BRPI0907576B1

BRPI0907576B1 - Método de perfilar um poço usando um material de absorção de nêutrons térmicos

Info

Publication number: BRPI0907576B1
Application number: BRPI0907576-3A
Authority: BR
Inventors: Harry D. Smith; Robert Duenckel; Michael P. Smith
Original assignee: Carbo Ceramics Inc.
Priority date: 2008-02-20
Filing date: 2009-01-23
Publication date: 2019-04-24
Also published as: WO2009105306A1; CA2715622C; AU2009215761B2; EA201001336A1; EA017285B1; NO343859B1; EP2252766A1; EP2252766A4; CN102007267A; CA2715622A1; CN102007267B; EP2252766B1; MX2010009261A; NO20101221L; AU2009215761A1; CO6300879A2; BRPI0907576A2; US8100177B2; DK2252766T3; US20090205825A1

Abstract

método de perfilar um poço usando um material de absorção de nêutrons térmicos. a presente invenção refere-se a um método para determinar a localização e a altura de uma fratura em uma formação subterrânea usando uma ferramenta de perfilagem de emissão de nêutrons. o método inclui obter um conjunto de dados antes da fratura, fraturar a formação com uma pasta fluida que inclui um propante dopado com um material de seção transversal de alta captura de nêutrons térmicos, obter um conjunto de dados após a fratura, comparar o conjunto de dados antes da fratura e o conjunto de dados após a fratura para determinar a localização do propante, e correlacionar a localização do propante a uma medição de profundidade do furo de poço para determinar a localização e altura da fratura. usando a ferramenta pnc, também é possível determinar se o propante está localizado na fratura, no furo de poço adjacente à fratura, ou em ambos. o método também pode incluir uma pluralidade de procedimentos de perfilagem após a fratura usados para determinar várias características de fratura e de produção na formação

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO DE PERFILAR UM POÇO USANDO UM MATERIAL DE ABSORÇÃO DE NÊUTRONS TÉRMICOS.

Antecedentes

A presente invenção refere-se a operações de fraturamento hidráulico, e mais especificamente a métodos para identificar uma fratura de formação subterrânea induzida usando ferramentas de perfilagem baseadas na emissão de nêutrons.

A fim de produzir hidrocarbonetos mais efetivamente a partir de formações de fundo de poço, e especialmente em formações com baixa porosidade e/ou baixa permeabilidade, fraturamento induzido (chamado de operações de fraturamento, fraturamento hidráulico, ou simplesmente fraturamento) das formações contendo hidrocarbonetos tem sido uma técnica comumente usada. Em uma operação de fraturamento típica, fluidos são bombeados para o fundo de poço sob alta pressão, induzindo as formações para fraturar em volta do furo de poço, criando condutos de alta permeabilidade que promovem o fluxo dos hidrocarbonetos para dentro do furo de poço. Estas operações de fraturamento podem ser conduzidas em furos de poços horizontais e desviados, assim como em verticais e em intervalos de poços não revestidos ou nos poços revestidos através de perfurações.

Em furos de poços revestidos em poços verticais, por exemplo, os fluidos de alta pressão saem do furo de poço por meio de perfurações através do revestimento e cimento circundante, e induzem as formações para fraturar, usualmente em fraturas de uma maneira geral verticais semelhantes a lâminas finas nas formações mais profundas nas quais petróleo e gás são comumente descobertos. Estas fraturas induzidas de uma maneira geral se estendem lateralmente por uma distância considerável para fora do furo de poço para dentro das formações circundantes, e se estendem verticalmente até a fratura alcançar uma formação que não seja facilmente fraturada acima e/ou abaixo do intervalo de fraturamento desejado. As direções de tensão horizontal máxima e mínima dentro da formação determinam a orientação azimutal das fraturas induzidas. Normalmente, se o fluido, algu2 mas vezes chamado de pasta fluida, bombeado para o fundo de poço não contiver sólidos que permaneçam alojados na fratura quando a pressão de fluido é afrouxada, então a fratura se fecha novamente, e muito do ganho de conduto de permeabilidade é perdido.

Estes sólidos chamados de propantes, de uma maneira geral são compostos de grãos de areia ou partículas cerâmicas, e o fluido usado para bombear estes sólidos para o fundo de poço usualmente é projetado para ser suficientemente viscoso, de tal maneira que as partículas de propante permanecem arrastadas no fluido à medida que ele se desloca para o fundo de poço e para fora para dentro das fraturas induzidas. Antes de produzir as formações fraturadas, materiais chamados de quebradores, os quais também são bombeados para o fundo de poço na pasta fluida de fraturamento, reduzem a viscosidade do fluido de fraturamento após um tempo de atraso desejado, capacitando estes fluidos para serem facilmente removidos das fraturas durante produção, deixando as partículas de propante no lugar nas fraturas induzidas para impedir que elas se fechem e assim impossibilitem substancialmente fluxo de fluido de produção através delas.

Os propantes também podem ser colocados nas fraturas induzidas com um fluido de baixa viscosidade em operações de fraturamento referidas como Fraturamentos d’água. O fluido de fraturamento em fraturamentos d’água é água com pouco ou nenhum polímero ou outros aditivos. Fraturamentos d’água são vantajosos por causa do custo mais baixo do fluido usado. Também durante o uso de polímeros de ligação cruzada, é essencial que os quebradores sejam efetivos ou o fluido não poderá ser recuperado da fratura, restringindo efetivamente fluxo de fluidos de formação. Fraturamentos d’água, por causa do fluido não ser de ligação cruzada, não contam com efetividade de quebradores.

Propantes comumente usados são naturalmente areias ocorrentes, areias revestidas de resina e propantes cerâmicos. Propantes cerâmicos tipicamente são fabricados de materiais que ocorrem naturalmente tais como caulim e argilas bauxíticas, e oferecem diversas vantagens quando comparados com areias ou areias revestidas com resina, principalmente resultan3 tes da resistência compressiva da cerâmica fabricada e de sua configuração de partículas altamente esféricas.

Embora o fraturamento induzido seja uma ferramenta altamente efetiva na produção de reservatórios de hidrocarboneto, existe usualmente apesar disso uma necessidade de determinar o(s) intervalo(s) que tenha(m) sido fraturado(s) após a completação da operação de fraturamento. É possível que existam zonas dentro do(s) intervalo(s) de fratura desejado(s) que foram fraturadas de forma ineficaz, por causa de anomalias dentro da formação ou problemas dentro do furo de poço, tais como perfurações ineficazes ou bloqueadas. Também é desejável conhecer se as fraturas se estendem verticalmente através do(s) intervalo(s) de fratura desejado(s) total(s), e também conhecer se alguma(s) fratura(s) pode(m) ou não ter se estendido verticalmente fora do intervalo desejado. No último caso, se a fratura tiver se estendido para dentro de uma zona que contenha água, a produção de água resultante seria altamente indesejável. Em todas estas situações, conhecimento da localização tanto das zonas fraturadas quanto não fraturadas seria muito útil para planejamento de operações corretivas no poço em questão e/ou na utilização da informação obtida para planejamento de tarefas de fraturamento em futuros poços candidatos.

Existem diversos métodos usados no passado para ajudar a localizar os intervalos fraturados de forma bem-sucedida e a extensão das fraturas em operações de fraturamento. Por exemplo, perfis de poços acústicos têm sido usados. Perfis de poços acústicos são sensíveis à presença de fraturas, uma vez que fraturas afetam as velocidades e magnitudes de ondas acústicas compressivas e de cisalhamento se deslocando na formação. Entretanto, estes perfis também são afetados por muitos outros parâmetros, tais como tipo de rocha, porosidade da formação, geometria de poro, condições de furo de poço e presença de fraturas naturais na formação. Uma outra tecnologia de detecção de fratura baseada em acústica utilizada anteriormente é o uso de ruído de rachadura, em que um transdutor acústico colocado no fundo de poço imediatamente seguinte ao serviço de fraturamento realmente escuta sinais emanando das fraturas à medida que elas se fecham após a pressão de fraturamento ter sido afrouxada. Esta técnica tem tido somente sucesso limitado por causa de: (1) os problemas logísticos e mecânicos associados com ter o(s) sensor(s) no lugar durante a operação de fraturamento, uma vez que o sensor tem que ser ativado quase que imediatamente após a operação de fraturamento estar terminada, e (2) a técnica utiliza o som gerado à medida que fraturas se fecham e, portanto, fraturas efetivas, as quais são a fraturas que tenham sido sustentadas abertas para impedir fechamento das mesmas, frequentemente não geram sinais de ruído tão fáceis de detectar quanto os sinais de fraturas não sustentadas, o que pode gerar resultados equivocados.

Conjuntos de medidores de inclinação na superfície também têm sido utilizados para determinar a presença de fraturas subterrâneas. Estes sensores podem detectar mudanças muito diminutas nos contornos da superfície da terra acima das formações à medida que elas estão sendo fraturadas, e estas mudanças através do conjunto frequentemente podem ser interpretadas para localizar intervalos fraturados. Esta técnica é muito cara para implementar, e de uma maneira geral não têm a resolução vertical para ser capaz de identificar quais zonas dentro do intervalo de fraturamento foram fraturadas e quais zonas não foram, nem este método pode determinar efetivamente se a fratura se estendeu verticalmente para fora do(s) intervalo^) de fratura vertical(s) desejado(s).

Ferramentas microssísmicas também têm sido utilizadas para mapear localizações e geometrias de fratura. Neste método de localização de fratura, um conjunto microssísmico é colocado em um poço adjacente perto do poço que é para ser fraturado hidraulicamente. Durante as operações de fraturamento a ferramenta microssísmica grava microssismos que resultam da operação de fraturamento. Ao mapear as localizações dos microssismos é possível estimar a altura e comprimento da fratura induzida. Entretanto, este processo é caro e exige um poço adjacente disponível próximo.

Outros tipos de técnicas de detecção de localização de fratura utilizados empregam métodos de perfilagem nuclear. Um primeiro tal método de perfilagem nuclear usa materiais radioativos que são misturados no local de poço com o propante e/ou com o fluido de fraturamento exatamente antes de o propante e/ou fluido de fraturamento ser bombeado para dentro do poço. Após tal bombeamento, uma ferramenta de perfilagem é deslocada através do furo de poço para detectar e gravar raios gama emitidos pelo material radioativo previamente colocado no fundo de poço, os dados relacionados com radioatividade gravados sendo interpretados de forma apropriada para detectar as localizações de fratura. Um segundo método de perfilagem nuclear utilizado anteriormente é executado ao bombear um ou mais isótopos estáveis para o fundo de poço com o propante na pasta fluida de fraturamento, tal material de isótopo sendo capaz de ser ativado (isto é, tornado radioativo) por uma parte de emissão de nêutrons de uma ferramenta de perfilagem descendo para o fundo de poço após o processo de fraturamento. Uma parte de detector de raios gama espectroscópico da ferramenta detecta e grava raios gama provenientes do decaimento resultante dos núcleos de material traçador ativados previamente à medida que a ferramenta é deslocada para além do material ativado. Os espectros gama são analisados subsequentemente para identificar os núcleos ativados, e assim as zonas de fraturamento. Uma ou ambas destas técnicas baseadas em energia nuclear utilizadas anteriormente para localizar fraturas subterrâneas tem diversas limitações e desvantagens conhecidas que incluem:

1. A necessidade de bombear material radioativo para o fundo de poço ou criar radioatividade no fundo de poço ao ativar previamente material não radioativo dentro do poço;

2. Uma exigência de detectores de espectroscopia de raios gamas complexos e/ou de alta resolução e métodos de análise de dados espectrais;

3. Profundidade indesejavelmente rasa de capacidade de investigação de fratura;

4. Possíveis riscos resultantes de fluxo de retorno para a superfície de propantes ou fluidos radioativos;

5. Potencial para contaminação por radioatividade de equipa6 mento no local de poço;

6. A necessidade de preparar o propante no local de poço para evitar uma indesejável quantidade de decaimento radioativo de materiais propantes antes do desempenho de procedimentos de perfilagem de poço;

7. A possibilidade de ter material radioativo em excesso na superfície que não pode ser usado em um outro poço;

8. A exigência de ferramentas de perfilagem especializadas que são indesejavelmente caras para funcionar;

9. A exigência de velocidades de movimento de ferramenta de perfilagem indesejavelmente baixas através do furo de poço; e

10. A necessidade de deconvolução espectral de raios gama sofisticada ou outros procedimentos de processamento de dados complexos.

Tal como pode ser visto a partir do exposto, existe uma necessidade de métodos de detecção de localização de fratura subterrânea que aliviem pelo menos alguns dos problemas, limitações e desvantagens mencionados anteriormente associados com técnicas de detecção de localização de fratura utilizadas anteriormente, tal como descrito de uma maneira geral acima.

Descrição Resumida dos Desenhos

A figura 1 é um diagrama esquemático de um esquema de fraturamento de local de poço.

A figura 2 é uma vista esquemática mostrando perfilagem de uma formação de fundo de poço contendo fraturas induzidas.

As figuras 3A e 3B são vistas planas pela orientação do eixo Z com relação a geometrias de colocação de ferramenta paralela e perpendicular em relação à fratura.

As figuras 4A-4F são gráficos de três detectores modelados em localizações diferentes (perto, distante, mais distante) em uma ferramenta de nêutrons compensados mostrando sensibilidade de taxa de contagem de nêutrons como uma função de largura de fratura e de concentração de carboneto de boro (B₄C) no propante.

As figuras 4G-4L são similares às figuras 4A-4F, com óxido de gadolínio (Gd₂O₃) substituindo B₄C como o material de seção transversal de alta captura no propante.

As figuras 5A e 5B são gráficos avaliando a profundidade de medição usando dois detectores em localizações diferentes (perto e distante) em uma ferramenta de nêutrons compensados. A figura 5A é um gráfico de taxas de contagem de detector perto e distante como uma função do raio externo modelado da formação contendo uma fratura. A figura 5B é um gráfico de taxas de contagem de detector perto e distante modelado para uma ferramenta de nêutrons compensados na orientação paralela, em resposta a propante dopado localizado em elementos de volume de fratura diferenciais colocados radialmente fora do revestimento de furo de poço.

As figuras 6A-6B mostram pontos modelados ao longo das curvas de decaimento de raios gama de captura de nêutrons térmicos detectados usando um Gerador de Nêutrons Pulsados 14 MeV. As figuras 6A e 6B mostram detectores em três espaçamentos a partir da fonte, os dados de curva de decaimento antes (figura 6A) e após (figura 6B) de propante dopado com carboneto de boro ser colocado em fraturas, juntamente com os componentes computados de formação e decaimento de furo de poço tanto na equação quanto nas representações gráficas. A figura 6C mostra curvas de decaimento similares obtidas com propante marcado no espaço anular de furo de poço em vez de nas fraturas da formação. Nas figuras 6A-6C, as curvas e componentes de decaimento superiores (taxa de contagem mais alta) são do detector perto, os dados de decaimento intermediários são do detector distante, e os dados de decaimento de taxa de contagem mais baixos são do detector mais distante.

As figuras 7A-7B são perfis de poços exemplares para identificação de propante na formação e na região de furo de poço. A figura 7A é um exemplo de um perfil de poço obtido a partir de uma ferramenta de nêutrons compensados com três detectores de nêutrons térmicos (detectores perto, distante e mais distante transportados respectivamente na ferramenta em distâncias progressivamente maiores acima de sua parte de geração de nêutrons). Uma ferramenta de captura de nêutrons pulsados com um detector de raios gama de captura ou um detector de nêutrons térmicos geraria um perfil de poço similar ao da figura 7B. Sob condições de perfilagem normais uma ferramenta de captura de nêutrons pulsados tem pelo menos dois detectores, um detector perto e um detector distante, e cada detector gera um perfil de poço.

Descrição Detalhada

Os métodos descritos neste documento não usam detectores de espectroscopia de raios gama complexos e/ou de alta resolução. Além do mais, métodos de análise de dados espectrais não são exigidos, e a profundidade de investigação é maior do que nas técnicas nucleares empregando ativação de nêutrons de fundo de poço. Não existe nenhum possível risco resultante de fluxo de retorno para a superfície de propantes ou fluidos radioativos, nem a contaminação de equipamento no local de poço. As logísticas da operação também são muito simples: (1) o propante pode ser preparado bem antes das operações de fraturamento exigidas sem preocupações com relação a decaimento radioativo associado com atrasos, (2) não existem preocupações relacionadas com exposição à radiação para o propante durante transporte e armazenamento de propante, (3) qualquer propante em excesso preparado para um serviço de fraturamento pode ser usado em qualquer serviço de fraturamento subsequente, e (4) as ferramentas de perfilagem exigidas são amplamente disponíveis e de uma maneira geral baratas para operar. Também, baixa velocidade de perfilagem não é um problema e não existe necessidade de deconvolução espectral sofisticada de raios gama ou outro processamento de dados complexo (a não ser possível normalização de perfil).

Além disso, o custo do procedimento durante o uso de ferramentas de nêutrons ou de nêutrons compensados é muito menor do que em métodos exigindo materiais traçadores caros, equipamento de detecção sofisticado, ferramentas de perfilagem de alto custo, ou processamento de dados sofisticado.

Modalidades da presente invenção incluem um método para determinar a localização e altura de uma fratura em uma formação subterrânea usando uma ferramenta de captura de nêutrons pulsados (PNC), uma ferramenta de nêutrons compensados, ou uma ferramenta de nêutrons de um único detector. O método inclui obter um conjunto de dados antes da fratura, fraturar hidraulicamente a formação com uma pasta fluida que inclui um líquido e um propante no qual todo ou uma fração de tal propante inclui um material de absorção de nêutrons térmicos, obter um conjunto de dados após a fratura, comparar o conjunto de dados antes da fratura e o conjunto de dados após a fratura para determinar a localização do propante, e correlacionar a localização do propante a uma medição de profundidade do furo de poço para determinar a localização e altura da fratura.

Cada um dos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura é obtido ao abaixar para dentro de um furo de poço, atravessando uma formação subterrânea, uma ferramenta de emissão de nêutrons incluindo uma fonte de nêutrons rápidos contínuos ou pulsados e um ou mais detectores de nêutrons térmicos ou de raios gama, emitir nêutrons pela fonte de nêutrons para dentro do furo de poço e da formação, e detectar na região de furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de captura resultantes de reações nucleares da fonte de nêutrons com elementos na região de furo de poço e na formação subterrânea. Para propósitos desta aplicação, a expressão região de furo de poço inclui a ferramenta de perfilagem, o fluido de furo de poço, as tubulações no furo de poço e qualquer outro material anular tal como cimento que é localizado entre a formação e a(s) tubulação(s) no furo de poço.

De acordo com certas modalidades usando uma ferramenta PNC, os conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura são usados para distinguir propante na formação de propante no furo de poço.

De acordo com uma modalidade da presente invenção que utiliza uma ferramenta PNC, a ferramenta de perfilagem PNC gera dados que incluem taxas de contagem de registros, seções transversais de captura de nêutrons térmicos de formação computadas, seções transversais de captura de nêutrons térmicos de furo de poço computadas e parâmetros relacionados com taxa de contagem de componente de decaimento de formação e furo de poço computados.

De acordo com uma modalidade da presente invenção que utiliza uma ferramenta de nêutrons compensados, a ferramenta de nêutrons compensados é usada para determinar a localização e altura de uma fratura em uma formação e a porosidade da formação. Os conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura gerados a partir de uma ferramenta de nêutrons compensados incluem taxas de contagem e razões de taxas de contagem.

Uma modalidade da presente invenção usa uma ferramenta de nêutrons térmicos de um único detector para determinar a localização e altura de uma fratura. Os conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura gerados a partir de uma ferramenta de nêutrons térmicos de um único detector incluem taxas de contagem.

De acordo com certas modalidades da presente invenção, os conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura são normalizados antes da etapa de comparar os conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura. Normalização envolve ajustar os dados antes da fratura e após a fratura para diferenças ambientais e/ou de ferramenta a fim de comparar os conjuntos de dados.

De acordo com certas modalidades da presente invenção, a pasta fluida de fraturamento inclui um propante contendo o material de absorção de nêutrons térmicos. O propante dopado com o material de absorção de nêutrons térmicos tem uma seção transversal de captura de nêutrons térmicos excedendo aquela de elementos normalmente encontrados em zonas subterrâneas a ser fraturadas. De acordo com certas modalidades da presente invenção, o propante contendo o material de absorção de nêutrons térmicos tem uma seção transversal de captura de nêutrons térmicos macroscópica de pelo menos cerca de 90 unidades de captura, e preferivelmente de até 900 unidades de captura ou mais. Preferivelmente, o material propante é um material cerâmico granular, com substancialmente cada grão do material propante tendo um material de absorção de nêutrons térmicos de seção transversal de alta captura incorporado integralmente ao mesmo.

De acordo com também uma outra modalidade da presente invenção, o material de absorção de nêutrons térmicos é boro, cádmio, gadolínio, irídio ou misturas dos mesmos.

Materiais de seção transversal de alta captura contendo boro adequados incluem carboneto de boro, nitreto de boro, ácido bórico, vidro de alta concentração de boro, borato de zinco, bórax e combinações dos mesmos. Um propante contendo 0,1% em peso de carboneto de boro tem uma seção transversal de captura macroscópica de aproximadamente 92 unidades de captura. Um propante adequado contendo 0,025%-0,030% em peso de óxido de gadolínio tem propriedades de absorção de nêutrons térmicos similares às de um propante contendo 0,1% em peso de carboneto de boro. Muitos dos exemplos expostos a seguir usam carboneto de boro; entretanto as pessoas de conhecimento comum na técnica reconhecerão que qualquer material de absorção de nêutrons térmicos de seção transversal de alta captura, tal como óxido de gadolínio, pode ser usado.

De acordo com certas modalidades da presente invenção, o propante utilizado inclui cerca de 0,025% a cerca de 4,0% em peso do material de absorção de nêutrons térmicos. De acordo com certas modalidades da presente invenção, o propante inclui uma concentração de cerca de 0,1% a cerca de 4,0% em peso de um material de absorção de nêutrons térmicos composto de boro. De acordo com certas modalidades da presente invenção, o propante inclui uma concentração de cerca de 0,025% a cerca de 1,0% em peso de um material de absorção de nêutrons térmicos composto de gadolínio.

De acordo com modalidades da presente invenção, o propante pode ser um propante cerâmico, areia, areia revestida com resina, contas de plástico, contas de vidro, e outros propantes cerâmicos ou revestidos com resina. Tais propantes podem ser fabricados de acordo com qualquer processo adequado incluindo, mas não se limitando a esta atomização por pulverização contínua, fluidização por pulverização, secagem por pulverização, ou compressão. Propantes e métodos adequados para fabricação estão revelados nas patentes U.S. N— 4.068.718, 4.427.068, 4.440.866, 5.188.175 e

7.036.591, cujas revelações totais estão incorporadas neste documento pela referência.

De acordo com certas modalidades da presente invenção, o material de absorção de nêutrons térmicos é acrescentado ao propante cerâmico durante o processo de fabricação tal como atomização por pulverização contínua, fluidização por pulverização, secagem por pulverização, ou compressão. Propantes cerâmicos variam em propriedades tais como gravidade específica aparente por causa da matéria-prima de partida e do processo de fabricação. A expressão gravidade específica aparente tal como usada neste documento representa o peso por unidade de volume (gramas por centímetro cúbico) das partículas, incluindo a porosidade interna. Propantes de baixa densidade de uma maneira geral têm uma gravidade específica aparente de menos que 3,0 g/cc e tipicamente são feitos de argila de caulim e alumina. Propantes de densidade intermediária de uma maneira geral têm uma gravidade específica aparente de cerca de 3,1 a 3,4 g/cc e tipicamente são feitos de argila bauxítica. Propantes de alta resistência de uma maneira geral são feitos de argilas bauxíticas com alumina e têm uma gravidade específica aparente acima de 3,4 g/cc. Um material de absorção de nêutrons térmicos pode ser adicionado no processo de fabricação de qualquer um destes propantes para resultar em propante adequado para uso de acordo com certas modalidades da presente invenção. Propante cerâmico pode ser fabricado em um modo que cria porosidade no grão de propante. Um processo para fabricar uma cerâmica porosa adequada está descrito na Patente U.S. N² 7.036.591, cuja revelação total está incorporada neste documento pela referência. Neste caso o material de absorção de nêutrons térmicos é impregnado nos poros dos grãos de propante para uma concentração de cerca de 0,025% a cerca de 4,0% em peso.

De acordo com certas modalidades da presente invenção, o material de absorção de nêutrons térmicos é incorporado em um material de resina e propante cerâmico ou areias naturais são revestidos com o material de resina contendo o material de absorção de nêutrons térmicos. Processos para revestir com resina propantes e areias naturais são bem conhecidos para as pessoas de conhecimento comum na técnica. Por exemplo, um processo de revestimento por solvente adequado está descrito na Patente U.S. N² 3.929.191, para Graham e outros, cuja revelação total está incorporada neste documento pela referência. Um outro processo adequado tal como aquele descrito na Patente U.S. N² 3.492.147 para Young e outros, cuja revelação total está incorporada neste documento pela referência, envolve o revestimento de um substrato particulado com uma composição de resina não catalisada líquida caracterizada por sua capacidade para extrair um agente catalisador ou de cura de uma solução não aquosa. Também um procedimento de revestimento de fundido a quente adequado para utilizar resinas novolac de fenol-formaldeído está descrito na Patente U.S. N²4.585.064, para Graham e outros, cuja revelação total está incorporada neste documento pela referência. As pessoas de conhecimento comum na técnica estarão familiarizadas ainda com outros métodos adequados para revestir com resina propantes e areias naturais.

Desta maneira, os métodos da presente invenção podem ser implementados com propante cerâmico ou areias naturais revestidos com ou contendo de outro modo o material de absorção de nêutrons térmicos. De acordo com certas modalidades da presente invenção, um material de absorção de nêutrons térmicos adequado é carboneto de boro ou óxido de gadolínio, cada qual tem uma capacidade de absorção de nêutrons térmicos efetiva em uma baixa concentração em propante ou areia marcada. A concentração de tais materiais de absorção de nêutrons térmicos de uma maneira geral é na ordem de cerca de 0,025% a cerca de 4,0% em peso do propante. Para compostos de boro, tais como carboneto de boro, a concentração é de cerca de 0,1% a cerca de 4,0% em peso do propante, e para compostos de gadolínio, tais como óxido de gadolínio, a concentração é de cerca de 0,025% a cerca de 1,0% em peso do propante. Estas concentrações são baixas o suficiente de tal maneira que as outras propriedades do propante marcado (tais como resistência ao esmagamento) não são essencialmente afetadas pela adição do material de seção transversal de alta captura. Embora qualquer material de absorção de nêutrons térmicos de seção transversal de alta captura possa ser usado nas modalidades da presente invenção, em modalidades da presente invenção que empregam ferramentas de nêutrons pulsados, carboneto de boro ou outros materiais contendo boro podem ser usados porque captura de nêutrons térmicos por meio de boro não resulta em radiação gama mensurável nos detectores na ferramenta de perfilagem. Também, em modalidades da presente invenção que empregam ferramentas de nêutrons ou de nêutrons compensados, óxido de gadolínio ou outros materiais contendo gadolínio podem ser usados porque uma menor quantidade do material de marcação contendo gadolínio é exigida em relação aos materiais contendo boro. A porcentagem em peso exigida para produzir propriedades de absorção de nêutrons térmicos similares para outros materiais de seção transversal de alta captura de nêutrons térmicos será uma função da densidade e peso molecular do material usado e das seções transversais de captura dos constituintes do material.

Um propante cerâmico fabricado contendo cerca de 0,025% a cerca de 4,0% em peso de um material de absorção de nêutrons térmicos pode ser produzido com baixo custo, e pode fornecer sinais de identificação de fratura úteis quando comparando respostas de perfil de nêutrons, nêutrons compensados ou PNC elaboradas antes e após um serviço de fraturamento. Estes sinais são capazes de indicar e distinguir entre os intervalos que foram e aqueles que não foram fraturados e sustentados.

Tal como mostrado na figura 1, uma operação de fraturamento de local de poço envolve misturar água com um gel para criar um fluido de fraturamento viscoso. O propante incluindo um material de absorção de nêutrons térmicos é acrescentado ao fluido de fraturamento viscoso criando uma pasta fluida, a qual é bombeada para baixo no poço com bombas de alta pressão. A pasta fluida de alta pressão é forçada para dentro das fraturas induzidas na formação, e possivelmente também para dentro da região de furo de poço adjacente às fraturas. As partículas de propante são bombeadas para o fundo de poço em um líquido (pasta fluida de fraturamento) e para dentro das fraturas induzidas, e também possivelmente para dentro da região de furo de poço adjacente às zonas onde as fraturas tenham penetra15 do nas formações circundantes.

A figura 2 representa um caminhão de perfilagem no local de poço com uma ferramenta de perfilagem de nêutrons, nêutrons compensados ou PNC na profundidade da fratura induzida. Energia do caminhão de perfilagem (ou plataforma) é transmitida para a ferramenta de perfilagem, a qual grava e transmite dados de perfilagem à medida que a ferramenta é deslocada para além da(s) zona(s) de fratura e das formações acima e/ou abaixo da(s) zona(s) sendo fraturada(s).

De acordo com modalidades da presente invenção, o processo de identificação de fratura hidráulica induzida usando um propante tendo um material de absorção de nêutrons térmicos e medições de uma ferramenta de perfilagem de nêutrons (incluindo nêutrons compensados) ou de captura de nêutrons pulsados (PNC) inclui:

1. Preparar propante dopado com um material de absorção de nêutrons térmicos ao fabricar o propante de materiais de partida que incluem um material de absorção de nêutrons térmicos, ao revestir o material de absorção de nêutrons térmicos no propante ou ao impregnar ou de outro modo incorporar o material de absorção de nêutrons térmicos ao propante.

2. Efetuar e gravar, ou de outro modo obter, um perfil de nêutrons térmicos ou de nêutrons compensados (incluindo ferramentas de um único ou de múltiplos detectores), ou um perfil PNC antes da fratura através das potenciais zonas a ser fraturadas para obter um conjunto de dados antes da fratura, e preferivelmente também incluir zonas fora das potenciais zonas de fratura.

3. Conduzir uma operação de fraturamento hidráulico no poço, incorporando o propante tendo um material de absorção de nêutrons térmicos na pasta fluida de fraturamento bombeada para o fundo de poço.

4. Efetuar e gravar um perfil de nêutrons, nêutrons compensados ou PNC após a fratura (utilizando o mesmo tipo de perfil usado no perfil antes da fratura) através das potenciais zonas de fratura incluindo um ou mais intervalos de fratura para obter um conjunto de dados após a fratura, e preferivelmente incluindo também zonas fora do intervalo onde fraturamento foi realizado. Os perfis podem ser obtidos com a ferramenta centralizada ou descentralizada dentro do revestimento ou tubulação. Os perfis antes da fratura e após a fratura preferivelmente são obtidos na mesma condição de excentricidade.

5. Comparar os conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura dos perfis antes da fratura e após a fratura (após qualquer normalização de perfil), para determinar localização de propante. Normalização pode ser necessária se os perfis antes da fratura e após a fratura tiverem sido obtidos com diferentes condições de furo de poço, ou se diferentes ferramentas ou fontes foram usadas. Isto pode ser especialmente verdadeiro se o perfil antes da fratura tiver sido gravado em um período anterior na história de vida do poço, usando cabo de perfilagem, memória, e/ou sensores de perfilagem durante a perfuração (LWD). Procedimentos de normalização comparam os dados de perfil de zonas preferivelmente fora dos intervalos possivelmente fraturados nos perfis antes da fratura e após a fratura. Uma vez que estas zonas não tenham mudado entre os perfis, os ganhos e/ou deslocamentos são aplicados aos perfis para efetuar concordância entre os perfis antes da fratura e após a fratura nestes intervalos de normalização. Os mesmos ganhos/deslocamentos são então aplicados aos perfis sobre o intervalo registrado total. Diferenças nos dados indicam a presença de propante na fratura e/ou na região de furo de poço adjacente a uma fratura.

Para ferramentas de nêutrons e nêutrons compensados, as diminuições de taxa de contagem observadas no perfil após a fratura em relação ao perfil antes da fratura indicam a presença de propante contendo um material de forte absorção de nêutrons térmicos. Pequenas mudanças nas razões de taxas de contagem também podem ser indicativas da presença de propante.

Para ferramentas PNC, aumentos nas seções transversais de captura de formação e/ou de furo de poço computadas, e diminuições nas taxas de contagem de componentes de furo de poço e/ou de formação computadas em intervalos de tempo selecionados entre as rajadas de nêutrons (especialmente se boro for usado como o material de seção transversal de alta captura), No perfil após a fratura em relação ao perfil antes da fratura indicam a presença de propante contendo um material de absorção de nêutrons térmicos.

6. Detectar a localização e altura da fratura ao correlacionar as diferenças nos dados da etapa (5) a uma medição de profundidade do furo de poço. Estas diferenças podem ser medidas usando perfis de poços, tal como mostrado nos perfis de poços exemplares nas figuras 7A-7B.

Modalidades adicionais da presente invenção incluem mudanças nos métodos descritos neste documento tais como, mas não se limitando a estas, incorporar múltiplos perfis antes da fratura a quaisquer comparações antes da fratura versus após a fratura, ou o uso de um perfil simulado para o perfil antes da fratura (tais perfis simulados sendo obtidos, por exemplo, usando redes neurais para gerar respostas de perfil de nêutron, nêutrons compensados, ou PNC simulado de outros perfis de furo aberto ou revestido no poço), ou o uso de múltiplas medições de perfilagem estacionária em vez de ou além de dados coletados com perfis contínuos.

Em modalidades adicionais da invenção, primeiro e segundo conjuntos de dados após a fratura são obtidos e utilizados para determinar as diferenças, se alguma, entre as quantidades de propante nas zonas de fratura antes de produzir uma quantidade de fluidos de poço a partir da formação subterrânea e as quantidades de propante nas zonas de fratura após tal produção ao comparar os conjuntos de dados após a fratura. As diferenças de quantidade de propante determinadas são utilizadas para determinar uma ou mais características de produção e/ou relacionadas com fratura da formação subterrânea tais como: (a) uma ou mais das zonas de fratura não estão sustentadas igualmente tal como elas foram inicialmente, (b) produção de uma ou mais das zonas de fratura é maior que a produção das outras zonas, e (c) uma ou mais das zonas de fratura não estão produzindo. Este procedimento após o fraturamento pode ser executado usando uma ferramenta de perfilagem de nêutrons compensados ou uma ferramenta de perfilagem de captura de nêutrons pulsados, possivelmente aumentado com outra informação de local de poço ou informação fornecida por meio de outras ferramentas de perfilagem convencionais, tais como ferramentas de perfilagem de produção.

De acordo com certas modalidades do método de perfilagem de nêutrons térmicos, nêutrons rápidos são emitidos de uma fonte de nêutrons para dentro do furo de poço e da formação, e são rapidamente termalizados para nêutrons térmicos por meio de colisões elásticas e inelásticas com núcleos da formação e da região de furo de poço. Colisões elásticas com hidrogênio na formação e na região de furo de poço são um principal mecanismo de termalização. Os nêutrons térmicos se difundem na região de furo de poço e na formação, e são eventualmente absorvidos por um dos núcleos presentes. De uma maneira geral estas reações de absorção resultam na emissão quase simultânea de raios gama de captura; entretanto, absorção por boro é uma notável exceção. Os detectores na ferramenta de perfilagem detectam diretamente os nêutrons térmicos que são espalhados de volta para a ferramenta (em muitas ferramentas de nêutrons e de nêutrons compensados, e também em algumas versões de ferramentas PNC), ou indiretamente ao detectar os raios gama resultantes das reações de absorção de nêutrons térmicos (em algumas versões de ferramentas de nêutrons e de nêutrons compensados, e na maioria das versões comerciais de ferramentas PNC). Muitas ferramentas de nêutrons compensados e PNC são configuradas com uma fonte de nêutrons e detectores duplos arranjados acima da fonte de nêutrons que são referidos neste documento como um detector perto e um detector distante. De acordo com modalidades da presente invenção, ferramentas de captura de nêutrons compensados e de nêutrons pulsados que incluem um ou mais detectores podem ser usadas. Por exemplo, ferramentas de nêutrons compensados e PNC adequadas incorporam uma fonte de nêutrons e três detectores arranjados acima da fonte de nêutrons, os quais são referidos neste documento como os detectores perto, distante e muito distante ou mais distante, de tal maneira que o detector perto é o mais próximo da fonte de nêutrons e o detector mais distante é o mais distante da fonte de nêutrons. Também é possível que um ou mais dos detectores de nêutrons possa ser localizado abaixo da fonte de nêutrons.

Uma ferramenta de nêutrons compensados também computa a razão de taxas de contagem de detector perto para distante. A porosidade (índice de hidrogênio) da formação pode ser determinada a partir destas taxas de contagem e das razões de taxa de contagem de detector perto para distante.

Um sistema de perfilagem de ferramenta de captura de nêutrons pulsados mede a taxa de decaimento (como uma função do tempo entre os pulsos de nêutrons) da população de nêutrons térmicos ou de raios gama de captura na formação e na região de furo de poço. A partir desta curva de taxa de decaimento, as seções transversais de captura da formação Σ*η (sigma-fm) e de furo de poço Z_bh (sigma-bh), e os componentes de decaimento de formação e de furo de poço podem ser resolvidos e determinados. Quanto maiores as seções transversais de captura totais dos materiais na formação e/ou na região de furo de poço tanto maior a tendência para que material capture nêutrons térmicos. Portanto, em uma formação tendo uma seção transversal total de alta captura, os nêutrons térmicos desaparecem mais rapidamente do que em uma formação tendo uma seção transversal de baixa captura. Isto aparece como uma inclinação mais íngreme em um gráfico da taxa de contagem observada versus tempo.

As diferenças entre os parâmetros PNC de furo de poço e de formação antes da fratura e após a fratura podem ser usadas para distinguir propante na formação de propante no furo de poço, tal como mostrado no exemplo da figura 7B.

Os dados usados para gerar as figuras 4A a 5B e as Tabelas 1-4 foram modelados usando ferramentas de nêutrons ou de nêutrons compensados empregando detectores de nêutrons térmicos, tais como os detectores He³. Será entendido que também seria possível empregar processamento correspondente para estas ferramentas usando detectores de raios gama, ou detectores que detectam tanto nêutrons quanto raios gama. Os dados PNC usados para gerar as figuras 6A a 6C foram modelados usando ferramentas empregando detectores de raios gama. Um detector de raios gama de captura mede raios gama emitidos após nêutrons térmicos serem captu20 rados pelos elementos nas proximidades da nuvem de nêutrons térmicos no furo de poço e na formação. Entretanto, a captura de um nêutron térmico por boro não resulta em um raio gama sendo emitido. Portanto, se propante dopado com boro estiver presente, as diminuições de taxa de contagem ob5 servadas em ferramentas de nêutrons compensados ou PNC empregando detectores de raios gama serão acentuadas em relação às ferramentas com detectores de nêutrons térmicos. Isto é porque não somente a taxa de contagem de raios gama diminui por causa de absorção de nêutrons aumentada ser observada, mas também diminui adicionalmente por causa do fato de que somente a captura de nêutron não de boro resultaria em eventos de raios gama detectáveis.

Os exemplos a seguir são apresentados para ilustrar adicionalmente vários aspectos da presente invenção, e não são pretendidos para limitar o escopo da invenção. Os exemplos expostos a seguir, com a exce15 ção dos perfis de poços exemplares mostrados nas figuras 7A-7B, foram gerados usando o Código de Transporte de Partícula N de Monte Cario versão 5 (em seguida MCNP5). O MCNP5 é um pacote de software que foi desenvolvido pelo Los Alamos National Laboratory e é obtenível comercialmente dentro dos Estados Unidos do Centro de Computação de Informação de Segurança de Radiação (http://www-rsicc.ornl.gov). O software MCNP5 pode manusear detalhes geométricos e acomoda variações na composição química e tamanho de todos os componentes modelados, incluindo salinidade de fluido de furo de poço, a concentração do material de absorção de nêutrons térmicos no propante na fratura, e a largura da fratura. Os dados

MCNP5 expostos a seguir resultaram em desvios padrões estatísticos de aproximadamente 0,5%-1,0% nas taxas de contagem computadas.

Na maioria dos exemplos a seguir, o propante foi dopado com carboneto de boro; entretanto outros materiais de absorção de nêutrons térmicos adequados, tais como óxido de gadolínio, podem ser usados. Preferi30 velmente, o propante é um material cerâmico granular em que substancialmente a cada grão do qual o dopante é incorporado integralmente.

Para os propósitos dos exemplos a seguir, as figuras 3A e 3B apresentam vistas ao longo do eixo Z das geometrias usadas na modelação MCNP5. Em todos os casos o furo de poço de 20,32 centímetros (8 polegadas) de diâmetro é revestido com um revestimento de aço de 13,97 centímetros (5,5 polegadas) de diâmetro externo de 4,29 kg/cm (24 Ib/pé) e nenhuma tubulação, e é circundado por um anular de cimento 2,54 centímetros (1 polegada) de largura. A ferramenta de 4,29 centímetros (1,6875 polegada) de diâmetro está mostrada na posição paralela (paralela) na figura 3A e na posição perpendicular (perpendicular) na figura 3B. Na posição paralela a ferramenta de perfilagem descentralizada é alinhada com a fratura, e na posição perpendicular ela é posicionada a 90° em volta do furo de poço da fratura.

Nas figuras 3A e 3B, a área da formação fora do anular de cimento foi modelada como um arenito com uma seção transversal de captura matriz de 10 unidades de captura (uc). Dados foram coletados para formações saturadas com água com diversas porosidades. Estas duas figuras mostram a modelação idealizada da formação e região de furo de poço que foi usada na maioria das execuções MCNP5. A fratura vertical de duas alas se estende radialmente para longe do revestimento de furo de poço, e a pasta fluida de fraturamento no canal de fratura substitui o cimento no canal assim como na formação no canal fora do anular de cimento. A largura do canal de fratura foi variada entre 0,1 cm e 1,0 cm nas várias execuções de modelação. Em um estudo, o anular de cimento total foi substituído por propante dopado com carboneto de boro. O modelo MCNP5 não fornece dados de saída na forma de perfis contínuos, mas em vez disto dados que permitem, em dadas formações e em posições fixadas no furo de poço, comparações de respostas de perfilagem antes da fratura e após a fratura.

Exemplo 1

Ferramenta de Nêutrons/Nêutrons Compensados

O software MCNP5 modelou uma ferramenta de perfilagem de nêutrons compensados com uma fonte de nêutrons contínuos e um ou mais detectores de nêutrons térmicos, e a(s) taxa(s) de contagem e razões de taxas de contagem resultantes foram gravadas para as geometrias mostra22 das na figura 3A ou na 3B. Estes parâmetros observados foram então comparados a valores correspondentes gravados em execuções MCNP5 feitas antes de um poço ser fraturado. Diminuições em taxas de contagem observadas nos dados após a fratura em relação aos dados antes da fratura nas figuras 4A-4F para várias larguras de fraturas e concentrações de carboneto de boro são indicativas da presença do propante dopado com carboneto de boro, e consequentemente da presença das fraturas induzidas. Em geral, uma vez que diminuições de porcentagem similares em taxas de contagem são observadas em cada um dos detectores para uma dada concentração de propante contendo boro presente, as mudanças fracionárias em uma razão de taxas de contagem serão muito menores que as mudanças observadas nas taxas de contagem de detector individual propriamente ditas. Nas figuras 4G-4L, modeladas com óxido de gadolínio substituindo carboneto de boro como o material de seção transversal de alta captura no propante nas mesmas condições de formação e largura de fratura que as das figuras 4A4F, diminuições muito similares são observadas em taxas de contagem em dados após a fratura em relação a dados antes da fratura em relação a essas observadas com carboneto de boro presente. Fica aparente a partir das figuras 4A-4L que carboneto de boro e óxido de gadolínio agem de forma similar para reduzir as taxas de contagem detectadas, entretanto somente cerca de 25%-30% da porcentagem em peso de óxido de gadolínio em relação a carboneto de boro no propante é exigido para produzir diminuições de taxa de contagem similares.

O material da formação e fraturas acompanhantes foram modelados para se estender para fora por um raio de 100 cm a partir do centro do furo de poço, e verticalmente de 40 cm abaixo da fonte a 100 cm acima da fonte. A ferramenta de perfilagem conteve três detectores de nêutrons térmicos He³ espaçados distantes de uma fonte de nêutrons de amerício e berílio (AmBe). Tal como mostrado na Tabela 1, porosidade da formação foi modelada como 28,3%, 14,15%, 7,1% e 3,5%.

Tabela 1

Dados de ferramenta de nêutrons compensados mostrando a sensibilidade das taxas de contagem de ferramenta de nêutrons em diferentes espaçamentos de detectores para a presença de 1% de carboneto de boro em um propante relevante para nenhum fraturamento presente (furo de poço revestido e cimentado).

% de mudança de propante não dopado	θ' O	I -13,0% I	I %o ]	I -3,8% I	I o% I	I -15,8% I	o% I	-17,4% \|	I %o	-16,6% \|
Taxa de contagem de detector mais distante	I 62,2	I 54,1	I 60,7	58,4 \|	( 159,2 !	[ 134,1	346,1 \|	286 \|	614,8 \|	513 \|
% de mudança de propante não dopado	1 0%	-12,2%	o% I	-4,3% \|	o% I	-14,0% \|	0% \|	-14,5% \|	0% \|	o*· σ> co
Taxa de contagem de detector distante	1 772	OO CD	I 760 \|	727 \|	i 1.511 \|	I 1.300 \|	2.638 \|	2.256 \|	3.970 \|	3.418 \|
% de mudança de propante não dopado	! o%	\| -9,9%	σ' O	-3,4% I	o% I	-10,2% \|	0% \|	-9,7% \|	0% \|	-7,6% \|
Taxa de contagem de detector perto	\| 8.390	\| 7.563 l	\| 8.258 \|	7.974 \|	! 11.632 \|	[ 10.449 \|	14.946 \|	13.491 \|	17.792 \|	16.441 \|
B₄C no propante	%0j	T“	o^ O	xo o**	I %o	o**	I %0J	1% \|	0% \|	1% \|
Orientação de Ferramenta: paralela ou perpendicular	\|Paralela	\|Paralela	Perpendicular	Perpendicular	Paralela	PParalela	^Paralela	Paralela \|	Paralela \|	Paralela \|
Porosidade da formação (%)	1 28,3	CO <x> C\l	I 28,3 I	I 28,3 \|	I 14,15 \|	I 14,15 \|			I 3,5 \|	I 3,5 \|

A Tabela 1 mostra taxas de contagem de nêutrons térmicos modeladas em uma geometria de formação de fundo de poço típica para três diferentes espaçamentos de fonte para detector. A mudança de porcentagem de propante não dopado mostrada na Tabela 1 é a redução de taxa de contagem de porcentagem da taxa de contagem, quando propante dopado com carboneto de boro está nas fraturas (C1%), em relação à taxa de contagem sem B₄C presente (C0%) e é calculada como (C1%-C0%)/C0%. Os dados de modelagem assumem o uso da ferramenta de nêutrons de 4,29 centímetros (1,6875 polegadas) de diâmetro através da tubulação, e geometria de formação e furo de poço descrita nas figuras 3A e 3B. A formação sendo fraturada tem uma seção transversal de baixa captura típica de zonas de fraturamento candidatas. As condições de revestimento e cimento de furo de poço também são típicas (revestimento de 13,97 centímetros (5,5 polegadas) cheio com fluido não salino, e um anular de cimento de 2,54 centímetros (1 polegada) de espessura circundando o revestimento). A largura da fratura é 1,0 cm. O propante cerâmico na fratura foi modelado para ser CARBO ECONOPROP®, o qual é um propante de baixa densidade tendo uma gravidade específica aparente de 2,7 e que é obtenível comercialmente da CARBO Ceramics Inc. tendo 1,0% (em peso) de carboneto de boro, mas é de outro modo típico. A porosidade da formação é assumida como sendo 28,3%, 14,15%, 7,1% e 3,5%. No caso da formação de 28,3% de porosidade, o índice de hidrogênio do fluido de fraturamento mais propante é igual àquele da formação sem uma fratura presente. Como resultado, o efeito do propante dopado com carboneto de boro sobre as taxas de contagem pode ser visto diretamente, sem qualquer influência de uma mudança no índice de hidrogênio da pasta fluida de fraturamento. O propante dopado com carboneto de boro foi assumido como estando localizado somente na fratura propriamente dita. A diminuição computada na taxa de contagem quando a ferramenta descentralizada é alinhada com o plano de fratura (geometria paralela na figura 3A) varia um pouco com espaçamento entre fonte e detector, mas em todos os casos é significativa (uma redução de aproximadamente 10%-13% em relação à situação quando nenhuma fratura está presente).

Com uma ferramenta de maior diâmetro que desloca mais do fluido de furo de poço, o sinal seria ainda maior. Resultados similares seriam obtidos se óxido de gadolínio fosse usado como o material de seção transversal de alta captura em vez de carboneto de boro.

Dados adicionais na Tabela 1 ilustram o efeito de fraturamento similar em formações de porosidades menores (14,15%, 7,1% e 3,5%). Em comparações correspondentes quando as formações de porosidades menores foram modeladas em vez de uma formação de 28,3% de porosidade, sinais um pouco maiores foram observados de uma maneira geral em relação a esses na formação de 28,3% de porosidade. Os sinais aumentados nas formações de porosidades menores são por causa do efeito adicional de atenuação de nêutrons produzido pela maior concentração de hidrogênio no fluido de fraturamento em relação àquele nas formações de porosidades baixas. Estes sinais seriam ainda mais pronunciados se a formação tivesse sido modelada para conter gás assim como água (ou óleo) ou em vez disto.

Também é visto na Tabela 1 uma diminuição menor, mas ainda significativa, nas taxas de contagem observadas quando a ferramenta é deslocada de 90° em volta do furo de poço (geometria perpendicular na figura 3B), em cujo caso a distância da ferramenta até a fratura é maximizada. Esta redução em sinal por causa de desalinhamento da ferramenta e da fratura seria minimizada se uma ferramenta de maior diâmetro fosse usada, ou se parte do propante fosse distribuída dentro da região de furo de poço assim como na fratura. As taxas de contagem na Tabela 1 resultaram em desvios padrões estatísticos de aproximadamente 0,5%-1,0% nas taxas de contagem computadas. Esta repetitividade estatística pode ser observada nesta figura, uma vez que na formação de 28,3% de porosidade, as execuções paralela e perpendicular sem carboneto de boro presente são execuções repetidas efetivamente.

Dados também foram coletados usando a mesma formação de 28,3% de porosidade, furo de poço e mesmos parâmetros de ferramenta que os da Tabela 1, mas com larguras de fratura variadas e concentrações de carboneto de boro diferindo no propante, tal como mostrado nas figuras 4A a

4F. As diminuições de taxa de contagem (sinais) são aprimoradas à medida que a concentração de carboneto de boro no propante aumenta. Também, os dados indicam que mesmo para fraturas tão finas quanto 0,1 a 0,2 cm, um sinal significativo é observado quando a concentração de carboneto de boro no propante se aproxima de 1,0%. Os dados também indicam que os sinais nos diferentes espaçamentos entre fonte e detector não foram muito diferentes, implicando em que um detector de pequeno espaçamento, com as maiores taxas de contagem resultantes (e consequentemente menores erros estatísticos), seria utilizável. Também indicado pelas respostas muito similares para fraturas mais largas que ~0,5 cm, é que concentrações de carboneto de boro no propante maiores que 1,0% seria de utilidade somente limitada. Entretanto, se for antecipado que larguras de fratura em certos tipos de formações tenderíam para serem muito estreitas, a concentração de carboneto de boro no propante pode ser aumentada para a faixa de cerca de 1,0% a cerca de 4,0%. Existe uma redução de taxa de contagem mensurável na presença de propante dopado com boro para concentrações de carboneto de boro mostradas nas figuras 4A-4F, mesmo tão baixas quanto cerca de 0,1% de carboneto de boro. As figuras 4G-4L ilustram exatamente as mesmas condições de formação, furo de poço e de fratura tal como ilustrado nas figuras 4A-4F, entretanto óxido de gadolínio foi usado como o material de alta seção transversal em vez de carboneto de boro. Tal como pode ser visto, somente 25%-30% de óxido de gadolínio em relação a carboneto de boro é exigido para produzir diminuições similares em taxas de contagem.

Referindo-se às figuras 5A e 5B, dados foram coletados para determinar a profundidade da investigação da medição, em outras palavras, a que distância para dentro da formação a partir do revestimento propante dopado com carboneto de boro com 1,0% de carboneto de boro pode ser detectado em uma fratura de 1,0 cm de largura. Na figura 5A, dados são modelados para a fratura se estendendo para fora do furo de poço para profundidades progressivamente maiores para dentro da formação. Boas sensibilidades de fratura nas taxas de contagem foram observadas para fora em cerca de 10 cm a partir do revestimento, isto é, a 7,5 cm para fora do anular de cimento. A figura 5B integra a contribuição de um pequeno volume incrementai de material de fratura, à medida que este elemento de volume é modelado progressivamente mais distante do revestimento. A partir dos dados em ambas as figuras pode ser visto que a sensibilidade das taxas de contagem detectadas para qualquer propante mais distante que 10 cm radialmente a partir do revestimento é muito reduzida.

Uma vez que material de fraturamento na região de furo de poço usualmente também é indicativo de uma fratura sustentada adjacente a esse intervalo do furo de poço, um anular no furo de poço de pasta fluida de fraturamento sustentada fora do revestimento (pasta fluida de propante substituindo o cimento) foi modelado. Resultados com o propante com 1,0% de carboneto de boro no anular sozinho, assim como com o propante tanto no anular quanto em uma fratura de 1,0 cm de largura em uma formação de 28,3% de porosidade, estão ilustrados na Tabela 2A. A Tabela 2A também indica o efeito de fraturas na orientação perpendicular em vez de na orientação paralela em relação à ferramenta de perfilagem. A Tabela 2B apresenta dados similares para propante com Gd₂O₃ no anular sozinho, assim como com propante tanto no anular quanto em uma fratura de 0,4 cm de largura. Diversas concentrações diferentes de Gd₂O₃ (0,0%, 0,054%, 0,27% e 0,45%) estão ilustradas para o propante no anular. Os dados de 0,0% representam propante cerâmico padrão (não dopado). Os dados de 0,27% representam uma concentração de Gd₂O₃ aproximadamente equivalente em efeito ao propante dopado com 1% de B₄C na Tabela 2A. Os dados de 0,054% na tabela 2B ilustram o anular contendo o propante com Gd₂O₃ em uma concentração reduzida (simulando 20% do propante não marcado no anular sendo substituído por propante contendo 0,27% de Gd₂O₃). Os dados com 0,45% de Gd₂O₃ indicam o efeito de aumentar adicionalmente a concentração de Gd₂O₃ no propante.

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σ _ro

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Ο DQ α> σ	% de mudan- ça de propante não dopado	O	-34,5%	-35,1%	O	-34,5%	-34,7%
Taxa de contagem mais distante	68,507	44,862	44,474	68,507	44,89	44,769	62,16
% de mudança de propante não dopado	O	-34,4%	-35,2%	O	-34,4%	-35,0%
Taxa de contagem distante	845,05	553,96	547,95	845,05	554,25	549,42	772,1
% de mudança de propante não dopado	O	-31,2%	-31,7%	O	-31,3%	-31,5%
Taxa de contagem perto	8.984,5	CO 00 CD	6.135,6	8.984,5	6.172,5	6.154,5	8.398,7
\| Formação com Fratura e/ou Anular Contendo Propante Com 1	Fratura	Propante não dopado	Propante não dopado	Propante+1 % de B₄C	Propante não dopado	Propantenão dopado	Propante+1 % de B₄C	Propante não dopado
Região anular	Propante não dopado _I	Propante+1 % de B₄C	Propante+1 % de B₄C	Propantenão dopado	Propante+1 % de B₄C	Propante+1 % deB₄C	Cimento simples
Formação	0=28,3% com fratura de 1,0 cm de largura orientação paralela		=	0=28,3% com fratura de 1,0 cm de largura orientação perpendicular		=	0=28.3% com fratura de 1,0 cm de largura - orientação paralela

Tal como mostrado na Tabela 2A, as diminuições de taxa de contagem (sinais) são agora muito maiores (redução de aproximadamente 30%-35% na taxa de contagem) por causa do propante com 1% de B₄C no anular em relação a propante não dopado no anular. Entretanto, quando propante dopado com 1% de B₄C está presente na região anular, o efeito de propante adicional na fratura propriamente dita fica essencialmente mascarado. Isto pode ser visto a partir dos dados da Tabela 2A em que, com propante dopado no anular, existem somente diferenças muito pequenas nas taxas de contagem observadas se propante dopado ou não estiver também presente na fratura. Isto é verdadeiro independente da orientação - paralela ou perpendicular - da fratura em relação à ferramenta de perfilagem. Também pode ser visto na Tabela 2A que propante não dopado no anular resulta em taxas de contagem um pouco (~5%) maiores do que cimento simples no anular, por causa do menor índice de hidrogênio da pasta fluida de propante modelado em relação a cimento. Em qualquer caso, uma vez que o propante na região de furo de poço usualmente também é indicativo da presença de fraturamento de formação adjacente a esse intervalo do furo de poço, o sinal de fratura é facilmente observável, e pode ser maior que o sinal causado por propante na fratura sozinha. Certamente seria improvável que o espaço anular de furo de poço total fosse enchido com propante, mas dados de modelagem com somente 0,2% de B₄C no anular, representando um enchimento de propante de 20% do anular, de forma similar indicariam diminuições significativas nas taxas de contagem observadas (ver dados de enchimento de propante de 20% análogos apresentados na tabela 2B abaixo).

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o «CD c:

CD

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E o

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E

Σ3

E

CD o

E o

E co co co o

I Formação com Fratura e/ou Anular Contendo Propante com Gd₂O₃ \|	% de mudança de propante não dopado	O	-30,5%	-20,2%	-30,1%	-22,4%	-31,6%
Taxa de contagem mais distante	68,507	47,591	54,656	47,889	53,182	46,842
% de mudança de propante não dopado	O	-29,1%	-20,2%	-30,1%	-22,7%	-31,4%
Taxa de contagem distante	845,05	599,39	674,7	591,03	653,36	579,8
% de mudança de propante não dopado	O	-25,1%	-17,2%	-25,3%	-19,4%	-27,0%
Taxa de contagem perto	8.984,5	6.732,1	7.434,9	6.708,6	7.244,7	6.555,5
Fratura	Propante não dopado	Propante não dopado	Propante não dopado	©** r- CM o .2 o C CM CO Ό Ω.0 oZ §	θ'- r- CN o“ & A? O C_ CM CO Ό Ω.0 óz-g	IO o S o C CM CO Ό g.0 oZ -g
Região anular	Propante não dopado __	>- CM CD -2 O C CM co σ Ω.0 ί-σ	o**· Μ^- LO O o“ S o C CM CO Ό Q.Q óz-g	r- CN o“ O C CM CO T3 Q.0 CL -S	Xp o''* LO o θ' £ d C CM CO “D g.0 oZ-g	LO o ΐ» ^m.2 O C CM CO g.0 oZ -g
Formação	0=28,3% com fratura de 0,4 cm de largura		-

A Tabela 2B, com 0,27% de óxido de gadolínio substituindo o 1% de carboneto de boro no propante, indica que diminuições de aproximadamente 25%-30% na taxa de contagem são observadas com propante marcado com Gd2O₃ em relação a propante não marcado no anular. Isto é aproximadamente o mesmo efeito que o observado na Tabela 2A com 1% de B₄C no anular. Os dados na Tabela 2B também ilustram a importância de um enchimento de menor porcentagem (20%) do anular com o propante marcado, onde a concentração de Gd2O₃ foi reduzida por um fator de cinco para 0,054%. Pode ser visto que mesmo com somente um enchimento de 20% do anular com propante marcado e o restante com propante não marcado (ou cimento), a taxa de contagem observada cai significativamente (cerca de 15%-20%), o que é cerca de três vezes tão grande quanto a diminuição com propante com 0,27% de Gd₂O₃ enchendo uma fratura de 0,4 cm (ver a figura 4I). Na Tabela 2B, tal como nos dados na Tabela 2A, o efeito de propante marcado na fratura geralmente fica mascarado quando propante marcado também está presente no espaço anular de furo de poço. Também pode ser visto a partir dos dados com a concentração mais alta (0,45%) de Gd₂O₃, que aumentar a concentração de Gd₂O₃ acima de 0,27% tem somente um pequeno efeito incrementai sobre as diminuições de taxa de contagem (similar aos resultados vistos nas figuras 4A-4L). A partir das Tabelas 2A e 2B pode ser visto que resultados similares são obtidos independentemente de se B₄C ou Gd₂O₃ é usado para marcar o propante.

Os dados na tabela 3 ilustram a sensibilidade das taxas de contagem de nêutrons para uma mudança na salinidade de fluido de furo de poço (BFS), a partir dos fluidos não salinos descritos nas figuras acima para fluidos com salinidades de até 250 Kppm de NaCl (a salinidade de água salgada saturada).

co _φ φ

_Q

Φ ω

LL

CQ

Ο

CL

Φ σ

φ σ

ο ‘Ζ3

Φ σ

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Φ

C

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φ σ

φ φ

σ φ

Ό φ

Έ <η

C φ

ω <

[sdo] 31NV1SIQ SIVIAI

I 54,18 I

I 47,25 I

I 41,83 I

I 38,32 I

l 35,55 I

| 33,33 |

62,16 I

154,34 I

48,66 I

44,94 |

40,96 I

39,42 I

% de diferença

-12,8% I

-13,1% I

-14,0% |

-14,7% I

-13,2% |

-15,4%

DISTANTE Ecps]_

| 678,00

| 580,95

| 514,43

| 468,58

I 437,07

| 409,82

1772,11 |

co co r- co

597,32 |

547,81 |

508,74 |

479,68 |

% de diferença

-12,2% |

-13,5% |

-13,9% |

-14,5% |

-14,1% |

-14,6% |

PERTO [cps]

| 7.563,30

| 6.487,90

| 5.829,10

I 5.317,90

| 4879,90

| 4.607,90

| 8.389,70 |

7.246,60 |

6.508,10 |

5.990,70 1

| 5.595,10 |

5.260,60 |

% de diferença

-9,9% |

-10,5% |

cr· o“ 1

-11,2% |

-12,8% |

-12,4% |

Salinidade de fluido de furo de poço [Kppm de NaCI]

o

o LO

o o

o m τ—

| 200

I 250

o

o LO

o o

ί 150 I

200 |

250 |

Salinidade de fluido de furo de poço (BFS)

o

50 |

o o

150 |

200 |

250 |

% de B₄C no propante em fratura de 1,0 cm na formação

O co <1> T3

O *<J· co Q) Ό o

w U_ m φ U φ o E φ É O φ O) CO 15 φ C Ό O <3 O θ'- φ 2 tj >, φ O φ CQ 5« CO O o c · Φ o CO T3 <D <0 σ

Tal como mostrado na Tabela 3, a salinidade de fluido de furo de poço causa uma grande supressão nas taxas de contagem Perto, Distante e Mais distante. Para altas salinidades de fluido de furo de poço, as diminuições de taxa de contagem são muito maiores do que as diminuições de taxa de contagem causadas pela presença de carboneto de boro no propante na fratura. Por exemplo, em uma formação com propante dopado com 1 % de B₄C na fratura, se a salinidade de fluido de furo de poço mudar de 0 Kppm para 150 Kppm, a taxa de contagem no detector perto diminuirá por 29,7% ((5.317,9-7.563,3)/7.563,3). Esta diminuição é cerca de 2-3 vezes maior que as diminuições de aproximadamente 10%-15% na taxa de contagem na Tabela 1 causadas ao mudar a concentração de carboneto de boro no propante na fratura. As diminuições de taxa de contagem relacionadas com salinidade de fluido de furo de poço também são similares ou maiores em magnitude em relação ao sinal de fraturamento com propante marcado na região anular de furo de poço, tal como mostrado nas Tabelas 2A e 2B. Também, tal como mostrado na Tabela 3, independente da salinidade de furo de poço, já que a salinidade não muda entre os perfis antes da fratura e após a fratura, a presença de carboneto de boro no propante na fratura pode ser facilmente detectada (redução de 10%-15% na taxa de contagem).

Se condições de furo de poço mudarem entre as gerações de perfil antes da fratura e após a fratura (tal como uma mudança de salinidade de furo de poço tal como ilustrado na Tabela 3), ou se diferentes ferramentas de nêutrons térmicos ou ferramentas PNC forem utilizadas para gerações dos dois perfis (por exemplo, geração por ferramentas de nêutrons compensados de diferentes empresas de serviço dos perfis antes da fratura e após a fratura), ou se a saída de nêutrons das fontes usadas nos perfis antes da fratura e após a fratura for diferente, provavelmente será necessário normalizar as respostas de perfil, preferivelmente em intervalos ou zonas perfilados conhecidos estando fora do intervalo onde fraturamento induzido é possível. Também pode ser possível em muitas situações eliminar o perfil antes da fratura totalmente se um perfil de nêutrons, perfil de nêutrons pulsados, ou perfil de nêutrons compensados anterior já tiver sido gerado no poço. Esse perfil, possivelmente também normalizado para o perfil após a fratura tal como descrito anteriormente, pode ser o substituto para o perfil antes da fratura.

Para exemplo e não limitação, referindo-se de volta à Tabela 3, se grandes mudanças na salinidade de fluido acontecessem entre gerações de perfis coletados antes versus após o serviço de fraturamento, a mudança de taxa de contagem resultante provavelmente seria difícil de interpretar sem o uso de técnicas de normalização. Entretanto, uma vez que esta supressão de contagem baseada em salinidade aproximada será observada para cima e para baixo no furo de poço assim como no intervalo de fratura, é possível normalizar as taxas de contagem a partir das gerações de perfis antes da fratura e após a fratura fora do intervalo de fraturamento de interesse, e preferivelmente com a normalização utilizando zonas com porosidade similar à da(s) formação(s) sendo fraturada(s). Um procedimento de normalização similar pode ser exigido se ferramentas ou fontes de nêutrons diferentes forem usadas para gerações de perfis antes da fratura e após a fratura, ou se um perfil pré-existente ou de nêutrons sintetizados, de nêutrons compensados, ou PNC é usado para substituir o perfil antes da fratura.

Os dados mostrados na Tabela 4 demonstram a sensibilidade limitada de razões de taxas de contagem de detector perto/distante de nêutrons compensados para a presença do propante dopado com carboneto de boro em relação à sensibilidade da razão para mudanças na porosidade da formação. As razões de contagem de detector perto/distante (P/D) com e sem propante dopado com carboneto de boro estão mostradas para várias condições de formação e de furo de poço. Aparecem como sendo somente pequenos aumentos de razão com o propante presente. A partir destes dados, e dos dados de taxa de contagem nas Tabelas 1 e 2A, das figuras 4A4F e das figuras 5A-5B pode ser visto que uma razão de nêutrons térmicos de espaçamento duplo é influenciada significativamente menos pela presença de propante dopado com carboneto de boro do que as taxas de contagem individuais propriamente ditas. Uma razão similar insensível foi observada com Gd₂O₃ substituindo B₄C no propante.

Em todos os dados na Tabela 4, o propante contém 1% de carboneto de boro, e as fraturas são de 1 cm de largura, e a geometria é a de posição paralela mostrada na figura 3A. Em todas as execuções, a incerteza de desvio-padrão estatístico em cada razão é +/- 2% (ou menos) do valor de razão. Uma vez que ferramentas de nêutrons compensados usam uma razão para determinar porosidade da formação, é possível usar as diminuições de taxa de contagem observadas nos perfis após a fratura para indicar fraturas, enquanto usando simultaneamente os dados de razão de taxa de contagem após a fratura para indicar porosidade da formação, virtualmente independente da presença do propante e fratura.

Tabela 4

Razões de contagem de detector Perto/Distante de uma ferramenta de nêutrons compensados na presença de propante dopado com carboneto de boro.

	Razões de Contagem de Detector Perto/Distante
Caso base: água doce no furo de poço, formação de 28,3% de porosidade	(a) Nenhuma fratura presente, P/D = 10,9 (b) Fratura sustentada presente, P/D = 11,1 (c) Propante em anular de cimento, mas nenhuma fratura, P/D = 11,2 (d) Propante em anular de cimento e fratura, P/D =11,2
Caso base: água salgada (250 Kppm de NaCI) no furo de poço, formação de 28,3% de porosidade	(a) Nenhuma fratura presente, P/D = 11,0 (b) Fratura sustentada presente, P/D = 11,2
Caso base: água doce, formação de 14,15% de porosidade	(a) Nenhuma fratura presente, P/D = 8,0 (b) Fratura sustentada presente, P/D = 8,0
Caso base: água doce, formação de 7,1% de porosidade	(a) Nenhuma fratura presente, P/D = 5,67 (b) Fratura sustentada presente, P/D = 5,98
Caso base: água doce, formação de 3,5% de porosidade	(a) Nenhuma fratura presente, P/D = 4,48 (b) Fratura sustentada presente, P/D = 4,81

A figura 7A é uma comparação exemplar de perfis de poço de nêutrons/nêutrons compensados entre conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura. O propante usado no fraturamento foi marcado com um material de seção transversal de alta captura de nêutrons térmicos. As localizações e alturas dos intervalos fraturados são determinadas ao correlacionar os intervalos tendo diferenças nos dados de taxa de contagem antes da fratura e após a fratura aos intervalos de profundidade correspondentes no po37 ço.

As taxas de contagem observadas em todos os três detectores (perto, distante e mais distante) são reduzidas nos perfis após a fratura em intervalos de fraturamento, independente de se o propante está no furo de poço ou na fratura ou em ambos. As taxas de contagem absolutas são menores nos detectores mais distante da fonte, e os sinais fracionários (separação entre curvas) podem ser levemente maiores nos detectores mais distantes. Os intervalos de normalização de perfil antes da fratura e após a fratura acima e/ou abaixo do potencial intervalo de fraturamento são usados para normalizar os perfis antes da fratura e após a fratura nas situações onde normalização de perfil é exigida.

Exemplo 2

Ferramenta PNC

Um sistema PNC tendo um Gerador de Nêutrons Pulsados de 14 MeV foi modelado usando MCNP5 para determinar a altura de uma fratura em uma formação. Dados de taxa de contagem de curva de decaimento detectados em sensores de nêutrons térmicos ou de raios gama são gravados após fraturamento da formação. Tal como no caso de ferramentas de nêutrons e de nêutrons compensados, os parâmetros observados são então comparados com valores correspondentes gravados em uma execução de perfilagem feita antes de o poço ser fraturado, de novo preferivelmente feita com a mesma ou uma ferramenta de perfilagem similar e com as mesmas condições de furo de poço que as do perfil após a fratura. As seções transversais de absorção de nêutrons térmicos da formação e de furo de poço são calculadas a partir das curvas de decaimento de dois componentes. Aumentos nas seções transversais de absorção de nêutrons térmicos da formação e de furo de poço nos perfis PNC após a fratura em relação aos perfis antes da fratura, assim como diminuições entre os perfis nas taxas de contagem observadas e em taxas de contagem de componentes de formação e/ou de furo de poço computadas e taxas de contagem integrais são usadas para identificar a presença de propante dopado com carboneto de boro na(s) fratura(s) induzida(s) e/ou na região de furo de poço adjacente à zona fraturada.

Uma ferramenta PNC pode ser usada para coleta e processamento de dados para capacitar observação tanto de mudanças relacionadas com taxa de contagem quanto mudanças nas seções transversais de captura de nêutrons térmicos da formação e de furo de poço computadas a fim de identificar a presença do absorvedor de nêutrons no propante.

Nas ferramentas PNC de exponencial duplo atuais, tal como revelado no SPWLA Anual Symposium Transactions, 1983, trabalho CC intitulado Experimental Basis For A New Borehole Corrected Pulsed Nêutron Capture Logging System (Thermal Multi-gate Decay TMD) de Shultz e outros; 1983 trabalho DD intitulado Applications of A New Borehole Corrected Pulsed Nêutron Capture Logging System (TMD) de Smith, Jr. e outros; e 1984 trabalho KKK intitulado Applications of TMD Pulsed Nêutron Logs In Unusual Donwhole Logging Environments de Buchanan e outros, a equação para a taxa de contagem detectada c(t), medida nos detectores de nêutrons térmicos (ou de raios gama) como uma função de tempo entre as rajadas de nêutrons pode ser aproximada pela equação 1:

(1) c(t) = A_bh exp(-t/x_bh) + Afm exp(-t/T_fm), onde t é tempo após o pulso de nêutrons, A_bh e Afm, são as magnitudes iniciais dos componentes de decaimento de furo de poço e da formação no final dos pulsos de nêutrons (algumas vezes chamados de rajadas), respectivamente, e x_bh e são as respectivas constantes de decaimento exponencial de componente de furo de poço e da formação. As seções transversais de captura de componente de furo de poço e da formação Z_bh e Zfm são inversamente relacionadas às suas respectivas constantes de decaimento pelas relações:

(2) Tfm = 4.550/Zfm, e x_bh = 4.550/Z_bh, onde as seções transversais estão em unidades de captura e as constantes de decaimento estão em microssegundos.

Um aumento na seção transversal de captura será observado nos perfis após a fratura com propante nas fraturas da formação em relação aos perfis de nêutrons pulsados antes da fratura. Felizmente, por causa da capacidade na perfilagem PNC para separar os sinais de taxa de contagem do furo de poço e da formação, também existirá uma sensibilidade reduzida na seção transversal de captura da formação para quaisquer mudanças inevitáveis na região de furo de poço (tais como salinidade de furo de poço ou mudanças de revestimento) entre os perfis de nêutrons pulsados antes da fratura e após a fratura, em relação a situações nas quais ferramentas de nêutrons ou de nêutrons compensados são usadas para efetuar as medições.

A taxa de contagem de componente da formação também será afetada (reduzida) pela presença de absorvedores contendo boro no propante nas fraturas, especialmente em ferramentas PNC tendo detectores de raios gama. A taxa de contagem de componente da formação também será reduzida com boro presente na região de furo de poço, uma vez que muitos dos nêutrons térmicos decaindo primariamente na formação podem ser realmente capturados na região de furo de poço (este é o mesmo motivo pelo qual um grande número de raios gama de ferro é visto em espectros a partir de intervalos de tempo após as rajadas de nêutrons dominadas pelo componente de decaimento da formação, embora o único ferro presente esteja na(s) tubulação(s) de poço e alojamento de ferramenta na região de furo de poço).

Uma vez que muitas ferramentas PNC modernas também medem o componente de decaimento de furo de poço, um aumento na seção transversal de captura de furo de poço Z_bh e uma mudança na taxa de contagem de componente de furo de poço (especialmente se carboneto de boro for usado como o material de seção transversal de alta captura de nêutrons térmicos) no perfil após a fratura em relação ao perfil antes da fratura pode indicar a presença de propante nas proximidades do furo de poço, o que também usualmente é indicativo da presença de fraturamento induzido na formação adjacente.

As figuras 6A-6C e as Tabelas 5A e 5B mostram resultados modelados MCNP5 para a modalidade de ferramenta PNC da presente invenção. Detectores de raios gama Nal foram usados em todos os modelos PNC.

Os dados foram obtidos usando uma ferramenta PNC hipotética de 4,29 centímetros (1,6875 polegadas) de diâmetro para coletar os dados antes da fratura (figura 6A), e os dados após a fratura (figura 6B) com propante tendo 1,0% de carboneto de boro em uma fratura de 1,0 cm de largura em uma formação de 28,3% de porosidade. A figura 6C ilustra dados após a fratura com propante tendo propante com 1,0% de carboneto de boro na região anular (cimento) em vez de nas fraturas na formação. A não ser que notado de outro modo, condições de furo de poço e da formação são as mesmas tal como descrito na figura 3A. Os espaçamentos entre fonte e detector são os mesmo que aqueles utilizados nos exemplos de perfil de nêutrons anteriores. Nas figuras 6A-6C, as taxas de contagem total em cada caixa de tempo ao longo de cada uma das curvas de decaimento estão representadas como pontos ao longo do eixo de tempo (eixo x). O decaimento de detector perto é a curva superior decaindo lentamente em cada figura, o decaimento de detector distante é a curva central, e o decaimento de detector mais distante é a curva inferior. Os componentes de decaimento da formação computados a partir dos dois procedimentos de encaixe exponencial são os exponenciais decaindo mais lentamente (as linhas cheias nas figuras) representados graficamente nos pontos de curva de decaimento total em cada figura (para cada detector). A divergência da curva de decaimento nas partes anteriores da curva a partir da linha cheia é por causa da taxa de contagem adicional do componente de furo de poço decaindo mais rapidamente. Os pontos representando a região de decaimento de furo de poço decaindo mais rapidamente mostrada nas figuras foram computados ao subtrair o componente da formação computado da taxa de contagem total. Sobrepostas em cada um dos pontos ao longo das curvas de decaimento de furo de poço estão as linhas representando as equações exponenciais de furo de poço computadas pelos dois algoritmos de encaixe exponencial. Os valores R² associados com cada componente exponencial computado nas figuras 6A-6C revelam quão exatamente os valores computados se correlacionam com os dados reais, com 1,0 indicando um encaixe perfeito. Os bons encaixes entre os pontos ao longo das curvas de decaimento e os componentes exponenciais da formação e de furo de poço computados confirmam a validade das duas aproximações exponenciais.

A Tabela 5A exibe a informação da formação e de furo de poço computada a partir das figuras 6A e 6B, e também informação similar a partir de curvas de decaimento computadas com as fraturas na orientação perpendicular em relação à ferramenta (ver a figura 3B). Tal como visto na Tabela 5A, embora as seções transversais de captura de componente da formação, Zfm, não sejam observadas como mudando tanto quanto seria computado a partir de considerações puramente volumétricas, existem apesar disto aumentos apreciáveis (de até 18%) observados em Z_fm com o propante dopado com carboneto de boro na fratura, dependendo de espaçamento de detector. Também da Tabela 5A pode ser visto que a orientação da ferramenta no furo de poço em relação à fratura (dados de paralela versus perpendicular) não é tão significativa como foi observado para as ferramentas de nêutrons compensados. Quando 0,27% de Gd₂O₃ (tal como o oposto a 1,0% de B₄C) foi modelado no software MCNP5 como o material de seção transversal de alta captura no propante, aumentou em um modo similar tal como discutido anteriormente com relação a carboneto de boro. Também, da Equação 1, a integral em relação a todo o tempo da taxa de contagem decaindo exponencialmente do componente da formação tal como pode ser computado como Aftn*Tfm, onde Afm, é a magnitude inicial do componente de decaimento da formação e T_fm é a constante de decaimento exponencial de componente da formação. A integral de taxa de contagem Afm*Tfm de componente da formação computada diminui em cerca de 22%-44% com o propante dopado com carboneto de boro na fratura, o que é um sinal de fratura significativo. As curvas de decaimento de taxa de contagem observadas somadas ao longo de um dado intervalo de tempo após as rajadas de nêutrons nas quais a taxa de contagem de componente da formação predomina (por exemplo, 400-1.000 ps) podem ser substituídas para Afm*Tfm, entretanto com alguma redução em sensibilidade e/ou precisão. Ao contrário de propante contendo 1,0% de B₄C, quando 0,27% de Gd₂C>3 foi modelado no software MCNP5 como o material de seção transversal de alta captura no propante, não existiu uma grande diminuição de taxa de contagem relacionada com uma vez que gadolínio, ao contrário de boro, emite raios gama seguinte à captura de nêutrons térmicos. Algumas mudanças também são observadas na Tabela 5A para as seções transversais e taxas de contagem de componente de furo de poço. Estas mudanças, embora também potencialmente úteis para identificação de fraturamento, não aparecem como sendo tão sistemáticas quanto as mudanças nos dados de componente da formação, uma vez que propante em fraturas da formação afeta primariamente parâmetros de formação PNC, tal como o oposto aos de furo de poço.

<

m _ço

Φ

-Ω

CO hParâmetros de taxa de contagem da formação e de furo de poço computados e seções transversais de captura da

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o

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Φ

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Φ

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ICO

Ο

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C0

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ο

C0

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Τ3

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Φ ιΟ

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φ φ

Ω ό

ο ο

ο.

φ σ

ιο

φ Ό _ 2 ο a ρ φ ϊ; £ &

| 29,4546 |

| 33,20447 |

| 13% |

| 2,562772 |

[ 3,044749 |

19% |

0,357399 |

0,469873 |

31% |

23,14831 |

32,0159 |

38% |

2,690037 |

2,788681 |

4% I

0,318645 I

0,340681 |

7% |

Intercessão de componente de furo de poço

1 374,3

| 350,07

| 32,06 |

I 39,12 |

1 4,05 |

6,35 |

299,3 |

407,2 |

30,56 |

31,65 |

3,08 |

3,74 |

P ° o 7- ^σ£ Q) R W

| 78,69249

I 94,85095

| 79,93675

I 77,831

| 88,2467

73,99577

77,34149 |

78,6245 |

88,02476 |

88,10999 |

103,4561 |

91,09109 |

Unidades de captura Ση,

1 57,82

I 47,97

Γ-17%

1 56,92

| 58,46

I 3%

1 51,56

61,49 ]

19% |

58,83 |

57,87 |

-1,6% |

51,69 |

51,64 |

0,0% I

43,98 |

49,95 |

14% |

1 co Ε o o o o Ό /s E ° <I'S

| 31,725491

| 17,676142

cr· ’Φ

3,5217134

| 2,4681465

-30% |

0,526478 |

0,3902788 |

-26% |

35,572963 |

25,041906 |

-30% |

3,3213959 |

2,5026549 |

-25% |

0,513274 |

0,4002933 |

^0 θ' CM CM 1

Intercessão de componente da formação

| 117,21

| 65,46

| 10,48 |

θ,37 |

1,37 |

CM

137,21 |

103,69 |

9,57 |

8,08 |

1,33 |

CM

opunBas -SOJOILU

| 270,6722

f 270,0297

336,0414

294,8801

384,2905 |

325,2323 |

259,2593 |

241,5074 |

347,0633 |

309,7345 |

385,9203 |

333,5777 |

Unidades de captura Lf_m

I 16,81 |

| 16,85 j

i %0‘0 |

I 13,54 I

15,43 |

l 14% I

-φ- CO

13,99 |

^0 σ' CO

17,55 |

18,84 |

^0 o** r-

13,11 |

14,69 |

12% |

11,79 |

13,64 |

16% |

B4C no propante

%0 |

%l. |

0

10% I

σ'

xp σ' O

σ·

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I %i-

| %0

θ'·

Detector

I Perto

I paralela

o** 0 0^ 0 1 T~

I Distante

I paralela

θ' O O 1 sP 0^

I Mais distante I

I paralela J

σ' O Cp θ'- O 1 ^P 0^

I Perto

I perpendicular

θ' O Co* σ' O ^P σ'

I Distante I

I perpendicular I

I (1%-0%)/0% I

I Mais distante I

I perpendicular |

CQ m

_ro o

xt (O

Parâmetros de taxa de contagem da formação e de furo de poço computados e seções transversais de captura da ω

φ

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4—' ro co ro c

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o

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CL

Φ

Ό

O

Φ

O

Φ

O no o

ro

E

jama Nal modelados.	Φ TJ 28 p Φ ΞΖ ISj 8	[ 29,4546 I	39,5456	34%	\| 2,562772 I	2,912 i	14%	0,357399	0,389353	9%
Intercessão de componente de furo de poço	ί 374,3	622,3		32,06 \|	38,4		4,05	5,16
opunBas -SOJOIIU	[78,69249	63,54749		p79,93675 \|	75,83333		88,2467	75,45605
Unidades de captura Σ«ι	1 57,82 H	71,6	24%	56,92 \|	09	5%	51,56	60,3	17%
1 (D êo >28 (0 ’ Ό /S ε o	[ 31,725491	14,510137	-54%	3,5217134 I	1,7217073	-51%	0,526478	0,3010978	-43%
Intercessão de componente da formação	[ 117,21	58,2		00 0	Γ 5,⁴³		1,37	0,853
1 W P ° •\|§ 5. σ ê φ H Vi	[ 270,6722	249,3151		336,0414 \|	317,0732		384,2905	352,9868
Unidades de captura Zfm	I 16,81	18,25	9%	Γ 13,54 \|	14,35	6%	co	12,89	9%
B4C no propante	I 0%	somente 0,2%		0% j	somente 0,2%		0% i	Somente 0,2%
de raios c _h	Detector	Γ Perto	paralela	(0,2%- 0%)/0%	\| Distante \|	paralela	(0,2%- 0%)/0%	Mais distante	paralela	(0,2%- 0%)/0%

A figura 6C indica que aumentos nas seções transversais de componente da formação, e particularmente de furo de poço, e grandes diminuições (reduções de até 85%) em ambas as taxas de contagem de componente da formação e de furo de poço são observados com propante marcado com 1,0% de B₄C enchendo o anular de cimento. Entretanto, uma vez que é improvável que o espaço anular de furo de poço total seja enchido com propante, dados de modelagem similares também foram coletados representando enchimento parcial mais realístico do anular com propante marcado. A Tabela 5B representa dados coletados para mostrar os efeitos de propante dopado com 0,2% de B₄C no espaço anular de furo de poço (região de cimento) em ferramentas PNC. Esta concentração de B₄C é representativa de um enchimento de 20% do anular com um propante marcado com 1% de B₄C. Zfm e E_bh aumentam com o propante no espaço anular de furo de poço. Particularmente com propante no anular, a taxa de contagem de componente computada da formação Afm*T_fm diminui substancialmente - cerca de 50%. A_bh*T_bh pode mudar igualmente, mas não quase tanto. Estas mudanças indicam fraturas sustentadas, dada a suposição de que parte da região de furo de poço adjacente ao intervalo fraturado sustentado também contém o propante marcado.

Os efeitos descritos nas Tabelas 5A e 5B também podem ser vistos por observação visual das curvas de decaimento nas figuras 6A-6C. Ao comparar as três curvas de decaimento antes da fratura na figura 6A com as curvas após a fratura correspondentes na figura 6B e na figura 6C, os componentes da formação podem ser vistos como decaindo mais rapidamente com o propante dopado com carboneto de boro nas fraturas da formação (figura 6B), e também levemente com o propante dopado com carboneto de boro no anular de cimento (figura 6C). Por outro lado, as taxas de decaimento dos componentes de furo de poço aparecem muito menos sensíveis à presença do propante na fratura (figura 6B), mas são muito úteis na identificação de propante de furo de poço (figura 6C).

Esta sensibilidade componente de furo de poço reduzida ao propante na fratura também pode ser vista nos dados na Tabela 5A, a qual mostra Σ₀ή e AbtAbh computados a partir dos dados de decaimento nas figuras 6A e 6B para as curvas de decaimento antes da fratura e após a fratura. Existem mudanças de porcentagem muito menores nos parâmetros de furo de poço Z_bb e Abh*T_bh entre os dados de decaimento antes da fratura e após a fratura quando comparadas à mudança de porcentagem dos parâmetros da formação Ejm e Afm*if_m. Esta sensibilidade de componente de furo de poço reduzida para a fratura é primariamente por causa do fato de que a região de furo de poço não é significativamente diferente nestas duas situações (a fratura contendo o propante não se estende através da região de furo de poço), e o componente de furo de poço é detectado primariamente nesta região.

Parâmetros de formação PNC, tal como descrito anteriormente, são menos sensíveis do que nêutrons ou nêutrons compensados a mudanças não relacionadas com propante nas condições de furo de poço entre os perfis antes da fratura e após a fratura (tais como mudanças de salinidade de fluido de furo de poço ou mudanças nas condições de revestimento). Isto é por causa da capacidade de sistemas PNC para separar componentes de formação e de furo de poço. Isto pode ser visto nos dados na Tabela 6, onde a salinidade do fluido de furo de poço foi mudada de água doce para água salgada (102 Kppm de NaCI). Os parâmetros da formação são virtualmente insensíveis a esta mudança, enquanto que os parâmetros de furo de poço são altamente sensíveis à mudança de salinidade. Consequentemente, mudanças de parâmetro da formação por causa da presença de propante marcado não serão influenciadas por mudanças de condição de furo de poço entre gerações de perfis. Também, mudanças nos parâmetros de furo de poço, acopladas com a ausência de mudanças nos parâmetros da formação, podem ser usadas para identificar os lugares onde a região de furo de poço tenha mudado entre perfis, uma vez que essa mudança também pode ser de interesse.

CD g

(D

D

Cü

Uma mudança de 102 Kppm de NaCI na salinidade de furo de poço afeta parâmetros de furo de poço PNC, mas

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essão de compo! de furo de poço
CO	CO		CO	CM
		cm		o	C0		IO	05
φ C	r^-		cm’	co		O_	lí>
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Ferramentas PNC de múltiplos componentes modernas detectam raios gama, os quais podem ser usados para computar componentes de decaimento da formação (e consequentemente tanto Ejm quanto Afm*T_fm) que são sensíveis somente de forma mínima a muitas mudanças de região de furo de poço, tal como visto acima. Se uma ferramenta PNC medindo nêutrons térmicos em vez de raios gama for empregada, Zf_m também será sensível a mudanças da formação (fraturas marcadas) e relativamente insensível a mudanças de região de furo de poço. Afm*Tfm também será sensível à presença de propante no furo de poço, em parte, uma vez que os nêutrons térmicos serão atenuados adicionalmente atravessando este espaço anular de furo de poço de seção transversal de alta captura entre a formação e os detectores na ferramenta de perfilagem. Os parâmetros de decaimento de furo de poço (L_bh e A_bh*x_bh), tais como esses medidos em uma ferramenta PNC contendo detectores de raios gama, são menos sensíveis do que Xf_m e Afm*Tfm a mudanças na formação, mas parâmetros de furo de poço, e especialmente Z_bh, são muito sensíveis ao propante marcado no furo de poço. Consequentemente, em uma ferramenta PNC contendo detectores de nêutrons térmicos, as mudanças em todos os quatro parâmetros (Σ^, Af_m*xf_m, Z_bh θ A_bh*T_bh) de uma maneira geral serão afetadas da mesma maneira por propante marcado tal como ferramentas PNC contendo detectores de raios gama. Se boro for usado como o material de marcação de propante de alta seção transversal, as diminuições de taxa de contagem observadas provavelmente serão relativamente menores em ferramentas com detectores de nêutrons térmicos do que em ferramentas com detectores de raios gama, por causa da ausência mencionada anteriormente de raios gama de captura seguindo captura de nêutrons por boro.

Mudanças em Zfm e Afn/xfm podem ser monitoradas se uma mudança difícil de quantificar nas condições de região de furo de poço (tais como mudanças na salinidade de fluido de furo de poço ou condições de revestimento) tiver ocorrido entre as gerações de perfil. Uma vez que Σ&η não é muito sensível a mudanças na região de furo de poço, Σ_ίΓη pode ser monitorado se for desejado enfatizar detecção de propante marcado na formação tal como o oposto a propante marcado na região de furo de poço. Por outro lado, se parte do propante dopado com carboneto de boro for localizada na região de furo de poço adjacente a uma fratura induzida, um aumento na seção transversal de captura de nêutrons térmicos de furo de poço computada S_bh será observado no perfil após a fratura em relação ao perfil antes da fratura (mudanças nas taxas de contagem de componente de decaimento de furo de poço e em A_bh*T_bh seriam menos significativas). Estas mudanças de parâmetro de furo de poço seriam muito menos pronunciadas se o propante estivesse em fraturas na formação. Uma outra modalidade da presente invenção permite monitorar mudanças em Z_bh θ Afn/xfm, e em alguns casos em Abh*Tbh. (θ uma falta de mudança em Zfm) para detectar propante localizado na região de furo de poço.

Uma comparação de perfis de poço exemplar de perfis antes da fratura e após a fratura usando uma ferramenta PNC com um detector de raios gama de captura ou um detector de nêutrons térmicos está mostrada na figura 7B, a qual é representativa de dados recebidos de um dos detectores (isto é, os detectores perto, distante ou mais distante). O propante usado no fraturamento foi marcado com um material de seção transversal de alta captura de nêutrons térmicos. Normalização dos perfis antes da fratura e após a fratura em intervalo(s) fora da zona fraturada suspeitada pode ser exigida antes de fazer a comparação. aumenta e Afm*Tf_m diminui com propante marcado somente na fratura, entretanto E_bh θ A_bh*T_bh somente têm sensibilidade limitada para propante de fratura (formação). Com propante marcado somente no furo de poço, Σ*η afetado é de forma mínima, uma vez que mudanças de região de furo de poço não tendem a influenciar Σίτη· AfnAfm diminui no perfil após a fratura. Z_bh θ A_bh*T_bh também são ambos sensíveis à presença de propante marcado na região de furo de poço (Z_bh aumenta e A_bh*T_bh diminui). Com propante marcado tanto no furo de poço quanto na formação, todas as quatro curvas de perfil se separam na zona contendo o propante. Consequentemente, uma vez que os quatro parâmetros PNC de perfil (Σ^, Afh/xfm, Z_bh θ A_bh*T_bh), quando observados conjuntamente, respondem diferentemente em todas as três situações de localização de propante indicadas acima, uma pessoa pode determinar se propante está presente na região de furo de poço, ou em uma fratura, ou em ambas ao observar as mudanças, ou ausência de mudanças, nestes parâmetros entre os perfis antes da fratura e após a fratura.

Embora a discussão anterior tenha focalizado em comparar perfis antes da fratura com após a fratura para detectar a localização de propante marcado com materiais de seção transversal de alta captura de nêutrons térmicos (por exemplo, B₄C ou Gd₂O3) para indicar fraturas induzidas, uma comparação similar de dois (ou mais) perfis de nêutrons compensados ou PNC gerados em diferentes momentos após o serviço de fraturamento também pode fornecer informação útil. Se existir uma redução ao longo do tempo na quantidade de propante marcado na fratura e/ou na região de furo de poço, uma reversão das mudanças descritas anteriormente será observada entre um perfil após a fratura gerado exatamente após o serviço de fraturamento com um perfil similar gerado mais tarde (após efetuar qualquer normalização de perfil exigida). Aumentos em taxas de contagem de perfil de nêutrons ou de nêutrons compensados entre os perfis (ou diminuições em Zfm e/ou Z_bh, e aumentos em Afm*Tf_m para perfis PNC) indicariam uma redução na quantidade de propante detectado quando o perfil após a fratura fosse gerado mais tarde. Esta redução na quantidade de propante no lugar pode fornecer informação útil a respeito do poço. Qualquer redução de propante provavelmente é causada por propante sendo produzido fora do poço juntamente com os fluidos de campo petrolífero produzidos pela formação. Redução de propante pode indicar que a fratura não está tão bem sustentada quanto ela estava inicialmente (e consequentemente a possível exigência para um outro serviço de fraturamento ou outra ação corretiva). Propante reduzido também pode indicar as zonas fraturadas das quais está chegando a maior parte da produção, uma vez que propante somente pode ser produzido pelas zonas produzindo. Nenhuma mudança em propante de modo oposto pode ser indicativa de zonas que não estão produzindo e, consequentemente, fornece informação a respeito de zonas que necessitam ser completadas novamente. Se ferramentas PNC fossem usadas para estas com51 parações, também seria possível distinguir se as mudanças de propante estavam chegando da região de furo de poço ou das fraturas da formação propriamente ditas, ou de ambas. Se perfis forem gerados em diversos momentos após o primeiro perfil após a fratura, então mudanças progressivas podem ser monitoradas. Certamente, também seria útil conhecer se uma redução em propante detectado foi causada por uma redução na qualidade da fratura sustentada ou causada pelas zonas com as taxas de produção mais altas, ou por ambas. Resolução destes efeitos pode ser possível ao aumentar os perfis de identificação de propante após a fratura com: (1) perfis de produção convencionais, (2) perfis de raios gama para localizar deposição de sal radioativo em zonas resultantes de produção, (3) perfis acústicos para detectar fraturas abertas, (4) outros dados de perfil e/ou (5) informação de campo. Deve ser notado que este tipo de informação após a fratura pode não ser obtido usando métodos de identificação de fratura nos quais traçadores radioativos de meia vida relativamente curta são bombeados para o fundo de poço, uma vez que decaimento radioativo tornaria os perfis após a fratura subsequentes inúteis. Isto não seria um problema com os métodos descritos, uma vez que as características/propriedades de propantes marcados com boro ou gadolínio não mudam ao longo do tempo.

A descrição e modalidades expostas anteriormente são pretendidas para ilustrar a invenção sem assim limitá-la. Estará óbvio para os versados na técnica que a invenção descrita neste documento pode ser essencialmente duplicada ao efetuar mudanças menores no conteúdo de material ou no método de fabricação. Para a extensão em que tal material ou métodos são substancialmente equivalentes, é considerado que eles serão abrangidos pelas reivindicações a seguir.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para determinar uma localização e altura de uma fratura induzida em uma formação subterrânea caracterizado pelo fato de que compreendendo as etapas de:

(a) obter um conjunto de dados antes da fratura resultante de:

(i) abaixar para dentro de um furo de poço atravessando uma formação subterrânea uma ferramenta de perfilagem de captura de nêutrons pulsados compreendendo uma fonte de nêutrons e um detector, (ii) emitir nêutrons pela fonte de nêutrons para dentro do furo de poço e da formação subterrânea, e (iii) detectar no furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de captura resultantes de reações nucleares no furo de poço e na formação subterrânea;

(b) fraturar hidraulicamente a formação subterrânea para gerar uma fratura com uma pasta fluida compreendendo um líquido e um propante no qual todo ou uma fração de tal propante inclui um material de absorção de nêutrons térmicos, o propante tendo uma seção transversal de captura de nêutrons térmicos de pelo menos cerca de 90 unidades de captura;

(c) obter um conjunto de dados após a fratura ao:

(i) abaixar para dentro do furo de poço atravessando a formação subterrânea uma ferramenta de perfilagem de captura de nêutrons pulsados compreendendo uma fonte de nêutrons e um detector, (ii) emitir nêutrons pela fonte de nêutrons mencionada por último para dentro do furo de poço e da formação subterrânea, (iii) detectar no furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de captura resultantes de reações nucleares no furo de poço e na formação subterrânea;

(d) comparar o conjunto de dados antes da fratura e o conjunto de dados após a fratura para determinar a localização do propante; e

Petição 870180161008, de 10/12/2018, pág. 8/22 (e) correlacionar a localização do propante a uma medição de profundidade do furo de poço para determinar a localização e altura da fratura.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda comparar o conjunto de dados antes da fratu5 ra e o conjunto de dados após a fratura para distinguir propante na formação de propante no furo de poço.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados nos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura são selecionados do grupo consistindo em taxas de contagem de regis10 tros, seções transversais de captura de nêutrons térmicos de formação computadas, seções transversais de captura de nêutrons térmicos de furo de poço computadas e parâmetros relacionados com taxa de contagem de componentes de decaimento de formação e furo de poço computados.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo

15 fato de que o propante é selecionado do grupo consistindo em propante cerâmico, areia, areia revestida com resina, contas de plástico, contas de vidro e propantes revestidos com resina.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o propante contendo o material de absorção de nêutrons térmi20 cos tem uma seção transversal de captura de nêutrons térmicos excedendo aquela da formação subterrânea.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método é executado sem utilizar análise de espectroscopia de raios gama.

25
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos compreende pelo menos um elemento selecionado do grupo consistindo em boro, cádmio, gadolínio, irídio e misturas dos mesmos.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo

30 fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos compreende boro e é selecionado do grupo consistindo em carboneto de boro, nitreto de boro, ácido bórico, vidro de alta concentração de boro, borato de zinco, bórax e

Petição 870180161008, de 10/12/2018, pág. 9/22 misturas dos mesmos.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos compreende gadolínio e é selecionado do grupo consistindo em óxido de gadolínio, acetato de

5 gadolínio, vidro de alta concentração de gadolínio e misturas dos mesmos.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos está presente em uma quantidade de cerca de 0,1% a cerca de 4,0% em peso do propante.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo 10 fato de que, em pelo menos uma das etapas de obtenção, o detector compreende um detector de nêutrons térmico.
12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que, em pelo menos uma das etapas de obtenção, o detector compreende um detector de raios gama.

15
13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda normalizar os conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura antes de comparar o conjunto de dados antes da fratura e o conjunto de dados após a fratura.
14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pe20 Io fato de que a fratura é disposta em uma zona de fratura da formação subterrânea, e a etapa de normalização inclui a etapa utilizar pelo menos um perfil de poço fora da zona de fratura, e excluir os intervalos de perfil dentro da zona de fratura.
15. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo

25 fato de que o propante é um material propante granular substancial mente com cada grão de propante tendo o material de absorção de nêutrons térmicos incorporado integralmente ao mesmo.
16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o material propante é um material cerâmico.

30
17. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos é B4C.
18. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pePetição 870180161008, de 10/12/2018, pág. 10/22

Io fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos é Gd2O3.
19. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a mesma ferramenta de perfilagem de captura de nêutrons pulsados é usada em cada uma das etapas de obtenção.

5 20. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o propante tem um revestimento sobre o mesmo, e o material de absorção de nêutrons térmicos é disposto no revestimento.

21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que o revestimento é uma camada de resina.

10 22. Método para determinar uma localização e altura de uma fratura induzida em uma formação subterrânea caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de:

(a) obter um conjunto de dados antes da fratura resultante de:

(i) abaixar para dentro de um furo de poço atravessando uma for15 mação subterrânea uma ferramenta de perfilagem de nêutrons compreendendo uma fonte de nêutrons e um detector, (ii) emitir nêutrons pela fonte de nêutrons para dentro do furo de poço e da formação subterrânea, e (iii) detectar no furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de
20 captura resultantes de reações nucleares no furo de poço e na formação subterrânea;

(b) fraturar hidraulicamente a formação subterrânea para gerar uma fratura com uma pasta fluida compreendendo um líquido e um propante no qual todo ou pelo menos uma fração principal de tal propante inclui

25 um material de absorção de nêutrons térmicos incorporado integralmente ao mesmo, o propante tendo uma seção transversal de captura de nêutrons térmicos de pelo menos cerca de 90 unidades de captura;

(c) obter um conjunto de dados após a fratura ao:

(i) abaixar para dentro do furo de poço atravessando a formação

30 subterrânea uma ferramenta de perfilagem de nêutrons compreendendo uma fonte de nêutrons e um detector, (ii) emitir nêutrons pela fonte de nêutrons mencionada por último

Petição 870180161008, de 10/12/2018, pág. 11/22 para dentro do furo de poço e da formação subterrânea, (iii) detectar no furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de captura resultantes de reações nucleares no furo de poço e na formação subterrânea;

5 (d) comparar o conjunto de dados antes da fratura e o conjunto de dados após a fratura para determinar a localização do propante; em que a dita comparação é feita após normalizar os conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura para calcular uma mudança na condição de fundo de poço, ou um fator relacionado com perfilagem, entre a ob10 tenção do conjunto de dados antes da fratura e do conjunto de dados após a fratura;

(e) correlacionar a localização do propante a uma medição de profundidade do furo de poço para determinar a localização e altura da fratura.
23. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pe15 lo fato de que os dados nos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura incluem taxas de contagem de registros.
24. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o propante é selecionado do grupo consistindo em propante cerâmico, areia, areia revestida com resina, contas de plástico, contas de

20 vidro e propantes revestidos com resina.
25. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o propante contendo o material de absorção de nêutrons térmicos tem uma seção transversal de captura de nêutrons térmicos excedendo aquela da formação subterrânea.

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26. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que em que o método é executado sem utilizar análise de espectroscopia de raios gama.
27. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos compreende pelo

30 menos um elemento selecionado do grupo consistindo em boro, cádmio, gadolínio, irídio e misturas dos mesmos.
28. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo

Petição 870180161008, de 10/12/2018, pág. 12/22 fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos compreende boro e é selecionado do grupo consistindo em carboneto de boro, nitreto de boro, ácido bórico, vidro de alta concentração de boro, borato de zinco, bórax e misturas dos mesmos.

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29. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos compreende gadolínio e é selecionado do grupo consistindo em óxido de gadolínio, acetato de gadolínio, vidro de alta concentração de gadolínio e misturas dos mesmos.

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30. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos está presente em uma quantidade de cerca de 0,1% a cerca de 4,0% em peso do propante.
31. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma das ditas ferramentas de perfilagem de nêu15 trons usadas para obter os ditos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura é uma ferramenta de perfilagem de nêutrons compensados.
32. Método, de acordo com a reivindicação 31, caracterizado pelo fato de que uma razão de taxas de contagem entre dois dos detectores na dita ferramenta de nêutrons compensados é usada para determinar porosi20 dade da formação concorrentemente com o uso das taxas de contagem de detector na determinação da localização e altura da fratura.
33. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a fratura é disposta em uma zona de fratura da formação subterrânea, e a etapa de normalização inclui a etapa utilizar pelo menos um

25 perfil de poço fora da zona de fratura, e excluir os intervalos de perfil dentro da zona de fratura.
34. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o propante é um material propante granular substancialmente com cada grão de propante tendo o material de absorção de nêutrons térmi30 cos incorporado integralmente ao mesmo.
35. Método, de acordo com a reivindicação 34, caracterizado pelo fato de que o material propante é um material cerâmico.

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36. Método, de acordo com a reivindicação 35, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos é B4C.
37. Método, de acordo com a reivindicação 35, caracterizado pelo fato de que o material de absorção de nêutrons térmicos é Gd2O3.

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38. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o propante tem um revestimento sobre o mesmo, e o material de absorção de nêutrons térmicos é disposto no revestimento.
39. Método, de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de que o revestimento é uma camada de resina.

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40. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a mudança na condição entre a obtenção de conjunto de dados antes da fratura e após a fratura é uma mudança na condição de furo de poço.
41. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pe15 Io fato de que a mudança no fator relacionado com a perfilagem entre a obtenção dos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura ocorre devido ao uso de diferentes ferramentas na obtenção dos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura.
42. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pe20 Io fato de que a mudança no fator relacionado com a perfilagem entre a obtenção dos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura ocorre devido ao uso de diferentes fontes de nêutrons na obtenção dos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura.
43. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pe25 Io fato de que a mudança no fator relacionado com a perfilagem entre a obtenção dos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura ocorre devido ao uso de perfilagem sintética como a perfilagem base antes da fratura.
44. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a mudança no fator relacionado com a perfilagem entre a ob30 tenção dos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura ocorre devido ao uso de companhias de serviço diferentes para obter conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura.

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45. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a mudança no fator relacionado com a perfilagem entre a obtenção dos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura ocorre devido à utilização de uma perfilagem anterior como substituta da perfilagem base antes da fratura.
46. Método para distinguir propante em uma formação subterrânea de propante em um furo de poço atravessando a formação subterrânea caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de:

(a) obter um conjunto de dados antes da fratura resultante de:

(i) abaixar para dentro do furo de poço uma ferramenta de perfilagem de captura de nêutrons pulsados compreendendo uma fonte de nêutrons e um detector, (ii) emitir nêutrons pela fonte de nêutrons para dentro do furo de poço e da formação subterrânea, e (iii) detectar no furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de captura resultantes de reações nucleares no furo de poço e na formação subterrânea;

(b) fraturar hidraulicamente a formação subterrânea para gerar uma fratura com uma pasta fluida compreendendo um líquido e um propante no qual todo ou uma fração de tal propante inclui um material de absorção de nêutrons térmicos, o propante tendo uma seção transversal de captura de nêutrons térmicos de pelo menos cerca de 90 unidades de captura;

(c) obter um conjunto de dados após a fratura ao:

(i) abaixar para dentro do furo de poço a ferramenta de perfilagem de captura de nêutrons pulsados, (ii) emitir nêutrons pela fonte de nêutrons para dentro do furo de poço e da formação subterrânea, (iii) detectar no furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de captura resultantes de reações nucleares no furo de poço e na formação subterrânea; e (d) comparar o conjunto de dados antes da fratura e o conjunto de dados

Petição 870180161008, de 10/12/2018, pág. 15/22 após a fratura para distinguir propante na formação subterrânea de propante no furo de poço.
47. Método, de acordo com a reivindicação 46, caracterizado pelo fato de que os dados nos conjuntos de dados antes da fratura e após a fratura são selecionados do grupo consistindo em taxas de contagem de registros, seções transversais de nêutrons térmicos de formação computadas, seções transversais de captura de nêutrons térmicos de furo de poço computadas e parâmetros relacionados com taxa de contagem de componentes de decaimento de formação e furo de poço computados.
48. Método, de acordo com a reivindicação 46, caracterizado pelo fato de que o método é executado sem utilizar análise de espectroscopia de raios gama.
49. Método para determinar características de produção e relacionadas com fratura de uma formação subterrânea tendo zonas de fratura contendo propante nas mesmas previamente criadas em uma operação de fraturamento, o método caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de:

(a) obter um primeiro conjunto de dados após a fratura, indicativos das quantidades de propante nas zonas de fratura, ao:

(i) abaixar para dentro de um furo de poço atravessando a formação subterrânea uma ferramenta de perfilagem compreendendo uma fonte de nêutrons e um detector, (ii) emitir nêutrons pela fonte de nêutrons para dentro do furo de poço e da formação subterrânea, e (iii) detectar no furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de captura resultantes de reações nucleares no furo de poço e na formação subterrânea;

(b) produzir, subsequente à etapa de obtenção, uma quantidade de fluidos de campo petrolífero a partir da formação subterrânea;

(c) obter, subsequente à etapa de produção, um segundo conjunto de dados após a fratura, indicativos das quantidades de propante nas zonas de fratura, ao:

Petição 870180161008, de 10/12/2018, pág. 16/22 (i) abaixar para dentro de um furo de poço atravessando a formação subterrânea uma ferramenta de perfilagem compreendendo uma fonte de nêutrons e um detector, (ii) emitir nêutrons pela fonte de nêutrons para dentro do furo de po5 ço e da formação subterrânea, e (iii) detectar no furo de poço nêutrons térmicos ou raios gama de captura resultantes de reações nucleares no furo de poço e na formação subterrânea;

(d) determinar as diferenças, se alguma, entre as quantidades de propan10 te nas zonas de fratura antes da etapa de produção e as quantidades de propante nas zonas de fratura após a etapa de produção ao comparar os primeiro e segundo conjuntos de dados após a fratura; e (e) utilizar as diferenças de quantidade de propante determinadas para determinar uma ou mais características de produção ou relacionadas

15 com fratura da formação subterrânea.
50. Método, de acordo com a reivindicação 49, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma da uma ou mais características de produção ou relacionadas com fratura da formação subterrânea é selecionada do grupo de características consistindo em:

20 (a) uma ou mais das zonas de fratura não estão sustentadas igualmente tal como elas foram inicialmente, (b) produção de uma ou mais das zonas de fratura é maior que a produção das outras zonas, e (c) uma ou mais das zonas de fratura não estão produzindo.

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51. Método, de acordo com a reivindicação 49, caracterizado pelo fato de que cada uma das etapas de obtenção é executada usando uma ferramenta de perfilagem de nêutrons ou uma ferramenta de perfilagem de nêutrons compensados.
52. Método, de acordo com a reivindicação 49, caracterizado pe30 Io fato de que cada uma das etapas de obtenção é executada usando uma ferramenta de perfilagem de captura de nêutrons pulsados.
53. Método, de acordo com a reivindicação 49, caracterizado pePetição 870180161008, de 10/12/2018, pág. 17/22

Io fato de que:

cada uma das etapas de obtenção utiliza uma ferramenta de perfilagem de captura de nêutrons pulsados, e o método compreende ainda a etapa de determinar se uma re5 dução detectada no propante ocorreu no furo de poço, em uma fratura de formação ou em ambos.
54. Método, de acordo com a reivindicação 49, caracterizado pelo fato de que a etapa de determinação inclui aumentar os primeiro e segundo conjuntos de dados antes e após a fratura com um ou mais tipos de da10 dos selecionados a partir de do grupo que consiste de: perfis de produção, perfis de raios gama para localizar deposição de sal radioativo em zonas de fratura resultante de produção, perfis acústicos para detectar fraturas abertas, outros dados de perfil e informação de campo.
55. Método, de acordo com a reivindicação 49, caracterizado pe15 Io fato de que o método é executado sem utilizar análise de espectroscopia de raios gama.