BR112012023306B1

BR112012023306B1 - Método e aparelho configurado para avaliar uma formação da terra

Info

Publication number: BR112012023306B1
Application number: BR112012023306-8A
Authority: BR
Inventors: Qianmei Zhang; Constantyn Chalitsios
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2010-03-15
Filing date: 2011-03-02
Publication date: 2020-02-18
Also published as: GB2519011A; GB2519011B; NO20120953A1; GB201500403D0; US8849573B2; WO2011115747A2; WO2011115747A3; GB2493642A; BR112012023306A2; US20110224906A1; GB2493642B; NO344571B1; GB201215637D0

Abstract

método e aparelho para a medição de porosidade neutrônica usando uma rede neural. a presente invenção refere-se a um método de estimar a porosidade da formação usando uma rede neural para as ferramentas de porosidade neutrônica. no estágio de treinamento, a relação de próximo para distante, as variáveis ambientais, tais como a mineralogia, o tamanho do furo do poço, a compensação, etc., são alimentadas para as entradas e a rede neural é treinada para obter a verdadeira porosidade relacionada (a saída). a rede neural treinada é implantada no firmware da ferramenta para a medição da porosidade em tempo real, sendo responsável pelos efeitos ambientais considerados durante o treinamento.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO E APARELHO CONFIGURADO PARA AVALIAR UMA FORMAÇÃO DA TERRA.

ANTECEDENTES DA DIVULGAÇÃO

1. Campo da Divulgação [001] Esta divulgação refere-se a um método e aparelho da perfilagem de furos de poço da terra e particularmente ao método e aparelho para fornecer uma indicação da porosidade da formação da terra que é substancialmente independente dos fatores ambientais, tais como mineralogia, tamanho do furo do poço, contrapeso da ferramenta, salinidade, temperatura, pressão etc.

2. A Técnica Relacionada [002] Conhece-se bem na técnica anterior a utilização de uma fonte de nêutron e um par de detectores de radiação espaçados para fornecer uma indicação da porosidade da formação. Com tais dispositivos da técnica anterior, a fonte de nêutron pode ser ou uma fonte química (tal como uma fonte de Am-Be) ou um gerador de nêutron pulsado. Os detectores podem ser ou detectores de nêutron térmicos ou detectores de nêutron epitérmicos. Geralmente, é a relação das contrataxas dos detectores próximos e distantes (a relação próxima para distante) que é indicativa da porosidade da formação. No entanto, sabe-se bem que os fatores ambientais, tais como mineralogia, tamanho do furo do poço, contrapeso da ferramenta, contrapeso da ferramenta, salinidade, temperatura, pressão no furo do poço e formação etc., podem afetar a relação e, portanto, a medição da porosidade. O documento de Patente U.S. 4.137.450 para Hopkinson ensina o uso de diferentes portões para fornecer uma estimativa melhorada da porosidade da formação na presença de salinidade da formação quando uma fonte de nêutron pulsado for usada. Outros efeitos ambientais, tais como a mineralogia, o contrapeso da ferramenta e o tamanho do

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2/12 furo do poço, etc. não foram direcionados. A presente divulgação ensina um método e aparelho de obter uma estimativa melhorada da porosidade da formação em tempo real durante a perfuração que simultaneamente são responsáveis por esses fatores ambientais. O método e aparelho também são capazes de lidar com outros fatores ambientais. As técnicas semelhantes também podem ser usadas na medição da densidade da formação para registrar os fatores ambientais.

SUMÁRIO DA DIVULGAÇÃO [003] Uma modalidade da divulgação é um método de avaliar uma formação da terra. O método inclui: usar um sensor conduzido em um furo do poço para fazer uma medição indicativa de uma propriedade da formação da terra; usar os sensores adicionais para fazer as medições adicionais indicativas de fatores ambientais que afetam a medição feita pelo sensor; usar uma rede neural treinada (NN) para estimar um valor da propriedade da formação ao usar simultaneamente a medição e as medições adicionais; e desempenhar as operações adicionais usando o valor estimado da propriedade.

[004] Uma outra modalidade da divulgação é um aparelho configurado para avaliar uma formação da terra. O aparelho inclui: um sensor configurado para ser conduzido em um furo do poço e fazer uma medição indicativa de uma propriedade da formação da terra; uma pluralidade de sensores adicionais configurada para fazer as medições adicionais indicativas dos fatores ambientais que afetam a medição feita pelo sensor; uma rede neural treinada (NN) configurada para estimar um valor da propriedade da formação ao usar simultaneamente a medição e as medições adicionais; e um processador configurado para desempenhar as operações adicionais que usam o valor estimado da propriedade.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [005] Para uma compreensão detalhada da presente divulgação,

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3/12 deve-se fazer referência à descrição detalhada seguinte, tomada em conjunto com os desenhos em anexo:

[006] a figura 1 é uma vista em elevação de um sistema de perfuração exemplificativo adequado para o uso com a presente divulgação; [007] a figura 2 é uma vista em elevação lateral, parcialmente em seção transversal, da ferramenta de perfilagem nuclear de acordo com a presente invenção;

[008] a figura 3a mostra uma Rede Neural (NN) para a estimação da porosidade da formação de acordo com uma primeira modalidade da presente divulgação;

[009] a figura 3b mostra uma NN para a estimação da porosidade da formação de acordo com uma segunda modalidade da presente divulgação; e [0010] a figura 4 mostra uma NN para a estimação da densidade da formação de acordo com uma terceira modalidade da presente divulgação.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA DIVULGAÇÃO [0011] Os ensinamentos da presente divulgação podem ser aplicados em inúmeras disposições para geralmente melhorar a estimativa da porosidade da formação durante a perfuração ao usar as medições de inúmeras variáveis ambientais diferentes durante a perfuração. Algumas das medições ambientais podem ser feitas durante a perfuração enquanto para outra variável ambiental, as medições, a priori, podem ser usadas.

[0012] A figura 1 é um diagrama esquemático de um sistema de perfuração exemplificativo 100 que inclui uma coluna de perfuração dotada de uma montagem de perfuração presa a sua extremidade de fundo que inclui uma unidade de condução de acordo com uma modalidade da divulgação. A figura 1 mostra uma coluna de perfuração 120 que inclui uma montagem de perfuração ou montagem de fundo de

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4/12 poço (BHA) 190 conduzida em um furo do poço 126. O sistema de perfuração 100 inclui um guindaste convencional 111 erguido em uma plataforma ou piso 112 que suporta uma mesa giratória 114 que é girada por um movedor principal, tal como um motor elétrico (não mostrado), em uma velocidade de rotação desejada. Uma tubulação (tal como os tubos de sondagem unidos) 122, que tem a montagem de perfuração 190, presa em sua extremidade de fundo se estende da superfície até o fundo 151 do furo do poço 126. Uma broca 150, presa à montagem de perfuração 190, desintegra as formações geológicas quando girada para perfurar o furo do poço 126. A coluna de perfuração 120 é acoplada a um guincho de perfuração 130 através de uma junta Kelly 121, tornel 128 e linha 129 através de uma polia. O guincho de perfuração 130 é operado para controlar o peso sobre a boca (WOB). A coluna de perfuração 120 pode ser girada por um acionamento de topo (não mostrado) em vez de pelo o movedor principal e a mesa giratória 114. Alternativamente, uma tubulação espiralada pode ser usada como a tubulação 122. Um injetor de tubulação 114a pode ser usado para conduzir a tubulação espiralada que tem a montagem de perfuração presa a sua extremidade de fundo. As operações do guincho de perfuração 130 e do injetor de tubulação 114a são bem conhecidas na técnica e, então, não são descritas em detalhes no presente.

[0013] Um fluido de perfuração 131 adequado (também referido como a lama) de uma fonte 132 dele, tal como um poço de lama, circula sob pressão através da coluna de perfuração 120 por uma bomba de lama 134. O fluido de perfuração 131 passa da bomba de lama 134 para a coluna de perfuração 120 por meio de um amortecedor de surto de pressão 136 e a linha de fluido 138. O fluido de perfuração 131a da coluna tubular de perfuração descarrega no fundo do furo do poço 151 através de aberturas na broca 150. O fluido de perfuração de retorno

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131b circula de maneira ascendente no furo através do espaço anular 127 entre a coluna de perfuração 120 e o furo do poço 126 e retorna para o poço de lama 132 por meio de uma linha de retorno 135 e tela de detritos de perfuração 185 que remove os detritos de perfuração 186 do fluido de perfuração de retorno 131b. Um sensor S1 na linha 138 fornece a informação sobre a taxa de fluxo de fluido. Um sensor de torque de superfície S2 e um sensor S3 associado com a coluna de perfuração 120 respectivamente fornecem a informação sobre o torque e a velocidade de rotação da coluna de perfuração 120. A velocidade da injeção na tubulação é determinada a partir do sensor S5, enquanto o sensor S6 fornece a carga do gancho da coluna de perfuração 120.

[0014] Em algumas aplicações, a broca 150 é girada apenas ao girar o tubo de perfuração 122. No entanto, em muitas outras aplicações, um motor de fundo de poço 155 (motor de lama) disposto na montagem de perfuração 190 também gira a broca 150. A ROP para uma dada BHA depende enormemente do WOB ou da força de empuxo na broca 150 e sua velocidade de rotação.

[0015] O motor de lama 155 é acoplado à broca 150 por um eixo de acionamento disposto em uma montagem de mancal 157. O motor de lama 155 gira a broca 150 quando o fluido de perfuração 131 passa através do motor de lama 155 sob pressão. A montagem de mancal 157, em um aspecto, suporta as forças radial e axial da broca 150, o empuxo descendente do motor de lama 155 e o carregamento ascendente reativo do peso sobre a broca aplicado.

[0016] Uma unidade de controle de superfície ou controlador 140 recebe sinais dos sensores e dispositivos de fundo de poço por um sensor 143 colocados na linha de fluido 138 e sinais dos sensores S1 a S6 e outros sensores usados no sistema 100 e processa tais sinais de acordo com as instruções programadas fornecidas para a unidade de controle de superfície 140. A unidade de controle de superfície 140

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6/12 exibe parâmetros de perfuração desejados e outra informação sobre um visor/monitor 142 que é utilizado por um operador para controlar as operações de perfuração. A unidade de controle de superfície 140 pode ser uma unidade baseada em computador que pode incluir processador 142 (tal como um microprocessador), um dispositivo de armazenamento 144, tal como uma memória de estado sólido, fita ou disco rígido, e um ou mais programas de computador 146 no dispositivo de armazenamento 144 que são acessíveis ao processador 142 para executar as instruções contidas em tais programas. A unidade de controle de superfície 140 pode se comunicar adicionalmente com uma unidade de controle remoto 148. A unidade de controle de superfície 140 pode processar os dados relacionados às operações de perfuração, dados dos sensores e dispositivos na superfície, dados recebidos do fundo de poço, e pode controlar uma ou mais operações dos dispositivos de fundo de poço e de superfície.

[0017] A BHA também pode conter os sensores ou dispositivos de avaliação da formação (também referidos como sensores medição durante perfuração (MWD) ou perfilagem durante perfuração (LWD)) que determinam a resistividade, densidade, porosidade, permeabilidade, propriedades acústicas, propriedades de ressonância magnética nuclear, pressões da formação, propriedades ou características do fundo de poço com fluidos e outras propriedades desejadas da formação 195 que circundam a montagem de perfuração 190. Tais sensores são geralmente conhecidos na técnica e, por conveniência, são geralmente denotados no presente pelo número 165. A montagem de perfuração 190 pode incluir adicionalmente uma variedade de outros sensores e dispositivos 159 para determinar uma ou mais propriedades da BHA (tais como vibração, momento de flexão, aceleração, oscilações, giro, deslizamento por atrito, etc.) e parâmetros de operação para perfuração, tais como peso sobre a broca, taxa de fluxo de fluido, pres

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7/12 são, temperatura, taxa de penetração, azimute, face da ferramenta, rotação da broca, etc.). Por conveniência, todos os tais sensores são denotadas pelo número 159.

[0018] A montagem de perfuração 190 inclui um aparelho ou ferramenta de direção 158 para orientar a broca 150 ao longo de um percurso de perfuração desejado. Em um aspecto, o aparelho de direção pode incluir uma unidade de condução 160, que tem inúmeros membros de aplicação de força 161a a 161n, em que a unidade de condução está parcialmente integrada ao motor de perfuração. Em uma outra modalidade, o aparelho de direção pode incluir uma unidade de condução 158 que tem um sub encurvado e um primeiro dispositivo de direção 158a para orientar o sub curvado no furo do poço e o segundo dispositivo de direção 158b para manter o sub curvado ao longo de uma direção de perfuração selecionada.

[0019] O sistema MWD pode incluir sensores para medir as variáveis ambientais, tais como o tamanho do furo do poço, contrapeso da ferramenta, mineralogia da formação, e salinidade do fluido da formação, e um processador configurado para usar as medições ambientais junto com as medições feitas por um sensor de porosidade neutrônica, para fornecer uma estimativa da porosidade da formação. A Patente U.S. 7.548.817 de Hassan et al., que tem o mesmo cessionário que a presente divulgação e os conteúdos da qual são incorporados no presente por meio de referência, revela um método e aparelho para a avaliação da formação usando-se a posição estimada da ferramenta no furo do poço. As medições de calibre feitas durante a rotação de uma montagem de fundo de poço são processadas para estimar a localização da BHA, e o tamanho e o formato do furo do poço. Um procedimento de encaixe elíptico referente à peça pode ser usado. Estas estimativas podem ser usadas para corrigir as medições feitas por um sensor de avaliação da formação sensível à compensação, tal como

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8/12 uma ferramenta de porosidade neutrônica. A Patente U.S. 7.205.535 de Madigan et al., que tem o mesmo cessionário que o presente pedido e os conteúdos da qual são incorporados ao presente por meio de referência, revela a análise da fabricação e do elemento de uma formação da terra que usa as medições de uma ferramenta de perfilagem neutrônica pulsada. A análise do elemento pode ser feita ao aplicar um procedimento de encaixe usando-se os espectros de elemento conhecidos para os espectros medidos feitos por uma ferramenta de perfilagem neutrônica pulsada e medições naturais de raio gama. Da análise do elemento, uma estimativa da mineralogia da formação é feita tratando o problema como um da Programação Linear (que maximiza uma função objetiva submetida às restrições de igualdade e/ou não igualdade). A salinidade da formação pode ser estimada usando-se as medições de resistividade e/ou ao amostrar o fluido da formação.

[0020] Referindo-se à figura 2, mostra-se um diagrama dos componentes básicos para uma ferramenta de porosidade neutrônica 210 de acordo com a presente divulgação. Esta ferramenta compreende um colar para broca que contém uma fonte de nêutron 212 e duas montagens de detector de nêutron espaçadas 214 e 216. Todos os três componentes são colocados excentricamente de modo que eles estejam próximos da formação. O detector mais próximo da fonte de nêutron será referido como o detector próximo e aquele mais distante será referido como o detector distante.

[0021] Conforme discutido na Patente U.S. 5.278.758 de Perry et al., que tem o mesmo cessionário que a presente divulgação e os conteúdos da qual são incorporados no presente por meio de referência, a ferramenta 210 é colocada em serviço ao carregá-la com uma fonte química vedada (tipicamente um Amerício Berílio Curie 5) e afundando-a em uma formação. Os nêutrons rápidos (média aproximada 4,4 MeV) são continuamente emitidos pela fonte e estes se propagam pa

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9/12 ra a formação. Os nêutrons rápidos interagem com a formação e são desacelerados (termalizados) pelo hidrogênio que está presente no ambiente em volta da ferramenta.

[0022] A maioria dos nêutrons que são emitidos pela fonte são termalizados e absorvidos pela formação em volta da ferramenta. Alguns dos nêutrons térmicos restantes serão, então, contados pó pelos detectores próximos ou pelos distantes e contribuem para os dados coletados pela ferramenta.

[0023] Alcança-se a calibração da ferramenta ao usar as formações laboratoriais. Estas formações especialmente construídas permitem que a resposta da ferramenta seja caracterizada por várias porosidades, tamanho do furo do poço e litologias. Em qualquer dada formação laboratorial a medição básica que é feita a partir da ferramenta é a razão. A razão é computada ao dividir a taxa de contagem próxima pela taxa de contagem distante. Depois de a razão ter sido caracterizada, em todas as formações laboratoriais, é possível gerar as curvas de calibração. Essas curvas de calibração traduzem a razão das ferramentas na porosidade de uma formação que é perfilada.

[0024] Os métodos para ilustrar a estimação da porosidade da formação são mostrados nas figuras 3 e 4. Mostra-se na figura 3 uma Rede Neural dotada de uma única camada escondida 303. A camada de entrada 301 inclui inúmeros processadores retratados por 311, 313, 315 e 317. A entrada para a camada de entrada pode incluir as medições, tais como a relação de próximo/distante da ferramenta de porosidade neutrônica, o tamanho do furo do poço, a compensação da ferramenta a partir da parede do furo do poço, a mineralogia da formação, a salinidade do fluido do furo do poço, a salinidade do fluido da formação, a densidade do fluido do furo do poço, a temperatura do fluido do furo do poço, a temperatura da formação, a pressão do fluido do furo do poço, a pressão de poro da formação, etc. A lista não é desti

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10/12 nada a ser completa e, conforme notado acima, algumas das medições podem ser feitas durante o processo de perfuração enquanto outras medições podem ser, a priori, do conhecimento da subsuperfície ou dos furos de poço previamente perfurados. A camada escondida 303 inclui uma pluralidade de processadores e a camada de saída neste exemplo tem um único processador.

[0025] No exemplo mostrado, o processador da camada de saída

305 fornece uma combinação ponderada dos produtos das saídas dos processadores da camada escondida 305. O produto de cada um dos processadores na camada escondida é uma combinação ponderada dos produtos dos processadores 311, 313, 315... 317 da camada de entrada que podem ser as medições ou podem ser uma função das medições.

[0026] O treinamento da NN compreende fornecer um conjunto de valores de entrada (definidos como uma amostra) para a camada de entrada. A saída 331 da camada de saída 305 é comparada ao valor conhecido da porosidade que corresponde ao conjunto de valores de entrada para a amostra. Na fase de treinamento, isso é feito para um conjunto de amostras chamado de conjunto de treinamento e os pesos em cada um dos processadores é ajustado para melhorar uma compatibilidade entre as saídas 331 e os valores de porosidade conhecidos para cada conjunto de valores de entrada no conjunto de treinamento. O processo de treinamento é terminado quando a convergência é alcançada. A convergência pode ser determinada quando a alteração incremental nos pesos muito pequena ou depois de uma dada quantidade de amostras ter sido processada.

[0027] Seguindo-se a fase de treinamento, os pesos são mantidos fixos e uma pluralidade de amostras chamada de o conjunto de teste é processada usando-se a NN com os pesos fixos. Se notar-se um bom acordo entre as porosidades preditas e reais no conjunto de teste,

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11/12 então, consideração que a NN esteja preparada, e instala-se a NN no processador da BHA ou do sistema de processamento de dados na superfície para o uso durante as operações de perfuração. Se o acordo bom não for notado no conjunto de teste entre a saída da NN e a porosidade real, então, a treinamento adicional é realizada.

[0028] Voltando-se agora para a figura 3b, mostra-se uma outra modalidade da divulgação para a estimação da porosidade da formação. Como na figura 3a, mostram-se uma camada de entrada 301', uma camada escondida 303' e uma camada de saída 305', junto com as entradas 311', 313', 315'... 317'. A diferença se encontra no que a saída da camada de saída é uma relação de Próximo/Distante estimada para a ferramenta de porosidade, para que a treinamento seja fornecida para combinar a saída da camada de saída 305' à relação de Próximo/Distante. Uma vez que a NN tiver sido preparada e testada, na aplicação da NN, a porosidade é estimada a partir da relação de Próximo/Distante produzida da NN.

[0029] Deve-se notar que o método da presente divulgação não se limita ao exemplo mostrado. O método também é aplicável usando uma variedade de variáveis ambientais tais como a compensação, o tamanho do furo do poço, peso da lama, temperatura, pressão, furo do poço salinidade. Mais do que uma camada escondida pode ser usada. A saída pode ser a porosidade, as taxas de contagem nos detectores, ou a relação de próximo para distante corrigida da qual a porosidade pode ser estimada. O método pode ser usado para as medições da porosidade neutrônica térmica assim como as medições da porosidade epitérmica. A quantidade de detectores não se limita a dois. O método pode ser usado tanto nos ambientes de cabo de perfilagem quanto na perfilagem durante a perfuração. O método também pode ser usado na estimação de densidade da formação. Isso é discutido sem seguida com relação à figura 4.

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12/12 [0030] A figura 4 mostra uma modalidade da divulgação para a estimação da densidade da formação. Como na figura 3a, mostram-se uma camada de entrada 401, uma camada escondida 403 e uma camada de saída 405, junto com as entradas 411, 413, 415... 317'. Uma diferença é que a saída da camada de saída é uma densidade estimada para uma ferramenta de densidade, e a entrada para a camada de entrada inclui uma taxa de contagem de detector próximo normalizada por fonte, e taxa de contagem de detector distante normalizado por fonte, compensação e tamanho do furo do poço.

[0031] Uma vez que os valores da porosidade ou densidade da formação tiverem sido estimados, esses valores estimados podem ser usados para operações adicionais. Essas operações adicionais podem incluir as operações adicionais de perfilagem no furo do poço, teste nas zonas selecionadas no furo do poço para avaliar as propriedades do reservatório, seleção de zonas no furo do poço para as operações de completação e produção, e seleção de locais para perfurar os furos de poço adicionais.

[0032] O processamento das medições pode ser feito usando-se processadores que incluem os meios legíveis por computador. Os meios legíveis por computador individuais podem incluir (i) uma ROM, (ii) uma EPROM, (iii) uma EAROM, (iv) uma EEPROMs, (v) uma memória rápida, (vi) uma RAM, (vii) uma unidade rígida, ou (viii) um disco óptico.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método de avaliação de uma formação geológica, o método sendo caracterizado por compreender:

usar uma ferramenta de porosidade de nêutrons conduzida em um poço para fazer uma medição indicativa de uma porosidade da formação geológica, a ferramenta de porosidade de nêutrons tendo uma pluralidade de detectores;

usar pelo menos um sensor adicional para fazer pelo menos uma medição adicional indicativa de pelo menos um fator ambiental que afeta a medição feita pelo sensor;

usar uma rede neural treinada (NN) na ferramenta para estimar um valor de porosidade da formação em tempo real enquanto perfura usando simultaneamente a medição e pelo menos uma medição adicional como um conjunto de valores de entrada; e executar operações adicionais usando o valor estimado da porosidade, em que a estimativa do valor de porosidade compreende ainda estimar uma relação entre uma medição feita por um primeiro dentre a pluralidade de detectores e um segundo dentre a pluralidade de detectores.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a estimativa do valor de porosidade compreende ainda o uso de NN para estimar uma relação entre uma medição feita por um primeiro dentre a pluralidade de detectores e um segundo dentre a pluralidade de detectores.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos um fator ambiental que afeta a medição feita pelo sensor é selecionado a partir de: (i) um tamanho do poço, (ii) um contrapeso da ferramenta, (iii) uma mineralogia da formação, (iv) uma salinidade do fluido de poço, (v) uma salinidade do fluido da formação, (vi) uma densidade do fluido do poço, (vii) uma temperatura do

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2/5 fluido do poço, (viii) uma temperatura da formação, (ix) uma pressão do fluido do poço ou (x) uma pressão na formação.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a medição e pelo menos uma medição adicional são inseridas em uma camada de entrada da NN e o valor de porosidade estimado é um produto de uma camada de saída da NN.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender ainda colocar o sensor e pelo menos um sensor adicional em uma ferramenta conduzida em um poço usando um dispositivo de condução selecionado a partir de: (i) uma coluna tubular de perfuração ou (ii) um cabo de aço.
6. Dispositivo configurado para avaliar uma formação geológica, o dispositivo sendo caracterizado por compreender:

uma ferramenta de porosidade de nêutrons configurada para ser conduzida em um poço e fazer uma medição indicativa de uma porosidade da formação geológica, a ferramenta de porosidade de nêutrons tendo uma pluralidade de detectores;

pelo menos um sensor adicional configurado para fazer pelo menos uma medição adicional indicativa de pelo menos um fator ambiental que afeta a medição feita pelo sensor;

uma rede neural treinada (NN) na ferramenta configurada para estimar um valor de porosidade da formação em tempo real durante a perfuração, usando simultaneamente a medição e pelo menos uma medição adicional como um conjunto de valores de entrada; e um processador configurado para executar operações adicionais usando o valor estimado de porosidade, em que estimar o valor de porosidade compreende ainda estimar uma relação entre uma medição feita por um primeiro dentre a pluralidade de detectores e um segundo dentre a pluralidade de detectores.
7. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 6, caracteri

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3/5 zado pelo fato de que a NN é ainda configurada para estimar uma relação entre uma medição feita por um primeiro dentre a pluralidade de detectores e um segundo dentre a pluralidade de detectores.
8. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um sensor adicional é configurado para medir os fatores ambientais selecionados a partir de: (i) um tamanho do poço, (ii) um contrapeso da ferramenta, (iii) uma mineralogia da formação, (iv) uma salinidade do fluido de poço, (v) uma salinidade do fluido da formação, (vi) uma densidade do fluido do poço, (vii) uma temperatura do fluido do poço, (viii) uma temperatura da formação, (ix) uma pressão do fluido do poço ou (x) uma pressão na formação.
9. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a medição e pelo menos uma medição adicional são inseridas em uma camada de entrada da NN e o valor de porosidade estimado é um produto de uma camada de saída da NN.
10. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o sensor e o pelo menos um sensor adicional (165) são colocados em uma ferramenta conduzida em um poço usando um dispositivo de condução selecionado a partir de: (i) uma coluna tubular de perfuração ou (ii) um cabo de aço.
11. Método de avaliação de uma formação geológica, o método caracterizado por compreender:

usar uma ferramenta de densidade de raios gama que tem uma pluralidade de detectores conduzidos em um poço para fazer uma medição indicativa de uma densidade da formação geológica;

usar pelo menos um sensor adicional para fazer pelo menos uma medição adicional indicativa de pelo menos um fator ambiental que afeta a medição feita pela ferramenta de densidade de raios gama;

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4/5 usar uma rede neural treinada (NN) na ferramenta para estimar um valor de densidade da formação em tempo real enquanto perfura usando simultaneamente a medição e pelo menos uma medição adicional como um conjunto de valores de entrada; e executar outras operações relacionadas à formação geológica usando o valor estimado da propriedade.
12. Dispositivo configurado para avaliar uma formação geológica, o dispositivo caracterizado por compreender:

uma ferramenta de densidade de raios gama configurada para ser conduzida em um poço e fazer uma medição indicativa de uma densidade da formação geológica, a ferramenta de porosidade de nêutrons tendo uma pluralidade de detectores;

pelo menos um sensor adicional configurado para fazer pelo menos uma medição adicional indicativa de pelo menos um fator ambiental que afeta a medição feita pelo sensor;

uma rede neural treinada (NN) na ferramenta configurada para estimar um valor de densidade da formação em tempo real enquanto perfura usando simultaneamente a medição e pelo menos uma medição adicional como um conjunto de valores de entrada; e um processador configurado para executar outras operações relacionadas à formação geológica usando o valor estimado da densidade.
13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a rede neural tem um produto de pelo menos um dentre: i) porosidade, ii) uma taxa de contagem em pelo menos um detector e iii) uma relação próximo-para-distante corrigida indicativa de porosidade.
14. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que operações adicionais compreendem pelo menos uma dentre: i) operações de perfilagem adicionais no poço; ii) testa

Petição 870190124135, de 27/11/2019, pág. 21/26

5/5 gem de zonas selecionadas no poço para avaliar propriedades do reservatório; iii) seleção de zonas no poço para completação, iv) operações de produção e v) seleção de locais para perfuração de poços adicionais.
15. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que operações adicionais compreendem pelo menos uma dentre: i) operações de perfilagem adicionais no poço; ii) testagem de zonas selecionadas no poço para avaliar propriedades do reservatório; iii) seleção de zonas no poço para completação; iv) operações de produção, e v) seleção de locais para perfuração de poços adicionais.