MX2013006548A - Metodo para la estimación de las propiedades de un hoyo y una formación a partir de mediciones de registros nucleares. - Google Patents

Abstract

Se describe un método independiente del modelo para predecir con precisión las propiedades de una formación y un hoyo a partir de mediciones de la sección transversal de captura de neutrones. Se construye una función de mapeo que asocia las mediciones de entrada a las propiedades de interés. La función de mapeo es una combinación lineal de funciones base radiales de Gauss. Los coeficientes de expansión y los anchos de las funciones gausianas se determinan de manera única usando una base de datos llena con muestras representativas. Para una muestra no incluida en la base de datos original, las propiedades deseadas pueden estimarse a partir de la función de mapeo usando las mediciones realizadas en la muestra desconocida.

Description

MÉTODO PARA LA ESTIMACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE UN HOYO Y UNA FORMACIÓN A PARTIR DE MEDICIONES DE REGISTROS NUCLEARES ANTECEDENTES La determinación de las propiedades de una formación, tales como la porosidad y la saturación de petróleo es crucial para la gestión y evaluación de un yacimiento. Por ejemplo, las mediciones en el tiempo de las saturaciones de petróleo y agua de un yacimiento se usan para monitorear el agotamiento del yacimiento, planificar las recuperaciones mejoradas de petróleo y diagnosticar problemas de producción, tales como la penetración de agua. Las herramientas de registro nuclear tal como la Herramienta de saturación de yacimiento (RST) de Schlumberger se usan rutinariamente para estimar las propiedades de la formación. Esto es particularmente cierto para pozos revestidos en los cuales las herramientas de resistividad no pueden usarse para medir la saturación de petróleo.

Las herramientas de registro nuclear determinan la saturación de petróleo de una formación indirectamente al medir la sección transversal de captura de neutrones (?) de la formación. Cuando la salinidad de la formación es suficientemente alta, una sigma anómalamente baja proporciona la firma de hidrocarburos. La medición de? se basa en el siguiente fenómeno físico. Una ráfaga de neutrones de alta energía a 14 MeV generada usando un generador de pulsos de neutrones se envía dentro de la formación. Los neutrones interactúan inelástica y elásticamente con los núcleos en el hoyo y la formación. La energía de los neutrones se pierde en cada interacción. Los neutrones continúan perdiendo energía hasta que alcanzan el nivel de energía térmica de 0.025 eV. Los neutrones térmicos se absorben subsecuentemente por los núcleos. La absorción conduce a la emisión de rayos gamma que se detectan por detectores de cristal localizados en la herramienta. La tasa de conteo de los rayos gamma emitidos se mide como una función del tiempo. La disminución en la tasa de producción de los rayos gamma es proporcional a la tasa de absorción de los neutrones térmicos. Este decaimiento es de naturaleza aproximadamente exponencial.? se infiere a partir de la pendiente del gráfico semilogaritmico de los rayos gamma en función del tiempo.

El decaimiento exponencial medido incluye las contribuciones a partir de la formación, así como también del hoyo. Para diferenciar las dos contribuciones, se aplica un patrón de ráfaga dual en donde una ráfaga corta de neutrones se sigue por una ráfaga larga. La tasa de conteo de la captura de los rayos gamma se mide usando dos detectores localizados en diferentes posiciones con respecto a la fuente de neutrones. Debido a la proximidad del detector cercano con la fuente, las mediciones se afectan por el ambiente del hoyo y por lo tanto la sigma del hoyo - especialmente la medición de ráfaga de neutrones de la ráfaga corta. Por el contrario, las mediciones del detector lejano se afectan por la sigma de la formación - especialmente la medición de ráfaga larga de neutrones. Finalmente, las mediciones de sigma se afectan por la difusión de neutrones y las variables ambientales relacionadas con el hoyo, el revestimiento, el cemento y la formación. Estas variables ambientales pueden incluir el tamaño del hoyo, el tamaño del revestimiento, el peso del revestimiento, la salinidad del fluido del hoyo, la porosidad y la litología.

Pueden obtenerse cuatro secciones transversales de captura a partir de las tasas de decaimiento medidas por los dos detectores después de las ráfagas de neutrones corta y larga. Estas secciones transversales incluyen sigma aparente cercana del hoyo (SBNA), sigma aparente cercana de la formación (SFNA), sigma aparente lejana del hoyo (SBFA), y sigma aparente lejana de la formación (SFFA). Estas cantidades se denominan "aparente" debido a que necesitan corregirse por los efectos ambientales para estimar la sigma real de la formación. Adicionalmente, la porosidad de la formación y la salinidad del hoyo pueden estimarse a partir de las secciones transversales de captura después de hacer correcciones ambientales apropiadas. En terminología matemática, las secciones transversales medidas y los parámetros ambientales son las "variables independientes" a partir de las cuales pueden predecirse las propiedades de la formación y del pozo, denominadas las variables dependientes.

La relación causal entre las variables independientes y dependientes es compleja y desconocida. Por lo tanto, no pueden usarse modelos analíticos simples para describir con precisión la relación subyacente. Las transformaciones requeridas entre las variables independientes y dependientes pueden derivarse usando un enfoque basado en una base de datos. Se llenó una base de datos con las mediciones de laboratorio realizadas con herramientas de registro nuclear usando varias combinaciones de hoyo y de litología. Las mediciones se realizaron para tamaños de hoyo y revestimiento, espesor del cemento y salinidad del hoyo diferentes. Para cada caso, las mediciones se hicieron para rocas de litologías y porosidades diferentes. Adicionalmente, las mediciones se realizaron para rocas saturadas con fluidos de diferente salinidad para incorporar una amplia gama de condiciones de fondo de pozo. En total, se incluyeron más de 3000 mediciones en la base de datos.

Las variables dependientes pueden expresarse como una expansión de primer o de segundo orden de las variables independientes como se muestra a continuación, BSAL = bj + b¡SBNA + bjTRAT2 + b SFFA + b CID + blTcsg + ¿>J + - (1) TPHl = bl + b[TRAT + b¾TRAT2 + b^BSAL + b SFFA + b CID + b + b Tcem +¦ ·· (2) (3) donde BSAL, TPHI y SIGM son la salinidad del hoyo, la porosidad y la sigma de la formación respectivamente. Las variables ambientales que incluyen el ID del revestimiento, el grosor del cemento y el espesor del revestimiento se denotan con CID, Tcem y Tcsg respectivamente. Los coeficientes desconocidos b de la expansión se determinan usando las mediciones en la base de datos. Dado el gran tamaño de la base de datos, las ecuaciones (1) - (3) representan un conjunto sobredeterminado de muchos cientos de ecuaciones con aproximadamente una media docena de variables Los coeficientes pueden determinarse usando el análisis clásico de regresión lineal múltiple ponderada (WLMR). El método de WMLR implica la asignación de un peso apropiado a cada uno de los puntos de la base de datos para ponderar fuertemente los puntos cercanos al punto de datos medido, mientras que se pondera ligeramente los puntos distantes.

Esta metodología tiene tres defectos: Modelo polinomial - la técnica propone que las variables dependientes pueden estimarse a partir de una expansión de primer o de segundo orden de las variables independientes. Sin embargo, usualmente la dependencia es más compleja de lo que permite esta suposición, y puede ser altamente no lineal. Usar un modelo polinomial puede conducir a una baja precisión en las estimaciones.

Elección arbitraria de la matriz de ponderación - La técnica pondera los puntos de la base de datos de acuerdo con la proximidad al punto de dato medido. Los puntos que están cerca de la muestra desconocida se ponderan fuertemente en comparación con aquellos que están distantes. La elección de los pesos es, sin embargo, arbitraria y puede conducir a incertidumbres en las estimaciones.

Generalización pobre - el método de WLMR se limita por la pobre capacidad de generalización de las funciones polinómicas. Es decir, fuera del intervalo de los parámetros en la base de datos, las predicciones de las funciones polinómicas pueden ser pobres.

Hay una necesidad de una técnica independiente del modelo para estimar respuestas precisas a partir de mediciones de registros nucleares. Hay además una necesidad de que la técnica generalice las propiedades fuera del intervalo de los parámetros en la base de datos.

COMPENDIO Este compendio se proporciona para introducir una selección de conceptos que además se describen más adelante en la descripción detallada. Este compendio no pretende identificar características claves o esenciales de la materia reivindicada, ni pretende usarse como una contribución para limitar el alcance de la materia reivindicada.

En varias modalidades, se describen métodos y sistemas para predecir propiedades de la formación y del hoyo a partir de mediciones de la sección transversal de captura de neutrones realizadas por una herramienta de registro nuclear. El método incluye construir una función de mapeo que asocia las mediciones de entrada a partir de una herramienta de registro nuclear con una o más propiedades de interés. La función de mapeo es una combinación lineal de funciones base radiales de Gauss, y representa una relación funcional no lineal suave y continua. El método incluye además determinar al menos un coeficiente de la expansión y un ancho de cada una de las funciones gausianas usando una base de datos llena con una pluralidad de muestras representativas de las mediciones de la sección transversal de captura de neutrones. En varias modalidades, se almacena en una base de datos una relación física entre las mediciones de entrada y las propiedades de la formación y el hoyo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las modalidades de esta descripción se describen con referencia a las siguientes figuras. Los mismos números se usan en todas las figuras para hacer referencia a características y componentes similares. Puede tenerse una mejor comprensión de los métodos o aparatos cuando se considere la siguiente descripción detallada de las varias modalidades junto con los siguientes dibujos, en los cuales: La Fig. 1 es un diagrama de bloques de una herramienta de registro de pulsos de neutrones que puede usarse para localizar hidrocarburos en una formación.

La Fig. 2 muestra un gráfico de sigma de la formación medida contra sigma simulada y predicha en unidades de (cu).

La Fig. 3 muestra una representación gráfica del método de funciones de mapeo con las entradas asociadas a las salidas usando una función de mapeo F que es una combinación lineal de funciones base radiales.

Las Figs. de la 4 a la 6 muestran la comparación de la sigma de la formación, la salinidad del hoyo, y la porosidad predichas, respectivamente, con las cantidades medidas correspondientes.

La Fig. 7 muestra un diagrama de bloques de un sistema informático mediante el que pueden implementarse los métodos descritos.

DESCRIPCIÓN DETALLADA En la siguiente descripción, se exponen numerosos detalles para proporcionar una comprensión de la presente descripción. Sin embargo, se entenderá por los expertos en la materia que la presente descripción puede llevarse a la práctica sin estos detalles y que son posibles numerosas variaciones o modificaciones de las modalidades descritas.

Se presenta una técnica independiente del modelo para la estimación cuantitativa y precisa de las propiedades de la formación y el hoyo a partir de mediciones de registros nucleares. Esta técnica supone que la relación física entre las mediciones y las propiedades de interés se contienen en una base de datos de laboratorio. Esta base de datos puede obtenerse en el laboratorio para diferentes condiciones de la formación/hoyo. La base de datos puede además sintetizarse a partir de un modelado numérico que toma en cuenta la respuesta de la herramienta además de las interacciones de los neutrones con los núcleos en la formación y el hoyo. Para cada condición experimental (denominada la muestra), la base de datos se divide en entradas y salidas. Las entradas contienen todas las mediciones y las variables ambientales mientras que las salidas contienen las propiedades que es necesario predecir.

Usando la base de datos se construye una función analítica de interpolación o de mapeo que asocia las entradas de la base de datos para cada muestra a las salidas correspondientes de la base de datos. La función de mapeo es una combinación lineal de funciones no lineales denominadas funciones base radiales (RBF). Los parámetros de las funciones de mapeo pueden determinarse únicamente a partir de las mediciones en la base de datos. Una vez que se construye la función de mapeo esta puede usarse para predecir las propiedades de muestras no incluidas en la base de datos.

Las determinaciones descritas anteriormente pueden realizarse usando datos adquiridos usando una herramienta de registro tal como la mostrada en la Fig. 1 , por ejemplo, que puede seleccionarse como una Herramienta de Saturación de Yacimiento™ ("RST") usada en los servicios de registro comercialmente disponibles de Schlumberger Oilfíeld Services. Las herramientas de registro de captura de pulsos de neutrones (PNC) se han usado durante años para evaluar la presencia de gas de hidrocarburos detrás de los revestimientos de pozo en formaciones que se les pasa por el lado. Las herramientas de PNC funcionan bajo la teoría de que los neutrones generados por las herramientas y que viajan con suficiente energía interactuarán con átomos circundantes para producir energía de al menos dos maneras diferentes. Primero, un neutrón de alta energía colisionará "inelásticamente" con un núcleo, excitando el núcleo y provocando que el núcleo emita un rayo gamma. Segundo, el mismo neutrón eventualmente perderá suficiente energía que alcanzará un estado "térmico" y se "capturará" por otro núcleo atómico, que a su vez emitirá un rayo gamma de captura.

Con referencia a la Fig. 1 , un sistema de registro de pozo 10 (o "herramienta" de registro de pozo) puede usarse para localizar yacimientos de hidrocarburos en porciones de una formación subsuperficial 12 localizada detrás del revestimiento 14 y el cemento 16 de un hoyo 18. Una herramienta de ráfaga de neutrones de PNC 20 viaja a través del hoyo 18, midiendo los efectos de los neutrones de alta energía en los núcleos atómicos en la formación circundante y en el "hoyo", que puede adicionalmente incluir el revestimiento 14, el cemento 16 y cualquier fluido dentro del hoyo 18 para este propósito. Un generador de pulsos de neutrones 22 en la herramienta 20 produce neutrones de alta energía en respuesta a las señales procedentes de un circuito de control de PNC 24. El generador de neutrones 22 emite los neutrones en ráfagas discretas a un nivel de energía (14 MeV) suficientemente alto para permitir que los neutrones colisionen inelásticamente con los núcleos atómicos circundantes y les impartan energía. El generador de neutrones puede ser como los descritos en la patente de los Estados Unidos núm. 2,991,364, concedida a C. Goodman el 4 de julio de 1961, y en la patente de los Estados Unidos núm. 3,546,512, concedida a A. H. Frentrop el 8 de diciembre de 1970.

Como se discutió anteriormente, las colisiones inelásticas entre los neutrones y los núcleos atómicos provocan que los núcleos afectados emitan rayos gamma, la mayoría de los cuales se detectan por al menos dos detectores de radiación gamma 26, 28 en la herramienta de PNC 20. Cada detector 26, 28 genera una señal de salida cuando detecta un rayo gamma. Las posiciones reales de los detectores 26, 28 dependen de las características de la herramienta de PNC 20. Los detectores 26, 28 producen además señales de salida al detectar rayos gamma emitidos cuando los neutrones, frenados hasta el estado térmico por las colisiones inelásticas, se capturan por los núcleos atómicos que rodean la herramienta de PNC 20, como se discutió anteriormente.

Las señales producidas por los detectores 26, 28 se entregan a un circuito contador de señales 30 durante períodos de tiempo prescritos, conocidos como "compuertas" de conteo. Un circuito de conmutación de señales 32, que funciona bajo el control de un circuito de control de temporización de compuerta 34, define las compuertas de conteo y por lo tanto controla el flujo de señales procedentes de los detectores 26, 28 hacia el circuito de conteo de señales 30. El circuito de conteo de señales 30 cuenta los rayos gamma recibidos por cada detector durante cada compuerta de conteo y proporciona los conteos a una computadora 36. La computadora 36 almacena la información de conteo y la usa para generar una curva que indica si puede y dónde localizarse hidrocarburos en la formación 12, como se discute a continuación. La computadora 36 visualiza la curva en un dispositivo de salida gráfica 38, tal como un CRT, una impresora, un trazador, o un registrador.

La formulación matemática de la técnica de interpolación usada para predecir los valores para los tipos de mediciones obtenidas mediante la herramienta 20 se describe como sigue. Sea f(x),x e is™ y E M™ una función vectorial de valores reales de n variables, y sean dados los valores en N puntos distintos, x¡. El problema de interpolación es construir la función F(¾) que aproxima f(x) y satisface las ecuaciones de interpolación: = = 1, 2 ... W (4) La función de interpolación se construye como una combinación lineal de las RBF dada como F(rí) =?^1¾||5- ¾ i = i, 2 ...-V (5) Las funciones f\\ ? - ?~1\\ se denominan "radiales" debido a que el argumento de la función depende sólo de la distancia, no de la dirección, de xh desde un vector arbitrario de entrada en donde se evalúa la función. El argumento se da por la norma euclidiana en el hiperespacio n-dimensional. Los coeficientes c¡ pueden calcularse al exigir que las ecuaciones de interpolación se cumplan exactamente. Así, los coeficientes se dan como c = F-1 · y (6) donde C es la matriz cuyas filas consisten en los vectores de coeficientes es decir Las matrices Y y F son las matrices NxN y NxM que contienen la RBF y los vectores de datos dadas como Puede demostrarse matemáticamente que la matriz F es no singular para ciertas formas funcionales de las RBF que incluyen la gausiana, la multicuádrica, y las cuádricas inversas. Esta propiedad asegura que la función de mapeo de la ecuación (5) es única. Las RBF usadas en esta descripción son las RBF gausianas normalizadas dadas como Se entiende que además pueden usarse funciones no gausianas. Por lo tanto, al usar una base de datos con N muestras, puede definirse de manera única a partir de la ecuación 5 una función de mapeo que es consistente con las mediciones. Para una muestra desconocida no incluida en la base de datos, la salida f deseada puede obtenerse al evaluar la función de mapeo en la entrada correspondiente x es decir y = FQ¿) (1 1) La implementación de alto nivel del método se muestra gráficamente en la Figura 3. Las entradas de la base de datos se asocian a las salidas correspondientes de la base de datos ( l. yl— ) usando una función F x). La función de mapeo es una combinación lineal de las RBF. Los coeficientes de expansión se determinan únicos de manera que las ecuaciones de interpolación (4) se satisfacen exactamente por las N muestras en la base de datos. La salida y para una muestra x no incluida en la base de datos puede calcularse usando la función de mapeo con los coeficientes conocidos.

Se obtuvo una base de datos en la Instalación para la calibración de efectos ambientales (EECF) de Schlumberger en Houston, Texas. Las mediciones se realizaron con tres herramientas de registro nuclear. Estas mediciones se obtuvieron en treinta diferentes formaciones de tanques de neutrones con salinidades variables de los fluidos de la formación y del hoyo. Se usaron tres litologías diferentes de la formación para las mediciones, que incluyen piedra arenisca, piedra caliza y dolomita. Adicionalmente, se insertaron en el hoyo diferentes terminaciones de revestimiento y de cemento para simular agujeros revestidos. La Tabla 1 muestra el resumen de las mediciones en la base de datos. Las mediciones se describen en detalle en la SPE 30598.

Revestimiento Tamaño Lavado de Fluido de hoyo4 (kppm de hoyo Litología Porosidad formación3 (kppm Tamaño Peso NaCl) (pulg.) NaCl) (pulg.) (lbni/pie) 6 Agujero abierto L S D Z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 6 4.5 10.5 L S D z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 6 5.0 18 L S D z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 8 Agujero abierto L S D Z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 8 5.5 15.5 L S D z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 8 7 0 32 L S D Z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 10 5.5 15.5 L S D Z M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 10 7.0 32 L S D Z M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 10 7.625 26.4 L S D Z M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 12 7.625 26.4 L S Z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 12 9.625 32.3 L S Z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 12 9.625 53.5 L S z* M H 0 70 140 210 0 25 50 100 200 Aire 1) L = Caliza S = Arenisca D = Dolomita 2) Z = cero (0 p.u.) M= media (15 a 20 p.u.) H = Alta (33 p.u. para la arena, 38 a 43 p.u. en la caliza y la dolomita) 3) Para la arena se modelaron los puntos de 70 y 210 kppm, para la dolomita se omiten los de 70 y 210 kppm. 4) Para la arena se modelan los puntos de 25 y 100 kppm, para la dolomita se omiten los de 25 y l OO kppm.

*) Estos puntos de 0 p.u. se modelan para la arena.

Las propiedades de interés incluyen la sigma de la formación, la porosidad de la formación y la salinidad del hoyo. Las entradas para la predicción de las tres cantidades son diferentes para las condiciones de hoyo abierto y revestido. Para los dos casos, las entradas incluyen las siguientes: 1 . De hoyo abierto - la relación de conteo (TRAT), la sigma aparente de pozo cercana (SBNA), la sigma aparente de formación cercana (SFNA), la sigma aparente de pozo lejana (SBFA), la sigma aparente de formación lejana (SFFA), el tamaño del hoyo (BS) y la sigma del fluido del hoyo (BFSIG); y 2. De hoyo revestido - TRAT, SBNA, SFNA, SBFA, SFFA, ID de revestimiento (CID), el espesor del revestimiento (TCSG), el espesor del cemento (TCEM) y BFSIG.

A partir de la formulación matemática en la sección anterior, las salidas pueden expresarse como una combinación lineal de las RBF como se muestra a continuación En la ecuación anterior N es el número de muestras en la base de datos, A es el vector de entrada dado como A = A(TRAT,SBNA, SFNA, SBFA,SFÍFA, BS, BFS IG ... ) para el hoyo abierto (13) A = A(TRAT,SB A, SFNA,SBFA,SFIFA,BFSIG, CID, TCSG,Tcern ... ) para el hoyo revestido(14) El vector de salida, O, contiene las propiedades a predecirse dado como O = OCBSAL.TPHL FSIG. FSAL ...) (15) Los parámetros se obtienen a partir de la base de datos usando la ecuación (6). Una función diferente de mapeo se deriva para cada caso de la base de datos basada en la litología (piedra arenisca, piedra caliza y dolomita), el tipo de hoyo (abierto y revestido) y el tipo de fluido del hoyo (salmuera o aire). Adicionalmente, se necesita dividir la base de datos en muestras de baja y alta porosidad. Así, hay en total 24 funciones diferentes de mapeo.

Las Figuras de la 4 a la 6 muestran la comparación de la sigma de la formación, la salinidad del hoyo y la porosidad predichas con las cantidades medidas correspondientes. Las líneas discontinuas corresponden a una desviación de +/- 2 cu para la sigma de la formación, +/- 5 kppm para la salinidad y +/- 0-03 pu para la porosidad. Para las predicciones se usó el método de dejar uno fuera. En este método, se retira secuencialmente una muestra de la base de datos. La función de mapeo se obtiene a partir de las muestras restantes, y posteriormente las salidas para la muestra retirada se predicen usando la función de mapeo. El procedimiento se repite para todas las muestras en la base de datos. Las desviaciones absolutas medias de las tres cantidades son: 1. BSAL - 3.8 kppm 2. TPHI - 0.18 pu (RSTA) 3. SIGM - 0.44 cu (RSTA) La Fig. 4 muestra un gráfico de la sigma medida contra la sigma predicha para más de 1600 muestras de datos en unidades de cu. Para la Fig. 4, los valores de la sigma predicha se calcularon para más de 1600 muestras de datos, en unidades de cu. La línea continua es una línea de mejor ajuste y las líneas discontinuas corresponden a una desviación de +/- 2 cu. Para la Fig. 5, los valores medidos de la salinidad del pozo se grafican contra los valores predichos de la salinidad en unidades de kppm. La línea continua muestra una línea de mejor ajuste a los datos, y las líneas discontinuas corresponden a una desviación de +/- 3 kppm. En la Fig. 6, se muestra un gráfico de la porosidad medida contra la porosidad predicha en unidades de pu. La línea continua es una línea de mejor ajuste y las líneas discontinuas corresponden a una desviación de +/- 0.03 pu.

El enfoque independiente del modelo tiene una serie de ventajas sobre la técnica anterior. En primer lugar, no hay necesidad de construir una ecuación o modelo aproximado. La representación en funciones de mapeo es general y puede representar cualquier relación funcional no lineal suave y continua. La función de mapeo no memoriza meramente las mediciones de entrada y salida en la base de datos. Es la mejor aproximación a la relación funcional subyacente entre las mediciones de entrada y de salida en la base de datos y proporciona predicciones exactas para muestras que no se encuentran en la base de datos. Otra ventaja del enfoque de las funciones de mapeo es que es fácil de incluir como entradas muchos tipos diferentes de mediciones auxiliares.

Como comprenderán los expertos en la técnica, una o más de las etapas de los métodos discutidos anteriormente pueden combinarse y/o puede cambiarse el orden de algunas operaciones. Más aún, algunas operaciones en los métodos pueden combinarse con aspectos de otras modalidades de ejemplo descritas en la presente, y/o puede cambiarse el orden de algunas operaciones. Es importante reconocer que el proceso de medición, su interpretación y las acciones tomadas por los operadores pueden hacerse de manera iterativa; este concepto es aplicable a los métodos descritos en la presente Por último, porciones de los métodos pueden realizarse por cualquiera de las técnicas adecuadas, que se incluyen sobre una base automatizada o semiautomatizada en el sistema informático 700 en la Fig. 7.

Porciones de los métodos descritos anteriormente se implementan típicamente en un sistema informático 700, uno de los cuales se muestra en la Fig. 7. La computadora del sistema 730 puede estar en comunicación con los dispositivos de almacenamiento en disco 729, 731, 733 y 735, que pueden ser dispositivos externos de almacenamiento en disco duro y sensores de medición (no mostrados). Se contempla que los dispositivos de almacenamiento en disco 729, 731, 733 y 735 sean unidades convencionales de disco duro, y como tales, pueden implementarse por medio de una red de área local o por acceso remoto. Aunque los dispositivos de almacenamiento en disco se ilustran como dispositivos separados, puede usarse un único dispositivo de almacenamiento en disco para almacenar cualquiera y todas las instrucciones de programa, los datos de medición, y los resultados según se desee.

En una implementación, datos en tiempo real de petróleo procedentes de los sensores pueden almacenarse en el dispositivo de almacenamiento en disco 731. Varios datos en tiempo no real procedentes de diferentes fuentes pueden almacenarse en el dispositivo de almacenamiento en disco 733. La computadora del sistema 730 puede recuperar los datos apropiados de los dispositivos de almacenamiento en disco 731 o 733 para procesar los datos de acuerdo con las instrucciones de programa que corresponden a las implementaciones de varias técnicas descritas en la presente. Las instrucciones de programa pueden escribirse en un lenguaje de programación, como C++, Java y similares. Las instrucciones de programa pueden almacenarse en un medio legible por computadora, tal como el dispositivo de almacenamiento de programas en disco 735. Tales medios legibles por computadora pueden incluir medios de almacenamiento informáticos. Los medios de almacenamiento de la computadora pueden incluir medios volátiles y no volátiles, y extraíbles y no extraíbles implementados en cualquier método o tecnología para almacenar la información, tal como instrucciones legibles por computadora, estructuras de datos, módulos de programa u otros datos. Los medios de almacenamiento de la computadora pueden incluir además una RAM, ROM, memoria de sólo lectura programable y borrable (EPROM), memoria de sólo lectura programable y borrable eléctricamente (EEPROM), memoria flash u otra tecnología de memoria de estado sólido, un CD-ROM, discos versátiles digitales (DVD), u otro almacenamiento óptico, casetes magnéticos, cintas magnéticas, almacenamiento en disco magnético u otros dispositivos de almacenamiento magnético, o cualquier otro medio que pueda usarse para almacenar la información deseada y al que pueda accederse mediante la computadora del sistema 730. Las combinaciones de cualquiera de los medios anteriores pueden incluirse además dentro del alcance de los medios legibles por computadora.

En una implementación, la computadora del sistema 730 puede presentar la salida principalmente en la pantalla gráfica 727, o alternativamente a través de una impresora (no mostrada). La salida desde la computadora 730 puede usarse además para controlar los instrumentos dentro de la operación de inyección de vapor. La computadora del sistema 730 puede almacenar los resultados de los métodos descritos anteriormente en el almacenamiento en disco 729, para su uso más tarde y su análisis posterior. El teclado 726 y el dispositivo de señalización (por ejemplo, un ratón, una bola de seguimiento, o similar) 725 pueden proporcionarse con la computadora del sistema 730 para permitir una operación interactiva.

La computadora del sistema 730 puede localizarse en el emplazamiento cerca del pozo o en un centro de datos distante del campo. La computadora del sistema 730 puede estar en comunicación con el equipo en el emplazamiento para recibir datos de varias mediciones. Tales datos, después del formateo convencional y otro procesamiento inicial, pueden almacenarse por la computadora del sistema 730 como datos digitales en el almacenamiento en disco 731 o 733 para su posterior recuperación y procesamiento de la manera descrita anteriormente. Si bien la Fig. 7 ilustra el almacenamiento en disco, por ejemplo 731 como conectado directamente a la computadora del sistema 730, se contempla además que el dispositivo de almacenamiento en disco puede ser accesible a través de una red de área local o por acceso remoto. Más aún, aunque los dispositivos de almacenamiento en disco 729, 731 se ilustran como dispositivos separados para almacenar los datos de entrada de petróleo y los resultados de los análisis, los dispositivos de almacenamiento en disco 729, 731 pueden implementarse dentro de una única unidad de disco (ya sea junto con o separado del dispositivo de almacenamiento de programa en disco 733), o de cualquier otra manera convencional como se comprenderá completamente por un experto en la materia que tenga referencia a esta descripción.

Aunque sólo unas pocas modalidades ejemplares se han descrito en detalle anteriormente, los expertos en la materia apreciarán fácilmente que son posibles muchas modificaciones en las modalidades de ejemplo sin apartarse materialmente de esta invención. En consecuencia, se pretende incluir todas estas modificaciones dentro del alcance de esta descripción como se define en las reivindicaciones siguientes. En las reivindicaciones, las cláusulas de medios-más-función pretenden cubrir las estructuras descritas en la presente descripción cuando realizan la función mencionada y no solamente los equivalentes estructurales, sino también las estructuras equivalentes. Así, aunque un clavo y un tornillo pueden no ser equivalentes estructurales en que un clavo emplea una superficie cilindrica para asegurar juntas partes de madera, mientras que un tornillo emplea una superficie helicoidal, en el ambiente de sujeción de partes de madera, un clavo y un tornillo pueden ser estructuras equivalentes. Es la intención expresa del solicitante no invocar 35 U.S.C. § 112, párrafo 6 para cualesquiera limitaciones de cualesquiera de las reivindicaciones en la presente, excepto para aquellas en las cuales la reivindicación usa expresamente las palabras 'medios para' junto con una función asociada.

Claims (13)

REIVINDICACIONES

1. Un método independiente del modelo para predecir con precisión las propiedades de una formación y un hoyo a partir de mediciones de la sección transversal de captura de neutrones realizadas por una herramienta de registro nuclear, que comprende: obtener una pluralidad de mediciones de la sección transversal de captura de neutrones con la herramienta de registro nuclear; caracterizado porque: construir una función de mapeo que asocia las medidas de entrada a una o más propiedades de interés, en donde la función de mapeo comprende una combinación lineal de funciones base radiales de Gauss; y determinar al menos un coeficiente de la expansión y un ancho de cada una de las funciones gausianas usando una base de datos llena con la pluralidad de mediciones de la sección transversal de captura de neutrones.

2. El método de la reivindicación 1 , en donde la función de mapeo representa una relación funcional no lineal suave y continua.

3. El método de las reivindicaciones 1 o 2, en donde una relación física entre las mediciones de entrada y las propiedades de la formación y el hoyo se almacena en una base de datos.

4. El método de la reivindicación 3, en donde la base de datos se llena con información relativa a una pluralidad de condiciones de la formación y el hoyo.

5. El método de las reivindicaciones 3 o 4, en donde la base de datos se llena con información sintetizada a partir de un modelado numérico que tiene en cuenta una respuesta de la medición de la herramienta de registro nuclear además de las interacciones de los neutrones emitidos por la herramienta de registro nuclear con núcleos en la formación y el hoyo.

6. El método de las reivindicaciones de la 1 a la 5, en donde las propiedades de interés comprenden una o más de la sigma de la formación, la salinidad del hoyo, y la porosidad.

7. El método de las reivindicaciones de la 1 a la 6, que comprende además generar al menos un valor predicho de la propiedad de interés para el cual la base de datos no contiene un valor medido.

8. Un sistema para predecir con precisión las propiedades de la formación y el hoyo a partir de las mediciones de la sección transversal de captura de neutrones realizadas por una herramienta de registro nuclear, que comprende: una herramienta de registro nuclear que emite neutrones y realiza mediciones de la sección transversal de captura de neutrones; un almacenamiento de datos que almacena instrucciones ejecutables, y una base de datos llena con una pluralidad de mediciones representativas de la sección transversal de captura de neutrones realizadas por la herramienta de registro nuclear; caracterizado porque: un procesador que, al ejecutar las instrucciones ejecutables almacenadas en el almacenamiento de datos, se configura para: construir una función de mapeo que asocia las mediciones de entrada a una o más propiedades de interés, en donde la función de mapeo comprende una combinación lineal de funciones base radiales de Gauss, y determinar al menos un coeficiente de expansión y un ancho de cada una de las funciones gausianas usando una base de datos llena con una pluralidad de muestras representativas de las mediciones de la sección transversal de captura de neutrones; y generar al menos un valor predicho de la propiedad de interés para la cual la base de datos no contiene un valor medido; y una interfaz de salida configurada para dar a la salida el al menos un valor predicho de la propiedad de interés para la cual la base de datos no contiene un valor medido.

9. El sistema de la reivindicación 8, en donde la función de mapeo representa una relación funcional no lineal suave y continua.

10. El sistema de las reivindicaciones 8 o 9, en donde una relación física entre las mediciones de entrada y las propiedades de la formación y el hoyo se almacena en una base de datos.

11. El sistema de la reivindicación 10, en donde la base de datos se llena con información relativa a una pluralidad de condiciones de la formación y el hoyo.

12. El sistema de la reivindicación 10, en donde la base de datos se llena con información sintetizada a partir de un modelado numérico que tiene en cuenta una respuesta de la medición de la herramienta de registro nuclear además de las interacciones de los neutrones emitidos por la herramienta de registro nuclear con núcleos en la formación y el hoyo.

13. El sistema de las reivindicaciones de la 8 a la 12, en donde las propiedades de interés comprenden una o más de la sigma de la formación, la salinidad del hoyo, y la porosidad.