entre os dois poços. Uma razão de saturação, derivada pela equação de Archie, pode ser usada conforme descrito aqui.
[0045] A Figura 5 mostra os gráficos 501 e 502 de resultados de TRM de dois furos de poço 510 e 520, respectivamente, de acordo com aspectos da presente revelação. No exemplo da Figura 5, o mecanismo de geração de TRM gera modelos de resposta de ferramentas para os furos de poço 510 e 520 com base na resistividade. Cada furo de poço 510 e 520 tem diferentes reservatórios. Conforme mostrado na Figura 5, os TRMs da resistividade dos furos de poço 510 e 512 podem ser comparados. Nesse exemplo, a resistividade (Rh) da primeira região do furo de poço 510 é maior que a resistividade da primeira região do furo de poço 520. De modo similar, a resistividade da terceira região do furo de poço 510 é maior que a resistividade da terceira região do furo de poço 520. Essas informações podem ser usadas para implementar uma ação de construção de poço (por exemplo, determinar se e como concluir o poço), para executar uma ação de perfuração, etc.
[0046] Por exemplo, ainda com referência à Figura 4, a comparação entre os resultados dos TRMs dos dois ou mais furos de poço pode ser usada para avaliar a eficiência de drenagem do reservatório entre furos de poço para fornecer informações para decisões de perfuração e/ou conclusão. Por exemplo, no bloco 412, o método 400 inclui implementar um comando de perfuração para alterar a perfuração de um dentre o primeiro furo de poço e o segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
[0047] De acordo com aspectos da presente revelação, o comando de perfuração é um sinal de controle de perfuração que pode ser usado para operar o equipamento de perfuração 8 e/ou a broca de perfuração 7 conforme descrito com referência à Figura 1. Em um outro exemplo, a comparação entre os resultados dos TRMs dos furos de poço pode ser usada para tomar decisões de conclusão para decidir se se deve transformar um poço perfurado em um poço produtor por meio, por exemplo, de revestimento, cimentação, perfuração, compactação de cascalho, etc. Por exemplo, o método 400 pode incluir a implementação de uma ação de construção de poço para concluir pelo menos um dentre o primeiro furo de poço e a segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
[0048] Processos adicionais também podem ser incluídos e deve- se compreender que os processos mostrados na Figura 4 representam ilustrações e que outros processos podem ser adicionados ou processos existentes podem ser removidos, modificados ou rearranjados sem que se afaste do escopo e do espírito da presente revelação.
[0049] Conforme descrito na presente invenção, o método 400 pode também ser executado por um recurso de processamento, que pode incluir um ou mais dispositivos de processamento. Por exemplo, um recurso de processamento pode incluir um primeiro dispositivo de processamento situado no primeiro furo de poço ou próximo a ele e um segundo dispositivo de processamento situado em um segundo furo de poço ou próximo a ele. Consequentemente, o primeiro dispositivo de processamento mede a primeira distribuição de fluido da primeira formação e um segundo dispositivo de processamento mede a segunda distribuição de fluido da segunda formação. Um ou ambos dentre o primeiro e o segundo dispositivos de processamento, ou um dispositivo de processamento adicional (por exemplo, situado em um dos furos de poço ou próximo a um deles, situado em uma outra instalação, situado em um ambiente de computação na nuvem, etc.), podem gerar o primeiro e o segundo modelos de resposta de ferramentas e comparar os resultados dos modelos de resposta de ferramentas. Essas e outras configurações são possíveis. Por exemplo, cada etapa do método 400 pode ser executada pelo mesmo dispositivo de processamento, por um dispositivo de processamento diferente ou por combinações de dispositivos de processamento.
[0050] Modalidades exemplificadoras da revelação incluem ou produzem vários recursos técnicos, efeitos técnicos e/ou melhorias para a tecnologia. Modalidades exemplificadoras da revelação fornecem técnicas para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas por meio da geração de modelos de resposta de ferramentas para formações e da comparação dos modelos de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluidos entre as formações, de modo que uma perfuração de furo de poço e/ou uma conclusão de furo de poço possam ocorrer. Esses aspectos da revelação constituem recursos técnicos que produzem o efeito técnico para avaliar a eficiência de drenagem do reservatório entre furos de poço, de modo que os furos de poço possam ser perfurados de modo mais eficiente e, então, os hidrocarbonetos possam ser extraídos de modo mais eficiente, etc. Como resultado desses recursos técnicos e efeitos técnicos, técnicas de acordo com modalidades exemplificadoras da invenção representa um aperfeiçoamento das técnicas existentes de avaliação de reservatórios. Deve-se considerar que os exemplos acima de recursos técnicos, efeitos técnicos e melhorias para a tecnologia de modalidades exemplificadoras da revelação são meramente ilustrativos e não exaustivos.
[0051] Serão apresentadas a seguir algumas modalidades referentes à revelação supracitada:
[0052] Modalidade 1: Um método para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas, sendo que o método compreende: medir, através de um recurso de processamento, uma primeira distribuição de fluido de uma primeira formação adjacente a um primeiro furo de poço; medir, através do recurso de processamento, uma segunda distribuição de fluido de uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço; gerar, através do recurso de processamento, um primeiro modelo de resposta de ferramentas para a primeira formação com base, pelo menos em parte, na primeira distribuição de fluido; gerar, através do recurso de processamento, um segundo modelo de resposta de ferramentas para a segunda formação com base, pelo menos em parte, na segunda distribuição de fluido; comparar, por meio do recurso de processamento, resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação; e implementar um comando de perfuração para alterar a perfuração de um dentre o primeiro furo de poço e o segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
[0053] Modalidade 2: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é medida durante a perfilagem durante a perfuração.
[0054] Modalidade 3: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é medida por equipamento de cabo de aço.
[0055] Modalidade 4: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é medida com o uso do equipamento de perfilagem de gás baseado na superfície.
[0056] Modalidade 5: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é derivada de uma saturação ou de um volume de hidrocarbonetos.
[0057] Modalidade 6: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual a saturação é derivada de uma avaliação da formação.
[0058] Modalidade 7: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que a avaliação da formação se baseia em ao menos um dentre os seguintes: dados de resistividade, dados de condutividade, dados de ressonância magnética, dados de densidade de nêutrons, dados acústicos, dados de potencial espontâneo, dados de lama e gás e dados dielétricos.
[0059] Modalidade 8: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual a comparação dos resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com os resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas compreende comparar uma primeira saturação do primeiro modelo de resposta de ferramentas com uma segunda saturação do segundo modelo de resposta de ferramentas.
[0060] Modalidade 9: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual a comparação da primeira saturação com a segunda saturação compreende determinar uma razão de saturação.
[0061] Modalidade 10: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual a razão de saturação é obtida com o uso da seguinte equação:em que S^ representa uma saturação do primeiro modelo de resposta de ferramentas e S? representa a saturação do segundo modelo de resposta de ferramentas.
[0062] Modalidade 11: Um método, de acordo com qualquer modalidade anterior, que compreende adicionalmente implementar uma ação de construção de poço para completar pelo menos um dentre o primeiro furo de poço e o segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
[0063] Modalidade 12: Um sistema para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas, sendo que o sistema compreende: uma memória que compreende instruções legíveis por computador; e um dispositivo de processamento para executar as instruções legíveis por computador para executar um método, sendo que o método compreende: gerar, através do dispositivo de processamento, um primeiro modelo de resposta de ferramentas de uma primeira formação adjacente a um primeiro furo de poço com base, pelo menos em parte, em uma primeira distribuição de fluido da primeira formação; gerar, através do dispositivo de processamento, um segundo modelo de resposta de ferramentas de uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, em uma segunda distribuição de fluido da segunda formação; comparar, por meio do dispositivo de processamento, resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação; e implementar uma ação de construção de poço para completar pelo menos um dentre o primeiro furo de poço e o segundo furo de poço com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
[0064] Modalidade 13: Um sistema, de acordo com qualquer modalidade anterior, que compreende adicionalmente: antes de gerar o primeiro modelo de resposta de ferramentas, medir a primeira distribuição de fluido da primeira formação adjacente ao primeiro furo de poço; e, antes da geração do segundo modelo de resposta de ferramentas, medir a segunda distribuição de fluido da segunda formação adjacente ao segundo furo de poço.
[0065] Modalidade 14: Um sistema, de acordo com qualquer modalidade anterior, no qual ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é medida durante a perfilagem durante a perfuração.
[0066] O uso dos termos "um", "uma", "o" e "a" e referências similares no contexto de descrever a presente revelação (especialmente no contexto das reivindicações a seguir) deve ser interpretado como abrangendo tanto o singular quanto o plural, exceto onde indicado em contrário na presente invenção ou claramente contradito pelo contexto.Além disso, deve ser considerado adicionalmente que os termos "primeiro", "segundo" e similares na presente invenção não denotam qualquer ordem, quantidade ou importância, sendo ao invés disso usados para distinguir um elemento de outro. O modificador "cerca de" usado em conexão com uma quantidade é inclusivo do valor declarado e tem o significado ditado pelo contexto (por exemplo, ele inclui o grau de erro associado à medição da quantidade específica).
[0067] Os ensinamentos da presente revelação podem ser usados em uma variedade de operações de poços. Essas operações podem envolver o uso de um ou mais agentes de tratamento para tratar uma formação, os fluidos residentes em uma formação, um furo de poço e/ou equipamentos no furo de poço, por exemplo uma tubulação de produção. Os agentes de tratamento podem estar sob a forma de líquidos, gases, sólidos, semissólidos e misturas dos mesmos. Os agentes de tratamento ilustrativos incluem, mas não se limitam a, fluidos de fraturamento, fluidos de estimulação, ácidos, vapor, água, salmoura, agentes anticorrosão, cimento, modificadores de permeabilidade, lamas de perfuração, emulsificantes, desemulsificantes, sinalizadores, melhoradores de fluxo, etc. As operações de poços ilustrativas incluem, mas não se limitam a, fraturamento hidráulico, estimulação, injeção de sinalizador, limpeza, acidificação, injeção de vapor, injeção de água, cimentação, etc.
[0068] Embora a presente revelação tenha sido descrita com referência a uma modalidade ou a modalidades exemplificadoras, será entendido pelos versados na técnica que várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos dos mesmos sem que se afaste do escopo da invenção. Adicionalmente, muitas modificações podem ser feitas para adaptar uma situação ou um material específico aos ensinamentos da presente revelação sem que se afaste do escopo essencial da mesma. Portanto, pretende-se que a presente revelação não se limite à modalidade específica apresentada como o melhor modo contemplado para realizar a presente revelação, mas que a presente revelação inclua todas as modalidades que se enquadrem no escopo das reivindicações. Além disso, nos desenhos e na descrição, foram reveladas modalidades exemplificativas da presente revelação e, embora termos específicos possam ter sido empregados, eles são usados, a menos que seja afirmado de outra forma, em um sentido genérico e descritivo apenas e não para fins de limitação, portanto o escopo da presente revelação não é assim limitado.
Claims (12)
1. Método (400) para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas, caracterizado pelo fato de que o método (400) compreende: medir, através de um recurso de processamento (302), uma primeira distribuição de fluido de uma primeira formação adjacente a um primeiro furo de poço (510); medir, através do recurso de processamento (302), uma segunda distribuição de fluido de uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço (520); gerar, através do recurso de processamento (302), um primeiro modelo de resposta de ferramentas para a primeira formação com base, pelo menos em parte, na primeira distribuição de fluido; gerar, através do recurso de processamento (302), um segundo modelo de resposta de ferramentas para a segunda formação com base, pelo menos em parte, da segunda distribuição de fluido; comparar, por meio do recurso de processamento (302), resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação, em que a comparação dos resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com os resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas compreende a comparação de uma primeira saturação do primeiro modelo de resposta de ferramentas com uma segunda saturação para o segundo modelo de resposta de ferramentas e em que a comparação da primeira saturação com a segunda saturação compreende a determinação de uma razão de saturação; e implementar um comando de perfuração para alterar a perfuração de um dentre o primeiro furo de poço (510) e o segundo furo de poço (520) com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
2. Método (400), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é medida durante a perfilagem durante a perfuração.
3. Método (400), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é medida por equipamento de cabo de aço.
4. Método (400), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é medida com o uso de equipamento de perfilagem de gás baseado na superfície.
5. Método (400), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido é derivada de uma saturação ou um volume de hidrocarbonetos.
6. Método (400), de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a saturação é derivada de uma avaliação da formação.
7. Método (400), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a avaliação da formação é baseada em ao menos um dentre os seguintes: dados de resistividade, dados de condutividade, dados de ressonância magnética, dados de densidade de nêutrons, dados acústicos, dados de potencial espontâneo, dados de lama e gás e dados dielétricos.
8. Método (400), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a razão de saturação é obtida com o uso da seguinte equação:em que S^ representa uma saturação do primeiro modelo de resposta de ferramentas e S? representa a saturação do segundo modelo de resposta de ferramentas, R, representa uma verdadeira resistividade de formação da primeira formação, R'f representa a verdadeira resistividade de formação da segunda formação e n representa um expoente de saturação.
9. Método (400), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente implementar uma ação de construção de poço para completar pelo menos um dentre o primeiro furo de poço (510) e o segundo furo de poço (520) com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
10. Sistema (300) para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas, caracterizado pelo fato de que o sistema (300) compreende: uma memória (304) que compreende instruções legíveis por computador; e um dispositivo de processamento (302) para executar as instruções legíveis por computador para executar um método (400), sendo que o método (400) compreende: gerar, através do dispositivo de processamento (302), um primeiro modelo de resposta de ferramentas para uma primeira formação adjacente a um primeiro furo de poço (510) com base, pelo menos em parte, em uma primeira distribuição de fluido da primeira formação; gerar, através do dispositivo de processamento (302), um segundo modelo de resposta de ferramentas para uma segunda formação adjacente a um segundo furo de poço (520) com base, pelo menos em parte, em uma segunda distribuição de fluido da segunda formação; comparar, por meio do dispositivo de processamento (302), resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas para determinar uma diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação, em que a comparação dos resultados do primeiro modelo de resposta de ferramentas com os resultados do segundo modelo de resposta de ferramentas compreende a comparação de uma primeira saturação do primeiro modelo de resposta de ferramentas com uma segunda saturação para o segundo modelo de resposta de ferramentas e em que a comparação da primeira saturação com a segunda saturação compreende a determinação de uma razão de saturação; e implementar um comando de perfuração para alterar a perfuração de pelo menos um dentre o primeiro furo de poço (510) e o segundo furo de poço (520) com base, pelo menos em parte, na diferença de distribuição de fluido entre a primeira formação e a segunda formação.
11. Sistema (300), de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: antes de gerar o primeiro modelo de resposta de ferramentas, medir a primeira distribuição de fluido da primeira formação adjacente ao primeiro furo de poço (510); e antes de gerar o segundo modelo de resposta de ferramentas, medir a segunda distribuição de fluido da segunda formação adjacente ao segundo furo de poço (520).
12. Sistema (300), de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que ao menos uma dentre a primeira distribuição de fluido e a segunda distribuição de fluido ser medida durante a perfilagem durante a perfuração.
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