MX2014004878A - Metodos y sistemas de mediciones de densidad de la formacion en la presencia de invasion de fluidos de perforacion. - Google Patents

Abstract

Mediciones de densidad de la formación en la presencia de invasión de fluidos de perforación. Al menos algunas de las modalidades ilustrativas son métodos que incluyen: irradiar una formación con rayos gamma desde una fuente de rayos gamma, en donde el fluido de perforación ha invadido la formación, y en donde el Pe que el fluido de perforación que ha invadido la formación es mayor que el Pe de la formación; determinar un primer valor indicativo de un parámetro de la formación; determinar un segundo valor indicativo de un parámetro de la formación; determinar un tercer valor, el tercer valor se determina con base en los rayos gamma en un rango de energía diferente al que se utiliza para determinar el primer valor; y calcular, utilizando el primer, segundo, y tercer valores, información tal como un separador, una porosidad de la formación, una densidad de la formación antes de la invasión por el fluido de perforación, y profundidad de invasión radial del fluido de perforación dentro de la formación.

Description

MÉTODOS Y SISTEMAS DE MEDICIONES DE DENSIDAD DE LA FORMACIÓN EN LA PRESENCIA DE INVASIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere al campo de operaciones de perforación de formaciones subterráneas, y más particularmente se refiere a métodos y sistemas de mediciones de densidad de la formación en la presencia de invasión de fluidos de perforación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En operaciones de perforación se utiliza un fluido de perforación, y el fluido de perforación tiene muchos propósitos. Por ejemplo, el fluido de perforación puede enfriar y lubricar la broca de perforación durante la perforación. El fluido de perforación puede llevar los cortes creados en el interior del pozo de regreso a la superficie para su eliminación. Además, el fluido de perforación puede proporcionar un equilibrio hidrostático de presiones en el interior del pozo. Esto es, los hidrocarburos en una formación tienen o están bajo una cierta cantidad de presión, y el peso de la columna del fluido de perforación dentro del pozo proporciona una contrapresión de equilibrio que previene que los hidrocarburos escapen a la superficie en una manera descontrolada .

Un equilibrio hidrostático perfecto es difícil de lograr, y por lo tanto para evitar la falla en muchos casos, la densidad del fluido de perforación se controla de tal forma que la presión hidrostática del fluido de perforación en el interior del pozo es mayor que la presión de los hidrocarburos en la formación. Debido a la diferencia de presión, el fluido de perforación se puede forzar al interior de la formación (esto es, invadir la formación) . Para fluidos de perforación a base de agua y a base de aceite, la invasión no presenta problemas significativos con respecto a la medición de las propiedades de la formación (tales como densidad o porosidad) debido a que el fluido de perforación que realmente entra a la formación tiene características similares (p.ej., densidad, coeficiente de atenuación fotoeléctrica) a los hidrocarburos desplazados, y la invasión es hasta cierto punto auto limitada. Sin embargo, una nueva familia de fluidos de perforación está siendo utilizada en la industria, la nueva familia de fluidos de perforación comprende "formiatos" (p.ej., formiato de cesio) . La invasión de formiatos en una formación afectar de manera adversa la capacidad de las herramientas de registro para medir las propiedades de la formación (nuevamente, tal como la densidad o porosidad) .

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS Para una descripción detallada de las modalidades ejemplares, ahora se hará referencia, a manera de ejemplo solamente, a los dibujos de acompañamiento, en los cuales: La Figura 1 muestra un sistema submarino de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 2 muestra un sistema con base en tierra de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 3 muestra un sistema de linea de alambre de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 4 muestra una vista en sección transversal simplificada de una herramienta de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 5 muestra gráficamente acumuladores de energía ilustrativos para los detectores de rayos gamma cercanos y lejanos, y de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 6 muestra una gráfica de densidad cercana modelada de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 7 muestra una gráfica de densidad lejana modelada de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 8 muestra una gráfica de Pe modelado de acuerdo con al menos algunas modalidades.

Las Figuras 9A y 9B muestran un método de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 10 muestra un sistema de computadora de acuerdo con al menos algunas modalidades.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Ciertos términos se utilizan a lo largo de la siguiente descripción y reivindicaciones para hacer referencia a componentes particulares del sistema. Como alguien experimentado en la materia apreciará, las compañías de servicios petroleros pueden hacer referencia a un componente por diferentes nombres. Éste documento no pretende extinguir entre componentes que difieren en nombre pero no en función.

En la siguiente discusión y en las reivindicaciones, los términos "que incluye" y "que comprende" se utilizan en una forma inclusiva, y por lo tanto se deben interpretar para significar "que incluye, pero no está limitado a...". También, el término "acoplar" o "acopla" se pretenden para significar cualquiera de una conexión indirecta o directa. Por lo tanto, si un primer dispositivo se acopla a un segundo dispositivo, esa conexión puede ser a través de una conexión directa o a través de una conexión indirecta por medio de otros dispositivos y conexiones.

Los "rayos gamma" o "gammas" se entenderán como radiación electromagnética emitida desde la desintegración nuclear de partículas o la aniquilación de partículas, y debe incluir al radiación ya sea que tal radiación se considere una partícula (esto es, partícula de rayos gamma) o una onda (esto es, rayo u onda gamma) .

"Diferente", con respecto a rangos de energía de rayos gamma, deberá significar que los rangos tienen uno o ambos de una energía del límite inferior diferente o una energía del límite superior diferente, pero no se deberá leer para requerir que los dos rangos de energía sean mutuamente exclusivos .

Las limitaciones de designación de reivindicación con los indicadores (p.ej., a), b), c) , y similares) no se deberán leer para requerir que las limitaciones se lleven a cabo en ningún orden en particular.

"Pe" deberá significar un valor proporcional a la relación de sección transversal de absorción fotoeléctrica de una sustancia (p.ej., fluido de perforación, formación de tierra) con la sección transversal Compton de esa sustancia.

Pe de un fluido de perforación que ha invadido una formación se deberá referir a por lo menos una porción del fluido de perforación en al menos una porción de la formación, y se deberá referir al fluido de perforación a una distancia dentro de la formación donde las partículas en el fluido de perforación han sido removidas por el fluido de perforación que fluye al interior de la formación.

"Aproximadamente", con respecto a la energía de rayos gamma, deberá significar dentro del diez (10) por ciento de la energía que se indica. "Aproximadamente" con respecto a medidas de distancia deberá significar dentro del diez (10) por ciento de la distancia que se indica. "Aproximadamente" con respecto a Pe deberá significar dentro del diez (10) por ciento de Pe que se mencione.

"Irradiar" con respecto a rayos gamma y a una formación deberá significar exponer la formación a rayos gamma, y no deberá referirse en ningún sentido a cómo se crean tales rayos gamma.

La siguiente discusión está dirigida a diferentes modalidades de la invención. Aunque una o más de estas modalidades pueden ser preferidas, las modalidades que se divulgan no se deben interpretar, o utilizar de otra forma, como limitando el alcance de la divulgación, incluyendo las rei indicaciones. Además, alguien experimentado en la materia entenderá que la siguiente descripción tiene aplicación amplia y la discusión de cualquier modalidad se pretende solamente que sea ejemplar de esa modalidad, y no se pretende sugerir que el alcance de la divulgación, incluyendo las reivindicaciones, se limite a esa modalidad.

Las diferentes modalidades están dirigidas a métodos y sistemas relacionados de medición de propiedades de la formación cuando la formación ha sido invadida por un fluido de perforación que comprende formiatos (p.ej., formiato de cesio, formiato de potasio, o similares) . Antes de pasar a los temas específicos asociados con los formiatos que invaden una formación, la especificación pasa primero a los sistemas ilustrativos para orientar al lector a los sistemas dentro de los cuales se pueden practicar las diferentes modalidades.

La Figura 1 muestra un ensamble para el interior del pozo 102 para una operación de perforación submarina, donde el ensamble para el interior del pozo 102 comprende una herramienta de evaluación de la formación 100 y una broca de perforación 104. El ensamble para el interior del pozo 102 se baja desde una plataforma de perforación 106 por medio de una cadena de perforación 108. La cadena de perforación 108 se extiende a través de un tubo ascendente 110 y un cabezal de pozo 112. El equipo de perforación soportado dentro y alrededor de la torre de perforación 114 gira la cadena de perforación 108 y la broca de perforación 104, provocando que la broca 104 forme un pozo 116 a través del material de la formación 118. El volumen definido entre la cadena de perforación 108 y el pozo 116 se denomina como el anillo 120. El pozo 116 penetra las zonas o depósitos subterráneos, tal como el depósito 122, que se cree que contienen hidrocarburos en una cantidad comercialmente viable. Además de la herramienta de evaluación de la formación 100, el ensamble para el interior del pozo 102 puede también contener otros sistemas diferentes, tal como un motor de perforación para el interior del pozo, una herramienta direccionable giratoria, un sistema de telemetría de pulsos de lodo, y otros sensores y sistemas de medición durante la perforación y/o registro durante la perforación.

La Figura 2 muestra el ensamble para el interior del pozo 102 en uso en una operación de perforación con base en tierra. En particular, el ensamble para el interior del pozo 102 nuevamente comprende la herramienta de evaluación de la formación 100 y la broca de perforación 104. El ensamble para el inLerior del pozo 102 se baja desde la superficie 200 mediante equipo asociado con la torre de perforación 114. El equipo de perforación suspendido dentro y alrededor de la torre de perforación 114 gira la cadena de perforación 108 y la broca de perforación 104, provocando que la broca 104 forme un pozo 116 a través del material de la formación 118.

Haciendo referencia simultáneamente a las Figuras 1 y 2, en algunas modalidades la información reunida por la herramienta de evaluación de la formación 100 puede ser almacenada dentro de la herramienta 100 y leída cuando la herramienta de evaluación de la formación 100 se sube a la plataforma 106 o se sube a la superficie 200. En otras modalidades, alguna o toda la información reunida por la herramienta puede ser enviada a la plataforma 106 o superficie 200 mientras la herramienta de evaluación de la formación 100 está dentro del pozo 116. Por ejemplo, alguna o toda la información reunida por la herramienta de evaluación de la formación 100 puede ser enviada codificada en pulsos de presión en el fluido de perforación dentro de la cadena de perforación 108. En todavía otras modalidades, la información reunida por la herramienta de evaluación de la formación 100 puede ser enviada a través de una vía de comunicación incrustada dentro de los tubos de la cadena de perforación 108, tal como por medio de conductores eléctricos o conductores ópticos.

La herramienta de evaluación de la formación 100 puede estar acoplada dentro del ensamble para el interior del pozo 102 por cualquier mecanismo adecuado. Por ejemplo, en algunas modalidades la herramienta de evaluación de la formación 100 tiene un conector de extremo de "perno" macho roscado en un extremo, y un conector de extremo de "caja" hembra roscado en el otro extremo, de tal forma que la herramienta de evaluación de la formación 100 se acopla a otros componentes del ensamble para el interior del pozo 102. En algunos casos, al menos una porción de la superficie exterior 124 del cuerpo de herramienta forma un recipiente a presión dentro del cual se ubican diferentes componentes para generar rayos gamma y detectar rayos gamma. Además, un conducto de fluido (no visible en la Figura 1) puede también residir dentro de la superficie exterior 124, y el fluido de perforación pasa a través del conducto de fluido en su camino hacia la broca de perforación 104.

Mientras en algunas modalidades la herramienta de evaluación de la formación se utiliza en operaciones de perforación, en todavía otras modalidades la herramienta de evaluación de la formación se utiliza en operaciones de línea de alambre. En particular, la Figura 3 ilustra un sistema de registro de línea de alambre que comprende una herramienta de evaluación de la formación 300 colocada dentro de un pozo 116 próxima a una formación 122 de interés. La herramienta de evaluación de la formación 300 comprende un cuerpo de herramienta en la forma de un recipiente a presión 306 dentro del cual residen diferentes subsistemas de la herramienta de evaluación de la formación 300, y en el caso ilustrativo de la Figura 3 el recipiente a presión 306 está suspendido dentro del pozo 116 por medio de un cable 308. El cable 308, en algunas modalidades un cable multi-conductor blindado, no solamente proporciona soporte para el recipiente a presión 306, sino que también en estas modalidades acopla comunicativamente la herramienta de evaluación de la formación 300 un módulo de telemetría de superficie 310 y una computadora de superficie 312. La herramienta de evaluación de la formación 300 se puede subir y bajar dentro del pozo 116 por medio del cable 308, y la profundidad de la herramienta 300 dentro del pozo 116 se puede determinar por medio del sistema de medición de profundidad 314 (que se ilustra cómo una rueda reguladora de profundidad) . La Figura 3 también es ilustrativa de instalaciones permanentes o semi-permanentes (p.ej., instalaciones dentro de pozos de monitoreo) .

Independientemente del tipo de herramienta, en muchos casos la herramienta de evaluación de la formación estará desfasada de la pared del pozo 116. Por ejemplo, en la Figura 3 el recipiente a presión 306 se muestra que recibe a una cierta distancia D desde la pared del pozo 116. La distancia en la que la herramienta de evaluación de la formación reside desde la pared el pozo 116 se denomina como separador. Mientras en la Figura 3 la distancia de separador D se muestra como uniforme a lo largo de la longitud de la herramienta de evaluación de la formación, en otros casos la distancia de separador puede ser diferente como una función de la distancia longitudinal a lo largo de la herramienta. Mientras es posible incluir dispositivos para reducir el separador, las herramientas de evaluación de la formación tales como se muestran en las Figuras 1 y 2, el separador estará casi siempre presente. El separador de la herramienta afecta la medición de los parámetros de la formación.

La Figura 4 muestra una vista en sección transversal parcial simplificada de una herramienta de evaluación de la formación 400 de acuerdo con al menos algunas modalidades. La herramienta de evaluación de la formación 400 es ilustrativa de la herramienta de evaluación de la formación 100 en el ensamble para el interior del pozo 102, la herramienta de evaluación de la formación 300 de linea de alambre, o instalaciones de registro permanentes o semi-permanentes . Un cuerpo de herramienta en la forma de un recipiente a presión 406 sella los diferentes componentes internos del contacto con los fluidos y las presiones del pozo. Dentro del recipiente a presión 406 reside ilustrativamente un módulo de telemetría 408, el sistema de computadora 410, un primer detector de rayos gamma lejano 412 (nombrado con base en una distancia relativa desde la fuente de rayos gamma) , un segundo detector de rayos gamma cercano 414 (nombrado con base en una distancia relativa desde la fuente de rayos gamma), y una fuente de rayos gamma 416. Los detectores de rayos gamma 412 y 414 detectan el arribo y la energía de los rayos gamma, y en la Figura 4 los detectores de rayos gamma 412 y 414 se muestran por encima de la fuente de rayos gamma 416. En otras modalidades, los detectores de rayos gamma 412 y 414 pueden estar por debajo de la fuente de rayos gamma 416. En una modalidad particular, el detector de rayos gamma lejano 412 está a una distancia longitudinal (esto es, medida a lo largo del eje largo de la herramienta 400) de aproximadamente 35.56 cm (14 pulgadas) desde la fuente de rayos gamma 416, y el detector de rayos gamma cercano 414 está a una distancia longitudinal de aproximadamente 15.24 cm (6 pulgadas) desde la fuente de rayos gamma 816, pero se pueden utilizar equivalentemente otros espaciamientos , y detectores de rayos gamma adicionales.

La fuente de rayos gamma 416 es una fuente continua o controlable de rayos gamma. En una modalidad particular, la fuente de rayos gamma 416 produce rayos gamma que tienen energías de por encima de los 600 kilo-electrón Volt (keV), y en algunos casos la fuente de rayos gamma 416 produce rayos gamma que tienen energías de aproximadamente 663 keV. La fuente de rayos gamma 416 se muestra eléctricamente acoplada al sistema de computadora 410 en la Figura 4 para fuentes de rayos gamma (p.ej., acelerador de electrones) controlables (esto es, pulsadas). En el caso de fuentes de rayos gamma pulsadas, la fuente de rayos gamma 416 produce los rayos gamma bajo el mando desde un sistema de computadora de superficie (p.ej., el sistema de computadora 312 en la Figura 3) y/o bajo el mando desde un sistema de computadora dentro de la herramienta (p.ej., el sistema de computadora 410 en la Figura 4, como podría ser en caso de herramientas de medición durante la perforación (MWD, Measuring While Drilling) , registró durante la perforación (LWD, Logging While Drilling) o alambre transportable) . En cuanto a fuentes continuas, la fuente de rayos gamma 416 podría ser un radioisótopo (p.ej., CS-137) .

Todavía con referencia a la Figura 4, y particularmente al detector de rayos gamma 410 como ilustrativa de ambos detectores de rayos gamma, un detector de rayos gamma de acuerdo con al menos algunas modalidades comprende un recinto 418 (mostrado en sección transversal), y dentro del recinto 418 reside: un cristal 420 (p.ej., cristal de centelleo de yoduro de sodio, cristal de centelleo de germanato de bismuto) ; un tubo fotomultiplicador 422 en relación operacional con el cristal 420; y un procesador 424 acoplado al tubo fotomult iplicador 422. Ya que los rayos gamma son incidentes sobre/dentro del cristal 420, los rayos gamma interactúan con el cristal 420 y se emiten destellos de luz. Cada destello de luz en sí es indicativo de un arribo de un rayo gamma, y la intensidad de luz es indicativa de la energía del rayo gamma. La salida del tubo fotomultiplicador 422 es proporcional a la intensidad de la luz asociada con cada arribo de rayos gamma. El procesador 424 cuantifica la salida como energía de rayos gamma y releva la información a un sistema de computadora de superficie (p.ej., el sistema de computadora 312 en la Figura 3) y/o un sistema de computadora dentro de la herramienta (p.ej., el sistema de computadora 410 en la Figura 4, como podría ser en el caso de herramientas de medición durante la perforación (MWD) , registró durante la perforación (L D) o alambre transportable) .

En operación de la herramienta 400, la fuente de rayos gamma 416 irradia la formación con rayos gamma de tal forma que se crea un flujo de rayos gamma alrededor de la herramienta 400 y se extiende al interior de la formación 122 circundante. Los rayos gamma interactúan con elementos que hacen los minerales en la formación por medio de una variedad de mecanismos. En particular, después de una o más colisiones (y pérdida de energía correspondiente) algunos de los rayos gamma encuentran su camino de regreso a los detectores de rayos gamma 412 y 414. Otros rayos gamma, después de una o más colisiones (y pérdida de energía correspondiente) se absorben por átomos de la formación y/o la herramienta de evaluación de la formación 400.

El espectro de energía de los rayos gamma creados por las colisiones con los átomos de la formación y medidos en cada detector de rayos gamma es característico de una variedad de parámetros, tal como separador, densidad de la formación, coeficiente de atenuación fotoeléctrica de la formación, coeficiente de atenuación fotoeléctrica del fluido invadido, porosidad, y profundidad de invasión del fluido de perforación dentro de la formación. Mientras los rayos gamma medidos en cada detector de rayos gamma pueden ser más sensibles a un parámetro que a otros parámetros, en muchos casos algunos o todos los parámetros notados pueden afectar las tasas de conteo de rayos gamma reales en cada detector de rayos gamma.

De acuerdo con al menos algunas modalidades, cada arribo de rayos gamma en cada detector de rayos gamma se rastrea con base en la energía. Más particularmente, en algunas modalidades un rango de energía de rayos gamma de interés se rompe en una pluralidad de canales de energía o "acumuladores". Mientras es posible rastrear la energía específica de cada arribo de rayos gamma, en algunas modalidades del espectro de energía de interés se divide en acumuladores, y se utiliza un conteo o tasa de conteo de arribos en cada acumulador, en lugar de la energía específica de cada arribo. La Figura 5 ilustra gráficamente el uso de canales o acumuladores de energía. En particular, la Figura 5 muestra un conjunto de acumuladores 500 para el detector de rayos gamma cercano 414, y un conjunto de acumuladores 502 para el detector de rayos gamma lejano 412. Para cada arribo de rayos gamma, la intensidad de la luz producida por el cristal en el detector es indicativa de la energía de rayos gamma. Con base en la energía, se aumenta un valor de conteo en un acumulador. Por ejemplo, cuando el rayo gamma arriba en el detector de rayos gamma cercano 414 que tiene energía en el rango de aproximadamente 40 keV a 120 keV, se aumenta el valor de conteo en el acumulador 504. De igual forma, cuando un rayos gamma arriba en el detector de rayos gamma cercano 414 que tiene energía en el rango de aproximadamente 240 keV a 450 keV, se aumenta el valor de conteo en el acumulador 506. En algunos casos, ahí arribos de rayos gamma en el detector de rayos gamma cercano 414 con energías que no son contadas por la herramienta, o si son contadas por la herramienta, los valores de conteo pueden no ser utilizados en la determinación de los diferentes parámetros de interés. Por ejemplo, los arribos de rayos gamma en el detector de rayos gamma cercano 414 que tienen energías de entre aproximadamente 120 keV y 240 keV pueden no ser contados o pueden ser ignorados.

De igual forma, con respecto al detector de rayos gamma lejano 412, por cada arribo de rayos gamma la intensidad de la luz producida por el cristal en el detector es indicativa de la energía del rayo gamma. Con base en la energía, se aumenta un valor de conteo en un acumulador. Por ejemplo, cuando un rayo gamma arriba en el detector de rayos gamma lejano 412 que tiene energía en el rango de aproximadamente 180 keV a 400 keV, se aumenta el valor de conteo en el acumulador 508. En algunos casos, hay arribos de rayos gamma en el detector de rayos gamma lejano 412 con energías que no son contadas por la herramienta, o si son contadas por la herramienta, los valores de conteo pueden no ser utilizados en la determinación de los diferentes parámetros de interés. Por ejemplo, los arribos de rayos gamma en el detector de rayos gamma lejano 412 que tienen energías fuera del rango de 180 keV y aproximadamente 400 keV pueden no ser contados o pueden ser ignorados. La especificación pasa ahora a una descripción más completa del problema asociado con fluidos de perforación de formiato y medición de propiedades de la formación .

Los fluidos de perforación tradicionales, ya que residen dentro del pozo, pueden tener densidad relativamente alta; sin embargo, la densidad del fluido de perforación tradicional se compone de un fluido base (tal como aceite o agua) y la presencia de diferentes partículas pesadas mezcladas con y suspendidas en solución. Esto es, el fluido de perforación tradicional puede comprender una base de agua o agua salada (con una densidad de 1.0 gramos por centímetro cúbico (g/cm3) y aproximadamente 1.1 g/cm3, respectivamente) o una base de aceite (con una densidad menor a 1.0 g/cm3), y también comprende diferentes aditivos de partículas pesadas (p.ej., arcilla) para aumentar la densidad. Con respecto a la invasión dentro de la formación, conforme el fluido de perforación tradicional comienza a invadir la formación, las diferentes partículas pesadas son "filtradas" por la formación en la pared del pozo. Las diferentes partículas pesadas forman una capa alrededor de la pared del pozo, denominada en la industria como costra o "mud cake" . Hay dos consecuencias relacionadas con la creación de la costra. Primero, la costra tiende a sellar la formación contra la invasión por el fluido de perforación, y por lo tanto en alguna medida la invasión de la formación por el fluido de perforación puede ser auto limitada para fluidos de perforación tradicionales. La segunda consecuencia, de mayor importancia con respecto a las diferentes modalidades, es que el fluido que en realidad invade la formación tiene menor densidad que el fluido de perforación ya que ese fluido reside en el pozo debido a que las partículas pesadas se filtran. Así, por ejemplo, para un fluido de perforación a base de agua tradicional que tiene una densidad mayor a 1.0 g/cm3 ya que ese fluido de perforación reside en el pozo, la densidad del fluido que invade la formación será de aproximadamente 1.0 g/cm3, la de la base de agua. Debido que la densidad del fluido que en realidad invade las formaciones es cercana a la densidad de los hidrocarburos desplazados en la formación, en algunos casos la invasión no afecta significativamente las mediciones por las herramientas de evaluación nuclear de la formación.

Los fluidos de perforación de formiato (p.ej., formiato de sesión, formiato de potasio, y similares), en contraste, son inherentemente más pesados que los fluidos base para el fluido de perforación tradicional. Por ejemplo, las mezclas de fluidos de formiato de potasio y formiato de cesio que se utilizan para fluidos de perforación de formiato pesados pueden tener una densidad de 1.30 g/cm3 a 2.20 g/cm3, y en algunos casos 1.57 g/cm3 a 2.20 g/cm3, y también tienen coeficientes de atenuación fotoeléctrica más altos que los fluidos base de perforación tradicionales. Debido a la densidad más alta que los fluidos base para el fluido de perforación tradicional, se pueden utilizar pocos o ningún aditivo para aumentar la densidad. Debido a la falta de aditivos, o uso de menos aditivos, el fluido de perforación de formiato puede tender a invadir formaciones más debido a la falta de acumulación de costra, o una menos gruesa. También, la densidad del formiato dentro de la formación y el coeficiente de atenuación fotoeléctrica afectan de manera adversa las mediciones nucleares de los parámetros de la formación, tales como la densidad y la porosidad. Por ejemplo, si una formación virgen se llena con aceite, la densidad del fluido dentro de la formación puede ser doble debido a la invasión de formiato, que puede afectar de manera adversa las mediciones de la densidad de la formación.

Como otro ejemplo, considerar el coeficiente de atenuación fotoeléctrica. El coeficiente de atenuación fotoeléctrica, en el contexto de las diferentes modalidades, es un valor indicativo de la probabilidad de que se absorban rayos gamma de energía menor por los átomos de una sustancia. La mayoría de las compañías de servicios petroleros no se refieren directamente al coeficiente de atenuación fotoeléctrica, pero en su lugar se refieren a un valor conocido como "Pe". Para elementos puros, Pe se calcula como: Pe = (Z/10)3-6 (1) donde Z es el número atómico. Para otras sustancias mezcladas, existe tecnología para hacer determinaciones de Pe (ver, p.ej., Gordon L. Moake, "Using Computer Modeling To Genérate Accurate Pe Equations", (Uso de Modelado por Computadora para Generar Ecuaciones de Pe Precisas) , SP LA 52nd Annual Logging Symposium, 14-18 de Mayo de 2011) . Pe, sin embargo, es proporcional a la relación de la sección transversal de absorción fotoeléctrica de la sustancia con la sección transversal Compton para la sustancia. El equilibrio de la especificación, y las reivindicaciones, a la referencia a Pe en lugar del coeficiente de atenuación fotoeléctrica. La mayoría de las formaciones de tierra tienen un Pe de 5.1 o menor antes de la invasión; mientras que, muchos fluidos de perforación de formiato tienen un Pe de 10 o mayor. Por lo tanto, la invasión por los fluidos de perforación de formiato puede afectar también de manera adversa las mediciones de la densidad de la formación por esta razón.

Al menos algunas modalidades están dirigidas a medir al menos una propiedad de la formación por medio de una herramienta de evaluación de la formación gamma-gamma cuando la formación ha sido invadida por un fluido de perforación de alta densidad (p.ej., un fluido de perforación que tiene una densidad de 1.57 g/cm3 o mayor) y/o un fluido de perforación con un Pe (p.ej., mayor que 5.1, ó 10 ó mayor), tal como formiato de cesio. En particular, en al menos algunas modalidades la densidad de la formación antes de la invasión (esto es, la densidad de la formación virgen) es de principal interés, pero otros parámetros pueden ser de interés también (p.ej., la profundidad de invasión) . Sin embargo, además de las incógnitas principales de densidad y profundidad de invasión, hay otras incógnitas también, tal como el separador. Las diferentes modalidades utilizan tres o más mediciones a partir de dos o más detectores de rayos gamma para resolver los parámetros de interés.

Más particularmente, en al menos algunas modalidades, utilizar una de las diferentes herramientas de gamma-gamma descritas anteriormente, las modalidades ilustrativas miden varios valores. Por ejemplo, algunas modalidades miden conteos de rayos gamma o tasas de conteo de rayos gamma en el detector de rayos gamma cercano, y a partir de la medición determinan un valor te densidad superficial o cercana (p.ej., con base en tasas de conteo en el detector de rayos gamma cercano 414). Algunas modalidades miden el conteo de rayos gamma o tasas de conteo de rayos gamma en el detector de rayos gamma lejano, y a partir de las mediciones determinan un valor de densidad profunda o lejana (p.ej., con base en tasas de conteo en el detector de rayos gamma lejano 412). Algunas modalidades determinan un valor indicativo de Pe utilizando diferentes asas de conteo de rayos gamma. En algunos casos, el valor indicativo de Pe es la relación de dos rangos de energía en un solo detector (p.ej., la relación de la tasa de rayos gamma del acumulador de energía 506 con la tasa de conteo de rayos gamma del acumulador de energía 504). Desde este punto hacia adelante en la especificación, el valor indicativo de Pe será denominado simplemente como Pe con el entendimiento de que los conteos o tasas de conteo de rayos gamma medidos son proporcionales a Pe, pero que Pe en si no se puede medir.

En el nivel teórico, con tres valores medidos ilustrativos (densidad cercana, densidad lejana, y Pe), uno puede resolver para las tres incógnitas (porosidad de la formación, separador, profundidad de invasión) . Sin embargo, la solución no es trivial. Esto es, cada una de las mediciones ilustrativas (densidad cercana, densidad lejana, y Pe) pueden ser sensibles a las incógnitas en tal forma que encontrar las ecuaciones que representen adecuadamente las mediciones puede ser extremadamente difícil.

Resolver las incógnitas de acuerdo con al menos algunas modalidades involucra crear, posiblemente por adelantado, un conjunto de respuestas de herramienta modeladas con base en un rango de valores. Para las mediciones ilustrativas de densidad cercana, densidad lejana, y Pe, las respuestas de herramienta modeladas pueden comprender: relación de densidad cercana que relaciona la densidad cercana medida con la profundidad de invasión (p.ej., 0 a 20.32. cm (0 a 8 pulgadas)) para una pluralidad de porosidades (p.ej., 10 p.u., 25 p.u., y 40 p.u.) y una pluralidad de valores de separador (p.ej., 0 cm, 0.635 cm, 1.27 cm (0 pulgadas, 0.25 pulgadas, y 0.5 pulgadas) ); una relación de densidad lejana que relaciona la densidad lejana medida con la profundidad de invasión (p.ej., 0 a 20.32 cm (0 a 8 pulgadas)) para una pluralidad de porosidades (p.ej., 10 p.u., 25 p.u., y 40 p.u.) y una pluralidad de valores de separador (p.ej., 0 cm, 0.635 cm, 1.27 cm (0 pulgadas, 0.25 pulgadas, y 0.5 pulgadas) ); y una relación de Pe que relaciona Pe con la profundidad de invasión (p.ej., 0 a 20.32 cm (0 a 8 pulgadas) ) para una pluralidad de porosidades (p.ej., 10 p.u., 25 p.u., y 40 p.u.) y una pluralidad de valores de separador (p.ej., 0 cm, 0.635 cm, 1.27 cm (0 pulgadas, 0.25 pulgadas, y 0.5 pulgadas)) .

Por ejemplo, la Figura 6 muestra una gráfica ilustrativa que relaciona la densidad cercana con la profundidad de invasión (para una densidad del fluido de perforación supuesta de 1.85 g/cm3) . En particular, la gráfica ilustrativa gráfica una pluralidad de curvas (cada curva con base en una porosidad modelada de la formación y separador modelado de la herramienta diferentes) que muestran una relación modelada entre la densidad y la profundidad de invasión. En la generación de estas curvas, se asumió que la matriz de roca de la formación tenia la densidad de cuarcita. Las densidades correspondientes de otros tipos de roca se pueden calcular fácilmente a partir de estas curvas. Por ejemplo, para un separador modelado de cero, la linea 602 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 604 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 606 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u. Para un separador modelado de 0.635 cm (0.25 pulgadas) la linea 608 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 610 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 612 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u. Finalmente, para un separador modelado de 1.27 cm (0.5 pulgadas) la linea 614 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 616 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 618 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u.

La Figura 7 muestra una gráfica ilustrativa que relaciona la densidad lejana con la profundidad de invasión (para una densidad de fluido de perforación supuesta de 1.85 g/cm3) para roca con una matriz de cuarcita. En particular, la gráfica ilustrativa gráfica una pluralidad de curvas (cada curva con base en una porosidad modelada de la formación y separador modelado de la herramienta diferentes) que muestran una relación modelada entre la densidad y la profundidad de invasión. Por ejemplo, para un separador modelado de cero, la linea 702 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 704 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 706 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u. Para un separador modelado de 0.635 cm (0.25 pulgadas) la linea 708 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 710 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 712 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u. Finalmente, para un separador modelado de 1.27 cm (0.5 pulgadas) la linea 714 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 716 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 718 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u.

La Figura 8 muestra una gráfica ilustrativa que relaciona el Pe con la profundidad de invasión (para una densidad de fluido de perforación supuesta de 1.85 g/cm3) para roca con una matriz de cuarcita. En particular, la gráfica ilustrativa gráfica una pluralidad de curvas (cada curva con base en una porosidad modelada de la formación y separador modelado de la herramienta diferentes) que muestran una relación modelada entre el valor medido de Pe y la profundidad de invasión. Por ejemplo, para un separador modelado de cero, la linea 802 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 804 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 806 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u. Para un separador modelado de 0.635 cm (0.25 pulgadas) la linea 808 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 810 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 812 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u. Finalmente, para un separador modelado de 1.27 cm (0.5 pulgadas) la linea 814 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 10 p.u., la linea 816 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 25 p.u., y la linea 818 muestra la relación ilustrativa con base en una porosidad supuesta de la formación de 40 p.u.

El inventor de la presente especificación ha determinado que cada curva de cada una de las Figuras 6, 7, y 8 se pueden representar matemáticamente por la siguiente ecuación: Valor Modelado = a(l - eax) + (£>0 + ¿ix + b2x2)eax (2) DONDE Valor_Modelado es una de las curvas de las figuras (p.ej., densidad cercana a 10 p.u. y cero separador), x es la profundidad de invasión, y a, a, b0, £>i, y i¾ son parámetros libres determinados (y más probablemente diferentes) para cada valor modelado. Por lo tanto, las respuestas modeladas de herramienta se pueden representar matemáticamente, y el mecanismo de solución que se presenta más adelante también se puede implementar matemáticamente, aunque el siguiente diagrama de flujo ejemplar será explicado con referencia a las Figuras 6, 7, y 8 ilustrativas para ayudar al lector a visualizar el proceso.

En un alto nivel, encontrar un conjunto de soluciones se puede pensar como probar posibles soluciones presentadas por las respuestas modeladas paso a paso a través de las profundidades de invasión modeladas en incrementos predeterminados. Para cada profundidad de invasión considerada, se utilizan un conjunto de lecturas de herramienta teóricas para varias porosidades diferentes y varios separadores de herramienta diferentes para determinar el mejor estimado de porosidad y separador, con base en las mediciones de herramienta reales. Después se calculan las lecturas de herramienta teóricas para esa porosidad y separador. Se calcula un valor indicativo del error o diferencia entre los valores modelados y los valores teóricos correspondientes. El conjunto de valores (profundidad de invasión, separador, porosidad) con el valor de error más favorable (p.ej., el error más bajo) en algunos casos representa la solución seleccionada. La densidad que se mediría en la ausencia de invasión se puede entonces calcular a partir de la densidad supuesta de la matriz de roca y la densidad del fluido de la formación no invadida.

En algunos casos, encontrar una solución puede involucrar probar un número suficiente de soluciones posibles con incrementos de invasión lo suficientemente pequeños (p.ej., centésimas de pulgada) de tal forma que la solución con el valor de error más favorable es la respuesta final después de solamente una vez a través del proceso. Sin embargo, los incrementos de profundidad de invasión que se utilizan para una solución de "una vez a través" pueden ser tan pequeños que toman tiempo de procesamiento de computadora significativo. El inventor de la presente especificación ha encontrado que, en algunos casos, encontrar una solución al trabajar dos o más veces a través del proceso puede ser más rápido, y aun asi llegar a un resultado aceptable. Esto es, se puede utilizar un incremento de profundidad de invasión relativamente grande la primera vez a través del proceso (p.ej., 0.635 cm (0.25 pulgadas)). Suponiendo que valores de error más pequeños representan respuesta más cercana a lo "correcto", la primera vez a través puede ubicar un rango de profundidades de invasión dentro de las cuales pueden residir los mínimos de error total. La ejecución subsecuente del proceso se puede limitar entonces a un rango más pequeño de profundidades de invasión, con incrementos más pequeños, hasta que se encuentren los mínimos de error total reales.

Las Figuras 9A y 9B muestran un método de acuerdo con al menos algunas modalidades. En particular, las Figuras 9A y 9B ilustran la utilización de los valores medidos, y el conjunto de respuestas modeladas, para resolver las diferentes incógnitas de acuerdo con al menos algunas modalidades. El método inicia (bloque 900) y procede a establecer una profundidad de invasión de prueba inicial (DOI, Depth Of Invasión) (p.ej., cero) asi como el valor de paso a utilizar (p.ej., 0.635 cm (0.25 pulgadas) para profundidad de invasión) (bloque 902) . Después, el método ilustrativo involucra establecer un separador de prueba inicial (p.ej., cero) asi como un valor de paso a utilizar (p.ej., 0.635 cm (0.25 pulgadas) para separador) (bloque 904).

Después, el método ilustrativo puede involucrar determinar una relación de densidad con mejor sensibilidad a la porosidad (bloque 906) . En el caso particular que se ilustra por las Figuras 6, 7, y 8, la densidad lejana (Figura 7) muestra buena sensibilidad a la porosidad. En otras situaciones, se pueden elegir otros valores modelados (p.ej., densidad cercana) como el punto de inicio para los cálculos. Asi, para no complicar indebidamente la discusión adicional, se supondrá que se selecciona la densidad lejana; sin embargo, no se debe leer como una limitación, y donde aplique, se pueden seleccionar inicialmente otras lecturas de densidad .

A partir de las respuestas de densidad lejana modeladas ilustrativas, se selecciona una porosidad de prueba de la formación que da el valor de densidad lejana medido (bloque 908) . Por ejemplo, y haciendo referencia brevemente a la Figura 7, asumir una profundidad de invasión de prueba cero y un valor de densidad lejana medido de 2.2 g/cm3, el método puede involucrar interpolar/extrapolar una porosidad de prueba a partir de la información conocida. Con la suposición ilustrativa, la porosidad de prueba reside entre la linea 704 de 25 p.u. y la linea 706 de 40 p.u., y para propósitos de este ejemplo, se puede determinar una porosidad de prueba de 30 p.u. Nuevamente, mientras para propósitos de explicación la especificación se refiere a las gráficas ilustrativas, en la práctica un sistema de computadora puede llevar a cabo la interpolación/extrapolación con base en las ecuaciones que representan los datos.

En algunos casos, la porosidad de prueba seleccionada al final puede estar delimitada. Esto es, debido a factores tales como el separador, la densidad del fluido de perforación, y Pe del fluido de perforación, los valores de la porosidad de prueba que se indican más directamente por la densidad lejana medida ilustrativa pueden estar fuera de un rango predeterminado de porosidades esperadas o viables para la información conocida, y por lo tanto la porosidad de prueba puede estar limitada a residir dentro de un rango predeterminado de porosidades diferentes que de otra forma sugerirla una interpolación/extrapolación no limitada.

Utilizando la porosidad de prueba determinada, el método ilustrativo puede entonces determinar una densidad cercana esperada, una densidad lejana esperada, un Pe esperado (bloque 910). Esto es, utilizando las respuestas modeladas y la porosidad de prueba determinada, el método puede involucrar interpolación/extrapolación entre respuestas modeladas para calcular valores esperados para cada parámetro. En casos donde la porosidad de prueba seleccionada no estaba delimitada o limitada por un rango predeterminado, la densidad lejana esperada coincidirá exactamente con la densidad lejana medida. Sin embargo, si la porosidad de prueba estaba limitada en alguna forma, en lugar de iniciar ilustrativamente con la densidad lejana medida como el mecanismo para seleccionar la porosidad de prueba, la densidad lejana esperada puede diferir de la densidad lejana medida .

El método ilustrativo lleva a cabo un bucle (bloque 912) para cada valor de separador. Para las respuestas modeladas ilustrativas que se representan por las Figuras 6, 7, y 8, el método ilustrativo puede hacer bucle tres veces (p.ej., para separador de 0 cm, separador de 0.635 cm (0.25 pulgadas), y separador de 1.27 cm (0.5 pulgadas)), cada vez calculando una porosidad de prueba y densidad cercana esperada, densidad lejana esperada, y Pe esperado. Por lo tanto, se puede determinar un conjunto de porosidades de prueba, junto con un conjunto correspondiente de valores esperados.

Después, el método ilustrativo involucra, para cada Pe esperado, calcular un valor de error con base en la diferencia entre cada Pe esperado (esto es, un Pe esperado por cada valor de separador) y el Pe medido (bloque 914) . El método ilustrativo calcula después un valor de separador delimitado que proporciona el valor de error más favorable con respecto al Pe esperado y medido (bloque 916) . Es decir, a partir de las tres veces ilustrativas a través del bucle superior del método, se determinan tres valores de error con respecto a Pe. A partir de los tres valores de error ilustrativos, se interpola/extrapola el valor de separador delimitado que da el valor de error más favorable (p.ej., el más bajo) . El valor de separador delimitado determinado se denomina como delimitado debido a que las soluciones que pueden dar los valores de error más favorables, pero que no son físicamente posibles (p.ej., valores de separador negativos), se excluyen. Por lo tanto, mientras pueden ser posibles valores de separador delimitados que proporcionan un error cero o cercano a cero en algunas situaciones, en otras situaciones el valor de separador seleccionado tendrá un error diferente de cero.

Utilizar el valor de separador delimitado determinado (en el bloque 916) , el método ilustrativo puede después de terminar una densidad cercana esperada, una densidad lejana esperada, y un Pe esperado (bloque 918). Esto es, utilizando las respuestas modeladas y el valor de separador delimitado (para la DOI de prueba) , el método puede involucrar interpolación/extrapolación entre las respuestas modeladas para calcular los valores esperados para cada parámetro. Después, utilizando los valores esperados determinados (en el bloque 918), se calcula un valor de error total indicativo del error de densidad cercana, el error de densidad lejana, y el error de Pe (bloque 920) . Con respecto al cálculo de error total, en algunos casos el método ilustrativo involucra calcular un error "chi-cuadrado" , tal como por la aplicación de la siguiente ecuación: Valor_de_Error = (error densidad Je j ana)2 + (error _densidad_cer cana)2 + (errorjdePe)2 (3) donde Valo _de Error es el error, error_densidad_lejana es la diferencia entre la densidad lejana esperada y la densidad lejana medida, error_densidad_cercana es la diferencia entre la densidad cercana esperada y la densidad cercana medida, y error de_Pe es la diferencia entre el Pe esperado y el Pe medido. Se pueden utilizar equivalentemente otros sistemas para calcular un error total.

Una vez que se determina el valor de error total para la profundidad de invasión de prueba y rango de separadores, el valor se guarda, y el método se mueve a repetir los diferentes pasos para la siguiente profundidad de invasión (bloque 922). En algunos casos, el incremento para la profundidad de invasión es de 0.635 cm (0.25 pulgadas), asi para probar hasta invasión de 15.24 cm (6 pulgadas) puede haber 24 valores de error total calculados y almacenados. Desde luego, se pueden utilizar incrementos menores para las profundidades de invasión, y profundidades de invasión finales más o menos profundas.

En algunos casos, un conjunto de soluciones indicadas por el error total más favorable puede representar la respuesta final, particularmente en casos donde se prueba un número significativo de profundidades de invasión (esto es, incremento pequeño en la profundidad de invasión) . Sin embargo, en otros casos los valores de error total ayudan a delimitar la búsqueda para el valor de error total más pequeño globalmente, y por lo tanto establecer un rango para llevar a cabo nuevamente el método ilustrativo discutido hasta este punto. Para ese fin entonces, de acuerdo con al menos algunas modalidades, el método ilustrativo involucra seleccionar el valor de error más pequeño de los valores de error total (bloque 924), y seleccionar el valor de error límite (esto es, el más pequeño del valor de error vecino más cercano) del conjunto de valores de error total (bloque 926) . Esto es, el valor de error total más pequeño representa una profundidad de invasión, y el valor de error total más pequeño vecino más cercano representa una profundidad de invasión, y a partir de las dos profundidades de invasión se calcula una profundidad de invasión refinada (esto es, ligeramente más cercana a la profundidad de invasión real) (bloque 928). En algunos casos, la profundidad de invasión refinada puede ser el promedio de (esto es, reside a la mitad entre) las profundidades de invasión implicadas por los dos valores de error más pequeños. En otros casos, la profundidad de invasión refinada se puede basar en otros factores, tal como los valores absolutos de los valores de error. Por ejemplo, si el valor absoluto del valor de error del vecino más cercano es significativamente diferente, eso puede implicar que la solución final reside más cerca a la profundidad de invasión asociada con el valor de error más pequeño.

Asumiendo que la diferencia entre la profundidad de invasión asociada con el valor de error seleccionado y la profundidad de invasión asociada con el valor de error de vecino más cercano están por encima de un umbral predeterminado (bloque 930) (esto es, la solución final aún no se encuentra) , los diferentes pasos del método se repiten para múltiples separadores, pero para solamente una profundidad de invasión de prueba a la vez (esto es, la profundidad de invasión refinada) (bloque 932) . Una vez que el método ilustrativo regresa al bloque 924, hay un valor de error total adicional, y nuevamente se selecciona el valor de error más pequeño (bloque 924) y se selecciona el valor de error limite más pequeño y se calcula la profundidad de invasión refinada (bloque 926) .

El proceso de refinamiento se repite hasta que la diferencia entre la profundidad de invasión asociada con el valor de error seleccionado y la profundidad de invasión asociada con el valor de error de vecino más cercano esté por debajo de un umbral predeterminado (p.ej., menos de 6 milésimas de una pulgada) (nuevamente bloque 930). Si la diferencia está por debajo del umbral, se ha encontrado una solución aceptable en el refinamiento, y por lo tanto el método procede a convertir la porosidad determinada utilizando la densidad de la matriz y la densidad del fluido de la formación no invadida (bloque 934), el valor de salida indicativo de la densidad y/o una profundidad de invasión radial del fluido de perforación centro de la formación (bloque 936). Después, el método termina (bloque 938).

Así, para no complicar indebidamente la discusión, las herramientas de evaluación de la formación se describen para medir dos valores de densidad y un valor indicativo de Pe. Sin embargo, se pueden utilizar equivalentemente diferentes valores medidos, incluyendo más valores medidos. Por ejemplo, se pueden utilizar tres valores medidos asociados con tres detectores rayos gamma, y donde al menos dos abarcan diferentes rangos de energía (y son por lo tanto sensibles a Pe) . Más aún, con una medición adicional, se puede resolver una incógnita adicional. Por ejemplo, con una medición de densidad adicional desde un tercer detector de rayos gamma, las diferentes modalidades se pueden ajusfar para también resolver para una densidad desconocida del fluido de perforación .

La Figura 10 muestra un sistema de computadora 1000, que es ilustrativo de un sistema de computadora en el cual se pueden practicar las diferentes modalidades. El sistema de computadora 1000 puede ser, por ejemplo, el sistema de computadora de superficie 312, o el sistema de computadora 1000 puede residir dentro del recipiente a presión para aplicaciones de MWD y LWD, por ejemplo el sistema de computadora 410. El sistema de computadora 1000 comprende un procesador 1002, y el procesador se acopla a una memoria principal 1004 por medio de un dispositivo de puente 1006.

Por otra parte, el procesador 1002 puede acoplarse a un dispositivo de almacenamiento a largo plazo 1008 (p.ej., un disco duro, un disco "floppy", tarjeta de memoria, disco óptico) por medio del dispositivo de puente 1006. Los programas ejecutables por el procesador 1002 pueden ser almacenados en el dispositivo de almacenamiento 1008, y se puede tener acceso a los mismos cuando sea necesario por medio del procesador 1002. El programa almacenado en el dispositivo de almacenamiento 1008 puede comprender programas para implementar las diferentes modalidades de la presente especificación, tales como programas para resolver la densidad de la formación antes de la invasión por la perforación y/o profundidad de invasión radial del fluido de perforación. En algunos casos-, los programas se copian desde el dispositivo de almacenamiento 1008 a la memoria principal 1004, y los programas se ejecutan desde la memoria principal 1004. Por lo tanto, tanto la memoria principal 1004 como el dispositivo de almacenamiento 1008 se deben considerar como medios de almacenamiento legibles por computadora. Los resultados del método calculados por el sistema de computadora 1000 pueden ser enviados a un dispositivo de pantalla que puede hacer una representación para su visualización.

A partir de la descripción que se proporciona en este documento, aquellos experimentados en la materia son fácilmente capaces de combinar software creado como se describió con hardware de computadora de propósito general o propósito especial apropiado para crear un sistema de computadora y/o sub-componentes de computadora de acuerdo con las diferentes modalidades, para crear un sistema de computadora y/o sub-componentes de computadora para llevar a cabo los métodos de las diferentes modalidades y/o para crear un medio legible por computadora no transitorio (esto es, no una onda portadora) que almacena un programa de software para implementar los aspectos del método de las diferentes modalidades .

Se pretende que la discusión anterior sea ilustrativa de los principios y las diferentes modalidades de la presente invención. Numerosas variaciones y modificaciones se harán aparentes para aquellos experimentados en la materia una vez que se aprecie completamente la divulgación anterior. Se pretende que las siguientes reivindicaciones se interpreten para abarcar todas esas variaciones y modificaciones.

Claims (20)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención como antecede, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método, que comprende: colocar una herramienta dentro de un pozo, el pozo penetra una formación y el pozo comprende fluido de perforación; irradiar la formación con rayos gamma desde una fuente de rayos gamma que reside dentro de la herramienta, en donde el fluido de perforación ha invadido la formación, y en donde el Pe del fluido de perforación que ha invadido la formación es mayor que el Pe de la formación; determinar un primer valor indicativo de un parámetro de la formación, el primer valor con base en un primer conjunto de rayos gamma detectados en un primer detector de rayos gamma ; determinar un segundo valor indicativo de un parámetro de la formación, el segundo valor con base en un segundo conjunto de rayos gamma detectados en un segundo detector de rayos gamma; determinar un tercer valor, el tercer valor determinado con base en rayos gamma en un rango de energía diferente al que se utiliza en la determinación del primer valor; y calcular, utilizando el primer, segundo, y tercer valores, al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: un separador; una porosidad de la formación; una densidad de la formación antes de la invasión por el fluido de perforación; y profundidad de invasión radial del fluido de perforación al interior de la formación.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque Pe del fluido de perforación es mayor que 5.1.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque Pe del fluido de perforación es 10.0 ó mayor.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque: determinar el primer valor además comprende determinar el primer valor como un valor indicativo de la densidad de la formación; y determinar el segundo valor además comprende determinar el segundo valor como un valor indicativo de la densidad de la formación.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque determinar un tercer valor además comprende determinar un valor indicativo de Pe de la formación .

6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque determinar un valor indicativo de Pe de la formación además comprende tomar una relación de una primera tasa de conteo de rayos gamma en un primer rango de energías y una segunda tasa de conteo de rayos gamma en un segundo rango de energías.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque calcular además comprende: encontrar un conjunto de soluciones utilizando un conjunto de respuestas modeladas para una profundidad de invasión supuesta; calcular un valor de rtir de las soluciones; volver a llevar a cabo, para una pluralidad de profundidades de invasión supuestas, el paso de encontrar y calcular, el volver a llevar a cabo crea una pluralidad de valores de error; y seleccionar un conjunto de soluciones con base en la pluralidad de valores de error.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque calcular además comprende: a) determinar, a partir de un conjunto de respuestas modeladas, una porosidad de prueba de la porción de la formación que da el primer valor, la determinación de la porosidad de prueba con base en un separador supuesto y una profundidad de invasión supuesta; b) determinar, a partir del conjunto de respuestas modeladas, un segundo valor esperado con base en la porosidad de prueba; c) determinar, a partir del conjunto de respuestas modeladas, un tercer valor esperado con base en la porosidad de prueba; d) calcular un valor indicativo de una diferencia entre el tercer valor y el tercer valor esperado; e) repetir, para la pluralidad de separadores, los pasos a) , b) , c) , y d) ; f) volver a llevar a cabo, para una pluralidad de profundidades de invasión supuestas, los pasos a), b) , c) , d) , y e); y g) seleccionar un conjunto de soluciones con base en los valores indicativos de la diferencia.

9. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque irradiar la porción de la formación con rayos gamma además comprende irradiar con rayos gamma que tienen energía de más de 600 kilo-electrón Volt (keV) .

10. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque colocar la herramienta además comprende al menos uno del grupo que consiste de: suspender una herramienta de registro por medio de una linea de alambre; y colocar la herramienta dentro de una cadena de perforación que tiene una broca de perforación en un extremo distal de la cadena de perforación.

11. Un sistema, que comprende: una herramienta de evaluación de la formación, que comprende : un cuerpo de herramienta; una fuente de rayos gamma colocada dentro del cuerpo de herramienta; en primer detector de rayos gamma colocado dentro del cuerpo de herramienta a una primera distancia longitudinal desde la fuente de rayos gamma; y un segundo detector de rayos gamma colocado dentro del cuerpo de herramienta a una segunda distancia longitudinal desde la fuente de rayos gamma; un procesador acoplado operativamente a los detectores de rayos gamma; una memoria acoplada al procesador, la memoria almacena un programa que, cuando es ejecutado por el procesador, provoca que el procesador: cuente los arribos de rayos gamma en el primer detector de rayos gamma, el conteo como una función de la energía, y el conteo crea un primer conjunto de rayos gamma; cuente los arribos de rayos gamma en el segundo detector de rayos gamma, el conteo como una función de la energía, y el conteo crea un segundo conjunto de rayos gamma; determine un primer valor indicativo de un parámetro de la formación, el primer valor con base en el primer conjunto de rayos gamma; determine un segundo valor indicativo de un parámetro de la formación, el segundo valor con base en el segundo conjunto de rayos gamma; determine un tercer valor, el tercer valor determinado con base en los rayos gamma en un rango de energía diferente al que se utiliza en la determinación del primer valor; y calcule, utilizando el primer, segundo, y tercer valores, al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: un separador; una porosidad de la formación; una densidad de la formación antes de la invasión por el fluido de perforación; y la profundidad de invasión radial del fluido de perforación al interior de la formación.

12. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque cuando el procesador calcula, el programa provoca que el procesador lleve a cabo al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: calcular la corrección para el fluido de perforación en la formación que tenga un Pe mayor a 5.1; y calcular la corrección para el fluido de perforación en la formación que tenga un Pe mayor a 10.

13. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque cuando el procesador calcula, el programa además provoca que el procesador: encuentre un conjunto de soluciones utilizando un conjunto de respuestas modeladas para una profundidad de invasión supuesta; calcule un valor de error a partir de las soluciones; vuelva a llevar a cabo, para una pluralidad de profundidades de invasión supuestas, el paso de encontrar y calcular, el volver a llevar a cabo crea una pluralidad de valores de error; y seleccione un conjunto de soluciones con base en la pluralidad de valores de error.

14. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque cuando el procesador determina el segundo valor, el programa además provoca que el procesador tome una relación de una primera tasa de conteo de rayos gamma en un primer rango de energías y una segunda tasa de conteo de rayos gamma en un segundo rango de energías, el segundo rango de energías diferente al primer rango de energías .

15. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque el cuerpo de herramienta es al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: una herramienta de registro durante la perforación; y una herramienta de registro de línea de alambre.

16. Un medio legible por computadora no transitorio que almacena un programa que, cuando es ejecutado por un procesador, provoca que el procesador: determine un primer valor indicativo de un parámetro de una formación, el primer valor con base en un primer conjunto de rayos qamma detectados en un primer detector de rayos gamma; determine un segundo valor indicativo de un parámetro de la formación, el segundo valor con base en un segundo conjunto de rayos gamma detectados en un segundo detector de rayos gamma; determine un tercer valor, el tercer valor determinado con base en los rayos gamma en un rango de energía diferente al que se utiliza en la determinación del primer valor; y calcule, utilizando el primer, segundo, y tercer valores, al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: un separador; una porosidad de la formación; una densidad de la formación antes de la invasión por el fluido de perforación; y la profundidad de invasión radial del fluido de perforación al interior de la formación.

17. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque cuando el procesador calcula, el programa provoca que el procesador lleve a cabo al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: calcular la corrección para el fluido de perforación en la formación que tenga un Pe mayor a 5.1; y calcular la corrección para el fluido de perforación en la formación que tenga un Pe mayor a 10.

18. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque cuando el procesador determina el tercer valor, el programa además provoca que el procesador tome una relación de una primera tasa de conteo de rayos gamma en un primer rango de energías y una segunda tasa de conteo de rayos gamma en un segundo rango de energías, el segundo rango de energías diferente al primer rango de energías.

19. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque cuando el procesador calcula, el programa además provoca que el procesador : a) encuentre un conjunto de soluciones utilizando un conjunto de respuestas modeladas para una profundidad de invasión supuesta; b) calcule un valor de error a partir de las soluciones; c) vuelva a llevar a cabo, para una pluralidad de profundidades de invasión supuestas, los pasos a) y b) , el volver a llevar a cabo crea una pluralidad de valores de error; y d) seleccione un conjunto de soluciones con base en la pluralidad de valores de error.

20. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque cuando el procesador calcula, el programa además provoca que el procesador: a) determine, a partir de un conjunto de respuestas modeladas, una porosidad de prueba de la porción de la formación que da el primer valor, la determinación de la porosidad de prueba con base en un separador supuesto y una profundidad de invasión supuesta; b) determine, a partir del conjunto de respuestas modeladas, un segundo valor esperado con base en la porosidad de prueba; c) determine, a partir del conjunto de respuestas modeladas, un tercer valor esperado con base en la porosidad de prueba; d) calcule un valor indicativo de una diferencia entre el tercer valor y el tercer valor esperado; e) repita los pasos a) , b) , c) , y d) para la pluralidad de separadores; y f ) repita los pasos a) , b) , c) , d) , y e) para una pluralidad de profundidades de invasión supuestas; y g) seleccione un conjunto de soluciones con base en los valores indicativos de la diferencia.