MX2014008345A

MX2014008345A - Metodo para la determinacion de propiedades y calidad de deposito con formacion de imagenes por rayos x de energia multiple.

Info

Publication number: MX2014008345A
Application number: MX2014008345A
Authority: MX
Inventors: Naum Derzhi; Jack Dvorkin; Elizabeth Diaz; Joel Walls
Original assignee: Ingrain Inc
Priority date: 2012-01-13
Filing date: 2013-01-10
Publication date: 2014-11-10
Also published as: CN104169714A; BR112014017258A2; CA2860575C; WO2013106508A1; US8938045B2; CA2860575A1; CN104169714B; BR112014017258A8; CO7020898A2; US20130182819A1; BR112014017258B1

Abstract

Un método de evaluación de un depósito incluye un escaneo de CT por rayos X de multienergía de una muestra, obtener la densidad volumétrica y el efecto del índice de efecto fotoeléctrico para la muestra, estimación de al menos la propiedad mineral utilizando datos obtenidos a partir de al menos uno de un escaneo gamma de testigo, un escaneo de rayos gamma espectral, un análisis de fluorescencia de rayos X (XRF), o un análisis de difracción de rayos X (XRD) de la muestra, y la determinación de al menos una propiedad de la muestra para combinar la densidad volumétrica, el índice de efecto fotoeléctrico, y al menos una propiedad mineral (por ejemplo, el contenido de arcilla total). Las propiedades del depósito, tal como una o más de la fragilidad del yacimiento, porosidad, contenido de material orgánico, y permeabilidad, pueden determinarse por el método sin la necesidad de mediciones físicas de laboratorio detalladas o la destrucción de la muestra. También se proporciona un sistema para evaluar un depósito.

Description

MÉTODO PARA LA DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES Y CALIDAD DE DEPÓSITO CON FORMACIÓN DE IMÁGENES POR RAYOS X DE ENERGÍA MÚLTIPLE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona con un método para caracterizar la calidad de rocas de depósito y más particularmente con el uso de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple.

En la industria petrolera, las fases del ciclo de vida del petróleo y gas son exploración, evaluación, desarrollo, y producción. Las decisiones se hacen en cada una de las fases con la meta general de garantizar que el depósito produzca el máximo nivel de producción. Al comienzo de la primera fase, existe una cantidad mínima de datos. Cuando el ciclo de vida continúa, se recolectan diferentes tipos de datos del depósito, tales como datos sísmicos, diagrafías del pozo, testigos, y datos de producción. El análisis e interpretación de los datos del depósito es crítico para la toma de decisiones en el ciclo de vida. Un desafío principal es caracterizar la calidad del depósito.

Diversos factores se deben considerar para determinar en dónde y cómo evaluar la calidad del depósito y completar un depósito de esquisto de gas o petróleo. Entre los factores más importantes se encuentran: (a) la fragilidad del yacimiento la cual ayuda a evaluar que tan fácil o difícil es crear una red de fracturas conectadas hidráulicamente durante operaciones de hidro-fractura; (b) porosidad la cual es la capacidad de almacenamiento, (c) contenido de material orgánico (OM) y (d) permeabilidad la cual es el parámetro de impulsar la producción.

La fragilidad se relaciona directamente con la mineralogía: entre más alto es el contenido de carbonato y cuarzo, más frágil es la roca e inversamente, entre más alto es el contenido de arcilla u OM, menos frágil (o menos dúctil) es la roca. La porosidad afecta la densidad volumétrica: entre menor es la densidad, mayor es la porosidad. Finalmente, la permeabilidad a menudo es una función de porosidad y el tamaño de grano y puede envolverse a partir de estos dos números.

Actualmente, sólo los datos de diagrafía de pozo de alta calidad o las mediciones físicas de laboratorio detalladas en testigos y análisis mineralógico pueden ayudar a evaluar estos parámetros. Sin embargo, las mediciones de laboratorio suficientemente detalladas son tardadas y usualmente toma varias semanas para obtenerse, usualmente resulta en destrucción de la muestra, y solamente pueden realizarse en ubicaciones de poca profundidad.

Existe una necesidad en la evaluación de calidad del depósito para métodos que pueden estimar las propiedades del depósito tal como la fragilidad del yacimiento, porosidad, contenido de material orgánico, y permeabilidad, sin la necesidad de mediciones físicas de laboratorio detalladas en testigos las cuales destruyen la muestra y pueden hacerse solamente en ubicaciones de poca profundidad.

Una característica de la presente invención es proporcionar un método para estimar propiedades del depósito tal como fragilidad del yacimiento, porosidad, contenido de material orgánico, y permeabilidad, sin la necesidad de mediciones físicas de laboratorio detalladas o la destrucción de la muestra.

Características y ventajas adicionales de la presente invención se establecerán en parte en la descripción siguiente, y en parte serán evidentes a partir de la descripción, o se aprenderán por la práctica de la presente invención. Los objetivos y otras ventajas de la presente invención se realizarán y obtendrán por medio de los elementos y combinaciones particularmente señalados en la descripción y las reivindicaciones anexas.

Para lograr estas y otras ventajas, y de acuerdo con los propósitos de la presente invención, se representa y describe ampliamente en la presente, la presente invención se relaciona con un método para evaluar un depósito, que comprende (a) realizar un escaneo de CT de rayos X de multienergía de una muestra en un intervalo de profundidad en dos o más niveles de energía diferentes; (b) obtener la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico para la muestra utilizando valores de CT obtenidos para voxeles en la muestra a partir del escaneo de CT de rayos X de multienergía; (c) estimar al menos una propiedad mineral utilizando los datos obtenidos a partir de al menos un escaneo gamma de testigos, un escaneo de rayos gamma espectral, un análisis de fluorescencia de rayos X (XRF) , o un análisis de difracción de rayos X (XRD) de la muestra; y (d) determinar al menos una propiedad de la muestra para combinar la densidad volumétrica, el índice de efecto fotoeléctrico, y al menos una propiedad mineral.

La presente invención se relaciona con un método para evaluar un depósito, que comprende (a) realizar un escaneo de CT de rayos X de multienergía de una muestra en un intervalo de profundidad en dos o más niveles de energía diferentes; (b) obtener la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico para la muestra utilizando valores de CT obtenidos para voxeles en la muestra a partir del escaneo de CT de rayos X de multienergía; (c) utilizar los datos de al menos un escaneo de rayos gamma, un escaneo de rayos gamma espectral, un análisis de fluorescencia de rayos X (XRF) , o un análisis de difracción de rayos X (XRD) de la muestra para estimar el contenido de arcilla total; (d) calcular una composición mineral de la muestra utilizando la estimación del contenido de arcilla total y el índice de efecto fotoeléctrico, (e) determinar el índice de fragilidad de la muestra utilizando la composición mineral; (f) determinar las fracciones de querógeno y porosidad; (g) determinar la porosidad de la muestra utilizando la densidad volumétrica y las fracciones de querógeno y porosidad; (h) estimar la permeabilidad de la muestra utilizando la porosidad; y (i) determinar un índice de calidad del depósito al combinar el índice de fragilidad, porosidad, y permeabilidad.

También se proporcionan sistemas para realizar los métodos .

Se entenderá que tanto la descripción general anterior y la descripción detallada siguiente son ejemplares y explicativas solamente y pretenden proporcionar una explicación adicional de la presente invención, como se reclama .

Los dibujos anexos, los cuales se incorporan en y constituyen una parte de esta solicitud, ilustran características de la presente invención y junto con la descripción, sirven para explicar los principios de la presente invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las FIGURAS 1A-C muestran gráficas de profundidad de la densidad volumétrica derivada de la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple ("RHOB (g/cc)") (FIGURA 1A) , el número atómico efectivo ("Z Efectivo") (FIGURA IB) , y el índice de efecto fotoeléctrico como se deriva del número atómico efectivo de acuerdo con la Ecuación 1 descrita en la presente ("PEF") (FIGURA 1C) , para un testigo bajo examinación de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud. Los puntos grises representan diagrafías de alta resolución, en donde los puntos sólidos representan los mismos datos uniformados en una profundidad (ventana de ejecución promedio de 50 puntos) . En las FIGURAS 1A-C (y FIGURAS 2-5, 6A-B, 8A-B, 9A-C, 10A-C y 11), las profundidades se muestran como valores normalizados que aumentan de izquierda a derecha a lo largo del eje x.

La FIGURA 2 muestra curvas de las fracciones minerales resultantes de calcita, cuarzo e ilita determinadas de acuerdo con la Ecuación 5 en la presente que se grafican contra la profundidad de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud. Las curvas se uniforman por un filtro de 50 puntos.

La FIGURA 3 muestra curvas de la densidad de la fase sólida de la roca calculada a partir de las fracciones y densidades de cuarzo, ilita, y calcita puros determinados con la Ecuación 6 en la presente graficadas contra la profundidad, y una curva alternativa por una densidad asumida diferente de la ilita (pi = 2.63 g/cc en lugar de 2.53) graficado en la misma figura, de acuerdo con un ejemplo de la solicitud.

La FIGURA 4 muestra los mismos datos como se grafican en la FIGURA 3 con la curva de densidad volumétrica de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple (uniformados) agregado para referencia de acuerdo con un ejemplo de la solicitud.

La FIGURA 5 muestra fracciones de porosidad y querógeno basadas en 2D-SEM (volumen) para diez obturadores de acuerdo con un ejemplo de la solicitud.

Las FIGURAS 6A-B muestran la porosidad basada en la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple ("ME-Xray-I") como se calcula a partir de la Ecuación 9 en la presente utilizando las curvas de densidad de fase sólida mostradas en la FIGURA 3 y asumiendo que la densidad del querógeno es 1.00 g/cc, en donde la gráfica de la FIGURA 6A es para la densidad de fase sólida calculada utilizando la densidad de ilita de 2.53 g/cc mientras la gráfica de la FIGURA 6B es para la curva de densidad de fase sólida alternativa calculada utilizando la densidad de ilita de 2.63 g/cc, y en donde la porosidad basada en SEM se muestra como estrellas, de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud .

Las FIGURAS 7A-C muestran diagramas para el valor "B" índice de Fragilidad de la Ecuación 13 en la presente contra las fracciones minerales como se calcula de acuerdo con el método, con el índice de fragilidad mostrado en sombras de escala de grises contra las fracciones de calcita e ilita (FIGURA 7A) , cuarzo e ilita (FIGURA 7B) , y calcita y cuarzo (FIGURA 7C) , en donde la flecha en blanco sólida en cada gráfica muestra la dirección de la fracción en aumento del tercer mineral y las flechas negras sombreadas en cada gráfica indican la dirección en la cual los valores del índice de fragilidad cambian gradualmente en la gráfica de los valores más altos cerca de 100 a los valores más bajos aproximadamente 55, de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud.

Las FIGURAS 8A-B muestran el índice de fragilidad calculado por el método para la diagrafía de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple bajo examinación, en donde el índice de fragilidad mostrado en la FIGURA 8A se calcula a partir de la mineralogía de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple (fracciones minerales) mostrada en la FIGURA 6B para las profundidades correspondientes, de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud.

Las FIGURAS 9A-C que muestran la permeabilidad (logaritmo decimal) contra la profundidad de la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple con el límite superior mostrado en la FIGURA 9A, el límite inferior se muestra en la FIGURA 9B, y el promedio se muestra en la FIGURA 9C, de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud.

Las FIGURAS 10A-C muestran gráficas de las curvas de porosidad, permeabilidad, y fragilidad uniforme derivadas a partir de los datos de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple ( "ME-Xray-I") , donde la porosidad se muestra en la FIGURA 10A, la permeabilidad (algoritmo decimal) se muestra en la FIGURA 10B, y el índice de fragilidad contra profundidad se muestra en la FIGURA 10C, de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud.

La FIGURA 11 muestra un atributo de calidad del depósito determinado de acuerdo con la Ecuación 19 en la presente de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud.

La FIGURA 12 muestra un diagrama de proceso de un método de evaluación de depósito de acuerdo con la presente solicitud .

La FIGURA 13 muestra un sistema de acuerdo con un ejemplo de la presente solicitud.

La presente invención se relaciona con métodos para evaluar la calidad del depósito la cual puede estimar propiedades del depósito, tal como una o más de fragilidad del yacimiento, porosidad, contenido de material orgánico, y permeabilidad, sin la necesidad de mediciones físicas de laboratorio detalladas o destrucción de la muestra. Para resolver y evitar problemas de la necesidad de confiar en datos de diagrafía de pozo de alta calidad y análisis de laboratorio detallados para la evaluación del depósito, se utiliza la tecnología de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple para proporcionar densidad volumétrica y entradas de efecto fotoeléctrico (PEF) para su uso en los métodos de la presente aplicación. La tecnología de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple se describe por Derzhi en la Solicitud de Patente de los Estados Unidos Número 13/527,660, la cual se incorpora en su totalidad para referencia en la presente. La formación de imágenes por rayos X de energía múltiple puede aplicarse a un testigo o, en donde un testigo no está disponible, a los sedimentos de la perforación, obturadores u otros tipos de muestras. La formación de imágenes por rayos X de energía múltiple proporciona dos salidas las cuales son la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico. El último (índice de efecto fotoeléctrico) en su mayoría se conduce por la mineralogía y algunas veces se convierte en el número atómico efectivo (Zeff) . La formación de imágenes por rayos X de energía múltiple es rápida y tiene una alta resolución vertical o lateral, además de que puede combinarse con otros datos de escaneo rápido tal como datos de rayos gamma de testigos (GR) y/o rayos gamma espectrales (SGR) , o utilizando datos de otras fuentes tal como análisis de datos de fluorescencia de rayos X (XRF) o difracción de rayos X (XRD) , para agregar otra dimensión del análisis de calidad del depósito.

Específicamente, al tener estimaciones basadas en GR y/o SGR del contenido de arcilla total o arcilla específica y otros tipos de minerales, esta información puede incluirse en la ecuación de balance mineral. Esto permite la estimación de la composición mineral, que- incluye (pero no se limita a) al menos tres minerales (por ejemplo, calcita, cuarzo, e ilita) . Donde SGR proporciona una cuenta mineral detallada, los datos de PEF de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple pueden resolverse para más de tres componentes minerales. Tal evaluación de mineralogía detallada puede llevar a una mejor estimación de fragilidad. También puede ser un instrumento para aumentar la precisión de transformar la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple de densidad volumétrica a porosidad y contenido de querógeno. También puede ayudar a hacer estimaciones de permeabilidad más precisas cuando las diferentes mineralogías (especialmente en arcilla) implican diferente tamaño de grano, un parámetro crucial en la transformación de porosidad a permeabilidad. Aunque los métodos de la presente solicitud se ilustran en la presente en donde los tres minerales son calcita, cuarzo, e ilita, los métodos en la presente no se limitan a esta combinación particular de minerales y pueden aplicarse a otros minerales y combinaciones de los mismos.

Puede utilizarse PEF para obtener mineralogía al escalarla entre dos miembros extremos, por ejemplo, calcita y cuarzo más arcilla. Para agregar la segunda ecuación faltante, la relación entre dos o más materiales contrastantes, tales como arcilla y minerales diferentes a la arcilla, puede utilizarse. Esto puede realizarse, por ejemplo, al analizar las imágenes por SEM (microscopía electrónica de barrido) relevante o al utilizar datos GR obtenidos de los testigos o sedimentos, u otras fuentes.

Una vez que la mineralogía se determina, el índice de fragilidad puede determinarse, el cual, por ejemplo, puede ser alto en donde existe menos arcilla u OM y bajo en donde existe más arcilla u OM. La determinación del índice de fragilidad puede comprender, por ejemplo, determinar el índice de fragilidad desde las propiedades elásticas del sólido calculado desde la composición mineral. El índice de fragilidad puede ser en relación positive al coeficiente de Young y la relación de Poisson. El índice de fragilidad puede estar en relación lineal positiva con el coeficiente de Young y la relación de Poisson.

A continuación, al utilizar la densidad volumétrica de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple, por ejemplo, la porosidad puede determinarse al asumir la proporción entre el querógeno y porosidad. Esto puede realizarse, por ejemplo, al analizar las imágenes del SEM o relacionar el contenido de querógeno con el contenido de mineral radioactivo. A partir del SEM o FIB-SEM, por ejemplo, la porosidad y el contenido orgánico puede obtenerse, pero usualmente el contenido orgánico obtenido es más confiable. En vista de esto, el contenido orgánico puede utilizarse para calcular la porosidad. Puede hacerse a la inversa con el cálculo del contenido orgánico al utilizar la porosidad a partir del SEM o FIB-SEM. También puede basarse en experiencia con diversas formaciones de esquisto o en modelos de conversión de querógeno térmico (Véase, por ejemplo, Módica, C. J. et al., AAPG Bulletin, Jan. 2012, v. 96 no. 1, pp. 87-108). El contenido orgánico de la muestra también puede determinarse utilizando otros métodos, tales como escaneo CT, pirólisis, espectroscopia Infrarroja de Transformada de Fourier (FTIR), y/u otros métodos.

A continuación, la porosidad determinada de este modo puede utilizarse para estimar la permeabilidad. El tamaño de grano, tamaño de poro, o área de superficie especifica, puede venir, por ejemplo, desde imágenes 2D del SEM de las muestras o imágenes 3D del FIB (haz de iones focalizado) del SEM de muestras o porciones seleccionadas de las muestras. La formación de imágenes del SEM puede realizarse, por ejemplo, en una cara de una muestra.

Finalmente, para combinar el índice de fragilidad, porosidad, y permeabilidad, un Índice de calidad del depósito puede determinarse, el cual puede ser alto para fragilidad, porosidad, y permeabilidad alta y bajo en donde estos tres parámetros son pequeños.

Un método alternativo puede incluir el uso de datos proporcionados por herramientas de escaneo gamma espectral. Utilizando estos datos, en particular, la relación de torio (Th) y potasio (K) , las fracciones de ilita y caolinita pueden calcularse, y también la fracción total de arcilla en el testigo, y este valor puede utilizarse en lugar de asumir una relación entre las fracciones de cuarzo e ilita. Un método alternativo puede incluir el uso de datos proporcionados por el análisis de análisis de fluorescencia de rayos X (XRF) o difracción de rayos X (XRD) , el cual se utiliza en lugar de o además de los escaneos por rayos gamma o gamma espectrales para el contenido de arcilla y otros minerales .

Un método alternativo es utilizar cualquiera de las relaciones existentes u obtenidas recientemente (si tal relación existente se basa en experimentos físicos o numéricos) entre la densidad volumétrica y TOC o cualquier contenido elemental (por ejemplo, uranio) y TOC para calcular TOC a partir de las entradas mencionadas en lo anterior.

Los métodos de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple pueden utilizarse en la presente para obtener la densidad volumétrica (RhoB) y el índice de efecto fotoeléctrico (Pef) desde escaneos de energía múltiple de la muestra, por ejemplo, de alta y baja energía, valores de CT, cuyos valores calculados de la densidad volumétrica y Pef pueden utilizarse en los métodos de la presente solicitud tal como se describen en la presente. Los métodos de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple los cuales pueden utilizarse para obtener la densidad volumétrica y el número atómico efectivo o Pef se describen, por ejemplo, por Wellington, S.L. et al., "X-ray Computerized Tomography", JOURNAL OF PETROLEUM TECHNOLOGY, 1987); Siddiqui, A. et al., "Dual-Energy CT-Scanning Applications in Rock Characterization", SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS, 2004, SPE 90520; y la Solicitud de Patente de los Estados Unidos No. 13/527,660, las cuales se incorporan en su totalidad para referencia en la presente. Las etapas generales en un método de análisis utilizando métodos de formación de imágenes por rayos X de energía múltiple para obtener la densidad volumétrica y el número atómico efectivo incluyen, pero no se limitan a i) realizar un escaneo (tal como un escaneo de CT de rayos X de energía doble) del objeto específico, y ii) calcular la densidad y el número atómico efectivo para el objeto específico, basados en los valores de CT de energía alta y baja.

La descripción adicional siguiente puede utilizar una muestra de testigo de pozo completa (por ejemplo testigo completo o testigo redondo) como un ejemplo del objeto específico, pero deberá entenderse que los métodos descritos en la presente aplican no solamente a testigo completo sino a testigos aserrados, testigos cortados o rebanados, obturadores, sedimentos de la perforación, generalmente muestras de roca y a cuerpos porosos en general. Los tipos de roca a los que un método de la presente invención puede aplicarse no se limitan necesariamente a esquisto. La muestra de roca puede ser, por ejemplo, roca de lodo orgánico, esquisto, carbonato, arenisca, caliza, dolomita, otras rocas porosas, o cualquier combinación de las mismas.

La presente invención incluye los siguientes aspectos/modalidades/características en cualquier orden y/o en cualquier combinación: 1. La presente invención se relaciona con un método para evaluar un depósito, que comprende: (a) realizar un escaneo de CT de rayos X de multienergía de una muestra en un intervalo de profundidad en dos o más niveles de energía diferentes; (b) obtener la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico de la muestra utilizando valores de CT obtenidos para los voxeles en la muestra a partir del escaneo de CT de rayos X de multienergía; (c) estimar al menos una propiedad mineral utilizando los datos obtenidos a partir de al menos uno de un escaneo gamma de testigos, un escaneo de rayos gamma espectral, un análisis de fluorescencia de rayos X (XRF) , o un análisis de difracción de rayos X (XRD) de la muestra; y (d) determinar al menos una propiedad de la muestra al combinar la densidad volumétrica, el índice de efecto fotoeléctrico, y al menos una propiedad mineral. 2. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, en donde al menos una propiedad mineral comprende el contenido de arcilla total. 3. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, que además comprende realizar un escaneo gamma de testigos o un escaneo de rayos gamma espectral en la muestra antes de la etapa (c) . 4. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, donde la estimación de al menos una propiedad mineral comprende utilizar los datos de al menos uno del escaneo de rayos gamma o de rayos gamma espectral de la muestra para estimar el contenido de arcilla total, y calcular una composición mineral de la muestra utilizando la estimación de contenido de arcilla total y el índice de efecto fotoeléctrico . 5. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, que además comprende determinar índice de fragilidad de la muestra utilizando la composición mineral. 6. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, donde la determinación del índice de fragilidad comprende determinar el índice de fragilidad a partir de las propiedades elásticas del sólido calculado a partir de la composición mineral. 7. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, donde el índice de fragilidad se encuentra en relación positiva con el coeficiente de Young y la relación de Poisson del sólido. 8. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, donde el índice de fragilidad se encuentra en relación lineal positiva con el coeficiente de Young y la relación de Poisson del sólido. 9. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, que además comprende: utilizar un contenido orgánico obtenido para la muestra y la densidad volumétrica y la composición mineral para calcular la porosidad. 10. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, donde obtener el contenido orgánico de la muestra comprende determinar el contenido orgánico utilizando SEM, escaneo CT, pirólisis, FTIR, o FIB-SEM. 11. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, que además comprende: a) obtener el tamaño de grano, tamaño de poro, o área de superficie especifica; y b) calcular la permeabilidad utilizando la porosidad o tamaño de grano o tamaño de poro o área de superficie especifica. 12. El método de cualquier modalidad/caracteristica/aspecto precedente o siguiente, que además comprende calcular un índice de calidad del depósito utilizando fragilidad y porosidad. 13. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, que además comprende calcular un índice de calidad del depósito utilizando fragilidad, porosidad, y permeabilidad. 14. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, en donde la muestra es un testigo. 15. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, en donde la muestra es un conjunto de sedimentos de perforación. 16. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, en donde la muestra es un obturador. 17. La presente invención se relaciona con un método para evaluar un depósito, que comprende: (a) realizar un escaneo de CT de rayos X de multi-energia de una muestra en un intervalo de profundidad en dos o más niveles de energía diferentes; (b) obtener la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico para la muestra utilizando los valores de CT obtenidos para los voxeles en la muestra a partir del escaneo de CT de rayos X de multi-energía; (c) utilizar los datos de al menos un escaneo de rayos gama, un escaneo de rayos gama espectral, un análisis de fluorescencia de rayos X (XRF) , o un análisis de difracción de rayos X (XRD) de la muestra para estimar el contenido de arcilla total; (d) calcular una composición mineral de la muestra utilizando la estimación del contenido de arcilla total y el índice de efecto fotoeléctrico; (e) determinar el índice de fragilidad de la muestra utilizando la composición mineral; (f) determinar la fracción de querógeno; (g) determinar la porosidad de la muestra utilizando la densidad volumétrica, composición mineral, y la fracción de querógeno; (h) estimar la permeabilidad de la muestra utilizando la porosidad y tamaño de grano, tamaño de poro, o área de superficie especifica; y (i) determinar un índice de calidad del depósito al combinar el índice de fragilidad, porosidad, y permeabilidad. 18. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, en donde el índice de calidad del depósito se encuentra en relación numérica positiva con el índice de fragilidad, porosidad, y permeabilidad. 19. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, en donde la determinación de la composición mineral de la muestra utilizando el índice de efecto fotoeléctrico comprende escalar el índice de efecto fotoeléctrico como una interpolación lineal entre el primer y segundo extremo mineralógicos de la muestra, en donde el primer miembro extremo mineralógico es una mezcla de un primer mineral y un segundo mineral en donde el primer miembro extremo mineralógico tiene un Pe el cual es Pei, y el segundo miembro extremo mineralógico es un tercer mineral el cual tiene un Pe el cual es Pe2 , en donde una fracción /i de volumen del primer miembro extremo mineralógico en una mezcla mineral de la muestra se calcula como fi={Pe2-Pe)/(Pe2-Pei) - 20. El método de cualquier modalidad/caracteristica/aspecto precedente o siguiente, en donde el primer, segundo y tercer minerales son diferentes minerales entre si. 21. El método de cualquier modalidad/caracteristica/aspecto precedente o siguiente, en donde el primer mineral es cuarzo, el segundo mineral es ilita, y el tercer mineral es calcita. 22. El método de cualquier modalidad/caracteristica/aspecto precedente o siguiente, en donde la fracción de cuarzo en el primer miembro extremo mineralógico es fQír y la fracción de ilita es fn = 1 - y en donde las fracciones de volumen del primer mineral, el segundo mineral, y el tercer mineral en la muestra como una totalidad se calculan respectivamente como fQ = /QI/I, /I=(1-foi) fi, fe = 1 - fi, en donde fQ + fi + fc es 1. 23. El método de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, en donde la determinación de la porosidad f de la muestra se calcula como f = [ps-Pb~Xk (ps~Pk) ] /ps-Pb = ¾ + , donde Xs es la fracción de volumen de mineral sólido en toda la muestra y ¿ es la fracción de volumen para querógeno en toda la muestra y ??+?1<+f=1 , en donde la medición de la densidad volumétrica pb, se determina como ph=Xsps+Xkpkl en donde ps es la densidad de la fase sólida y pk es la densidad del querógeno . 24. El método de cualquier modalidad/caracteristica/aspecto precedente o siguiente, en donde la muestra es un testigo o sedimentos de perforación. 25. Un sistema para evaluar un depósito, que comprende : (a) un escaneo de CT de rayos X de multi-energia que tiene una fase capaz de retener una muestra obtenida desde un depósito durante el escaneo del mismo; (b) opcionalmente al menos uno de un escáner gama de testigo, un escáner de rayos gama espectral, un escáner de XRF, o un escáner de XRD; (c) opcionalmente al menos uno de un SEM y un FIB-SEM para la formación de imágenes de una submuestra representativa seleccionada o una porción seleccionada de la misma; y (d) uno o más sistemas de computadora operables para (i) recibir salida de imagen del escáner de CT de rayos X de multi-energia, el escáner gama de testigo, el escáner de rayos gama espectral, el escáner de XRF, el escáner de XRD, el SEM, y el FIB-SE , y para (ii) obtener la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico para la muestra utilizando los valores de CT obtenidos para los voxeles en la muestra a partir del escaneo de CT de rayos X de multi-energía, (iii) estimar al menos una propiedad mineral utilizando los datos obtenidos desde al menos uno de un escaneo gama de testigo, un escaneo de rayos gama espectral, y el análisis de XRF, o un análisis de XRD de la muestra, (iv) determinar al menos una propiedad muestra al combinar la densidad volumétrica, el índice de efecto fotoeléctrico, y al menos una propiedad mineral, y (v) producir los resultados para que al menos un dispositivo muestre, imprima, o almacene los resultados de los cálculos. 26. El sistema de cualquier modalidad/característica/aspecto precedente o siguiente, en donde el sistema es un sistema móvil.

La presente invención puede incluir cualquier combinación de estas diversas características o modalidades anteriores y/o a continuación como como se establece en las oraciones y/o párrafos. Cualquier combinación de características descritas en la presente se considera parte de la presente invención y no se pretende limitación con respecto a las características que pueden combinarse.

La presente invención además se volverá más clara por medio de los siguientes ejemplos, los cuales pretenden ser ejemplares de la presente invención.

EJEMPLOS Datos y Flujo de Trabajo. Las FIGURAS 1-11 muestran resultados de aplicar un método de la presente invención a un testigo de esguisto ejemplar obtenido de un pozo. Las gráficas de profundidad de la densidad volumétrica derivada de la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple (/¾) , el número atómico efectivo (¾//), y el índice de efecto fotoeléctrico (Pe) para un testigo ejemplar bajo examinación se muestran en las FIGURAS 1A-C. Pe se ha calculado a partir de ZE/f con la Ecuación (1) como Pe = (¿¾///10)36. (1) Como se indica, en las FIGURAS 1A-C, las gráficas de profundidad se muestran en la densidad volumétrica derivada de la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple, número atómico efectivo, y el índice de efecto fotoeléctrico para el testigo bajo examinación. Los símbolos negros son para las variables uniformadas por un filtro promedio aritmético que se ejecuta con la longitud de ventana de 50 muestras.

La mineralogía derivada de la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple se calculó al asumir que la medida de Pe es una interpolación lineal entre dos miembros extremos, por ejemplo, un miembro extremo es una mezcla de cuarzo e ilita (miembro extremo "1" cuyo Pe es Pei) mientras que el otro miembro extremo es pura calcita (miembro extremo v2" cuyo Pe es Pe2) , en donde Pe = /iPei+d-/i) (2) donde /i es la fracción de volumen del primer miembro extremo mineralógico en la mezcla mineral.

Continúa a partir de la Ecuación 2 que i = (Pe2 ~ Pe) / (Pe2-Pel) . (3) En la parte superior del testigo, se asume que el primer miembro extremo es la mezcla de 30% ilita y 70% cuarzo, mientras que en la parte inferior, se encuentra la mezcla de 60% ilita y 40% cuarzo. El segundo miembro extremo en ambos intervalos es pura calcita. Los valores de Pe para estos miembros extremos se enlistan en la Tabla 1.

La Tabla 1 muestra números de índice de efecto fotoeléctrico para la mineralogía de miembro extremo asumida aquí .

Tabla 1 Entonces, a continuación se asume que la fracción de cuarzo en el primer miembro extremo es /?? mientras que la fracción de ilita es /?=1-/??· Entonces, la Ecuación 3 puede resolverse para obtener las fracciones de volumen de los tres minerales en una muestra como /0=/Ci/i, fx = (l-/¡?i)/i, fc = (4) donde ahora fQ es el contenido de cuarzo de volumen en toda la muestra, fi es el mismo para ilita, y fc es el mismo para calcita. fg+fi+fc = Finalmente, las Ecuaciones 3 y 4 pueden combinarse para obtener fü=fü\ Las fracciones minerales resultantes (uniformadas) se grafican contra profundidad en la FIGURA 2. En la FIGURA 2, las fracciones minerales, de acuerdo con la Ecuación 5, contra profundidad, se muestran en donde las gráficas para calcita; cuarzo; e ilita se identifican. Las curvas en la FIGURA 2 se uniforman por un filtro de 50 puntos.

La densidad de la fase sólida (/¾) se ha calculado a partir de estas fracciones minerales como Ps = ÍQPQ + fipi + íepe, (6) donde las densidades de cuarzo puro, ilita, y calcita son, respectivamente, ¾ = 2.65 g/cc, pIr = 2.53 g/cc, y pc = 2.71 g/cc. Esto se gráfica contra la profundidad en la FIGURA 3, la cual muestra la densidad de fase sólida, en donde las curvas se uniforman por un filtro de 50 puntos.

Una curva alternativa para px = 2.63 g/cc asumida se gráfica en la misma figura. Los mismos datos se re-grafican en la FIGURA 4 pero con la curva de densidad volumétrica de formación de imágenes de rayos X de energía múltiple dada para referencia. Es decir, la FIGURA 4 es la misma como la FIGURA 3 pero con la curva de densidad volumétrica uniformada (gráfica inferior) agregada para referencia.

Cálculos de Porosidad. La FIGURA 5 muestra las fracciones de porosidad y querógeno (volumen) basadas en 2D-SEM en donde diez obturadores se seleccionan para esta ilustración. Los valores gráficos también se enlistan en la Tabla 2. En la FIGURA 5, la porosidad basada en SEM (gráfica inferior) y la fracción de volumen de querógeno (gráfica superior) , en donde las líneas de conexión son interpolaciones lineales simples.

Como se indica, la Tabla 2 muestra fracciones de querógeno y porosidad basada en SEM para los diez obturadores bajo examinación. Las diferentes profundidades indicadas en la Tabla 2 corresponden a uno diferente de los diez obturadores indicados. Los valores de las profundidades en la Tabla 2 se normalizan en donde "X" es el mismo número.

Tabla 2 La densidad volumétrica medida es la suma de las densidades contribuidas por el mineral sólido, querógeno, y el fluido en los poros. Si se asume que los poros se encuentran vacíos, el último término se vuelve cero. Por lo tanto, p„=Xsps+Xkpk, (7) donde Xs es la fracción de volumen de mineral sólido en toda la roca y ¾ es la misma para querógeno. También, pk es la densidad de querógeno, y la densidad de la fase sólida es ps. Es necesario que X,+Xk+<t> = l (8) donde f es la porosidad.

A continuación, al combinar la Ecuación 7 y 8, la porosidad es *=[? -? - *(? -?)]/?· (9) Puede asumirse que ¾ en todo el intervalo bajo examinación se da por la curva de interpolación mostrada en la FIGURA 5. Entonces, al utilizar la Ecuación 9, la porosidad puede calcularse al utilizar ambas curvas ps mostradas en la FIGURA 3. Los resultados se comparan con la porosidad derivada de SEM en las FIGURAS 6A-B asumiendo que la densidad del querógeno pk = 1.00 g/cc. Los valores de porosidad que caen por debajo de cero se corrigen para ser exactamente cero. Las FIGURAS 6A-B muestran, porosidad basada en la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple como se calcula a partir de la Ecuación 9 utilizando las curvas de densidad de fase sólida mostradas en la FIGURA 3 y asumiendo que la densidad de querógeno es de 1.00 g/cc. La gráfica en la FIGURA 6A es para la densidad de fase sólida calculada utilizando la densidad 2.53 g/cc de ilita mientras que la gráfica en la FIGURA 6B es para la curva de densidad de fase sólida alternativa calculada utilizando la densidad 2.63 g/cc de ilita. La porosidad basada en SEM se muestra como estrellas. índice de Fragilidad. El cálculo del índice B de fragilidad puede basarse en la capacidad de cuantificar los tres componentes en la fase mineral: arcilla, cuarzo, y calcita. En este caso, la arcilla es ilita.

Primero, el volumen efectivo y los coeficientes de corte de la matriz sólida (Ks y Gs, respectivamente) se calculan a partir del promedio de Hill de los coeficientes de los tres componentes minerales individuales como donde fQl fc, y /i son las fracciones de volumen de cuarzo, calcita, e ilita en la matriz, respectivamente (como se define en lo anterior en este documento) ; KQ, KCF y KIR son los coeficientes de volumen de estos minerales individuales, y GQ, GC, y GX, son su coeficiente de corte. Estos coeficientes de elasticidad individuales se enlistan en la Tabla 3. Alternativamente, cualquier método para calcular el volumen efectivo y los coeficientes de corte de la cara mineral puede utilizarse, tal como los limites de Hashin-Shtrikman .

La Tabla 3 muestra los coeficientes de elasticidad y densidades de los minerales individuales utilizados en los cálculos de la fragilidad.

Tabla 3 La siguiente etapa es calcular el coeficiente de Young ES ( Pa) y la relación de Poisson vs de la matriz mineral al utilizar las ecuaciones de elasticidad estándar v= 2K<-2G° . (11) Estos coeficientes de elasticidad son nuestras representaciones para los coeficientes de elasticidad utilizados tradicionalmente en los cálculos de la fragilidad.

A continuación, se introducen nuevas variables Es y vB para la normalización ad-hoc de Es y vs como sigue EB = Es/50, i¾=v,/0.8, (12) donde Es se encuentra en GPa. A continuación, el índice B de fragilidad se introduce como B = 47A67(EB + vB). (13) Estos números específicos se seleccionan para producir un máximo de B = 100 lo cual ocurre a aproximadamente 40% de cuarzo, 60% de calcita y cero ilita. B = 98.833 para calcita pura; 94.697 para cuarzo puro; y 52.302 para ilita pura. El valor "47.467" en la ecuación (13) puede aproximarse como aproximadamente 47.

Los diagramas para B contra las fracciones minerales cuando se calculan de acuerdo con este método se muestran en las FIGURAS 7A-C. En las FIGURAS 7A-C, el índice de fragilidad se muestra sombreado contra las fracciones de calcita e ilita (FIGURA 7A) , cuarzo e ilita (FIGURA 7B) , y calcita y cuarzo (FIGURA 7C) . La flecha sólida en cada gráfica muestra la dirección de la fracción en aumento del tercer mineral, y las flechas negras sombreadas en cada gráfica indican la dirección en la que los valores del índice de fragilidad cambian gradualmente en la gráfica de los valores más altos cercanos a 100 a los valores más bajos gue se aproximan a 55.

El índice de fragilidad calculado por este método para la diagrafía de formación de imagen por rayos X de energía múltiple bajo examinación se muestra en las FIGURAS 8A-B. Estas figuras muestran índice de Fragilidad (FIGURA 8A) se calcula a partir de la mineralogía de formación de imagen de rayos X de energía múltiple (FIGURA 8B) .

Porosidad y Permeabilidad. El método para estimar la permeabilidad k de una imagen segmentada de 2D se basa, por ejemplo, en calcular la porosidad f y el área de superficie específica s de la imagen y entonces aplicar la ecuación de Kozeny-Carman £ = 0.5{í3/(íV)( (14) donde la tortuosidad t se asume como una función de la porosidad. Su límite superior es t+ =0.4038(1 +1/ (15) mientras su límite inferior es r =0.4470^'2. (16) La Ecuación 14 combinada con la Ecuación 15, dará el límite de permeabilidad inferior mientras la Ecuación 14 combinada con la Ecuación 16 dará el límite de permeabilidad superior .

Desde luego, el área de superficie específica no se encuentra disponible desde la formación de imágenes de rayos X de energía múltiple. Para eludir este problema, se introduce un parámetro teórico, el tamaño d de grano y se asume que este tamaño de grano en un intervalo de profundidad es consistente con el calculado en un una porción de 2D representativa a partir de su porosidad y área de superficie específica como ¿=6(1- /*. (17) Como un resultado, la Ecuación 14 se vuelve El tamaño d de grano calculado en diversas imágenes 2D SEM desde un pozo varía entre 1.0e-7 y 2. Oe-7 m (lxlO-7 a 2xl0~7 m) . En el presente ejemplo se selecciona d = 1.5e-7 m = 150 nm para todo el intervalo bajo examinación. La Ecuación 18 junto con las Ecuaciones 15 y 16 se aplican a todo el intervalo al utilizar la curva de porosidad mostrada en la FIGURA 6A. Los resultados se muestran en las FIGURAS 9A-C para los límites de permeabilidad superior e inferior así como para su media. En las FIGURAS 9A-C, la permeabilidad (logaritmo decimal) contra la profundidad a partir de la formación de imágenes por rayos X de energía múltiple se muestra para el límite superior (FIGURA 9A) , el límite inferior (FIGURA 9B) , y la media (FIGURA 9C) . La permeabilidad puede determinarse por cualquier otra ecuación de permeabilidad empírica o teórica que utilice porosidad, tamaño de grano o tamaño de poro o área de superficie específica .

Atributo de Resumen. En las FIGURAS 10A-C, las curvas de porosidad, permeabilidad, y fragilidad uniformadas derivadas aquí a partir de los datos de formación de imágenes de rayos x de energía múltiple se grafican. En las FIGURAS 10A-C, la porosidad (FIGURA 10A) , permeabilidad — logaritmo decimal (FIGURA 10B) , y el índice de fragilidad (FIGURA 10C) , se grafican contra la profundidad.

Un atributo de calidad del depósito se crea el cual aumenta al aumentar la porosidad, permeabilidad, y fragilidad como, por ejemplo, ? = \ + · log(fr £/20. (19) la FIGURA 11 muestra un atributo de calidad de depósito determinado de acuerdo con la Ecuación 19.

La FIGURA 12 muestra un diagrama de proceso de un método de evaluación del depósito de la presente aplicación. Las etapas 101-113 del método que se muestran como flujo 100 de proceso se ilustran en la FIGURA 12. Diversas opciones de corriente de flujo de proceso se incluyen y se encuentran disponibles, tales como las indicadas por 121-130. Con respecto a las etapas 108, 109, y 110, por ejemplo, se observa que a partir de SEM o FIB-SE u otras fuentes, la porosidad y el contenido orgánico pueden obtenerse, aunque usualmente el contenido orgánico es más confiable. En vista de esta razón, el contenido orgánico se ilustra en la presente utilizado para calcular la porosidad, aunque el método no se limita a este planteamiento. Lo opuesto puede realizarse, por ejemplo, en donde el contenido orgánico se calcula al utilizar la porosidad a partir de SEM o FIB-SEM u otras fuentes.

La presente invención también se relaciona con un sistema para proporcionar la estimación de propiedades del depósito, tales como la fragilidad del yacimiento, porosidad, contenido de material orgánico, y/o permeabilidad sin la necesidad de mediciones físicas de laboratorio detalladas o destrucción de la muestra, tal como de acuerdo con los procesos mostrados en las FIGURAS 1-12. Como se ilustra en la FIGURA 13, por ejemplo, el sistema 1000 puede incluir una recolección de muestra y/o la estación 1001 de preparación, al menos un escáner 1002 de CT de multi-energía, opcionalmente un escáner gama de testigo, un escáner de rayos gama espectral, un escáner de fluorescencia de rayos X (XRF) , y/o un escáner 1005 de difracción de rayos X (XRD) , y opcionalmente al menos uno de un SEM 1006 y un FIB-SEM 1007. Uno o más sistemas 1004 de cómputo pueden proporcionarse para captura y procesamiento de los datos de imagen desde el escáner 1002 de CT de multi-energía, y si se utiliza, el escáner gama de testigo, escáner de rayos gama espectral, escáner de XRF, escáner de XRD 1005, el SEM 1006 y/o el FIB-SEM 1007, y para producir los resultados a al menos un dispositivo 1011 de salida para mostrar, imprimir, o almacenar los resultados, o cualquier combinación de estos, del procesamiento de imagen y los cálculos de un método de la presente aplicación. El sistema 1004 de cómputo puede configurarse, por ejemplo, para recibir la salida de imagen desde al menos una o todas las salidas 1003 de imagen desde el escáner 1002 de CT multi-energia, la salida 1008 desde el escáner gama de testigo, escáner de rayos gama espectral, escáner de XRF y/o escáner 1005 de XRD si se utiliza, la salida 1009 de imagen desde el SEM 1006 si se utiliza, y la salida 1010 de imagen desde el FIB-SEM 1007 si se utiliza. Los programas de computadora utilizados para el análisis de imágenes y los cálculos pueden almacenarse, como un producto de programa, en al menos un medio de almacenamiento utilizado por computadora no transitorio (por ejemplo un disco duro, un dispositivo de memoria flash, un disco compacto, una cinta/disco magnético, u otro medio) asociado con al menos un procesador (por ejemplo, un CPU) el cual se adapta para ejecutar los programas, o puede almacenarse en un medio de almacenamiento que puede utilizable por la computadora no transitorio en el cual puede accederse con el procesador de la computadora. El sistema de la presente aplicación puede ubicarse y utilizarse fuera del sitio o en el sitio con respecto a donde se obtienen las muestras. Si se utiliza fuera del sitio, las muestras pueden transportarse a la ubicación donde el sistema se ubica. Si se utiliza en el sitio, el sistema opcionalmente puede utilizarse en un alojamiento móvil tal como un remolque, una camioneta, autobús, o dispositivo similar, de manera que puede transportarse al sitio de un pozo u otra ubicación fuente de la muestra y el análisis se ejecuta en el sitio. El sistema de la presente aplicación puede ser fijo, semi-fijo, o sistema móvil.

Se incorporan específicamente todos los contenidos de las referencias citadas en esta descripción. Además, cuando se da una cantidad, concentración u otro valor o parámetro ya sea como un margen, margen preferido, o una lista de valores preferibles superiores y valores preferibles inferiores, se entenderá que específicamente se describen todos los márgenes formados a partir de cualquier par de cualquier límite de margen superior o un valor preferido y cualquier límite de margen inferior o valor preferido, no obstante de si los márgenes se describen de forma separada. Cuando un margen de valores numéricos se enumera en la presente, a menos de que se establezca de otra forma, el margen pretende incluir los criterios de valoración del mismo, y todos los enteros y fracciones dentro del margen. No se pretende que el alcance de la invención se limite a los valores específicos enumerados cuando se define un margen.

Otras modalidades de la presente invención serán evidentes para aquellos con experiencia en la técnica a partir de la consideración de la presente especificación y la práctica de la presente invención descrita en la presente. Se pretende que la presente especificación y los ejemplos se consideran como ejemplares solamente con un alcance y espíritu verdadero de la invención indicándose por las siguientes reivindicaciones y equivalentes de las mismas.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para evaluar un depósito, caracterizado porque comprende: (a) realizar un escaneo de CT por rayos X de multienergia de una muestra en un intervalo de profundidad en dos o más niveles de energía diferentes; (b) obtener la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico para la muestra utilizando los valores de CT obtenidos para los voxeles en la muestra a partir del escaneo de CT por rayos X de multienergia; (c) estimar al menos una propiedad mineral utilizando los datos obtenidos desde al menos uno de un escaneo gamma de testigo, un escaneo de rayos gamma espectral, un análisis de fluorescencia de rayos X (XRF) , o un análisis de difracción de rayos X (XRD) de la muestra; y (d) determinar al menos una propiedad de la muestra para combinar la densidad volumétrica, el índice de efecto fotoeléctrico, y al menos una propiedad mineral.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque al menos una propiedad mineral comprende EL contenido de arcilla total.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende realizar un escaneo gamma de testigo o un escaneo de rayos gamma espectral en la muestra antes de la etapa (c) .

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la estimación de al menos una propiedad mineral comprende utilizar los datos de al menos uno de un escaneo de rayos gamma o de rayos gamma espectral de la muestra para estimar el contenido de arcilla total, y calcular una composición mineral de la muestra utilizando la estimación de contenido de arcilla total y el índice de efecto fotoeléctrico.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque comprende determinar el índice de fragilidad de la muestra utilizando la composición mineral .

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la determinación del índice de fragilidad comprende determinar el índice de fragilidad a partir de las propiedades elásticas del sólido calculado desde la composición mineral.

7. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el índice de fragilidad se encuentra en relación numérica positiva con el coeficiente de Young y la relación de Poisson.

8. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el índice de fragilidad se encuentra en relación numérica lineal positiva con el coeficiente de Young y la relación de Poisson.

9. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque comprende utilizar un contenido orgánico obtenido para la muestra y la densidad volumétrica y la composición mineral para calcular porosidad.

10. El método de conformidad con la reivindicación 9, donde obtener el contenido orgánico de la muestra comprende determinar el contenido orgánico utilizando SEM, escaneo de CT, pirólisis, FTIR, o FIB-SEM.

11. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque comprende: a) obtener el tamaño de grano o el tamaño de poro, o el área de superficie especifica; y b) calcular la permeabilidad de la muestra utilizando la porosidad, o el tamaño de grano o el tamaño de poro o el área de superficie específica.

12. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque comprende calcular el índice de calidad del depósito de la muestra utilizando la fragilidad y porosidad.

13. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado además porque comprende calcular el índice de calidad del depósito de la muestra utilizando fragilidad, porosidad, y permeabilidad.

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la muestra es un testigo.

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la muestra es un conjunto de sedimentos de la perforación.

16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la muestra es un obturador.

17. Un método para evaluar un depósito, caracterizado porque comprende: (a) realizar un escaneo de CT por rayos X de multienergía de una muestra en un intervalo de profundidad en dos o más niveles de energía diferentes; (b) obtener la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico para la muestra utilizando los valores de CT obtenidos para los voxeles en la muestra desde el escaneo de CT por rayos X de multienergía; (c) utilizar los datos de al menos uno de un escaneo de rayos gamma, un escaneo de rayos gamma espectral, un análisis de fluorescencia de rayos X (XRF) , o un análisis de difracción de rayos X (XRD) de la muestra para estimar el contenido de arcilla total; (d) calcular una composición mineral de la muestra utilizando la estimación de contenido de arcilla total y el índice de efecto fotoeléctrico; (e) determinar el índice de fragilidad de la muestra utilizando la composición mineral; (f) determinar la fracción de querógeno; (g) determinar la porosidad de la muestra utilizando la densidad volumétrica, la composición mineral, y la fracción de querógeno; (h) estimar la permeabilidad de la muestra utilizando la porosidad y el tamaño de grano, el tamaño de poro, o el área de superficie especifica; y (i) determinar un índice de calidad del depósito para combinar el índice de fragilidad, porosidad, y permeabilidad .

18. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el índice de calidad del depósito se encuentra en relación numérica positiva con el índice de fragilidad, porosidad, y permeabilidad.

19. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la determinación de la composición mineral de la muestra utilizando el índice de efecto fotoeléctrico comprende escalar el índice de efecto fotoeléctrico como una interpolación lineal entre el primer y segundo miembros extremos mineralógicos de la muestra, en donde el primer miembro extremo mineralógico es una mezcla de un primer mineral y un segundo mineral donde el primer miembro extremo mineralógico tiene un Pe el cual es un Pel, y el segundo miembro extremo mineralógico es un tercer mineral el cual tiene un Pe el cual es Pe2, donde una fracción de volumen fi del primer miembro extremo mineralógico en una mezcla mineral de la muestra se calcula como fi=(Pe2-Pe)/(Pe2~ Pel) ¦

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el primer, segundo y tercer minerales son minerales diferentes entre sí.

21. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el primer mineral es cuarzo, el segundo mineral es ilita, y el tercer mineral es calcita pura .

22. El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque la fracción de cuarzo en el primer miembro extremo mineralógico es †Q\ y la fracción de ilita es /n = 1 - oí, y en donde las fracciones de volumen del primer mineral, el segundo mineral, y el tercer mineral en la muestra como un entero se calcula respectivamente como fQ = ÍQifi, fit fe = 1 - /ir en donde fQ + x + fc es 1.

23. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la determinación de la porosidad f de la muestra se calcula como f = [ps-pb~Xk (ps~pk) ] /ps'Pb = XsPs + XkPki donde Xs es la fracción de volumen del mineral sólido en toda la muestra y Xk es la fracción de volumen para el querógeno en toda la muestra y s+ jt+^=1, en donde la medición de la densidad volumétrica obedece a la relación pb=Xsps+Xkpk, en donde ps es la densidad de la fase sólida y Pk es la densidad de querógeno.

24. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la muestra es un testigo o un conjunto de sedimentos de la perforación o un obturador.

25. Un sistema para evaluar un depósito, caracterizado porque comprende: (a) un escáner de CT por rayos X de multienergia que tiene una fase capaz de mantener una muestra obtenida de un depósito durante el escaneo de la misma; (b) opcionalmente al menos uno de un escáner gamma de testigo, un escáner de rayos gamma espectral, un escáner XRF, o un escáner XRD; (c) opcionalmente al menos uno de un SEM y un FIB-SEM para la formación de imágenes de una submuestra representativa seleccionada o una porción seleccionada de los mismos; y (d) uno o más sistemas de computadora que pueden operarse para (i) recibir la salida de imagen del escáner de CT por rayos X de multienergia, el escáner gamma de testigo, el escáner de rayos gamma espectral, el escáner XRF, el escáner XRD, el SEM, y el FIB-SEM, y para (ii) obtener la densidad volumétrica y el índice de efecto fotoeléctrico para la muestra utilizando los valores de CT obtenidos para los voxeles en la muestra desde el escaneo de CT por rayos X de multienergia, (iii) estimar al menos una propiedad mineral utilizando los datos obtenidos desde al menos uno de un escaneo gamma de testigo, un escaneo de rayos gamma espectral, un análisis XRF, o un análisis XRD de la muestra, (iv) determinar al menos una propiedad de la muestra al combinar la densidad volumétrica, el índice de efecto fotoeléctrico, y al menos una propiedad mineral, y (v) producir los resultados para que al menos un dispositivo muestre, imprima o almacene los resultados de los cálculos.

26. El sistema de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el sistema es un sistema móvil.