BR112015029284B1

BR112015029284B1 - DIRECT NUMERICAL SIMULATION OF PETROPHYSICAL PROPERTIES BASED ON IMAGES UNDER SIMULATED STRESS AND DEFORMATION CONDITIONS

Info

Publication number: BR112015029284B1
Application number: BR112015029284-4A
Authority: BR
Inventors: Friedrich Joanne; Lane Nathan; Toms Julianna
Original assignee: Bp Corporation North America Inc
Priority date: 2013-08-06
Filing date: 2014-08-06
Publication date: 2022-11-29
Also published as: BR112015029284A2

Abstract

SIMULAÇÃO NUMÉRICA DIRETA DE PROPRIEDADES PETROFÍSICAS BASEADA EM IMAGENS SOB CONDIÇÕES SIMULADAS DE ESTRESSE E DEFORMAÇÃO Sistema de testes para realizar simulação numérica direta com base em imagem para caracterizar propriedades petrofísicas de uma amostra de rocha sob a condição de deformação simulada, por exemplo, como representativas das condições do subsolo. Um volume de imagem digital, que corresponde a imagens tomográficas por raios-x de uma amostra de rocha, é segmentada em suas fases elásticas significativas, tais como espaço poroso, fração de argila, contatos de grão e tipo mineral, e coberta com uma malha não estruturada de elementos finitos. Uma deformação simulada é aplicada à imagem segmentada do volume, e a malha não estruturada deformada resultante é analisada numericamente, por exemplo por meio de simulação numérica direta, para determinar as propriedades petrofísicas desejadas.IMAGE-BASED DIRECT NUMERICAL SIMULATION OF PETROPHYSICAL PROPERTIES UNDER SIMULATED STRESS AND DEFORMATION CONDITIONS Test system for performing image-based direct numerical simulation to characterize petrophysical properties of a rock sample under the simulated deformation condition, for example, as representative of the underground conditions. A digital image volume, which corresponds to x-ray tomographic images of a rock sample, is segmented into its significant elastic phases, such as pore space, clay fraction, grain contacts and mineral type, and covered with a mesh. unstructured finite element structure. A simulated strain is applied to the segmented volume image, and the resulting strained unstructured mesh is analyzed numerically, for example by direct numerical simulation, to determine the desired petrophysical properties.

Description

BACKGROUND OF THE INVENTION

[0001] Esta revelação refere-se genericamente a métodos e sistemas para a análise de imagens de amostras de rocha para determinar suas propriedades petrofisicas.[0001] This disclosure refers generally to methods and systems for analyzing images of rock samples to determine their petrophysical properties.

[0002] Na produção de hidrocarbonetos, a obtenção de estimativas precisas de propriedades petrofisicas do subsolo de formações rochosas é importante para a avaliação dos volumes de hidrocarbonetos contidos nas formações rochosas e para a formulação de uma estratégia de extração dos hidrocarbonetos da formação rochosa. Tradicionalme_nte, as amostras da formação de rocha, tal como de amostras de testemunho ou aparas de perfuração, são submetidas a testes laboratoriais fisicos para medir propriedades petrofisicas, tais como: permeabilidade, porosidade, fator de formação, módulo de elasticidade e similares. Como é conhecido na técnica, algumas destas medições exigem longos periodos de tempo, que se estendem, dependendo da natureza da própria rocha, por vários meses em alguns casos. O equipamento utilizado para fazer essas medições também pode ser bastante oneroso.[0002] In the production of hydrocarbons, obtaining accurate estimates of petrophysical properties of the subsoil of rock formations is important for assessing the volumes of hydrocarbons contained in rock formations and for formulating a strategy for extracting hydrocarbons from the rock formation. Traditionally, rock formation samples, such as core samples or drill cuttings, are subjected to physical laboratory tests to measure petrophysical properties, such as: permeability, porosity, formation factor, modulus of elasticity and the like. As is known in the art, some of these measurements require long periods of time, which extend, depending on the nature of the rock itself, to several months in some cases. The equipment used to make these measurements can also be quite expensive.

[0003] Frequentemente, propriedades petrofisicas da rocha são medidas em laboratório em condições ambientais, com a amostra de rocha à temperatura ambiente e pressão atmosférica superficial. No entanto, o ambiente da subsuperficie da rocha na formação pode diferir significativamente da das condições ambientais de laboratório. Por exemplo, o peso da sobrecarga de sedimentos na rocha de formação, que aumenta com o aumento da profundidade no subsolo, provoca a compactação da formação de rocha, o que se reflete em porosidade e permeabilidade reduzidas, em comparação com as condições ambientes superficiais.[0003] Often, petrophysical properties of the rock are measured in the laboratory under ambient conditions, with the rock sample at room temperature and surface atmospheric pressure. However, the subsurface environment of the rock in the formation can differ significantly from that of laboratory environmental conditions. For example, the weight of sediment overload in the formation rock, which increases with increasing depth underground, causes compaction of the rock formation, which is reflected in reduced porosity and permeability, compared to surface ambient conditions.

[0004] Formações de rocha subsuperficiais também estão' sujeitas a mudanças em condições de tensão/def ormação. .in situ como resultado do desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos. Por exemplo, as condições de estresse em um ponto de uma formação rochosa ao lado de um poço perfurado serão diferentes das originais, em condições de estresse in situ naquele mesmo ponto antes da perfuração. Além disso, a injeção e extração de fluidos de poros, como ocorre em campos de produção, define as alterações na pressão do fluido nos poros daquela antes da produção, o quê também provoca alterações nas situações- de estresse in situ. Diferentes condições de tensão ou deformação destas e de outras causas podem alterar significativamente as propriedades petrofisicas da rocha em relação à mesma rocha em condições ambientais. Naturalmente, são as propriedades petrofisicas subsuperficiais da rocha nas suas condições de estresse in situ que têm maior interesse para fins de pesquisa, desenvolvimento, e produção do campo.[0004] Subsurface rock formations are also subject to changing stress/strain conditions. .in situ as a result of hydrocarbon development and production. For example, the stress conditions at a point in a rock formation next to a drilled well will differ from the original, in situ stress conditions at that same point before drilling. In addition, the injection and extraction of pore fluids, as occurs in production fields, defines changes in fluid pressure in the pores before production, which also causes changes in in situ stress situations. Different stress or deformation conditions from these and other causes can significantly alter the petrophysical properties of the rock in relation to the same rock under environmental conditions. Naturally, it is the subsurface petrophysical properties of the rock under its in situ stressed conditions that are of most interest for research, development, and field production purposes.

[0005] Para compensar o efeito das mudanças no estresse em situ, medições laboratoriais convencionais de porosidade, permeabilidade, condutividade elétrica, e outras propriedades petrofisicas pode ser medida fisicamente no laboratório sob uma variedade de condições de tensão e deformação. Tem-se observado, no entanto, que o tempo necessário de equipamento e técnico para aplicar artificialmente estas condições físicas em laboratório pode ser proibitivamente caro, em comparação com ensaios realizados sob as condições ambientais, e pode também exigir significativamente mais tempo para se levar a cabo, especialmente para tipos complexos de rochas. Além disso, a variedade de condições de tensão e deformação aplicadas em laboratório para a medição de uma propriedade petrofísica particular, é, muitas vezes, bastante limitado e pode não representar exatamente as condições in situ da subsuperfície.[0005] To compensate for the effect of changes in in situ stress, conventional laboratory measurements of porosity, permeability, electrical conductivity, and other petrophysical properties can be physically measured in the laboratory under a variety of stress and strain conditions. It has been noted, however, that the equipment and technician time required to artificially apply these physical conditions in the laboratory can be prohibitively expensive compared to tests carried out under ambient conditions, and can also require significantly more time to take cable, especially for complex rock types. Furthermore, the range of stress and strain conditions applied in the laboratory for the measurement of a particular petrophysical property is often quite limited and may not accurately represent in situ subsurface conditions.

[0006] Mesmo se o equipamento para medir propriedades da rocha sob estresse e pressão confinantes estiver disponível, a estimativa de propriedades petrofísicas de uma dada amostra de rocha sob várias condições diferentes de tensão/deformação muitas vezes não é possível, porque a microestrutura da amostra de rocha pode ser permanentemente deformada por um ou mais dos ciclos de carga e descarga de tensão/deformação. Essa deformação pode ocorrer, por exemplo, quando a medição das propriedades petrofísicas de uma dada amostra de rocha inicialmente sob condições de estresse hidrostático (ou seja, em que a amostra é submetida a pressão confinante uniforme) e, em seguida, a medição das propriedades petrofísicas da mesma rocha sob condições de stress uniaxial (ou seja, onde o estresse é aplicado em apenas uma única direção, sem aplicação de estresse em todas as outras direções). Nesse caso, as iterações subsequentes do experimento de medição na mesma amostra podem resultar em valores de propriedades petrofísicas diferentes ou qualquer outra alteração no comportamento físico que não seja representativa da verdadeira resposta de tensão/deformação da rocha. As propriedades petrofisicas medidas na segunda e nas subsequentes experiências de estresse podem, assim, diferirem significativamente dos valores reais procurados in situ para aquelas experiências de estresse.[0006] Even if equipment to measure rock properties under confining stress and pressure is available, the estimation of petrophysical properties of a given rock sample under several different stress/strain conditions is often not possible, because the microstructure of the sample of rock can be permanently deformed by one or more of stress/strain loading and unloading cycles. Such deformation can occur, for example, when measuring the petrophysical properties of a given rock sample initially under conditions of hydrostatic stress (i.e. where the sample is subjected to uniform confining pressure) and then measuring the properties petrophysical measurements of the same rock under conditions of uniaxial stress (i.e., where stress is applied in only a single direction, with no stress applied in all other directions). In this case, subsequent iterations of the measurement experiment on the same sample may result in different petrophysical property values or any other change in physical behavior that is not representative of the true stress/strain response of the rock. The petrophysical properties measured in the second and subsequent stress experiments may thus differ significantly from the actual values sought in situ for those stress experiments.

[0007] Por causa do custo e do tempo necessário' para medir diretamente as propriedades petrofisicas, a técnica de "simulação numérica direta" foi desenvolvida para estimar eficientemente propriedades fisicas de amostras de rocha, tais como porosidade, permeabilidade absoluta, permeabilidade relativa, fator de formação, módulo de elasticidade, e outras semelhantes, incluindo amostras de tipos de rochas dificeis, tais como compactos de areia e gás ou carbonatos. De acordo com esta abordagem, uma imagem tomográfica tridimensional da amostra de rocha é obtida, por exemplo por meio de um effcâner tomográfico computadorizado (CT na sigla em inglês). Voxels no volume de imagem tridimensional são "segmentadas" (por exemplo, pelo "limiar" de seus valores de brilho ou por outra abordagem) para distinguir a matriz da rocha do espaço vazio. É então realizada a simulação numérica do escoamento de fluido ou outro comportamento fisico, tais como elasticidade ou condutividade elétrica, a partir da qual a porosidade, permeabilidade (absoluta e/ou relativa), propriedades elásticas, propriedades elétricas, e similares, podem ser derivadas. Uma variedade de métodos numéricos pode ser aplicada para resolver ou aproximar as equações fisicas que simulam o comportamento apropriado. Estes métodos incluem os métodos Lattice-Boltzmann, elemento finito, diferença finita, volume numérico finito e semelhantes.[0007] Because of the cost and time needed to directly measure the petrophysical properties, the "direct numerical simulation" technique was developed to efficiently estimate physical properties of rock samples, such as porosity, absolute permeability, relative permeability, factor of formation, modulus of elasticity, and the like, including samples from difficult rock types such as sand and gas compacts or carbonates. According to this approach, a three-dimensional tomographic image of the rock sample is obtained, for example by means of a computed tomographic (CT) effcaner. Voxels in the three-dimensional image volume are "segmented" (eg by "thresholding" their brightness values or by another approach) to distinguish the rock matrix from empty space. Numerical simulation of fluid flow or other physical behavior, such as elasticity or electrical conductivity, is then performed, from which porosity, permeability (absolute and/or relative), elastic properties, electrical properties, and the like can be derived. . A variety of numerical methods can be applied to solve or approximate physical equations that simulate appropriate behavior. These methods include Lattice-Boltzmann, finite element, finite difference, finite numerical volume, and the like.

[0008] No entanto, simulação numérica direta convencional é geralmente limitada a amostras de rochas em condições de tensâo/deformação ambiente, em que as imagens obtidas de imagens tomográficas por raios X ou outras técnicas de imagiologia (por exemplo, FIBSEM) são geralmente adquiridas em condições ambientais. Isto porque o equipamento mecânico necessário para induzir as condições de tensão/deformação não é rotineiramente ligado a equipamentos de imagiologia, ou podem não ser viáveis de serem ligados deste modo, devido à natureza de um ou ambos dispositivos de imagiologia e mecânicos. Naqueles casos em que os testes de imagiologia e mecânicos forem combinados, tais como a utilização de suportes especiais de amostras que sejam transparentes a tomografia de raios-X, tais aparelhos experimentais combinados são altamente especializados e extremamente caros, e podem envolver riscos para a saúde e segurança.[0008] However, conventional direct numerical simulation is generally limited to rock samples under ambient stress/strain conditions, where images obtained from X-ray tomographic images or other imaging techniques (eg FIBSEM) are usually acquired under environmental conditions. This is because the mechanical equipment needed to induce stress/strain conditions are not routinely connected to imaging equipment, or may not be feasible to be connected in this way, due to the nature of one or both of the imaging and mechanical devices. In those cases where imaging and mechanical testing are combined, such as using special sample holders that are transparent to X-ray tomography, such combined experimental apparatus is highly specialized and extremely expensive, and may involve health risks. and security.

BRIEF SUMMARY OF THE INVENTION

[0009] Concretizações da presente invenção proporcionam um sistema e método para simular as condições do subsolo encontradas em formações de rocha na simulação numérica direta de processos físicos a partir dos quais são derivadas as propriedades petrofísicas.[0009] Embodiments of the present invention provide a system and method for simulating subsurface conditions encountered in rock formations in direct numerical simulation of physical processes from which petrophysical properties are derived.

[0010] Concretizações da presente invenção proporcionam tal sistema e método para reduzir substancialmente o tempo e os custos dos testes laboratoriais tradicionais, melhorando.a precisão destes testes.[0010] Embodiments of the present invention provide such a system and method to substantially reduce the time and cost of traditional laboratory tests, while improving the accuracy of these tests.

[0011] Concretizações da presente invenção proporcionam tal sistema e método que pode ser implementado no equipamento convencional de ensaio e análise.[0011] Embodiments of the present invention provide such a system and method that can be implemented in conventional testing and analysis equipment.

[0012] Outros objetos e vantagens das concretizações da presente invenção serão evidentes aos peritos com habilidades comuns na técnica tendo como referência a seguinte.especificação, juntamente com os seus desenhos.[0012] Other objects and advantages of embodiments of the present invention will be apparent to those skilled in the art by reference to the following specification, together with the drawings thereof.

[0013] Concretizações da presente invenção podem ser implementadas em um método de análise, sistema e meio legível por computador que armazene as instruções de programa executáveis para realizar esta análise, com base em imagem tridimensional (3D) de uma amostra de rocha, em que os voxels ou outras porções da imagem 3D correspondente ao material sólido na amostra de rocha são diferenciados a partir de voxels ou outras porções da imagem correspondentes a poros na amostra de rocha. Uma malha não estruturada sobreposta às regiões da imagem que correspondem ao material sólido, seguido pela aplicação numérica de uma deformação simulada, na natureza de tensão, deformação, força, deslocamento, ou semelhante, a essa a malha não estruturada, por exemplo, mediante condições de contorno para um sistema de elemento finito de equações. A deformação simulada pode representar o ambiente subsuperficial da amostra de rocha em sua posição original na formação. Os efeitos da deformação simulada, tal como representado por alterações na malha não estruturada, destinam-se a imitar as deformações na amostra de rocha com os níveis de tensão ou deformação na subsuperfície. Pelo menos uma propriedade petrofísica da amostra de rocha é, em seguida, numericamente ou analiticamente determinada para a malha nao estruturada, como deformada pela deformação simulada.[0013] Embodiments of the present invention can be implemented in an analysis method, system and computer-readable medium that stores the executable program instructions to perform this analysis, based on a three-dimensional (3D) image of a rock sample, in which voxels or other portions of the 3D image corresponding to solid material in the rock sample are differentiated from voxels or other portions of the image corresponding to pores in the rock sample. An unstructured mesh superimposed on regions of the image corresponding to the solid material, followed by the numerical application of a simulated strain, in the nature of stress, strain, force, displacement, or the like, to this unstructured mesh, for example, under conditions boundary for a finite element system of equations. The simulated deformation can represent the subsurface environment of the rock sample in its original position in the formation. Simulated deformation effects, as represented by changes in the unstructured mesh, are intended to mimic deformations in the rock sample with subsurface stress or strain levels. At least one petrophysical property of the rock sample is then numerically or analytically determined for the unstructured mesh as deformed by the simulated deformation.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0014] A Figura IA é um diagrama de blocos genérico que ilustra exemplos de fontes de amostras de rocha para um sistema de teste construído e operando de acordo com' concretizações da invenção. . . ..[0014] Figure 1A is a generic block diagram illustrating examples of rock sample sources for a test system constructed and operating in accordance with' embodiments of the invention. . . ..

[0015] A Figura 1B é um diagrama elétrico, na forma de blocos, de um sistema de teste para a análise de amostras de rocha de acordo com concretizações da invenção.[0015] Figure 1B is an electrical diagram, in block form, of a test system for the analysis of rock samples according to embodiments of the invention.

[0016] A Figura 1C é um diagrama elétrico, em forma de bloco, da construção de um dispositivo de computação do sistema da Figura 1B, de acordo com concretizações da invenção.[0016] Figure 1C is an electrical diagram, in block form, of the construction of a computing device of the system of Figure 1B, according to embodiments of the invention.

[0017] A Figura 2 é um diagrama de fluxo que ilustra um método de funcionamento de um sistema de teste para a análise de amostras de rocha, de acordo com concretizações da invenção.[0017] Figure 2 is a flowchart illustrating a method of operating a test system for analyzing rock samples, in accordance with embodiments of the invention.

[0018] A Figura 3A é uma microf otograf ia em corte transversal de uma amostra de rocha para as quais concretizações da invenção podem ser aplicadas.[0018] Figure 3A is a cross-sectional microphotograph of a rock sample to which embodiments of the invention can be applied.

[0019] As Figuras 3B a 3D são representações digitais da amostra de rocha da Figura 3A, para as quais concretizações da invenção podem ser aplicadas.[0019] Figures 3B to 3D are digital representations of the rock sample of Figure 3A, to which embodiments of the invention can be applied.

[0020] A figura 3E é um gráfico que ilustra uma malha digital não estruturada como aplicada a uma representação digital de uma amostra de rocha, antes da deformação.[0020] Figure 3E is a graph illustrating an unstructured digital mesh as applied to a digital representation of a rock sample, prior to deformation.

[0021] A figura 3F é um gráfico que ilustra a malha digital aplicada da Figura 3E num exemplo de campo de tensões simuladas e a correspondente deformação do espaço poroso, de acordo com concretizações da invenção.[0021] Figure 3F is a graph illustrating the applied digital mesh of Figure 3E in an example of simulated stress field and the corresponding deformation of the pore space, according to embodiments of the invention.

[0022] As Figuras 4A a 4F são representações digitais de uma amostra de rocha, à qual uma concretização que envolve a análise das regiões de contacto dos grãos é aplicada.[0022] Figures 4A to 4F are digital representations of a rock sample, to which an embodiment involving the analysis of grain contact regions is applied.

[0023] Figuras 4G e 4H são gráficos que ilustram a consideração das regiões de contacto de grãos conforme descrito em relação à concretização ilustrada nas Figuras 4A a 4F.[0023] Figures 4G and 4H are graphs illustrating the consideration of grain contact regions as described in relation to the embodiment illustrated in Figures 4A to 4F.

[0024] As Figuras 5A a 5D são diagramas de fluxo que ilustram o método da Figura 2 de acordo com cada uma das várias concretizações da invenção.[0024] Figures 5A to 5D are flowcharts illustrating the method of Figure 2 in accordance with each of the various embodiments of the invention.

[0025] A Figura 6 é um gráfico da porosidade de uma amostra de rocha versus mudança de volume resultante do deslocamento aplicado numa direção, tal como determinado por aplicação de uma concretização da invenção.[0025] Figure 6 is a graph of the porosity of a rock sample versus volume change resulting from displacement applied in one direction, as determined by application of an embodiment of the invention.

[0026] A Figura 7 é uma comparação das vistas em corte transversal que resultam da conversão da grade não estruturada após deformação por um estresse simulado para grades estruturadas de diferentes graus de resolução, de acordo com uma concretização da invenção que corresponde à Figura 5B.[0026] Figure 7 is a comparison of the cross-sectional views resulting from the conversion of the unstructured grid after deformation by a simulated stress to structured grids of different degrees of resolution, according to an embodiment of the invention that corresponds to Figure 5B.

[0027] A Figura 8 é um gráfico da permeabilidade direcional de uma amostra de rocha contra a porosidade, tal como determinado pela aplicação de uma concretização da invenção.[0027] Figure 8 is a graph of the directional permeability of a rock sample against porosity as determined by applying an embodiment of the invention.

[0028] A Figura 9 é uma representação gráfica do fator de formação de uma amostra de rocha contra a porosidade, tal como determinado pela aplicação de uma concretização da invenção.[0028] Figure 9 is a graphical representation of the formation factor of a rock sample against porosity as determined by applying an embodiment of the invention.

[0029] A Figura 10 é um gráfico do indice de resistividade de uma amostra de rocha contra saturação de água, como determinado pela aplicação de uma concretização da invenção.[0029] Figure 10 is a graph of the resistivity index of a rock sample against water saturation, as determined by application of an embodiment of the invention.

DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0030] Esta invenção será descrita em conexão com suas concretizações, ou seja, como implementado nos correspondentes métodos, sistemas e software para analisar amostras de formações de subsuperficie por meio de simulação numérica direta, com a tensão e as pressões numericamente aplicadas a essas amostras para investigar efeitos subsuperficiais de tensão em situ e outras condições, da maneira que se espera que a presente invenção seja particularmente benéfica quando utilizada para tais resultados. No entanto, entende-se que a invenção pode ser vantajosamente utilizada em outras aplicações, por exemplo para replicar testes de laboratório mecânico, e para determinação de outras propriedades fisicas além daquelas descritas no presente relatório descritivo. Por conseguinte, deve-se entender que a descrição seguinte é fornecida apenas a titulo de exemplo, e não se destina a limitar o verdadeiro âmbito desta invenção tal como reivindicado.[0030] This invention will be described in connection with its embodiments, that is, as implemented in the corresponding methods, systems and software for analyzing samples of subsurface formations by means of direct numerical simulation, with stress and pressures numerically applied to these samples to investigate subsurface effects of in situ stress and other conditions, in the way that the present invention is expected to be particularly beneficial when used for such results. However, it is understood that the invention can be advantageously used in other applications, for example to replicate mechanical laboratory tests, and for determination of physical properties other than those described in the present specification. Therefore, it is to be understood that the following description is provided by way of example only, and is not intended to limit the true scope of this invention as claimed.

[0031] Concretizações desta invenção dirigem-se a sistemas e métodos de simulação numérica de propriedades petrofisicas sob tensão/deformação simuladas decorrentes da aplicação numérica de condições de contorno de tensão, deformação, força ou deslocamento e a solução numérica de equações constitutivas adequadas para elasticidade, que relacionam tensões, deformações e outras propriedades do material. Mais especificamente, um sistema de testes executa uma simulação numérica direta baseada em imagem das propriedades petrofísicas de uma amostra de rocha, onde a deformação é resultado da aplicação numérica de condições de contorno para tensão, deformação, força ou deslocamento e a solução numérica das equações ' constitutivas apropriadas. Além disso, a aplicação de condições de contorno de tensão, deformação, força ou deslocamento específicas podem representar uma ou mais condições do subsolo, tal como as condições de estresse in situ experimentadas pela rocha na sua localização inicial abaixo da superfície. Outras condições de contorno além de tensão, deformação, força e deslocamento, tais como as que envolvem rotações, deslocamentos dependentes de taxa ou deformação, e similares, bem como aquelas formulações que podem ser utilizadas para resolver problemas que envolvem plasticidade e outras não linearidades, entre outras, podem, alternativamente, ser utilizadas em conexão com as concretizações descritas, e são contempladas como estando dentro do âmbito das reivindicações. ■[0031] Embodiments of this invention are directed to systems and methods of numerical simulation of petrophysical properties under simulated stress/strain arising from the numerical application of boundary conditions of stress, strain, force or displacement and the numerical solution of suitable constitutive equations for elasticity , which relate stresses, strains and other material properties. More specifically, a test system performs a direct image-based numerical simulation of the petrophysical properties of a rock sample, where strain is the result of numerically applying boundary conditions for stress, strain, force or displacement and numerically solving the equations ' Appropriate constituents. In addition, the application of specific stress, strain, force, or displacement boundary conditions may represent one or more subsurface conditions, such as the in situ stress conditions experienced by the rock in its initial subsurface location. Boundary conditions other than stress, strain, force, and displacement, such as those involving rotations, rate- or strain-dependent displacements, and the like, as well as those formulations that can be used to solve problems involving plasticity and other nonlinearities, among others, may alternatively be used in connection with the described embodiments, and are contemplated as being within the scope of the claims. ■

[0032] Embora certas concretizações sejam descritas no presente relatório descritivo com referência à análise dos efeitos das condições de tensão/deformação da subsuperfície sobre as propriedades petrofísicas da rocha, entende-se que essas concretizações também podem ser utilizadas para explorar o efeito geral de diferentes trajetórias de tensão/deformação sobre as propriedades petrofísicas da rocha, mesmo que tais trajetórias possam ou não corresponder diretamente a condições de tensão/deformação subsuperficiais ou a evolução de condições de tensão/deformação subsuperficiais. Em particular, de acordo com algumas concretizações, aumentos graduais ou incrementais de tensão ou deformação podem ser aplicados numericamente, com propriedades petrofisicas simuladas a cada passo incremental. Essas condições de tensão/defõrmaçâo podem ficar em analogia direta corri experimentos tradicionais de laboratório destinados a testar as propriedades mecânicas da rocha, tais experimentos incluem testes hidrostáticos, compressão uniaxial, tensão uniaxial, ensaios triaxiais e afins.[0032] Although certain embodiments are described in the present specification with reference to the analysis of the effects of subsurface stress/strain conditions on the petrophysical properties of the rock, it is understood that these embodiments can also be used to explore the general effect of different stress/strain trajectories on the petrophysical properties of the rock, even though such trajectories may or may not directly correspond to subsurface stress/strain conditions or the evolution of subsurface stress/strain conditions. In particular, according to some embodiments, gradual or incremental increases in stress or strain can be applied numerically, with petrophysical properties simulated at each incremental step. These stress/strain conditions can be in direct analogy with traditional laboratory experiments designed to test the mechanical properties of rock, such experiments include hydrostatic tests, uniaxial compression, uniaxial stress, triaxial tests and the like.

[0033] A Figura IA ilustra, em nivel elevado, a aquisição de amostras de rocha e a sua análise de acordo com concretizações desse método. Entende-se que concretizações da presente invenção serão especialmente benéficas na análise de amostras de rocha a partir de formações subsuperficiais que forem importantes na produção 'de petróleo e gás. Desse modo, a figura IA ilustra ambientes 100 a partir da qual amostras de rocha 104 a ser analisadas pelo sistema de teste 102 podem ser obtidas, de acordo com várias concretizações. Nestes exemplos ilustrados,- amostras de rochas 104 podem ser obtidas a partir de sistema de perfuração terrestre 106 ou sistema de perfuração marinha (oceano, mar, lago, etc.) 108, cada um dos quais é utilizado para extrair recursos, tais como hidrocarbonetos (petróleo, gás natural, etc.), água e semelhantes. Como é fundamental na técnica, a otimização das operações de produção de petróleo e gás é largamente influenciada pela estrutura e as propriedades fisicas das formações rochosas no qual o sistema de perfuração terrestre 106 ou sistema de perfuração marinha 108 estiver perfurando ou já tenha perfurado no passado.[0033] Figure IA illustrates, at a high level, the acquisition of rock samples and their analysis according to embodiments of this method. It is understood that embodiments of the present invention will be especially beneficial in the analysis of rock samples from subsurface formations that are important in oil and gas production. Thus, Figure 1A illustrates environments 100 from which rock samples 104 to be analyzed by test system 102 may be obtained, in accordance with various embodiments. In these illustrated examples, rock samples 104 can be obtained from land drilling system 106 or marine drilling system (ocean, sea, lake, etc.) 108, each of which is used to extract resources such as hydrocarbons (oil, natural gas, etc.), water and the like. As is fundamental in the art, the optimization of oil and gas production operations is largely influenced by the structure and physical properties of the rock formations into which the land drilling system 106 or marine drilling system 108 is drilling or has drilled in the past. .

[0034] Entende-se que, em concretizações da presente invenção, a maneira pela qual são obtidas amostras de rocha 104, e a forma fisica dessas amostras, pode variar amplamente. Exemplos de amostras de rocha 104 úteis em conexão com concretizações da presente invenção incluem amostras de testemunho de núcleo, amostras de testemunho de parede lateral, amostras de afloramento, aparas de perfuração e amostras de rocha sintéticas geradas em laboratório, tais como pacotes de areia e pacotes cimentados.[0034] It is understood that, in embodiments of the present invention, the manner in which rock samples 104 are obtained, and the physical form of such samples, can vary widely. Examples of rock samples 104 useful in connection with embodiments of the present invention include core core samples, sidewall core samples, outcrop samples, drill cuttings, and laboratory generated synthetic rock samples such as sand packs and cemented packages.

[0035] Como ilustrado na Figura IA, o ambiente 100 inclui um sistema de teste 102 que está configurado para analisar imagens 128 de amostras de rocha 104, a fim de determinar as propriedades fisicas da rocha subsuperficial correspondente, tais propriedades, incluem propriedades petrofisicas no contexto de exploração e produção de óleo e gás. A Figura 1B ilustra, de forma genérica, os componentes constituintes do sistema de teste 102 na realização de tal análise.[0035] As illustrated in Figure 1A, the environment 100 includes a test system 102 that is configured to analyze images 128 of rock samples 104 in order to determine the physical properties of the corresponding subsurface rock, such properties include petrophysical properties in the context of exploration and production of oil and gas. Figure 1B illustrates, in general form, the constituent components of the test system 102 in performing such an analysis.

[0036] De um modo geral, o sistema de teste 102 inclui dispositivo de imagem 122 para a obtenção de imagens bidimensionais (2D) ou tridimensionais (3D), bem como outras representações, de amostras de rocha 104, tais imagens e representações incluem pormenores da estrutura interna dessas amostras de rochas 104. Um exemplo de dispositivo de imagiologia 122 é um escâner de tomografia computadorizada (CT) por. raio X, que, como conhecido na técnica emite radiação de raios-X 124 que interage com um objeto e mede a atenuação do referido raio-X de radiação 124 pelo objeto a fim de gerar uma imagem de sua estrutura interna e constituintes. O tipo particular, a construção, ou outros atributos do tomógrafo 122 podem corresponder ao de qualquer tipo de dispositivo por raios-X, tal como um micro aparelho de tomogràfia computadorizada, capaz de produzir uma imagem representativa da estrutura interna da amostra de rocha 104. Neste exemplo, o dispositivo de imagem 122 gera uma ou mais imagens 128 da amostra de rocha 104 e encaminha as imagens 128 para o dispositivo de computação 120.[0036] Generally speaking, the test system 102 includes imaging device 122 for obtaining two-dimensional (2D) or three-dimensional (3D) images, as well as other representations, of rock samples 104, such images and representations include details of the internal structure of such rock samples 104. An example of an imaging device 122 is a computed tomography (CT) scanner. X-ray, which as known in the art emits X-ray radiation 124 which interacts with an object and measures the attenuation of said X-ray radiation 124 by the object in order to generate an image of its internal structure and constituents. The particular type, construction, or other attributes of the CT scanner 122 may correspond to any type of X-ray device, such as a micro CT scanner, capable of producing a representative image of the internal structure of the rock sample 104. In this example, imaging device 122 generates one or more images 128 of rock sample 104 and forwards the images 128 to computing device 120.

[0037] A forma das imagens 128 produzidas pelo dispositivo de imagem 122, neste exemplo, pode estar sob_ a forma de um volume tridimensional (3D) da imagem digital que consiste em ou é produzida a partir de uma pluralidade de seções bidimensionai-s (2D) da amostra de rocha 104 . Neste caso, cada volume da imagem é dividido em elementos regulares 3D chamados elementos de volume, ou mais vulgarmente "voxels". Em geral, cada voxel é cúbico, com lado de comprimento igual nas direções x, y, e z. Volume de imagem digital 128 em si, por outro lado, podem conter números de diferentes de voxels nas direções x, y, e z. Cada voxel dentro de um volume digital tem um valor numérico associado, ou amplitude, que representa as propriedades materiais relativas da amostra escaneada naquele local do meio representado pelo volume digital. A gama destes valores numéricos, vulgarmente conhecido como escala de cinzas, depende do tipo de volume digital, da granularidade dos valores (por exemplo, 8 bits ou 16 bits valores), e semelhantes. Por exemplo, valores de dados de 16 bits permitem que os voxels de um volume de imagem tomográfica por raios-X ter amplitudes que variam de 0 a 65.536, com uma granularidade de 1.[0037] The shape of the images 128 produced by the imaging device 122, in this example, may be in the form of a three-dimensional (3D) volume of the digital image consisting of or produced from a plurality of two-dimensional sections ( 2D) of rock sample 104. In this case, each image volume is divided into regular 3D elements called volume elements, or more commonly "voxels". In general, each voxel is cubic, with sides of equal length in the x, y, and z directions. Digital image volume 128 itself, on the other hand, can contain different numbers of voxels in the x, y, and z directions. Each voxel within a digital volume has an associated numerical value, or range, that represents the relative material properties of the scanned sample at that middle location represented by the digital volume. The range of these numerical values, commonly known as grayscale, depends on the type of digital volume, the granularity of the values (eg, 8-bit or 16-bit values), and the like. For example, 16-bit data values allow voxels in an X-ray tomographic image volume to have amplitudes ranging from 0 to 65,536, with a granularity of 1.

[0038] Como mencionado acima, o dispositivo de imagiologia 122 encaminha as imagens 128 para o dispositivo de computação 120, o qual no exemplo da Figura 1B pode ser qualquer tipo de dispositivo de computação convencional, por exemplo, um microcomputador ou estação de trabalho, um computador portátil, um servidor, um tablet, e semelhantes, e como tal o dispositivo de computação 120 inclui componentes de hardware e software, tipicamente encontrados em um dispositivo de computação convencional. Como mostrado na Figura 1B, estes componentes de hardware e de software do dispositivo 120 de computação incluem a ferramenta de teste 130 que está configurada para analisar as imagens 128 para determinar as propriedades petrofisicas da amostra de rocha 104 sob uma ou mais condições de deformação simulada, incluindo condições de tensão e deformação que possam ser encontradas em formações rochosas na subsuperficie. Neste"aspecto, ferramenta de teste 130 pode ser implementada como software, hardware ou uma combinação de ambos, incluindo a lógica necessária e útil, instruções, rotinas e algoritmos para executar a funcionalidade e os processos descritos em maior detalhe abaixo. De maneira geral, a ferramenta de teste de 130 está configurada para analisar volume de imagem 128 da amostra de rocha 104 e executar a simulação numérica das propriedades petrofisicas sob a deformação simulada representando condições de formações rochosas da subsuperficie.[0038] As mentioned above, the imaging device 122 forwards the images 128 to the computing device 120, which in the example of Figure 1B can be any type of conventional computing device, for example, a microcomputer or workstation, a laptop computer, a server, a tablet, and the like, and as such computing device 120 includes hardware and software components typically found in a conventional computing device. As shown in Figure 1B, these hardware and software components of the computing device 120 include the test tool 130 that is configured to analyze the images 128 to determine the petrophysical properties of the rock sample 104 under one or more simulated deformation conditions. , including stress and strain conditions that may be encountered in subsurface rock formations. In this" aspect, test tool 130 may be implemented as software, hardware, or a combination of both, including necessary and useful logic, instructions, routines, and algorithms to perform the functionality and processes described in greater detail below. Generally speaking, the test tool 130 is configured to analyze image volume 128 of the rock sample 104 and perform numerical simulation of the petrophysical properties under simulated deformation representing conditions of subsurface rock formations.

[0039] A Figura IC ilustra genericamente a arquitetura do dispositivo de computação 120 no sistema de teste de 102 de acordo com concretizações da invenção. Nesta arquitetura exemplar, o dispositivo de computação 120 inclui um ou mais processadores 902, que podem ser de diferentes configurações de núcleo- e frequências de clock disponiveis na indústria. Os recursos de memória do dispositivo de computação 120 para o armazenamento de dados e também instruções de programa para execução por um ou mais processadores 902 incluem um ou mais dispositivos de memória 904 que servem como memória principal durante o funcionamento do dispositivo de processamento 120, e um ou mais dispositivos de armazenamento 910, por exemplo implementado como uma ou mais memórias não voláteis de estado sólido, unidades de disco magnéticos ou óticos, memória de acesso aleatório. Uma ou mais interfaces- periféricas 906 são fornecidas para se acoplarem aos dispositivos periféricos correspondentes, como monitores, teclados, mouses, telas sensiveis ao toque, touchpads, impressoras e assim por diante. As interfaces dé rede 908, que podem estar na forma de adaptadores Ethernet, transceptores sem fio, ou componentes seriais de rede, são fornecidos para facilitar a comunicação entre o dispositivo de computação 120 por de uma ou mais redes, como Ethernet, Ethernet sem fio, Sistema Global para Comunicações Móveis (GSM, sigla em inglês), Evolução de Taxas de Dados Melhorada para GSM (EDGE, sigla em inglês), Sistema Universal de Telecomunicações Móveis (ÜMTS, sigla em inglês) , Acesso Mundial Interoperável para Micro-ondas (WiMAX, sigla em inglês), Evolução de Longo Prazo (LTE, sigla em inglês), e semelhantes. Nesta arquitetura, os processadores 902 são mostrados como acoplados a componentes 904, 906, 908, 910 por meio de um único barramento; é claro, uma arquitetura de interligação diferente, tal como barramentos múltiplos, dedicado e semelhantes podem ser incorporados no dispositivo de computação 120.[0039] Figure IC generally illustrates the architecture of the computing device 120 in the test system 102 in accordance with embodiments of the invention. In this exemplary architecture, computing device 120 includes one or more processors 902, which may be of different core configurations and clock frequencies available in the industry. The memory resources of the computing device 120 for storing data and also program instructions for execution by one or more processors 902 include one or more memory devices 904 that serve as main memory during operation of the processing device 120, and one or more storage devices 910, for example implemented as one or more non-volatile solid state memories, magnetic or optical disk drives, random access memory. One or more peripheral-interfaces 906 are provided to mate with corresponding peripheral devices, such as monitors, keyboards, mice, touchscreens, touchpads, printers, and so on. Network interfaces 908, which may be in the form of Ethernet adapters, wireless transceivers, or serial network components, are provided to facilitate communication between computing device 120 over one or more networks, such as Ethernet, wireless Ethernet , Global System for Mobile Communications (GSM), Enhanced Data Rate Evolution for GSM (EDGE), Universal Mobile Telecommunications System (ÜMTS), Interoperable Worldwide Microwave Access (WiMAX), Long Term Evolution (LTE), and the like. In this architecture, processors 902 are shown coupled to components 904, 906, 908, 910 via a single bus; of course, a different interconnection architecture such as multiple buses, dedicated and the like can be incorporated into computing device 120.

[0040] Embora ilustrado como dispositivo de computação individual, o dispositivo de computação 120 pode incluir vários dispositivos de computação que cooperam em bloco para proporcionar a funcionalidade de um dispositivo de computação. Da mesma forma, quando ilustrado como um dispositivo fisico, o dispositivo de computação 120 pode também representar os dispositivos de computação abstratos tais como máquinas virtuais e dispositivos de computação na "nuvem". '[0040] Although illustrated as an individual computing device, computing device 120 may include multiple computing devices that cooperate in a block to provide the functionality of one computing device. Likewise, when illustrated as a physical device, computing device 120 can also represent abstract computing devices such as virtual machines and "cloud" computing devices. '

[0041] Tal como mostrado no exemplo de execução da Figura 1C, o dispositivo de computação 120 inclui programas de software 912 que incluem um ou mais sistemas operacionais, um ou mais programas de aplicação, e semelhantes. De acordo com concretizações da invenção, os programas de software 912 incluem as instruções de programa correspondentes à ferramenta de teste 130 (Figura 1B) , implementada como um programa de aplicação autónomo, como um módulo de programa que seja parte de outra aplicação ou programa, tal como os plug-ins apropriados ou outros componentes de software- para acessar a ferramenta de teste de software em um computador remoto em rede com dispositivo de computação 120 via interfaces de rede 908, ou outras de suas formas e combinações.[0041] As shown in the exemplary embodiment of Figure 1C, the computing device 120 includes software programs 912 that include one or more operating systems, one or more application programs, and the like. According to embodiments of the invention, software programs 912 include program instructions corresponding to test tool 130 (Figure 1B), implemented as a standalone application program, as a program module that is part of another application or program, such as appropriate plug-ins or other software components - for accessing the software test tool on a remote computer networked with computing device 120 via network interfaces 908, or other forms and combinations thereof.

[0042] A memória de programa que armazena as instruções executáveis de programas de software 912 correspondentes às funções da ferramenta de teste 130 podem residir fisicamente dentro do dispositivo de computação 120 ou em outros recursos de computação acessíveis pelo dispositivo de computação 1'20, ou seja, dentro dos recursos de memória locais de dispositivos de memória 904 e dispositivos de armazenamento 910, ou dentro de um servidor ou outros recursos de memória acessíveis pela rede, ou distribuídos entre vários locais. Em qualquer caso, esta memória de programa constitui meio legível por computador que armazena instruções executáveis de programa de computador, o qual implementa as operações descritas nesta especificação que são executadas por um dispositivo de computação 120, ou por um servidor ou outro computador acoplado ao dispositivo de computação 120 pelas interfaces de rede 908 (por exemplo, sob a forma de uma aplicação que interage com dados de entrada e se comunica com o dispositivo de computação 120, para exibição ou salda nos periféricos acoplados ao dispositivo de computação 120). As instruções de software executáveis por computador correspondem a programas de software 912 associados com ferramenta de teste 130 podem ter sido originalmente armazenadas num meio de armazenamento removível ou não-volátil legivel por computador (por exemplo, um disco de DVD, memória flash, ou semelhante), ou descarregáveis como informação codificada em um sinal de portadora eletromagnética, sob a forma de um pacote de software a partir do qual as instruções de software- executáveis por computador são instaladas pelo dispositivo de computação 120 da maneira convencional de instalação de software. Entende-se que os especialistas na técnica serão capazes de, prontamente, implementar o armazenamento e recuperação dos dados aplicáveis, as instruções de programa, e outra informação útil em conexão com esta concretização da invenção, de maneira apropriada a cada aplicação em particular, sem experimentação indevida.[0042] The program memory that stores the executable instructions of software programs 912 corresponding to the functions of the test tool 130 may physically reside within the computing device 120 or in other computing resources accessible by the computing device 1'20, or that is, within the local memory resources of memory devices 904 and storage devices 910, or within a server or other network-accessible memory resources, or distributed among multiple locations. In any case, this program memory constitutes a computer-readable medium that stores executable computer program instructions which implement the operations described in this specification which are performed by a computing device 120, or by a server or other computer coupled to the device. computing device 120 over network interfaces 908 (e.g., in the form of an application that interacts with input data and communicates with computing device 120 for display or output to peripherals attached to computing device 120). Computer-executable software instructions corresponding to software programs 912 associated with test tool 130 may originally have been stored on a removable or non-volatile computer-readable storage medium (e.g., a DVD disk, flash memory, or the like). ), or downloadable as encoded information on an electromagnetic carrier signal, in the form of a software package from which computer-executable software instructions are installed by computing device 120 in the conventional manner of software installation. It is understood that those skilled in the art will be able to readily implement the storage and retrieval of applicable data, program instructions, and other information useful in connection with this embodiment of the invention, in a manner appropriate to each particular application, without undue experimentation.

[0043] . As instruções específicas de- computador que constituem os programas de software 912 associados com a ferramenta de teste 130 podem estar na forma de um ou mais programas executáveis, ou na forma de código fonte ou código de alto nível a partir do qual um ou mais programas executáveis são derivados, montados, interpretados ou compilados. Qualquer uma_ das diversas linguagens ou protocolos de computador pode ser utilizada, dependendo da maneira que as operações desejadas devam ser realizadas. Por exemplo, essas instruções de computador para a criação do modelo de acordo com concretizações da presente invenção podem ser escritas numa linguagem convencional de alto nível tal como Java, Fortran, ou C++, quer como um programa de computador linear convencional ou dispostas para execução numa maneira orientada a objeto. Estas instruções também podem ser incorporadas em um aplicativo de nível superior. Em qualquer caso, entende-se que os peritos na técnica, tendo como referência esta descrição, serão capazes de, prontamente, compreender, sem experimentação indevida, concretizações da invenção de uma forma apropriada para as instalações desejadas.[0043] . The computer-specific instructions that make up the software programs 912 associated with the test tool 130 may be in the form of one or more executable programs, or in the form of source code or high-level code from which one or more programs executables are derived, assembled, interpreted, or compiled. Any of several computer languages or protocols can be used, depending on the way the desired operations are to be performed. For example, such computer instructions for creating the model according to embodiments of the present invention can be written in a conventional high-level language such as Java, Fortran, or C++, either as a conventional linear computer program or arranged for execution in a object-oriented way. These instructions can also be incorporated into a top-level application. In any case, it is understood that those skilled in the art, with reference to this description, will readily be able to understand, without undue experimentation, embodiments of the invention in a form appropriate for the desired installations.

[0044] As funções específicas da ferramenta de teste de 130, incluindo aquelas implementadas por meio dos programas de software 912, para analisar amostras de rochas sob condições de tensão e deformação simuladas de acordo com concretizações da invenção, serão agora descritas com referência ao diagrama de fluxo da Figura 2 em combinação com as Figuras IA a 1C.[0044] The specific functions of the test tool 130, including those implemented through the software programs 912, for analyzing rock samples under simulated stress and strain conditions in accordance with embodiments of the invention, will now be described with reference to the diagram flow chart of Figure 2 in combination with Figures 1A to 1C.

[0045] No processo 204, o sistema de teste 102 adquire amostra de rocha 104 a ser analisada, tal como de uma formação de rocha de subsuperficie obtida por meio do sistema terrestre de perfuração 106 ou sistema de perfuração maritima 108, ou a partir de outras fontes. O processo 204 tipicamente prepara a amostra de rocha especifica 104 a partir de um volume maior da formação de rocha de subsuperficial, para ter tamanho, dimensão, e configuração que possa ser tratada pelo dispositivo de imagiologia 122 (por exemplo, um escâner CT) , por exemplo, mediante perfuração ou corte de uma parte de maior volume da formação de rocha de interesse.[0045] In the process 204, the test system 102 acquires a rock sample 104 to be analyzed, such as from a subsurface rock formation obtained through the onshore drilling system 106 or offshore drilling system 108, or from other sources. Process 204 typically prepares the specific rock sample 104 from a larger volume of subsurface rock formation to be of size, dimension, and configuration that can be handled by imaging device 122 (e.g., a CT scanner), for example, by drilling or cutting a larger volume part of the rock formation of interest.

[0046] De acordo com uma concretização da invenção, o dispositivo de imagiologia 122 em combinação com o dispositivo de computação 120 do sistema de teste 102 gera o volume de imagem digital 128 representativo da amostra de rocha 104, inclusive de sua estrutura interior, no processo 208. Para o exemplo, no qual dispositivo de imagiologia 122 seja um aparelho de tomografia computadorizada, o processo 208 é realizado por imagiologia de raios-X da amostra de rocha 104 (ou seja, emissores de radiação dirigida à amostra de rocha 104 e pela medição da atenuação) para gerar os volumes de imagem 128 ou a partir de imagens de fatias 2D. Técnicas convencionais especificas para a aquisição e processamento de volumes de imagens digitais em 3D 128 de amostra de rocha 104 no processo 208 incluem, sem limitação, a tomografia de raios- X, microtomografia de raios-X, nano-tomografia de raios-X, Microscopia por Varredura Eletrônica de Feixe de íon Focalizado, e Ressonância Magnética Nuclear.[0046] According to one embodiment of the invention, the imaging device 122 in combination with the computing device 120 of the test system 102 generates the digital image volume 128 representative of the rock sample 104, including its interior structure, in the process 208. For the example, in which imaging device 122 is a CT scanner, process 208 is performed by X-ray imaging of rock sample 104 (i.e., radiation emitting directed at rock sample 104 and by measuring attenuation) to generate the image volumes 128 or from 2D slice images. Specific conventional techniques for acquiring and processing volumes of 3D digital images 128 of rock sample 104 in process 208 include, without limitation, X-ray tomography, X-ray microtomography, X-ray nano-tomography, Focused Ion Beam Scanning Electron Microscopy, and Nuclear Magnetic Resonance.

[0047] A Figura 3A ilustra um exemplo da imagem de uma fatia 2D 300 de uma imagem em 3D de uma amostra de rocha, que exibe um corte transversal dos detalhes estruturais dessa amostra de rocha, e inclui as características do material sólido 302 e poros ou espaços vazios 304. Os dados de imagem, neste ponto podem estar sob a forma de valores de escala de cinzas representativos da atenuação da radiação de raios-X pelos constituintes da amostra de rocha 104. Embora a Figura 3A ilustre uma imagem de fatia 2D 300, o volume de imagem digital 3D 128 da amostra de rocha 104 é geralmente composto de várias imagens de fatias 2D em locais espaçados ao longo de um eixo de amostra de rocha 104, que, em conjunto, forma uma imagem 3D da amostra de rocha 104. A combinação das imagens das fatias 2D para a imagem digital do volume 3D 128 pode ser realizada com recursos computacionais internos ao dispositivo de imagiologia 122, ou por um dispositivo de computação 120 a partir da série de imagens de fatias 2D 128 produzidas pelo dispositivo de imagiologia 122, que depende da arquitetura específica do sistema de teste 102.[0047] Figure 3A illustrates an example image of a 2D slice 300 of a 3D image of a rock sample, which displays a cross-section of the structural details of that rock sample, and includes the characteristics of the solid material 302 and pores or voids 304. The image data at this point may be in the form of grayscale values representative of the attenuation of X-ray radiation by the constituents of the rock sample 104. Although Figure 3A illustrates a 2D slice image 300, the 3D digital image volume 128 of the rock sample 104 is generally composed of multiple images of 2D slices at spaced locations along a rock sample axis 104, which together form a 3D image of the rock sample 104. Combining the images of the 2D slices to the digital image of the 3D volume 128 can be performed with computational resources internal to the imaging device 122, or by a computing device 120 from the series of images of slices 2D images 128 produced by the imaging device 122, which depends on the specific architecture of the test system 102.

[0048] No processo 210, o sistema de teste de 102 executa a segmentação ou outras técnicas de melhoramento de imagem sobre o volume de imagem digital 128 da amostra de rocha 104 para distinguir e rotular diferentes componentes do volume de imagem 128 a partir dos valores de tons de cinza da imagem. Mais especificamente, dispositivo de computação 120 executa esta segmentação, a fim de identificar os componentes elásticos significativos, tais como espaços porosos e componentes mineralógicos (por exemplo, argilas e quartzo), que podem afetar as características elásticas da amostra de rocha 104, tais como a sua resposta tensão- deformação. Em algumas, concretizações, a ferramenta de teste 130 está configurada para segmentar a imagem de volume 128 para mais do que duas fases elásticas significativas, que representam constituintes materiais tais como espaço poroso, fração de argila, fração de quartzo, e outros tipos de minerais.[0048] In process 210, the test system 102 performs segmentation or other image enhancement techniques on the digital image volume 128 of the rock sample 104 to distinguish and label different components of the image volume 128 from the values grayscale image. More specifically, computing device 120 performs this segmentation in order to identify significant elastic components, such as pore spaces and mineralogical components (e.g., clays and quartz), which may affect the elastic characteristics of the rock sample 104, such as its stress-strain response. In some embodiments, the test tool 130 is configured to segment the volume image 128 for more than two significant elastic phases, which represent material constituents such as pore space, clay fraction, quartz fraction, and other types of minerals. .

[0049] Para realizar o processo 210, o dispositivo de computação 120 pode utilizar qualquer um de uma diversidade de tipos de algoritmos de segmentação. Uma abordagem do processo de segmentação 210 é a aplicação de um processo de "limiar" ao volume de imagem 128, em que o dispositivo de computação 120 escolhe um valor limiar dentro da gama de amplitude do voxel. Àqueles voxels com amplitudes inferiores ao valor de limiar são atribuídos valor numérico especifico que denota o espaço de poros, enquanto” que aos voxels com amplitude acima do limiar são atribuídos outros valores numéricos que denotam o espaço da matriz (isto é, o material, sólido). Nesta abordagem, o processo de limiar 210 converte uma imagem em tons de cinza do volume para um volume segmentado de voxels com um dos dois possíveis valores numéricos, geralmente selecionado dentre 0 e 1. A Fi-gura 3B ilustra um exemplo de segmentação efetuada em um volume de imagem digital 3D no processo de limiar 210. Como ilustrado, a segmentação permite que os pormenores estruturais de uma amostra de rocha possam ser distinguidos, neste exemplo com o material sólido 302 mostrado como cinza claro, e poros ou espaços vazios 304 mostrado em preto. Além disso a segmentação pode ser aplicada uma ou mais vezes para diferenciar vários recursos dentro de uma imagem em tons de cinza. Se limiar simples for usado, vários valores de limiar podem distinguir entre os diferentes materiais que apresentam diferentes características de atenuação de raios X, tais como argila, quartzo, feldspato, etc.[0049] To perform process 210, computing device 120 may use any of a variety of types of segmentation algorithms. One approach to the segmentation process 210 is to apply a "threshold" process to the image volume 128, where the computing device 120 chooses a threshold value within the voxel amplitude range. Those voxels with amplitudes below the threshold value are assigned a specific numerical value denoting the pore space, whereas voxels with amplitudes above the threshold are assigned other numerical values denoting the matrix space (i.e., the material, solid ). In this approach, the threshold process 210 converts a grayscale image of the volume to a segmented volume of voxels with one of two possible numeric values, usually selected from 0 and 1. Figure 3B illustrates an example of segmentation performed on a 3D digital image volume in the threshold process 210. As illustrated, segmentation allows the structural details of a rock sample to be distinguished, in this example with solid material 302 shown as light grey, and pores or voids 304 shown in black. Furthermore, segmentation can be applied one or more times to differentiate various features within a grayscale image. If simple thresholding is used, various threshold values can distinguish between different materials that have different X-ray attenuation characteristics, such as clay, quartz, feldspar, etc.

[0050] O dispositivo de computação 120 pode, alternativamente, utilizar outros algoritmos de segmentação no processo 120. Um exemplo de um tal algoritmo alternativo é conhecido na técnica como método de Otsu, em que uma técnica de limiar baseada em histograma seleciona um limiar para minimizar a variação combinada dos lóbulos de uma distribuição bimodal de valores de escala de cinza (ou seja, "variância intraclasse") . O método de Otsu pode ser facilmente automatizado, e pode também ser estendido para a aplicação repetida de limiar à imagem para distinguir componentes materiais suplementares, tais como o quartzo, argila e feldspato. Outros exemplos de algoritmos automatizados de segmentação de complexidade variável podem, em alternativa ou adicionalmente, ser utilizado pelo dispositivo 120 de computação para distinguir diferentes características de um volume de imagem, tais algoritmos incluem: indicador Kriging, Contornos Ativos Convergentes, Watershedding e semelhantes.[0050] Computing device 120 may alternatively utilize other segmentation algorithms in process 120. An example of such an alternative algorithm is known in the art as the Otsu method, wherein a histogram-based thresholding technique selects a threshold for minimize the combined variance of the lobes of a bimodal distribution of grayscale values (ie "intraclass variance"). Otsu's method can be easily automated, and can also be extended to repeatedly thresholding the image to distinguish supplementary material components such as quartz, clay and feldspar. Other examples of automated segmentation algorithms of varying complexity may alternatively or additionally be used by computing device 120 to distinguish different features of an image volume, such algorithms include: indicator Kriging, Convergent Active Contours, Watershedding and the like.

[0051] Como parte do processo 210, o dispositivo de computação 120 pode também utilizar outras técnicas de melhoramento de imagem para aumentar ou melhorar a estrutura definida no volume de imagem 128 para diferenciar ainda mais entre as estruturas, reduzir os efeitos de ruido, e semelhantes. Da mesma forma, enquanto o dispositivo de computação 120 pode executar a segmentação ou outras as técnicas de melhoramento de imagem no processo 210, entende-se que outros componentes do sistema de teste de 102, por exemplo o próprio dispositivo de imagiologia 122, pode, alternativamente, executar o processo de melhoramento de imagem 210, no todo ou em parte.[0051] As part of the process 210, the computing device 120 may also use other image enhancement techniques to enlarge or enhance the structure defined in the image volume 128 to further differentiate between the structures, reduce noise effects, and similar. Likewise, while computing device 120 may perform segmentation or other image enhancement techniques in process 210, it is understood that other components of test system 102, for example imaging device 122 itself, may, alternatively, performing image enhancement process 210 in whole or in part.

[0052] Também no processo 210, o dispositivo de computação 120 pode formular um volume de atribuição do volume de imagem segmentada 128, no qual parâmetros elásticos adequados são atribuídos a cada fase elástica distinta. De acordo com concretizações da invenção, e como será descrito em pormenor a seguir, a ferramenta de teste 130 vai aplicar condições de contorno sobre uma versão em malha deste volume de atribuição para representar a deformação desejada in situ sob as quais as equações constitutiva dominantes apropriadas para a elasticidade linear, viscoelasticidade, plasticidade, ou outras leis físicas devem ser resolvidas para simular a resposta física adequada do volume de rocha à deformação.[0052] Also in the process 210, the computing device 120 may formulate an assignment volume from the segmented image volume 128, in which appropriate elastic parameters are assigned to each distinct elastic phase. In accordance with embodiments of the invention, and as will be described in detail below, test tool 130 will apply boundary conditions over a mesh version of this assignment volume to represent the desired in situ deformation under which the appropriate dominant constitutive equations for linear elasticity, viscoelasticity, plasticity, or other physical laws must be resolved to simulate the proper physical response of rock volume to deformation.

[0053] 0 processo 212 é um processo opcional por meio do qual o sistema de teste 102 executa o particionamento de grãos e a identificação do contacto de grão para identificar os grãos separados e regiões de contato entre cada grão da amostra de rocha 104 como representado pelo volume de imagem 128. Regiões de contacto correspondem às porções das superfícies dos grãos individuais que estão em contacto com outros grãos. Em algumas concretizações da invenção, a análise das regiões de contacto entre os grãos e das suas características, tais como o grau de cimento, rugosidade, etc., é útil, pois estas características de contacto podem ter efeito sobre a resposta de tensão- deformação da rocha. Figuras 3C e 3D ilustram exemplos do particiõnamento de grãos e identificação de contato de grãos realizados na imagem da fatia 2D segmentada 300 da Figura 3B em diante, em uma instância do processo opcional 212. Como ilustrado na Figura 3C, cada grão isolado na imagem de fatia 2D é sombreado de forma aleatória para um valor de escala de cinza diferente para distinguir os grãos uns dos outros. O valor especifico do tom de cinza, ao qual cada grão é sombreado reflete um rótulo numérico exclusivo utilizado para identificar um grão individual na matriz sólida. Como ilustrado na figura 3D, os contatos grão a grão para cada grão isolado são realçados com um valor de escala de cinza diferente do corpo dos respectivos grãos, como um resultado do processo opcional 212.[0053] Process 212 is an optional process whereby the test system 102 performs grain partitioning and grain contact identification to identify the separate grains and contact regions between each grain of the rock sample 104 as depicted by image volume 128. Contact regions correspond to the portions of individual grain surfaces that are in contact with other grains. In some embodiments of the invention, the analysis of the contact regions between the grains and their characteristics, such as the degree of cement, roughness, etc., is useful, as these contact characteristics can have an effect on the stress-strain response from the rock. Figures 3C and 3D illustrate examples of the grain partitioning and grain contact identification performed on the segmented 2D slice image 300 from Figure 3B onwards, in an optional process instance 212. As illustrated in Figure 3C, each isolated grain in the image of 2D slice is randomly shaded to a different grayscale value to distinguish grains from each other. The specific grayscale value to which each grain is shaded reflects a unique numerical label used to identify an individual grain in the solid matrix. As illustrated in Figure 3D, the grain-to-grain contacts for each isolated grain are highlighted with a different grayscale value than the body of the respective grains, as a result of optional process 212.

[0054] O processo 210 (que inclui o processo opcional 212 se realizado) associa, assim, os voxels no volume de imagem digital segmentada com o material particular (ou espaço de poro, como possa o caso ser) no local correspondente na amostra de rocha 104. No processo 210 (e processo opcional 212 se executado) , alguns ou todos os voxeis são, cada um, rotulados com uma ou mais propriedades do material correspondentes ao componente do material especifico atribuido a esse voxel pelos processos 210, 212, tais constituintes, incluindo o espaço dos poros, matriz material, fração de argila,.grãos individuais, contatos de grãos, tipos de minerais, e similares. As propriedades elásticas ou outras propriedades materiais especificas daqueles constituintes identificados são associadas com os voxels correspondentes na medida útil da análise a ser realizada, isto é, a grãos e minerais no interior do volume são atribuídas densidades e propriedades elásticas adequadas.[0054] Process 210 (which includes optional process 212 if carried out) thus associates the voxels in the segmented digital image volume with the particular material (or pore space, as the case may be) at the corresponding location in the sample of rock 104. In process 210 (and optional process 212 if performed), some or all of the voxels are each labeled with one or more material properties corresponding to the specific material component assigned to that voxel by processes 210, 212, such constituents, including pore space, material matrix, clay fraction, individual grains, grain contacts, mineral types, and the like. The elastic properties or other specific material properties of those identified constituents are associated with the corresponding voxels in the useful measure of the analysis to be carried out, that is, the grains and minerals inside the volume are assigned appropriate densities and elastic properties.

[0055] Por exemplo, quando os grãos individuais, minerais e contatos são assumidas comportarem-se de acordo com a elasticidade linear, é útil atribuir valores para o módulo E de Young e para o coeficiente de Poisson □ a cada voxel que seja rotulado como um grão, mineral, ou contacto individual. Como é conhecido na técnica, o módulo de Young é uma medida da rigidez de um material sujeito a deformação por tensão uniaxial que é linear (isto é, a relação de tensão como uma função da deformação é linear, com uma inclinação igual ao valor do módulo E de Young). Também como é conhecido na técnica, o coeficiente de Poisson é uma medida do comportamento da deformação lateral e longitudinal em condições de tensão uniaxial. Em alternativa, os valores para o módulo de compressibilidade K e módulo de cisalhamento L podem ser atribuídos aos grãos, minerais e contatos no material para descrever o comportamento elástico desses componentes. Como é conhecido na técnica, o módulo de compressibilidade é uma medida da resposta elástica de um material à pressão hidrostática, enquanto o módulo de cisalhamento é uma medida da resposta elástica de um material à deformação por cisalhamento. Como é conhecido na técnica, todos estes coeficientes elásticos estão interligados um com o outro por meio de transformações bem conhecidas. Considera-se que, para os casos em que materiais elásticos lineares estão em causa, o módulo de Young e o coeficiente de Poisson, tipicamente, serão atribuídos a componentes do material, porque os valores para estes parâmetros podem ser determinados diretamente por meio de experiências.[0055] For example, when individual grains, minerals, and contacts are assumed to behave according to linear elasticity, it is useful to assign values for Young's E modulus and Poisson's coefficient □ to each voxel that is labeled as a grain, mineral, or individual contact. As is known in the art, Young's modulus is a measure of the stiffness of a material subjected to uniaxial stress strain that is linear (i.e., the stress relationship as a function of strain is linear, with a slope equal to the value of the Young's E modulus). Also as known in the art, Poisson's ratio is a measure of lateral and longitudinal strain behavior under uniaxial stress conditions. Alternatively, values for compressibility modulus K and shear modulus L can be assigned to grains, minerals, and contacts in the material to describe the elastic behavior of these components. As known in the art, compressibility modulus is a measure of a material's elastic response to hydrostatic pressure, while shear modulus is a measure of a material's elastic response to shear deformation. As is known in the art, all these elastic coefficients are interconnected with each other through well-known transformations. It is considered that, for cases where linear elastic materials are concerned, Young's modulus and Poisson's coefficient will typically be assigned to components of the material, because the values for these parameters can be determined directly through experiments. .

[0056] Em circunstâncias nas quais se pressupõe que minerais, grãos, ou contatos apresentam comportamento viscoelástico, tal que a deformação em resposta a uma tensão ou força aplicada é dependente da taxa de variação, é necessário atribuir parâmetros de modelo apropriados, como rigidez e viscosidade, caso, por exemplo, assuma-se materiais de Maxwell. Há uma multiplicidade de outros modelos constitutivos conhecidos na especialidade que são apropriados para materiais viscoelásticos e plásticos, e que podem ser utilizados para descrever vários tipos de comportamento tensão/deformação. - Em qualquer caso, os parâmetros de modelo atribuídos aos materiais devem ser adequados para o modelo constitutivo específico assumido.[0056] In circumstances where it is assumed that minerals, grains, or contacts exhibit viscoelastic behavior, such that deformation in response to an applied stress or force is dependent on the rate of change, it is necessary to assign appropriate model parameters, such as stiffness and viscosity, if, for example, Maxwell materials are assumed. There are a multitude of other constitutive models known in the art that are appropriate for viscoelastic and plastic materials, and that can be used to describe various types of stress/strain behavior. - In any case, the model parameters assigned to the materials must be suitable for the specific constitutive model assumed.

[0057] O processo 214 é então executado pelo sistema de teste de 102 para gerar' uma malha de elementos finitos para o material sólido (ou para os grãos e regiões de contato identificados e particionado do processo 212) no volume de imagem 3D segmentada da amostra de rocha 104. Em concretizações da presente invenção, o dispositivo de computação 120 executa a ferramenta de teste 130 para criar essa malha de elementos finitos como uma malha não estruturada aplicada ao volume da imagem 3D segmentada. Esta malha de elementos finitos é "não estruturada" no sentido de que ela consiste de uma série de elementos poligonais de padrão irregular (isto é, com a conectividade irregular) , em contraste com uma malha de "estruturada" de elementos poligonais de um padrão regular (isto é, com conectividade regular). Em concretizações da presente invenção, na qual os contatos dos grãos são identificados no processo opcional 212, a malha não estruturada pode ser refinada (ou seja, receber um padrão mais fino) e ficar mais próxima das regiões de contacto identificadas. 0 dispositivo de computação 120 atribui então, também no processo 214, as propriedades dos materiais de cada componente rotulado de cada voxel aos elementos da malha não estruturada correspondentes.[0057] Process 214 is then performed by the test system 102 to generate a finite element mesh for the solid material (or for the identified and partitioned grains and contact regions of process 212) in the segmented 3D image volume of the rock sample 104. In embodiments of the present invention, the computing device 120 executes the test tool 130 to create this finite element mesh as an unstructured mesh applied to the volume of the segmented 3D image. This finite element mesh is "unstructured" in the sense that it consists of a series of polygonal elements of irregular pattern (i.e., with irregular connectivity), in contrast to a "structured" mesh of polygonal elements of a pattern regular (that is, with regular connectivity). In embodiments of the present invention, in which the grain contacts are identified in optional process 212, the unstructured mesh can be refined (ie, given a finer pattern) and brought closer to the identified contact regions. Computing device 120 then assigns, also in process 214, the material properties of each labeled component of each voxel to the corresponding unstructured mesh elements.

[0058] Figura 3E ilustra um exemplo de uma malha não estruturada como a criada no processo 214 a partir de um volume de imagem 3D segmentado gerado nos processos 210, 212. A vista mostrada na Figura 3E é uma representação 2D de uma malha 3D~não estruturada, em que as porções da fatia de imagem que representa material sólido 302 são representadas por elementos finitos, que têm, entre si, tamanhos e conectividades diferentes. A cada um destes elementos finitos também são atribuídas as propriedades do material correspondente ao componente rotulado (por exemplo, material sólido em geral 302, ou o material especifico representado) ao qual ele se superpõe. Embora a Figura 3E ilustre uma imagem 2D isolada da fatia 300 e as secções transversais (mostradas como triângulos) de cada elemento finito nesta vista, os elementos finitos da malha não estruturada são considerados como elementos tridimensionais (tetraedros) aplicados ao volume de imagem digital 3D 128 composto por uma série de tais imagens de fatia 2D. Embora a Figura 3E ilustre a geração de malhas pela utilização de elementos tetraédricos, considera-se que qualquer tipo de elemento ou combinação de diferentes tipos de elementos podem ser utilizados para criar uma malha não estruturada de material sólido 302.[0058] Figure 3E illustrates an example of an unstructured mesh such as that created in process 214 from a segmented 3D image volume generated in processes 210, 212. The view shown in Figure 3E is a 2D representation of a 3D mesh~ unstructured, in which the portions of the image slice representing solid material 302 are represented by finite elements, which have, among themselves, different sizes and connectivity. Each of these finite elements is also assigned the properties of the material corresponding to the labeled component (eg solid material in general 302, or the specific material depicted) to which it superimposes. Although Figure 3E illustrates an isolated 2D image of the slice 300 and the cross sections (shown as triangles) of each finite element in this view, the finite elements of the unstructured mesh are considered to be three-dimensional elements (tetrahedrons) applied to the 3D digital image volume. 128 composed of a series of such 2D slice images. While Figure 3E illustrates meshing using tetrahedral elements, it is understood that any type of element or combination of different types of elements can be used to create an unstructured mesh of solid material 302.

[0059] No processo 216, o sistema de teste de 102 aplica uma deformação simulada correspondente' a .um ou mais dentre tensão, pressão, força, deslocamento e similares à malha não estruturada do volume de imagem 3D 128. Em algumas concretizações da invenção, a ferramenta de teste 130 é configurada para executar um ou mais programas de software 912 que inclui um elemento finito (FE, na sigla em inglês) solucionador para simular as condições de deformação encontradas pela amostra de rocha 104 in situ na sua localização subsuperficial na formação. Como é conhecido na técnica, a análise de FE é usada para resolver problemas complexos pela divisão do dominfo da~solução em sub-regiões pequenas ou elementos finitos. No contexto de uma malha não estruturada, como mencionado acima, uma variedade de formas e tamanhos de elementos são empregadas no mesmo domínio de solução. Cada elemento é associado a um número de pontos nodais em que elementos vizinhos estão conectados um ao outro, geralmente com uma função de interpolação (vulgarmente conhecida como função de forma) que representa a variação da variável de campo sobre o elemento. Um sistema de equações algébricas simultâneas para o sistema global é tipicamente formulado, com base em argumentos físicos que estabelecem o equilíbrio e compatibilidade com os pontos nodais. As condições de contorno são impostas sobre as bordas do domínio da solução, atribuindo valores nodais específicos das variáveis dependentes, ou cargas/forças nodais. Este sistema de equações é então resolvido para valores nodais desconhecidos tais como tensão, pressão, força e deslocamento. Neste caso, a ferramenta de teste 130 é configurada para incluir um solucionador FE, entendido como a lógica necessária, os algoritmos, etc., capazes de realizar esta análise FE no processo 216 sobre a malha não estruturada definida no processo 214. O solucionador FE especifico pode ser qualquer tipo de solucionador FE convencional conhecido, tal como um solucionador linear direto, solucionador iterativo, um eigensolver, um solucionador de equação não linear, ou outro solucionador FE.[0059] In process 216, the test system 102 applies a simulated strain corresponding to one or more of stress, pressure, force, displacement, and the like to the unstructured mesh of the 3D image volume 128. In some embodiments of the invention , the test tool 130 is configured to run one or more software programs 912 that include a finite element (FE) solver to simulate the deformation conditions encountered by the rock sample 104 in situ at its subsurface location in the formation. As is known in the art, FE analysis is used to solve complex problems by dividing the domain of the solution into small subregions or finite elements. In the context of an unstructured mesh, as mentioned above, a variety of element shapes and sizes are employed in the same solution domain. Each element is associated with a number of nodal points at which neighboring elements are connected to each other, usually with an interpolation function (commonly known as shape function) that represents the variation of the field variable over the element. A system of simultaneous algebraic equations for the global system is typically formulated, based on physical arguments that establish equilibrium and compatibility with the nodal points. Boundary conditions are imposed on the edges of the solution domain, assigning specific nodal values of the dependent variables, or nodal loads/forces. This system of equations is then solved for unknown nodal values such as stress, pressure, force and displacement. In this case, the test tool 130 is configured to include an FE solver, understood as the necessary logic, algorithms, etc., capable of performing this FE analysis in process 216 on the unstructured mesh defined in process 214. The FE solver The specific problem can be any type of known conventional FE solver, such as a direct linear solver, iterative solver, an eigensolver, a nonlinear equation solver, or another FE solver.

[0060] Em concretizações da invenção, na qual a ferramenta de teste 130 utiliza técnicas de elementos finitos para simular uma deformação aplicada a um volume de rocha representada por um volume de imagem digital 128, õ processo 216 é executado pelo dispositivo de computação 120 sujeitando a malha não estruturada de elementos finitos, com propriedades dos materiais rotuladas, à análise FE para resolver o sistema de equações governantes constitutivas elástico, viscoelástico ou outro adequado à luz das condições de contorno que forem atribuídas às faces do volume da malha, de uma forma representativa das condições de deformação subsuperfície in situ desejadas pela simulação. Por exemplo, estas condições de contorno podem assumir a forma de deslocamentos aplicados, caso em que o solucionador FE calcula tensão e deformação para cada elemento finito do volume da malha. Em outras concretizações, trações (isto é, tensões) são aplicados à malha não estruturada, caso em que o solucionador FE calcula tensão e deformação para cada elemento finito do volume da malha. A magnitude e direção da deformação aplicada preferencialmente correspondem ao desejado estado de tensão-deformação in situ, cujos exemplos incluem tensão-deformação hidrostática, uniaxial e triaxial. Em ambos os casos, a ferramenta de teste 130 executa o processo 216 ao resolver numericamente as equações governantes apropriadas (isto é, tais como as de elasticidade linear) pelo volume representado pela malha não estruturada para as condições de contorno aplicadas. A partir desses cálculos de tensão-deformação de elasticidade linear, o solucionador FE também pode calcular propriedades elásticas efetivas (Módulo de Young, coeficiente de Poisson, módulo de compressibilidade, módulo de cisalhamento, e similares) de todo o volume de imagem 128. Estes parâmetros elásticos são geralmente recuperados ao resolver a matriz de rigidez, que relaciona tensão a deformação, ou a matriz de complacência, que relaciona deformação a tensão. Os efeitos da deformação simulado afetam a estrutura e os atributos da malha não estruturada. Figura 3F ilustra o exemplo de uma deformação simulada onde tensões do material foram calculadas na malha mostrada na Figura 3E, em resposta a uma condição de contorno de deslocamento aplicada. Como é evidente a partir da comparação das Figuras 3E e 3F, esta deformação simulada causa uma compressão do volume de imagem 300 na direção X neste exemplo.[0060] In embodiments of the invention, in which the test tool 130 uses finite element techniques to simulate a deformation applied to a rock volume represented by a digital image volume 128, the process 216 is performed by the computing device 120 subjecting the unstructured finite element mesh, with labeled material properties, to the FE analysis to solve the elastic, viscoelastic, or other appropriate constitutive system of governing equations in light of the boundary conditions that are assigned to the faces of the mesh volume, in a manner representative of the in situ subsurface deformation conditions desired by the simulation. For example, these boundary conditions can take the form of applied displacements, in which case the FE solver computes stress and strain for each finite element of the mesh volume. In other embodiments, tensions (ie, stresses) are applied to the unstructured mesh, in which case the FE solver computes stress and strain for each finite element of the mesh volume. The magnitude and direction of applied strain preferably corresponds to the desired in situ stress-strain state, examples of which include hydrostatic, uniaxial, and triaxial stress-strain. In both cases, test tool 130 performs process 216 by numerically solving the appropriate governing equations (i.e., such as linear elasticity) for the volume represented by the unstructured mesh for the applied boundary conditions. From these linear elasticity stress-strain calculations, the FE solver can also calculate effective elastic properties (Young's Modulus, Poisson's coefficient, compressibility modulus, shear modulus, and the like) of the entire image volume 128. These Elastic parameters are usually recovered by solving the stiffness matrix, which relates stress to strain, or the compliance matrix, which relates strain to stress. Simulated strain effects affect the structure and attributes of the unstructured mesh. Figure 3F illustrates an example of a simulated deformation where material stresses were calculated in the mesh shown in Figure 3E, in response to an applied displacement boundary condition. As is evident from a comparison of Figures 3E and 3F, this simulated deformation causes a compression of the image volume 300 in the X direction in this example.

[0061] Na Figura 3F, as propriedades elásticas (E, □) da matriz sólida são assumidas como homogêneas em todo o volume, e são mantidas constantes durante a fase de deformação. Quando argilas ou outros materiais elásticos significativamente diferentes estão presentes, é útil executar as simulações com propriedades elásticas atribuidas a cada mineral (quartzo, argila, etc.). Além disso, quando os contatos dos grãos são considerados como tendo um impacto significativo sobre o comportamento mecânico global da rocha, tal como com areias fracamente consolidadas, é útil levar em consideração a complacência/rigidez do contacto, que surge devido à presença de contatos de grãos. Geralmente, propriedades elásticas que variam com a tensão/deformação aplicada são atribuidas a contacto com complacência dependente de tensão (normal e tangencial), usando uma variedade de abordagens, tais como modelos analiticos, dados experimentais, ou funções heurísticas. Modelos analiticos do comportamento de contacto (Hertz, Mindlin, Walton, Digby, etc.) geralmente assumem que os grãos esféricos estão em contato e que a região de contato é circular. Estes modelos podem ser aplicados dentro de uma simulação para ajustar as propriedades elásticas das zonas de contacto a cada grão individual levando em conta o número de coordenação de cada grão, que se refere ao número de contatos de grãos para aquele grão. Além disso, uma vez que estes modelos são geralmente funções da tensão aplicada, as propriedades elásticas do contacto podem ser ajustadas à medida que a deformação prossegue, dependendo da tensão incremental ou deformações calculadas nas regiões de contacto. Como notado acima, outra abordagem para atribuir propriedades elásticas às regiões de contacto é a utilização de dados experimentais, nos quais as propriedades elásticas dinâmicas (velocidades de onda de compressão e de cisalhamento), medidas como função da tensão são utilizadas para calibrar a complacência do contacto, por exemplo, assumindo que as propriedades elásticas estáticas (módulo de Young, coeficiente de Poisson) da amostra 128 sejam equivalentes às propriedades elásticas dinâmicas (módulo de Young, coeficiente de Poisson) extraidos a partir das velocidades de onda medidas.[0061] In Figure 3F, the elastic properties (E, □) of the solid matrix are assumed to be homogeneous throughout the volume, and are kept constant during the deformation phase. When significantly different clays or other elastic materials are present, it is useful to run the simulations with elastic properties assigned to each mineral (quartz, clay, etc.). Furthermore, when grain contacts are considered to have a significant impact on the overall mechanical behavior of the rock, such as with poorly consolidated sands, it is useful to take into account the compliance/stiffness of the contact, which arises due to the presence of contact contacts. grains. Generally, elastic properties that vary with applied stress/strain are attributed to stress-dependent compliance contacts (normal and tangential), using a variety of approaches, such as analytical models, experimental data, or heuristic functions. Analytical models of contact behavior (Hertz, Mindlin, Walton, Digby, etc.) generally assume that spherical grains are in contact and that the contact region is circular. These models can be applied within a simulation to adjust the elastic properties of the contact zones to each individual grain by taking into account the coordination number of each grain, which refers to the number of grain contacts for that grain. Furthermore, since these models are generally functions of applied stress, the elastic properties of the contact can be adjusted as deformation proceeds, depending on the incremental stress or strains calculated in the contact regions. As noted above, another approach to assigning elastic properties to contact regions is to use experimental data, in which dynamic elastic properties (compression and shear wave velocities), measured as a function of stress, are used to calibrate the compliance of the contact, for example, assuming that the static elastic properties (Young's modulus, Poisson's coefficient) of the sample 128 are equivalent to the dynamic elastic properties (Young's modulus, Poisson's coefficient) extracted from the measured wave velocities.

[0062] A fim de levar em conta os efeitos da rigidez/complacência do contacto na deformação simulada, é necessário executar o processo opcional 212 no qual o particionamento de grão e contacto é aplicado ao volume segmentado. As Figuras 4A e 4B ilustram um exemplo deste particionamento de grão e contacto. Na Figura 4A, o material de matriz sólida é mostrado antes do processo de particionamento 212. A Figura 4B mostra o mesmo material após o processo 212, com as partições de grãos mostrados por valores negros e os contatos entre grãos identificados por valores cinza claro. A Figura 4C mostra a malha criada no processo 214 para o volume grão-particionado da Figura 4B. No exemplo da Figura 4C, o refinamento da malha na proximidade das regiões de contacto é mostrada nesta Figura 4C pelos triângulos menores, em relação aos tamanhos maiores do triângulo, no interior dos grãos sólidos. As condições de tensâo/deformação desejadas são implementadas numericamente em incrementos menores, com uma série de deformações realizadas, para alcançar o desejado estado de tensão/deformação in situ. Depois de cada deformação incremental, uma nova partição de grão e contato para o volume é, tipicamente, criada usando o processo 212 em uma representação voxelizada do volume deformado. Refinamento da malha dentro do contato desta maneira é muitas vezes útil por causa das diferenças significativas nas propriedades elásticas entre as regiões de contacto e regiões de grão. Esta abordagem de refinamento incremental da malha, na'qual os processos 212, 214, 216 são repetidos, é ilustrada na Figura 2 por meio da linha tracejada. Alternativamente, o comportamento na região de contacto pode ser caracterizado ao se utilizar adequadamente pequenos elementos de malha tanto para o interior dos grãos sólidos quanto para as regiões de contacto, ao custo de aumento dos requisitos computacionais, devido ao maior número de elementos do modelo.[0062] In order to take into account the effects of contact stiffness/compliance on the simulated deformation, it is necessary to run the optional process 212 in which grain and contact partitioning is applied to the segmented volume. Figures 4A and 4B illustrate an example of this grain and contact partitioning. In Figure 4A, solid matrix material is shown before partitioning process 212. Figure 4B shows the same material after process 212, with grain partitions shown by black values and intergrain contacts identified by light gray values. Figure 4C shows the mesh created in process 214 for the grain-partitioned volume of Figure 4B. In the example of Figure 4C, the refinement of the mesh in the vicinity of the contact regions is shown in this Figure 4C by the smaller triangles, in relation to the larger triangle sizes, within the solid grains. The desired stress/strain conditions are numerically implemented in smaller increments, with a series of strains performed, to reach the desired stress/strain state in situ. After each incremental deformation, a new grain partition and contact for the volume is typically created using the 212 process on a voxelized representation of the deformed volume. Refining the mesh within the contact in this way is often useful because of the significant differences in elastic properties between contact regions and grain regions. This incremental mesh refinement approach, in which processes 212, 214, 216 are repeated, is illustrated in Figure 2 by means of the dashed line. Alternatively, the behavior in the contact region can be characterized by using appropriately small mesh elements both for the interior of the solid grains and for the contact regions, at the cost of increased computational requirements, due to the greater number of elements in the model.

[0063] Como discutido acima, as propriedades elásticas das regiões de contacto podem ser modeladas utilizando modelos analíticos, a partir de experiências aproximadas, ou postuladas para se comportarem de acordo com funções heurísticas. Na Figura 4G, duas funções diferentes são apresentadas para diferentes propriedades elásticas das regiões . de contacto como uma função do deslocamento (expresso em percentagem de variação do volume, neste exemplo). A plotagem que utiliza os símbolos losangulares supõe que o módulo de Young para as regiões de contacto é menor do que o módulo de Young dos grãos sólidos, e é constante com o aumento da deformação. 0 plotagem que utiliza os símbolos cruzados assume que o módulo de Young das regiões de contato varia de forma não linear com o aumento da deformação. É também possível alterar as propriedades elásticas dos grãos individuais com a deformação, se se suspeita que contêm os grãos de porosidade compatível além da resolução da imagem. Nas Figuras 4D a 4F, a tensão normal é mostrada no volume antes da deformação (Figura 4D) , depois de um passo incremental na deformação sem comportamento de contacto de grão (Figura 4E), e com o comportamento de contacto de grão assumido que varia de acordo com uma função heurística não linear (Figura 4F) . Estas figuras 4D a 4F ilustram diferenças claras na forma dos grãos e espaço poroso resultantes da deformação que inclui o comportamento do contato, em comparação com a deformação que não inclui o comportamento de contato. Em particular, mais deformação no volume aparece quando se leva em conta o comportamento de contato, como é evidente por uma redução da porosidade e pela mudança nas formas dos grãos. A Figura 4F mostra também que tensões significativamente diferentes são induzidas nas regiões de contacto em relação 'às regiões no interior dos grãos. Em particular, a Figura 4F mostra que, após um incremento na deformação, alguns grãos, que não estavam antes, estão agora em contacto após a deformação incremental, o que requer a repetição do processo de particionamento do grão 212 antes que deformações posteriores sejam realizadas.[0063] As discussed above, the elastic properties of contact regions can be modeled using analytical models, from approximate experiments, or postulated to behave according to heuristic functions. In Figure 4G, two different functions are presented for different elastic properties of the regions. of contact as a function of displacement (expressed as a percentage of volume change in this example). Plotting using diamond symbols assumes that the Young's modulus for the contact regions is smaller than the Young's modulus for the solid grains, and is constant with increasing strain. The plot using cross symbols assumes that the Young's modulus of the contact regions varies non-linearly with increasing strain. It is also possible to change the elastic properties of individual grains with deformation, if it is suspected that they contain grains of compatible porosity beyond the resolution of the image. In Figures 4D to 4F, the normal stress is shown in the volume before deformation (Figure 4D), after an incremental step in deformation with no grain contact behavior (Figure 4E), and with the assumed grain contact behavior varying according to a non-linear heuristic function (Figure 4F). These figures 4D to 4F illustrate clear differences in grain shape and pore space resulting from deformation that includes contacting behavior compared to deformation that does not include contacting behavior. In particular, more volume deformation appears when contact behavior is taken into account, as is evident by a reduction in porosity and a change in grain shapes. Figure 4F also shows that significantly different stresses are induced in the contact regions relative to the regions within the grains. In particular, Figure 4F shows that, after an increment in deformation, some grains, which were not before, are now in contact after the incremental deformation, which requires the repetition of the grain partitioning process 212 before further deformations are carried out. .

[0064] Na Figura 4H, a porosidade é plotada para três cenários de deformação diferentes. 0 primeiro pressuposto é que as propriedades elásticas são homogêneas em todo o volume, sem comportamento de contato (Figura 4E). O segundo pressuposto é que a função heurística para o comportamento de contacto é constante com a deformação, e o terceiro é pressuposto é que a função heurística para o comportamento de contacto é não linear com a deformação (Figura 4F) , ambos os quais são mostrados na Figura 4G. Como demonstrado por estas figuras, deformação adicional é evidente a partir das reduções significativas na porosidade que aparecem quando se leva em conta o comportamento de contato usando as funções heurísticas.[0064] In Figure 4H, the porosity is plotted for three different strain scenarios. The first assumption is that the elastic properties are homogeneous throughout the volume, with no contact behavior (Figure 4E). The second assumption is that the heuristic function for contact behavior is constant with strain, and the third assumption is that the heuristic function for contact behavior is nonlinear with strain (Figure 4F), both of which are shown in Figure 4G. As demonstrated by these figures, additional deformation is evident from the significant reductions in porosity that appear when contact behavior is taken into account using the heuristic functions.

[0065] No processo 220, a ferramenta de teste 130 executa, em seguida, a simulação numérica digital para analisar uma ou mais propriedades físicas da amostra de rocha 104 sob as condições de deformação simulada in situ aplicadas no processo 216. Considera-se que processo 220 pode ser realizado por meio de análise numérica da rocha correspondente na subsuperficie sob as condições representadas pelo estado de tensão final evoluído do volume de imagem digital de rocha 128. No contexto da exploração e produção de petróleo e gás, as propriedades petrofisicas de interesse, tais como a porosidade", fator de formação, permeabilidade absoluta e relativa, propriedades elétricas (tais como: fator de formação, expoente de cimentação, expoente de saturação, fator de tortuosidade), propriedades de pressão capilar (como como injeção capilar de mercúrio), módulo elástico e propriedades (tais como: módulo de compressibilidade, módulo de cisalhamento, módulo de Young, coeficiente de Poisson, constantes de Lamé), e similares, podem também ser determinados no processo 220. Estas propriedades petrofisicas podem ser estimadas pela utilização de uma discretização adequada do volume deformado combinada com simulação - numérica adequada, por exemplo, a simulação numérica direta do fluxo de fluido de fase única para o cálculo da permeabilidade absoluta. A determinação de algumas dessas propriedades petrofisicas no processo 220 pode também exigir simulação numérica usando o método de elementos finitos, métodos de diferenças finitas, método dos volumes finitos, métodos de Lattice-Boltzmann ou qualquer variedade de outras abordagens numéricas. Como será discutido em mais detalhe abaixo, as relações de diferentes propriedades petrofisicas do material representado pelo volume de imagem 128 com porosidade, ou outros pares de relações dessas propriedades, pode também ser estimadas pelo processo 220.[0065] In process 220, the test tool 130 then performs digital numerical simulation to analyze one or more physical properties of the rock sample 104 under the simulated in situ deformation conditions applied in process 216. process 220 can be carried out by means of numerical analysis of the corresponding rock in the subsurface under the conditions represented by the evolved final stress state of the digital image volume of rock 128. In the context of oil and gas exploration and production, the petrophysical properties of interest , such as porosity", formation factor, absolute and relative permeability, electrical properties (such as: formation factor, cementation exponent, saturation exponent, tortuosity factor), capillary pressure properties (such as capillary injection of mercury ), elastic modulus and properties (such as: compressibility modulus, shear modulus, Young's modulus, Poisson coefficient, constants de Lamé), and the like, can also be determined in process 220. These petrophysical properties can be estimated by using a suitable discretization of the deformed volume combined with suitable numerical simulation, for example direct numerical simulation of phase fluid flow unique for calculating the absolute permeability. Determining some of these petrophysical properties in process 220 may also require numerical simulation using the finite element method, finite difference methods, finite volume method, Lattice-Boltzmann methods, or any variety of other numerical approaches. As will be discussed in more detail below, the relationships of different petrophysical properties of the material represented by the image volume 128 with porosity, or other pairs of relationships of these properties, can also be estimated by process 220.

[0066] No processo descrito acima com referência à Figura 2, o sistema de teste 102 simulou a aplicação de uma deformação que representa uma condição da subsuperficie. Considera-se que o sistema de teste 102 pode repetir esse processo para várias condições de deformação simuladas, incluindo deformações de diferentes amplitudes, instruções, ou tipos, a fim de determinar as propriedades petrofisicas sob diferentes condições da subsuperficie, bem como para derivar funções que exprimem as relações destas propriedades com diferentes deformações. Por exemplo, a Figura 6 apresenta um gráfico da porosidade calculada para uma determinada amostra de rocha 104 sob diferentes condições de deformação simuladas, neste exemplo mediante a representação gráfica da porosidade como uma função do deslocamento na direção x (isto é, compressão, expressa como alteração percentual do volume).[0066] In the process described above with reference to Figure 2, the test system 102 simulated the application of a strain representing a subsurface condition. It is envisaged that test system 102 can repeat this process for various simulated strain conditions, including strains of different magnitudes, directions, or types, in order to determine petrophysical properties under different subsurface conditions, as well as to derive functions that express the relations of these properties with different deformations. For example, Figure 6 presents a plot of calculated porosity for a given rock sample 104 under different simulated deformation conditions, in this example by plotting porosity as a function of displacement in the x direction (i.e., compression, expressed as percentage change in volume).

[0067] Fazendo agora referência às Figuras 5A a 5D, vários processos detalhados 220a a 220D por meio dos quais • o processo 220 pode ser realizado para determinar as propriedades fisicas da formação da rocha a partir da qual amostra de rocha 104 foi obtida, sob condições simuladas correspondentes à deformação in situ encontrada na subsuperficie, será descrita a seguir. Estas abordagens à determinação das propriedades físicas não são mutuamente exclusivas, e, como tal, um ou mais destes processos pode ser utilizado em qualquer exemplo de processo 220, dependendo das propriedades particulares a serem caracterizadas. .. Considera-se ainda que os peritos na especialidade, tendo como referência esta especificação identificará outras técnicas semelhantes que podem ser utilizadas alternativamente ou adicionalmente, essas outras alternativas estão dentro do âmbito do invento tal como reivindicado a seguir.[0067] Referring now to Figures 5A to 5D, various detailed processes 220a to 220D by means of which • process 220 can be carried out to determine the physical properties of the rock formation from which rock sample 104 was obtained, under simulated conditions corresponding to the in situ deformation found in the subsurface will be described below. These approaches to determining physical properties are not mutually exclusive, and as such, one or more of these processes may be used in any Process Example 220, depending on the particular properties to be characterized. .. It is further understood that those skilled in the art, with reference to this specification, will identify other similar techniques that may alternatively or additionally be used, such other alternatives are within the scope of the invention as claimed below.

[0068] A Figura 5A ilustra, em detalhe, o processo 220a por meio dos quais a porosidade e outras propriedades petrofisicas da formação de rocha amostrada sob a condição de deformação simulada podem ser determinadas de acordo com uma concretização da invenção. No processo 410, a ferramenta de teste 130 extrai a malha volumétrica deformada do material sólido do volume de imagem digital 128 como produzido pelo processo 216, com a deformação resultante da aplicação das condições de deformação simulada que emulam o ambiente da subsuperficie, como descrito acima. No processo 412, a ferramenta de teste 130 analisa o volume integral que contém a malha volumétrica deformada para calcular a razão entre o volume da fase sólida para a fração do volume total (isto é, contendo o material sólido e o espaço de poro deformado) . Esta proporção resulta na fração de volume do material sólido, que pode ser utilizado para determinar, a fração do volume do espaço de poro (conhecido como porosidade) pela relação simples que adicionar as duas frações resulta na unidade. Conforme ilustrado no exemplo da Figura 6, a porosidade diminui com o aumento do deslocamento devido à deformação aplicada. Desse modo, considera-se que a porosidade calculada no processo 412 será uma boa estimativa da porosidade da formação de rocha na subsuperficie correspondente a partir da qual a amostra de rocha 104 é originária, quando comparada com as estimativas de porosidade com base na análise de imagens a partir de amostras de rocha em condições da superfície ambiente.[0068] Figure 5A illustrates, in detail, the process 220a by means of which the porosity and other petrophysical properties of the rock formation sampled under the condition of simulated deformation can be determined in accordance with one embodiment of the invention. In process 410, test tool 130 extracts the deformed volumetric mesh of solid material from digital image volume 128 as produced by process 216, with the deformation resulting from the application of simulated strain conditions that emulate the subsurface environment, as described above. . In process 412, test tool 130 analyzes the integral volume containing the deformed volumetric mesh to calculate the ratio of the volume of the solid phase to the fraction of the total volume (i.e. containing the solid material and the deformed pore space) . This ratio results in the volume fraction of the solid material, which can be used to determine the volume fraction of the pore space (known as porosity) by the simple relationship that adding the two fractions results in unity. As illustrated in the example of Figure 6, the porosity decreases with increasing displacement due to the applied deformation. Thus, it is considered that the porosity calculated in process 412 will be a good estimate of the porosity of the rock formation in the corresponding subsurface from which the rock sample 104 originates, when compared with the porosity estimates based on the analysis of images from rock samples under ambient surface conditions.

[0069] Sabe-se na técnica que certas propriedades petrofisicas se correlacionam com a porosidade. Exemplos de tais propriedades correlacionadas à porosidade incluem permeabilidade e fator de formação. No processo 414, a ferramenta de teste 130 estima uma ou mais dessas propriedades correlacionadas à porosidade calculada no processo 412, usando regras de ouro que são estabelecidas ou de alguma forma conhecidos na indústria, ou usando correlações desenvolvidas a partir de experimentos de laboratório. ' O valor da porosidade e de quaisquer propriedades petrofisicas correlacionadas são então armazenados no recurso de memória do dispositivo de computação 120 ou recurso de memória na rede, como for desejado, para uso em análise posterior do reservatório de modo convencional.[0069] It is known in the art that certain petrophysical properties correlate with porosity. Examples of such porosity-correlated properties include permeability and formation factor. In process 414, test tool 130 estimates one or more of these properties correlated to the porosity calculated in process 412, using rules of thumb that are established or otherwise known in the industry, or using correlations developed from laboratory experiments. The porosity value and any correlated petrophysical properties are then stored in the computing device memory resource 120 or network memory resource, as desired, for use in further analysis of the reservoir in the conventional manner.

[0070] A Figura 5B ilustra o processo 220b, de acordo com o qual a ferramenta de teste 130 no sistema de teste 102 calcula certas propriedades petrofisicas de acordo com outra concretização da invenção. O processo 220b começa com o processo 410, que como descrito acima extrai a malha volumétrica deformada dos constituintes da fase sólida do volume da imagem digital 128 como produzido pelo processo 218, com a deformação resultante da aplicação das condições simuladas de deformação que emulam o ambiente de subsuperficie, tal como descrito acima.[0070] Figure 5B illustrates process 220b, whereby the test tool 130 in the test system 102 calculates certain petrophysical properties in accordance with another embodiment of the invention. Process 220b begins with process 410, which as described above extracts the deformed volumetric mesh of solid phase constituents from the volume of digital image 128 as produced by process 218, with the deformation resulting from the application of simulated deformation conditions that emulate the environment. subsurface as described above.

[0071] No processo 420, a ferramenta de teste 130 opera para converter a geometria da malha deformada do processo 410 em uma geometria voxelizada que seja consistente com os requisitos de entrada das geometrias usadas na técnica de análise numérica especifica para determinar as propriedades petrofísicas desejadas. Por exemplo, a conversão do processo 420 pode voxelizar a geometria da malha não estruturada deformada numa forma de grade ou malha estruturada que é adequada para aplicação a tais algoritmos como os algoritmos de diferença finita, algoritmos Lattice- Boltzmãnn, ou ambos.[0071] In process 420, the test tool 130 operates to convert the deformed mesh geometry of process 410 into a voxelized geometry that is consistent with the input requirements of the geometries used in the specific numerical analysis technique to determine the desired petrophysical properties . For example, process conversion 420 can voxelize the deformed unstructured mesh geometry into a grid or structured mesh form that is suitable for application to such algorithms as finite difference algorithms, Lattice-Boltzmann algorithms, or both.

[0072] Por exemplo, o dispositivo de computação 120 pode executar o processo 420 pela conversão da malha deformada não estruturada que representa o material sólido em uma malha estruturada que representa 'a fase porosa. O dispositivo de computação 120 pode, em seguida, também no processo de conversão 420, sobrepor uma malha estruturada à malha deformada não estruturada e extrapolar um ponto que existe no centro de cada bloco de malha estruturada, em seguida pela utilização de um algoritmo de detecção de ponto determinar se o centro de cada bloco da malha estruturada está dentro ou fora do domínio não estruturado. Após a detecção deste ponto, o dispositivo de computação 120, em seguida, determina se um bloco de malha da malha estruturada deve ser identificado como residindo no espaço dos poros ou na fase sólida. A Figura 7 ilustra o resultado deste algoritmo para o caso de uma malha deformada, em que a resolução da grade estruturada sobreposta dita quão bem a rede estruturada representa a grade não estruturada em diferentes resoluções de voxelização. '[0072] For example, the computing device 120 can perform the process 420 by converting the unstructured deformed mesh representing the solid material into a structured mesh representing the porous phase. The computing device 120 can then, also in the conversion process 420, superimpose a structured mesh on the unstructured deformed mesh and extrapolate a point that exists in the center of each block of structured mesh, then by using a detection algorithm point to determine whether the center of each block of the structured mesh is inside or outside the unstructured domain. Upon detection of this point, computing device 120 then determines whether a mesh block of the structured mesh should be identified as residing in the pore space or in the solid phase. Figure 7 illustrates the result of this algorithm for the case of a deformed grid, where the resolution of the superimposed structured grid dictates how well the structured grid represents the unstructured grid at different voxelization resolutions. '

[0073] Seguindo processo de conversão 420, a ferramenta de teste de 130 aplica, no processo 422, o algoritmo numérico desejado para calcular as propriedades petrofisicas. Por exemplo, seguindo a conversão em grades estruturadas no processo 420, o dispositivo de computação 120 (que executa a ferramenta de teste 130) pode utilizar modelos existentes Lattice-Boltzmann (LB) para simular o fluxo de fluido de fase única no espaço de poros, a partir do qual propriedades tais como permeabilidade podem ser facilmente recuperadas. A Figura"8 ilustra os resultados da análise de simulação de Lattice-Boltzmann para um conjunto de geometrias deformadas pela variação das condições simuladas de deformação, como resulta de cálculos da elasticidade linear em cada uma das direções do fluxo primário (x, y", z). Estes resultados resumidos na Figura 8 suportam a expectativa de que a permeabilidade deve diminuir com a diminuição da porosidade resultante da deformação uniaxial.[0073] Following conversion process 420, the test tool 130 applies, in process 422, the desired numerical algorithm to calculate the petrophysical properties. For example, following conversion to structured grids in process 420, computing device 120 (running test tool 130) can utilize existing Lattice-Boltzmann (LB) models to simulate single-phase fluid flow in pore space. , from which properties such as permeability can be easily recovered. Figure"8 illustrates the results of the Lattice-Boltzmann simulation analysis for a set of geometries deformed by varying the simulated deformation conditions, as a result of calculations of the linear elasticity in each of the primary flow directions (x, y", z). These results summarized in Figure 8 support the expectation that permeability should decrease with decreasing porosity resulting from uniaxial deformation.

[0074] Alternativamente ou adicionalmente, o processo 422 pode ser usado para calcular as propriedades elétricas utilizando uma malha estruturada que representa a amostra de rocha- deformada, como gerado no processo 420. Por exemplo, um algoritmo de diferença finita executado pelo dispositivo de computação 120 pode resolver a equação de Laplace para a distribuição de tensão no interior da amostra porosa, a partir da qual a condutividade do material poroso pode ser recuperada. Com base nesta análise de condutividade, o dispositivo de computação 120 pode calcular tais propriedades elétricas como o fator de formação (FF) e o indice de resistividade (RI, na sigla em inglês), cada um dos quais é útil no contexto de exploração e produção de petróleo e gás. No caso do fator de formação, o espaço dos poros é assumido estar totalmente saturado com água, enquanto que no caso do indice de resistividade, óleo e água são considerados estarem distribuídos no interior do espaço dos poros. As Figuras 9 e 10 mostram a dependência de FF e IR, respectivamente, da porosidade variável em diferentes condições de deformação simuladas. Nestes exemplos, um cenário molhado foi considerado no qual a distribuição de óleo e de água em diferentes saturações de água (Sw) baseou-se' na esfera máxima inscrita no espaço poroso. Tal como ilustrado, ambos FF e RI aumentam com porosidade decrescente. Na Figura 9, o FF é calculado para todas as geometrias deformadas em cada uma das direções primárias, enquanto na Figura 10, RI é mostrado apenas na direção x para o caso de compressão de volume total de 5%.[0074] Alternatively or additionally, process 422 may be used to calculate electrical properties using a structured mesh representing the rock-deformed sample, as generated in process 420. For example, a finite difference algorithm performed by the computing device 120 can solve the Laplace equation for the stress distribution inside the porous sample, from which the conductivity of the porous material can be recovered. Based on this conductivity analysis, computing device 120 can calculate such electrical properties as formation factor (FF) and resistivity index (RI), each of which is useful in the context of exploration and oil and gas production. In the case of the formation factor, the pore space is assumed to be fully saturated with water, whereas in the case of the resistivity index, oil and water are assumed to be distributed within the pore space. Figures 9 and 10 show the dependence of FF and IR, respectively, on variable porosity under different simulated strain conditions. In these examples, a wet scenario was considered in which the distribution of oil and water at different water saturations (Sw) was based on the maximum sphere inscribed in the pore space. As illustrated, both FF and RI increase with decreasing porosity. In Figure 9, FF is calculated for all deformed geometries in each of the primary directions, while in Figure 10, RI is shown only in the x direction for the case of 5% full volume compression.

[0075] Estas propriedades elétricas e outras petrofisicas como obtidas do processo 220b são então armazenadas num recurso de memória de dispositivo de computação 120 ou um recurso de memória de rede, como desejado, para uso em análise posterior do reservatório de modo convencional.[0075] These electrical and other petrophysical properties as obtained from process 220b are then stored in a computing device memory resource 120 or a network memory resource, as desired, for use in later analysis of the reservoir in the conventional manner.

[0076] A Figura 5C ilustra o processo 220c, de acordo com o qual a ferramenta de teste 130 no sistema de teste 102 calcula certas propriedades petrofisicas de acordo com outra concretização da invenção. Tal como no caso dos processos 220a e 220b, o processo 220c, de igual modo, se inicia com o processo 410, que, tal como descrito acima, extrai a malha volumétrica deformada dos constituintes em fase sólida do volume de imagem digital 128, tal como produzido pelo processo 218, com a deformação resultante da aplicação das condições- simuladas de deformação que emulam o ambiente de subsuperficie, como descrito acima.[0076] Figure 5C illustrates process 220c, whereby the test tool 130 in the test system 102 calculates certain petrophysical properties in accordance with another embodiment of the invention. As with processes 220a and 220b, process 220c likewise begins with process 410, which, as described above, extracts the warped volumetric mesh of solid-phase constituents from digital image volume 128, such as as produced by process 218, with deformation resulting from the application of simulated deformation conditions that emulate the subsurface environment, as described above.

[0077] No processo . 430 do processo 220c, a ferramenta de teste 130 identifica os elementos da malha não estruturada deformada que correspondem aos elementos do espaço poroso da superfície, ou seja, a "parede" de poro. O resultado do processo 430 é uma representação das superficies exteriores do espaço dos poros da porção de amostra de rocha 104 representada em volume de imagem digital 128, desejavelmente, numa forma compatível com um pacote de software convencional de "enredamento" de volume. No processo 432, a ferramenta de teste 130 utiliza tal pacote de enredamento de volume para construir ou, se for o caso, definir uma malha volumétrica do espaço poroso definida pelos elementos de superfície da parede de poros identificada no processo 430, desejavelmente, em formato adequado para análise por uma ferramenta adequada de análise de elementos finitos ou outra ferramenta numérica, tal como Lattice-Boltzmann. A malha volumétrica do espaço poroso gerado no processo 4 32 pode ser uma malha estruturada (isto é, um padrão regular de elementos poligonais) ou uma malha não estruturada (isto é, um padrão irregular de. elementos poligonais com conectividade irregular), como desejado.[0077] In the process. 430 of process 220c, test tool 130 identifies elements of the deformed unstructured mesh that correspond to elements of the pore space of the surface, i.e., the pore "wall". The output of process 430 is a representation of the pore space exterior surfaces of the rock sample portion 104 represented in digital image volume 128, desirably, in a form compatible with a conventional volume "entangling" software package. In process 432, test tool 130 uses such volume meshing package to construct or, as the case may be, define a volumetric mesh of the pore space defined by the surface elements of the pore wall identified in process 430, desirably in the form suitable for analysis by a suitable finite element analysis tool or other numerical tool such as Lattice-Boltzmann. The volumetric mesh of the pore space generated in process 432 can be a structured mesh (i.e., a regular pattern of polygonal elements) or an unstructured mesh (i.e., an irregular pattern of polygonal elements with irregular connectivity), as desired. .

[0078] Uma vez que a malha volumétrica do espaço poroso seja gerada no processo 432, a ferramenta de teste 130, em seguida, executa um solucionador de elementos finitos ou outro algoritmo numérico no processo 434 para calcular as propriedades petrofisicas desejadas com base nesta malha volumétrica do espaço poroso. Um exemplo dê processo 434, que pode ser.levado a cabo por um dispositivo de computação 120 e ferramenta de teste 130 é o cálculo da permeabilidade absoluta da amostra de rocha 104 por modelagem de fluxo de fluido de fase única utilizando uma solução de elementos finitos das equações de Navier-Stokes, sob condições de contorno que imponham uma queda de pressão através do volume modelado. Outras propriedades podem também ou, alternativamente, serem calculadas no processo 434, utilizando soluções de elementos finitos, ou utilizando outras técnicas, tais como: diferença finita, volume finito, Lattice-Boltzmann, modelagem de rede, e similares, no cálculo dessas propriedades, bem como da permeabilidade absoluta.[0078] Once the pore space volumetric mesh is generated in process 432, the test tool 130 then runs a finite element solver or other numerical algorithm in process 434 to calculate the desired petrophysical properties based on this mesh volumetric pore space. An example of process 434 which may be carried out by a computing device 120 and test tool 130 is the calculation of the absolute permeability of the rock sample 104 by single phase fluid flow modeling using a finite element solution. of the Navier-Stokes equations, under boundary conditions that impose a pressure drop across the modeled volume. Other properties may also or, alternatively, be calculated in process 434, using finite element solutions, or using other techniques, such as: finite difference, finite volume, Lattice-Boltzmann, network modeling, and the like, in calculating these properties, as well as absolute permeability.

[0079] As propriedades petrofisicas ou outras obtidas do processo 220c são então armazenadas no recurso de memória do dispositivo de computação 120 ou em recurso de memória de rede, como desejado, para uso em análise posterior do reservatório de modo convencional.[0079] The petrophysical or other properties obtained from the process 220c are then stored in the computing device memory resource 120 or in the network memory resource, as desired, for use in later analysis of the reservoir in the conventional manner.

[0080] A Figura 5D ilustra processo 220d, de acordo com o qual a ferramenta de teste 130 no sistema de teste 102 calcula certas propriedades petrofisicas ou materiais usando modelos analíticos, de acordo com outra concretização da invenção. Exemplos de propriedades que são contempladas como recuperáveis por meio do processo 220d incluem aquelas propriedades que são determinadas por, ou relacionados com, a topologia de poro dentro da rocha. Como no caso dos processos 220a a 220c acima descritos, o processo 220d similarmente se inicia com o processo 410, que, tal como descrito acima, extrai a malha volumétrica deformada dos constituintes em fase "sólida do volume de imagem digital 128, tal como produzido pelo processo 218, com a deformação resultante da aplicação das condições simuladas de deformação que emulam o ambiente de subsuperficie, como descrito acima.[0080] Figure 5D illustrates process 220d, whereby the test tool 130 in the test system 102 calculates certain petrophysical or material properties using analytical models, in accordance with another embodiment of the invention. Examples of properties that are contemplated as recoverable via the 220d process include those properties that are determined by, or related to, the pore topology within the rock. As in the case of processes 220a to 220c described above, process 220d similarly starts with process 410, which, as described above, extracts the deformed volumetric mesh of "solid phase" constituents from digital image volume 128 as produced by process 218, with strain resulting from the application of simulated strain conditions that emulate the subsurface environment, as described above.

[0081] No processo 440, as propriedades geométricas são extraidas da malha volumétrica deformada identificada no processo 410 por meio da ferramenta de teste 130. Exemplos dessas propriedades geométricas incluem medidas tais como proporção superficie-para-volume dos grãos ou poros, diâmetro da garganta de- poro critica recuperável de medidas topológicas extraidas de uma malha volumétrica deformada do espaço de poros, bem como outros parâmetros estruturais ou parâmetros do modelo identificáveis a partir da malha deformada. '0 formato ou dados específicos que representam estas propriedades geométricas, extraídas no processo 440, devem ser compatíveis com um ou mais modelos analíticos, para serem aplicadas no processo 442, e determinar ou calcular a propriedade desejada do material. Neste processo 442, a ferramenta de teste 130 executa um ou mais modelos analíticos específicos capazes de estimar a propriedade petrofísica de interesse desejada a partir das propriedades geométricas extraídas para o sólido. Exemplos destas propriedades incluem propriedades de fluidez e propriedades elétricas, entre outras.[0081] In process 440, geometric properties are extracted from the deformed volumetric mesh identified in process 410 by means of test tool 130. Examples of these geometric properties include measurements such as surface-to-volume ratio of grains or pores, throat diameter critical de- pore recoverable from topological measurements extracted from a deformed volumetric pore space mesh, as well as other structural parameters or model parameters identifiable from the deformed mesh. The specific format or data representing these geometric properties, extracted in process 440, must be compatible with one or more analytical models, to be applied in process 442, and determine or calculate the desired property of the material. In this process 442, the test tool 130 runs one or more specific analytical models capable of estimating the desired petrophysical property of interest from the geometric properties extracted for the solid. Examples of these properties include flow properties and electrical properties, among others.

[0082] Um exemplo de propriedade material e petrofisica que pode ser determinada pela aplicação do processo 220d é a "tortuosidade" do material. Como é conhecido na técnica, a tortuosidade de um material poroso reflete a extensão em que os caminhos de fluido através do material são torcidos, oü envolvem voltas. Por exemplo, um material que tem ’uiti” elevado número de curvas fechadas estreitamente espaçadas nas suas trajetórias de fluido do seu espaço poroso apresentará uma tortuosidade maior do que a de um material poroso no qual as trajetórias de fluido são relativamente retilíneas. Para o exemplo de tortuosidade, a ferramenta de teste 130 pode executar o processo 440 ao representar o espaço poroso por uma população de esferas de tamanho máximo inscritas que se encaixem dentro desse espaço poroso. Uma "linha de fluxo" é definida neste processo ■ 440, ao se ligar os centroides dessas esferas inscritas ao longo de cada percurso do fluido. Processo 442 pode, então, calcular a tortuosidade do material pela aplicação de uma medida como a razão de "arco-corda" do comprimento da curva representada pela linha. de fluxo centroide-a- centroide para a distância entre as suas extremidades (ou seja, em linha aérea).[0082] An example of a material and petrophysical property that can be determined by applying the 220d process is the "tortuosity" of the material. As is known in the art, the tortuosity of a porous material reflects the extent to which fluid paths through the material are twisted, or involve loops. For example, a material that has a high number of closely spaced closed bends in its fluid paths in its pore space will exhibit greater tortuosity than a porous material in which the fluid paths are relatively straight. For the tortuous example, test tool 130 may perform process 440 by representing the pore space by a population of inscribed maximum sized spheres that fit within that pore space. A "flow line" is defined in this process ■ 440 by connecting the centroids of these inscribed spheres along each fluid path. Process 442 can then calculate the tortuousness of the material by applying a measure such as the "arc-chord" ratio to the length of the curve represented by the line. from centroid-to-centroid flow to the distance between their endpoints (i.e., in overhead line).

[0083] Outros cálculos de tortuosidade conhecidos na técnica podem, alternativamente ou adicionalmente serem aplicados pela ferramenta de teste no processo 442. Por exemplo, relações tipo "regra de polegar" podem ser usadas para determinar propriedades tais como permeabilidade absoluta de acordo com a relação funcional de permeabilidade para os parâmetros criticos do raio da garganta do poro extraídos no processo 440. Além disso, após o cálculo de uma ou mais propriedades petrofisicas, desta maneira, a ferramenta de teste 130 pode calcular outras propriedades do material no processo 442 com base nesses resultados. Em qualquer caso, as propriedades petrofisicas ou outras obtidas do processo 220d podem então ser armazenadas no recurso -de memória do dispositivo de computação 120 ou em recurso de memória em rede, conforme desejado, para uso em análise posterior do reservatório de modo convencional.[0083] Other tortuosity calculations known in the art can alternatively or additionally be applied by the test tool in process 442. For example, "rule of thumb" ratios can be used to determine properties such as absolute permeability according to the ratio permeability functional for the critical pore throat radius parameters extracted in process 440. In addition, after calculating one or more petrophysical properties in this manner, test tool 130 can calculate other properties of the material in process 442 based on in these results. In either case, the petrophysical or other properties obtained from process 220d may then be stored in computing device memory resource 120 or network memory resource, as desired, for use in later analysis of the reservoir in the conventional manner.

[0084] Como mencionado acima, as técnicas especificas detalhadas 220a a 220d para executar processo 220 no método geral da Figura 2 podem ser aplicadas individualmente, ou em alguma combinação. Considera-se ainda que os peritos na especialidade, tendo como referência esta especificação identificará prontamente variações destas abordagens, bem como implementações alternativas e concretizações da invenção, e que tais variações e alternativas estão adequadamente dentro do âmbito da invenção tal como reivindicada abaixo.[0084] As mentioned above, the detailed specific techniques 220a to 220d for performing process 220 in the general method of Figure 2 can be applied individually, or in some combination. It is further contemplated that those skilled in the art, with reference to this specification, will readily identify variations of these approaches, as well as alternative implementations and embodiments of the invention, and that such variations and alternatives are suitably within the scope of the invention as claimed below.

[0085] Como também será evidente ao leitor especializado desta especificação, estas concretizações proporcionam benefícios importantes na análise de materiais porosos, tais como amostras de formações subterrâneas em reservatórios de óleo e gás potenciais ou quase potenciais. Em particular, concretizações da presente invenção permitem a utilização de técnicas de simulação numérica direta para analisar as propriedades do material, incluindo as propriedades petrofisicas, de formações subterrâneas, nas condições de deformação aplicadas a essas formações no seu ambiente de subsuperficie. Isso melhora a capacidade dos sistemas de laboratório e equipamentos analíticos na caracterização com precisão da subsuperficie, em relação às técnicas convencionais de simulação numérica direta aplicadas a volumes de imagens adquiridas em condições ambientais de superfície. Além disso, pela simulação das condições da subsuperfície in situ de uma amostra- de rocha utilizando um volume de imagem e análise numérica adicional de acordo com concretizações da invenção, o tempo e os custos para a determinação das propriedades petrofísicas podem ser reduzidos. Em relação às medidas de laboratório, que podem levar meses para serem concluídas, o tempo de retorno para a computação baseada em imagem de propriedades petrofísicas relacionadas a tensão/deformação, pode ser reduzido a dias ou menos. Além disso, ao usar uma abordagem de simulação para obter estimativas de propriedades da subsuperfície sob tensão, é possível obter diversos estados evoluídos de tensão a partir da imagem de um volume de rocha, tal como um conjunto que ajuda no entendimento da evolução das propriedades petrofísicas da subsuperfície durante o desenvolvimento e produção de reservatório rocha. Estas e outras vantagens e benefícios são contempladas para serem disponibilizados por concretizações da invenção, tal como podem ser aplicáveis a materiais, situações e implementações específicos.[0085] As will also be apparent to the skilled reader of this specification, these embodiments provide important benefits in the analysis of porous materials, such as samples from underground formations in potential or near-potential oil and gas reservoirs. In particular, embodiments of the present invention allow the use of direct numerical simulation techniques to analyze the material properties, including the petrophysical properties, of underground formations, under the deformation conditions applied to those formations in their subsurface environment. This improves the ability of laboratory systems and analytical equipment to accurately characterize the subsurface, relative to conventional direct numerical simulation techniques applied to image volumes acquired under environmental surface conditions. Furthermore, by simulating in situ subsurface conditions of a rock sample using additional imaging volume and numerical analysis in accordance with embodiments of the invention, the time and cost for determining the petrophysical properties can be reduced. Relative to laboratory measurements, which can take months to complete, the turnaround time for image-based computation of stress/strain related petrophysical properties can be reduced to days or less. Furthermore, by using a simulation approach to obtain estimates of subsurface properties under stress, it is possible to obtain several evolved states of stress from the image of a volume of rock, such as a set that helps in understanding the evolution of petrophysical properties. of the subsurface during reservoir rock development and production. These and other advantages and benefits are contemplated to be available by embodiments of the invention, as they may be applicable to specific materials, situations and implementations.

[0086] Embora esta invenção tenha sido descrita de acordo com as suas concretizações, é claro que se considera que modificações de, e alternativas a essas concretizações, tais modificações e alternativas de obtenção das vantagens e benefícios da presente invenção, serão evidentes para os peritos com habilidades comuns na técnica tendo como referência esta especificação e seus desenhos. Considera- se que tais modificações e alternativas estão dentro do âmbito desta invenção tal como reivindicado posteriormente neste pedido de patente.[0086] While this invention has been described in accordance with its embodiments, it is of course understood that modifications of, and alternatives to, these embodiments, such modifications and alternatives for obtaining the advantages and benefits of the present invention, will be apparent to those skilled in the art. with common skill in the art with reference to this specification and its drawings. Such modifications and alternatives are considered to be within the scope of this invention as claimed later in this patent application.

Claims

1. Method for analyzing a rock sample (104), comprising the step of: segmenting a digital image volume (128) corresponding to one or more tomographic images of a rock sample (104), to associate voxels in the volume of digital imaging (128) to pore space (304) or solid material (302); the method characterized by superimposing voxels corresponding to the solid material (302) on the segmented digital image volume (128) with an unstructured finite element mesh; numerically simulating the application of a strain to the unstructured finite element mesh to produce a deformed volumetric mesh of the volume of the digital image (128) under the simulated strain; and then numerically analyzing a volume representation of the digital image (128) corresponding to the deformed volumetric mesh to characterize a material property of the rock sample (104) under conditions corresponding to the deformation.

2. Method, according to claim 1, characterized in that it comprises: the repetition of overlay, simulation and analysis steps to characterize the material property under various deformation conditions.

3. Method, according to claim 1, characterized by the fact that the strain corresponds to one or more than one stress condition, strain condition, force condition and displacement condition.

4. Method, according to claim 1, characterized in that it comprises: after the segmentation step, assigning values for elastic properties to voxels associated with the solid material (302); where the numerical simulation step is performed using the assigned values for elastic properties.

5. Method, according to claim 1, characterized in that it comprises: partitioning individual grains of solid material (302) represented in the segmented digital image volume (128) and identifying regions of contact of these grains.

6. Method, according to claim 5, characterized in that the step of superimposing voxels with a mesh of unstructured finite elements superimposes the contact regions with a finer pattern of finite elements than the finite elements applied to other portions of the partitioned grains.

7. Method, according to claim 6, characterized in that it comprises: after the partitioning step, assigning values for elastic properties to voxels associated with the solid material (302); wherein the values for elastic properties include values corresponding to the conformance of the contact assigned to the identified contact regions; and in which the numerical simulation step is performed using the assigned values for elastic properties.

8. Method, according to claim 7, characterized in that it comprises: after a first instance of the numerical simulation step, the repetition of the partitioning, overlapping and numerical simulation steps.

9. Method, according to claim 1, characterized in that the numerical simulation step comprises: defining boundary conditions corresponding to the deformation to be applied to a system of equations corresponding to constitutive equations of elasticity through the volume of solid material (302) represented by the mesh of unstructured finite elements; and running a finite element solver to solve the system of equations for the defined boundary conditions for the displacement of nodes of the unstructured finite element mesh.

10. Method according to claim 1, characterized in that the numerical analysis step comprises: extracting a deformed volumetric mesh from the solid phase portion (302) of the digital image volume (128); the calculation of the porosity of a volume corresponding to the deformed volumetric mesh; and estimating one or more petrophysical properties according to a correlation of the petrophysical property with porosity.

11. Method according to claim 1, characterized in that the numerical analysis step comprises: extracting a deformed volumetric mesh from the solid phase portion (302) of the digital image volume (128); converting the deformed volumetric mesh into a voxelized geometry describing a deformed volume representing pore space (304) and solid material (302); and numerically computing one or more petrophysical properties of the deformed volumetric mesh.

12. Method according to claim 11, characterized in that the conversion step converts the deformed volumetric mesh into a voxelized geometry representing the pore space (304) in the volume; and wherein the computing step numerically comprises: simulating fluid flow in the pore space (304) by using a Lattice-Boltzmann model to determine the permeability of the rock sample (104) under deformation.

13. Method, according to claim 11, characterized in that the numerical computation step comprises: solving a Laplace equation for stress distribution within the volume, at an assumed water saturation level, to calculate one or both the formation factors and resistivity index of the rock sample (104) under deformation.

14. Method according to claim 1, characterized in that the numerical analysis step comprises: extracting a deformed volumetric mesh from the solid phase portion (302) of the digital image volume (128); identify pore wall surface elements in the deformed volumetric mesh; generating a pore space volumetric mesh (304) based on the identified pore wall surface elements; and performing a numerical method for solving a system of equations applied to the volumetric mesh of the pore space (304) to determine one or more petrophysical properties of the rock sample (104).

15. Method according to claim 1, characterized in that the numerical analysis step comprises: extracting a deformed volumetric mesh from the solid phase portion (302) of the digital image volume (128); extract geometric properties from the deformed volumetric mesh; apply the extracted geometric properties to an analytical model to calculate one or more petrophysical properties of the rock sample (104).

16. Method according to claim 15, characterized in that the geometric properties include a plurality of larger inscribed spheres that fit within the pore space (304) represented by the deformed volumetric mesh; and wherein the applying step comprises: identifying one or more flow lines corresponding to the line segments connecting the pore space centroids (304); and calculating the tortuosity of the rock sample (104) from the identified flow lines.

17. Method, according to claim 1, characterized in that the numbered analysis step characterizes one or more material properties that correspond to one or more of a group of petrophysical properties consisting of absolute permeability, relative permeability, porosity , formation factor, cementation exponent , saturation exponent, tortuosity factor, volumetric modulus, shear modulus, Young's modulus, Poisson coefficient, Lamé constants and capillary pressure properties.

18. System (102) for analyzing samples of material, the system (102) characterized in that it comprises: an imaging device (122) configured to produce a digital image volume (128) representative of a sample of material; and a computing device (120) coupled to the imaging device (122) and comprising: one or more memory devices (904) storing instructions that, when executed, perform the method of claim 1, starting from a sample of a material, one or more material properties, performing a plurality of operations comprising: segmenting a digital image volume (128) corresponding to one or more tomographic images of a rock sample (104), for associating voxels in the digital image volume (128) pore space (304) or solid material (302); superimposing voxels corresponding to solid material (302) on the segmented digital image volume (128) with an unstructured finite element mesh; numerically simulating the application of a strain to the unstructured finite element mesh to produce a deformed volumetric mesh of the volume of the digital image (128) under the simulated strain; and numerically analyzing a volume representation of the digital image (128) corresponding to the deformed volumetric mesh to characterize a material property of the rock sample (104) under conditions corresponding to the deformation

19. System (102) according to claim 18, characterized in that the imaging device (122) comprises: an X-ray computed tomography scanner.

20. System (102), according to claim 18, characterized in that the plurality of operations further comprises: repeating the overlay, simulation and analysis operations to characterize the property of the material in various deformation conditions.

21. System (102) of claim 18, characterized in that the plurality of operations further comprises: after the segmentation operation, assigning values for elastic properties to voxels associated with the solid material (302); where the numerical simulation operation is performed using the assigned values for elastic properties.

22. System (102), according to claim 18, characterized in that the plurality of operations further comprises: partitioning individual grains of solid material (302) represented in the segmented digital image volume (128) and identifying contact regions of these grains.

23. System (102), according to claim 22, characterized in that the plurality of operations further comprises: after the partitioning operation, assigning values for elastic properties to the voxels associated with the solid material (302); in which the voxel superimposition operation with an unstructured finite element mesh overlays the contact regions with a finer pattern of finite elements than the finite elements applied to other portions of the partitioned grains. wherein the values for elastic properties include values corresponding to the conformance of the contact assigned to the identified contact regions; where the numerical simulation operation is performed using the assigned values for elastic properties.

24. Non-transient, computer-readable storage medium that stores instructions that, when executed, perform the method of claim 1 to characterize, from a sample of a material, one or more material properties, performing a plurality of operations, characterized for comprising: Segmentation of the digital image volume (128) corresponding to one or more tomographic images of a rock sample (104), to associate voxels in the digital image volume (128) to pore space (304) or material solid (302); superimposing voxels corresponding to solid material (302) on the digital image segmented volume (128) with an unstructured finite element mesh; numerically simulating applying a strain to the unstructured finite element mesh to produce a deformed volumetric mesh of the volume of the digital image (128) under the simulated strain; and then numerically analyzing a volume representation of the digital image (128) corresponding to the deformed volumetric mesh to characterize a material property of the rock sample (104) under conditions corresponding to the deformation.

25. Means of claim 24, characterized by the fact that the plurality of operations further comprises: repeating the overlay, simulation and analysis operations to characterize the property of the material under various deformation conditions.

26. Means of claim 24, characterized in that the plurality of operations further comprises: after the segmentation operation, assigning values for elastic properties to the voxels associated with the solid material (302); where the numerical simulation operation is performed using the assigned values for elastic properties.

27. The means of claim 24, characterized in that the plurality of operations further comprises: partitioning individual grains of solid material (302) represented in the segmented digital image volume (128) and identifying regions of contact of these grains.

28. Means of claim 27, characterized in that the plurality of operations further comprises: after the partitioning operation, assigning values for elastic properties to the voxels associated with the solid material (302); wherein the operation of superimposing voxels with an unstructured finite element mesh overlays the contact regions with a finer pattern of finite elements than the finite elements applied to other portions of the partitioned grains; wherein the values for elastic properties include values corresponding to the conformance of the contact assigned to the identified contact regions; where the numerical simulation operation is performed using the assigned values for elastic properties.