BR112012016895B1 - Aparelho e método para estimar com espectroscopia de nêutrons pulsados pelo menos uma propriedade de uma formação terrestre - Google Patents

Abstract

APARELHO E MÉTODO PARA ESTIMAR PELO MENOS UMA PROPRIEDADE DE UMA FORMAÇÃO TERRESTRE. A presente invenção refere-se a um método (40) para estimar pelo menos uma propriedade de uma formação terrestre, que inclui: construir um modelo de matriz de uma formação; construir um modelo de xisto da formação, o modelo de xisto incluindo uma estimativa de uma concentração de pelo menos um elemento - traço; combinar o primeiro modelo e o segundo modelo para gerar um modelo de formação; e comparar os dados de nêutrons pulsados medidos com o modelo misturado para estimar a pelo menos uma propriedade.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELATIVOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício de uma data de depósito anterior do Pedido Provisório U.S. Número de Série 61/293.290 depositado em 08 de Janeiro de 2010, a descrição inteira do qual está aqui incorporada por referência.

ANTECEDENTES

[0002] As fontes de nêutrons pulsados são úteis em uma variedade de aplicações, tal como as operações subterrâneas. Exemplos de operações subterrâneas incluem os processos para avaliar as formações subterrâneas. A espectroscopia de nêutrons pulsados envolve bombardear uma formação com nêutrons de alta energia e medir o espectro de raios gama emitido pela formação. Os diferentes núcleos em materiais de formação emitem raios gama característicos, permitindo a estimativa de constituintes de formação e propriedades tais como a porosidade e a saturação de óleo / gás.

[0003] O cálculo de saturação em alguns tipos de formações, tal como as formações xistosas, utilizando instrumentos de nêutrons pulsados foi sempre desafiador devido ao problema de manipulação de xisto. Por exemplo, a análise de perfil de nêutrons pulsados em areias xistosas é complicada porque menores variações em volume de xisto podem ter um grande impacto sobre as medições. Tais variações podem assim comprometer significativamente a precisão de medições de nêutrons pulsados e a análise correspondente. Historicamente, um tra-tamento mais fácil tem sido utilizar a porosidade efetiva e um valor de xisto molhado in-situ para a análise de perfil. Por exemplo, as técnicas convencionais tais como as técnicas de sigma e C/O (carbono / oxigê- nio) têm utilizado a resposta de perfil em xistos como uma matriz ou valor de calibração para propósitos de análise. No entanto, tais técnicas podem sofrer de limitação de dados já que a porosidade efetiva frequentemente não está disponível e as características de xisto podem mudar de zona para zona.

SUMÁRIO

[0004] Um método para estimar pelo menos uma propriedade de uma formação terrestre inclui: construir um modelo de matriz de uma formação; construir um modelo de xisto da formação, o modelo de xisto incluindo uma estimativa de uma concentração de pelo menos um elemento - traço; combinar o primeiro modelo e o segundo modelo para gerar um modelo de formação; e comparar os dados de nêutrons pulsados medidos com o modelo misturado para estimar a pelo menos uma propriedade.

[0005] Um aparelho para estimar pelo menos uma propriedade de uma formação terrestre inclui: um transportador configurado para ser disposto dentro da formação; uma fonte de nêutrons disposta no transportador e configurada para irradiar a formação com nêutrons; pelo menos um detector disposto no transportador e configurado para medir os raios gama emitidos pela formação e gerar os dados de medição de raios gama; e um processador em comunicação com o pelo menos um detector para receber os dados de medição de raios gama. O processador está configurado para: construir um modelo de matriz de uma formação; construir um modelo de xisto da formação, o modelo de xisto incluindo uma estimativa de uma concentração de pelo menos um elemento - traço; combinar o modelo de matriz e o modelo de xisto para gerar um modelo de formação; e comparar os dados de medição de raios gama com o modelo de formação para estimar a pelo menos uma propriedade.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0006] O assunto o qual é considerado como a invenção está especificamente destacado e distintamente reivindicado nas reivindicações na conclusão da especificação. As acima e outras características e vantagens da invenção estão aparentes da descrição detalhada seguinte tomada em conjunto com os desenhos acompanhantes nos quais: figura 1 é uma vista em corte transversal de uma modalidade de um sistema de perfuração, avaliação, exploração e/ou produção de poço subterrâneo; figura 2 é uma vista lateral de uma modalidade de uma fer-ramenta de fundo de poço para medir as características e a composição de um furo de poço e/ou uma formação terrestre; figura 3 é um fluxograma que provê um método exemplar para gerar um modelo de formação e/ou analisar as medições de ferramenta de fundo de poço; figura 5 A e 4B são gráficos da técnica anterior exemplares de dados medidos e um modelo de arenito utilizando porosidade efetiva; figura 6 A e 5B são gráficos exemplares de dados medidos e um modelo de arenito utilizando porosidade total; figura 7 A e 6B são gráficos exemplares de dados medidos e uma pluralidade de modelos de xisto; figura 8 é um gráfico exemplar de dados medidos da figura 6B e uma pluralidade de modelos de xisto incluindo concentrações selecionadas de elementos - traço; figura 9 é um gráfico exemplar que mostra os valores sigma medidos; figura 10 é um gráfico exemplar de dados medidos da figura 6B e uma pluralidade de modelos de matriz incluindo concentrações selecionadas de minerais - traço; figura 11 é um gráfico exemplar de dados medidos da figura 6B, assim como modelos de matriz e de xisto selecionados que incluem dados de salinidade; figura 12 é um gráfico exemplar de dados medidos da figura 6B e modelos de matriz e de xisto incluindo elementos - traço; figuras 12A e 12B (Coletivamente referidas como figura 12) são uma ilustração de um perfil de poço da técnica anterior gerado utilizando os modelos da técnica anterior; e figuras 13A e 13B (Coletivamente referidas como figura 13) são uma ilustração de um perfil de poço exemplar gerado utilizando os modelos da figura 11.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0007] Aparelhos e métodos para caracterizar informações subterrâneas estão aqui descritos. Os aparelhos e métodos incluem a geração de modelos utilizando vários dados de medição, tal como dados de ferramenta de nêutrons pulsados. Os modelos caracterizam tanto as regiões de areia / matriz quanto as regiões de xisto como uma mistura representativa de diferentes minerais, a qual pode também incluir estimativas de elementos - traço. Os modelos são gerados utilizando técnicas selecionadas tal como a modelagem baseada em Monte Carlo ou outros algoritmos, simulações e modelos. Os aparelhos e métodos utilizam um código de múltiplos modelos para misturar os modelos de areia / matriz e de xisto representativos de acordo com os seus respectivos volumes para obter resultados de medição tal como saturação e concentrações de constituintes de formação.

[0008] Referindo-se à figura 1, uma modalidade exemplar de um sistema de perfuração, avaliação, exploração e/ou produção de poço subterrâneo 10 inclui uma coluna de furo de poço 12 que está mostrada disposta dentro de um furo de poço 14 que penetra pelo menos uma formação terrestre 16 durante uma operação subterrânea. Em uma modalidade, o furo de poço 14 é um furo de poço revestido. Em uma modalidade, a coluna de furo de poço inclui uma ferramenta de fundo de poço 18 tal como uma ferramenta de perfilagem de poço. Neste exemplo, a ferramenta de fundo de poço pode estar incorporada com uma coluna de perfuração para aplicações perfilagem durante a perfuração (LWD), tal como quando o furo de poço 14 não está completo com um revestimento. A ferramenta de fundo de poço 18 não está limitada às modalidades aqui descritas, e pode ser disposta com qualquer transportador adequado. Um "transportador" como aqui descrito significa qualquer dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meio e/ou membro que pode ser utilizado para conduzir, alojar, suportar ou de outro modo facilitar a utilização de outro dispositivo, componente de dispositivo, combinação de dispositivos, meio e/ou membro. Transportadores exemplares não limitantes incluem as colunas de perfuração do tipo de tubo espiralado, do tipo de tubo unido e qualquer sua combinação ou porção. Outros exemplos de transportador incluem tubos de revestimento, cabos, sondas de cabo, sondas de slickline, drop shots, subs de fundo de poço, conjuntos de fundo de poço, e colunas de perfuração.

[0009] Como aqui descrito, "formações" referem-se a várias características e materiais que podem ser encontrados em um ambiente de subsuperfície e circundam o furo de poço. As formações incluem vários constituintes tais como areia, xisto, carvão, carbonatos, e evapori- tos. Os constituintes incluem vários minerais tal como arenito, quartzo, potássio-feldspato, albita, calcita, dolomita, siderita, anidrida ilita / es- mectita, caolinita, grauconita, clorita, pirita, e outros. As formações tipicamente incluem materiais de matriz dominantes nos quais os reservatórios de hidrocarboneto estão retidos, referidos aqui como materiais de "areia" ou de "matriz". Os materiais de areia geralmente incluem partículas de tamanho de grão mantidas juntas por silicatos e/ou ou- tros minerais. Exemplos de materiais de areia incluem um ou mais de arenito, quartzo, calcário e dolomita. Os materiais de matriz incluem tanto os materiais de areia quanto vários outros minerais e materiais. Além disso, as formações tipicamente incluem xisto, um material de rocha sedimentar ou outro composto de argilas e outros minerais, e geralmente tendo pequenos (por exemplo, nanômetro) tamanhos de poro. Os materiais de matriz, a areia e o xisto podem incluir vários elementos - traço, tal como boro, gadolínio e samário. Os elementos - traço, em uma modalidade, incluem os elementos nos materiais de areia e/ou xisto que têm uma alta seção transversal de captura de nêutron térmico.

[00010] A ferramenta de fundo de poço 18, em uma modalidade, está configurada como uma ferramenta de nêutrons pulsados. A ferramenta 18 inclui, por exemplo, pelo menos uma fonte de nêutrons pulsados 20 e pelo menos um detector de raios gama 22. Em uma modalidade, a eletrônica 24 está também incluída para armazenar, transmitir e/ou processar os sinais e/ou os dados gerados pelo detector de raios gama 22. O número de fontes de nêutrons pulsados 20 e de detectores de raios gama 22 não é limitado. Em uma modalidade, pelo menos um detector de raios gama 22 está configurado para detectar a presença de raios gama e atributos de raios gama. Os detectores de raios gama são geralmente capazes de gerar sinais e/ou dados representativos de raios gama tanto inelásticos quanto de captura.

[00011] A ferramenta 18, além de incluir uma ferramenta de nêutrons pulsados, pode incluir ou de outro modo ser utilizada em conjunto com qualquer número de ferramentas de medição adicionais tal como as ferramentas de ressonância magnética nuclear (RMN), ferramentas de ressonância de quadrapolo nuclear (NQR), ferramentas de resistividade, ferramentas sísmicas, sensores de porosidade e outras. Em uma modalidade, a ferramenta 18 está equipada com um equipa- mento de transmissão para comunicar no final com uma unidade de processamento de superfície 26. Tal equipamento de transmissão pode tomar qualquer forma desejada, e diferentes meios e métodos de transmissão podem ser utilizados. Exemplos de conexões incluem conexões com fio, fibra ótica, sem fio e sistemas baseados em memória.

[00012] Referindo-se à figura 2, uma modalidade exemplar da ferramenta 18 inclui a fonte de nêutrons pulsados 20, e um ou mais detectores de raios gama 22 acoplados na eletrônica 24. Dois dos mecanismos de interação principais que são detectados pelos detectores 22, entre outros, são a captura de nêutrons e dispersão inelástica de nêutrons os quais podem gerar os raios gama induzidos por nêutrons.

[00013] Em uma modalidade, os detectores de raios gama 22 incluem um primeiro detector 28 espaçado por uma primeira distância (D1) da fonte de nêutrons 20. O primeiro detector 28 está configurado para detectar os raios gama como fótons emitidos pela formação 16 como um resultado de irradiação com os nêutrons emitidos da fonte de nêutrons 20. Detectar os fótons inclui contar os fótons, medir a energia de cada fóton detectado, e/ou medir o tempo de detecção com relação ao tempo do pulso de nêutrons. Assim, o primeiro detector 28 pode adquirir dados que são utilizados para prover um espectro de tempo e/ou um espectro de energia.

[00014] Um segundo detector 30 está espaçado por uma segunda distância (D2) da fonte de nêutrons 20. O segundo detector 30 é similar ao primeiro detector 28 com relação a detectar os fótons emitidos pelas formações 16. Em uma modalidade, a segunda distância D2 é maior do que a primeira distância D1. O primeiro detector 28 mais próximo da fonte de nêutrons 20 é referido como um detector de espaço curto (SS) 28 e o segundo detector 30 mais distante da fonte de nêutrons 20 é referido como um detector espaçado extra longo (XLS) 30. Em algumas modalidades, pelo menos um detector adicional, tal como um detector espaçado longo (LS), está posicionado entre o detector SS 28 e o detector XLS 30.

[00015] Uma variedade de indicadores pode ser utilizada para facilitar a análise dos dados de raios gama. Por exemplo, vários indicadores são utilizados para analisar os dados de detecção de raios-gama da ferramenta para facilitar a estimativa de várias propriedades de formação. Um indicador exemplar é um indicador "RIN13", o qual é a razão de fótons de interações de dispersão inelástica de nêutrons rápidos detectados pelo detector SS 28 para os fótons das interações de dispersão inelástica detectados pelo detector XLS 30. Outro indicador exemplar é um indicador "RATO13", o qual é a razão de fótons de interações de captura de nêutrons térmicos detectados pelo detector SS 28 para os fótons de captura detectados pelo detector XLS 30.

[00016] A figura 3 ilustra um método 40 para estimar pelo menos uma propriedade de uma formação terrestre. O método 40 pode ser executado em conjunto com o sistema 10 e/ou a ferramenta de fundo de poço 18, mas não está limitado a isto. O método 40 pode ser utilizado em conjunto com qualquer aparelho ou configuração capaz de fazer as medições de nêutrons pulsados. O método 40 inclui um ou mais estágios 41-46. Em uma modalidade, o método 40 inclui a execução de todos os estágios 41-46 na ordem descrita. No entanto, certos estágios podem ser omitidos, estágios podem ser adicionados, ou a ordem dos estágios mudada.

[00017] No primeiro estágio 41, a ferramenta de nêutrons pulsados 18 é disposta dentro do furo de poço 16, e uma ou mais medições são feitas. O furo de polo 16 pode ser um furo de poço revestido ou um furo de poço aberto. As medições são feitas ativando a fonte de nêutrons 30 e detectando os fótons de raios gama resultantes. Em uma modalidade, uma ou mais medições são feitas para cada uma de uma pluralidade de profundidades de furo de poço.

[00018] Em uma modalidade, a tomada de medições da ferramenta 18 é gravada em relação à profundidade e/ou posição da ferramenta 18, o que é referido como "perfilagem", e uma gravação de tais medições é referida como um "perfil". Exemplos de processos de perfila- gem que podem ser executados pelo sistema 10 e em conjunto com os métodos aqui descritos incluem os processos de medição durante a perfuração (MWD) e perfilagem durante a perfuração (LWD). Exemplos adicionais de processos de perfilagem incluem as medições de perfilagem após a perfuração, perfilagem de cabo, operações de perfi- lagem conduzidas por tubo, perfilagem de drop shot e perfilagem de memória. Os dados recuperados durante estes processos podem ser transmitidos para a superfície, e pode também ser armazenados com a ferramenta de fundo de poço para uma recuperação posterior.

[00019] No segundo estágio 42, a porosidade total da formação em cada ponto de dados é estimada. A porosidade pode ser estimada por qualquer método adequado, incluindo métodos que utilizam perfis de furo aberto e medições baseadas em nêutrons.

[00020] No terceiro estágio 43, um modelo da região de xisto da formação ("modelo de xisto") é gerado. Em uma modalidade, o modelo de xisto é gerado gerando e/ou selecionando um número de modelos de xisto hipotéticos. Cada um dos modelos de xisto hipotéticos incluem várias misturas de constituintes tais como minerais de areia, minerais de argila e elementos - traço. Os dados de medição são então comparados com cada um dos modelos de xisto hipotéticos para determinar o modelo de xisto mais apropriado ou mais próximo. Em uma modali-dade, a concentração de elementos - traço no modelo é estimada com base em valores sigma calculados dos dados de medição.

[00021] No quarto estágio 44, um modelo da região de areia de matriz da formação ("modelo de matriz") é gerado. Em uma modalidade, o modelo de matriz é gerado gerando e/ou selecionando um número de modelos de matriz hipotéticos. O modelo de modelo de matriz é selecionado com base na comparação de modelos de matriz hipotéticos (incluindo quantidades variáveis de areia e/ou outros materiais de matriz e elementos - traço) com os dados de medição.

[00022] No quinto estágio 45, um modelo da formação ("modelo de formação") é gerado. Os modelos de matriz e de xisto selecionados são misturados ou de outro modo combinados para gerar o modelo de formação, como pelos volumes relativos de matriz e de xisto. Por exemplo, o modelo de matriz e o modelo de xisto são combinados como por seus volumes relativos para gerar um modelo de formação final. Opcionalmente, os modelos de matriz, xisto e/ou formação são ajustados com base em quantidades conhecidas e/ou medidas, tal como salinidade.

[00023] Em uma modalidade, os modelos de matriz, xisto e formação são gerados utilizando as medições de porosidade total da formação do estágio 42. Os modelos são construídos com base em, por exemplo, informações referentes ao furo de poço e configurações de ferramenta de fundo de poço e estimativas da composição de formação incluindo a matriz e o xisto, assim como elementos - traço.

[00024] Os cálculos utilizados para construir os modelos podem ser executados através de métodos determinísticos (por exemplo, a equação de transporte de Boltzman) ou simulações tal como a modelagem baseada em Monte Carlo. Em uma modalidade, os modelos são modelos numéricos de Monte Carlo projetados para predizer valores de medição esperados. Os modelos podem incluir as descrições geométricas de geometria de ferramenta e de completamento, fluidos de furo de poço, e minerais e fluidos de formação.

[00025] No sexto estágio 46, o modelo de formação é utilizado para estimar várias propriedades da formação em conjunto com os dados medidos. Comparando os dados medidos versus dados esperados ge- rados como parte do modelo de formação, as propriedades da formação podem ser estimadas. Por exemplo, utilizando o modelo e a porosidade total assim como os dados de nêutrons pulsados, a saturação de água, óleo e/ou gás é estimada.

[00026] As figuras 4 e 5 ilustram uma comparação entre os modelos gerados utilizando técnicas da técnica anterior e modelos gerados pelo método 40 aqui descrito. Esta comparação demonstra a vantagem de modelos e formação com base em porosidade total, como aqui descrito, em relação aos modelos da técnica anterior com base em porosidade efetiva.

[00027] As figuras 4A e 4B ilustram os gráficos de RIN13 e RA- TO13, respectivamente, em relação à porosidade efetiva como praticado na técnica anterior. Neste exemplo, um modelo de um arenito de quartzo puro está mostrado, representado por curvas de linhas de água 50 e curvas de linha de gás 52. Em geral, as curvas representam valores de medição esperados tal como os valores de RIN13 e RA- TO13, para vários constituintes da formação, relativos à porosidade. Por exemplo, uma linha de água representa os valores de medição esperados para a água em uma formação e um furo de poço que têm propriedades específicas.

[00028] As curvas de líquido e gás para um modelo de arenito selecionado estão mostradas, o qual neste exemplo é assumido ser uma formação de arenito de quartzo puro. As figuras 4A e 4B demonstram os dados de RIN13 e RATO13 54 medidos para uma formação de arenito em relação à porosidade efetiva. Como mostrado, os dados medidos 54, não correlacionam bem com o modelo 50, 52. Por exemplo, os dados medidos 54 tendem para zero enquanto que a linha de água 50 tende para cima.

[00029] As figuras 5A e 5B, por outro lado, mostram os gráficos de RIN13 e RATO13, respectivamente, em relação à porosidade total. Um modelo para arenito de quartzo puro está representado pelas linhas de líquido 56 e linhas de gás 58.

[00030] As figuras 6A, 6B e 7-11 ilustram um exemplo do método 40, utilizando os gráficos de RIN13 e RATO13 de modelos hipotéticos e selecionados, assim como os dados de medição baseados em medições de um furo de poço e uma formação circundante feitos por uma ferramenta de nêutrons pulsados. As figuras 6A, 6B, 7 e 8 ilustram a seleção ou a geração de um modelo de xisto para uma região de xisto de uma formação. A figura 9 ilustra a seleção ou a geração de um modelo de matriz para uma região de matriz da formação. A figura 10 ilustra o ajuste dos modelos de xisto e de matriz com base em propriedades de fluido. A figura 11 ilustra o modelo de formação completo.

[00031] O exemplo mostrado nas figuras 6A, 6B e 7-11 representa a geração de um modelo de formação para descrever precisamente uma formação exemplar que inclui 50% de quartzo e 50% de argila. Os modelos aqui descritos são ilustrativos do furo de poço e medições exemplares, e assim não estão limitados aos tipos de formações ou propriedades de formação aqui descritos. Os modelos estão descritos com base em parâmetros selecionados tal como as concentrações constituintes de matriz e de xisto. Os modelos podem também ser gerados ou selecionados utilizando informações conhecidas e/ou medidas adicionais, tal como os constituintes de formação conhecidos, os tamanhos e configurações de ferramenta de fundo de poço, assim como fluidos de furo de poço, materiais de revestimento e materiais de ferramenta de fundo de poço.

[00032] Em uma modalidade, cada modelo aqui descrito está representado por um número de pontos de dados, cada um representando uma medição de nêutrons pulsados e uma profundidade de furo de poço selecionada traçada em relação à porosidade total da formação circundante naquela profundidade. As medições neste exemplo estão representadas por pontos de dados medidos 60. Os pontos de dados de modelo e os pontos de dados medidos representam ou uma razão de RIN13 ou de RATO13 dos sensores SS e XLS. Os pontos de dados medidos 60 não estão limitados a valores de RIN13 ou RATO13, e podem representar quaisquer valores adequados com base em fótons de raios gama detectados no curso de medições de nêutrons pulsados.

[00033] Referindo-se às figuras 6A e 6B, um número de exemplos de modelos de xisto hipotéticos está mostrado. Neste exemplo, múltiplos modelos de xisto hipotéticos são gerados ou selecionados. Estes modelos incluem uma linha de água 62 e uma linha de gás 64 para dolomita pura, uma linha de água 66 e uma linha de gás 68 para calcário puro, uma linha de água 70 e uma linha de gás 72 para arenito puro, uma linha de água 74 e uma linha de gás 76 para uma mistura de 50% de arenito e 50% de ilita (mistura de arenito - ilita), uma linha de água 78 e uma linha de gás 80 para uma mistura de 50% de arenito e 50% de caolinita (mistura e arenito - caolinita), e uma linha de água 82 e uma linha de gás 84 para uma mistura de 50% de arenito e 50% de esmectita (mistura e arenito - esmectita).

[00034] Os pontos de dados medidos 60 são traçados com modelos teóricos para determinar o modelo de xisto hipotético mais próximo. Neste exemplo, o modelo de arenito - ilita 74, 76 é selecionado como tendo a correlação mais próxima com os dados 60. Na seleção do modelo de xisto hipotético, informações adicionais pode ser consideradas, tal como as informações conhecidas referentes à composição de formação.

[00035] Referindo-se à figura 7, modelos de xisto adicionais (mostrados utilizando os valores de RATO13) estão ilustrados representando o modelo de arenito - ilita 74, 76, assim como modelos de xisto adicionais que representam o modelo de arenito - ilita incluindo concentrações variáveis de elementos - traço. Neste exemplo, o boro é sele- cionado como o elemento - traço incluído na mistura de arenito - ilita. Os modelos de xisto adicionais incluem uma linha de água 86 e uma linha de gás 88 para a mistura de arenito - ilita incluindo 100 ppm de boro, uma linha de água 90 e uma linha de gás 92 para a mistura de arenito - ilita incluindo 200 ppm de boro, e uma linha de água 94 e uma linha de gás 96 para a mistura de arenito - ilita incluindo 300 ppm de boro. Os pontos de dados medidos 60 são comparados com estes modelos para determinar o modelo hipotético mais próximo. A coerência entre os resultados de dados medidos e de modelagem teórica é significativamente aperfeiçoada pela introdução de elementos absorso- res de traço na mistura de formação como evidente nestas figuras.

[00036] Em uma modalidade, os valores sigma 98 para cada uma das medições de nêutrons pulsados são calculados e utilizados para determinar a concentração de elemento - traço apropriado a ser utilizada no modelo de xisto. Os valores sigma 98 são analisados, por exemplo, com base em valores sigma conhecidos para elementos selecionados. Neste exemplo, como mostrado na figura 8, os valores sigma 98 são analisados e o sigma de formação é estimado em aproximadamente 40 unidades de captura (cu). Neste caso, é conhecido que o sigma de formação para uma mistura de 50% de arenito de quartzo puro, 50% de argila é 11-12 cu, e que o sigma de formação cresce gradualmente conforme a concentração de boro aumenta. Com base neste conhecimento, e no conhecimento da formação (com base em modelos de xisto anteriores e/ou outras medições), a concentração de boro neste exemplo é determinada ser de aproximadamente 300 ppm. Assim, o modelo 94, 96 é selecionado como o modelo de xisto.

[00037] Referindo-se à figura 9, um número de modelos de matriz hipotéticos está mostrado. Neste exemplo, um modelo de matriz hipotético inclui uma linha de água 100 e uma linha de gás 102 para arenito puro, uma linha de água 104 e uma linha de gás 106 para arenito incluindo 100 ppm de boro, e uma linha de água 108 e uma linha de gás 110 para arenito incluindo 200 ppm de boro. Similarmente como acima, os dados 60 são processados para determinar o modelo hipotético mais próximo.

[00038] Por exemplo, pode ser visto que o modelo de arenito puro 100, 102 não coincide com nenhum ponto de dados medido 60, e assim a formação deve ser estimada ter uma seção transversal de captura de matriz elevada. Modelos de matriz e/ou areia que contêm boro podem ser utilizados, por exemplo, para ilustrar as formações de seção transversal de captura mais alta. O modelo de arenito de 100 ppm de boro 104, 106 coincide com alguns pontos de dados 60 e abrange o maior número de pontos de dados em combinação com o modelo de xisto 94, 96. Assim, neste exemplo, o modelo 104, 106 é selecionado como o modelo de matriz.

[00039] Como mostrado na figura 10, em uma modalidade, propriedades adicionais da formação são incorporadas nos modelos de matriz e de xisto selecionados. As propriedades adicionais podem ser determinadas baseadas em informações conhecidas, medições de nêutrons pulsados e/ou outras medições de furo de poço. Neste exemplo, a salinidade da água e a densidade de óleo e gás na matriz e no xisto são incorporadas em cada modelo. Por exemplo, a linha de água de modelo de matriz 104 é ajustada com base em uma salinidade de 100 quilo- partes por milhão (kppm) para produzir uma linha de água ajustada 112. Além disso, a linha de água de modelo de xisto 94 é ajustada com base em uma salinidade de 54 kppm para produzir uma linha de água ajustada 114.

[00040] As propriedades adicionais também incluem a densidade de óleo, a qual pode ser conhecida com base em dados pré- existentes. Por exemplo, uma linha de óleo 116 para o modelo de matriz está mostrada, e uma linha de óleo 118 para o modelo de xisto es- tá mostrada.

[00041] A figura 11 é outra ilustração dos modelos de matriz e de xisto selecionados, que formam os modelos de formação final. O modelo de formação pode ser utilizado para estimar propriedades tais como saturação e volume bruto. Por exemplo, o modelo de formação é utilizado para deslocar ou de outro modo modificar os dados de nêutrons pulsados (por exemplo, dados de RIN13 e RATO13) para produzir dados de análise de captura que reflitam a quantidade de gás, óleo, água ou outros constituintes. Um exemplo dos dados de análise de captura utilizando o modelo de formação da figura 11 está mostrado na figura 13, a qual inclui as linhas de água, óleo e gás e está abaixo discutido em mais detalhes.

[00042] Em uma modalidade, uma saturação tal como a saturação de óleo ou gás é estimada produzindo gráficos de interpretação com base nos dados de análise de captura. Um gráfico de interpretação exemplar que mostra a saturação de óleo estimada está mostrado na figura 13, a qual está abaixo discutida em mais detalhes.

[00043] Os aparelhos e métodos aqui descritos têm várias vantagens sobre os aparelhos e técnicas da técnica anterior. Os aparelhos e métodos permitem a geração de modelos aperfeiçoados, os quais resultam em estimativas mais precisas de propriedades de formação e reduzem a complexidade de cálculos de propriedade de formação. Por exemplo, os modelos aqui descritos refletem a porosidade total e uma caracterização mais detalhada do xisto, permitindo estimativas mais precisas de valores secos e molhados. Os modelos são vantajosos em relação aos modelos da técnica anterior pelo fato de que a porosidade total inclui os efeitos de porosidade de regiões xistosas, tal como o efeito de água circundada por argila.

[00044] Mais ainda, os aparelhos e métodos aqui descritos simplificam a análise eliminando a necessidade de um ponto de calibração de xisto seco ou uma mineralogia detalhada e composição de argila que não está prontamente disponível de dados de perfil. Além disso, os aparelhos e métodos simplificam a análise pelo fato de que estes não requerem um deslocamento linear para reconciliar os dados medidos e modelados, em contraste com as análises da técnica anterior que requerem termos lineares e não lineares.

[00045] Algumas vantagens dos aparelhos e métodos aqui descritos estão ilustradas pela comparação de dados de análise de perfil de poço de acordo com os métodos aqui descritos com os dados de análise de perfil de poço da técnica anterior. As figuras 12 e 13 ilustram uma comparação entre os dados de análise de perfil de poço produzidos utilizando os modelos aqui descritos e os dados de análise produzidos utilizando os modelos da técnica anterior.

[00046] A figura 12 mostra um perfil de poço da técnica anterior 120 que inclui dados de raios gama 122 para um furo de poço revestido. O perfil de poço da técnica anterior 120 inclui dados de saturação de óleo 124, e dados de análise de captura 134 que incluem as concentrações relativas de gás, água e óleo mostradas pela linha de gás 126 a linha molhada 128 e a linha de óleo 130. O perfil de poço da técnica anterior 120 mostra uma correlação relativamente fraca entre os dados de saturação de óleo 124 e os dados de furo aberto de referência 132, os quais estão baseados nas medições de furo aberto do mesmo furo de poço. Além disso, os dados de análise de captura 134 mostram pouca diferenciação entre as concentrações relativas de água, gás e óleo, como mostrado pela linha de água 128, a linha de gás 126 e a linha de óleo 130.

[00047] A figura 13 mostra um perfil de poço exemplar 140 que inclui dados de análise gerados de acordo com os aparelhos e métodos aqui descritos. O perfil de poço inclui os dados de raios gama 122, os quais são os mesmos que aqueles utilizados para o perfil de poço da técnica anterior 120. Os dados de saturação de óleo 142 claramente estão mais proximamente relacionados com os dados de furo aberto de referência 132 do que os dados de saturação de óleo da técnica anterior 124. Além disso, os dados de análise de captura do perfil de poço 140 mostram uma diferenciação muito mais clara entre a linha de água 144, a linha de gás 146 e a linha de óleo 148, e consequentemente provê uma figura muito mais precisa do que os modelos da téc-nica anterior.

[00048] Em conexão com os ensinamentos aqui, várias análises e/ou componentes analíticos podem ser utilizados, incluindo sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode ter componentes tais como um processador, um meio de armazenamento, uma memória, uma entrada, uma saída, uma conexão de comunicações (com fio, sem fio, lama pulsada, ótica e outras), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinal (digital ou analógico) e outros tais componentes (tais como resistores, capacitores, indutores e outros) para prover a operação e a análise do aparelho e métodos aqui descritos em qualquer um de diversos modos bem apreciados na técnica. É considerado que estes ensinamentos podem ser, mas não precisam ser, implementados em conjunto com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em um meio legível por computador, incluindo memória (ROMs, RAMs), ótico (CD-ROMs) ou magnético (discos, discos rígidos), ou qualquer outro tipo que quando executadas faz com que um computador implemente o método da presente invenção. Estas instruções podem prover a operação do equipamento, controle, coletamento e análise de dados e outras funções consideradas relevantes para um projetista de sistema, proprietário, usuário ou outro tal pessoal, além das funções descritas nesta descrição.

[00049] Alguém versado na técnica reconhecerá que os vários componentes ou tecnologias podem prover certas funcionalidades ou características necessárias ou benéficas. Consequentemente, estas funções e características como podem ser necessárias em suporte das reivindicações anexas e suas variações, são reconhecidas como sendo inerentemente incluídas como uma parte dos ensinamentos aqui e uma parte da invenção descrita.

[00050] Apesar da invenção ter sido descrita com referência a modalidades exemplares será compreendido por aqueles versados na técnica que várias mudanças podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por seus elementos sem afastar do escopo da invenção. Além disso, muitas modificações serão apreciadas por aqueles versados na técnica para adaptar um instrumento, situação ou material específico aos ensinamentos da invenção sem afastar do seu escopo essencial. Portanto, é pretendido que a invenção não seja limitada à modalidade específica descrita como o melhor modo contemplado para executar esta invenção.

Claims (20)

1. Método (40) para estimar pelo menos uma propriedade de uma formação terrestre, caracterizado por compreender: receber dados de nêutrons de pulso medidos gerados por um transportador disposto na formação em que uma fonte de nêutrons disposta no transportador configurada para irradiar a formação com nêutrons, em que medir a radiação emitida pela formação em resposta à irradiação da formação com nêutrons, é medida por pelo menos um detector de raios gama; construir por um processador em comunicação com o pelo menos um detector de raios gama, um modelo de matriz preditivo de uma formação, o modelo de matriz preditivo incluindo uma resposta de medição esperada para uma quantidade selecionada de um material de matriz, em que construir inclui gerar uma pluralidade de modelos de matrizes hipotéticos, cada modelo de matriz hipotético tendo uma quantidade diferente de um material de matriz, comparar a pluralidade de modelos de matriz hipotéticos com os dados de nêutrons pulsados medidos e selecionar um modelo de matriz hipotético que mais perto se correlaciona com os dados de nêutrons pulsados medidos; construir pelo processador um modelo de xisto preditivo se-parado da formação, o modelo de xisto preditivo incluindo uma resposta de medição esperada para uma quantidade selecionada de um material de xisto e uma estimativa de uma concentração de pelo menos um elemento traço, em que construir o modelo de xisto preditivo inclui gerar uma pluralidade de modelos de xisto hipotéticos, cada modelo de xisto hipotético tendo uma mistura diferente de pelo menos um material de xisto, subsequentemente, comparar a pluralidade de modelos de xisto hipotéticos aos dados de nêutrons pulsados medidos e selecionar um modelo de xisto hipotético que se correlaciona de maneira mais próxima com os dados de nêutrons pulsados medidos; combinar, pelo processador, o primeiro modelo e o segundo modelo para gerar um modelo de formação; e comparar os dados de nêutrons pulsados medidos com o modelo misturado para estimar a pelo menos uma propriedade.

2. Método (40) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modelo de matriz preditiva e o modelo de xisto preditivo incluem dados de medição de nêutrons pulsados esperados e uma porosidade total da formação.

3. Método (40) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende estimar a concentração do pelo menos um elemento-traço com base em valores sigma derivados dos dados de nêutrons pulsados medidos.

4. Método (40) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um elemento-traço é selecionado de pelo menos um dentre boro, gadolínio e samário.

5. Método (40) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma propriedade é pelo menos uma de uma saturação de hidrocarboneto e uma saturação de água.

6. Método (40) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a geração dos dados de nêutrons pulsados através de uma ferramenta de nêutron pulsada disposta em um furo de poço na formação de terra.

7. Método (40) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modelo de matriz inclui uma quantidade selecionada de um material de areia e o modelo de xisto inclui uma mistura selecionada de um material de areia e o material de xisto.

8. Método (40) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que cada modelo de matriz hipotético tem uma concentração diferente de pelo menos um elemento-traço..

9. Método (40) de acordo com a reivindicação 8, caracteri- zado pelo fato de que cada um da pluralidade de modelos de matriz hipotéticos inclui concentrações selecionadas de material de areia, material de argila e pelo menos um mineral - traço.

10. Método (40) de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o material de areia inclui pelo menos um de arenito, calcário e dolomita.

11. Método (40) de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de modelos de matriz hipotéticos e a pluralidade de modelos de xisto hipotéticos incluem, cada um, dados de medição de nêutrons pulsados esperados em uma profundidade selecionada, plotados em relação aos valores de porosidade total.

12. Método (40) de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que ainda compreende ajustar o modelo de xisto hipotético selecionado com base em uma concentração do pelo menos um elemento-traço, a concentração do pelo menos um elemento- traço baseada em valores sigma derivados dos dados de nêutrons pulsados medidos.

13. Aparelho (18) para estimar pelo menos uma propriedade de uma formação terrestre, caracterizado por compreender: um transportador configurado para ser disposto dentro da formação; uma fonte de nêutrons (20) disposta no transportador e configurada para irradiar a formação com nêutrons; pelo menos um detector (22) disposto no transportador e configurado para medir os raios gama emitidos pela formação e gerar os dados de medição de raios gama; e um processador (24) em comunicação com o pelo menos um detector para receber os dados de medição de raios gama, o processador (24) configurado para: construir um modelo de matriz preditiva de uma formação, o modelo de matriz preditiva incluindo uma resposta de medição esperada para uma quantidade selecionada de um material de matriz, o modelo de matriz preditivo construído pela geração de uma pluralidade de modelos de matrizes hipotéticos, cada modelo de matriz hipotético tendo uma quantidade diferente de um material de matriz, comparando a pluralidade de modelos de matriz hipotéticos com os dados de nêutrons pulsados medidos e selecionando um modelo de matriz hipotético que mais perto se correlaciona com os dados de nêutrons pulsados medidos; construir um modelo de xisto preditivo separado da formação, o modelo de xisto preditivo incluindo uma resposta de medição esperada para uma quantidade selecionada de um material de xisto e uma estimativa de uma concentração de pelo menos um elemento- traço, o modelo de xisto preditivo construído pela geração de uma pluralidade modelos de xisto hipotéticos, cada modelo de xisto hipotético tendo uma mistura diferente de pelo menos um material de xisto, subsequentemente, comparar a pluralidade de modelos de xisto hipotéticos aos dados de nêutrons pulsados medidos e selecionar um modelo de xisto hipotético que se correlaciona de maneira mais próxima com os dados de nêutrons pulsados medidos; combinar o modelo de matriz e o modelo de xisto para gerar um modelo de formação; e comparar os dados de medição de raios gama com o modelo de formação para estimar a pelo menos uma propriedade.

14. Aparelho de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o modelo de matriz preditivo e o modelo de xisto preditivo incluem os dados de medição de raios gama esperados e uma porosidade total da formação.

15. Aparelho de acordo com a reivindicação 13, caracteri- zado pelo fato de que o processador (24) é configurado para estimar a concentração do pelo menos um elemento-traço com base em valores sigma derivados dos dados de medição de raios gama.

16. Aparelho de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um detector inclui um primeiro detector localizado em uma primeira distância da fonte de nêutrons (20) e um segundo detector localizado em uma segunda distância da fonte de nêutrons (20), a segunda distância sendo maior do que a primeira distância.

17. Aparelho de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o transportador é configurado para ser disposto em um furo de poço na formação de terra.

18. Aparelho de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o modelo de matriz inclui uma quantidade selecionada de um material de areia, e o modelo de xisto inclui uma mistura selecionada de um material de areia e o material de xisto.

19. Aparelho de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que cada modelo de matriz hipotético tem uma concentração diferente de pelo menos um elemento-traço.

20. Aparelho de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de modelos de matriz hipotéticos e a pluralidade de modelos de xisto hipotéticos incluem, cada um, dados de medição de nêutrons pulsados esperados em uma profundidade selecionada, plotados em relação aos valores de porosidade total.

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