BR112018003885B1

BR112018003885B1 - Método e sistema para estimar a porosidade associada à matéria orgânica, método para avaliar o potencial de produção de um poço ou formação, e, meio de armazenamento legível por computador não transitório

Info

Publication number: BR112018003885B1
Application number: BR112018003885-7A
Authority: BR
Inventors: Joel Walls; Anyela MORCOTE; Yaoming MU; Marcus Ganz
Original assignee: Ingrain, Inc
Priority date: 2015-09-16
Filing date: 2016-09-06
Publication date: 2022-08-09
Also published as: WO2017048545A1; RU2679204C1; US10422736B2; BR112018003885A2; MX2018002367A; EP3350413B1; CO2018001525A2; EP3350413A4; EP3350413A1; CA2995026A1; CN107923240A; AU2016322489A1; CA2995026C; US20170074772A1; SA518390949B1; CN107923240B

Abstract

MÉTODO E SISTEMA PARA ESTIMAR A POROSIDADE ASSOCIADA À MATÉRIA ORGÂNICA, MÉTODO PARA AVALIAR O POTENCIAL DE PRODUÇÃO DE UM POÇO OU FORMAÇÃO, E, MEIO LEGÍVEL POR COMPUTADOR NÃO TRANSITÓRIO. É fornecido um método para determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM) em um poço ou formação. Um sistema para executar o método também é fornecido.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] Este pedido reivindica o benefício de acordo com 35 U. S. C. §119(e) do Pedido de Patente Provisório US anterior 62/219. 363, depositado em 16 de setembro de 2015, que é incorporado na sua totalidade por referência aqui.

[002] A presente invenção se refere a um método para determinar a porosidade associada com matéria orgânica num poço ou formações. A presente invenção também se refere a sistemas para os métodos.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[003] A caracterização das rochas fonte é importante para a avaliação de reservatórios convencionais e não convencionais. A matéria orgânica é depositada e preservada no fundo dos lagos, mares e deltas. À medida que mais material é depositado, a matéria orgânica é enterrada e o calor e a pressão do enterramento transformam a matéria orgânica em geopolímeros como o querogênio e o betume. Quando as rochas que contêm matéria orgânica são enterradas profundas o suficiente, as rochas sofrem catagênese, onde a temperatura começa a converter o querogênio em betume e, finalmente, em hidrocarbonetos, como petróleo e gás. As rochas que produzem hidrocarbonetos são referidas como rochas fonte. A porosidade na matéria orgânica é muitas vezes o tipo predominante de desenvolvimento de porosidade total nas rochas fonte. Devido à natureza hidrofóbica da matéria orgânica, a porosidade orgânica, que também pode ser referida como porosidade associada à matéria orgânica ("PAOM"), é na maioria das situações totalmente ocupada por hidrocarbonetos, enquanto a água reside na intrapartícula e poros intergranulares de material inorgânico.

[004] Recursos não convencionais surgiram como uma importante fonte de produção de hidrocarbonetos nos Estados Unidos e em outras áreas. À medida que mais informações surgiram sobre essas formações rochosas ricas em grãos finos, muitas vezes referidas como folhelho, tornou-se evidente que uma das características importantes é a quantidade de porosidade que evoluiu a partir do que era originalmente querogênio, betume ou outra matéria orgânica sólida. A porosidade na matéria orgânica é uma função do grau de maturidade térmica e da decomposição resultante de material orgânico durante o processo de geração de hidrocarbonetos. A partir da avaliação de imagens de SEM moídos com íons de alta ampliação, os pesquisadores observaram que o espaço de poro de folhelho pode ser amplamente dividido em três tipos, intergranulares, intragranulares e orgânicos associados. Por exemplo, Loucks, R. G., et al., 2009, Morphology, Genesis, and Distribution of Nanometer-Scale Pores in Siliceous Mudstones of the Mississippian Barnett Shale, Journal of Sedimentary Research, v. 79, pág. 848-861, doi:10. 2110/jsr. 2009. 092; Loucks, R. G. , et al. ,2010, Preliminary Classification of Matrix Pores in Mudrocks, Gulf Coast Association of Geological Societies, Transactions, v. 60, pág. 435-441; Passey, Q. R. , et al. ,2010, From Oil- Prone Source Rock to Gas-Producing Shale Reservoir - Geologic and Petrophysical Characterization of Unconventional Shale-Gas Reservoirs, SPE, Chinese Petroleum Society and Society of Petroleum Engineers International Oil and Gas Conference and Exhibition na China, Junho 8-10, Beijing, China, SPE Paper 131350, 29 pág. , doi:10. 2118/131350-MS.

[005] O desenvolvimento de porosidade em matéria orgânica foi observado e os cálculos da área de porosidade orgânica foram realizados com base em análises de imagens de SEM moídos com íons. A dependência de análises baseadas em imagens de SEM moídos com íons para avaliar amostras geológicas uma de cada vez para PAOM pode ser problemática, uma vez que esta abordagem pode demorar e custar muito tempo.

[006] Não houve um método confiável para computar a PAOM a partir de dados de perfil de poço geralmente disponíveis ou de dados de varredura de tomografia computadorizada (CT).

[007] A análise do perfil de poço é uma parte comum e importante da avaliação das formações de hidrocarbonetos para porosidade, óleo, gás e teor de água. Existem numerosos métodos para a computação de porosidade total e efetiva de resistividade elétrica, densidade aparente, porosidade de nêutrons e outras medidas de análise de perfil. No entanto, os poços de folhelho apresentaram um problema particularmente difícil para a análise de perfil de poço porque muitos métodos tradicionais que funcionam para arenitos e carbonatos não funcionam bem para os folhelhos orgânicos. Não houve nenhum método comumente disponível para calcular a PAOM a partir de dados de perfil de poço típicos. Se determinados perfis de poço de tecnologia avançada forem obtidos, como ressonância magnética nuclear ou propriedades dielétricas, pode ser teoricamente possível calcular a PAOM, mas esses perfis geralmente não estão disponíveis ou não são confiáveis nas formações de folhelho e são mais caros do que os perfis comuns como o "triplo-combo.

[008] Recentemente, foram desenvolvidos métodos para calcular a porosidade, o teor de argila, o teor de matéria orgânica e outras propriedades do reservatório a partir da densidade aparente (RHOB) e do efeito fotoelétrico (PEF) a partir de exames de raios-X, além de dados espectroscópicos de raios gama em amostras de testemunho, o que envolve a integração de várias formas de análise diferentes. Por exemplo, Publicação de Pedido de Patente US2013/0182819 A1. No entanto, não existe um método conhecido para calcular a PAOM para qualquer local ao longo de um testemunho inteiro a partir de dados disponíveis, como densidade aparente, PEF e dados espectrais de raios gama.

[009] Foi sugerida uma equação para calcular diretamente a PAOM a partir de outros valores de parâmetros determinados. Uma equação sugerida para calcular a PAOM foi expressa como:Porosidade orgânica (% volume de rocha) = TR (fração)*HI (mg/gTOC)*TOC(% de peso)*2,5/1,2/1150, onde TR é razão de transformação (a fração do querogênio lábil que já se converteu em petróleo) e HI é índice de hidrogênio quando era imaturo, e TOC é TOC original e a constante 2,5 é a densidade da rocha e 1,2 é a densidade do querogênio em g/cm3, e 1150 é o HI equivalente de hidrocarbonetos. A equação acima é baseada em dados geoquímicos e vários pressupostos. O principal desconhecido na equação é TR. Para obter um valor para TR, é necessário conhecer a quantidade de querogênio convertível que já se converteu em hidrocarbonetos. Fazer essa determinação do querogênio conversível não é fácil e geralmente requer conhecimento do TOC do querogênio imaturo no local. Os dados sobre o querogênio imaturo não estão normalmente disponíveis e TR não foi simples de quantificar. Na Publicaçãode Pedido de Patente US2014/0052420 A1, um nível de maturidade de uma amostra de rocha pode ser estimado com o cálculo de uma razão de conversão (CR) como PAOM/(PAOM + OM), e o CR pode ser correlacionado diretamente com um valor de nível de maturidade da amostra de rocha.

[0010] É desejável ter um método que possa ser usado para determinar mais facilmente a PAOM para amostras geológicas adquiridas de um poço prospectivo ou formação na extensão vertical, ou extensão horizontal, ou ambos, de um poço ou formação de forma confiável. Além disso, é desejável ter um tal método para determinar a PAOM que pode usar dados de perfil de poço mais facilmente obtidos ou comumente disponíveis ou dados de tomografia computadorizada do testemunho.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0011] Uma característica da presente invenção é proporcionar um método melhorado para estimar a porosidade associada à matéria orgânica de um material geológico.

[0012] Outra característica da presente invenção é a incorporação do método indicado num processo para avaliar o potencial de produção de um poço ou formação.

[0013] Uma outra característica da presente invenção é um sistema para fazer tais determinações.

[0014] Outra característica da presente invenção é proporcionar um meio legível por computador com um produto de programa de computador incorporado sobre ele que pode ser executado em um ou mais processadores de computador para executar cálculos e gerar resultados dos métodos indicados.

[0015] Para alcançar estas e outras vantagens e de acordo com os propósitos da presente invenção, tal como aqui concretizado e amplamente descrito, a presente invenção refere-se, em parte, a um método para estimar a porosidade associada com matéria orgânica num poço ou formação, compreendendo (a) obter imagens de microscópio eletrônico de varredura (SEM) ou de feixe de íons focados (FIB)-SEM para uma pluralidade de amostras de rocha obtidas a partir de um poço ou formação, por exemplo, amostras de um testemunho inteiro, testemunhos de parede lateral, fragmentos e cascalhos de broca ou outra fonte; (b) determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC), a partir das imagens de SEM ou de FIB-SEM; (c) determinar a relação de transformação aparente máxima (ATR) para a pluralidade de amostras de rocha usando a equação (1):ATR = PAOM/(PAOM + OM), em que o PAOM e OM são determinados em (b); (d) ajustar em curva a razão de PAOM para o PHIT e o TOC para pelo menos três pontos de dados obtidos em (b) para gerar pelo menos uma de uma equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) destes; (e) determinar a porosidade total (PHIT) e teor de matéria orgânica (OM) (TOC) para uma amostra de uma localização ao longo de um comprimento de uma amostra de furo de poço perfilado ou de testemunho de poço ou formação; (f) computar uma primeira PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou amostra de testemunho usando a equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) gerada usando a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) determinado em (e); (g) computar uma segunda PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou a amostra de testemunho, usando a equação (3):PAOM = ATR x OM/(1-ATR), em que a ATR é determinada em (c) e a OM é determinada em (e); (h) comparar a primeira PAOM calculada de (f) com a segunda PAOM calculada em (g); e (i) selecionar a primeira PAOM calculada a menos que a primeira PAOM seja maior que a segunda PAOM em que a segunda PAOM é selecionada.

[0016] A presente invenção refere-se ainda a um método para avaliar o potencial de produção de um poço ou formação, compreendendo as etapas indicadas (a) - (i) e a etapa adicional (j) compreendendo avaliar o potencial de produção do poço ou formação com base, pelo menos em parte, na primeira ou segunda PAOM selecionada em (i).

[0017] A presente invenção refere-se ainda a um sistema para estimar a porosidade associada com matéria orgânica num poço ou formação, compreendendo (a) um SEM ou FIB-SEM operável para escanear uma pluralidade de amostras de rocha obtidas para obter imagens digitais desta; (b) um ou mais sistemas de computador operáveis para (i) determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), porosidade total (PHIT) e teor de matéria orgânica (OM) (a partir das imagens digitais), (ii) determinar a taxa de transformação aparente máxima (ATR) para a pluralidade de amostras de rocha usando a equação (1):ATR = PAOM/(PAOM + OM), em que a PAOM e a OM são determinadas em (i), (iii) ajustar em curva uma razão da PAOM para o PHIT e o TOC para pelo menos três pontos de dados obtidos em (i) para gerar pelo menos uma de uma equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) deste, (iv) determinar a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) para uma amostra de um local ao longo de um comprimento de uma amostra de furo de poço perfilado ou amostra de testemunho de poço ou formação, (v) computar uma primeira PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou amostra de testemunho usando a equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) gerada usando a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) determinado em (iv), (vi) computar uma segunda PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou amostra de testemunho usando a equação (3):PAOM = ATR x OM/(1-ATR), em que a ATR é determinada em (ii) e a OM é determinada em (iv), (vii) comparar a primeira PAOM calculada de (v) com a segunda PAOM calculada em (vi), (viii) selecionar a primeira PAOM calculada, a menos que a primeira PAOM seja maior que a segunda PAOM em que a segunda PAOM seja selecionada e, opcionalmente, ainda (ix) avaliar o potencial de produção do poço ou formação com base, pelo menos em parte, na primeira ou segunda PAOM selecionada em (viii); e (c) pelo menos um dispositivo para exibir, imprimir ou armazenar os resultados dos cálculos.

[0018] A presente invenção também se refere a um meio legível por computador não transitório com um produto de programa de computador incorporado sobre o mesmo que, quando executado em um processador em um dispositivo computadorizado, fornece um método para executar os cálculos de uma ou mais ou todas as etapas indicadas dos métodos indicados.

[0019] Deve ser entendido que a descrição geral anterior e a seguinte descrição detalhada desta invenção são apenas exemplificativas e explicativas e pretendem proporcionar uma explicação adicional da presente invenção, tal como reivindicado.

[0020] As figuras que acompanham, que são incorporadas e constituem uma parte deste pedido, ilustram várias das características da presente invenção e juntas com a descrição, servem para explicar os princípios da presente invenção. As características descritas nas figuras não são necessariamente desenhadas à escala. Elementos numerados de forma semelhante em figuras diferentes representam componentes semelhantes, a menos que indicado de outra forma.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0021] A FIG. 1 é um gráfico que mostra dados para a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM) obtidos a partir de imagens de SEM 2D divididas por porosidade SEM (PHIT) representada graficamente versus teor de matéria orgânica (OM) (TOC) e uma curva de calibração baseada no ajuste em curva de dados de acordo com um exemplo do presente pedido.

[0022] A FIG. 2 é um gráfico que mostra dados para ATR (%) traçados em relação a % de volume de OM e um valor ATR máximo ("Max ATR") determinado a partir dos dados de acordo com um exemplo do presente pedido.

[0023] A FIG. 3 mostra uma ilustração de um espaço de poro incluído numa porção isolada de uma imagem SEM 2D segmentada de uma amostra, em que o perímetro de poro que é parcialmente delimitado por matéria orgânica e parcialmente limitado por mineral de acordo com um exemplo do presente pedido.

[0024] A FIG. 4 mostra um diagrama de fluxo do processo da porosidade determinante associada com matéria orgânica para um poço ou formação de acordo com um exemplo do presente pedido.

[0025] A FIG. 5 mostra um desenho esquemático de um sistema de acordo com um exemplo do presente pedido.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0026] A presente invenção refere-se, em parte, a um método melhorado para determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM) num poço ou formação. O método da presente invenção pode permitir uma amostra em qualquer local ao longo do comprimento de um furo de poço ou testemunho obtido a partir de uma formação a ser avaliada para a PAOM de maneira relativamente rápida e confiável. Usando tipos de rocha para um dado poço ou formação, é gerada uma curva de calibração que correlaciona matematicamente valores de PAOM com teor de matéria orgânica (OM) (relacionado ao teor orgânico "TOC") e porosidade visível total (PHIT). Para estimar a PAOM em formações de OM baixa, os valores de PAOM estão correlacionados matematicamente com a relação de transformação aparente máxima (ATR) e o teor de matéria orgânica (OM) como alternativa ao uso da curva de calibração. Usando a curva de calibração ou a relação matemática alternativa, os dados de perfilagem de poço ou dados de tomografia computadorizada do testemunho podem ser usados em um método da presente invenção para calcular de forma confiável os valores de PAOM para amostras de outros locais ao longo do mesmo testemunho ou outros locais na mesma formação ou em formação similar. Estes cálculos de PAOM para outras amostras usando a curva de calibração ou relação matemática podem ser interpolantes ou extrapoláveis. Métodos comumente utilizados de perfilagem de poços ou tomografia computadorizada de testemunho, ou outros tipos destes, podem ser adaptados para utilização no método da presente invenção. Os valores de teor de matéria orgânica (OM) (ou "TOC") e porosidade visível total (PHIT) geralmente podem ser determinados a partir de técnicas de varredura de tomografia computadorizada comumente utilizadas, enquanto os valores de PAOM confiáveis não foram diretamente acessíveis usando essas técnicas. Os métodos de varredura de CT de perfilagem ou testemunho que podem ser usados para determinar o teor de matéria orgânica (OM) (ou TOC) e a porosidade total visível (PHIT) de uma amostra podem ser usados para fornecer entradas de dados para a curva de calibração indicada e relação matemática usada para calcular a PAOM de uma amostra de acordo com um método da presente invenção. O método da presente invenção pode reduzir a necessidade de analisar imagens de SEM na determinação de valores de PAOM para amostras localizadas ao longo de uma amostra de testemunho ou de um furo de poço. O método também pode ser usado para determinar os valores de PAOM para amostras em um poço prospectivo ou formação ao longo da extensão vertical, ou extensão horizontal, ou ambos, de um furo de poço ou formação. O método pode ser usado para avaliar o potencial de produção de um poço ou formação.

[0027] A solução proporcionada pela presente invenção aos problemas anteriores indicados na determinação de PAOM para rochas fonte pode começar com a obtenção de imagens de SEM 2D ou volumes de imagem 3D FIB-SEM a partir de tipos de rocha contendo matéria orgânica obtidos a partir da rocha fonte de um dado poço ou formação. A rocha fonte pode ser um testemunho inteiro, tampões de parede lateral, fragmentos e cascalhos de perfuração ou outro material de rocha de formação ou poço, que preferencialmente vem de um intervalo conhecido de profundidade ou de uma profundidade. Se a rocha fonte é um testemunho inteiro, por exemplo, o testemunho inteiro pode ser o testemunho de tomografia computadorizada e o perfil de varredura pode ser usado para identificar e selecionar subamostras, tais como tampões, que são extraídos de todo o testemunho, que possuem uma faixa de teor orgânico diferente. De preferência, são selecionadas as subamostras que têm um teor orgânico relativamente maior. Podem ser selecionadas subamostras que contêm de cerca de 1% a cerca de 40%, ou de cerca de 2% a cerca de 30%, ou de cerca de 4% a cerca de 20% de teor orgânico (OM ou TOC, % em vol.) ou outras faixas. As subamostras, após a extração do testemunho inteiro, podem ser digitalizadas com uma SEM para fornecer uma imagem digital 2D destas. Alternativamente, as subamostras podem ser digitalizadas pela primeira vez com uma SEM para fornecer uma imagem 2D usada para selecionar um sítio para varredura de resolução mais alta com FIB-SEM, que é usado para produzir uma imagem de volume 3D. Uma vez que essas imagens são obtidas, processadas e segmentadas, elas podem ser usadas para produzir valores quantitativos de porosidade, teor de matéria orgânica (OM) e PAOM. Como uma opção, as imagens de SEM ou FIB-SEM podem ser escaladas e segmentadas em cinza para alocar pixels a diferentes fases, incluindo, por exemplo, poros, materiais orgânicos, minerais e pirita (ou material mineral de alta densidade). As regiões de poro de PAOM nas imagens podem ser identificadas identificando todos os poros na imagem ou imagens segmentadas que são diretamente delimitadas (limitadas) pelo menos em parte por matéria orgânica em pelo menos uma quantidade percentual pré-selecionada. Para imagens de SEM, essa determinação pode ser feita com base em uma visão em fatia 2D da amostra. A determinação de materiais de ligação de poro de matéria orgânica e matéria não orgânica pode ser feita de forma automaticamente ou manualmente. Uma vez que a imagem pode ser segmentada, onde todos os pixels podem ser classificados como espaço de poro, a matéria orgânica, o mineral ou a pirita, o perímetro externo de um espaço de poro pode ser identificado e os tipos de material diretamente adjacente podem ser identificados ao redor do perímetro do espaço dos poros. O comprimento total de um perímetro de um espaço de poro pode ser determinado, e a presença de matéria orgânica diretamente adjacente e a porcentagem do comprimento total do perímetro do espaço de poro que possui matéria orgânica diretamente adjacente podem ser determinados. A Figura 3 mostra uma ilustração de um espaço de espaço de poro 301 incluído numa porção isolada 300 de uma imagem segmentada SEM 2D de uma amostra que tem um perímetro de poro 302 (linha contínua) que é parcialmente delimitada pela matéria orgânica 303A e 303B nas respectivas porções de comprimento 304A e 304B do perímetro de poro 302 e é parcialmente delimitada por minerais 305A e 305B nas respectivas porções de comprimento 306A e 306B do perímetro de poro 302. As Regiões 303A e 303B indicam regiões da matéria orgânica que se ligam diretamente ao espaço de poro 301 e definem as respectivas porções de comprimento parcial do perímetro total de poros 300. O espaço de poro na Figura 3 é para ilustração e os espaços de poros podem ter outras geometrias. A matéria orgânica pode ser parcial ou totalmente ligada ou cercada por um espaço de poro.

[0028] A quantidade percentual pré-selecionada de material de delimitação de poros que deve ser matéria orgânica para o espaço de poro a ser designado PAOM é um valor que pode variar dependendo da formação em avaliação. Para as formações de folhelho, por exemplo, a porcentagem pré- selecionada do comprimento total de um perímetro de um espaço de poro que deve ter diretamente matéria orgânica adjacente para o espaço de poro a ser designado PAOM pode ser selecionado para ser pelo menos 5%, ou em pelo menos, 10%, ou pelo menos 20%, ou pelo menos 25%, ou pelo menos 30%, ou pelo menos 40%, ou pelo menos 50%, ou pelo menos 60%, ou pelo menos 70%, ou pelo menos 75 %, ou pelo menos 80%, ou pelo menos 90% até 100%, ou outros valores positivos. A área total de PAOM da amostra é determinada como uma soma das áreas individuais dos poros classificados por PAOM, ou seja, a soma das áreas individuais de todos os poros na imagem 2D que atendem ao critério de classificação de PAOM. A PHIT é determinada a partir da imagem como a área total de todos os poros, independentemente do tipo de material ou materiais que delimitam o poro. Os volumes de imagem de FIB-SEM 3D podem ser construções de imagens de série de SEM 2D capturadas de superfícies expostas sucessivamente em profundidades progressivamente mais profundas em uma amostra. Para os volumes de imagem 3D FIB-SEM, a classificação de PAOM pode ser determinada com base em todo o invólucro 3D que envolve parcialmente ou completamente cada poro. As regiões de poro de PAOM no volume de imagem 3D podem ser identificadas identificando todos os poros no volume de imagem segmentada que são diretamente delimitadas (limitadas) pelo menos em parte por matéria orgânica em pelo menos uma quantidade percentual pré-selecionada. Por exemplo, toda a área de superfície do material sólido que envolve um poro em três dimensões pode ser analisada para determinar quanto dele é matéria orgânica. Se a quantidade atende ao critério pré-selecionado, então o poro é designado PAOM e seu volume é combinado com o restante dos poros classificados por PAOM para determinar a PAOM total. A PHIT pode ser determinada diretamente a partir da imagem 3D como o volume total de todos os poros, independentemente do tipo de material que delimita o poro. O teor de matéria orgânica, OM, está relacionado ao TOC e às vezes é usado de forma intercambiável com TOC. A OM ou o TOC podem ser determinados diretamente a partir das imagens segmentadas.

[0029] A partir desses dados obtidos a partir das imagens de SEM, a "razão de transformação aparente" (ATR) também pode ser calculada usando os valores de PAOM e OM obtidos, que é uma quantidade que informa o quanto a matéria orgânica sólida original foi convertida ou transformada em espaço de poro. A ATR para dados SEM e FIB SEM é definido pela Equação (1) como: ATR = PAOM/(PAOM + OM).

[0030] No método da presente invenção, a ATR é mensurável em qualquer amostra ou grupo de amostras que podem ser obtidas a partir do poço de interesse específico. Só é necessário segmentar as imagens de SEM em matéria orgânica, porosidade e minerais e, em seguida, determinar quanto da porosidade é delimitada por material orgânico em comparação com aquela delimitada por grãos sólidos para obter os valores de PAOM e os valores de OM correspondentes para as amostras.

[0031] A razão de PAOM sobre a porosidade visível total, PAOM/PHIT, também pode ser calculada em que PHIT é a soma de PAOM mais porosidade intra e intergranular. A razão de porosidade orgânica (PAOM) para porosidade total (PHIT) pode fornecer uma medida de saturação de hidrocarbonetos.

[0032] Uma etapa seguinte do método da presente invenção envolve computar algumas tendências empíricas, médias e valores máximos para os dados de SEM e usar estes para calcular como a PAOM está relacionada à porosidade de imagem efetiva ou total, matéria orgânica e talvez teor de argila. Por exemplo, dados de SEM 2D para um poço exibem uma tendência, como mostrado na Figura 1. Na Figura 1, a PAOM a partir de imagens de SEM 2D divididas por porosidade de SEM total (PHIT) é representada graficamente versus o teor de OM (TOC) (vol. %). Os pontos de dados são de ajuste em curva para gerar uma curva de calibração com base neles. O ajuste em curva de pontos de dados, como o aqui referido, refere-se ao processo de construção de uma curva, ou função matemática, que tenha o melhor ajuste para uma série de pontos de dados, possivelmente sujeitos a restrições. Um ajuste logarítmico é usado para ajustar em curva os dados na Figura 1, que podem calcular os mínimos quadrados ajustados através de pontos usando a seguinte equação geral:y = blnx + a onde a e b são constantes e ln é a função de logaritmo natural. Este modelo requer que x> 0 para todos os pontos de dados. Um método de regressão não linear pode ser usado para este cálculo. Os métodos matemáticos estatísticos para pontos de dados de ajuste em curva são geralmente conhecidos e podem ser implementados com o software de computador disponível. Alternativamente, os valores de PAOM a partir de dados de FIB-SEM 3D divididos pela porosidade total e SEM podem ser traçados versus o teor de OM (TOC). Estes pontos de dados também podem ser ajustados em curva para gerar uma curva de calibração com base neles.

[0033] Uma ou ambas as tendências podem ser usadas para calcular PAOM a partir da porosidade total (PHIT) e TOC que são comumente interpretados a partir de dados de perfil ou calculados a partir de tomografia computadorizada de raios-x mais dados espectrais de perfil de gama. A fórmula geral para esta computação é Equação (2): PAOM = PHIT*a*(Ln (OM) + b) em que a e b são coeficientes empíricos. A equação (2) é uma equação polinomial de primeiro grau. Note-se que esta equação logarítmica é apenas uma forma funcional possível que pode ser usada para encaixar os dados. Outras formas também podem ser usadas dependendo da natureza dos dados.

[0034] Outro método possível é calcular a ATR máxima e depois calcular a PAOM a partir da seguinte Equação (3): PAOM = ATR*OM/(1-ATR).

[0035] Observou-se que a Equação (2) pode superestimar a PAOM em formações de OM baixa, e quea ATR pode ser bastante variável de profundidade a profundidade, levando ao excesso de dispersão da Equação (3). Em vista disso, é fornecido um método que combina essas duas equações de modo que a PAOM seja calculada a partir da Equação (2), exceto quando exceda o valor calculado a partir da Equação (3), caso em que o valor da Equação (3) é usado. Neste caso, a ATR máxima é determinada a partir de todas as amostras de um determinado poço ou formação por ajuste em curva dos dados de ATR (%) e % em volume de OM e identificação da ATR máxima na linha de ajuste em curva onde ela se estende entre 0% em volume de OM e o maior ponto de dados de % em volume de OM traçado (por exemplo,26% na Figura 2) e, em seguida, usar esse valor máximo para ATR na Equação (3) ao determinar PAOM para novas amostras. Uma ilustração desse método é mostrada na Figura 2. A linha de ajuste em curva é uma equação polinomial de primeiro grau nesta ilustração. Conforme indicado pela linha horizontal coberta na Figura 2, um valor de ATR de aproximadamente 0,40 é o valor máximo de ATR na linha de ajuste em curva com base nos pontos de dados traçados nesta figura.

[0036] Os dados de SEM ou de FIB-SEM moído com íons podem não ser necessários para cada poço individual se houver dados suficientes de outros poços em uma bacia ou formação específica. Portanto, os valores utilizados nas Equações (2) e (3) podem ser obtidos a partir de análises anteriores em tipos de rocha similares. Note-se que, se outras tendências fossem observadas nos dados, tais como relacionamentos entre PAOM e teor de argila, ou entre PAOM e dados de raios gama, essas tendências também poderiam ser usadas para melhorar a PAOM prevista.

[0037] Não existe um método conhecido para calcular a PAOM ao longo de um testemunho inteiro a partir de dados disponíveis, como densidade aparente, PEF e gama espectral. Este método fornece uma solução que se baseia em observações de dados de SEM 2D ou de FIB-SEM 3D moído com íons. Também não há nenhum método comumente disponível para calcular a PAOM a partir de dados de perfil de poço típicos. Se determinados perfis de poço de tecnologia avançada forem obtidos, como ressonância magnética nuclear ou propriedades dielétricas, pode ser possível calcular a PAOM, mas esses perfis geralmente não estão disponíveis ou não são confiáveis nas formações de folhelho e são mais caros do que os perfis comuns como o "triplo-combo.

[0038] Calcular a PAOM de ao longo de uma amostra de testemunho ou furo de poço perfilado pode ajudar a determinar o óleo ou o gás no local e dar uma indicação do futuro potencial de produção do poço ou da formação. Esta informação pode ser de grande valor para os operadores ou proprietários de petróleo e gás.

[0039] A FIG. 4 mostra um fluxo de processo de um método de acordo com um exemplo da presente invenção. O método é mostrado na figura como processo (400), que pode incluir as etapas 401-415. A sequência das etapas é indicada pelas setas na figura e uma ou mais das etapas podem ser opcionais (por exemplo, etapa 415) ou podem representar opções preferidas. Detalhes adicionais sobre estas várias etapas do método são provados nas descrições aqui contidas com referência adicional feita a este ou a outras figuras. Conforme indicado na Figura 4, as etapas 404 e 405 relacionadas à imagem de FIB-SEM podem ser ignorados 4030, dependendo se a imagem de SEM de 2D ou 3D for selecionada para uso no método.

[0040] O processo de segmentação que pode ser usado na etapa 406 pode classificar voxels individuais como sólidos ou poros. Uma representação digital bidimensional ou tridimensional pode ser criada da amostra (meio poroso), por exemplo, que compreende um ou vários planos ordenados de voxels em que cada um dos voxels pode representar um poro (voxel de poro) ou sólido (voxel de grão). Conforme indicado, de preferência, mais de um tipo de material sólido é identificado no meio poroso da amostra, incluindo pelo menos matéria orgânica, e outros tipos de materiais sólidos, como mineral e pirita (ou material de alta densidade em geral). O processo de segmentação é necessário devido à resolução do scanner em comparação com o tamanho dos grãos e poros no meio poroso. Uma série de métodos para segmentar a representação da escala de cinza 2D ou 3D, conforme aplicável, podem ser utilizados para esse fim. Por exemplo, os conjuntos de dados de imagem podem ser analisados para alocar ou segmentar pixels nas imagens de escala de cinza bidimensional para diferentes fases (por exemplo, espaço de poros, material orgânico, mineral ou pirita em algumas amostras de rocha) para formar imagens bidimensionais analisadas em base. O valor atribuído a cada pixel das fatias 2D é tipicamente um número inteiro que pode variar, por exemplo, de zero a 255, por exemplo, onde 0 é, por exemplo, preto puro e 255 é branco puro. Esse número inteiro é tipicamente referido como um valor de "escala de cinza". No exemplo dado, 0 a 255 podem ser associados, por exemplo, com oito bits digitais em uma palavra digital que representa o valor da escala de cinza em cada pixel. Outras faixas de escala de cinza podem estar associadas a palavras digitais mais longas ou mais curtas em outras implementações, e a faixa de 0 a 255 não pretende limitar o alcance da invenção. Como uma opção, com a finalidade de simular um processo usando tal objeto numérico (a escala de cinza) para uma amostra de rocha, a alocação dos pixels pode incluir a alocação dos pixels nas imagens para espaço de poro, matéria orgânica, mineral ou pirita, determinando se o pixel atende aos critérios de limiar pré-selecionados com base em valores de escala de cinza pré-selecionados para essas classes de material, respectivamente. O objeto numérico pode ser processado, por exemplo, para que todos os pixels alocados para o espaço vazio em uma amostra de rocha (espaço de poro) sejam representados por um valor numérico comum, por exemplo, por apenas zeros e todos os pixels associados ao material orgânico, ao mineral de rocha ou à pirita são representados por valores numéricos diferentes (por exemplo, progressivamente mais elevados), por exemplo, um valor ou valor de faixa mais próximo de 255 para pirita (mais brilhante), valores intermediários ou valores de faixa entre os de pirita e poro para mineral (próximo mais brilhante) e matéria orgânica. Um desses métodos, por exemplo, é descrito por Nur na Patente US 6.516.080, que é incorporada neste documento por referência, na sua totalidade. Os processos de segmentação que podem ser adaptados para uso nos métodos atuais são Patente US 9.064.328 B2 e Patente US 8.155.377, B2, que são aqui incorporados por referência na sua totalidade. Qualquer método capaz de produzir uma representação digital 2D ou 3D de um meio poroso pode ser suficiente para a presente invenção. A escala de cinza é um exemplo não limitativo. Estes e outros métodos e técnicas de segmentação podem ser aplicados ou adaptados para utilização num método e sistema da presente invenção.

[0041] Os materiais, também referidos aqui como as amostras, às quais a presente invenção pode ser aplicada não são necessariamente limitados. Os materiais podem ser materiais geológicos porosos, tais como rochas porosas, ou amostras ou subamostra destes. Os tipos de rocha aos quais um método da presente invenção pode ser aplicado não são necessariamente limitados. A amostra de rocha pode ser, por exemplo, rocha orgânica de lama, folhelho, carbonato, arenito, pedra calcária, dolostona ou outras rochas, ou qualquer combinação destas ou outros tipos. Qualquer fonte de uma amostra de formação de rocha de tamanho e forma físicas gerenciáveis pode ser usada com a presente invenção. Os microtestemunhos, peças de testemunho quebradas ou esmagadas, as fragmentos e cascalhos de perfuração, os testemunhos de paredes laterais, pedreiras de afloramento, rochas inteiras intactas e similares podem fornecer amostras adequadas de peças de rocha ou fragmentos para análise usando métodos de acordo com a invenção.

[0042] Com referência à FIG. 5, é mostrado um sistema 500 que pode ser adaptado para a realização dos presentes métodos. Conforme mostrado neste exemplo, as imagens tridimensionais (3D) da amostra obtida a partir de uma fonte são geradas pelo scanner de testemunho CT 501. Uma imagem SEM bidimensional de uma amostra ou amostras selecionadas da amostra pode ser obtida usando um scanner SEM 502. Uma série de imagens 2D da amostra pode ser obtida com um scanner FIB-SEM 503 que pode ser integrado em um volume de imagem 3D pelo processamento das imagens no scanner ou em um computador externo. A saída de imagem 504 do scanner de testemunho CT e pelo menos uma da saída de imagem 2D 505 do scanner de SEM e a saída de imagem 3D 506 do scanner de FIB-SEM podem ser transferidas para um computador 507 com instruções de programa para executar a análise de imagem e a análise de dados e simulação indicada, para gerar resultados/saídas de amostra que podem ser transmitidos para um ou mais dispositivos 508, como uma exibição, uma impressora, um meio de armazenamento de dados ou combinações destes. Os programas de computador utilizados para análise de imagens e os cálculos podem ser armazenados, como produto de programa, em pelo menos um meio de armazenamento utilizável não transitório 5007B (por exemplo, um disco rígido, um dispositivo de memória flash, um disco compacto, uma fita magnética/disco ou outra meio) associado a pelo menos um processador 5007A (por exemplo, uma CPU) que está adaptado para executar os programas, ou pode ser armazenado em um meio de armazenamento utilizável do computador externo (não mostrado) que é acessível ao processador do computador. O computador 507 pode incluir pelo menos uma unidade de memória não transitória ou dispositivo 5007C para o armazenamento dos programas, dados de entrada e dados de saída, e outros resultados do programa, ou combinações destes. Para exibição de saída, o dispositivo 508 pode ser, por exemplo, um monitor de exibição, CRT ou outros meios visuais de exibição (não mostrados). O computador 507 pode incluir um ou mais computadores do sistema, que podem ser implementados como um único computador pessoal ou como uma rede de computadores. No entanto, os versados na técnica podem apreciar que as implementações de várias técnicas aqui descritas podem ser praticadas em uma variedade de configurações de sistemas de computador, incluindo servidores de protocolo de transferência de hipertexto (HTTP), dispositivos manuais, sistemas multiprocessadores, eletrônicos de consumo baseados em microprocessadores ou programáveis, computadores de rede, minicomputadores, computadores mainframe e similares. As unidades do sistema 500, incluindo os scanners 501, 502 e 503, o computador 507, e a exibição de saída, impressora e/ou dispositivo de armazenamento de dados/meio 508, podem ser conectadas entre si para comunicações (por exemplo, transferência de dados, etc.) através de qualquer hardwire, comunicações de radiofrequência, telecomunicações, conexão à internet ou outros meios de comunicação.

[0043] O sistema ou aparelho indicado da presente invenção pode ser adequado para analisar material num laboratório num edifício ou no campo, tal como num veículo ou mecanismo de transporte móvel no solo ou subterrâneo.

[0044] A presente invenção inclui os seguintes aspectos/modalidades/características em qualquer ordem e/ou em qualquer combinação: 1. Um método para estimar a porosidade associada à matéria orgânica em um poço ou formação, compreendendo: (a) obter imagens de microscópio eletrônico de varredura (SEM) ou imagens SEM de feixe de íons focados (FIB) para uma pluralidade de amostras de rocha (por exemplo, duas ou mais amostras, como 2-5 ou mais, 2-10 ou mais, 3- 10 ou mais 5-15 ou mais) obtidas de um poço ou formação; (b) determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), porosidade total (PHIT) e teor de matéria orgânica (OM) (TOC), a partir das imagens de SEM ou de FIB-SEM (por exemplo, de todas as imagens ou algumas das imagens ou uma das imagens); (c) determinar a razão de transformação aparente máxima (ATR) para a pluralidade de amostras de rocha usando a equação (1):ATR = PAOM/(PAOM + OM), em que a PAOM e a OM são determinadas em (b); (d) ajustar em curva uma razão da PAOM para a PHIT e o TOC para pelo menos três pontos de dados obtidos em (b) para gerar pelo menos uma de uma equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) deste; (e)^ determinar a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) para uma amostra (por exemplo, pode ser qualquer comprimento ou tamanho) de uma localização ao longo de um comprimento de um furo de poço perfilado ou amostra de testemunho de poço ou formação; (f) computar uma primeira PAOM para a amostra da amostra de testemunho ou o furo de poço perfilado usando a equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) gerada usando a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) determinados em (e); (g) computar uma segunda PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou a amostra de testemunho, usando a equação (3):PAOM = ATR x OM/(1-ATR), em que a ATR é determinada em (c) e a OM é determinada em (e); (h) comparar a primeira PAOM calculada de (f) com a segunda PAOM calculada em (g); e (i) selecionar a primeira PAOM calculada, a menos que a primeira PAOM seja maior que a segunda PAOM em que a segunda PAOM seja selecionada. 2. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que o poço ou formação compreende folhelho. 3. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que a pluralidade de amostras de rocha em (a) são testemunhos inteiros, testemunhos de parede lateral, fragmentos e cascalhos de perfuração ou amostras de pedreiras de afloramento. 4. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que determinar a da porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) em (b) compreende segmentar as imagens de SEM em matéria orgânica e porosidade, e determinar a quantidade de porosidade que é delimitada por material orgânico em comparação com aquela delimitada por grãos sólidos. 5. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que a determinação do teor de porosidade total (PHIT) e de matéria orgânica (OM) (TOC) em (e) compreende interpretar a PHIT e o TOC a partir de dados de perfil de poço. 6. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que determinar o teor de porosidade total (PHIT) e de matéria orgânica (OM) (TOC) em (e) compreende computar a PHIT e a TOC a partir de tomografia computadorizada de raios-x e dados de perfil de gama espectral. 7. A presente invenção também se refere a um método para avaliar o potencial de produção de um poço ou formação, compreendendo: (a) obter imagens de microscópio eletrônico de varredura (SEM) ou imagens SEM de feixe de íons focados (FIB) para uma pluralidade de amostras de rocha (por exemplo, duas ou mais amostras, como 2-5 ou mais, 2-10 ou mais, 3- 10 ou mais 5-15 ou mais) obtidas de um poço ou formação; (b) determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), porosidade total (PHIT) e teor de matéria orgânica (OM) (TOC), a partir das imagens de SEM ou de FIB-SEM (por exemplo, de todas as imagens ou algumas das imagens ou uma das imagens); (c) determinar a razão de transformação aparente máxima (ATR) para a pluralidade de amostras de rocha usando a equação (1):ATR = PAOM/(PAOM + OM), em que a PAOM e a OM são determinadas em (b); (d) ajustar em curva uma razão da PAOM para a PHIT e o TOC para pelo menos três pontos de dados obtidos em (b) para gerar pelo menos uma de uma equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) deste; (e) determinar a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) para uma amostra (por exemplo, pode ser qualquer comprimento ou tamanho) de uma localização ao longo de um comprimento de um furo de poço perfilado ou amostra de testemunho de poço ou formação; (f) computar uma primeira PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou a amostra de testemunho usando a equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) gerada usando a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) determinados em (e); (g) computar uma segunda PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou a amostra de testemunho, usando a equação (3):PAOM = ATR x OM/(1-ATR), em que a ATR é determinada em (c) e a OM é determinada em (e); (h) comparar a primeira PAOM calculada de (f) com a segunda PAOM calculada em (g); e (i) selecionar a primeira PAOM calculada, a menos que a primeira PAOM seja maior que a segunda PAOM em que a segunda PAOM seja selecionada; e (j) avaliar o potencial de produção do poço ou formação com base, pelo menos em parte, na primeira ou segunda PAOM selecionada em (i). 8. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte compreendendo ainda (k) produzir pelo menos um de petróleo e gás natural a partir do poço ou formação. 9. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que o poço ou formação compreende folhelho. 10. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que a pluralidade de amostras de rocha em (a) são testemunhos inteiros, testemunhos de parede lateral, fragmentos e cascalhos de perfuração ou amostras de pedreiras de afloramento. 11. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que determinar a da porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) em (b) compreende segmentar as imagens de SEM em matéria orgânica e porosidade, e determinar a quantidade de porosidade que é delimitada por material orgânico em comparação com aquela delimitada por grãos sólidos. 12. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que a determinação do teor de porosidade total (PHIT) e de matéria orgânica (OM) (TOC) em (e) compreende interpretar a PHIT e o TOC a partir de dados de perfil de poço. 13. O método de qualquer modalidade/característica/aspecto anterior ou seguinte, em que determinar o teor de porosidade total (PHIT) e de matéria orgânica (OM) (TOC) em (e) compreende computar a PHIT e a TOC a partir de tomografia computadorizada de raios-x e dados de perfil de gama espectral. 14. A presente invenção refere-se ainda a um sistema para estimar a porosidade associada com matéria orgânica num poço ou formação, compreendendo: (a) um SEM ou FIB-SEM operável para escanear uma pluralidade de amostras de rocha (por exemplo, duas ou mais amostras, como 2-5 ou mais, 2-10 ou mais, 3-10 ou mais 5-15 ou mais) obtidas para obter imagens digitais destas; (b) um ou mais sistemas de computador operáveis para (i) determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) (a partir das imagens digitais), (ii) determinar a taxa máxima de transformação aparente (ATR) para a pluralidade de amostras de rocha usando a equação (1):ATR = PAOM/(PAOM + OM), em que a PAOM e a OM são determinadas em (i), (iii) ajustar em curva uma razão da PAOM para o PHIT e o TOC para pelo menos três pontos de dados obtidos em (i) para gerar pelo menos uma de uma equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) deste, (iv) determinar a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) para uma amostra de um local ao longo de um comprimento de uma amostra de furo de poço perfilado ou amostra de testemunho de poço ou formação, (v) computar uma primeira PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou amostra de testemunho usando a equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) gerada usando a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) determinado em (iv), (vi) computar uma segunda PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou amostra de testemunho usando a equação (3):PAOM = ATR x OM/(1-ATR), em que a ATR é determinada em (ii) e a OM é determinada em (iv), (vii) comparar a primeira PAOM calculada de (v) com a segunda PAOM calculada em (vi), (viii) selecionar a primeira PAOM calculada, a menos que a primeira PAOM seja maior que a segunda PAOM em que a segunda PAOM seja selecionada e, opcionalmente, ainda (ix) avaliar o potencial de produção do poço ou formação com base, pelo menos em parte, na primeira ou segunda PAOM selecionada em (viii); e (c) pelo menos um dispositivo para exibir, imprimir ou armazenar resultados dos cálculos. 15. A presente invenção também se refere a um meio legível por computador não transitório com um produto de programa de computador incorporado sobre o mesmo que, quando executado em um processador em um dispositivo computadorizado, fornece um método para executar os cálculos de uma ou mais ou todas as etapas de qualquer método anterior.

[0045] A presente invenção pode incluir qualquer combinação destas várias características ou formas de realização acima e / ou abaixo, conforme estabelecido em frases e / ou parágrafos. Qualquer combinação de características aqui descritas, é considerado parte da presente invenção e não se destina limitação no que diz respeito às características combináveis.

[0046] O requerente incorpora especificamente todo o conteúdo de todas as referências citadas nesta divulgação. Além disso, quando uma quantidade, concentração, ou outro valor ou parâmetro é dado como um intervalo, intervalo preferencial ou uma lista de valores preferíveis superiores e preferível inferior, isto é deve ser entendido como divulgar especificamente todos os intervalos formados a partir de qualquer par de qualquer limite de intervalo superior ou valor preferencial e qualquer limite inferior do intervalo ou valor preferencial, independentemente se intervalos são divulgados separadamente. Onde um intervalo de valores numéricos é recitado neste documento, a menos que indicado o contrário, o intervalo é destinado a incluir os pontos de extremidade e todos os números inteiros e frações dentro do intervalo. Não se destina que o escopo da invenção seja limitado aos valores específicos recitados ao definir um intervalo.

[0047] Outras modalidades da presente invenção serão evidentes para as pessoas versadas na técnica considerando a presente especificação e prática da presente invenção divulgada neste documento. Pretende-se que a presente especificação e exemplos sejam considerado como exemplos apenas com um verdadeiro escopo do espírito da invenção sendo indicado pelas seguintes reivindicações e equivalentes das mesmas.

Claims

1. Método para estimar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM) em um poço ou formação, caracterizado pelo fato de que compreende: (a) usar um microscópio eletrônico de varredura (SEM) ou SEM de feixe de íon focado (FIB) para obter imagens SEM ou FIB-SEM (505, 506) para uma pluralidade de primeira amostras de rocha obtidas a partir do poço ou formação; (b) determinar a PAOM, a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC), a partir das imagens de SEM ou de FIB-SEM; (c) determinar a razão de transformação aparente máxima (ATR) para a pluralidade de amostras de rocha usando a equação (1):ATR = PAOM/(PAOM + OM), em que a PAOM e a OM são determinadas em (b); (d) ajustar em curva uma razão da PAOM para a PHIT e o TOC para pelo menos três pontos de dados obtidos em (b) para gerar pelo menos uma de uma equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) deste; (e) determinar a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) para uma segunda amostra de uma localização ao longo de um comprimento de um furo de poço perfilado ou amostra de testemunho de poço ou formação; (f) computar uma primeira estimada PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou a amostra de testemunho usando a equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) gerada usando a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) determinados em (e); (g) computar uma segunda estimada PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou a amostra de testemunho, usando a equação (3):PAOM = ATR x OM/(1-ATR), em que a ATR é determinada em (c) e a OM é determinada em (e); (h) comparar a primeira estimada PAOM calculada de (f) com a segunda estimada PAOM calculada em (g); e (i) selecionar a primeira estimada PAOM calculada, a menos que a primeira PAOM seja maior que a segunda PAOM em que a segunda PAOM seja selecionada.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o poço ou formação compreende folhelho.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de amostras de rocha em (a) são testemunhos inteiros, testemunhos de parede lateral, fragmentos e cascalhos de perfuração ou amostras de pedreiras de afloramento.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) em (b) compreende segmentar as imagens de SEM em matéria orgânica e porosidade, e determinar a quantidade de porosidade que é delimitada por material orgânico em comparação com aquela delimitada por grãos sólidos.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que determinar o teor de porosidade total (PHIT) e de matéria orgânica (OM) (TOC) em (e) compreende interpretar a PHIT e o TOC a partir de dados de perfil de poço.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que determinar a porosidade total (PHIT) e a matéria orgânica (OM) (TOC) em (e) compreende computar a PHIT e o TOC a partir de tomografia computadorizada de raios-x e dados de perfil de gama espectral.

7. Método para avaliar o potencial de produção de um poço ou formação, caracterizado pelo fato de que compreende: (a) usar um microscópio eletrônico de varredura (SEM) ou SEM de feixe de íon focado (FIB) para obter imagens SEM ou FIB-SEM para uma pluralidade de amostras de primeira rocha obtidas a partir de um poço ou formação; (b) determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM), a partir das imagens de SEM ou de FIB-SEM; (c) determinar a razão de transformação aparente máxima (ATR) para a pluralidade de amostras de rocha usando a equação (1):ATR = PAOM/(PAOM + OM), em que a PAOM e a OM são determinadas em (b); (d) ajustar em curva uma razão da PAOM para a PHIT e o TOC para pelo menos três pontos de dados obtidos em (b) para gerar pelo menos uma de uma equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) deste; (e) determinar a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) para uma segunda amostra de uma localização ao longo de um comprimento de um furo de poço perfilado ou amostra de testemunho de poço ou formação; (f) computar uma primeira PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou a amostra de testemunho usando a equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) gerada usando a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) determinados em (e); (g) computar uma segunda PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou a amostra de testemunho, usando a equação (3):PAOM = ATR x OM/(1-ATR), em que a ATR é determinada em (c) e a OM é determinada em (e); (h) comparar a primeira PAOM calculada de (f) com a segunda PAOM calculada em (g); e (i) selecionar a primeira PAOM calculada, a menos que a primeira PAOM seja maior que a segunda PAOM em que a segunda PAOM seja selecionada; e (j) avaliar o potencial de produção do poço ou formação com base, pelo menos em parte, na primeira ou segunda PAOM selecionada em (i).

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que compreende ainda (k) produzir pelo menos um de petróleo e gás natural a partir do poço ou formação.

9. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o poço ou formação compreende folhelho.

10. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de amostras de rocha em (a) são testemunhos inteiros, testemunhos de parede lateral, fragmentos e cascalhos de perfuração ou amostras de pedreiras de afloramento.

11. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) em (b) compreende segmentar as imagens de SEM em matéria orgânica e porosidade, e determinar a quantidade de porosidade que é delimitada por material orgânico em comparação com aquela delimitada por grãos sólidos.

12. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que determinar o teor de porosidade total (PHIT) e de matéria orgânica (OM) (TOC) em (e) compreende interpretar a PHIT e o TOC a partir de dados de perfil de poço.

13. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que determinar a porosidade total (PHIT) e a matéria orgânica (OM) em (e) compreende computar a PHIT e o TOC a partir de tomografia computadorizada de raios-x e dados de perfil de gama espectral.

14. Sistema para estimar a porosidade associada à matéria orgânica em um poço ou formação, caracterizado pelo fato de que compreende: (a) um SEM ou FIB-SEM (502, 503) operável para escanear uma pluralidade de amostras de rocha obtidas para obter imagens digitais (505, 506) destes; (b) um ou mais sistemas de computador (507) operáveis para (i) determinar a porosidade associada à matéria orgânica (PAOM), a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) (a partir das imagens digitais), (ii) determinar a taxa máxima de transformação aparente (ATR) para a pluralidade de amostras de rocha usando a equação (1):ATR = PAOM/(PAOM + OM), em que a PAOM e a OM são determinadas em (i), (iii) ajustar em curva uma razão da PAOM para o PHIT e o TOC para pelo menos três pontos de dados obtidos em (i) para gerar pelo menos uma de uma equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) deste, (iv) determinar a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) (TOC) para uma amostra de um local ao longo de um comprimento de uma amostra de furo de poço perfilado ou amostra de testemunho de poço ou formação, (v) computar uma primeira PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou amostra de testemunho usando a equação de função matemática ou gráfico cruzado (2) gerada usando a porosidade total (PHIT) e o teor de matéria orgânica (OM) determinado em (iv), (vi) computar uma segunda PAOM para a amostra do furo de poço perfilado ou amostra de testemunho usando a equação (3): PAOM = ATR x OM/(1-ATR), em que a ATR é determinada em (ii) e a OM é determinada em (iv), (vii) comparar a primeira PAOM calculada de (v) com a segunda PAOM calculada em (vi), (viii) selecionar a primeira PAOM calculada, a menos que a primeira PAOM seja maior que a segunda PAOM em que a segunda PAOM seja selecionada e, opcionalmente, ainda (ix) avaliar o potencial de produção do poço ou formação com base, pelo menos em parte, na primeira ou segunda PAOM selecionada em (viii); e (c) pelo menos um dispositivo (508) para exibir, imprimir ou armazenar resultados dos cálculos.

15. Meio de armazenamento legível por computador não transitório, caracterizado pelo fato de que compreende instruções legíveis que quando executadas por um processador em um dispositivo computadorizado, fornece um método para executar os cálculos de uma ou mais ou todas as etapas do método como definido em qualquer uma das reivindicações 1 ou 7.