MX2012010833A

MX2012010833A - Sistema y metodo para corrección de efectos de perforación en una medición de porosidad de neutrones.

Info

Publication number: MX2012010833A
Application number: MX2012010833A
Authority: MX
Inventors: James Thornton; Bradley A Roscoe
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2010-03-23
Filing date: 2011-03-07
Publication date: 2012-11-23
Also published as: WO2011119318A3; US9031790B2; EP2539748A2; WO2011119318A2; BR112012023738A2; CA2793106A1; US20150234084A1; US20110238313A1; RU2518591C1; RU2012144812A; BR112012023738B1

Abstract

Se proveen sistemas, métodos y dispositivos para determinar una porosidad de una formación subterránea corregida para efectos de orificio de perforación. Dicho dispositivo puede ser una herramienta de orificio profundo capaz de ser descendido en un orificio de perforación de una formación subterránea que puede incluir una fuente de neutrones, dos o más detectores de neutrones y circuitería de proceso de datos. La fuente de neutrones puede emitir neutrones en la formación subterránea. Los dos o más detectores de neutrones pueden disponerse respectivamente en dos o más orientaciones azimutales dentro de la herramienta de orificio profundo y pueden detectar neutrones dispersos por la formación subterránea o fluido del orificio de perforación en el orificio de perforación, o ambos. Con base en los neutrones detectados por los detectores de neutrones, la circuitería de proceso de datos puede determinar una porosidad de la formación subterránea corregida para efectos de orificio de perforación.

Description

SISTEMA Y MÉTODO PARA CORRECCIÓN DE EFECTOS DE PERFORACIÓN EN UNA MEDICIÓN DE POROSIDAD DE NEUTRONES ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En general, la presente descripción se refiere al registro neutronico de pozos y, más particularmente, a la corrección de los efectos de perforación en una medición de porosidad de neutrones que se basa en las mediciones de un detector de neutrones enfrentado a un pozo de sondeo.

La presente sección pretende introducir al lector a varios aspectos de la técnica que pueden estar relacionados con varios aspectos de la presente descripción, los cuales se describen y/o reivindican a continuación. Se considera que la presente descripción es útil para proporcionar al lector información general para facilitar una mejor comprensión de los varios aspectos de la presente descripción. Por consiguiente, deberla entenderse que estas declaraciones deben leerse en vista de la técnica presente y no como reconocimientos de la técnica previa.

Los dispositivos de registro neutronico de pozos se han utilizado en yacimientos petrolíferos durante muchos años para medir la porosidad y otras propiedades de la formación.

Estos dispositivos pueden incluir una fuente de neutrones y uno o más detectores de neutrones térmicos y/o epitérmicos. Al emitir neutrones hacia una formación circundante con la fuente de neutrones y al detectar neutrones que se dispersan en la formación circundante usando dichos uno o más detectores de neutrones, se puede determinar una propiedad de la formación. En particular, una velocidad de conteo de neutrones detectada mediante un detector de neutrones separado adecuadamente de la fuente de neutrones, en general, puede estar dominada por el efecto de dispersión elástica de los neutrones en los núcleos de hidrógeno en el pozo de sondeo y en la formación circundante. Cuanto más hidrógeno esté presente alrededor del dispositivo de registro neutrónico de pozos, menos neutrones llegarán al detector de neutrones .

Dado que la porosidad de la formación en general está llena de agua o hidrocarburo, la respuesta de los neutrones de un detector de neutrones también es una medida de la porosidad.

Los dispositivos de porosidad de neutrones en general funcionan excéntricamente en el pozo de sondeo con el dispositivo preferentemente tocando la pared del pozo de sondeo. Dicha configuración puede mejorar la sensibilidad del dispositivo de porosidad de los neutrones a la formación con relación al pozo de sondeo. En particular, el fluido de perforación (por ej . , agua o aceite) en general puede contener mucho más hidrógeno que la formación. Por lo tanto, la colocación del dispositivo de porosidad de los neutrones en esta configuración puede aumentar el porcentaje de neutrones que traspasan la fuente de neutrones hacia el detector de neutrones mediante la formación en lugar de mediante el pozo de sondeo. Básicamente, el fluido de perforación puede ser una buena capa protectora de neutrones y, por lo tanto, puede ser menos probable que los neutrones alcancen el detector de neutrones mediante el pozo de sondeo. Desafortunadamente, la eficacia del pozo de sondeo como una capa protectora de neutrones puede depender de su tamaño y forma, asi como de la composición del fluido de perforación que se encuentra en el interior. El tamaño y la forma importan porque prácticamente todos los neutrones, incluso los que alcanzan en primer lugar dichos uno o más detectores de neutrones mediante la formación, también tendrán que viajar a través de al menos algún fluido de perforación de camino hacia el detector de neutrones, y la cantidad de fluido de perforación que traspasa puede depender de la geometría del pozo de sondeo. En particular, cuanto más grande sea el pozo de sondeo, más fluido de perforación será atravesado por un neutrón determinado antes de alcanzar un detector de neutrones del dispositivo de porosidad de neutrones. La composición del fluido de perforación puede afectar el transporte de neutrones ya que el fluido de perforación afecta la concentración de hidrógeno y otros elementos. Hidrógeno y otros elementos determinados, tal como cloro, puede afectar significativamente la velocidad de conteo observada de dichos uno o más detectores de neutrones, especialmente cuando dichos uno o más detectores de neutrones son detectores de neutrones térmicos.

Todos estos efectos pueden perturbar las velocidades de conteo del detector de neutrones observadas que simplemente dependen de la porosidad de la formación. En general, estos efectos pueden procesarse primero calculando una porosidad aparente a partir de las velocidades de conteo medidas o de las relaciones de velocidades de conteo de múltiples detectores, asumiendo un conjunto estándar de condiciones en el fondo del pozo (por ej . , formación de calcita, pozo de sondeo de 8 pulgadas, . agua dulce como fluido de perforación, 20 °C, 1 atm, etc.). Luego, una porosidad real de la formación puede derivarse de la porosidad aparente aplicando una serie de correcciones, usando generalmente información externa adicional para corregir las diferencias entre las condiciones reales en el fondo del pozo y las condiciones estándar en el fondo del pozo. Las correcciones necesarias para un modelo de instrumento determinado a menudo se publican en gráficas (por ej . , gráficas de interpretación de registros de Schlumberger) y también se implementan en software. Las correcciones típicas del pozo de sondeo pueden incluir aquellas con respecto al diámetro del pozo de sondeo, salinidad del fluido de perforación y densidad del fluido de perforación para un tipo de fluido de perforación particular (por ej . , lodo de barita a base de agua) .

Si bien la técnica mencionada anteriormente funciona correctamente en principio, presenta dificultades en la práctica debido a que algunos de los parámetros externos de los que dependen las correcciones pueden ser desconocidos. Estos parámetros externos pueden ser desconocidos por varias razones. Por ejemplo, los parámetros pueden no haberse medido nunca, los parámetros pueden haberse medido por una persona pero los resultados pueden no estar disponibles para la parte que lleva a cabo las correcciones, puede haberse medido solamente un valor promedio para los parámetros pero el valor de los parámetros puede variar en profundidad dentro del pozo de sondeo, el valor de los parámetros puede haber cambiado entre el momento en que se midió y el momento en que se midió la porosidad de neutrones, etc. Además, la variedad de posibles condiciones en el fondo del pozo puede ser mucho más grande que la cantidad de condiciones de las que derivan las correcciones .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN A continuación se establece una breve descripción de determinadas modalidades descritas en la presente. Debe entenderse que estos aspectos se presentan meramente para proporcionar al lector una breve descripción de estas determinadas modalidades y que estos aspectos no pretenden limitar el alcance de la presente descripción. De hecho, la presente descripción puede abarcar varios aspectos que pueden no establecerse a continuación.

Las modalidades de la presente descripción se refieren a sistemas, métodos y dispositivos para determinar una porosidad de una formación subterránea corregida en función de los efectos de perforación. Dicho dispositivo puede ser una herramienta de fondo de pozo que puede bajarse hasta el interior de un pozo de sondeo de una formación subterránea, que puede incluir una fuente de neutrones, dos o más detectores de neutrones y un circuito de procesamiento de datos. La fuente de neutrones puede emitir neutrones hacia la formación subterránea. Se pueden colocar dichos dos o más detectores de neutrones, respectivamente, en dos o más orientaciones acimutales dentro de la herramienta de fondo de pozo, que puede detectar los neutrones dispersados por el fluido de la formación subterránea o de perforación en el pozo de sondeo o ambos. En función de los neutrones detectados por los detectores de neutrones, el circuito de procesamiento de datos puede determinar una porosidad de la formación subterránea corregida con respecto a los efectos de perforación .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Varios aspectos de la presente descripción se pueden comprender mejor al leer la siguiente descripción detallada y con referencia a las figuras, donde: La FIG. 1 es un diagrama de bloque esquemático de un sistema de registro neutrófico de pozos, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 2 es un diagrama de bloque esquemático de una operación de registro neutrófico de pozos que implica el sistema de la FIG. 1, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 3 es un gráfico que modela porosidades aparentes que se obtienen a partir de detectores de neutrones epitérmicos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 con varios diámetros de pozo de sondeo llenados con agua dulce, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 4 es un diagrama de flujo que describe una modalidad de un método para obtener una porosidad corregida con respecto a las porosidades aparentes obtenidas de los detectores de neutrones epitérmicos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de. sondeo del sistema de la FIG. 1; La FIG. 5 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de un detector de neutrones epitérmicos enfrentado a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes con varios diámetros de pozo de sondeo llenados con agua dulce, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 6 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones epitérmicos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 con varios diámetros de pozo de sondeo llenados con 600 ppk de lodo de barita, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 7 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de un detector de neutrones epitérmicos enfrentado a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes con varios diámetros de pozo de sondeo llenados con 600 ppk de lodo de barita, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 8 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones epitérmicos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 a varias concentraciones de lodo de barita en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 9 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de un. detector de neutrones epitérmico enfrentado a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias concentraciones de lodo de barita en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 10 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones epitérmicos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 a varias concentraciones de lodo de hematites en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 11 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de un detector de neutrones epitérmicos enfrentado a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias concentraciones de lodo de hematites en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 12 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones epitérmicos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 a varias salinidades en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 13 es un gráfico que representa porosidades aparentes obtenidas a partir de un detector de neutrones epitérmicos enfrentado a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias salinidades en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 14 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones epitérmicos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 con varias extensiones de pozo de sondeo, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 15 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de un detector de neutrones epitérmicos enfrentado a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias extensiones de pozo de sondeo, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 16 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 con varios diámetros de pozo de sondeo llenados con agua dulce, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 17 es un diagrama de flujo que describe una modalidad de un método para obtener una porosidad corregida con respecto a las porosidades aparentes obtenidas a partir de los detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y un detector de neutrones térmicos enfrentado al pozo de sondeo del sistema de la FIG.

La FIG. 18 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes con varios diámetros de pozo de sondeo llenados con agua dulce, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 19 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 con varios diámetros de pozo de sondeo llenados con 600 ppk de lodo de barita, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 20 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes con varios diámetros de pozo de sondeo llenados con 600 ppk de lodo de barita, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 21 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 a varias concentraciones de lodo de barita en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 22 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias concentraciones de lodo de barita en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 23 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 a varias concentraciones de lodo de hematites en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 24 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias concentraciones de lodo de hematites en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 25 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 a varias salinidades de NaCl en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 26 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas, correspondientes a varias salinidades de NaCl en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 27 es un gráfico que representa porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 a varias salinidades de KC1 en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 28 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias salinidades de KC1 en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 29 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 a varias salinidades de NaBr en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 30 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias salinidades de NaBr en un pozo de sondeo de 8 pulgadas, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 31 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación y enfrentados al pozo de sondeo del sistema de la FIG. 1 con varias extensiones de pozo de sondeo, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 32 es un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas a partir de detectores de neutrones térmicos cercanos y lejanos enfrentados a la formación del sistema de la FIG. 1 y porosidades corregidas correspondientes a varias extensiones de pozo de sondeo, de acuerdo con una modalidad; Las FIGS. 33-34 son diagramas de bloque esquemáticos de una herramienta de fondo de pozo de porosidad de neutrones con detectores de neutrones traseros en varias posiciones acimutales, de acuerdo con una modalidad; La FIG. 35 es un diagrama de flujo que describe una modalidad de un método alternativo para obtener una porosidad corregida mediante el funcionamiento de la FIG. 2; La FIG. 36 es un diagrama de flujo que describe una modalidad de otro método alternativo para obtener una porosidad corregida mediante el funcionamiento de la FIG. 2; y La FIG. 37 es un diagrama de flujo que describe una modalidad de un método alternativo adicional para obtener una porosidad corregida mediante el funcionamiento de la FIG. 2.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE MODALIDADES ESPECÍFICAS A continuación, se describen una o más modalidades especificas. En un intento de proporcionar una descripción concisa de estas modalidades, no todas las características de una implementación real se describen en la memoria descriptiva. Se debe reconocer que en el desarrollo de dicha implementación real, como en cualquier proyecto de ingeniería o diseño, deben realizarse numerosas decisiones específicas para la implementación, a los efectos de lograr los objetivos específicos del desarrollador, tal como el cumplimiento con las limitaciones comerciales y las relacionadas con el sistema, que pueden variar de una implementación a otra. Además, se debe reconocer que dicho intento de desarrollo puede ser complejo y puede llevar tiempo pero, sin embargo, sería una tarea rutinaria de diseño y fabricación de los expertos en la técnica que se beneficien de la presente descripción .

Las presentes modalidades se refieren a corregir los efectos de perforación en una medición de la herramienta de registro neutrófico de pozos. En particular, en función de las mediciones de un detector de neutrones enfrentado a un pozo de sondeo, las modalidades de la presente descripción pueden corregir automáticamente las desviaciones en el tamaño, forma, densidad y/o composición del fluido del pozo de sondeo a partir de las condiciones estándar del pozo de sondeo (por ej . , formación de calcita, pozo de sondeo de 8 pulgadas, agua dulce como fluido de perforación, 20 °C, 1 atm, etc.)- La corrección automática puede complementarse o no mediante otros parámetros determinados externamente. Por lo tanto, se puede determinar una corrección eficaz del pozo de sondeo, incluso si no se conocen bien uno o más parámetros determinados externamente de los que podría depender de lo contrario la corrección de un pozo de sondeo.

Específicamente, para superar los obstáculos relacionados con la determinación tradicional de la corrección de un pozo de sondeo y para mejorar la precisión de una medición obtenida mediante una herramienta de registro neutrófico de pozos, la herramienta de registro neutrófico de pozos descrita puede incorporar múltiples detectores de neutrones, mediante la colocación y protección, con distintas sensibilidades relativas al ambiente del pozo de sondeo en comparación con el ambiente de la formación. Dicho dispositivo de registro neutrófico de pozos puede incluir al menos un detector de neutrones, en una configuración más cercana al lado del dispositivo enfrentado a la formación (por e . , un lado o cara del dispositivo que en general se enfrenta a la formación, en lugar de al pozo de sondeo, cuando se instala en el fondo del pozo) y al menos un detector de neutrones en una configuración más cercana a un lado del dispositivo enfrentado al pozo de sondeo (por ej . , un lado o cara del dispositivo que en general se enfrenta al pozo de sondeo, en lugar de a la formación, cuando se instala en el fondo del pozo) . Cuando estos detectores de neutrones generalmente se enfrentan a la formación, los detectores pueden denominarse detectores de neutrones "delanteros", y cuando estos detectores de neutrones generalmente se enfrentan al pozo de sondeo, los detectores de neutrones pueden denominarse detectores de neutrones "traseros".

En todas las modalidades descritas en la presente, al menos dos detectores de neutrones del dispositivo pueden tener distintas orientaciones acimutales dentro del dispositivo, tal como lo reflejan los detectores de neutrones delanteros y traseros mencionados anteriormente.

Para mejorar la sensibilidad de cada detector de neutrones al lado del pozo de sondeo al que se encuentra más cercano, una capa protectora de neutrones se puede colocar entre cada detector de neutrones y el lado opuesto de la herramienta de registro neutrófico de pozos en el fondo del pozo. Debido a que los detectores de neutrones enfrentados al pozo de sondeo pueden ser considerablemente más sensibles al pozo de sondeo que los detectores de neutrones enfrentados a la formación, se puede usar esta distinción para aislar la sensibilidad de la formación de la sensibilidad del pozo de sondeo. Más específicamente, las diferencias entre las respuestas del detector de neutrones delantero y trasero pueden proporcionar una medición directa de los parámetros del pozo de sondeo sin que esté implicado necesariamente el conocimiento de parámetros externos, con los cuales puede realizarse la corrección de un pozo de sondeo. Entre otras cosas, los parámetros del pozo de sondeo pueden incluir la "geometría del pozo de sondeo" o la forma general del pozo de sondeo, que puede ser cilindrica o no.

Se pueden usar varias configuraciones de las herramientas de registro neutrófico de pozos en el fondo del pozo para obtener una propiedad corregida de la formación del pozo de sondeo, tal como la porosidad. Por ejemplo, en algunas modalidades, determinados detectores de neutrones de la herramienta de registro neutrófico de pozos en el fondo del pozo pueden ser detectores de neutrones epitérmicos. En función de las velocidades de conteo del detector de neutrones epitérmico, a partir de detectores de neutrones delanteros y traseros, se puede determinar una porosidad corregida. El circuito de procesamiento de datos puede determinar una primera porosidad aparente en función de una velocidad de conteo de neutrones epitérmicos delantero y una segunda porosidad aparente en función de una velocidad de conteo de neutrones epitérmicos trasero. Se puede aplicar una función de corrección a las dos porosidades aparentes determinadas para obtener una lectura de la porosidad con respecto a la cual se pueden corregir los efectos de perforación. En determinadas modalidades, la función de corrección puede implicar un polinomio de las porosidades aparentes, donde se pueden seleccionar los coeficientes del polinomio para minimizar una desviación entre la porosidad corregida y una porosidad real. Las velocidades de conteo del detector de neutrones epitérmicos y, por lo tanto, las porosidades aparentes utilizadas en esta minimización, se pueden obtener mediante experimentación o a partir de datos de modelado informático. De manera adicional o alternativa, el circuito de procesamiento de datos puede determinar la porosidad corregida directamente a partir de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos a partir de cada detector usando una transformada derivada de los datos de modelado y/o experimentación relacionando las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos con varias condiciones del pozo de sondeo y de la formación. De manera adicional o alternativa, el circuito de procesamiento de datos puede determinar la porosidad corregida mediante una inversión de un modelo directo que presenta las velocidades de conteo esperadas (o porosidades aparentes) como función de la porosidad real y de otras condiciones de la formación y del pozo de sondeo.

En algunas modalidades, determinados detectores de neutrones de la herramienta de registro neutrófico de pozos en el fondo del pozo pueden ser detectores de neutrones térmicos. En función de las relaciones de las velocidades de conteo de neutrones térmicos a partir de detectores de neutrones delanteros cercanos y lejanos y al menos un detector de neutrones trasero, se puede determinar una porosidad corregida. Opcionalmente, se puede obtener una mejor corrección a partir de detectores térmicos incluyendo también datos que dependen del tiempo (por ej . , tiempos de descomposición térmica) determinados a partir de uno o más de los detectores. Dichos datos que dependen del tiempo pueden ser los tiempos de descomposición de componente único aparente, según las mediciones de cada detector, o pueden ser los tiempos de descomposición corregidos que toman en cuenta varios efectos, tales como la segregación de los tiempos de descomposición del pozo de sondeo a partir de los tiempos de descomposición de la formación y la corrección de la difusión de neutrones.

El circuito de procesamiento de datos puede determinar una primera porosidad aparente en función de una relación de la velocidad de conteo de neutrones térmicos delantero cercano con respecto a la velocidad de conteo de neutrones térmicos delantero lejano, y una segunda porosidad aparente en función de una relación de la velocidad de conteo de neutrones térmicos trasero con respecto a la velocidad de conteo de neutrones térmico delantero lejano. Se puede aplicar una función de corrección a las dos porosidades aparentes determinadas y opcionalmente los tiempos de descomposición térmica a partir de uno o más de los detectores de neutrones para obtener una lectura de porosidad con respecto a la cual se pueden corregir los efectos de perforación. En determinadas modalidades, la función de corrección puede implicar un polinomio de las porosidades aparentes, y opcionalmente tiempos de descomposición térmica, donde se pueden seleccionar los coeficientes del polinomio para minimizar una desviación entre la porosidad corregida y una porosidad real. Las velocidades de conteo del detector de neutrones térmicos y, por lo tanto, las porosidades aparentes y opcionalmente los tiempos de descomposición térmica utilizados en esta minimización, se pueden obtener mediante experimentación o a partir de datos de modelado informático. De manera adicional o alternativa, el circuito de procesamiento de datos puede determinar la porosidad directamente a partir de las velocidades de conteo de neutrones térmicos usando una transformada derivada de los datos de modelado y/o experimentación relacionando las velocidades de conteo de neutrones térmicos, incluyendo opcionalmente su dependencia en el tiempo con varias condiciones del pozo de sondeo y de la formación. De manera adicional o alternativa, el circuito de procesamiento de datos puede determinar la porosidad corregida mediante una inversión de un modelo directo que presenta las velocidades de conteo esperadas (o porosidades aparentes) y opcionalmente su dependencia en el tiempo (o tiempos de descomposición térmica) como función de la porosidad real y de otras condiciones de la formación y del pozo de sondeo.

Teniendo en cuenta lo que antecede, la FIG. 1 ilustra un sistema de registro neutrófico de pozos 10 para determinar tal porosidad de una formación subterránea corregida con respecto a los efectos de perforación, en función de las mediciones a partir de al menos un detector de neutrones enfrentado al pozo de sondeo y al menos otros detectores de neutrones, donde al menos uno de los cuales está enfrentado a la formación. Se pueden utilizar detectores de neutrones adicionales, incluyendo detectores que no tienen sensibilidad acimutal. El sistema de registro neutrófico de pozos 10 puede incluir una herramienta de fondo de pozo 12 y un sistema de procesamiento de datos 14. A modo de ejemplo, la herramienta de fondo de pozo 12 puede estar incluida en un cable de recuperación o en una herramienta de perfil eléctrico para registrar un pozo existente, o puede estar instalada en un montaje de pozo de sondeo (BHA) para registrar mientras se perfora (L D) . En otras modalidades, la herramienta de fondo de pozo 12 puede emplear cualquier otro modo adecuado de conducción. Además, si bien la herramienta de fondo de pozo 12 y el sistema de procesamiento de datos 14 se ilustran separados entre si, el sistema de procesamiento de datos 14 se puede incorporar a la herramienta de fondo de pozo 12 en determinadas modalidades.

La herramienta de fondo de pozo 12 puede estar encerrada dentro de un alojamiento 16 que cubre, entre otras cosas, una fuente de neutrones 18. La fuente de neutrones 18 puede incluir cualquier fuente adecuada de neutrones. A modo de ejemplo, la fuente de neutrones 18 puede ser una fuente electrónica de neutrones, tal como Minitron™ de Schlumberger Technology Corporation, que puede producir pulsos de neutrones o una corriente continua de neutrones mediante reacciones dd, dt o tt. De manera adicional o alternativa, la fuente de neutrones 18 puede incluir una fuente radioisotópica, tal como, AmBe o 225Cf.

En algunas modalidades, la herramienta de fondo de pozo 12 puede incluir un monitor de neutrones 20 para medir la salida de la fuente de neutrones 18. En general, el monitor de neutrones 20 puede ser cualquier detector de neutrones adecuado en cualquier configuración adecuada dentro de la herramienta de fondo de pozo 12 que mide básicamente solo los neutrones emitidos por la fuente de neutrones 18 que no se hayan dispersado por la formación circundante. La capa protectora de neutrones 22 puede separar la fuente de neutrones 18 de otros componentes de la herramienta de fondo de pozo 12.

La herramienta de fondo de pozo 12 puede incluir un detector de neutrones delantero "cercano" 24 y opcionalmente un detector de neutrones "lejano" 26 ubicado más lejos de la fuente de neutrones 18 que un detector de neutrones delantero "cercano" 24 similar. Debido a su ubicación dentro de la herramienta de fondo de pozo cerca de un lado enfrentado a la formación de la herramienta de fondo de pozo 12, los detectores de neutrones delanteros 24 y 26 pueden ser más sensibles al ambiente de la formación que al ambiente del pozo de sondeo. De manera adicional, la herramienta de fondo de pozo 12 puede incluir al menos un detector de neutrones trasero 28 en una configuración más sensible al ambiente del pozo de sondeo que al ambiente de la formación. Tal como se describe anteriormente, en determinadas configuraciones, uno o más de los detectores de neutrones 24, 26 y 28 pueden ser detectores de neutrones epitérmicos, mientras que en otras configuraciones, uno o más de los detectores de neutrones 24, 26 y 28 puede ser detectores de neutrones térmicos. En determinadas modalidades, cuando se emplean detectores de neutrones epitérmicos, solamente uno de los detectores delanteros 24 o 26 puede estar presente. Los detectores de neutrones 24, 26 y 28 pueden incluir, entre otras cosas, un material absorbente de neutrones, tal como 3He.

El detector de neutrones delantero cercano 24 puede tener una "separación cercana" que se mide desde la fuente de neutrones 18 hasta la cara de la región activa del detector de neutrones cercano 24 más cercana a la fuente de neutrones 18 y el detector de neutrones delantero lejano 26 puede tener una "separación lejana" que se mide desde la fuente de neutrones 18 hasta la cara de la región activa del detector de neutrones lejano 26 más cercana a la fuente de neutrones 18. De manera similar, el detector de neutrones trasero 28 puede tener una "separación trasera" que se mide desde la fuente de neutrones 18 hasta la cara de la región activa del detector de neutrones trasero 28 más cercana a la fuente de neutrones 18. En general, la separación lejana se puede seleccionar de modo que las porosidades aparentes calculadas en función de la velocidad de conteo del detector de neutrones lejano 26 normalizada al monitor de neutrones 20 o en función de una relación del detector de neutrones lejano 26 hasta el detector de neutrones cercano 24, tengan una precisión relativamente alta conforme a un conjunto estándar de condiciones (por ej . , formación de calcita, pozo de sondeo de 8 pulgadas, agua dulce como fluido de perforación y de formación, 20 C, 1 atm, etc.), en las que se puede basar una relación de porosidad aparente. Por ejemplo, dicha separación lejana puede ser de aproximadamente 2 pies. El detector, de neutrones cercano 24 puede tener una separación cercana de aproximadamente 1 pie. El detector de neutrones trasero 28 puede tener una separación trasera incluso más cercana a la fuente de neutrones 18 que cualquiera de los otros detectores de neutrones 24 y 26.

En determinadas modalidades alternativas, la separación cercana puede ser mucho más cercana que muchas configuraciones tradicionales. De hecho, en dichas modalidades, la separación cercana se puede seleccionar de modo que, a bajas porosidades, muchos de los neutrones que alcanzan el detector de neutrones cercano 24 ya sea directamente desde la fuente de neutrones o luego de interactuar con la formación subterránea, pozo de sondeo y/o dentro de la herramienta de fondo de pozo en si misma tenga una potencia demasiado alta como para ser detectada. A porosidades relativamente altas, debido a la dispersión adicional de los núcleos de hidrógeno, la cantidad de potencia inferior, los neutrones detectables pueden aumentar, a medida que disminuye la distancia que recorren los neutrones antes de disminuirse a estas potencias. Sin embargo, a porosidades más altas, la dispersión adicional de hidrógeno con el tiempo puede reducir la cantidad de neutrones de cualquier potencia que alcance el detector, pero no antes de dar como resultado una respuesta de porosidad que sea relativamente plana o que incluso aumenta en parte del intervalo de porosidad. Para una modalidad determinada de la herramienta de fondo de pozo 12, la separación óptima exacta dependerá de los detalles específicos del diseño de la herramienta de fondo de pozo 12, incluyendo el tamaño y la eficacia en comparación con la potencia del detector de neutrones 24 y del lugar, tipo y la cantidad de protección de neutrones que se use. En algunas modalidades, el detector de neutrones cercano 24 puede tener una separación tal que su respuesta de porosidad sea relativamente plana y/o que pueda aumentar a medida que aumenta la porosidad.

En algunas modalidades, la capa protectora de neutrones 22 puede colocarse entre los detectores de neutrones individuales 24, 26 y 28, así como entre los detectores de neutrones 24 y 26 y el lado enfrentado al pozo de sondeo de la herramienta de fondo de pozo 12 y/o entre el detector de neutrones 28 y el lado enfrentado a la formación de la herramienta de fondo de pozo 12. Estas capas protectoras de neutrones 22 pueden reducir la cantidad de neutrones que pueden alcanzar los detectores de neutrones delanteros 24 y 26 mediante el pozo de sondeo, y la cantidad de neutrones que pueden alcanzar el detector de neutrones trasero 28 mediante la formación. Además, debido a que los detectores de neutrones 24, 26 y 28 pueden incluir un material absorbente de neutrones, tal como 3He, el detector de neutrones trasero 28 puede proteger o proteger parcialmente el detector de neutrones delantero cercano 24 de neutrones externos y viceversa .

Cuando se usa la herramienta de fondo de pozo en una formación subterránea, tal como se describe generalmente más detalladamente a continuación, los detectores de neutrones 24, 26 y 28 pueden detectar una cantidad de neutrones que varia dependiendo de la salida de la fuente de neutrones 18 y la porosidad de la formación, entre otras cosas. Por lo tanto, las respuestas del monitor de neutrones 20 y los detectores de neutrones 24, 26 y 28 pueden transferirse como datos 30 al sistema de procesamiento de datos 14. En función de estas respuestas y una corrección adecuada, que se describe más detalladamente a continuación, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar una porosidad de la formación subterránea corregida con respecto a efectos de perforación sin necesariamente usar parámetros externos adicionales .

El sistema de procesamiento de datos 14 puede incluir una computadora de uso general, tal como una computadora personal, configurada para ejecutar varios programas de software, incluyendo software que implementa todo o parte de las técnicas de la presente. De manera alternativa, el sistema de procesamiento de datos 14 puede incluir, entre otras cosas, una unidad central, un sistema informático distribuido o una computadora o puesto de trabajo especifico para la aplicación configurados para implementar todas o algunas de las técnicas de la presente en función del software y/o hardware especializado, proporcionado como parte del sistema. Además, el sistema de procesamiento de datos 14 puede incluir un solo procesador o varios procesadores para facilitar la implementación de la funcionalidad descrita en la presente. Por ejemplo, el procesamiento se puede llevar a cabo al menos parcialmente mediante un procesador integrado en la herramienta de fondo de pozo 12.

En general, el sistema de procesamiento de datos 14 puede incluir un circuito de adquisición de datos 32 y un circuito de procesamiento de datos 34. El circuito de procesamiento de datos 34 puede ser un microcontrolador o microprocesador, tal como una unidad de procesamiento central (CPU), que puede ejecutar varias rutinas y funciones de procesamiento. Por ejemplo, el circuito de procesamiento de datos 34 puede ejecutar varias instrucciones del sistema operativo, asi como rutinas de software configuradas para realizar determinados procesos. Estas instrucciones y/o rutinas se pueden almacenar en o proporcionar mediante un articulo de fabricación, que puede incluir un medio informático, tal como un dispositivo de memoria (por ej . , una memoria de acceso aleatorio (RAM) de una computadora personal) o uno o más dispositivos de almacenamiento masivo (por ej . , un disco duro interno o externo, un dispositivo, de almacenamiento de estado sólido, CD-ROM, DVD u otro dispositivo de almacenamiento) . Además, el circuito de procesamiento de datos 34 puede procesar los datos proporcionados como entradas para varios programas de rutina o software, incluyendo los datos 30.

Dichos datos relacionados con las técnicas de la presente se pueden almacenar en o proporcionar mediante una memoria o dispositivo de almacenamiento masivo del sistema de procesamiento de datos 14. De manera alternativa, dichos datos se pueden proporcionar al circuito de procesamiento de datos 34 del sistema de procesamiento de datos 14 mediante uno o más dispositivos de entrada. En una modalidad, el circuito de adquisición de datos 32 puede representar uno de dichos dispositivos de entrada; sin embargo, los dispositivos de entrada también pueden incluir dispositivos de entrada manuales, tal como un teclado, un ratón o similares. Además, los dispositivos de entrada pueden incluir un dispositivo de red, tal como una tarjeta de Ethernet por cable o inalámbrica, un adaptador de red inalámbrica o varios puertos o dispositivos configurados para facilitar la comunicación con otros dispositivos mediante cualquier red de comunicaciones adecuada, tal como una red de área local o Internet. A través de dicho dispositivo de red, el sistema de procesamiento de datos 14 puede intercambiar datos y comunicarse con otros sistemas electrónicos de red, ya sea cercanos o remotos con respecto al sistema. La red puede incluir varios componentes que facilitan la comunicación, incluyendo conmutadores, enrutadores, servidores u otras computadoras, adaptadores de red, cables de comunicaciones, etc .

La herramienta de fondo de pozo 12 puede transmitir los datos 30 al circuito de adquisición de datos 32 del sistema de procesamiento de datos 14 mediante, por ejemplo, conexiones internas con la herramienta, un enlace descendente de comunicación de sistema de telemetría y/o un cable de comunicación. Luego de recibir los datos 30, el circuito de adquisición de datos 32 puede transmitir los datos 30 al circuito de procesamiento de datos 34. De acuerdo con una o más rutinas almacenadas, el circuito de procesamiento de datos 34 puede procesar los datos 30 para determinar una o más propiedades de una formación subterránea que rodea la herramienta de fondo de pozo 12, tal como porosidad, corregida con respecto a efectos de perforación. De allí en adelante, el circuito de procesamiento de datos 34 puede generar un informe 36 que indique una o más propiedades determinadas de la formación. El informe 36 puede almacenarse en la memoria o se puede proporcionar a un operador mediante uno o más dispositivos de salida, tal como una pantalla electrónica y/o una impresora.

La FIG. 2 representa una operación de registro de pozos 38 usando la herramienta de fondo de pozo 12 para determinar una porosidad de una formación subterránea 40. Tal como se ilustra en la FIG. 2, la herramienta de fondo de pozo 12 puede bajarse hasta un pozo de sondeo 42 en la formación subterránea 40, que puede estar cubierto por una cubierta 44 o no. El pozo de sondeo 42 puede tener un diámetro D y puede estar llenado con fluido de perforación 46, que puede tener una composición que incluye principalmente agua dulce, otros fluidos de perforación y/o hidrocarburos, varios tipos y concentraciones de materiales densificantes, varios tipos y concentraciones de sales, otros aditivos del fluido de perforación y detritos de perforación. Luego de la colocación en la formación subterránea 40, una emisión de neutrones 48 desde la fuente de neutrones 18 puede tener varias interacciones 50 con los elementos de la formación subterránea 40 y/o del pozo de sondeo 42, y varias cantidades de neutrones dispersados 52 pueden alcanzar los distintos detectores de neutrones 24, 26 o 28, dependiendo de estas interacciones 50. A modo de ejemplo, cuando la fuente de neutrones 18 incluye un generador de neutrones electrónico, la emisión de neutrones 48 puede incluir una descarga de neutrones continua o pulsada que contiene neutrones de 14 MeV.

Las interacciones 50 de la. emisión de neutrones 48 con los elementos de la formación subterránea 40 y/o el fluido de perforación 46 pueden incluir, por ejemplo, dispersión inelástica, dispersión elástica y captura neutrónica. Dependiendo de la composición de la formación subterránea 40 y del fluido de perforación 46, las interacciones 50 pueden variar. Por ejemplo, los átomos de hidrógeno pueden provocar dispersión elástica. De manera similar, los átomos de cloro que se encuentran en la sal en la formación subterránea 40 o en el fluido de perforación 46 pueden provocar eventos de captura neutrónica 54 para algunos de los neutrones térmicos 50 luego de reducir la energía por debajo de aproximadamente 0.1 eV. Las cantidades y energías de los neutrones 52 que alcanzan los detectores de neutrones 24, 26 y/o 28 a distintas distancias desde la fuente de neutrones 18, por lo tanto, pueden variar basándose parcialmente en las propiedades de la formación subterránea 40 y/o del pozo de sondeo 42, que incluyen, entre otras cosas, una porosidad de la formación subterránea 40. De manera adicional, las velocidades de conteo de neutrones de los detectores de neutrones delanteros 24 y/o 26 pueden ser más sensibles a las interacciones 50 que ocurren en la formación 40, mientras que las velocidades de conteo de neutrones del detector de neutrones trasero 28 pueden ser más sensibles a las interacciones 50 que ocurren en el pozo de sondeo 42. La variación entre las velocidades de conteo de neutrones delantero y trasero se puede usar para aislar el efecto del pozo de sondeo 42 del efecto de la formación 40 sobre las velocidades de conteo de neutrones observadas y, por lo tanto, para aislar la dependencia del pozo de sondeo de la dependencia de la porosidad.

En determinadas modalidades, el funcionamiento 38 puede ocurrir usando una modalidad de la herramienta de fondo de pozo 12 donde el detector de neutrones cercano 24 y el detector de neutrones trasero 28 son detectores de neutrones epitérmicos . Mientras ocurre la operación 38, la cantidad de neutrones que alcanza el detector de neutrones cercano 24 y el detector de neutrones trasero 28 puede variar dependiendo considerablemente del diámetro D del pozo de sondeo y de la composición del fluido de perforación 46. Por ejemplo, la FIG. 3 representa un gráfico que modela porosidades aparentes obtenidas usando velocidades de conteo de neutrones epitérmicos delantero y trasero para varios diámetros D del pozo de sondeo 42 cuando el fluido de perforación 46 es agua dulce. Para obtener el gráfico de la FIG. 3, asi como de las FIGS. 5-15, las velocidades de conteo del detector de neutrones delantero cercano 24 y del detector de neutrones trasero 28 se calcularon usando el Monte Cario N-Particle Transport Code (MCNP) [transporte de N partículas Montecarlo] , un código de modelado Monte Cario nuclear principal. Luego, las velocidades de conteo delantero y trasero se convirtieron a una porosidad aparente mediante un ajuste de curva a los datos de modelado para determinadas condiciones estándar (formación de calcita, pozo de sondeo de 8 pulgadas, agua dulce como fluido de perforación, 20 °C, 1 atm, etc . ) .

El gráfico 56 de la FIG. 3 incluye una ordenada 58 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 60 que representa el diámetro D del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas con símbolos llenos en el gráfico 56 representan porosidades aparentes calculadas a partir de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas a partir del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.), mientras que las curvas con símbolos vacíos en el gráfico 56 representan porosidades aparentes calculadas a partir de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas a partir del detector de neutrones trasero 28 en los mismos valores de porosidad real. Cabe destacar que, todas las funciones de datos que representan las porosidades aparentes delanteras de las curvas con símbolos llenos del gráfico 56 equivalen a la porosidad real a 8 pulgadas. Esto cumple con las expectativas, ya que las porosidades aparentes se determinan en función de las condiciones estándar, donde se considera que el fluido de perforación · 46 es agua dulce y que el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas. De allí en adelante, las curvas de símbolos llenos del gráfico 56 aumentan con el tamaño del pozo de sondeo 42 a medida que el pozo de sondeo 42 (mucho más hidrogénico) se vuelva una parte más grande de la señal.

Tal como se mencionó anteriormente, las curvas de símbolos vacíos del gráfico 56 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas a partir del detector de neutrones trasero 28. Las velocidades de conteo de neutrones del detector de neutrones trasero 28 se modelaron con la herramienta de fondo de pozo excéntricamente con respecto al lado opuesto del pozo de sondeo 42, de modo que el detector de neutrones trasero 28 pueda enfrentarse a la formación 40. Esta configuración puede hacer posible derivar una porosidad aparente del detector de neutrones trasero 28 de la misma manera que se determina para el detector de neutrones delantero cercano 24. Con la herramienta de fondo de pozo 12 normalmente excéntrica (por ej . , con el detector de neutrones trasero 28 enfrentando el pozo de sondeo 42) , la porosidad aparente del detector de neutrones trasero 28 puede tener una lectura alta, incluso en un pozo de sondeo de 6 pulgadas, debido al gran espaciado de la pared trasera del pozo de sondeo 42. En particular, la porosidad aparente del detector de neutrones trasero 28 puede aumentar con un diámetro D del pozo de sondeo mucho más rápidamente que la del detector de neutrones cercano 24. Esta distinción se puede emplear para corregir los efectos de perforación en la porosidad aparente delantera .

Se puede obtener una porosidad corregida con respecto a efectos de perforación usando el funcionamiento 38 descrita en la FIG. 2. Si bien dicha operación se puede llevar a cabo de varias formas, un diagrama de flujo 70 de la FIG. 4 describe una modalidad de un método para obtener la porosidad corregida usando la herramienta de fondo de pozo 12, cuando el detector de neutrones cercano 24 y el detector de neutrones trasero 28 son detectores de neutrones epitérmicos. En un primer paso 72, la herramienta de fondo de pozo 12 se puede instalar en la formación subterránea 40 usando cualquier modo de conducción adecuado. En el paso 74, la fuente de neutrones 18 puede emitir neutrones (ilustrado como la emisión de neutrones 48 en la FIG. 2) en la formación subterránea 40 circundante. La emisión de neutrones 48 puede ocurrir en descargas de neutrones o como una corriente continua de neutrones. Dependiendo de las interacciones 50 de la emisión de neutrones 48 con los elementos que rodean la herramienta de fondo de pozo 12, distintas cantidades de neutrones de varias energías pueden alcanzar los detectores de neutrones 24 y 28. En particular, la cantidad de neutrones detectados por el detector de neutrones trasero 28 puede verse afectada considerablemente más por el tamaño del pozo de sondeo 42 y la composición del fluido de perforación 46 que la cantidad de neutrones detectados por el detector de neutrones delantero cercano 24.

Estos neutrones pueden detectarse por el detector de neutrones delantero cercano 24 y el detector de neutrones trasero 28 en el paso 76. En el paso 78, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar, en función de estas velocidades de conteo de neutrones, una porosidad aparente cercana F cercana y una porosidad aparente trasera ^P trasera usando cualquier técnica adecuada para calcular la porosidad. Estas porosidades aparentes se pueden calcular a partir de velocidades de conteo del detector de neutrones epitérmicos únicas, pero también se pueden calcular a partir de relaciones de las velocidades de conteo del detector de neutrones o las velocidades de conteo del detector de neutrones normalizadas a una velocidad de conteo de neutrones obtenida mediante el monitor de neutrones 20. En el paso 80, el sistema de procesamiento de datos 14 puede calcular una porosidad corregida ^Pcorr en función de una relación entre la porosidad aparente cercana ^Pcercana y la porosidad aparente trasera ^Ptrasera y una porosidad real correspondiente. Dicha relación puede incluir, por ejemplo, un polinomio en las porosidades aparentes: f T TT = a I.J?? 'ce1rcana < 'pirajse (0, donde n es el grado del polinomio y los coeficientes se eligieron para minimizar una diferencia entre la porosidad corregida Fcorr y una porosidad real. En esta minimización, las velocidades de conteo del detector y, por lo tanto, las porosidades aparentes se pueden obtener de forma experimental o mediante datos de modelado informático. Si bien la Ecuación (1) representa una función polinómica, debe entenderse que se puede emplear cualquier forma funcional adecuada para calcular la porosidad corregida corr de la forma descrita anteriormente. De manera adicional o alternativa a los pasos 74, 76 y 78, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar la porosidad directamente a partir de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos usando una transformada derivada de los datos modelados y/o experimentales que relacionan las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos con varias condiciones del pozo de sondeo y de la formación. De manera adicional o alternativa, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar la porosidad corregida mediante una inversión de un modelo directo que proporciona las velocidades de conteo esperadas (o porosidades aparentes) como una función de la porosidad real y otras condiciones de la formación 40 y del pozo de sondeo 42.

Para evaluar la técnica descrita anteriormente para obtener la porosidad corregida Fcorr, se realizaron más de 500 ejecuciones de modelado en MCNP que abarcan varias combinaciones de porosidad, tamaño del pozo de sondeo 42, forma del pozo de sondeo 42 y composición del fluido de perforación 46. Con respecto al modelado de la composición del fluido de perforación 46, se incluyeron varios tipos de materiales densificantes, cantidades de materiales densificantes, tipos de salmuera y salinidades. Los resultados de determinadas ejecuciones de modelado se ilustran en las FIGS. 5-15, y se ajustan usando la Ecuación (1), con n — 3 (es decir, incluyendo hasta términos cúbicos). Cabe destacar que todos los resultados de porosidad corregida que se muestran en las FIGS. 5-15 derivan de un único ajuste (por ej . , de un conjunto de valores de coeficiente de ajuste Los valores corregidos de porosidad para varios tamaños de pozo de sondeo en agua dulce como fluido de perforación 46 se muestran en un gráfico 90 de la FIG. 5. Una ordenada 92 del gráfico 90 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 94 representa el diámetro D del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas con símbolos llenos del gráfico 90 representan porosidades aparentes calculadas a partir de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas a partir del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tienen determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas con símbolos vacíos del gráfico 90 representan porosidades corregidas calculadas en función de la ecuación (1) y los datos representados en la FIG. 3 en los mismos valores de porosidad real. Tal como se puede apreciar mediante las curvas del gráfico 90, el efecto de tamaño del pozo de sondeo observado en las curvas de porosidad aparente cercana (símbolos llenos) se elimina en gran medida mediante la corrección, y todas las curvas de porosidad corregida (símbolos vacíos) leídas cerca de los valores de porosidad real correspondientes de la formación 40.

Las FIGS. 6 y 7 son gráficos que modelan porosidades determinadas en función de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos cuando el pozo de sondeo 42 está lleno con un fluido de perforación 46 dé agua dulce más 600 partes por mil (ppk) de barita como material densificante (es decir, 600 kg de barita y 400 kg de agua dulce por 1000 kg de fluido de perforación 46) . Con referencia a la FIG. 6, un gráfico 96 incluye una ordenada 98 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 100 que representa el diámetro D del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas con símbolos llenos del gráfico 96 representan porosidades aparentes calculadas a partir de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas a partir del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.), mientras que las curvas con símbolos vacíos del gráfico 96 representan porosidades aparentes calculadas a partir de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas a partir del detector de neutrones trasero 28 en los mismos valores de porosidad real.

A partir del gráfico 96 de la FIG. 6, cabe destacar el efecto del tamaño del pozo de sondeo reducido en el lodo de barita comparado con agua dulce sola (tal como se muestra en la FIG. 3) . El efecto del tamaño del pozo de sondeo reducido puede deberse mayormente a la concentración inferior de hidrógeno en el lodo de barita, en comparación con el agua dulce sin barita. Además, cabe destacar que las curvas del gráfico 96 de la FIG. 6 se comportan básicamente de forma distinta a las del gráfico 56 de la FIG. 3 en porosidades reales altas, donde el efecto de la concentración de hidrógeno se satura en gran medida. Básicamente, debido a su concentración inferior de hidrógeno, un lodo de barita de 600 ppk no se comporta de forma muy distinta a la formación 42 cuando la porosidad real de la formación 42 es 60 p.u.

La FIG. 7 presenta un gráfico 102 que representa valores corregidos de porosidad como una función del tamaño del pozo de sondeo cuando el fluido de perforación 46 es lodo de barita de 600 ppk. Una ordenada 104 del gráfico 102 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 106 representa el diámetro D del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas con símbolos llenos del gráfico 102 representan porosidades aparentes calculadas a partir de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.) . Las curvas con símbolos vacios del gráfico 102 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (1) y los datos representados en la FIG. 6 en los mismos valores de porosidad real.

Cabe destacar que a pesar de la composición del fluido de perforación 46 básicamente distinta (por ej . , lodo de barita de 600 ppk en lugar de agua dulce) y del comportamiento de la curva de porosidad aparente distinto resultante, la corrección de la Ecuación (1) lleva mayormente los resultados de porosidad corregida a la porosidad real de la formación 40. En otras palabras, comparando las FIGS. 5 y 7, es aparente que el mismo ajuste de corrección justifica tanto el diámetro D del pozo de sondeo 42 como la composición del fluido de perforación 46.

Las FIGS. 8 y 9 son gráficos que modelan porosidades que se determinan según las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas y está lleno con fluido de perforación 46 de agua dulce más concentraciones variables de barita como material densificante. Con referencia a la FIG. 8, un gráfico 108 incluye una ordenada 110 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 112 que representa diversas concentraciones de barita en el fluido de perforación 46 en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 108 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.), mientras que las curvas de símbolo vacio del gráfico 108 representan porosidades aparentes computadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones trasero 28 en los mismos valores de porosidad real. De manera similar, un gráfico 114 de la FIG. 9 incluye una ordenada 116 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 118 que representa diversas concentraciones de barita en el fluido de perforación 46 en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 114 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.) y las curvas de símbolo vacío del gráfico 114 representan porosidades corregidas calculadas según la Ecuación (1) y los datos representados en la FIG. 8 en los mismos valores de porosidad real. Como se puede ver en los gráficos 108 y 114, la corrección también rige para diversas concentraciones de lodo de barita en el fluido de perforación 46.

Las FIGS. 10 y 11 son gráficos que modelan porosidades que se determinan según las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas y se llena con fluido de perforación 46 de agua dulce más concentraciones variables de hematites como material densificante. Con referencia a la FIG. 10, un gráfico 120 incluye una ordenada 122 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 124 que representa diversas concentraciones de hematites en el fluido de perforación 46 en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 120 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.), mientras que las curvas de símbolo vacío del gráfico 120 representan porosidades aparentes computadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones trasero 28 en los mismos valores de porosidad real.

De manera similar, un gráfico 126 de la FIG. 11 incluye una ordenada 128 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 130 que representa diversas concentraciones de hematites en el fluido de perforación 46 en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 126 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.) y las curvas de símbolo vacío del gráfico 126 representan porosidades corregidas calculadas según la Ecuación (1) y los datos representados en la FIG. 10 en los mismos valores de porosidad real. Como se puede ver en los gráficos 120 y 126, la corrección también rige para diversas concentraciones de lodo de hematites en el fluido de perforación 46.

Las FIGS. 12 y 13 son gráficos que modelan porosidades que se determinan según las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas y está lleno con fluido de perforación 46 de agua dulce más concentraciones variables de sal de NaCl. Con referencia a la FIG. 12, un gráfico 132 incluye una ordenada 134 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 136 que representa diversas concentraciones de sal de NaCl en el fluido de perforación 46 en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 132 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.), mientras que las curvas de símbolo vacío del gráfico 132 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones trasero 28 en los mismos valores de porosidad real.

Un gráfico 138 de la FIG. 13 también incluye una ordenada 140 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 142 que representa diversas concentraciones de sal de NaCl en el fluido de perforación 46 en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 138 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.) y las curvas de símbolo vacío del gráfico 138 representan porosidades corregidas calculadas según la Ecuación (1) y los datos representados en la FIG. 12 en los mismos valores de porosidad real. Como se puede ver en los gráficos 132 y 138, la corrección también rige para diversas concentraciones de sal de NaCl en el fluido de perforación 46.

En todos los gráficos de las FIGS. 5, 7, 9, 11 y 13, se ve que la corrección aplicada para obtener las porosidades corregidas compensa en gran medida las diversas diferencias en el tamaño del pozo de sondeo 42 y la composición del fluido de perforación 46. En total, al tomar en cuenta la totalidad de los más de 500 casos modelados, el error RMS residual entre la porosidad corregida y la porosidad real se mejora por aproximadamente un factor de cuatro. En otras palabras, este error RMS residual corregido es cuatro veces menor que el error RMS original entre la porosidad aparente cercana (obtenida de las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos del detector de neutrones delantero cercano 24) y la porosidad real. Mientras que la cantidad exacta de mejora puede depender del diseño especifico de la herramienta de fondo de pozo 12 (por ej . , potencia de la fuente de neutrones 18, separación de los detectores de neutrones 24, 26 y 28, colocación de la capa protectora 22 y asi sucesivamente) y la forma funcional particular elegida para la porosidad corregida, las técnicas que se describen anteriormente dependen principalmente de las diferentes sensibilidades espaciales de los detectores de neutrones 24, 26 y 28 y por lo tanto, en general, pueden producir una porosidad corregida pese a estas variaciones en el pozo de sondeo 42.

En determinadas situaciones, la configuración del detector de neutrones trasero 28 en la modalidad de la herramienta de fondo de pozo 12 de la FIG. 1 puede no proporcionar suficiente información acerca del pozo de sondeo 42 para lograr los resultados de porosidad corregida anteriores. Cuando el pozo de sondeo 42 no es cilindrico debido a una extensión, el único detector de neutrones trasero 28 puede permitir una corrección algo imperfecta de los efectos de perforación debido a que el único detector de neutrones trasero 28 puede ser capaz de distinguir entre los efectos de perforación en solo una dirección acimutal en el pozo de sondeo 42. Sin embargo, debido a que un pozo de sondeo 42 extendido no es necesariamente simétrico desde el punto de vista de la herramienta de fondo de pozo 12, los efectos de perforación pueden variar desde una dirección acimutal a otra dentro del pozo de sondeo 42.

Para ilustrar el efecto de un pozo de sondeo 42 extendido según las técnicas descritas anteriormente, las FIGS. 14 y 15 representan mediciones modeladas usando MCNP tal como se obtienen en un pozo de sondeo 42. El eje corto del pozo de sondeo 42 se modela para tener siempre 8 pulgadas, pero el eje largo del pozo de sondeo 42 se modela para extenderse de 0 a 4 pulgadas (es decir, el eje largo varia de 8 pulgadas a 12 pulgadas). En las FIGS. 14 y 15, tal como es típico para las condiciones de mediciones en el fondo del pozo, se considera que la herramienta de fondo de pozo 12 está orientada a lo largo del eje largo (es decir, el detector trasero se modela como enfrentando la dirección extendida) . Con referencia a la FIG. 14, un gráfico 144 incluye una ordenada 146 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 148 que representa la extensión del eje largo del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas de símbolo lleno del gráfico 144 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos que se obtienen del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.), mientras que las curvas de símbolo vacío del gráfico 144 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas del detector de neutrones trasero 28 en los mismos valores de porosidad real. La FIG. 15 es un gráfico 150 que incluye una ordenada 152 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 154 que representa la extensión del eje largo del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas de símbolo lleno del gráfico 150 representan porosidades aparentes calculadas a partir de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos obtenidas del detector de neutrones delantero cercano 24 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.) y las curvas de símbolo vacío del gráfico 150 representan porosidades corregidas calculadas según la Ecuación (1) y los datos representados en la FIG. 14 en los mismos valores de porosidad real.

Tal como se puede ver en las curvas de porosidad corregida (curvas de símbolo vacío) del gráfico 150 de la FIG. 15, la corrección es algo excesiva. Esta condición se puede entender, debido a que el detector de neutrones trasero 28 está más influenciado por el eje largo que el detector de neutrones delantero cercano 24. A la inversa, el detector de neutrones delantero cercano 24 es relativamente más sensible al eje corto (es decir, el fluido de perforación 46 a los lados de la herramienta de fondo de pozo 12) . Ya que solo dos detectores de neutrones detectan neutrones, el ajuste actual representa una solución intermedia. Se podría obtener una mejor corrección colocando detectores de neutrones adicionales a los lados de la herramienta de fondo de pozo 12 para obtener porosidades aparentes con desviaciones direccionales adicionales para corregir formas de pozo de sondeo 42 más complejas. Una de estas modalidades se describe en más detalle a continuación con referencia a las FIGS. 33 y 34 a continuación.

En las modalidades que se describen anteriormente con referencia a las FIGS. 3-15, cada porosidad aparente se calculó a partir de una velocidad de conteo de un único detector de neutrones (por ej . , una velocidad de conteo de neutrón epitérmico del detector de neutrones delantero 24 o una velocidad de conteo de neutrón epitérmico del detector de neutrones trasero 28). Sin embargo, la herramienta de fondo de pozo 12 puede, por el contrario, calcular la porosidad aparente a partir de una relación de velocidades de conteo de detector de neutrones térmicos en diferentes separaciones (por ej . , a partir de una relación de velocidades de conteo de detector de neutrones delantero cercano 24 a velocidades de conteo de detector de neutrones lejano 26) . Si bien obtener dicha relación de porosidad reduce la sensibilidad a la porosidad de la herramienta de fondo de pozo 12, también reduce la sensibilidad de la herramienta de fondo de pozo 12 a una cantidad de otros efectos no deseados, cuya contribución residual deberá corregirse.

El uso de relaciones para determinar la porosidad aparente puede ser especialmente importante cuando la herramienta de fondo de pozo 12 utiliza detectores de neutrones térmicos como los detectores de neutrones 24, 26 y/o 28, debido a que las velocidades de conteo de neutrones térmicos son muy sensibles a determinados elementos que contienen isótopos con grandes secciones transversales de neutrones térmicos (por ej . , cloro). Por ejemplo, cuando el fluido de perforación 46 incluye una salmuera de alta salinidad y los detectores de neutrones 24, 26 y 28 son detectores de neutrones térmicos, la sensibilidad de la herramienta de fondo de pozo 12 al cloro se puede comparar con su sensibilidad al hidrógeno (y, por consiguiente, su sensibilidad a la porosidad) . Afortunadamente, la pérdida de velocidades de conteo de neutrones térmicos debido a cloro tiende a localizarse alrededor de cada uno de los detectores de neutrones 24, 26 y 28. En otras palabras, la mayoría del transporte de los neutrones desde la fuente de neutrones 18 a cada detector de neutrones 24, 26 y 28 se puede dominar mediante la dispersión de núcleos de hidrógeno. Es solo cuando los neutrones disminuyeron a energías térmicas o casi térmicas en la cercanía del detector de neutrones 24, 26 o 28 que los cortes transversales de captura de neutrones térmicos afectan las velocidades de conteo de neutrones térmicos.

Como tal, los efectos de captura de neutrones térmicos no dependen demasiado de la separación fuente-detector (es decir, su impacto relativo es similar en todos los detectores de neutrones 24, 26 y 28 a pesar de su separación variable) . Por el otro lado, los efectos de dispersión elástica de los neutrones debido a hidrógeno, que subyacen la medición de porosidad de neutrones, son una fuerte función de la distancia y, por lo tanto, la separación de los detectores de neutrones 24, 26 y 28 de la fuente de neutrones 18. Por esta razón, la aplicación de una relación de velocidades de conteo de neutrones puede cancelar generalmente los efectos de captura térmica, tales como los que se deben a cloro, en mayor medida de lo que cancelará los efectos de porosidad. Por lo tanto, el uso de una relación de velocidades de conteo de neutrones del detector de neutrones delantero cercano 24 a aquellas del detector de neutrones delantero lejano 28 puede proporcionar una mejora neta de la exactitud de la porosidad de neutrones térmicos obtenida por la herramienta de fondo de pozo 12 en presencia de absorbentes de neutrones, tales como cloro, en el pozo de sondeo 42 o en la formación 40.

Tomando en cuenta lo que antecede, determinadas modalidades del funcionamiento 38 de la FIG. 2 puede tener lugar usando una modalidad de la herramienta de fondo de pozo 12 donde los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 y el detector de neutrones trasero 28 son todos detectores de neutrones térmicos. Una porosidad aparente delantera se puede obtener en función de una relación de velocidades de conteo de neutrones térmicos del detector de neutrones delantero cercano 24 y el detector de neutrones delantero lejano ^26 (es decir, cercano/lejano). Una porosidad aparente trasera se puede obtener en función de una relación de velocidades de conteo de neutrones térmicos del detector de neutrones trasero 28 al detector de neutrones delantero lejano 26 (es decir, trasero/lejano) o alternativamente al detector de neutrones delantero cercano 24 (es decir, trasero/cercano) . La discusión que obra a continuación con referencia a las FIGS. 16-32 se refiere al cálculo de una porosidad corregida con base, al menos en parte, en relaciones cercano/lejano y trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos usando una modalidad de la herramienta de fondo de pozo 12 donde los detectores de neutrones 24, 26 y 28 son detectores de neutrones térmicos.

A medida que tal funcionamiento 38 tiene lugar, la cantidad de neutrones térmicos que alcanza los detectores de neutrones delanteros 24 y 26 y el detector de neutrones trasero 28 puede variar significativamente dependiendo del diámetro D del pozo de sondeo y la composición del fluido de perforación 46. Por ejemplo, la FIG. 16 representa un gráfico que modela las porosidades aparentes delantera y trasera obtenidas usando relaciones cercano/lejano y trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos a varios diámetros D del pozo de sondeo 42 cuando el fluido de perforación 46 es agua dulce. Para obtener el gráfico de la FIG. 16, asi como las FIGS. 18-32, las velocidades de conteo de neutrones térmicos se calcularon usando MCNP y luego se convirtieron en porosidades aparentes mediante un ajuste de curva a relaciones de velocidad de conteo cercano/lejano y trasero/lejano a partir de datos de modelado para determinadas condiciones estándar (formación de calcita, pozo de sondeo de 8 pulgadas, agua dulce como fluido de perforación, 20 °C, 1 atm, etc.).

El gráfico 156 de la FIG. 16 incluye una ordenada 158 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 160 que representa el diámetro D del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas de símbolo lleno del gráfico 156 representan porosidades aparentes calculadas a partir de una relación cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos que se obtiene de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 156 representan porosidades aparentes calculadas a partir de una relación trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos que se obtiene del detector de neutrones trasero 28 y el detector de neutrones delantero lejano 26 en los mismos valores de porosidad real. El efecto de tamaño de pozo de sondeo que se muestra en la FIG. 16 es claramente diferente para porosidades aparentes cercano/lejano y trasero/lejano, pero la interpretación no es tan simple, debido a que el efecto del tamaño del pozo de sondeo depende ahora de las sensibilidades relativas al tamaño del pozo de sondeo de cada uno de los detectores en la relación. Aquí, debido a que las porosidades aparentes cercano/lejano (símbolos llenos) siguen aumentando con el tamaño del pozo de sondeo, se puede ver que el detector de neutrones delantero cercano 24 tiene un efecto de tamaño de pozo de sondeo mayor que el detector de neutrones delantero lejano 26.

Mientras que una corrección del pozo de sondeo basada en una expansión de polinomios de porosidades aparentes cercano/lejano y trasero/lejano puede ser suficiente para las relaciones de velocidad de conteo de neutrones epitérmicos, generalmente puede no funcionar tan bien para las porosidades de relación térmica. De hecho, los absorbentes térmicos, tales como cloro, cerca de cada uno de los detectores de neutrones 24, 26 y/o 28 puede alterar sustancialmente la sensibilidad del pozo de sondeo de cada detector en formas que puedan sobrevivir parcialmente al tomar la relación. Si bien debería comprenderse que el enfoque que se destaca anteriormente que implica detectores de neutrones epitérmicos también se puede emplear usando neutrones térmicos, en determinadas modalidades, una corrección que implica porosidades de relación de neutrones térmicos puede implicar dependencias adicionales.

Por consiguiente, un funcionamiento de registro del pozo en el fondo del pozo para determinar una porosidad corregida se puede realizar en una forma que puede tomar en cuenta información adicional debido al efecto de absorbentes térmicos en las velocidades de conteo de neutrones térmicos de cada uno de los detectores de neutrones 24, 26 y 28. Un diagrama de flujo 170, que se muestra en la FIG. 17, describe una modalidad de un método para obtener la porosidad corregida usando la herramienta de fondo de pozo 12, cuando los detectores de neutrones 24, 26 y 28 son detectores de neutrones térmicos. En un primer paso 172, la herramienta de fondo de pozo 12 se puede instalar en la formación subterránea 40 en una linea de cable o cable de recuperación, en un montaje de pozo de sondeo (BHA) mientras que el pozo de sondeo 42 se perfora o en cualquier otro modo adecuado de conducción. En el paso 174, la fuente de neutrones 18 puede emitir neutrones (ilustrado como la emisión de neutrones 48 en la FIG. 2) a la formación subterránea 40 circundante. Debido a que, tal como se discute a continuación, una corrección puede implicar considerar el tiempo de descomposición de neutrones térmicos t asociado con uno o más de los detectores de neutrones 24, 26 y/o 28, la emisión de- neutrones 48 puede ocurrir en descargas pulsadas de neutrones en vez de una corriente continua de neutrones. Dependiendo de las interacciones 50 de la emisión de neutrones 48 con elementos que rodean la herramienta de fondo de pozo 12, diversas cantidades de neutrones pueden alcanzar los detectores de neutrones 24, 26 y 28. En particular, la cantidad de neutrones detectados por el detector de neutrones trasero 28 puede afectarse más significativamente por el tamaño del pozo de sondeo 42 y la composición del fluido de perforación 46 que la cantidad de neutrones detectados por los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26.

Estos neutrones se pueden detectar por los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 y el detector de neutrones trasero 28 en el paso 176. En el paso 178, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar, en función de estas velocidades de conteo de neutrones, una porosidad aparente de relación cercano/le ano usando cualesquiera técnicas adecuadas para calcular la porosidad. En el paso 180, el circuito de procesamiento de datos puede determinar uno o más tiempos de descomposición térmica * cercano, v lejano, y/o v trasero, respectivamente, asociados con cada uno de los detectores de neutrones 24, 26 y/o 28.

La contribución de absorbentes térmicos, tales como cloro, se puede cuantificar en términos de tiempo de descomposición térmica t, que es el tiempo de descomposición promedio de la población de neutrones térmicos. Usando un generador de neutrones pulsado como la fuente de neutrones 18, tales como los que han existido en el yacimiento petrolífero durante muchos años, es sencillo medir ^como se ve por uno o más de los detectores de neutrones 24, 26 y/o 28. En condiciones en el fondo del pozo reales, la descomposición de neutrones térmicos observada t es con frecuencia más compleja que una única exponencial (por ej . , la descomposición de neutrones térmicos puede deberse a diferentes secciones transversales de captura y, por lo tanto, diferentes tiempos de descomposición para el pozo de sondeo 42 en comparación con la formación 40 o debido a los efectos de difusión de neutrones) . Sin embargo, puede ser suficiente desatender a estos efectos y calcular un único tiempo de descomposición aparente ^ para uno o más de los detectores de neutrones 24, 26 y 28.

En el paso 182, el sistema de procesamiento de datos 14 puede calcular una porosidad corregida C°rV en función de una relación entre la porosidad aparente cercano/lejano 'f , la porosidad aparente trasero/lejano uno o más de un tiempo de descomposición térmica aparente cercano ^cercano, un tiempo de descomposición térmica aparente trasero T trasero y una descomposición térmica aparente lejano Tlejano. Tal relación puede incluir, por ejemplo, lo siguiente : y los coeficientes alJ y bm,,m se eligen para minimizar la desviación entre la porosidad corregida y la porosidad real donde en esta minimización se pueden obtener las velocidades de conteo del detector y por lo tanto las porosidades aparentes y tiempos de descomposición aparentes experimentalmente o como datos de modelado informático. Cabe destacar que, mientras que los términos dependientes del tiempo de descomposición tienen cierta dependencia de la porosidad, es generalmente suficiente usar solo una de las <Pn/ porosidades aparentes para esto (por ej . , ' f ) y solo usar p <n los términos de orden inferior (es decir, ) . Además, pese a que la Ecuación (2) depende de los polinomios, se debería entender que cualquier forma funcional adecuada se puede emplear para calcular la porosidad corregida fcorr en la forma en que se describe anteriormente. También cabe destacar que mientras que la modalidad preferida usaría los tiempos de descomposición de cada uno de los detectores, en modalidades alternativas se puede omitir uno o más de los tiempos de descomposición (por ej . , ? cercano o tlejano) . De manera adicional o alternativa a los pasos 74, 76 y 78, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar la porosidad directamente a partir de las velocidades de conteo de neutrones térmicos usando una transformada derivada de datos modelados y/o experimentales con relación a velocidades de conteo de neutrones térmicos y su dependencia en el tiempo a varias condiciones de pozo de sondeo y formación. De manera adicional o alternativa, el circuito de procesamiento de datos puede determinar la porosidad corregida mediante una inversión de un modelo directo que presenta las velocidades de conteo esperadas (o porosidades aparentes) y su dependencia en el tiempo (o tiempos de descomposición térmica) como función de la porosidad real y de otras condiciones de la formación 40 y del pozo de sondeo 42.

Para evaluar la técnica para obtener la porosidad corregida ^corr dei diagrama de flujo 170 de la FIG. 17, se realizaron más de 500 ejecuciones de modelado en CNP que abarcan diversas combinaciones de porosidad, tamaño del pozo de sondeo 42, forma del pozo de sondeo 42 y composición del fluido de perforación 46. Con respecto al modelado de la composición del fluido de perforación 46, se incluyeron diversos tipos de materiales densificantes, cantidades de materiales densificantes, tipos de salmuera y salinidades. El resultado de determinadas ejecuciones de modelado se ilustra en las FIGS. 18-32, y se ajustan usando la Ecuación (2), donde ^~ , p = ly — 2 Cabe destacar que todos los resultados de porosidad corregida que se muestra en las FIGS. 18-32 derivan de un único ajuste (por ej . , de un conjunto de valores coeficiente de ajuste único alJ., y b",«,'").

Los valores corregidos de porosidad para diversos tamaños de pozo de sondeo en fluido de perforación 46 de agua dulce aparecen en un gráfico 190 de la FIG. 18. Una ordenada 192 del gráfico 190 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 194 que representa el diámetro D del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas de símbolo lleno del gráfico 190 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 190 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (2) y los datos que se representan en la FIG. 16 en los mismos valores de porosidad real.

Como se puede ver a partir de las curvas del gráfico 190, el tamaño de la corrección para las porosidades aparentes determinado a partir de relaciones de velocidad de conteo de neutrones térmicos en agua dulce es menor que en el ejemplo que se describe anteriormente con referencia a las FIGS. 3-15, donde las porosidades aparentes se determinaron en función de velocidades de conteo de neutrones epitérmicos simples. Por lo tanto, la mejora desde porosidad aparente a corregida que se muestra en la FIG. 18 puede no ser tan drástica como la que se muestra en la FIG. 5. Sin embargo, en la FIG. 18, las lecturas de porosidad corregida se ven como más cercanas a los valores reales de porosidad que las porosidades aparentes en función de una única relación cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos .

Las FIGS. 19 y 20 son gráficos que modelan porosidades que se determinan en función de relaciones de velocidades de conteo de neutrones térmicos cuando el pozo de sondeo 42 está lleno con un fluido de perforación 46 de agua dulce más 600 partes por mil (ppk) de barita como material densificante (es decir, 600 kg de barita y 400 kg de agua dulce por 1000 kg de fluido de fondo del pozo 46) . Con referencia a la FIG. 19, un gráfico 196 incluye una ordenada 198 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 200 que representa el diámetro D del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas de símbolo lleno del gráfico 196 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 196 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos que se obtienen del detector de neutrones trasero 28 y el detector de neutrones delantero lejano 26 en los mismos valores de porosidad real.

La FIG. 20 presenta un gráfico 202 que modela los valores corregidos de porosidad como función del tamaño de pozo de sondeo cuando el fluido de perforación 46 es 600 ppk de lodo de barita. Una ordenada 204 del gráfico 202 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 206 que representa el diámetro D del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas de símbolo lleno del gráfico 202 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.) . Las curvas de símbolo vacío del gráfico 202 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (2) y los datos que se representan en la FIG. 19 en los mismos valores de porosidad real. Tal como se muestra por los gráficos 196 de la FIG. 19 y 202 de la FIG. 20, surge un error mucho mayor entre la porosidad aparente y la porosidad real cuando el fluido de perforación 46 es lodo de barita. Sin embargo, como también es evidente a partir de estos gráficos, la corrección aplicada también es eficaz y las porosidades corregidas del gráfico 202 de la FIG. 20 (curvas de símbolo lleno) están más cercanas a las porosidades reales que de las porosidades aparentes (curvas de símbolo lleno) .

Las FIGS. 21 y 22 son gráficos que modelan porosidades que se determinan según las relaciones de velocidades de conteo de neutrones térmicos cuando el pozo de sondeo 42 está lleno con un fluido de perforación 46 de agua dulce más una concentración variable de barita como material densificante. Con referencia a la FIG. 21, un gráfico 208 incluye una ordenada 210 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 212 que representa . una concentración de barita en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 208 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 208 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas del detector de neutrones trasero 28 y el detector de neutrones delantero lejano 26 en los mismos valores de porosidad real.

De manera similar, la FIG. 22 presenta un gráfico 214 que modela valores corregidos de porosidad como una función de concentración de barita en el fluido de perforación 46 cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas. Una ordenada 216 del gráfico 214 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 218 representa la concentración de barita en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 214 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 214 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (2) y los datos que se representan en la FIG. 21 en los mismos valores de porosidad real.

De manera similar, las FIGS. 23 y 24 son gráficos que modelan porosidades que se determinan según las relaciones de velocidades de conteo de neutrones térmicos cuando el pozo de sondeo 42 está lleno con un fluido de perforación 46 de agua dulce más una concentración variable de hematites como material densificante. Con referencia a la FIG. 23, un gráfico 220 incluye una ordenada 222 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 224 que representa una concentración de hematites en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 220 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.)- Las curvas de símbolo vacío del gráfico 220 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas del detector de neutrones trasero 28 y el detector de neutrones delantero lejano 26 en los mismos valores de porosidad real.

De manera similar, la FIG. 24 presenta un gráfico 226 que modela valores corregidos de porosidad como una función de concentración de hematites en el fluido de perforación 46 cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas. Una ordenada 228 del gráfico 226 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 230 representa la concentración de hematites en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 226 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 226 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (2) y los datos que se representan en la FIG. 23 en los mismos valores de porosidad real.

Con respecto a las FIGS. 21-24, cabe destacar que mientras las porosidades aparentes trasero/lejano (curvas de símbolo hueco) de la FIG. 21 aumentan con el aumento en la concentración de barita, las porosidades aparentes trasero/lejano (curvas de símbolo hueco) de la FIG. 23 disminuyen con el aumento de la concentración de hematites. Sin embargo, como se ve en las FIGS. 22 y 24, las porosidades corregidas (curvas de símbolo hueco) de ambas FIGS. 22 y 24 mejoran tras sus porosidades aparentes cercano/lejano respectivas (curvas de símbolo lleno) . Por ejemplo, cabe destacar que la efectividad de la corrección de la FIG. 17, pese a los efectos opuestos de barita en comparación con hematites sobre las porosidades aparentes cercano/lejano.

Las FIGS. 25-30 ilustran el efecto sobre los resultados de porosidad aparente y porosidad corregida como función de salinidad del fluido de perforación 46 para salmueras NaCl, Kcl y NaBr en un pozo de sondeo 42 con un diámetro D de 8 pulgadas. En particular, las FIGS. 25 y 26 se refieren a NaCl, las FIGS. 27 y 28 se refieren a KC1 y las FIGS. 29 y 30 se refieren a NaBr. Con referencia en primer lugar a la FIG. 25, un gráfico 232 incluye una ordenada 234 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 236 que representa una concentración de NaCl en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 232 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/le ano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 232 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos que se obtienen del detector de neutrones trasero 28 y el detector de neutrones delantero lejano 26 en los mismos valores de porosidad real.

De manera similar, la FIG. 26 presenta un gráfico 238 que modela valores corregidos de porosidad como una función de concentración de NaCl en el fluido de perforación 46 cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas. Una ordenada 240 del gráfico 238 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 242 representa la concentración de NaCl en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 238 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.)- Las curvas de símbolo vacío del gráfico 238 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (2) y los datos que se representan en la FIG. 23 en los mismos valores de porosidad real.

Con referencia ahora a la FIG. 27, un gráfico 244 modela porosidades aparentes obtenidas de relaciones de neutrones térmicos como una función de la concentración de KC1 cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas. El gráfico 244 incluye una ordenada 246 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 248 que representa la concentración de KC1 en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 244 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 244 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas del detector de neutrones trasero 28 y el detector de neutrones delantero lejano 26 en los mismos valores de porosidad real.

De manera similar, la FIG. 28 presenta un gráfico 250 que modela valores corregidos de porosidad como una función de concentración de KCl en el fluido de perforación 46 cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas. Una ordenada 252 del gráfico 250 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 254 representa la concentración de KCl en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 250 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 250 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (2) y los datos que se representan en la FIG. 27 en los mismos valores de porosidad real.

La FIG. 29 representa un gráfico 256, que modela las porosidades aparentes obtenidas de relaciones de neutrones térmicos como función de la concentración de NaBr cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas. El gráfico 256 incluye una ordenada 258 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 260 que representa la concentración de NaBr en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 256 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados, valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 256 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas del detector de neutrones trasero 28 y el detector de neutrones delantero lejano 26 en los mismos valores de porosidad real.

De manera similar, la FIG. 30 presenta un gráfico 262 que modela valores corregidos de porosidad como una función de concentración de NaBr en el fluido de perforación 46 cuando el pozo de sondeo 42 tiene un diámetro D de 8 pulgadas. Una ordenada 264 del gráfico 262 representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 266 representa la concentración de NaBr en unidades de partes por mil (ppk) . Las curvas de símbolo lleno del gráfico 262 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.)- Las curvas de símbolo vacío del gráfico 262 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (2) y los datos que se representan en la FIG. 29 en los mismos valores de porosidad real.

Con respecto a las FIGS. 25-30, cabe destacar que incluso luego de tomar relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos de los detectores de neutrones delanteros lejano y cercano 24 y 26 para determinar las porosidades aparentes (curvas de símbolo lleno) , permanece un efecto de gran captura de neutrones térmicos residual debido a la sección transversal de alta captura de neutrones de elementos de fluido de perforación 46. Pose a este efecto, que estaba ausente en gran medida para el caso de neutrones epitérmicos, la corrección (curvas de símbolo vacío) que se ilustra en las FIGS. 26, 28 y 30 mejora tras las porosidades aparentes cercano/lejano respectivas (curvas de símbolo lleno) . La corrección de la FIG. 17 es claramente eficaz, pese a los tres distintos tipos de salmuera (NaCl, KC1 y NaBr) respectivamente presentes en el fluido de perforación 46.

En todos los gráficos de las FIGS. 18, 20, 22, 24, 26, 28 y 30, se ve que la corrección de la FIG. 17, al igual que la corrección de la FIG. 4, compensa en gran medida las diversas diferencias en el tamaño del pozo de sondeo 42 y la composición del fluido de perforación 46. En total, tomando en cuenta todos los más de 500 casos modelados, el error RMS residual entre la porosidad corregida y la porosidad real se mejora nuevamente por aproximadamente un factor de cuatro.

Para ilustrar el efecto de un pozo de sondeo 42 extendido en la técnica de la FIG. 17, las FIGS. 31 y 32 representan medidas modeladas usando MCNP, tal como se obtiene en un pozo de sondeo 42 para el cual el eje corto del pozo de sondeo 42 siempre tiene 8 pulgadas, pero para el cual el eje largo se extiende de 0 a 4 pulgadas (es decir, el eje largo varía de 8 pulgadas a 12 pulgadas). En las FIGS. 31 y 32, tal como es típico para las condiciones de mediciones en el fondo del pozo, se considera que la herramienta de fondo de pozo 12 se orienta por el eje largo (es decir, el detector trasero se modela frente a la dirección extendida) .

Con referencia a la FIG. 31, un gráfico 268 incluye una ordenada 270 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 272 que representa la extensión del eje largo en el pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas de símbolo lleno del gráfico 268 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 268 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones trasero/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas del detector de neutrones trasero 28 y el detector de neutrones delantero lejano 26 en los mismos valores de porosidad real.

La FIG. 32 es un gráfico 274 que incluye una ordenada 276 que representa la porosidad en unidades de porosidad (p.u.) y una abscisa 278 que representa la extensión del eje largo del pozo de sondeo 42 en unidades de pulgadas. Las curvas de símbolo lleno del gráfico 274 representan porosidades aparentes calculadas a partir de relaciones cercano/lejano de velocidades de conteo de neutrones térmicos obtenidas de los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 cuando la formación 40 tiene determinados valores de porosidad real (por ej . , 0, 5, 15, 25, 40 y 60 p.u.). Las curvas de símbolo vacío del gráfico 274 representan porosidades corregidas calculadas en función de la Ecuación (2) y los datos que se representan en la FIG. 31 en los mismos valores de porosidad real.

Al igual que los resultados similares para las porosidades aparentes de neutrones epitérmicos de las FIGS. 14 y 15, tal como se puede ver en las curvas de porosidad de relación de neutrones térmicos corregidas (símbolos vacíos) del gráfico 274 de la FIG. 32, la corrección es algo excesiva. Esta condición se puede entender, debido a que el detector de neutrones trasero 28 está más influenciado por el eje largo que los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26. A la inversa, los detectores de neutrones delanteros cercano y lejano 24 y 26 son relativamente más sensibles al eje corto (es decir, el fluido de perforación 46 a los lados de la herramienta de fondo de pozo 12) .

Como se describe anteriormente, solo con dos detectores de neutrones que detectan neutrones, la técnica de corrección de la FIG. 17 representa una solución intermedia. Se podría obtener una mejor corrección colocando detectores de neutrones adicionales a los lados de la herramienta de fondo de pozo 12 para obtener porosidades aparentes con desviaciones direccionales adicionales para corregir formas de pozo de sondeo 42 más complejas. Una de estas modalidades de la herramienta de fondo de pozo 12 se ilustra por las FIGS. 33 y 34. En la FIG. 33, que ilustra la herramienta de fondo de pozo 12 alineada como se indica conforme al sistema de coordenadas ilustrado, dos detectores de neutrones delanteros 280 también se pueden colocar axialmente (en la dirección z) al lado del detector de neutrones trasero 28 para enfrentarse a los lados dé la herramienta de fondo de pozo 12. Los detectores de neutrones laterales 280 pueden ser cualquier detector de neutrones térmicos o epitérmicos adecuado, dependiendo de si los otros detectores de neutrones 24, 26 y/o 28 son detectores de neutrones térmicos o epitérmicos.

La FIG. 34 ilustra una vista transversal de la herramienta de fondo de pozo 12 a partir de las lineas de corte 34-34 de la FIG. 33. Tal como se muestra en la FIG. 34, los dos detectores de neutrones laterales 280 se pueden colocar dentro de la herramienta de fondo de pozo 12 en ángulos acimutales variados. En algunas modalidades, los detectores de neutrones laterales 280 se pueden colocar dentro de la herramienta de fondo de pozo a un ángulo acimutal aproximadamente 90° del ángulo detector de neutrones trasero 28. Las modalidades alternativas de la herramienta de fondo de pozo 12 pueden incluir más o menos detectores de neutrones laterales 280 ubicados dentro de la herramienta de fondo de pozo 12 para enfrentarse a diversas direcciones acimutales. Además, en algunas modalidades, se puede colocar una capa protectora 22 entre los detectores de neutrones laterales 280 y el detector de neutrones trasero 28 para mejorar la sensibilidad de cada uno a determinados ángulos acimutales desde la herramienta de fondo de pozo 12.

Al medir los neutrones desde otros ángulos acimutales de la herramienta de fondo de pozo 12, los detectores de neutrones laterales 280 pueden proporcionar información adicional con respecto a la geometría del pozo de sondeo 42. Esta información adicional proporcionada por los detectores de neutrones laterales 280 puede permitir una corrección incluso más exacta con respecto a cualquier modalidad de la herramienta de fondo de pozo 12. Es decir, si la herramienta de fondo de pozo 12 se configura para determinar la porosidad según las velocidades de conteo de neutrones o según relaciones de velocidades de conteo de neutrones, o cualquier otra técnica adecuada, la información adicional permitida por los detectores de neutrones laterales 280 puede proporcionar una corrección aun más refinada.

Una técnica adicional para obtener una porosidad corregida con respecto a los efectos de perforación usando una modalidad de la herramienta de fondo de pozo 12 que se ilustra en las FIGS. 33 y 34 aparece en el diagrama de flujo 290 de la FIG. 35. En la modalidad del método del diagrama de flujo 290, un primer paso 292 puede implicar instalar la herramienta de fondo de pozo 12 en la formación subterránea 40 usando cualquier modo adecuado de transporte. En el paso 294, la fuente de neutrones 18 puede emitir neutrones (ilustrado como emisión de neutrones 48 en la FIG. 2) en la formación subterránea 40 circundante. La emisión de neutrones 48 puede tener lugar como una corriente continua de neutrones o en descargas de neutrones si se desean datos del tiempo de descomposición tal como tiempos de descomposición térmica. Dependiendo de las interacciones 50 de la emisión de neutrones 48 con elementos que rodean la herramienta de fondo de pozo 12, diversas cantidades de neutrones de diversas potencias pueden alcanzar los detectores de neutrones 24, 26, 28 y 280. En particular, para una composición dada de fluido de perforación 42, la relación entre la cantidad de neutrones detectados por el detector de neutrones trasero 28, los detectores de neutrones laterales 280 y los detectores de neutrones delanteros cercano 24 y/o lejano 26 puede variar dependiendo de la forma del pozo de sondeo (por ej . , el detector de neutrones trasero 28 y/o el/los detector/es laterales 280 pueden tener diferentes sensibilidades a la extensión del pozo de sondeo) .

En el paso 296, los detectores de neutrones 24, 26, 28 y/o 280 pueden detectar velocidades de conteo de neutrones dispersados por la formación 40 circundante y/o el pozo de sondeo 42. Debido a que los neutrones se detectan en más de dos ángulos acimutales dentro de la herramienta de fondo de pozo 12, las velocidades de conteo de neutrones detectadas en el paso 296 pueden proporcionar información adicional con respecto a la geometría del pozo de sondeo 42. En el paso 298, según los neutrones detectados en el paso 296, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar porosidades "aparentes y, en algunas modalidades, tiempos de descomposición térmica asociados con los detectores de neutrones 24, 26, 28 y/o 280. Estas porosidades aparentes y, en algunas modalidades, tiempos de descomposición térmica se pueden aplicar a una expresión, tal como se discute anteriormente con respecto a las Ecuaciones (1) y/o (2), para obtener una porosidad corregida en el paso 300. De manera adicional o alternativa, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar la porosidad directamente a partir de las velocidades de conteo de neutrones incluyendo, en algunas modalidades, su dependencia en el tiempo usando una transformada derivada de datos modelados y/o experimentales que relacionan las velocidades de conteo de neutrones con varias condiciones del pozo de sondeo y de la formación. De manera adicional o alternativa, el circuito de procesamiento de datos puede determinar la porosidad corregida mediante una inversión de un modelo directo que presenta las velocidades de conteo esperadas (o porosidades aparentes) y, en algunas modalidades, su dependencia de tiempo (o tiempos de descomposición) como función de la porosidad real y de otras condiciones de la formación 40 y del pozo de sondeo 42.

Se describen determinadas modalidades alternativas de métodos para obtener una porosidad de la formación 40 que se corrige en función de los efectos de perforación en las FIGS. 36 y 37. Con referencia en primer lugar a la FIG. 36, un diagrama de flujo 310 describe una modalidad de un método para determinar la porosidad corregida de la formación 40 según una o más mediciones de tiempos de disminución de neutrones epitérmicos. Como tal, la modalidad del método ilustrada por el diagrama de flujo 310 generalmente implica una modalidad de la herramienta de fondo de pozo 12 donde al menos uno de los detectores de neutrones 24, 26, 28 y/o 280 son detectores de neutrones epitérmicos. En el paso 312, la herramienta de fondo de pozo 12 se puede instalar en la formación subterránea 40 usando cualquier modo de transporte adecuado. En el paso 314, la fuente de neutrones 18 puede emitir neutrones (ilustrado como la emisión de neutrones 48 en la FIG. 2) en la formación subterránea 40 circundante. En particular, la fuente de neutrones 18 puede emitir pulsos de neutrones en el paso 314, de forma tal que posteriormente se pueda determinar el tiempo de disminución de los neutrones.

Los detectores de neutrones 24, 26, 28 y/o 280 pueden a partir de entonces detectar neutrones que se dispersan a través de la formación 40 y/o el pozo de sondeo 42 en el paso 316. Con respecto a la velocidad de conteo de los neutrones detectados en el paso 316 como función de tiempo en relación con los pulsos de neutrones que se emiten en el paso 314, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar los tiempos de disminución epitérmica asociados con uno o más de los detectores de neutrones 24, 26, 28 y/o 280, en el paso 318. En el paso 320, de manera alternativa o además de determinar las porosidades aparentes según las velocidades de conteo de neutrones o relaciones de velocidad de conteo, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar una o más porosidades aparentes según los tiempos de disminución epitérmica que se determinan en el paso 318. Las porosidades aparentes de disminución epitérmica se pueden usar en una corrección de los efectos de perforación similar a la de la Ecuación (1), donde las porosidades aparentes de disminución epitérmica pueden remplazar o aumentar las porosidades aparentes según las velocidades de conteo de neutrones o relaciones de velocidad de conteo. Debido a que las sensibilidades de porosidad asociadas con los tiempos de disminución epitérmica pueden estar más localizadas con respecto a regiones cercanas a cada detector de neutrones 24 y/o 28, las porosidades aparentes de disminución epitérmica pueden proporcionar información adicional con respecto a la geometría del pozo de sondeo 42 que puede refinar adicionalmente la corrección. De manera adicional o alternativa, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar la porosidad directamente a partir de las velocidades de conteo de neutrones y/o incluyendo su dependencia en el tiempo usando una transformada derivada de los datos modelados y/o experimentales que relacionan las velocidades de conteo de neutrones con varias condiciones del pozo de sondeo y de la formación. De manera adicional o alternativa, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar la porosidad corregida mediante una inversión de un modelo directo que presenta las velocidades de conteo esperadas (o porosidades aparentes) y/o su dependencia de tiempo (o tiempos de descomposición) como función de la porosidad real y de otras condiciones de la formación 40 y del pozo de sondeo 42.

La FIG. 37 presenta un diagrama de flujo 330 que describe otra modalidad de un método para determinar la porosidad corregida de la formación 40. En particular, la modalidad del diagrama de flujo 330 implica la corrección del efecto de los absorbentes térmicos usando la diferencia en las respuestas entre las velocidades de conteo térmicas y epitérmicas. Como tal, la modalidad del diagrama de flujo 330 generalmente implica una modalidad de la herramienta de fondo de pozo 12 que incluye tanto detectores de neutrones térmicos como epitérmicos . En el paso 332, la herramienta de fondo de pozo 12 se puede instalar en la formación subterránea 40 usando cualquier modo de transporte adecuado. En el paso 334, la fuente de neutrones 18 puede emitir neutrones (ilustrado como emisión de neutrones 48 en la FIG. 2) en la formación subterránea 40 circundante. La fuente de neutrones 18 puede emitir pulsos de neutrones o una corriente continua de neutrones en el paso 334, según sea adecuado.

En el paso 336, la herramienta de fondo de pozo 12 puede detectar neutrones térmicos y epitérmicos dispersados alrededor de la herramienta de fondo de pozo 12 mediante los detectores de neutrones 24, 26, 28 y/o 280, al menos uno de los cuales puede ser un detector de neutrones epitérmicos y al menos uno de los cuales puede ser un detector de neutrones térmicos. En determinadas modalidades, la herramienta de fondo de pozo 12 puede incluir detectores de neutrones adicionales que no se muestran en las FIGS. 1, 2, 33 o 34, que pueden ser detectores de neutrones térmicos o epitérmicos. Los detectores de neutrones 24, 26, 28, 280, y/u otros pueden o no detectar los neutrones dispersados como una función de tiempo en el paso 336 como puede ser adecuado para determinar, en el paso 338, porosidades aparentes según los neutrones detectados. Es decir, en el paso 338, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar porosidades aparentes según las relaciones de velocidades de conteo de neutrones térmicos (por ej . , cercano/lejano y/o trasero/lejano) asi como porosidades aparentes según las velocidades de conteo de neutrones epitérmicos y/o tiempo de disminución epitérmica.

En el paso 340, el sistema de procesamiento de datos 14, puede determinar una porosidad de la formación 40 que se corrige en función de los efectos de perforación. En particular, la diferencia entre las porosidades aparentes en función de neutrones térmicos y porosidades aparentes en función de en neutrones epitérmicos se pueden usar en vez de, o además de, los términos de tiempo de descomposición térmica de la Ecuación (2) . Cabe destacar que si no se usan porosidades aparentes en función de tiempos de disminución epitérmica en la corrección del paso 340, las porosidades aparentes que se determinan en el paso 338 pueden no necesariamente ser funciones de tiempo y por lo tanto la fuente de neutrones 18 puede no emitir pulsos de neutrones para determinar estas porosidades aparentes. Por consiguiente, en tales condiciones, la fuente de neutrones 18 puede ser un generador de neutrones electrónico configurado para emitir una corriente continua de neutrones o una fuente radioisotópica, tal como AmBe o 225Cf. Sin embargo, si las porosidades aparentes en función de los tiempos de disminución epitérmica se usan en la corrección del paso 340, estas porosidades aparentes pueden redefinir adicionalmente la corrección en geometrías de pozo de sondeo 42 más complejas, tal como se describe anteriormente con respecto a la FIG. 36. De manera adicional o alternativa, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar la porosidad directamente a partir de las velocidades de conteo de neutrones térmicos y epitérmicos y/o tiempos de disminución epitérmica usando una transformada derivada de los datos modelados y/o experimentales que relacionan tales datos con varias condiciones del pozo de sondeo y de la formación. De manera adicional o alternativa, el sistema de procesamiento de datos 14 puede determinar la porosidad corregida mediante una inversión de un modelo directo que presenta las velocidades de conteo esperadas (o porosidades aparentes) y/o su dependencia de tiempo (o tiempos de descomposición) como función de la porosidad real y de otras condiciones de la formación 40 y del pozo de sondeo 42.

Las modalidades especificas que se describen anteriormente se mostraron a modo de ejemplo y se debería entender que estas modalidades pueden ser susceptibles a diversas modificaciones y formas alternativas. Por ejemplo, se pueden lograr otras mejoras mediante la combinación de las porosidades corregidas según se determina usando las técnicas descritas anteriormente con parámetros externos proporcionadas por el operador. A modo de ejemplo, tal información externa puede incluir la composición del fluido de perforación 46 y/o el tamaño del pozo de sondeo 42. En presencia de tal información adicional, las técnicas de corrección que se describen anteriormente se pueden adaptar más exactamente y se puede lograr una mejor corrección. Se debería entender además que no se pretende que las reivindicaciones se limiten a las formas particulares descritas, sino que cubran todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que se encuentran en el espíritu y alcance de la descripción.

Claims

REIVINDICACIONES Se reivindica lo siguiente:

1. Una herramienta de fondo de pozo que puede bajarse hasta el interior de un pozo de sondeo de una formación subterránea que comprende: una fuente de neutrones configurada para emitir neutrones en la formación subterránea; dos o más detectores de neutrones dispuestos respectivamente en dos o más orientaciones acimutales dentro de la herramienta de fondo de pozo y configurados para detectar neutrones que han sido dispersados por el fluido de la formación subterránea o de perforación en el pozo de sondeo o una combinación de los mismos y un circuito de procesamiento de datos configurado para determinar una porosidad de la formación subterránea corregida con respecto a los efectos de perforación con base al menos en parte en los neutrones detectados por los dos o más detectores de neutrones.

2. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde al menos uno de los dos o más detectores de neutrones se configura para detectar principalmente neutrones dispersados que llegan por medio de un lado enfrentado a la formación de la herramienta de fondo de pozo.

3. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde al menos uno de los dos o más detectores de neutrones se configura para detectar principalmente neutrones dispersados que llegan por medio de un lado enfrentado al pozo de sondeo de la herramienta de fondo de pozo.

. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, que comprende una capa protectora configurada para mejorar una sensibilidad de al menos uno de los dos o más detectores de neutrones a neutrones dispersados que llegan mediante un lado de la herramienta de fondo de pozo hacia el cual está orientado acimutalmente dicho al menos uno de los dos o más detectores de neutrones.

5. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, que comprende tres o más detectores de neutrones dispuestos respectivamente en tres o más orientaciones acimutales dentro de la herramienta de fondo de pozo y configurada para detectar neutrones que han sido dispersados por el fluido de la formación subterránea o de perforación en el pozo de sondeo o una combinación de los mismos.

6. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde dichos dos o más detectores de neutrones se configuran para detectar sustancialmente solo neutrones epitérmicos .

7. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde dichos dos o más detectores de neutrones se configuran para detectar sustancialmente solo neutrones térmicos .

8. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde al menos uno de los dos o más detectores de neutrones comprende un detector de neutrones térmicos y al menos otro de los dos o más detectores de neutrones comprende un detector de neutrones epitérmicos.

9. La herramienta de fondo de pozo de la reivindicación 1, donde el fluido de perforación comprende agua dulce, lodo de barita, lodo de hematites, una salmuera de NaCl, una salmuera de KC1 o una salmuera de NaBr o cualquier combinación de los mismos.

10. Un método que comprende: emitir neutrones en una formación subterránea usando una fuente de neutrones de una herramienta de fondo de pozo, donde la herramienta de fondo de pozo se ubica en un pozo de sondeo de la formación subterránea y donde el pozo de sondeo tiene una geometría y está lleno con un fluido de perforación; detectar un primer conteo de neutrones dispersados por la formación subterránea o por el fluido de perforación en el pozo de sondeo o por una combinación de los mismos, usar un detector de neutrones epitérmicos enfrentado a la formación de la herramienta de fondo de pozo dispuesto más cercana de un lado enfrentado a la formación de la herramienta de fondo de pozo que un lado enfrentado al pozo de sondeo de la herramienta de fondo de pozo; detectar un segundo conteo de neutrones dispersados por la formación subterránea o por el fluido de perforación en el pozo de sondeo o por una combinación de los mismos, usando un detector de neutrones epitérmicos enfrentados al pozo de sondeo de la herramienta de fondo de pozo dispuesto más cerca del lado enfrentado al pozo de sondeo de la herramienta de fondo de pozo que el lado enfrentado a la formación de la herramienta de fondo de pozo y determinar, usando el circuito de procesamiento de datos, una porosidad de la formación subterránea que corrige los efectos de perforación debido a la geometría y el fluido de perforación del pozo de sondeo con base al menos en parte en el primer conteo de neutrones y el segundo conteo neutrones .

11. El método de la reivindicación 10, donde la determinación de la porosidad de la formación subterránea comprende determinar, usando el circuito de procesamiento de datos, una primera porosidad aparente basada al menos en parte en el primer conteo de neutrones y una segunda porosidad aparente basada al menos en parte en el segundo conteo de neutrones.

12. El método de la reivindicación 11, donde la porosidad se determina con base al menos en parte en una función de corrección relacionando la primera porosidad aparente y la segunda porosidad aparente con una porosidad real asociada con la formación subterránea para diversas geometrías de pozo de sondeo y fluidos de perforación.

13. El método de la reivindicación 11, donde la porosidad se determina con base al menos en parte en una función de corrección de polinomios que relaciona la primera porosidad aparente y la segunda porosidad aparente con una porosidad real asociada con la formación subterránea para diversas geometrías del pozo de sondeo y fluidos de perforación, donde los coeficientes de la función de corrección de polinomios se eligieron para minimizar una diferencia entre la porosidad determinada y la porosidad real .

14. El método de la reivindicación 11, donde la porosidad se determina con base al menos en parte en la siguiente relación: i+j=n / J ai 1]J. i 'cceerrccaannoo0'/ttrraaJ:sero donde resenta la porosidad determinada, F ' cercano representa la prxmera porosidad aparente, F' trasero representa la segunda porosidad aparente, n representa el a.. grado del polinomio y VI representa coeficientes elegidos para minimizar una diferencia entre la porosidad determinada y la porosidad real de la formación subterránea.

15. El método de la reivindicación 10, donde la porosidad se determina directamente a partir del primer conteo de neutrones y el segundo conteo de neutrones usando una transformada derivada de datos modelados o experimentales o una combinación de los mismos, que relaciona el primer conteo de neutrones y el segundo conteo de neutrones con una porosidad real asociada con la formación subterránea para diversas geometrías de pozo de sondeo y fluidos de perforación .

16. El método de la reivindicación 10, donde la porosidad se determina con base al menos en parte en parámetros externos proporcionados por el operador asociados con los efectos de perforación debidos a la geometría y el fluido de perforación del pozo de sondeo.

17. Un método que comprende: recibir, en un circuito de procesamiento de datos, un conteo de neutrones térmicos cercano detectado por un detector de neutrones térmicos delantero cercano de una herramienta de fondo de pozo en un pozo de sondeo de una formación subterránea; recibir, en el circuito de procesamiento de datos, un conteo de neutrones térmicos lejano detectado por un detector de neutrones térmicos delantero lejano de la herramienta de fondo de pozo en el pozo de sondeo de la formación subterránea, donde el detector de neutrones térmicos delantero lejano se dispone más lejos de una fuente de neutrones de la herramienta de fondo de pozo que el detector de neutrones térmicos delantero cercano; recibir, en el circuito de procesamiento de datos, un conteo de neutrones térmicos trasero detectado por un detector de neutrones térmicos trasero de la herramienta de fondo de pozo en el pozo de sondeo de la formación subterránea, donde el detector de neutrones térmicos trasero se dispone más cercana de un lado enfrentado al pozo de sondeo de la herramienta de fondo de pozo que el detector de neutrones térmicos delantero cercano y el detector de neutrones térmicos delantero lejano; recibir, en el circuito de procesamiento de datos, datos dependientes del tiempo asociados con neutrones detectados por el detector de neutrones térmicos delantero cercano, el detector de neutrones térmicos delantero lejano o el detector de neutrones térmicos trasero o cualquier combinación de los mismos; determinar, usando el circuito de procesamiento de datos, una porosidad de la formación subterránea corregida con respecto a los efectos introducidos por el pozo de sondeo de la formación subterránea con base al menos en parte en el conteo de neutrones térmicos cercano, el conteo de neutrones térmicos lejano, el conteo de neutrones térmicos trasero y los datos dependientes del tiempo.

18. El método de la reivindicación 17, donde la porosidad se determina directamente a partir del conteo de neutrones térmicos cercano, el conteo de neutrones térmicos lejano y el conteo de neutrones térmicos trasero usando una transformada derivada de datos modelados o experimentales o una combinación de los mismos, que relaciona el conteo de neutrones térmicos cercano, el conteo de neutrones térmicos lejano y el conteo de neutrones térmicos trasero con una porosidad real asociada con la formación subterránea para diversas geometrías de pozo de sondeo y fluidos de perforación .

19. El método de la reivindicación 17, donde la determinación de la porosidad comprende determinar, usando el circuito de procesamiento de datos, una porosidad aparente de relación cercano/lejano que se basa al menos en parte en una relación del conteo de neutrones térmicos cercano al conteo de neutrones térmicos lejano y determinar, usando el circuito de procesamiento de datos, una porosidad aparente de relación trasero/lejano que se basa al menos en parte en una relación del conteo de neutrones térmicos trasero al conteo de neutrones térmicos lejano, una porosidad aparente de relación trasero/cercano que se basa al menos en parte en una relación del conteo de neutrones térmicos trasero al conteo de neutrones térmicos cercano o una porosidad aparente que se basa principalmente en el conteo de neutrones térmicos trasero o una combinación de los mismos.

20. El método de la reivindicación 19, donde la porosidad se determina con base al menos en parte en una función de corrección con respecto a la porosidad aparente de relación cercano/lejano, la porosidad aparente de relación trasero/lejano y los datos dependientes del tiempo.

21. El método de la reivindicación 19, donde la porosidad se determina con base al menos en parte en la siguiente relación: ? <Py donde corr representa la porosidad determinada, /·' representa la porosidad aparente de relación cercano/lejano, 7 representa la porosidad aparente de relación trasero/lejano, representan los grados de los polinomios, t cercano representa el tiempo de descomposición térmica cercano, t trasero representa el tiempo de descomposición térmica trasero, ^lejano representa el tiempo de descomposición térmica lejano y representan coeficientes elegidos para minimizar una diferencia entre la porosidad determinada y una porosidad real de la formación subterránea .

22. Un sistema que comprende: una herramienta de fondo de pozo configurada para bajarse a un pozo de sondeo de una formación subterránea, para emitir neutrones a la formación subterránea usando una fuente de neutrones y detectar neutrones que se han dispersado por el fluido de la formación subterránea o de perforación en el pozo de sondeo, o una combinación de los mismos, usando dos o más detectores de neutrones respectivamente configurados para detectar neutrones que llegan mediante caras acimutales diferentes de la herramienta de fondo de pozo y un circuito de procesamiento de datos configurado para determinar una porosidad de la formación subterránea corregida con respecto a los efectos de perforación con base al menos en parte en los neutrones detectados por los dos o más detectores de neutrones.

23. El sistema de la reivindicación 22, donde el circuito de procesamiento de datos se configura para determinar la porosidad con base al menos en parte en una inversión de un modelo directo que proporciona velocidades de conteo esperadas de los neutrones detectados por los dos o más detectores de neutrones o que proporciona porosidades aparentes en función de las velocidades de conteo esperadas o que proporciona una combinación de los mismos, como función de la porosidad y los efectos de perforación.

24. El sistema de la reivindicación 22, donde la fuente de neutrones de la herramienta de fondo de pozo comprende un generador de neutrones electrónico configurado para emitir pulsos de neutrones y donde el circuito de procesamiento de datos está configurado para determinar al menos un tiempo de disminución epitérmico asociado con neutrones detectados por uno de los dos o más detectores de neutrones, para determinar al menos una porosidad aparente con base al menos en parte en dicho al menos un tiempo de disminución epitérmica y para determinar la porosidad con base al menos en parte en dicha al menos una porosidad aparente.

25. El sistema de la reivindicación 22, donde los dos o más detectores de neutrones comprenden al menos un detector de neutrones térmicos y al menos un detector de neutrones epitérmicos, donde el circuito de procesamiento de datos se configura para determinar al menos una porosidad aparente térmica con base al menos en parte en los neutrones térmicos detectados por dicho menos un detector de neutrones térmicos y para determinar al menos una porosidad aparente eiptérmica con base al menos en parte en neutrones epitérmicos detectados por dicho al menos un detector de neutrones epitérmicos y donde el circuito de procesamiento de datos se configura para determinar la porosidad con base al menos en parte en una función de corrección que es una función de al menos una porosidad aparente térmica y dicha al menos una porosidad aparente epitérmica.

26. El sistema de la reivindicación 25, donde el circuito de procesamiento de datos se configura para determinar un tiempo de disminución epitérmica con base al menos en parte en los neutrones epitérmicos detectados por el detector de neutrones epitérmicos y para determinar dicha al menos una porosidad aparente epitérmica con base al menos en parte en un tiempo de disminución epitérmico.

27. El sistema de la reivindicación 25, donde el circuito de procesamiento de datos se configura para determinar la porosidad con base al menos en parte en la función de corrección, donde la función de corrección se configura para no tomar en cuenta un tiempo de descomposición térmica.

28. El sistema de la reivindicación 25, donde la fuente de neutrones de la herramienta de fondo de pozo comprende un generador de neutrones electrónico pulsado.

29. El sistema de la reivindicación 25, donde la fuente de neutrones de la herramienta de fondo de pozo comprende una fuente radioisotópica .