CN104114811A - 定位诱导的地下岩层裂缝中的示踪支撑剂的与岩性和井眼状况无关的方法 - Google Patents

定位诱导的地下岩层裂缝中的示踪支撑剂的与岩性和井眼状况无关的方法 Download PDF

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Abstract

使用从具有近中子探测器和远中子探测器的测井工具的穿过井的压裂前和压裂后测井行程而获得的数据来确定掺杂有高热中子俘获截面材料的示踪支撑剂的地下岩层位置/高度。在对井眼流体中的在测井与测井之间的变化进行的任何所需标准化之后，使用两个行程中的近/远探测器计数率比率之间观察到差异确定应用于压裂前探测器计数率的计数率差异修正，得到非关注区域与含有支撑剂的岩层区域之间的岩性的变化引起的支撑剂位置误差。然后使经修正的压裂前计数率记录与压裂后计数率记录重叠，使得压裂后计数率记录相对于经修正的压裂前计数率记录的减小指出支撑剂的存在。

Description

定位诱导的地下岩层裂缝中的示踪支撑剂的与岩性和井眼状况无关的方法
技术领域
本发明涉及液力压裂操作，并且更具体地涉及使用基于中子发射的测井工具识别诱导的地下岩层裂缝的方法。
背景技术
为了更有效地从井下岩层且尤其是具有低孔隙率和/或低渗透率的岩层生产碳氢化合物，含碳氢化合物的岩层的诱导压裂(称为“压裂操作”、“液力压裂”，或简称“压裂”)已变成一种普遍使用的技术。在常见的压裂操作中，流体在高压力下被泵送到井下，导致岩层在井眼周围开裂，形成促进碳氢化合物流入井眼的高渗透率管道。这些压裂操作可在水平和偏斜以及竖向井眼中进行并在未加套管的井的区间中进行或在加套管井中通过孔进行。
例如，在竖井中的加套管井眼中，高压流体经由穿过套管和周围的水泥的孔离开井眼，并使岩层开裂，通常在通常发现油和气的更深的岩层中以薄且大致竖向的片状裂缝的形式开裂。这些诱导裂缝一般从井眼横向向周围的岩层中延伸相当大的一段距离，并且沿竖向延伸直到裂缝到达期望的裂缝区间上方和/或下方的不容易开裂的岩层为止。岩层内的最大和最小水平应力的方向决定诱导裂缝的方位角定向。通常，如果向井下泵送的流体(有时候称为浆料)不含当流体压力被释放时保持滞留在裂缝中的固体，则裂缝重新闭合，并失去获得的大部分可渗透管道。
这些固体，称为支撑剂，一般由沙粒或陶瓷粒子组成，并且用来将这些固体泵送到井下的流体通常被设计成具有足够的粘度，使得支撑剂粒子在流体向井下移动并进入诱导裂缝时保持被夹带在流体中。在产生开裂的岩层之前，也在压裂流体浆料中被向井下泵送的称为“破坏剂(breaker)”的材料在期望的延时之后降低压裂流体的粘度，使得能够在生产期间从裂缝容易地除去这些流体，从而将支撑剂粒子留在诱导裂缝中的适当位置，以保持裂缝不闭合并从而不会显著妨碍生产流体流通过其中。
在称为“水力压裂”的压裂操作中可使用低粘度流体将支撑剂置于诱导裂缝中。水力压裂中的压裂流体是带少量或不带聚合物或其它添加剂的水。水力压裂由于所使用的流体的较低成本而是有利的。同样，当使用交联聚合物时，重要的是，破坏剂是有效的，否则不能从裂缝回收流体，从而较大地限制了岩层流体的流动。由于流体不是交联的，所以水力压裂不依赖于破坏剂的有效性。
普遍使用的支撑剂是天然形成的沙、涂有树脂的沙以及陶瓷支撑剂。陶瓷支撑剂通常由天然形成的材料如高岭粘土和矾土制成，并且主要由于所制造的陶瓷的压缩强度及其高度球形粒子的构造而与沙和涂有树脂的沙相比提供了多个优点。
虽然诱导压裂在碳氢化合物储层的生产中已经是很有效的工具，但通常仍需要确定在压裂操作完成之后已开裂的区间。由于岩层内的异常或井眼内的问题(如无效或阻塞的孔)，期望裂缝区间内可能存在无效开裂的区域。还期望知道裂缝是否沿竖向延伸跨过整个期望裂缝区间，而且期望知道是否有任何裂缝已沿竖向延伸出期望区间。在后一情形中，如果裂缝已延伸到含水区域，则得到的水产物将是非常不符合要求的。在所有这些情形中，知道开裂的和未开裂的区域的位置对于在主井中规划补救操作而言和/或在利用为了在将来的备用井上规划压裂作业而获得的信息的过程中将是非常有用的。
过去已使用若干方法来帮助定位成功开裂的区间以及压裂操作中的裂缝的范围。例如，已使用声测井。声测井对裂缝的存在敏感，因为裂缝影响在岩层中传播的压缩和切向声波的速度和大小。但是，这些测井还受许多其它参数影响，例如岩石类型、岩层孔隙率、孔几何结构、井眼流体、井眼状况以及岩层中是否存在天然裂缝。另一种以前采用的基于声音的裂缝探测技术是使用“裂纹噪音”，其中紧接着压裂作业之后置于井下的声音传感器实际上在裂缝在压裂压力已被释放之后闭合时“监听”从裂缝发射的信号。此技术仅取得有限的成效，原因是：(1)与在压裂操作期间必须使传感器处于适当位置相关的后勤保障问题和机械问题，因为传感器必须几乎紧接着压裂操作结束之后被激活，以及(2)该技术利用在裂缝闭合时产生的声音，因此有效裂缝(其为已被支撑开启以防止闭合的裂缝)通常不会产生与来自未被支撑的裂缝的信号一样容易探测的噪音信号，这会产生误导性结果。
以前还利用位于地面的倾斜仪阵列来确定地下裂缝的存在。这些传感器可探测岩层上方的地表的轮廓在岩层开裂时的很微小变化，并且通常可解读在该阵列中的这些变化以定位开裂的区间。此技术实行起来极为昂贵，且一般不具备竖向分辨能力以便能够识别开裂区间内哪些子区间已开裂以及哪些子区间尚未开裂，且这种方法也不能有效地判断裂缝是否已沿竖向延伸到期望的竖向开裂区间之外。
以前还利用微震工具来映射裂缝位置和几何结构。在该裂缝定位方法中，将微震阵列置于要进行液力压裂的井附近的补偿井(offset well)中。在压裂操作期间，微震工具记录从压裂操作产生的微震。通过映射微震的位置，可估计诱导裂缝的高度和长度。但是，此过程昂贵且要求在附近可用的补偿井。
以前利用的其它类型的裂缝位置探测技术采用核测井方法。第一种这样的核测井方法使用刚好在支撑剂和/或压裂流体被泵送到井内之前在井位处与支撑剂和/或压裂流体混合的放射性材料。在这种泵送后，使测井工具移动通过井眼以探测并记录预先置于井下的放射性材料发射的γ射线，适当解读所记录的与放射性有关的数据以探测裂缝位置。第二种以前利用的核测井方法通过将一种或多种稳定的同位素泵送到井下而执行，其中压裂浆料中具有支撑剂，这种同位素材料能够在压裂过程之后被井下运行的测井工具的中子发射部分激活(即，使其有放射性)。该工具的光谱γ射线探测器部分在工具移动经过激活的材料时探测并记录来自之前已激活的“示踪剂”材料原子核的产生的衰减的γ射线。随后对γ光谱进行分析以识别激活的原子核，并因而识别压裂区域。
这些以前采用的用于定位地下裂缝的基于核的技术中的一个或两个具有数个已知的局限性和缺点，包括：
1.需要将放射性材料泵送到井下或通过激活井内的之前为非放射性的材料而在井下形成放射性；
2.要求复杂和/或高分辨率γ射线光谱探测器和光谱数据分析方法；
3.裂缝勘测能力的深度不符合要求地较浅；
4.放射性支撑剂或流体回流至地面造成的可能的危险；
5.设备在井位处的放射性污染的可能性；
6.需要在井位处准备支撑剂以避免支撑剂材料在执行测井程序之前有不期望的放射性衰减量；
7.地面上存在不能在另一口井使用的过量放射性材料的可能性；
8.需要运行起来非常昂贵的专用测井工具；
9.需要测井工具以非常低的移动速度通过井眼；以及
10.需要先进的γ射线光谱反卷积或其它复杂的数据处理程序。
如从前文可以看出，需要地下裂缝位置探测方法，其减轻至少一些如以上大致描述的与以前采用的裂缝位置探测技术相关的上述问题、局限性和缺点。
附图说明
图1是井位压裂布局的示意图。
图2是显示了包含诱导裂缝的井下岩层的测井的示意图。
图3A和图3B是从“平行”和“垂直”工具位置几何结构的Z轴相对于裂缝的定向得到的平面图。
图4A-4F是在补偿中子工具上的不同位置(近，远，超远)模拟的三个探测器的曲线图，显示了作为裂缝宽度和支撑剂中的碳化硼(B4C)浓度的函数的中子计数率敏感度。
图4G-4L类似于图4A-4F，氧化钆(Gd2O3)代替B4C作为支撑剂中的高俘获截面材料。
图5A和图5B是使用在补偿中子工具上的不同位置(近和远)的两个探测器评估测量深度的曲线图。图5A是作为包含裂缝的岩层的模拟外半径的函数的近和远探测器计数率的曲线图。图5B是响应于位于放置在井眼套管的径向外部的不同裂缝体积元素中的掺杂支撑剂而针对处于“平行”定向的补偿中子工具模拟的近和远探测器计数率的曲线图。
图6A-6B显示了沿使用14MeV脉冲中子发生器探测到的热中子俘获γ射线的衰减曲线的模拟点。图6A和图6B针对与源处于三个间距的探测器显示，在掺杂有碳化硼的支撑剂被放置在裂缝中之前(图6A)和之后(图6B)的衰减曲线数据，以及两个方程和图形表示中计算出的岩层和井眼衰减分量。图6C显示了使用井眼环带而非岩层裂缝中的示踪支撑剂获得的类似衰减曲线。在图6A-6C中，上(最高计数率)衰减曲线和分量来自近探测器，中间衰减数据来自远探测器，而最低的计数率衰减数据来自超远探测器。
图7A-7B是用于识别岩层和井眼区域中的支撑剂的示例性测井记录。图7A是使用三个热中子探测器(在工具的中子发生部分上方逐渐加大的距离处分别携带在工具上的近、远和超远探测器)从补偿中子工具获得的测井记录的实例。带俘获γ射线探测器或热中子探测器的脉冲中子俘获工具将产生类似于图7B的测井记录。在正常测井状况下，脉冲中子俘获工具具有至少两个探测器，近探测器和远探测器，并且每个探测器产生测井记录。
图8为补偿中子工具中的一个探测器中测量的热中子计数率与没有裂缝存在的井下岩层的氢指数之间的函数关系的关系图，采用了图3A中所示的井眼流体和井眼状况。还示出了岩层中的1.0cm宽的诱导裂缝中有1％B4C示踪支撑剂的情况下相同参数之间的函数关系。
图9为补偿中子工具中的两个不同的间隔开的探测器中测量的热中子计数率的比率与没有裂缝存在的井下岩层的氢指数之间的函数关系的关系图，采用了图3A中所示的井眼流体和井眼状况。还示出了岩层中的1.0cm宽的诱导裂缝中有1％B4C示踪支撑剂的情况下相同参数之间的函数关系。
图10为在支撑剂(CEP)中0％和1％的碳化硼(B4C)浓度下近热中子计数率-近热中子计数率与远热中子计数率的比率的表格。该图还绘出了随B4C浓度在该图中显示出的岩层孔隙率(氢指数)的范围内从0％增大到1％，计数率和比率值两者的位移。
图11A和图11B分别为来自实验场地测试的测井实例的向下的连续区段，示出了本文在下面描述为将定位诱导岩层裂缝中的结合高热中子俘获截面材料的支撑剂的一个实施例的使用。
图12为针对两种不同的岩层岩性(从含有支撑剂的观点，关注的岩层区域中的第一岩性和关注的区域外侧的岩层标准化区域中的第二岩性)，补偿中子工具中的一个探测器中测量的热中子计数率与工具中的近/远探测器计数率比率之间的函数关系的关系图，且图解绘出了岩性造成的误差问题，其可在使用探测器计数率和计数率比率来探测低压岩层中的示踪支撑剂的位置中遇到。
图13为类似于图12的计数率/计数率比率的函数关系图，但用于示出基于使用本发明的改善的支撑剂定位方法实施例中的计数率比率的变化的与岩性无关的修正技术。
图14为使用压裂后数据或标准化的压裂前数据的探测器计数率与计数率比率之间的函数关系的关系图，用于示出在改善的与岩性无关的支撑剂定位方法中使用的技术。
具体实施方式
本文所述的方法未使用复杂和/或高分辨率γ射线光谱探测器。另外，不需要光谱数据分析方法，并且勘测深度比采用井下中子激活的核技术深。不存在放射性支撑剂或流体回流到地面的可能危险，设备在井位处也不会被污染。该操作的后勤保障也很简单：(1)可先于所需的压裂操作准备支撑剂而无需担心与延迟相关的放射性衰减，(2)在支撑剂运输和存储期间不存在暴露于支撑剂的辐射有关的担心，(3)为一个压裂作业准备的任何过量的支撑剂可在任何后续的压裂作业上使用，以及(4)所需的测井工具来源广泛且一般运行成本较低。而且，缓慢的测井速度不是问题，并且不需要先进的γ射线光谱反卷积或其它复杂的数据处理(除了可能的记录标准化)。
此外，当使用中子或补偿中子工具时该程序的成本比需要昂贵的示踪材料、先进的探测设备、高成本测井工具或先进的数据处理的方法低得多。
本发明的实施例包括用于使用脉冲中子俘获工具(“PNC”)、补偿中子工具或单探测器中子工具确定地下岩层中的裂缝的位置和高度的方法。该方法包括：获得压裂前数据集；使用浆料液力压裂岩层，该浆料包括液体和支撑剂，其中全部或一部分这种支撑剂包括热中子吸收材料；获得压裂后数据集；比较压裂前数据集和压裂后数据集以确定支撑剂的位置；以及将支撑剂的位置与井眼的深度测量值关联以确定裂缝的位置和高度。
压裂前数据集和压裂后数据集都是通过下者而获得的：将包括连续或脉冲快中子源以及一个或多个热中子或γ射线探测器的中子发射工具横向于地下岩层下降到井眼中、将中子从中子源发射到井眼和岩层中、并且在井眼区域中探测由于源中子与井眼区域和地下岩层中的元素的核反应而产生的热中子或俘获γ射线。对于本申请的目的，用语“井眼区域”包括测井工具、井眼流体、井眼中的管和任何其它环形材料，如位于岩层与井眼中的管之间的水泥。
根据使用PNC工具的某些实施例，压裂前数据集和压裂后数据集被用来将岩层中的支撑剂与井眼中的支撑剂进行区分。
根据本发明的采用PNC工具的实施例，PNC测井工具产生包括测井计数率、计算出的岩层热中子俘获截面、计算出的井眼热中子俘获截面以及与计算出的岩层和井眼衰减分量计数率有关的参数的数据。
根据本发明的采用补偿中子工具的实施例，补偿中子工具被用来确定岩层中的裂缝的位置和高度以及岩层的孔隙率。从补偿中子工具产生的压裂前数据集和压裂后数据集包括计数率和计数率比率。
本发明的一个实施例使用单探测器热中子工具来确定裂缝的位置和高度。从单探测器热中子工具产生的压裂前数据集和压裂后数据集包括计数率。
根据本发明的特定实施例，在比较压裂前数据集和压裂后数据集的步骤之前将压裂前数据集和压裂后数据集进行标准化。标准化包括针对环境和/或工具差异调节压裂前数据和压裂后数据，以比较数据集。
根据本发明的特定实施例，压裂浆料包括含有热中子吸收材料的支撑剂。掺杂有热中子吸收材料的支撑剂具有超过在要压裂的地下区域中正常遇到的元素的热中子俘获截面。根据本发明的特定实施例，含有热中子吸收材料的支撑剂具有至少约90个俘获单位、并且优选高达900个俘获单位或更多的宏观热中子俘获截面。优选而言，支撑剂材料为粒状陶瓷材料，基本上每一粒支撑剂材料都具有整体结合于其中的高俘获截面热中子吸收材料。
根据本发明的另一个实施例，热中子吸收材料为硼、镉、钆、铱或其混合物。
合适的含硼高俘获截面材料包括碳化硼、氮化硼、硼酸、高浓度硼玻璃、硼酸锌、硼砂或其组合。含有0.1％(重量)的碳化硼的支撑剂具有大约92个俘获单位的宏观俘获截面。含有0.025-0.030％(重量)的氧化钆的合适的支撑剂具有与含有0.1％(重量)的碳化硼的支撑剂相似的热中子吸收特性。大部分下面阐述的实例使用碳化硼；但是，本领域的普通技术人员应该认识到，可使用任何高俘获截面热中子吸收材料，例如氧化钆。
根据本发明的特定实施例，所利用的支撑剂包括约0.025％至约4.0％(重量)的热中子吸收材料。根据本发明的特定实施例，支撑剂包括浓度为约0.1％至约4.0％(重量)的硼化合物热中子吸收材料。根据本发明的特定实施例，支撑剂包括浓度为约0.025％至约1.0％(重量)的钆化合物热中子吸收材料。
根据本发明的实施例，支撑剂可为陶瓷支撑剂、沙、涂有树脂的沙、塑料珠、玻璃珠和其它陶瓷或涂有树脂的支撑剂。这些支撑剂可根据任何合适的过程制造，包括但不限于连续喷雾雾化、喷雾流化、喷雾干燥或压缩。美国专利No.4,068,718、4,427,068、4,440,866、5,188,175和7,036,591中公开了合适的支撑剂及制造方法，通过引用将其全部公开内容并入本文中。
根据本发明的特定实施例，在制造过程如连续喷雾雾化、喷雾流化、喷雾干燥或压缩期间对陶瓷支撑剂添加热中子吸收材料。陶瓷支撑剂在诸如表观比重的特性方面因初始原材料和制造过程而异。如文中所用的用语“表观比重”是粒子的每单位体积重量(克每立方厘米)，包括内部孔隙率。低密度支撑剂一般具有小于3.0g/cc的表观比重且通常由高岭粘土和矾土制成。中密度支撑剂一般具有约3.1至3.4g/cc的表观比重且通常由铝质粘土制成。高强度支撑剂一般由含矾土的铝质粘土制成并具有高于3.4g/cc的表观比重。根据本发明的特定实施例，可在这些支撑剂中的任意一种的制造过程中添加热中子吸收材料以形成适合使用的支撑剂。可采用在支撑剂颗粒中形成孔隙的方式制造陶瓷支撑剂。美国专利No.7,036,591中描述了制造合适的多孔陶瓷的过程，通过引用将其全部公开内容结合于本文中。在此情况下，将热中子吸收材料灌入支撑剂粒子的细孔内达到约0.025％至约4.0％(重量)的浓度。
根据本发明的特定实施例，将热中子吸收材料结合在树脂材料中，并用含有热中子吸收材料的树脂材料涂覆陶瓷支撑剂或天然沙。用树脂涂覆支撑剂和天然沙的过程对本领域的普通技术人员来说是公知的。例如，授予Graham等人的美国专利No.3,929,191中描述了合适的溶剂涂覆过程，通过引用将其全部公开内容结合于本文中。例如授予Young等人的美国专利No.3,492,147(通过引用将其全部公开内容结合于本文中)所描述的另一合适的过程包括使用液态、未催化的树脂合成物涂覆微粒基底，该树脂合成物的特征在于其从非水溶液提取催化剂或固化剂的能力。授予Graham等人的美国专利No.4,585,064中也描述了用于利用苯酚-甲醛酚醛树脂的合适的热熔涂覆程序，通过引用将其全部公开内容结合于本文中。本领域的普通技术人员将熟悉用树脂涂覆支撑剂和天然沙的其它合适的方法。
因此，本发明的方法可使用涂有或以其它方式含有热中子吸收材料的陶瓷支撑剂或天然沙实施。根据本发明的特定实施例，合适的热中子吸收材料是碳化硼或氧化钆，其各个在示踪支撑剂或沙中在低浓度下均具有有效的热中子吸收能力。此类热中子吸收材料的浓度一般在支撑剂的约0.025％至约4.0％(重量)的量级。对于诸如碳化硼的硼化合物而言，该浓度为支撑剂的约0.1％至约4.0％(重量)，而对于诸如氧化钆的钆化合物而言，该浓度为支撑剂的约0.025％至约1.0％(重量)。这些浓度足够低，使得示踪支撑剂的其它特性(例如压碎强度)实质上不受添加高俘获截面材料的影响。虽然在本发明的实施例中可使用任何高俘获截面热中子吸收材料，但在本发明的采用脉冲中子工具的实施例中，可使用碳化硼或其它含硼材料，因为由硼进行的热中子俘获不会导致测井工具中的探测器中有大的γ辐射。同样，在本发明的采用中子或补偿中子工具的实施例中，可使用氧化钆或其它含钆材料，因为与含硼材料相比需要更小量的含钆示踪材料。为其它高热中子俘获截面材料产生类似的热中子吸收特性所需的重量百分比将是所用材料的密度和分子量的函数，并基于材料成分的俘获截面。
制造的含有约0.025％至约4.0％(重量)的热中子吸收材料的陶瓷支撑剂可有成本效益地进行生产，并且当在压裂作业之前和之后比较中子响应、补偿中子响应或PNC测井响应时可提供有用的裂缝识别信号。这些信号能够指示并区分已开裂并被支撑的区间和尚未开裂和被支撑的区间。
如图1所示，井位压裂操作包括将水与凝胶混合以形成粘稠的压裂流体。将含有热中子吸收材料的支撑剂添加到粘稠的压裂流体而形成浆料，使用高压泵将该将浆料向下泵送到井内。使高压浆料进入岩层中诱导生成的裂缝中，并且还可能进入邻近裂缝的井眼区域。以液体(压裂浆料)形式将支撑剂粒子泵送到井下并进入诱导裂缝，并且还可能进入裂缝已穿透到周围的岩层中的区间附近的井眼区域中。
图2示出处于井位处的测井卡车，其中中子、补偿中子或PNC测井工具处于诱导裂缝的深度。来自测井卡车(或台架)的功率被传输到测井工具，该测井工具在工具经过要压裂的区间上方和/或下方的压裂区间和岩层时记录并传输测井数据。
根据本发明的一些实施例，使用具有热中子吸收材料的支撑剂以及来自中子(包括补偿中子)或脉冲中子俘获(PNC)测井工具的测量值的诱导液力裂缝识别过程包括：
1.通过从包括热中子吸收材料的初始材料制造支撑剂，通过将热中子吸收材料涂覆到支撑剂上或通过将热中子吸收材料灌入或以别的方式结合到支撑剂中而制备掺杂有热中子吸收材料的支撑剂。
2.运行并记录或以别的方式获得压裂前(也称为压裂前的)热中子或补偿中子测井(包括单个或多个探测工具)，或跨过要压裂的潜在区间的PNC测井，以获得压裂前数据集，优选还包括潜在压裂区间之外的深度区间。
3.在井内进行液力压裂操作，将具有热中子吸收材料的支撑剂结合在被泵送到井下的压裂浆料中。
4.运行并记录跨过包括一个或多个裂缝区间的潜在压裂区间的压裂后(也称为压裂后的)中子测井、补偿中子测井或PNC测井(利用与压裂前测井中使用的相同测井类型)以获得压裂后数据集，并优选还包括预期进行压裂的区间之外的岩层。可使用在套管或管道内置中或偏心的工具运行测井。优选在相同的偏心状况下运行压裂前和压裂后测井。
5.比较来自压裂前测井和压裂后测井(在任何测井记录标准化之后)的压裂前数据集和压裂后数据集，以确定支撑剂的位置。如果在存在不同的井眼流体的情况下下运行压裂前测井和压裂后测井，或如果使用不同的工具或源，则标准化是必要的。如果在该井的寿命历史中较早的时间使用钢索、存储层和/或随钻测井(LWD)传感器记录了压裂前测井，则尤其应如此。标准化程序将来自优选在压裂前测井和压裂后测井中可能压裂的区间之外的区间的测井数据进行比较。由于这些区间在测井之间未发生变化，所以将增益和/或偏移应用于测井以在这些标准化区间中使压裂前测井和压裂后测井之间达到一致。然后在整个测井区间上将相同的增益/偏移应用于测井。数据差异表示裂缝和/或邻近裂缝的井眼区域中存在支撑剂。
在中子和补偿中子工具的第一方法中，观察到的计数率在压裂后测井中相对于压裂前测井中降低表示存在含有强热中子吸收材料的支撑剂。
对于PNC工具而言，在压裂后测井中相对于压裂前测井而在中子轰击之间的选定的时间段中计算出的岩层和/或井眼俘获截面的增加以及计算出的井眼和/或岩层分量计数率的减小(特别是如果使用硼作为高俘获截面材料)表示存在含有热中子吸收材料的支撑剂。
6.通过将来自步骤(5)的数据之差与井眼的深度测量值关联而探测裂缝的位置和高度。这些差可使用测井记录来测量，如图7A-7B中的示例性测井记录所示。
本发明的更多实施例包括文中所述的方法的变化，例如但不局限于将多个压裂前测井结合到任何压裂前与压裂后的比较中，或使用压裂前测井的模拟测井(例如使用神经网络从井上的其它裸井或加套管的孔的测井产生模拟中子、补偿中子或PNC测井响应而获得这些模拟测井)，或作为使用连续测井收集的数据的替代或补充，使用多个静态的测井测量。
在本发明另外的实施例中，获得并利用第一和第二压裂后数据集，以通过比较压裂后数据集而确定在从地下岩层产生一定量井流体之前压裂区间中的支撑剂数量与在这种产生之后压裂区间中支撑剂数量之差(如果存在的话)。所确定的支撑剂数量差用于确定地下岩层的一个或多个与生产和/或压裂有关的特征，例如：(a)一个或更多压裂区间未像最初那样得到良好支撑，(b)来自一个或多个压裂区间的产量大于来自其它区间的产量，以及(c)一个或多个压裂区间未进行生产。该压裂后程序可使用补偿中子测井工具或脉冲中子俘获测井工具来执行，可使用其它井位信息或其它常规测井工具如生产测井工具所提供的信息来扩展。
特别良好地适于当岩层的氢指数在压裂前和压裂后测井之间变化时的情形的用于定位示踪支撑剂的第二方法使用来自压裂后测井的近/远(N/F)比率和探测器计数率。该方法(其主要在使用补偿中子工具时使用，但其还可与脉冲中子工具一起使用)使用由N/F比率确定的探测器计数率相比于在近或远探测器中实际上观察到计数率在井中的各个深度的比较。两个探测器中的计数率和N/F比率与不包含示踪支撑剂的区间中的岩层氢含量单调相关。因此，对于给定岩层岩性和/或给定一组的井眼状况(例如，套管尺寸、套管重量、套管在井眼内居中、井眼尺寸和偏心率、水泥类型和厚度)，有可能形成在不含支撑剂的区间中的在观察到近探测器计数率与N/F比率之间的直接的函数关系(且对应的关系可在观察到远探测器计数率与N/F比率之间形成)。该关系可基于计数率-比率的交叉关系图或使用本领域中公知的其它数学技术由回归形成。然后，该关系可用于根据在具有与用于形成计数率-比率的关系的区间相同或类似的井眼状况的井的整个测井区间观察到的N/F比率来预测探测器计数率。该整个测井区间可包括其中可存在示踪支撑剂的子区间。从比率预测的计数率受井眼上部和下部的岩层中的氢指数中的差异影响，但不受支撑剂中的高俘获截面材料影响，因为比率自身不由支撑剂的存在影响(见图8和图9)。在各个探测器中观察到的实际测量的计数率将类似地受岩层的氢指数的差异影响，但也将受示踪支撑剂的存在影响(如前文所述，观察/测量的计数率将在含有支撑剂的区间中下降)。经由交叉关系图或测井记录重叠，通过比较N/F比率导出的计数率与实际观察到的计数率，可识别到包含示踪支撑剂的区间。使用N/F比率来预测计数率和/或氢指数的方法2的实施例的一个较好的特征在于可在不使用压裂前测井来完成基本过程。
由于N/F比率相比于探测器计数率对井眼状况的变化不太敏感，故在具有与存在于期望确定示踪支撑剂是否存在的井的区间中相同的井眼状况和井眼流体的井的区间中，期望如以上段落中所述那样形成探测器计数率与比率之间的关系。如果多个井眼状况或井眼流体存在于井眼上部和下部的不同区间(如，在井眼中的具有气体的一个区间，而在井眼中的具有液体的较深的区间)中，可能期望使井"分区"，使得单独地处理具有不同井眼流体的井的各个区间。在压裂后测井上定位井中的井眼流体的变化(对于分区目的)可通过比率-计数率的交叉关系图或通过使压裂后的测井上的计数率与任何裸井或压裂前的中子测井(如果可用)上的对应的计数率相比较来完成。在井眼流体不变的井的区间内，可能仍期望使用裸井测井(例如，井径测井或密度测井Δρ曲线)或水泥胶结测井，以确保形成计数率与比率之间的关系的子区间具有与期望知道示踪支撑剂是否存在的井的子区间类似的井孔状况(例如，孔尺寸、外壳性质、水泥状况)和岩性。
使用交叉关系图和回归确定计数率与N/F比率之间的关系对于在计算其比率和构造这些交叉关系图之前的近和远的计数率的深度对准和实质匹配过滤很敏感。实质匹配的过滤器设计成使得近计数率和远计数率两者响应于相同的岩层竖向范围，且通常涉及过滤近计数率多于远计数率。这些交叉关系图还对于随深度变化的井状况敏感，因为具有不同井眼状况和井眼流体含量(油、海水、气体)的区间将改变该交叉关系图。在仔细研究完整的测井区间上的近、远和比率记录以及分析套管和钻井记录和其它井信息之后，对于整个深度区间的一定数目的子区间或区域形成比率-观察到的近或远计数率的交叉关系图(和可能的观察到的近计数率-远计数率的交叉关系图)。必须小心使得不包括实际的关注开裂区间。当区域内的图点沿其散布仅反映统计精度(可重复性)的平滑曲线落入时，根据这些关系图，各个单独的区域是清楚的。井中的多个区域可通过交叉关系图上的多个不同的平滑曲线识别出。将这些交叉关系图细分成越来越细的区域的过程在近和远计数率-比率的所有交叉关系图仅涉及平滑曲线时终止。一旦识别到测井区间中所有不同的区域，则计算各个区域中的观察到的计数率与N/F比率之间的关系(小心排除存在穿孔和示踪支撑剂的子区间)，且该关系用于从具有相同区域性质的井中的所有区间中的比率预测计数率，包括期望知道示踪支撑剂是否存在的任何区间。
在选定形成探测器计数率与N/F比率之间的关系的井的区间中可能需要考虑的另一个因素为岩层岩性(例如，沙-石灰石-白云石)。该关系可在不同的岩石类型的岩层中略微不同；因此，可能期望选定形成计数率-比率关系的子区间，使其具有与期望知道支撑剂是否存在的区间相同的岩性。可从场地信息、从由裸井测井获得的数据、从井上的其它加套管的孔的测井、从先前的井数据的各种组合确定岩性。在选定形成探测器计数率与N/F比率之间的关系的井的区间中可能需要考虑的又一个因素为岩层气体饱和度。由于公知的挖掘效应，故中子测井对含气体的岩层与低孔隙率岩层的响应存在略微不同。因此，在可能的程度上，可能期望选定形成计数率-比率关系的子区间，使其具有与期望知道支撑剂是否存在的区间相同的气体饱和度的岩层。气体饱和度信息可从场地信息、从由组合选定的裸井测井获得的信息、从井上的其它加套管的孔的测井，或通过使用之前的井数据的各种组合来确定。
尽管其有利地消除了氢指数敏感性且能够仅使用压裂后测井来执行，但发现使用从N/F比率形成的计算的计数率的该第二支撑剂探测方法也具有与不同岩层区域中的井眼状况和/或岩层岩性(即，岩石结构的性质，如石灰石-砂岩)的变化有关的局限性。例如，如果岩性在相对于关注区域形成计数率-N/F关系的区域之间不同，则岩性变化可引起使用压裂后测井确定的预测计数率有误差，因为N/F对计数率的关系不但是岩层氢指数的函数，而且是岩层岩性和井眼状况的函数。在以下段落中，论述了与岩性无关且与井眼状况无关的氢指数修正。应当指出的是，类似的变量施加于与定位与形成计数率-N/F关系的区域不同的井眼状况的区域中的示踪支撑剂有关的修正。如本文使用的用语"与岩性无关"和"与井眼状况无关"意指已经除去了这些效应中的大多数但不一定是所有。
最大限度地减小岩性引发的误差的一种方式可为选定其中形成N/F对计数率的关系的区间，使其具有与关注区域中的存在的相同的岩性。但是，这需要了解岩性，且如果不能发现形成该关系的岩性具有与关注区域相同的岩性，则这甚至不可能。此外，在计算的压裂后测井记录-观察到的压裂后测井记录的测井记录比较重叠将看起来在岩性不同的区域中是异常的。在井眼状况不同的区域中将观察到类似的异常行为。
为可提供期望的与岩性无关的氢指数修正，形成现在将描述的示踪支撑剂的第三探测方法。该第三方法优选使用补偿中子测井工具执行，但其可作为备选使用脉冲中子俘获类型的测井工具执行，第三方法结合了上文所述的第一方法和第二方法两者的特征。具体而言，类似第一方法(仅使用压裂前-压裂后计数率比较的方法)，需要压裂前和压裂后测井两者。且类似第二方法，N/F比率用于解读过程(第二方法使用从N/F比率计算的计数率与观察到的计数率的比较)。第二方法的与岩性相关的问题在图12中图解绘出，其中N/F-计数率的关系对于两种不同的岩层岩性示出，标为岩性#1(代表潜在的开裂的区域的岩性)和岩性#2(代表已知不包含穿孔或裂缝的标准化区域的岩性)。
如可见的那样，对于观察到的近探测器计数率/远探测器计数率比率N/F0，在使用第二方法时可在压裂后测井上观察到的是，不同的计算的计数率CR1和CR2将对于岩性#1-岩性#2相应地指出。尽管图12中的两种岩性之间的差异为了示出清楚而扩大，但很清楚的是，如果在形成N/F-计数率的关系的井中的区域与关注区域岩性不同，则关注区域中的第二方法的计算的计数率可为有误差的。这将引起计算的压裂后计数率的与观察到的压裂后计数率之间的差异不但受示踪支撑剂影响，而且也受不同的岩性影响。
图13示出了如图12中所示的相同的两种岩性-N/F的关系。但是，在图13中示出了两次测井之间(如，压裂前和压裂后测井之间)的计数率比率N/F的变化对产生计数率的变化的作用。应注意的是，对于N/F中的给定变化(即，ΔN/F)，与ΔN/F相关的计数率的变化ΔCR或多或少与存在的岩性无关，因为两条曲线的总体形状相似。具体而言，使用压裂前和压裂后的测井过程之间的给定的ΔN/F，岩性#1曲线上的凸起ΔN/F产生ΔCRL1，其大致等于由岩性#2曲线上的凸起ΔN/F引起的ΔCRL2。
因此，在使用ΔN/F和与ΔN/F相关的计数率的变化中，形成N/F-计数率的关系(用于计算ΔCR)的区域的岩性与关注区域中的岩性相同不是关键的。在井中的关注开裂区间中，如果进行压裂前测井与压裂后测井之间的N/F的差异的比较，则该差异ΔN/F≡N/F(压裂前)-N/F(压裂后)将归因于两个测井之间的岩层氢指数的变化，且将大致对存在或不存在示踪支撑剂不敏感。ΔN/F与示踪支撑剂无关，因为其源自两次N/F测量，各次均与示踪支撑剂无关。出于上文所述原因，ΔN/F也或多或少与关注区域中的岩性无关。由于ΔCRL1大致等于井的各个深度处的ΔCRL2，故ΔCRL1≈ΔCRL2＝ΔCR代表压裂前和压裂后测井之间的计数率的变化，其与测井之间的氢指数的变化有关。该ΔCR可与压裂前(或压裂后)的计数率记录数据组合，使得所得的压裂前和压裂后测井记录在比较时必须准确地除去与氢指数的变化有关的任何差异，而不管岩层岩性如何。测井之间的其余差异(压裂后测井上的低计数率)指出存在示踪支撑剂。使用ΔN/F来定位示踪支撑剂的上述方法称为方法三。
根据该热中子测井方法的某些实施例，将快中子从中子源发射到井眼和岩层中，并通过与岩层和井眼区域核的弹性和非弹性碰撞将其快速热化为热中子。与岩层和井眼区域中的氢的弹性碰撞是主要的热化机制。热中子在井眼区域和岩层中扩散，并最终被存在的核之一吸收。一般而言，这些吸收反应导致俘获γ射线几乎同时发射；但是，通过硼吸收是一个明显的例外。测井工具中的探测器或直接探测散开回到工具中(大部分中子和补偿中子工具中，还有某些形式的PNC工具中)的热中子，或通过探测从热中子吸收反应产生的γ射线(在一些形式的中子和补偿中子工具中，以及大部分商业形式的PNC工具中)可行间接探测。大部分补偿中子和PNC工具构造有中子源和设置在中子源上方的双探测器，这些探测器在文中称为“近”探测器和“远”探测器。根据本发明的实施例，可使用包括一个或多个探测器的补偿中子和脉冲中子俘获工具。例如，合适的补偿中子和PNC工具结合中子源和设置在中子源上方的三个探测器，这些探测器在文中称为近、远和“超远”或“特远”探测器，使得近探测器最靠近中子源而超远探测器距离中子源最远。也可能将一个或更多个中子探测器定位在中子源下方。
补偿中子工具还计算近-远探测器计数率的比率。可从这些计数率和近-远探测器计数率比率确定岩层的孔隙率(氢指数)。
脉冲中子俘获工具测井系统测量岩层和井眼区域中热中子或俘获γ射线密度的衰减率(作为中子脉冲的时间区间的函数)。从该衰减率曲线，可求解并确定岩层的俘获截面∑fm(sigma-fm)和井眼的俘获截面∑bh(sigma-bh)，以及岩层和井眼衰减分量。岩层和/或井眼区域中的材料的总俘获截面越高，材料俘获热中子的可能性就越大。因此，在具有高的总俘获截面的岩层中，热中子比在具有低俘获截面的岩层中更快地消失。这在观察到的计数率与时间的关系图中显示为更陡峭的斜坡。
PNC井眼和岩层压裂前参数和压裂后参数之差可被用来对岩层中的支撑剂与井眼中的支撑剂进行区分，如示例性的图7B中所示。
用来产生图4A至图5B和表1-4的数据是使用采用热中子探测器如He3探测器的中子或补偿中子工具模拟的。应该理解的是，还可使用γ射线感测探测器或感测中子和γ射线两者的探测器对这些工具进行相应的处理。用来产生图6A至图6C的PNC数据是使用采用γ射线探测器的工具模拟的。俘获γ射线探测器测量在热中子被井眼和岩层中的热中子“云”附近的元素俘获之后发射的γ射线。但是，通过硼俘获热中子不会导致发射γ射线。因此，如果存在掺杂有硼的支撑剂，则在采用γ射线探测器的补偿中子或PNC工具中观察到的计数率降低与具有热中子探测器的工具相比将增强。这不仅是因为会观察到由于增加的中子吸收而导致的γ射线计数率降低，而且γ射线计数率由于仅非硼中子俘获将导致可探测到的γ射线事件的事实而额外减小。
以下实例是为进一步说明本发明的各个方面而提出的，且并非旨在限制本发明的范围。除图7A-7B所示的示例性测井记录外，下面阐述的这些实例是使用蒙特卡洛N粒子传输代码(Monte Carlo N-ParticleTransport Code)第5版产生的(下称“MCNP5”)。MCNP5是Los Alamos National Laboratory开发的软件包，并且在美国范围内可从Radiation Safefy Information Computation Center(http://www-rsicc.oml.gov)买到。MCNP5软件可处理几何细节并适应所有模拟构件的化学成分和尺寸的变化，包括井眼流体盐度、裂缝中的支撑剂中的热中子吸收材料的浓度以及裂缝的宽度。下面阐述的MCNP5数据集导致计算出的计数率中大约0.5-1.0％的统计学标准偏差。
在大部分以下实例中，支撑剂掺杂有碳化硼；但是，可使用其它合适的热中子吸收材料，例如氧化钆。优选而言，支撑剂是粒状陶瓷材料，掺杂剂整体结合在其几乎每一个粒子中。
为了以下实例的目的，图3A和图3B提出沿MCNP5模拟中使用的几何结构的Z轴的视图。在所有情况下，8英寸直径井眼使用5.5英寸O.D.24lb/ft钢套管加套管并且不具备管道，并被1英寸宽水泥环带包围。1.6875英寸直径工具在图3A中被示为处于平行(“para”)位置而在图3B中被示为处于垂直(“perp”)位置。在“平行”位置，将偏离中心的测井工具与裂缝对齐，而在“垂直”位置，将其绕井眼定位为距裂缝90°。
在图3A和图3B中，将水泥环带之外的岩层区域模拟为具有10俘获单位(cu)的基质俘获截面的砂岩。为具有数个孔隙率的浸水岩层收集数据。这两个图显示了在大部分MCNP5运行过程中使用的岩层和井眼区域的理想模拟。双翼竖向裂缝沿径向延伸远离井眼套管，并且裂缝通道中的压裂浆料代替该通道中的水泥以及水泥环带之外的通道中的岩层。在各种模拟运行中裂缝通道的宽度在0.1cm与1.0cm之间变化。在一个方案中，整个水泥环带由掺杂有碳化硼的支撑剂代替。MCNP5模型不提供形式为连续测井记录的输出数据，而是提供容许在给定的岩层中以及在井眼中的固定位置对压裂前和压裂后测井响应进行比较的数据。
示例1
中子/补偿中子工具
MCNP5软件模拟带连续中子源和一个或多个热中子探测器的补偿中子测井工具，并且为图3A或图3B所示的几何结构记录得到的计数率和计数率比率。然后将这些观察到的参数与在压裂井之前完成的MCNP5运行中记录的相应值进行比较。图4A-4F中针对各种裂缝宽度和碳化硼浓度观察到的计数率在压裂后数据中相对于压裂前数据中的降低表明存在掺杂有碳化硼的支撑剂，并因此存在诱导裂缝。一般而言，由于针对存在的含给定浓度的硼的支撑剂在每个探测器中观察到计数率相似的降低百分比，所以计数率比率的部分变化将比在单独的探测器计数率比率本身中观察到的变化小得多。在图4G-4L中，在与图4A-4F相同的岩层和裂缝宽度状况下使用代替碳化硼的氧化钆作为支撑剂中的高俘获截面材料进行模拟，与在存在碳化硼的情况下观察到的相比，观察到压裂后数据中的计数率相对于压裂前数据中的计数率很相似地降低。从图4A-4L显而易见的是，碳化硼和氧化钆类似地作用以减小探测到的计数率，但是与支撑剂中的碳化硼相比仅需重量百分比为约25-30％的氧化钆以产生相似的计数率降低。
对岩层材料和伴随的裂缝进行模拟而使其从井眼中心伸出100cm的半径，并从源下方40cm处竖向延伸到源上方100cm处。测井工具包含与镅铍(AmBe)中子源间隔开的三个He3热中子探测器。如表1所示，将岩层孔隙率模拟为28.3％、14.15％、7.1％和3.5％。
表1
补偿中子工具数据，其显示了在不同探测器间距的中子工具计数率对支撑剂中存在1％碳化硼相对于不存在裂缝的敏感度(加套管和涂有水泥的井眼)
表1显示了针对三个不同的源-探测器间距在典型的井下岩层几何结构中模拟的热中子计数率。表1所示的相对于未掺杂支撑剂的变化百分比是从当裂缝中存在掺杂碳化硼的支撑剂时的计数率(C1％)相对于不存在B4C的计数率(C0％)的计数率降低百分比并且按照(C1％-C0％)/C0％进行计算。该模拟数据假设使用直径为1.6875英寸的通管中子工具，以及图3A和图3B中所述的岩层和井眼几何结构。被压裂的岩层具有备选压裂区域常见的低俘获截面。井眼套管和水泥状况也是典型的(充满无盐流体的5.5英寸套管，以及包围套管的1英寸厚水泥环带)。裂缝的宽度为1.0cm。裂缝中的陶瓷支撑剂被模拟为CARBO其为表观比重为2.7的低密度支撑剂且其可从CARBO Ceramics Inc.买到，具有1.0％(w/w)碳化硼，但其它方面是典型的。假设岩层孔隙率为28.3％、14.15％、7.1％和3.5％。在28.3％孔隙率岩层的情形中，压裂流体加上支撑剂的氢指数与不存在裂缝的岩层相同。结果，可直接看出掺杂有碳化硼的支撑剂对计数率的影响，对压裂浆料的氢指数的变化没有任何影响。假设掺杂有碳化硼的支撑剂仅位于裂缝本身中。当偏离中心的工具与裂缝平面对齐(图3A中的“平行”几何结构)时计算出的计数率的降低将在一定程度上随源探测器间距变化，但在所有情况下都是明显的(相对于当不存在裂缝时情形减小大约10-13％)。对于排出更多井眼流体的更大直径的工具，该信号甚至将更大。如果代替碳化硼而使用氧化钆作为高俘获截面材料，则将获得相似的结果。
表1中另外的数据示出更低(14.15％、7.1％和3.5％)孔隙率岩层(即，具有较低氢含量(氢指数)的岩层)的相似的压裂效果。在当模拟更低孔隙率岩层而非28.3％孔隙率岩层时相应的比较中，大体观察到了相对于28.3％孔隙率岩层稍微更强的信号。更低的孔隙率岩层中增加的信号是由于压裂流体中比低孔隙率岩层中更高的氢浓度所产生的额外的中子衰减作用。如果将岩层模拟为含有气体以及(或代替)水(或油)，则这些信号将甚至更加明显。
表1中还可见当工具围绕井眼移位90°(图3B中的“垂直”几何结构)时观察到的计数率有更小但仍很大的减小量，在此情况下工具与裂缝之间的距离最大化。如果使用更大直径的工具，或如果一些支撑剂分布在井眼区域内及裂缝中，则这种由于工具与裂缝未对齐产生的信号减弱将被最小化。表1中的计数率导致计算出的计数率有大约0.5-1.0％的统计学标准偏差。此图中可观察到这种统计学可重复性，因为在28.3％孔隙率岩层中，不存在碳化硼的“平行”和“垂直”运行是有效重复的运行。
还使用与表1中相同的28.3％孔隙率岩层、井眼和工具参数收集数据，但裂缝宽度发生变化且支撑剂中的碳化硼浓度不同，如图4A至图4F所示。随着支撑剂中的碳化硼浓度增加，计数率下降量(信号)增强。该数据还表示即使对于薄至0.1至0.2cm的裂缝，当支撑剂中的碳化硼浓度接近1.0％时也观察到明显的信号。该数据还表示在不同源-探测器间距下的信号并未截然不同，这意味着具有所得到的更高的计数率(以及因此更小的统计误差)的短间距探测器将是可用的。还通过宽于～0.5cm的裂缝的很相似的响应表明支撑剂中高于1.0％的碳化硼浓度的用途将只是有限的。但是，如果预期特定类型的岩层中的裂缝宽度将趋于变得很窄，则支撑剂中的碳化硼浓度可增加到约1.0％至约4.0％的范围。在存在图4A-4F所示碳化硼浓度、甚至低至约0.1％碳化硼的含硼支撑剂的情况下，存在可测的计数率减小量。图4G-4L示出与图4A-4F相同的岩层、井眼和裂缝状况，但是使用氧化钆代替碳化硼作为高截面材料。如可以看出的那样，与碳化硼相比仅需25-30％那么多的氧化钆来产生相似的计数率降低量。
参照图5A和图5B，收集数据以确定测量的勘测深度，换句话说，在1.0cm宽的裂缝中探测到的掺杂有1.0％碳化硼的支撑剂能够从套管回到岩层内多远。在图5A中，针对从井眼向外逐渐延伸到岩层中更深深度的裂缝模拟数据。从套管向外约10cm，即，经过水泥环带向外7.5cm，观察到计数率的良好裂缝敏感度。随着从套管进一步逐渐模拟该体积元素，图5B从压裂材料的小增量体积积分贡献值。从这两个图中的数据，可以看出探测到的计数率对与套管之间的径向距离大于10cm的任何支撑剂的敏感度大幅减小。
由于井眼区域中的压裂材料通常还表示邻近井眼的该区间的被支撑裂缝，所以模拟套管之外的被支撑压裂浆料(代替水泥的支撑剂浆料)的井眼中的环带。表2A中示出单独针对环带中的1.0％碳化硼支撑剂的结果，以及针对环带和28.3％孔隙率岩层中1.0cm宽裂缝两者中的支撑剂的结果。表2A还表明相对于测井工具处于“垂直”定向而非“平行”定向的裂缝的效果。表2B示出针对仅环带中的Gd2O3支撑剂以及环带和0.4cm宽裂缝两者中的支撑剂的相似数据。针对环带中的支撑剂示出了若干不同的Gd2O3浓度(0.0％、0.054％、0.27％和0.45％)。0.0％的数据代表标准(未掺杂的)陶瓷支撑剂。0.27％的数据代表效果与表2A中掺杂1％B4C的支撑剂大致等同的Gd2O3浓度。表2B中的0.054％的数据示出含有减小的浓度的Gd2O3支撑剂的环带(模拟由含有0.27％Gd2O3的支撑剂代替环带中20％的非示踪支撑剂)。0.45％Gd2O3的数据表明进一步增加支撑剂中Gd2O3浓度的效果。
表2A
中子计数率对井眼环形(水泥)区域以及压裂岩层中含硼支撑剂的敏感度
如表2A所示，计数率降低量(信号)现在由于该环带中的1％B4C支撑剂而比环带中的未掺杂支撑剂大得多(计数率减小大约30-35％)。但是，当环形区域中存在1％B4C掺杂的支撑剂时，裂缝本身中额外的支撑剂的效果实质上被掩盖。这一点可从表2A数据看出，因为对于环带中的掺杂支撑剂，不论裂缝中是否存在掺杂支撑剂，观察到的计数率中仅存在很小的差异。不论裂缝相对于测井工具的定向(“平行”或“垂直”)如何都是如此。从表2A还能看出，由于模拟的支撑剂浆料比水泥更低的氢指数，环带中的未掺杂支撑剂导致比环带中的纯水泥高一些(～5％)的计数率。在任何情况下，由于井眼区域中的支撑剂通常还表示邻近井眼区间存在岩层裂缝，所以裂缝信号可容易地观察到，并且可大于仅裂缝中的支撑剂产生的信号。当然，不太可能用支撑剂填满整个井眼环带，而是在环带中有仅0.2％B4C的情况下模拟的数据，代表环带的20％支撑剂填充，类似地表明观察到的计数率中的明显降低(参见下表2B中示出的相似20％支撑剂填充数据)。
表2B
中子计数率对井眼环形(水泥)区域以及压裂岩层中Gd2O3支撑剂的敏感度。
表2B，在支撑剂中以0.27％氧化钆代替1％碳化硼，表明通过Gd2O3示踪支撑剂与环带中未示踪支撑剂相比观察到大约25-30％的计数率下降量。这是与表2A中在环带中有1％B4C的情况下观察到的大致相同的效果。表2B中的数据还示出了使用示踪支撑剂对环带进行更低百分比(20％)填充的重要性，其中Gd2O3的浓度减小1/5到0.054％。可以看出，即使在仅使用示踪支撑剂对环进行20％填充而使用未示踪支撑剂(或水泥)填充余下部分的情况下，观察到的计数率也显著下降(约15-20％)，该下降程度约为使用0.27％Gd2O3支撑剂填充0.4cm裂缝的下降的程度的三倍大(参见图4I)。在表2B中，与表2A中的数据一样，当井眼环带中也存在示踪支撑剂时裂缝中示踪支撑剂的效果最隐蔽。从具有最高(0.45％)Gd2O3浓度的数据还可以看出的是，将Gd2O3浓度增加到0.27％以上对计数率降低量仅具有很小的增加效果(类似于图4A-4L所见的结果)。从表2A和表2B可以看出的是，不论是否使用B4C或Gd2O3来对支撑剂进行示踪，都获得类似结果。
表3中的数据示出中子计数率对井眼流体盐度(BFS)的变化的敏感度，从上图中所述的无盐流体至盐度高达250Kppm NaCl(饱和盐水的盐度)的流体。
表3
中子计数率对井眼流体盐度(BFS)的敏感度。
如表3所示，井眼流体盐度导致近、远和超远计数率的大幅减小。对于高井眼流体盐度而言，计数率降低量比裂缝中的支撑剂中存在碳化硼所导致的计数率降低量大得多。例如，在裂缝中带有掺杂1％B4C的支撑剂的岩层中，如果井眼流体盐度从0Kppm变成150Kppm，则近探测器中的计数率将降低29.7％((5317.9-7563.3)/7563.3)。该降低量为表1中改变裂缝中的支撑剂的碳化硼浓度所导致的大约10-15％的计数率降低量的2-3倍。与井眼流体盐度有关的计数率降低量的数量级与对于如表2A和表2B所示井眼环形区域中有示踪支撑剂的压裂信号相比相似或更大。同样，如表3所示，不论井眼盐度如何，只要盐度在压裂前测井和压裂后测井之间不发生变化，则可容易地探测裂缝中的支撑剂中碳化硼的存在(10-15％的计数率减小量)。
如果井眼状况在压裂前测井运行与压裂后测井运行之间发生变化(例如如表3所示的井眼盐度变化)，或如果为两个测井运行采用不同的热中子工具或PNC工具(例如，在压裂前测井和压裂后测井中由不同的服务公司运行的补偿中子工具)，或如果压裂前测井和压裂后测井中使用的源的中子输出不同，则很可能需要使测井响应标准化，优选在已知在能够诱导压裂的区间之外的测井区间或区域中。在很多情形中如果已在井内运行在先中子测井、脉冲中子测井或补偿中子测井则也可能完全排除压裂前测井。该测井(也可能如上所述针对压裂后测井进行标准化)可代替压裂前测井。
例如且不加以限制，返回参照表3，如果流体盐度在压裂作业前与压裂作业后收集的测井运行之间发生大的变化，则在不使用标准化技术的情况下将难以解读所得到的计数率变化。但是，由于将在井眼的上部和下部及在压裂区间中观察到这种大致的基于盐度的计数减小，所以可能使来自有关压裂区间之外的压裂前和压裂后测井运行的计数率标准化，并优选使用利用孔隙率与被压裂的岩层相似的区域的标准化。如果对压裂前测井运行和压裂后测井运行使用不同的工具或中子源，或如果使用预先存在或合成中子测井、补偿中子测井或PNC测井来代替压裂前测井，则可能需要相似的标准化程序。
应当指出的是，在使用涉及压裂前和压裂后的计数率记录之间的计数率变化来指出示踪支撑剂(且因此诱导的裂缝)的存在的上述方法时，在预计气体饱和度(氢指数)变化可在压裂前测井和压裂后测井之间发生的一些情况下，可能有利的是强调用于进行比较的近探测器中的数据。由氢指数的变化引起的近探测器中的计数率的变化百分比明显小于较长距离探测器(见表1)中的，但是由掺杂的支撑剂的存在引起的各个探测器中的计数率的变化百分比或多或少与探测器(见图4A-4L)无关。因此，使用近探测器(与较长距离探测器相反)将相对于与氢指数相关的计数率变化有效地强调与支撑剂相关的计数率变化。
表4中所示的数据表明补偿中子近/远探测器计数率比率对存在掺杂碳化硼的支撑剂的灵敏度与该比率对岩层孔隙率的变化的灵敏度相比是有限的。为各种岩层和井眼状况示出了存在和不存在掺杂碳化硼的支撑剂的近/远探测器计数率(N/F)。看上去在存在该支撑剂的情况下仅存在小的比率增加量。从该数据以及表1和表2A、图4A-4F以及图5A-5B中的计数率数据可以看出的是，双源距热中子比率受存在掺杂碳化硼的支撑剂的影响明显低于单独的计数率本身。在支撑剂中使用Gd2O3代替B4C的情况下观察到相似的比率不敏感性。
在表4中的所有数据中，支撑剂含有1％的碳化硼，裂缝宽1cm，几何结构为图3A所示的“平行”位置。在所有运行中，每个比率中一个标准偏差统计不确定性为该比率值的+/-2％(或更小)。由于补偿中子工具使用比率来确定岩层孔隙率，所以可能使用在压裂后测井中观察到的计数率降低来表明裂缝，同时使用压裂后计数率比率数据来表明岩层孔隙率，其实际上独立于支撑剂和裂缝的存在。
关于裂缝识别的其它有价值的信息还可从表4和表1中以及图8、图9和图10的数据中观察到，图8、图9和图10所有都源于表1中的数据。表1中的探测器计数率变化由岩层孔隙率的变化引起的氢指数变化引起，但是计数率的类似变化将在给定岩层中通过孔隙和/或裂缝中的气体饱和度的变化由氢指数的变化引起。如果岩层/裂缝中的气体饱和度的变化造成压裂前和压裂后的测井之间的岩层的氢指数变化，则将观察到所有探测器中的计数率的变化。由氢指数变化造成的这些计数率变化可能使得难以隔离、识别和/或量化由裂缝和/或井眼区域中的掺杂的支撑剂的存在引起的计数率的变化。但是，从表4中可以看到的是，中子计数率比率对于岩层中的氢指数的变化敏感，但实际上与支撑剂的存在无关。
图8和图9以图表形式呈现了该表格信息的一部分。在图8中，示出了岩层氢指数与近探测器中的计数率之间的关系。上曲线示出了没有裂缝存在的关系。下曲线为在岩层中的1.0cm宽的诱导裂缝中具有1％B4C的情况下岩层氢指数与近计数率之间的关系。从图8中可以看到的是，穿过岩层孔隙率的较宽范围，在示踪支撑剂存在的情况下观察到的计数率明显低于没有支撑剂存在的相同岩层。如果上曲线用于示出氢指数与计数率之间的预定的校准关系，则在示踪支撑剂存在的情况下，观察到的较低计数率将转化为较高的计算的表观氢指数值(高2-5个孔隙率单位)。在图9中，对于岩层氢指数与双源距(近/远)计数率比率之间的关系绘出了类似的数据。注意在图9中，事实上在没有支撑剂存在的情况下的该关系与裂缝中有示踪支撑剂的情况下的关系之间不存差异。因此，如果略低的曲线(没有裂纹存在)用于限定氢指数与比率之间的预定关系，则在示踪支撑剂存在的情况下计算出的表观氢指数将仅略微不同于(小于1个孔隙率单元)没有支撑剂存在的情况下获得的表观氢指数。
定性地解读压裂前和压裂后的测井之间的观察到的计数率的变化的一种方式将为使比率数据与计数率数据组合。如果在压裂前和压裂后的测井之间观察到很少或没有比率的变化，则人们可确信地认定任何观察到的计数率变化都由于支撑剂引起。如果比率和计数率两者在测井之间显著地变化(或如果比率显著变化且计数率不显著变化)，则需要进一步区分来确定多少变化由于支撑剂引起，以及多少由于岩层氢指数引起的变化。这样做的一种方式将为使用下文所述的方法2。
该第二方法组合计数率比率和探测器计数率来定位包含示踪支撑剂的区间。如图10中所示，该第二方法的一个实施例涉及使用比率-计数率交叉关系图。图10(使用来自表1的数据)使支撑剂中的碳化硼(B4C)的浓度对于对近/远探测器计数率比率交叉绘制的测量的近探测器热中子的计数率的效果可视化。如前文所述，由于近计数率和比率两者对于岩层氢指数(孔隙率)敏感，故穿过不包含示踪支撑剂的测井区间的这些变量的交叉关系图将导致交叉关系图上有明确限定的趋势/趋势线。由于近计数率也对于示踪支撑剂很敏感，但近/远比率不敏感(如前文在图8和图9中所示)，故代表含有支撑剂的区间的交叉关系图上的点将落出该无支撑剂的趋势/趋势线。图10的上曲线为来自表1的数据的无支撑剂的趋势线，其中沿该趋势线的四个点代表具有不同氢指数(孔隙率)值的四个岩层。如果环境修正已经单独地应用于近计数率和比率来针对井眼直径、工具间隙、井眼盐度进行修正等，则该趋势线可在现场测井中更好限定。该上曲线形成趋势线/轨迹，当岩层氢指数变化时，点沿趋势线/轨迹"移动"。如果点落出该趋势线(在SSE方向上)，则指出示踪支撑剂(在此情况下B4C)的存在。图10中所示的下曲线代表包含示踪支撑剂的变化的氢指数的区间的第二趋势线/轨迹。下曲线上的四个数据点代表具有与上趋势线上的对应点相同的HI值的岩层；但是，所有这些下点代表具有包含以1％的B4C示踪的陶瓷CEP支撑剂的裂缝的岩层)。在相同的四个岩层中，当支撑剂浓度从0％增大至1％时，关系图上的箭头指出交叉绘制的点将采取渐进"移动"。随着含有支撑剂的裂缝的宽度增大，将观察到类似的效果。此类交叉关系图数据可形成实时的和/或处理后使用的软件算法的基础，以识别含有以B4C(或Gd2O3，或一些其它热中子吸收剂)示踪的支撑剂的这些区间。
不论压裂前测井是否可用，此类比率-计数率交叉关系图都可使用。如果压裂前测井可用，只要井眼流体和井眼状况穿过测井区间不会变化(或如果环境修正已经施加于数据)，则所有数据应当形成趋势/趋势线，如，图10中的上曲线。在对应的压裂后测井交叉关系图中，相同的趋势/趋势线应当在不包含示踪支撑剂的区间中观察到。如果不是这样的情况，则意味着井眼流体和状况在压裂前测井与压裂后测井之间变化(因为计数率比比率对井眼变化更敏感)，且该信息可用于确定在使用之前描述的压裂前-压裂后的计数率重叠方法来识别含有支撑剂的区间之前是否需要计数率的标准化处理。如果压裂前测井不可用，则压裂后测井可在不使用压裂前数据的情况下通过使用上文关于图10所述的交叉关系图方法来处理。
在用于组合近/远(N/F)比率和来自压裂后测井的探测器计数率来定位示踪支撑剂的第二方法的又一个优选实施例还可从图8-10和表1和表4中的数据推断出。该实施例针对井中的各个深度使用了由N/F比率确定的探测器计数率相比于在近或远探测器中实际上观察到的计数率的比较。如图10中的上曲线所见，在两个探测器中的计数率和N/F比率只与不包含示踪支撑剂的区间中的岩层氢指数有关。因此，对于给定的井眼流体和一组井眼状况，有可能形成井的不包含支撑剂的区间中观察到的近探测器计数率与N/F比率之间的直接函数关系(且对应的关系可在观察到的远探测器计数率与N/F比率之间形成)。如图10中所见，该关系可基于计数率-比率的交叉关系图或使用本领域中公知的其它数学技术由回归形成。然后，该关系可从穿过具有与用于形成计数率-比率关系的区间相同或类似的井眼流体和井眼状况的井的整个测井区间的观察到N/F比率来预测探测器计数率。该整个测井区间可包括示踪支撑剂可存在的区间。从比率预测的计数率随井眼上部和下部的岩层中的岩层氢指数的差异变化，但不受支撑剂的俘获截面材料影响，因为比率自身不受支撑剂的存在影响(见表4)。在各个探测器中观察到的实际测量的计数率将类似地受岩层的氢指数的差异影响，但也将受示踪支撑剂的存在影响(如前文所述且如图8中所见，观察/测量的计数率将在含有支撑剂的区间中减小)。经由交叉关系图或记录重叠，通过比较比率导出的计数率与实际观察到的计数率，可识别到包含示踪支撑剂的区间。
由于N/F比率相比于探测器计数率对井眼流体和井眼状况的变化不太敏感，故可能期望在具有与期望确定示踪支撑剂是否存在的井的区间中存在的相同的井眼流体和井眼状况的井区间中形成如以上段落所述的探测器计数率与比率之间的关系。如果多个井眼流体和/或井眼状况存在于井眼上部和下部的不同区间中(如，井眼中的具有气体的一个区间和井眼中的具有液体的较深的区间)，则可能期望使井分区，使得单独地处理具有不同的井眼流体和/或井眼状况的井的各个区间。在压裂后测井上定位井中的井眼流体或井眼状况的变化(为了分区目的)可使用比率-计数率的交叉关系图，通过比较压裂后的计数率与任何裸井或压裂前的中子测井(如果可用)上的对应的计数率，或通过使用现场或井完成信息来完成。在井眼流体不变的井的区间内，可能仍期望使用裸井测井(例如，井径测井或密度测井Δρ曲线)、水泥胶结测井，或现场/井信息，以确保形成计数率与比率之间的关系的子区间具有与期望知道示踪支撑剂是否存在的井的子区间相似的井眼状况(例如，孔尺寸、套管重量、水泥状况等)。
定位在井中的整个测井区间内的不同的区域(具有类似的井眼和/或岩层性质的区间)且还使用交叉关系图和回归来确定观察到计数率与N/F比率之间的关系是对于计算其比率和构造相关交叉关系图之前的深度对准和近和远的计数率的实质上匹配的过滤很敏感的过程。实质匹配的过滤器设计成使得近计数率和远计数率两者响应于相同的岩层竖向程度，且通常涉及过滤近计数率多于远计数率。这些交叉关系图还对于随深度改变的井状况敏感，因为具有不同井眼状况和井眼流体含量(油、海水、气体)的区间将改变该交叉关系图。在仔细回顾完整的测井区间上的近、远和比率记录以及分析套管和钻井记录和其它井信息之后，形成比率-观察到的近或远的计数率交叉关系图(和可能的近对远的观察的计数率的交叉关系图)，以用于确定整个深度的区间内的子区间或区域的数目。必须小心使得不包括实际的关注开裂区间。当区域内的图点沿其散布仅反映统计精度(可重复性)的平滑曲线落入时，各个单独的区域根据这些关系图看是清楚的。井中的多个区域可通过交叉关系图上的多个不同的平滑曲线识别出。将这些交叉关系图细分成越来越细的区域的过程在近和远的计数率-比率的所有交叉关系图仅涉及平滑曲线时终止。一旦识别到测井区间中所有不同的区域，则计算各个区域中的观察到的计数率与N/F比率之间的关系(小心排除穿孔和示踪支撑剂存在的子区间)，且该关系用于在相同区域性质下根据井中的所有区间中的比率预测计数率，包括期望知道示踪支撑剂是否存在的任何区间。
在选定形成探测器计数率与N/F比率之间的关系的井的区间中可能需要考虑的另一个因素为岩层的岩石类型/岩性(例如，沙-石灰石-白云石)。该关系可在不同的岩石类型的岩层中略微不同；因此，可能期望选定形成计数率-比率关系的子区间，使其具有与期望知道支撑剂是否存在的区间相同的岩性。岩层岩性的确定可从场地信息、从裸井测井获得的数据(如密度测井或中子密度交叉关系图上的Pe曲线)、从井上的其它装套管的孔的测井(如来自脉冲中子测井的频谱数据)或之前的井数据的各种组合确定。
在选定形成探测器计数率与N/F比率之间的关系的井的区间中可能需要考虑的又一个因素为岩层的气体饱和度。由于公知的挖掘效应，故中子测井装置对含气体的岩层与低孔隙率岩层的响应存在略微不同。因此，在可能的程度上，可能期望选定形成计数率-比率关系的子区间，使其具有与期望知道支撑剂是否存在的区间相同的气体饱和度的岩层。气体饱和度信息可从场地信息、从由组合选定的裸井测井(如，在中子-密度记录重叠上分离)获得的信息、从井上的其它加套管的孔的测井，或通过使用之前的井数据的各种组合来确定。
表4
在存在掺杂碳化硼的支撑剂的情况下补偿中子工具的近/远探测器计数比率。
图7A是压裂前数据集与压裂后数据集之间的示例性中子/补偿中子测井记录比较。使用高热中子俘获截面材料对在压裂过程中使用的支撑剂进行示踪。通过将压裂前计数率数据和压裂后计数率数据存在差别的区间与井内相应的深度区间关联而确定压裂区间的位置和高度。
不论井眼或裂缝或两者中是否存在支撑剂，所有三个探测器(近、远和超远)中观察到的计数率都在压裂区间中的压裂后测井中减小。绝对计数率在距离源最远的探测器中较低，且压裂信号(曲线之间的分离)可在隔开较长距离的探测器中略大。潜在的压裂区间上方和/或下方的压裂前测井和压裂后测井标准化区间用来在需要测井标准化的情形中使压裂前测井和压裂后测井标准化。
图11A和图11B分别为来自实验场地测试的实例的向下的连续区段，指明了仅包括压裂后记录的记录处理如何可用于识别包含示踪支撑剂的区间。所示的区间在X000英尺与X470英尺处的井底部之间利用商业补偿中子工具来以～30英寸/分钟测井，其中各个列出的深度中的“X”替换实际的前面数字，以便保护机密的井信息。该整个区间已知具有相同的井眼大小(来自裸井井径测井)、相同的井眼流体(在井眼中存在图11A中所示的区间顶部上方26英尺的气体/液体流体水平)，以及相同的岩层岩性(来自裸井测井)。整个所示的井区间包含加水泥的4.5''OD13.51b/英尺的套管。井在X392与X416英尺之间的两个区间中被穿孔和使用氧化钆(0.4重量％)示踪陶瓷支撑剂来压裂。N/F比率(在图11A和图11B中指定为“RATIOafter1”)和近探测器计数率(在图11A和图11B中指定为“NEARafter1”)使用X000-X350英尺的区间来形成。标号中的“after”指出测井在压裂作业之后运行，且“1”指出数据来自测井运行#1。相同的区间选定成形成N/F比率与远探测器计数率之间的单独的关系，在图11A和图11B中指定为“FARafter1”。区间选定成以便不包括穿孔中和附近的子区间，但具有与穿孔的岩层相同的岩层类型和井眼状况。然后根据穿过包括穿孔的整个测井区间(X000-X470)的N/F比率来计算近和远的计数率。这些基于比率的计数率(在图11A和图11B中指定为“NEARafter1R”和“FARafter1R”)然后经由图11A和图11B中所示的在深度轨迹右侧的两个轨迹中的近探测器和远探测器重叠来与实际观察到的近和远的探测器计数率相比较。压裂后γ射线测井(指定为“Grafterl”)和N/F比率显示在深度轨迹的左侧。包含示踪支撑剂的井中的区间在重叠时容易看到，其中实际的近和远计数率低于根据N/F比率计算的对应的计数率。示踪支撑剂在穿孔区间各处和之间观察到，且还延伸到穿孔部外侧。
在本专利申请的之前的部分中，描述了用于确定诱导地下岩层裂缝中的示踪支撑剂的位置的三个代表性的方法。为了方便起见，三个方法中的头两个在下文中简要概述。
第一方法使用了优选来自补偿中子工具(CNT)探测器的压裂前(或“压裂之前”)的中子计数率与对应的压裂后(或“压裂之后”)的中子计数率的比较。如果井眼流体和井眼状况在压裂前和压裂后测井运行中相同，且相同的工具和中子源在压裂前和压裂后测井运行中使用，则对压裂前和压裂后计数率记录进行重叠(重叠为比较两次测井运行的数据的形式)，且两条记录线之间的分离区域(在该处，压裂前测井的计数率值大于压裂后测井的计数率值)表示支撑剂。但是，如果井眼流体在压裂前和压裂后测井运行中不同，或其中使用不同的测井工具，则压裂前记录在进行压裂前/压裂后测井运行中子计数率重叠来确定支撑剂位置之前相对于非关注区域(即，远离预计其中具有支撑剂的岩层区域的区域，如，远离套管穿孔的区域)中的计数率和计数率比率两者进行标准化。
第二支撑剂位置探测方法的开发起因于压裂前和压裂后测井运行之间的岩层气体饱和度/氢指数的变化可大致减弱基于计数率比较的第一方法的支撑剂探测准确度的设计实现。因此，作为第一方法的附加，为了检查压裂前和压裂后测井运行之间的岩层氢指数变化，非关注区域中的压裂前测井运行的计数率比率(N/F)部分被标准化来在压裂前和压裂后计数率的比较中除去下者的影响(1)井眼流体的变化和(2)在压裂前和压裂后测井运行中使用不同的工具和/或中子源，等。对氢指数变化而不对支撑剂的存在敏感的标准化的压裂前计数率比率然后相对于压裂后计数率比率绘出。该计数率比率重叠的匹配指出岩层氢指数在压裂前和压裂后测井运行之间并未显著变化，且第一方法的前文所述的计数率比较技术可用于定位岩层中的示踪支撑剂。
但是，发现了计数率比率重叠的非匹配指出了压裂前和压裂后测井运行之间的岩层氢指数的变化。第二支撑剂位置探测方法开发成算出该发现的岩层氢指数变化。仅使用压裂后测井记录，第二方法通过确定不包含支撑剂的区域中的N/F与单独的探测器计数率之间的关系来达到此目的。这些关系然后用于预计将不受支撑剂是否存在影响的包含支撑剂的区域中的计数率。该没有支撑剂的预计/计算的计数率记录然后可与实际观察到的计数率记录比较，以定位示踪支撑剂，实际计数率记录上的降低的计数率区域指出了含有示踪支撑剂的区域。
尽管其有利地消除了探测示踪支撑剂时的氢指数敏感性且能够仅使用压裂后测井来执行，但发现该第二支撑剂探测方法也具有与不同岩层区域中的岩层岩性(即，岩石结构的性质，如石灰石-砂岩)的变化有关的局限性。具体而言，如果岩性在计数率-N/F关系相对于关注区域形成的区域之间不同，则岩性变化可引起使用压裂后测井记录确定的预测计数率有误差，因为N/F-计数率的关系不但是岩层氢指数的函数，而且是岩层岩性的函数。
最大限度地减小该岩性引发的误差的一种方式可为选定其中形成N/F-计数率的关系的区间，使其具有与相关区间中的存在的相同的岩性。但是，这需要了解岩性，且如果未发现形成该关系的岩性具有与关注区域相同的岩性，则这甚至不可能。此外，计算的压裂后测井记录-观察的压裂后测井记录的测井记录比较重叠将看起来在岩性不同的区域中是异常的。
为了提供期望的与岩性无关的经氢指数修正的方法来定位示踪支撑剂，开发了示踪支撑剂的第三探测方法，其也在上文中提到。该第三方法优选使用补偿中子测井工具执行，但作为备选其可使用脉冲中子俘获类型的测井工具执行，第三方法结合了上文所述的第一方法和第二方法两者的特征。具体而言，类似第一方法(仅使用压裂前-压裂后计数率比较的方法)，将需要压裂前和压裂后测井两者。且类似于第二方法，N/F比率用于解读过程(第二方法使用根据N/F比率计算的计数率与观察到的计数率的比较)。第二方法的与岩性相关的问题在图12中图解绘出，其中N/F-计数率的关系对于两种不同的岩层岩性示出，标为岩性#1(代表关注区域的岩性)和岩性#2(代表已知不包含穿孔或裂缝的标准化区域的岩性)。
如可见的那样，对于第二方法的压裂后测井上观察到的近/远探测器计数比率N/F0，不同的计算的计数率CR1和CR2将对于岩性#1-岩性#2相应地指出。尽管图12中的两种岩性之间的差异为了示出清楚而扩大，但很清楚的是，如果在形成N/F-计数率的关系的井的区域与关注区域岩性不同，则关注区域中的第二方法的计算的计数率可为有误差的。这将引起计算的压裂后计数率与观察的压裂后计数率之间的差异不但受示踪支撑剂影响，而且也受不同的岩性影响。
图13示出了如图12中所示的相同的两种岩性-N/F的关系。但是，在图13中示出了两个测井之间(如，压裂前和压裂后的测井之间)的计数率比率N/F的变化使得计数率产生变化的作用。应注意的是，对于N/F中的给定变化(即，ΔN/F)，与ΔN/F相关的计数率的变化ΔCR或多或少与存在的岩性无关。具体而言，使用压裂前和之后的测井行程之间的给定ΔN/F，岩性#1曲线上的凸起ΔN/F产生ΔCRL1，其大致等于由岩性#2曲线上的ΔN/F的凸起引起的ΔCRL2。
因此，在使用ΔN/F中，形成N/F-计数率的关系的区域的岩性与关注区域中的岩性相同不是关键的。在井中的关注开裂区间中，如果进行压裂前测井与压裂后测井之间的N/F的差异的比较，则该差异ΔN/F＝N/F(压裂前)-N/F(压裂后)将由于两个测井之间的岩层氢指数的变化而引起，且将大致对存在或不存在示踪支撑剂不敏感。ΔN/F与示踪支撑剂的存在无关，因为其源自两次N/F测量，各次均与示踪支撑剂无关(见图9)。出于上文所述原因，ΔN/F也或多或少与关注区域中的岩性无关。
图14绘出了从压裂后数据(如在前文所述的第二支撑剂定位方法中)或从标准化的压裂前数据(如在前文所述的第一支撑剂定位方法中)获得的计数率CR-计数率比率N/F，且绘制了在地下岩层中定位示踪支撑剂的第三方法的性能。
参看图14，第三支撑剂定位方法以以下方式示范性地执行。首先对井中的各个区域中的实际的/观察到的压裂前和压裂后测井之间的计数率比率N/F的差异进行计算(在测井之间的井眼流体的变化的任何标准化之后)。那些ΔN/F计数率比率变化的差异然后可转变成在图14中表示为ΔCR的由氢指数变化引起的测井之间的计数率的差异。该转变使用类似于图12中的曲线的压裂前测井数据上的计数率比率与计数率之间形成的函数关系。应当记住的是，即使在具有与压裂区域中的岩性不同的岩性的区域中形成该关系，计算ΔCR时使用的ΔN/F也基本上与岩性无关。由于N/F和计数率之间的关系是非线性的，故ΔCR为ΔN/F和N/F的g函数如下：
ΔCR＝g(N/F,ΔN/F)。
一旦形成井中的各个深度区间的ΔCR，针对压裂前与压裂后测井之间的氢指数的差异修正的计算的压裂前计数率由以下给出：
CR(压裂前，经修正)＝CR(压裂前，观察到的)+ΔCR
如果ΔN/F为正，则ΔCR将为正。如果ΔN/F为负，而ΔCR将为负。如果ΔN/F为零，则ΔCR将为零。如果在针对氢指数的差异进行这些修正之后，压裂后计数率低于修正的压裂前计数率，则压裂后测井上的低计数率将归因于示踪支撑剂的存在。应当注意的是，ΔCR修正同样良好用于针对测井之间的氢指数差异修正压裂后计数率，而非压裂前计数率。
第三方法的关键特征在于使用压裂前和压裂后测井之间的N/F的变化(其基本上与岩性无关)来针对测井之间的氢指数变化进行修正。在前文所述的第二支撑剂定位方法中，N/F(其取决于岩性)而非N/F的变化用于修正关注区域中的氢指数作用。
图14中示出了使用第三方法的计算实例，图14绘出了计数率CR-N/F比率的交叉关系图。所示的计数率-计数率比率曲线可从压裂后数据(如前述第二方法中)或从标准化的压裂前数据(如前述第一方法中)获得。假设正确地执行第一方法的井眼流体标准化，则两条曲线将大致相同。
在图14的实例中，压裂前和压裂后比率N/FB和N/FA之间的ΔN/F代表性地等于1(比率线上的3-2)，其中压裂前和压裂后的计数率CRB和CRB之间的相关联的ΔCR为100(计数率线上的500-400)。使用前述第三方法，氢指数修正的压裂前计数率由以下给出：
CR(压裂前，经修正)＝CRB(400)+ΔCR(100)＝500.
该与岩性无关的过程对于井中的每个关注深度完成。在执行第三方法时使用该技术，比较与岩性无关的经氢指数修正的压裂前测井行程计数率(在任一探测器中)与相同探测器中压裂后测井行程中对应的观察到的计数率，其中示踪支撑剂由压裂后计数率相对于经氢指数修正的压裂前计数率的减小指出。
如上文所述，该同一方法3过程可在井眼状况(替代岩性或除岩性之外)在用于形成用于针对氢指数作用修成计数率的计数率-N/F比率的关系的井的区间中相对于可能存在裂缝的区间中的井眼状况不同时使用。因此，方法3既与岩性无关且又与井眼状况无关。如本文使用的用语"与岩性无关"和"与井眼状况无关"意指在使用方法3时已经除去了这些作用的大多数但不一定是所有。
示例2
PNC工具
使用MCNP5模拟具有14-MeV脉冲中子发生器的PNC系统来确定岩层中的裂缝的高度。在压裂岩层之后记录在热中子或γ射线传感器中探测到的衰减曲线计数率数据。与中子和补偿中子工具的情形中一样，随后将观察到的参数与在井被压裂前完成的测井运行中记录的相应值进行比较，再次优选使用与压裂后测井相同或相似的测井工具和相同的井眼状况完成该测井运行。根据二分量衰减曲线计算岩层和井眼热中子吸收截面。压裂后PNC测井中的岩层和井眼热中子吸收截面与压裂前测井中相比的增加量，以及观察到的计数率和计算出的岩层和/或井眼分量计数率和计数率积分中在测井之间的减小量，用来识别诱导裂缝中和/或邻近压裂区域的井眼区域中掺杂碳化硼的支撑剂的存在。
PNC工具可用于数据收集和处理以实现观察与与计数率有关的变化和计算出的岩层和井眼热中子俘获截面的变化，以便识别支撑剂中的中子吸收剂的存在。
在当前的“双幂”PNC工具中，如Shultz等人在SPWLA AnnualSymposium Transactions中的题为“Experimental Basis For A NewBorehole Corrected Pulsed Neutron Capture Logging System(ThermalMulti-gateDecay“TMD”)”的1983论文CC；Smith,Jr等人的题为“Applications Of A New Borehole Corrected Pulsed Neutron CaptureLogging System(TMD)”的1983论文DD；以及Buchanan等人的题为“Applications of TMD PulsedNeutron Logs In Unusual DownholeLogging Environments”的1984论文KKK所公开的，在热中子(或γ射线)探测器中测出的作为中子轰击之间的时间的函数的探测计数率c(t)的方程可通过方程1估计：
(1)c(t)＝Abh exp(-t/τbh)+Afm exp(-t/τfm)
其中t为中子脉冲之后的时间，Abh和Afm分别是井眼和岩层衰减分量在中子脉冲(有时候称为“轰击”)结束时的初始大小，而τbh和τfm是相应的井眼和岩层分量幂衰减常数。井眼和岩层分量俘获截面∑bh和∑fm通过以下关系式与它们相应的衰减常数成反比：
(2)τfm＝4550/∑fm，而τbh＝4550/∑bh，
其中截面以俘获单位为单位，而衰减常数以微秒为单位。
与压裂前脉冲中子测井记录相比，在岩层裂缝中有支撑剂的压裂后测井记录中将观察到俘获截面∑fm的增加。幸而，由于PNC测井分离来自井眼和岩层的计数率信号的能力，与使用中子或补偿中子工具进行测量的情形相比，岩层俘获截面对井眼区域中在压裂前脉冲中子测井与压裂后脉冲中子测井之间的任何不可避免的变化(例如井眼盐度或套管变化)的敏感度也将减小。
岩层分量计数率也将受裂缝中的支撑剂中存在含硼吸收剂的影响(被减小)，特别是具有γ射线探测器的PNC工具中。岩层分量计数率还将由于井眼区域中存在硼而减小，因为很多主要在岩层中衰减的热中子实际可在井眼区域中被俘获(这与从岩层衰减分量主导的中子轰击之后的时间段在光谱中看到大量铁γ射线的原因相同，尽管铁在井眼区域中仅存在于井管和工具壳体中)。
由于大多数现代PNC工具还测量井眼分量衰减，所以压裂后测井记录中与压裂前测井记录相比井眼俘获截面∑bh的增加量和井眼分量计数率的变化(特别是在使用碳化硼作为高热中子俘获截面材料的情况下)表明井眼附近存在支撑剂，其通常还表示邻近的岩层中存在诱导压裂。
图6A-6C和表5A和表5B显示了对于本发明的PNC工具实施例的MCNP5模拟结果。在所有PNC模型中使用了NaIγ射线探测器。使用假定直径为1.6875英寸的PNC工具在28.3％孔隙率岩层中的1.0cm宽裂缝中有具有1.0％碳化硼的支撑剂的情况下收集压裂前数据(图6A)以及压裂后数据(图6B)而获得该数据。图6C示出在环形(水泥)区域中而非岩层中的裂缝中具有1.0％碳化硼的支撑剂的情况下的压裂后数据。除非另外指出，否则井眼和岩层状况与图3A中所述相同。源探测器间距与前面的中子测井实例中采用的间距相同。在图6A-6C中，将沿各衰减曲线的每个时间块的总计数率表示为沿时间轴(x轴)的点。近探测器衰减是各图中的缓慢衰减的上部曲线，远探测器衰减为中间曲线，而超远探测器衰减为下部曲线。从两个幂拟合程序计算出的岩层衰减分量是绘于各图中的总衰减曲线点上(针对每个探测器)的更缓慢衰减的幂(图中的实线)。该曲线的较早部分的衰减曲线相对于实线的偏差是由于来自更快衰减的井眼分量的附加计数率。通过将总计数率减去计算出的岩层分量而计算代表图中所示的更快衰减的井眼区域衰减的点。代表从两个幂拟合算法计算出的井眼幂方程的线重叠在沿井眼衰减曲线的每个点上。与图6A-6C中每个计算出的幂分量相关的R2值揭示了计算出的值与实际数据的关联程度，1.0表示理想拟合。沿衰减曲线的点与计算出的岩层和井眼幂分量之间的良好拟合确认两个幂近似的有效性。
表5A显示了来自图6A和图6B的计算出的岩层和井眼信息，而且还显示了在裂缝相对于工具处于垂直定向的情况下计算出的衰减曲线(参见图3B)的类似信息。如在表5A中可见，虽然未观察到岩层分量俘获截面∑fm的变化如从纯体积考虑计算出的那么多，但在裂缝中有掺杂碳化硼的支撑剂的情况下，仍然在∑fm中观察到显著的(高达18％)增加，这取决于探测器间距。从表5A还可以看出的是，井眼中的工具相对于裂缝的定向(平行-垂直数据)没有对于补偿中子工具观察到的那么明显。当在MCNP5软件中模拟0.27％Gd2O3(与1.0％B4C相对)作为支撑剂中的高俘获截面材料时，∑fm以与以上关于碳化硼所述相似的方式增加。同样，从方程1，从岩层分量的以幂的方式衰减的计数率的全时积分可作为Afm*τfm计算，其中Afm为岩层衰减分量的初始大小，而τfm为岩层分量幂衰减常数。在裂缝中有掺杂碳化硼的支撑剂的情况下，计算出的岩层分量Afm*τfm计数率积分降低约22-44％，其为明显的裂缝信号。在岩层分量计数率占优势的中子轰击之后的特定时间段(例如400-1000微秒)总计的观察到的计数率衰减曲线可代替Afm*τfm，但是敏感度和/或精度出现一定减小。与含有1.0％B4C的支撑剂相反，当在MCNP5软件中模拟0.27％Gd2O3作为支撑剂中的高俘获截面材料时，Afm*τfm不会出现与计数率有关的大的降低，因为钆在热中子俘获之后发射γ射线，与硼不一样。对于井眼分量截面和计数率，在表5A中也观察到一些变化。这些变化尽管还有可能用于压裂识别，但并不表现出与岩层分量数据的变化一样系统化，因为岩层裂缝中的支撑剂主要影响PNC岩层参数，与井眼参数相反。
表5A
从图6A-6B所示数据的计算出的岩层和井眼计数率参数以及岩层和井眼俘获截面。还示出了针对工具相对于裂缝的垂直定向的类似PNC数据。井眼环带中存在纯水泥。模拟NaIγ射线探测器。
表5B
在环形(水泥)区域中有0.2％B4C的情况下计算出的岩层和井眼计数率参数以及岩层和井眼俘获截面。裂缝中的支撑剂中不存在B4C。模拟NaIγ射线探测器。
图6C表示在使用1.0％B4C示踪支撑剂填充水泥环带的情况下观察到的岩层且特别是井眼分量截面的增加，以及岩层和井眼分量计数率中大的降低(减小高达85％)。但是，由于整个井眼环带将不太可能填满支撑剂，所以还收集代表使用示踪支撑剂对环带进行更现实的部分填充的类似的模拟数据。表5B代表为了显示井眼环(水泥区域)中有掺杂0.2％B4C的支撑剂对PNC工具的影响而收集的数据。该B4C浓度代表用1％B4C示踪支撑剂对环带进行20％填充。∑fm和∑bh随井眼环带中的支撑剂的增加而增加。特别是对于环带中的支撑剂，计算出的岩层分量计数率Afm*τfm充分降低-约50％。Afm*τfm也可变化，但变化得不是太多。这些变化表示被支撑的裂缝，假设邻近被支撑的压裂区间的部分井眼区域也包含示踪支撑剂。
表5A和表5B中所述的效果也可通过视觉观察图6A-6C中的衰减曲线看出。在将图6A中的三个压裂前衰减曲线与图6B和图6C中相应的压裂后曲线进行比较的过程中，可看出岩层分量在岩层裂缝中有掺杂碳化硼的支撑剂的情况下衰减得更快(图6B)，而在水泥环带中有掺杂碳化硼的支撑剂的情况下稍微衰减(图6C)。另一方面，井眼分量的衰减率看上去对裂缝中存在支撑剂不敏感得多(图6B)，而在识别井眼支撑剂中很有用(图6C)。
这种对裂缝中的支撑剂的减小的井眼分量敏感度也可在表5A中的数据中看出，表5A显示了针对压裂前和压裂后衰减曲线从图6A和图6B中的衰减数据计算出的∑bh和Abh*τbh。与岩层参数的∑fm和Afm*τfm的变化百分比相比，井眼参数∑bh和Abh*τbh在压裂前衰减数据与压裂后衰减数据之间的变化百分比要小得多。这种对裂缝的减小的井眼分量敏感度主要是由于井眼区域在这两种情形中并未明显不同的事实(含有支撑剂的裂缝并未延伸通过孔眼区域)，并且井眼分量主要感测该区域。
如前文所述，PNC岩层参数对井眼状况在压裂前测井与压裂后测井之间的与支撑剂无关的变化(例如井眼流体盐度变化或套管状况的变化)不如中子或补偿中子敏感。这是由于PNC系统分离岩层分量和井眼分量的能力。这一点可在表6中的数据中看出，其中井眼流体的盐度从淡水变成盐水(102Kppm NaCl)。岩层参数对这种变化实际上不敏感，而两个井眼参数对盐度变化非常敏感。因此，由于存在示踪支撑剂而产生的岩层参数变化将不会受测井运行之间的井眼状况变化的影响。同样，井眼参数的变化，结合岩层参数的不变，可用来识别井眼区域已在测井之间发生变化的位置，因为这种变化也可以是相关的。
表6
井眼盐度的102Kppm NaCl变化影响PNC井眼参数但不影响PNC岩层参数
孔隙率＝28％-裂缝或环带中无B4C–NaIγ射线探测器
现代多分量PNC工具探测γ射线，该γ射线可用来计算对大部分井眼区域变化的敏感度仅最低的岩层衰减分量(以及因此∑fm和Afm*τfm两者)，如以上可见。如果采用测量热中子而非γ射线的PNC工具，则∑fm也将对岩层变化(示踪裂缝)敏感而对井眼区域变化相对不敏感。Afm*τfm也将对井眼中存在支撑剂敏感，这部分是因为热中子将在穿过岩层与测井工具中的探测器之间的该高俘获截面井眼环带时被另外衰减。井眼衰减参数(∑bh和Abh*τbh)，如包括γ射线探测器的PNC工具中测量的那些，对岩层的变化不如∑fm和Afm*τfm敏感，但井眼参数，特别是∑bh，对井眼中示踪支撑剂很敏感。因此，在包括热中子探测器的PNC工具中，如同包括γ射线探测器的PNC工具，所有四个参数(∑fm、Afm*τfm、∑bh和Abh*τbh)的变化将通常将以同样的方式受到示踪支撑剂的影响。如果使用硼作为高截面支撑剂示踪材料，则观察到的计数率降低量将很有可能由于前述在通过硼俘获中子之后未俘获γ射线而在带热中子探测器的工具中比带γ探测器的工具相对更小。
如果测井运行之间已出现难以量化井眼区域状况的变化(如井眼流体盐度或套管状况的变化)，则可监控∑fm和Afm*τfm的变化。由于∑fm对井眼区域的变化不很敏感，所以如果期望着重于岩层中示踪支撑剂的探测而不是井眼区域中示踪支撑剂，则可监控∑fm。另一方面，如果一些掺杂有碳化硼的支撑剂位于邻近诱导裂缝的井眼区域中，则与压裂前测井相比将在压裂后测井中观察到计算出的井眼热中子俘获截面∑bh的增加(井眼衰减分量计数率和Abh*τbh的变化将不太明显)。如果支撑剂已存在于岩层中的裂缝中，则这些井眼参数变化将更不明显。本发明的另一实施例提供监控∑bh和Afm*τfm的变化，并且在一些情况下，监控Abh*τbh的变化(以及∑fm的不变)，以探测位于井眼区域中的支撑剂。
图7B中示出使用带俘获γ射线探测器或热中子探测器的PNC工具的压裂前和压裂后测井记录的示例性测井记录比较，其代表从探测器之一(即：近、远或超远探测器)接收的数据。使用高热中子俘获截面材料对在压裂过程中使用的支撑剂进行示踪。在进行比较之前可能需要使存疑的压裂区域之外的区间中的压裂前测井记录和压裂后测井记录标准化。如果仅裂缝中存在示踪支撑剂，则∑fm增加而Afm*τfm降低，但是∑bh和Abh*τbh对压裂(岩层)支撑剂仅具有有限的敏感度。如果仅井眼中存在示踪支撑剂，则∑fm受影响的程度最低，因为井眼区域变化不会影响∑fm。Afm*τfm在压裂后测井记录中降低。∑bh和Abh*τbh两者均对井眼区域中存在示踪支撑剂敏感(∑bh增加而Abh*τbh降低)。如果井眼和岩层两者中均存在示踪支撑剂，则所有四个测井曲线在含有支撑剂的区间中分离。因此，由于当一起观察时该四个PNC测井参数(∑fm、Afm*τfm、∑bh和Abh*τbh)在所有三种以上支撑剂定位情形中不同地作出响应，所以我们可通过观察这些参数在压裂前测井与压裂后测井之间的变化或不变来确定井眼区域中、裂缝中或两者中是否存在支撑剂。
虽然以上说明已集中在将压裂前测井记录与压裂后测井记录进行比较来探测用高热中子俘获截面材料(例如B4C或Gd2O3)示踪的支撑剂的位置以指示诱导裂缝，但将在压裂作业之后的不同时间的两次(或更多次)补偿中子或PNC测井运行进行类似的比较也可提供有用的信息。如果裂缝和/或井眼区域中示踪支撑剂的量随时间的推移而减小，则在刚好在压裂作业之后运行的压裂后测井与在稍后的时间运行(在完成任何所需的测井记录标准化之后)的类似的测井之间将观察到上述变化的逆转。增加测井之间的中子或补偿中子计数率(或针对PNC测井而降低∑fm和/或∑bh并增加Afm*τfm)将表明当运行稍后的压裂后测井时探测到的支撑剂量减小。这种处于适当位置的支撑剂的量的减小可提供关于该井的有用信息。任何支撑剂减少很有可能是从井里产生的支撑剂连同从岩层产生的油田流体造成的。支撑剂减少可表明裂缝未像其最初那样被良好地支撑(并因此可能需要另一次压裂作业或其它补救措施)。减少的支撑剂还可表明完成大部分生产的压裂区域，因为支撑剂只能从生产区域产生。支撑剂不变可相反地表示未生产的区域，并因此提供关于需要重新完井的区域的信息。如果PNC工具用于这些比较，则还可区分支撑剂变化是否来自井眼区域或岩层裂缝本身或两者。如果在第一压裂后测井之后多次运行测井，则可监控到逐渐的变化。当然，知道探测到的支撑剂减少是否由被支撑的裂缝的品质下降所致或由生产率最高的区域所致或两者也将是有用的。可通过用下者增强压裂后支撑剂识别记录来解决这些影响：(1)常规生产测井记录，(2)用以定位生产所形成的区间中的放射性盐沉积的γ射线测井记录，(3)用以探测开口的裂缝的声测井记录，(4)其它测井数据，和/或(5)场地信息。应当注意的是，这种类型的压裂后信息不能够使用将半衰期较短的放射性示踪剂泵送到井下的压裂识别方法获得，因为放射性衰减将使随后的压裂后测井毫无用处。对于所述的方法来说这将不是问题，因为用硼和/或钆示踪的支撑剂的特征/特性并不随时间推移而变化。应当注意的是，由两个或多个压裂后补偿的中子测井之间的岩层和/或裂缝氢指数的变化引起的任何可能的混淆可以以与本文在之前描述的涉及压裂前测井和压裂后测井的情形中相同的方式来解决。
使用补偿中子测井工具的第三支撑剂定位方法的以上论述的大部分都涉及对计数率作出与岩性无关的修正来补偿压裂前测井和压裂后测井之间的气体饱和度(氢指数HI)的差异。之前所述的第二方法也对形成N/F与计数率之间的关系的区域与关注区域之间的井眼状况差异(以及岩性差异)敏感。相比使用第二方法，该第三方法还可应用于对计数率作出更多与井眼状况无关的修正，其用于补偿压裂前测井和压裂后测井之间的气体饱和度的差异。同样，虽然已经结合补偿中子测井示出了第三实施例的前述论述，但应当注意的是，类似的方法也可应用于利用在使用PNC测井工具时形成的近探测器计数率和远探测器计数率以及相关联的N/F比率。
前面的描述和实施例旨在说明本发明，而不对本发明进行限制。对本领域的技术人员来说很明显的是，可通过对材料含量或制造方法进行细小的改动而实质上复制文中所述的发明。只要此类材料或方法基本上等效，这意图的是它们被所附权利要求所包含。

Claims (21)

1.一种用于结合由井眼穿过的可开裂的地下岩层而使用的测井方法，包括以下步骤：
执行压裂前和压裂后测井操作，在各个测井操作中，具有中子发射源和定位成离所述中子发射源有不同距离的多个热中子或俘获γ射线测井探测器的测井工具设备移动穿过所述井眼，且用于生成压裂前和压裂后的近探测器计数率记录和远探测器计数率记录，以及压裂前和压裂后的近/远计数率比率记录；
针对所述压裂前和压裂后测井操作之间的在井眼流体、测井工具和中子源输出中的一个或多个方面的任何变化修正所述压裂前计数率记录和所述压裂前计数率比率记录；
在执行所述修正步骤之后，比较所述压裂后和压裂前计数率比率记录，以确定其间的近/远计数率比率差异；
使用所确定的近/远计数率比率差异来计算与岩性无关且/或与井眼状况无关且经氢指数修正的计数率差异；
使所计算的计数率差异与经修正的压裂前计数率记录计数率组合来产生与岩性无关且/或与井眼状况无关且经氢指数修正的压裂前计数率记录；
将所述与岩性无关和/或与井眼状况无关且经氢指数修正的压裂前计数率记录与所述压裂后计数率记录相比较，以确定含有高热中子俘获截面材料的支撑剂在岩层裂缝和/或邻近开裂岩层的井眼区域中的高度/位置。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述使用步骤中，使用在不包含示踪支撑剂的井区间中的所述近或远探测器中的压裂后计数率与压裂后近/远比率之间的关系来形成所述计数率差异。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述使用步骤中，使用在不包含示踪支撑剂的井区间中的所述近或远探测器中的经修正的压裂前计数率与经修正的压裂前近/远比率之间的关系形成所述计数率差异。
4.一种用于结合由井眼穿过的可开裂的地下岩层而使用的测井方法，包括以下步骤：
执行压裂前和压裂后测井操作，在各个测井操作中，具有中子发射源和定位成离所述中子发射源有不同距离的多个热中子或俘获γ射线测井探测器的测井工具设备移动穿过所述井眼，且用于生成压裂前和压裂后的近探测器计数率记录和远探测器计数率记录，以及压裂前和压裂后的近/远计数率比率记录；
比较所述压裂后和压裂前计数率比率记录来确定其间的近/远计数率比率差异；
使用所确定的近/远计数率比率差异来计算压裂前和压裂后测井之间的计数率差异；
使所计算的计数率差异与所述压裂前或压裂后计数率记录计数率组合来产生与岩性无关且/或与井眼状况无关且经氢指数修正的压裂前记录，或与岩性无关且/或与井眼状况无关且经氢指数修正的压裂后计数率记录；
将所述组合步骤中的所述与岩性无关且/或与井眼状况无关且经氢指数修正的计数率记录与另一个计数率记录相比较，以确定含有高热中子俘获截面材料的支撑剂在岩层和/或邻近开裂岩层的井眼区域和/或邻近所述开裂岩层的井眼区域中的高度/位置。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，根据在不包含示踪支撑剂的井区间中的所述近或远探测器中的压裂后计数率与压裂后近/远比率之间的关系来形成所述计数率差异。
6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，根据在不包含示踪支撑剂的井区间中的所述近或远探测器中的压裂前计数率与压裂前近/远比率之间的关系来形成所述计数率差异。
7.一种用于结合由井眼穿过的可开裂的地下岩层而使用的测井方法，包括以下步骤：
穿过井区间执行压裂前和压裂后测井操作，在各个测井操作中，具有中子发射源和定位成离所述中子发射源有不同距离的多个热中子或俘获γ射线测井探测器的测井工具设备移动穿过所述井眼，且用于生成计数率和计数率比率；
根据压裂前和压裂后测井操作中的一者的数据形成计数率/计数率比率关系；
确定所述压裂前和压裂后测井操作数据之间的计数率比率差异；
使用所形成的计数率/计数率比率关系来将所述计数率比率差异转化成所述压裂前和压裂后测井操作之间的对应的计数率差异；
使所述压裂前和压裂后测井操作之间的计数率差异与所述压裂前计数率组合来产生与岩性无关且/或与井眼状况无关的经氢指数修正的压裂前计数率；
使所述压裂后计数率数据与所述与岩性无关且/或与井眼状况无关的经氢指数修正的压裂前计数率数据重叠；以及
使重叠的压裂后计数率数据和与岩性无关且/或与井眼状况无关的经氢指数修正的压裂前计数率数据的其中所述压裂后计数率较低的区域与含有高热中子俘获截面材料的支撑剂且因此裂缝在岩层和/或邻近开裂岩层的井眼区域中的高度和位置相关联。
8.一种用于结合由井眼穿过的可开裂的地下岩层而使用的测井方法，包括以下步骤：
穿过井区间执行压裂前和压裂后测井操作，在各个测井操作中，具有中子发射源和定位成离所述中子发射源有不同距离的多个热中子或俘获γ射线测井探测器的测井工具设备移动穿过所述井眼，且用于生成计数率和计数率比率；
根据压裂前和压裂后测井操作中的一者的数据形成计数率/计数率比率关系；
确定所述压裂前和压裂后测井操作数据之间的计数率比率差异；
使用所形成的计数率/计数率比率关系来将所述计数率比率差异转化成所述压裂前和压裂后测井操作之间的对应的计数率差异；
使所述压裂前和压裂后测井操作之间的计数率差异与所述压裂后计数率组合来产生与岩性无关且/或与井眼状况无关的经氢指数修正的压裂后计数率；
使所述压裂前计数率数据与所述与岩性无关且/或与井眼状况无关的经氢指数修正的压裂后计数率数据重叠；以及
使重叠的压裂前计数率数据和与岩性无关且/或与井眼状况无关的经氢指数修正的压裂后计数率数据的其中所述与岩性无关且/或与井眼状况无关的经氢指数修正的压裂后计数率较低的区域与含有高热中子俘获截面材料的支撑剂且因此裂缝在岩层和/或邻近所述开裂岩层的井眼区域中的高度和位置相关联。
9.一种用于结合由井眼穿过的可开裂的地下岩层而使用的测井方法，包括以下步骤：
穿过井区间执行压裂前和压裂后测井操作，在各个测井操作中，具有中子发射源和定位成离所述中子发射源有不同距离的多个热中子或俘获γ射线测井探测器的测井工具设备移动穿过所述井眼，且用于在所述探测器中的两个中生成计数率，以及来自相同的两个探测器的计数的计数率比率；
形成在不包含示踪支撑剂的井的区间中的在相同的两个探测器中的选定的一个的所述压裂后计数率比率与所述压裂后计数率之间的关系；
使用所形成的关系和相同的两个探测器在关注的井深度处的压裂前和压裂后计数率比率来计算选定的探测器在所述关注的井深度处的压裂前测井与压裂后测井之间的计数率差异，其与所述压裂前测井与所述压裂后测井之间的岩层氢指数的变化相关；
针对所述压裂前测井与所述压裂后测井之间的氢指数变化，使用所计算的计数率差异来修正来自所述相同两个探测器中的选定的一个的压裂前和压裂后测井计数率中的一者；
将所述修正步骤中的经修正的计数率记录与另一个计数率记录相比较，以形成在压裂前测井数据与压裂后测井数据之间的与岩性和井眼状况中的至少一者无关的计数率差异；
使所述与岩性和/或井眼状况无关的计数率差异与含有高热中子俘获截面材料的支撑剂且因此裂缝在所述岩层和/或邻近开裂岩层的井眼区域中的高度和位置相关联。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，在所述执行步骤中，针对所述压裂前测井与所述压裂后测井之间的在井眼流体、测井工具和/或中子源方面的差异对所生成的计数率比率和探测器计数率进行修正/标准化。
11.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，在所述比较步骤中，从所述压裂前测井数据获得的用于计算与岩性和/或井眼状况无关的计数率差异的计数率大于从所述压裂后测井数据获得的计数率。
12.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，计算和使用在由所述井眼穿过的多个深度处的所述与岩性和/或井眼状况无关的计数率差异。
13.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，在所述形成步骤中，将所述相同的两个探测器中的选定的一个中的压裂前计数率比率和压裂前计数率替代压裂后计数率比率和压裂后计数率。
14.一种用于结合由井眼穿过的可开裂的地下岩层而使用的测井方法，包括以下步骤：
穿过井区间执行压裂前和压裂后测井操作，在各个测井操作中，具有中子发射源和定位成离所述中子发射源有不同距离的多个热中子或俘获γ射线测井探测器的测井工具设备移动穿过所述井眼，且用于在所述探测器中的两个中生成计数率，以及来自相同的两个探测器的计数的计数率比率；
计算所述压裂前计数率比率与所述压裂后计数率比率之间的差异；
使用所计算的计数率比率差异来计算由于两次测井之间的氢指数变化而在所述压裂前测井与所述压裂后测井之间产生的对应的计数率差异；
针对所述氢指数变化，使用所计算的计数率差异修正来自所述相同两个探测器中的一个的压裂前和压裂后测井计数率中的一者；
将所述修正步骤中的经修正的计数率与来自相同的两个探测器中的所述一个的压裂前和压裂后计数率比率中的另一个相比较，以形成在所述压裂前计数率与所述压裂后计数率之间的与岩性和井眼状况中的至少一者无关的计数率差异；以及
使所述与岩性和/或井眼状况无关的计数率差异与含有高热中子俘获截面材料的支撑剂且因此裂缝在岩层和/或邻近开裂岩层的井眼区域中的高度和位置相关联。
15.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，在所述执行步骤中，针对所述压裂前测井与所述压裂后测井之间的在井眼流体、测井工具和/或中子源方面的差异对所生成的计数率比率和探测器计数率进行修正/标准化。
16.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，在所述比较步骤中，从所述压裂前测井数据获得的用于计算所述与岩性和/或井眼状况无关的计数率差异的计数率大于从所述压裂后测井数据获得的计数率。
17.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，计算和使用在由所述井眼穿过的多个深度处的所述与岩性和/或井眼状况无关的计数率差异。
18.一种用于结合由井眼穿过的可开裂的地下岩层而使用的测井方法，包括以下步骤：
穿过井区间执行第一和第二压裂后测井操作，在各个测井操作中，具有中子发射源和定位成离所述中子发射源有不同距离的多个热中子或俘获γ射线测井探测器的测井工具设备移动穿过所述井眼，且用于在所述探测器中的两个中生成计数率，以及来自相同的两个探测器的计数的计数率比率；
计算所述第一压裂后计数率与所述第二压裂后计数率之间的差异；
使用所计算的计数率比率差异来计算由于两次测井之间的氢指数变化而在所述第一压裂后测井与所述第二压裂后测井之间引起的对应的计数率差异；
针对所述氢指数变化，使用所计算的计数率差异修正来自所述相同两个探测器中的一个的第一压裂后测井计数率和第二压裂后测井计数率中的一者；
将所述修正步骤中的经修正的计数率与第一压裂后测井计数率和第二压裂后测井计数率的另一个相比较，以形成在所述第一压裂后计数率与所述第二压裂后计数率之间的与岩性和井眼状况中的至少一者无关的计数率差异；以及
使用所述与岩性和/或井眼状况无关的计数率差异来指出在所述第一压裂后测井与所述第二压裂后测井之间的时间段中含有高热中子俘获截面材料的支撑剂在岩层裂缝中和/或在邻近的开裂岩层的井眼区域中的高度和位置。
19.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，在所述执行步骤中，针对所述第一压裂后测井与所述第二压裂后测井之间的在井眼流体方面的差异对所生成的计数率比率和探测器计数率进行修正/标准化。
20.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，计算和使用在由所述井眼穿过的多个深度处的所述与岩性和/或井眼状况无关的计数率差异。
21.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，所述方法还包括在执行所述第一压裂后测井操作和执行所述第二压裂后测井操作之间的时间段中执行的从井产生流体的步骤。
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