NO20101221L

NO20101221L - Metode for logging av en bronn ved hjelp av et termisk neutronabsorberende materiale

Info

Publication number: NO20101221L
Application number: NO20101221A
Authority: NO
Inventors: Jr Harry D Smith; Robert Duenckel; Michael P Smith
Original assignee: Carbo Ceramics Inc
Priority date: 2008-02-20
Filing date: 2010-09-02
Publication date: 2010-09-02
Also published as: CA2715622C; EA201001336A1; CN102007267B; AU2009215761A1; BRPI0907576B1; EA201001336A8; NO343859B1; EP2252766A1; CA2715622A1; MX2010009261A; AU2009215761B2; WO2009105306A1; EP2252766A4; US8100177B2; DK2252766T3; US20090205825A1; CN102007267A; BRPI0907576A2; EP2252766B1; EA017285B1

Abstract

Metode for å bestemme lokaliseringen og høyde av en fraktur i en undergrunnsformasjon ved anvendelse av nøytron emitterende loggeverktøy. Metoden omfatter opptak av et pre-fraktur datasett, frakturering av formasjonen med en oppslemning som omfatter et bulkproppmateriale "proppant" dopet med et høyt termisk nøytron absorberende tverrsnitt materiale, opptak av et post-fraktur datasett, sammenligning av datasettene før og etter frakturering for å bestemme lokasjonen av bulkproppmateriale og korrelasjon av lokasjonen av bulkproppmateriale mot dybdemåling av borehullet for å bestemme lokaliseringen og høyden til fraksjonen. Ved anvendelse av PNC-verktøyet er det også mulig å bestemme hvorvidt bulkproppmateriale er lokalisert i frakturen, i borehullet i nabostilling til frakturen eller i begge. Metoden kan også omfatte en rekke loggingsprosedyrer etter frakturering anvendt for å bestemme ulike frakturer og produksjonskarakteristika i formasjonen.

Description

METODE FOR LOGGING AV EN BRØNN VED HJELP AV ET TERMISK

NØYTRONABSORBERENDE MATERIALE

BAKGRUNN

Foreliggende oppfinnelse angår hydrauliske fraktureringsoperasjoner og mer spesifikt metoder for å identifisere en fremkalt undergrunnsformasjonsfraktur ved anvendelse av nøytron emisjons-basert loggeverktøy.

For mer effektivt å produsere hydrokarboner fra nedihullsformasjoner og spesielt i formasjoner med lav porøsitet og/eller lav permeabilitet er fremkalt frakturering (betegnet "frac operasjoner", "hydraulisk frakturering" eller enkelt "fracing") av hydrokarboninneholdende formasjoner en vanlig anvendt teknikk. I en typisk frac operasjon pumpes fluider nedihulls under høyt trykk noe som forårsaker dannelse av frakturer rundt borehullet hvilket gir høy permeabilitetskanaler som fremmer strømmen av hydrokarboner inn i borehullet. Disse frac operasjoner kan utføres i horisontale, skråborede så vel som i vertikale borehull og både i uforede brønner og i forede brønner ved perforering.

I forede borehull i vertikal brønner kan for eksempel høyttrykksfluider eksitere borehullet via perforeringer gjennom foringen og omsluttende sement og forårsake frakturering i formasjonen, normalt i tynne, generelt vertikale skikt-lignende frakturer i de dypere formasjoner hvor olje og gass normalt forekommer. Disse fremkalte frakturer strekker seg generelt sidelengs over en betydelig distanse fra brønnen inn i de omgivende formasjoner og strekker seg vertikalt til frakturen når en formasjon som ikke lett fraktureres over og/eller under de ønskede frac intervaller. Retningene for maksimalt og minimalt horisontalt stress i formasjonen bestemmer den azimutiske orientering for den fremkalte fraktur. Normalt, om fluidet, noen ganger betegnet som oppslemning, som pumpes nedihulls ikke inneholder faste stoffer som fastner i frakturene når trykket i fluid reduseres, vil frakturen igjen lukkes og mesteparten av gevinsten ved permeabilitetskanalene tapes.

Disse faste stoffer, betegnet bulkproppmateriale, er generelt sammensatt av sandkorn eller keramiske partikler og fluidet anvendt for å pumpe disse faste stoffer nedihulls er vanligvis utformet for å være tilstrekkelige viskøse slik at bulkproppmaterialpartiklene forblir i fluidet under transport nedihulls og ut i den fremkalte fraktur. Forut for dannelse av de frakturerte formasjoner anvendes materialer betegnet som "breakers", som også pumpes nedihulls i frac-fluid oppslemningen, for å redusere viskositeten til frac-fluidet etter en ønsket tidsforsinkelse, hvilket gjør at disse fluider lett kan fjernes fra frakturen under produksjon og etterlater bulkproppmaterialpartikler på plass i den fremkalte fraktur og dermed forhindrer disse å lukkes og hovedsakelig forhindrer produksjonsfluidstrøm igjennom disse.

Bulkproppmaterialet kan også plasseres i den fremkalte fraktur med et lav viskositetsfluid i fraktureringsoperasjoner referert til som "vann fracs". Fraktureringsfluidet i vann fracs er vann med lite eller ingen polymer eller andre additiver. Vann fracs er fordelaktig på grunn av de lavere kostnader for det anvendte fluidet. Også ved anvendelse av kryssbundne polymerer er det essensielt at breakers er effektive. Hvis ikke kan ikke fluidene gjenvinnes effektivt fra frakturene hvilket begrenser strømmen av formasjonsfluider. Vann fracs er ikke avhengig av effektiviteten til breakers fordi fluidet ikke er kryssbundet.

Bulkproppmateriale normalt anvendt er naturlig forekommende sand, harpiksbelagt sand og keramisk bulkproppmateriale. Keramisk bulkproppmateriale fremstilles typisk fra naturlig forekommende materialer så som kaolin og bauxitiske leirer og gir flere fordeler sammenlignet med sand eller harpiksbelagt sand hovedsakelig som et resultat av kompressjonsstyrken for de fremstilte keramer og deres høyt sfæriske partikkelkonfigurasjon.

Selv om fremkalt frakturering er et svært effektivt verktøy ved fremstilling av hydrokarbonreservoarer er det allikevel normalt et behov for å bestemme områdene som er frakturert etter fullførelse av frac operasjonen. Det er mulig at det er soner i det ønskede fraktur-områder som ikke er effektivt frakturert, enten på grunn av uregelmessigheter i formasjonen eller problemer i borehullet, så som ineffektive eller blokkerte perforeringer. Det er også ønskelig å vite om frakturen strekker seg vertikalt over hele det ønskede frakturområdet (områdene) og hvorvidt noen fraktur(er) er forlenget vertikalt utenfor det ønskede området. I det sistnevnte tilfelle ville den resulterende vann produksjon hvis frakturen var forlenget inn i en vannbærende sone være svært uønsket. I alle disse situasjoner ville kunnskap til lokasjonen både av de frakturerte og ikke-frakturerte soner være meget nyttig for planlegging av avhjelpende operasjoner i brønnen og/eller ved utnyttelse av informasjonen for planlegging av frac jobber i fremtidige kandidatbrønner.

Der er mange tidligere anvendte metoder til hjelp med å lokalisere med hell frakturerte områder og utstrekningen av frakturen ved frac-operasjoner. For eksempel har akustiske brønnlogger vært anvendt. Akustiske brønnlogger er sensitive for tilstedeværelsen av frakturer siden frakturer påvirker hastighetene og størrelsen til kompresjons- og skjær-akustiske bølger gjennom formasjonen. Imidlertid er disse loggene også påvirket av mange andre parametere, så som stentype, formasjonsporøsitet, poregeometri, borehulltilstanden og tilstedeværelse av naturlige frakturer i formasjonen. En annen tidligere anvendt akustisk-basert frakturdeteksjonsteknologi er anvendelse av "crack noise", hvor en akustisk transduser plassert nedihulls umiddelbart etter frac-jobben lytter etter signaler fra frakturen når disse lukkes etter at frac-trykket oppheves. Denne teknikken har kun hatt begrenset suksess noe som skyldes: (1) logistiske og mekaniske problemer forbundet med det å ha sensorer på stedet under frac-operasjonen siden sensoren må aktiveres nesten umiddelbart etter at frac-operasjon er avsluttet og (2) teknikken anvender støyen dannet når frakturen lukkes, og dermed effektive frakturer, som er de som proppes åpne for å forhindre lukning derav. Disse genererer ofte ikke støysignaler som lett kan detekteres i motsetning til signaler fra ikke-proppede frakturer, som kan generere misvisende resultater.

En rekke (array) av vippe ("tilt") metere på overflaten har også tidligere vært anvendt for å bestemme tilstedeværelsen av undergrunns frakturer. Disse sensorene kan detektere svært små endringer i konturene på jordens overflate over formasjoner som fraktureres og disse endringer over en array kan ofte tolkes for å lokalisere frakturerte områder. Denne teknikk er svært dyr å implementere og har normalt ikke den vertikale oppløsningen egnet for å identifisere hvilke soner i frac-området som er frakturert og hvilke soner som ikke er, ei heller kan denne metoden effektivt bestemme om frakturen er forlenget vertikalt utenfor det ønskede vertikale frakturområdet (områdene).

Mikroseismisk verktøy har også tidligere vært anvendt for kartlegging av frakturlokasjoner og geometrier. Ved denne frakturlokasjonsmetode blir en mikroseismisk array plassert i en sideliggende brønn nær brønnen som skal fraktureres hydraulisk. Under frac operasjonen opptar det mikroseismiske verktøyet mikroseismikk som er et resultat av fraktureringsoperasjonen. Ved å kartlegging lokaliseringen av mikroseismikken er det mulig å bedømme høyden og lengden av den fremkalte frakturen. Imidlertid er denne prosessen kostbar og krever en nært tilgjengelig side-brønn.

Andre typer av tidligere anvendte fraktur lokaliseringsdeteksjonsteknikker anvender nukleære loggemetoder. En første slik nukleær loggemetode anvender radioaktive materialer som blir blandet ved brønnen med bulkproppmaterialet og/eller frac-fluid like før bulkproppmaterialet og/eller frac-fluid pumpes ned i brønnen. Etter slik pumping beveges et loggeverktøy gjennom brønnen for å detektere og registrere gammastråler emittert fra det radioaktive materialet tidligere plassert nede i hullet og de registrerte radioaktivitetsrelaterte data tolkes for å detektere frakturlokasjonene. En annen tidligere anvendt nukleær loggemetode utføres ved å pumpe én eller flere stabile isotoper nedihulls med bulkproppmaterialet i frac-oppslemningen, hvilke isotopmaterialer er i stand til å aktiveres (dvs. gjort radioaktiv) ved en nøytron-emitterende del av et loggeverktøy kjørt nedihulls etter frac-prosessen. En spektroskopisk gammastråledetektor-del av verktøyet detekterer og registrerer gammastråler fra den resulterende nedbrytning av de tidligere aktiverte "tracer" materialkjerner idet verktøy passerer det aktiverte materialet. Gammaspektra analyseres deretter for å identifisere de aktiverte kjerner og således frac-sonene.

En eller begge disse tidligere anvendte nukleær-baserte teknikker for lokalisering av undergrunns frakturer har mange kjente begrensninger og ulemper som omfatter:

1. Behovet for å pumpe radioaktivt materiale nedihulls

eller å skape radioaktivitet nede i hullet ved å aktivere tidligere ikke-radioaktivt materiale i brønnen;

2. Kravet om kompleks og/eller høy oppløsnings

gammastråle spektroskopi-detektorer og spektraldata analysemetoder;

3. Uønskelig grunn dybde av

frakturundersøkelsesevne;

4. Mulige farer som er et resultat av tilbakestrøm til

overflaten av radioaktivt bulkproppmateriale eller fluider;

5. Potensiale for radioaktiv forurensning av utstyr i

brønnområdet;

6. Behovet for å fremstille bulkproppmaterialet ved

brønnen for å unngå en uønsket mengde av radioaktive nedbrytnings bulkproppmaterialer før anvendelse av brønnloggingsprosedyrer;

7. Muligheten for å ha et overskudd av radioaktive

materialer på overflaten som kan ikke anvendes i en annen brønn;

8. Kravet om spesialisert loggeverktøy som er

uønskelig kostbart å bruke;

9. Kravet om uønskelig langsom

loggeverktøybevegelseshastigheter gjennom brønnen;

og

10. Behovet for sofistikert gammastråle spektral

tolkning ("deconvolution") eller andre komplekse dataprosesseringsprosedyrer.

Som kan sees fra foregående eksisterer et behov for undergrunns frakturlokasjondeteksjonsmetoder som avhjelper minst noen av ovennevnte problemer, begrensninger og ulemper forbundet med tidligere anvendt frakturlokasjonsdeteksjonsteknikker som generelt beskrevet ovenfor.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

FIG. 1 er et skjematisk diagram for et borested frac oppsett.

FIG. 2 er et skjematisk bilde som viser logging av en nedihullsformasjon inneholdende fremkalt fraktur. FIGURENE 3A og 3B er planoversikter fra orienteringen av Z-aksen med hensyn til "para" og "perp" verktøy plaseringsgeometrier i forhold til frakturen. FIGURENE 4A-4F er kurver for tre detektorer modellert i ulike lokasjoner (nær, fjernt, ekstrafjernt) på et kompensert nøytronverktøy som viser nøytron tellehastighetssensitivitet som en funksjon av frakturbredde og borkarbid (B4C) konsentrasjon i bulkproppmaterialet. FIGURENE 4 G-4L tilsvarer FIGURENE 4A-4F, med gadoliniumoksid (Gd203) isteden for B4C som det høyt oppfangende tverrsnittsmateriale i bulkproppmaterialet. FIGURENE 5A og 5B er kurver som viser dybden av målingene ved anvendelse av to detektorer ved ulike lokasjoner (nær og fjærnt) på et kompensert nøytronverktøy. FIG. 5A er en kurve av nær og fjern detektor tellehastigheter som en funksjon av den modellerte ytre radius av formasjonen inneholdende en fraktur. FIG. 5B er en kurve av nær og fjern detektor tellehastigheter modellert for et kompensert nøytronverktøy i "para" orienteringen, som respons på dopet bulkproppmateriale lokalisert i differensielle frakturvolumelementer plassert radielt ut fra brønnforingen. FIGURENE 6A-6B viser modellerte punkter langs nedbrytningskurvene for detektert termisk nøytron oppfangede gammastråler ved anvendelse av en 14 MeV pulset nøytrongenerator. FIGURENE 6A og 6B viser slike for detektorer i tre avstander fra kilden, nedbrytningskurvedata før (FIG. 6A) og etter (FIG. 6B) bulkproppmaterialet dopet med borkarbid blir plassert i fraktur, sammen med de beregnede formasjons og borehulls nedbrytningskomponenter både ved ligning og grafisk representasjoner. Figur 6C viser tilsvarende nedbrytningskurver oppnådd med merket bulkproppmaterialet i borehullanulus istedenfor formasjonsfrakturene. I FIGURENE 6A-6C er den øvre (høyeste tellehastighet) nedbrytningskurver og komponenter fra nær detektor, de midterste nedbrytningsdata er fra fjern detektor og de nederste tellehastighet nedbrytningsdata er fra ekstrafjern detektoren. FIGURENE 7A-7B er eksempler på brønnlogger for identifikasjon av bulkproppmaterialet i formasjonen og i borehullregionen. FIG. 7A er et eksempel på en brønnlogg oppnådd fra et kompensert nøytronverktøy med tre termiske nøytrondetektorer (nær, fjern og ekstrafjern detektor henholdsvis utført med verktøyet i progressivt større distanser i forhold til dens nøytrongenereringsdel). Et pulset nøytron oppfangende verktøy med en oppfangende gammastråle detektor eller en termisk nøytrondetektor ville generere en brønnlogg tilsvarende FIG. 7B. Under normale loggebetingelser har et pulset nøytronoppfangende

verktøy minst to detektorer, en nær detektor og en fjern detektor og hver detektor genererer en brønnlogg.

DETALJERT BESKRIVELSE

Metodene beskrevet her anvender ikke komplekse og/eller høyoppløsende gammastrålespektroskopi detektorer. Dessuten er spektraldata-analysemetoder ikke nødvendig og dybden av undersøkelsen er dypere enn nukleærteknikker ved anvendelse av nedihulls nøytronaktivering. Det er ingen mulige farer som et resultat av tilbakestrømning til overflaten av radioaktivt bulkproppmateriale eller fluider, ei heller forurensning av utstyr ved brønnen. Logistikken ved operasjonen er også meget enkel: (1) bulkproppmaterialet kan fremstilles på forhånd før nødvendige frac operasjoner uten bekymring for radioaktiv nedbrytning forbundet med forsinkelser, (2) det er ingen bekymring relatert til strålingseksponering fra bulkproppmaterialet under bulkproppmaterialtransport og lagring, (3) eventuell overskudd av bulkproppmaterialet fremstilt for én frac jobb kan anvendes ved hvilken som helst påfølgende frac jobb og (4) nødvendig loggeverktøy er lett tilgjengelig og generelt billig å bruke. Dessuten er langsom loggehastighet ikke noe problem og det er ikke behov for sofistikert gammastråle spektraldatabehandling eller annen kompleks dataprosessering (andre enn mulig logg-normalisering).

Videre er kostnaden for metoden ved anvendelse av nøytron- eller kompensert nøytronverktøy meget lavere enn metoder som krever dyre tracermaterialer, sofistikert deteksjonsutstyr, høy kost loggeverktøy eller sofistikert dataprosessering.

Utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse omfatter en metode for å bestemme lokaliseringen og høyde til en fraktur i en undergrunnsformasjon ved anvendelse av et pulset nøytronoppfangende verktøy ("PNC"), et kompensert nøytronverktøy eller en enkeldetektor nøytronverktøy. Metoden omfatter opptak av et pre-fraktur datasett, hydraulisk frakturering av formasjonen med en oppslemning som omfatter en væske og et bulkproppmaterialet hvor alle eller en del av slikt bulkproppmaterialet omfatter et termisk nøytronabsorberende materiale, opptak av et post-fraktur datasett, sammenligning av pre-fraktur datasett t og post-fraktur datasett for å bestemme lokasjonen av bulkproppmaterialet og korrelere lokasjonen av bulkproppmaterialet med en dybdemåling av borehullet for å bestemme lokaliseringen og høyden til frakturen.

Pre-fraktur datasettet og post-fraktur datasett er hver oppnådd ved nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et nøytron emitterende verktøy omfattende en kontinuerlig eller pulset fast nøytronkilde og én eller flere termiske nøytron- eller gammastråledetektorer, emittere nøytroner fra nøytronkilden inn borehullet og undergrunnsformasjonen og detektere i borehullregionen termiske nøytroner eller oppfangende gammastråler som er et resultat av nukleære reaksjoner av kildenøytroner med elementer i borehullregionen og undergrunnsformasjon. For formålet i denne søknaden omfatter betegnelsen "borehullregionen" loggeverktøyet, borehullfluidet, rørene i brønnen og hvilke som helst andre annulare materiale så som sement som er lokalisert mellom formasjonen og brønnrørene.

I henhold til visse utførelsesformer ved anvendelse av et PNC-verktøy blir pre-fraktur datasettet og post-fraktur datasettet anvendt for å atskille bulkproppmaterialet i formasjonen fra bulkproppmaterialet i brønnen.

I henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen som anvender et PNC-verktøy genererer PNC-loggeverktøyet data som omfatter logg tellehastigheter, beregnede formasjon termisk nøytronoppfangende tverrsnitt, beregnede borehull termisk nøytronoppfangende tverrsnitt og beregnede formasjon og borehull nedbrytningskomponent tellehastighetsrelaterte parametere.

I henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen som anvender et kompensert nøytronverktøy blir det kompenserte nøytronverktøyet anvendt for å bestemme lokaliseringen og høyde til en fraktur i en formasjon og porøsiteten til formasjonen. Pre-fraktur datasettet og post-fraktur datasettet generert fra et kompensert nøytronverktøy omfatter tellehastigheter og tellehastighetsforhold.

En utførelsesform av oppfinnelsen anvender en enkel detektor termisk nøytronverktøy for å bestemme lokaliseringen og høyde til en fraktur. Pre-fraktur datasettet og post-fraktur datasettet generert fra en enkeldetektor termisk nøytronverktøy omfatter tellehastigheter.

I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse er pre-fraktur datasettet og post-fraktur datasettet normalisert før sammenligning av pre-fraktur datasettet og post-fraktur datasettet. Normalisering involverer justering av pre- fraktur datasettet og post-fraktur datasettet for miljømessige og/eller verktøyforskjeller for å sammenligne datasettene.

I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse omfatter frac oppslemningen et bulkproppmaterialet inneholdende termisk nøytronabsorberende materiale. Bulkproppmaterialet dopet med det termisk nøytronabsorberende materiale har et termisk nøytronoppfangende tverrsnitt større enn de elementer som normalt påtreffes i frakturerte undergrunnssoner. I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse har bulkproppmaterialet inneholdende det termisk nøytronabsorberende materialet et makroskopisk termisk nøytronoppfangende tverrsnitt på minst ca. 90 oppfangende enheter og fortrinnsvis opptil 900 oppfangende enheter eller mer. Fortrinnsvis er bulkproppmaterialet et granulert keramisk materiale, hvor hvert korn av bulkproppmaterialet har et høyt oppfangende tverrsnitt av termisk nøytronabsorberende materiale internt innkorporert.

I henhold til ytterligere en annen utførelsesform av oppfinnelsen er det termisk nøytronabsorberende materialet bor, kadmium, gadolinium, iridium eller blandinger derav.

Egnede bor-inneholdende høyt oppfangende tverrsnittsmaterialer omfatter borkarbid, bornitrid, borsyre, høy bor-konsentrat glass, sinkborat, boraks og kombinasjoner derav. Et bulkproppmaterialet inneholdende 0,1 vekt% av borkarbid har et makroskopisk oppfangende tverrsnitt på omtrent 92 oppfangende enheter. Et egnet bulkproppmateriale inneholdende 0,025-0,030 vekt% av gadoliniumoksid har tilsvarende termisk nøytron absorpsjonsegenskaper som et bulkproppmaterialet inneholdende 0,1 vekt% borkarbid. Mesteparten av eksemplene angitt nedenfor anvender borkarbid; imidlertid vil fagfolk på området forstå at hvilket som helst høyt oppfangende tverrsnitt av termisk nøytronabsorberende materiale, så som gadoliniumoksid anvendes.

I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse omfatter anvendt bulkproppmaterialet ca. 0,025% til ca. 4,0 vekt% av termisk nøytronabsorberende materiale. I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse omfatter bulkproppmaterialet en konsentrasjon på ca. 0,1% til ca. 4,0 vekt% av en borforbindelse termisk nøytronabsorberende materiale. I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse omfatter bulkproppmaterialet en konsentrasjon på ca. 0,025% til ca. 1,0 vekt% av en gadoliniumforbindelse termisk nøytronabsorberende materiale.

I henhold til utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan bulkproppmaterialet være et keramisk bulkproppmateriale, sand, harpiksbelagt sand, plastkuler, glasskuler og andre keramiske eller harpiksbelagte bulkproppmaterialer. Slike bulkproppmaterialer kan fremstilles i henhold til hvilken som helst egnet prosess omfattende, men ikke begrenset til, kontinuerlig sprayatomisering, sprayfluidisering, spraytørking eller kompresjon. Egnede bulkproppmaterialer og metoder for fremstilling er beskrevet i U.S. Patent nr. 4,068,718, 4,427,068, 4,440,866, 5,188,175 og 7,036,591, som inntas herved referanse i sin helhet.

I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse blir det termisk nøytronabsorberende materiale satt til det keramiske bulkproppmaterialet under fremstillingsprosessen så som kontinuerlig sprayatomisering, sprayfluidisering, spraytørking eller kompresjon. Keramiske bulkproppmaterialer varierer i egenskaper så som tilsynelatende spesifikk tetthet i kraft av råmaterialet og fremstillingsprosessen. Betegnelsen "tilsynelatende spesifikk tetthet" som anvendt her er vekten pr. enhetsvolum (gram pr. kubikk centimeter) til partiklene, omfattende den indre porøsiteten. Lav-tetthets bulkproppmateriale har generelt en tilsynelatende spesifikk tetthet på mindre enn 3,0 g/ kubikk centimeter og er typisk fremstilt fra kaolinleire og alumina. Intermediær-tetthets bulkproppmateriale har generelt en tilsynelatende spesifikk tetthet på ca. 3,1 til 3,4 g/ kubikk centimeter og er typisk fremstilt fra bauksittisk leire. Høy-styrke bulkproppmaterialer fremstilles generelt fra bauksittisk leire med alumina og har en tilsynelatende spesifikk tetthet på mer enn 3,4 g/ kubikk centimeter. Et termisk nøytronabsorberende materiale kan tilsettes under fremstillingsprosessen til hvilket som helst av disse bulkproppmaterialer hvilket resulterer i bulkproppmaterialet egnet for anvendelse i henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse. Keramisk bulkproppmateriale kan fremstilles på en måte som gir porøsitet i bulkproppmaterialkornene. En fremgangsmåte for fremstilling et egnet porøst keramisk materiale er beskrevet i U.S. Patent nr. 7,036,591, hvilken beskrivelse inntas her ved referanse i sin helhet. I dette tilfellet impregneres det termisk nøytronabsorberende materialet inn i porene til bulkproppmaterialkornene til en konsentrasjon på ca. 0,025 til ca. 4,0 vekt%.

I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse blir det termisk nøytronabsorberende materialet innført i et harpiksmateriale og keramisk bulkproppmaterialet, eller naturlig sand belegges med harpiksmateriale inneholdende det termisk nøytronabsorberende materiale. Prosesser for harpiksbelegging av bulkproppmateriale og naturlig sand er velkjent for fagfolk på området. For eksempel er en egnet løsningsmiddelbeleggingsprosess beskrevet i U.S. Patent nr. 3,929,191, til Graham et al., fra hvilken beskrivelse inntas ved referanse i sin helhet. En annen egnet prosess så som den beskrevet i U.S. Patent nr. 3,492,147 til Young et al., av hvilken beskrivelse inntas ved referanse i sin helhet, involverer belegging av et partikulært substrat med en væske, ikke-katalysert harpikspreparatkarakterisert veddens evne til ekstraksjon av en katalysator eller herdemiddel fra en ikke-vandig løsning. Også en egnet varmsmelte beleggingsprosedyre for anvendelse av fenol-formaldehyd novolac harpikser er beskrevet i U.S. Patent nr. 4,585,064, til Graham et al, av hvilken beskrivelse inntas ved referanse i sin helhet. Fagfolk på området vil være fortrolig med ytterligere andre egnede metoder for harpiksbelegging av bulkproppmaterialer og naturlig sand.

Følgelig kan metodene ifølge foreliggende oppfinnelse implementeres med keramisk bulkproppmateriale eller naturlig sand belagt med eller på annen måte inneholdende termisk nøytronabsorberende materiale. I henhold til visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse er et egnet termisk nøytronabsorberende materiale enten borkarbid eller gadoliniumoksid som hver har en effektiv termisk nøytronabsorberende kapasitet ved lave konsentrasjoner i merket bulkproppmateriale eller sand. Konsentrasjonen av slike termisk nøytronabsorberende materialer er generelt i størrelsesorden ca. 0,025% til ca. 4,0 vekt% av bulkproppmaterialet. For borforbindelser så som borkarbid er konsentrasjonen ca. 0,1% til ca. 4,0 vekt% av bulkproppmaterialet og for gadolinium-forbindelser så som gadoliniumoksid er konsentrasjonen ca. 0,025% til ca. 1,0 vekt% av bulkproppmaterialet. Disse konsentrasjoner er lav nok slik at de andre egenskapene til det merkede bulkproppmaterialet (så som knusestyrke) i det vesentlige er uberørt ved tilsetning av det høy oppfangende tverrsnittsmateriale. Mens hvilket som helst høy oppfangende tverrsnitt termisk nøytronabsorberende materiale kan anvendes i utførelsesformene ifølge foreliggende oppfinnelse kan, i utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse som anvender pulset nøytronverktøy, borkarbid eller andre bor-inneholdende materialer anvendes fordi termisk nøytron oppfanging med bor ikke resulterer i målbar gammastråling i detektorer i loggeverktøyet. Også, i utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse som anvender nøytron eller kompensert nøytronverktøy, kan gadoliniumoksid eller andre gadolinium-inneholdende materialer anvendes fordi en mindre mengde av det gadolinium-inneholdende merke-materialet er nødvendig i forhold til bor-inneholdende materialer. Vektprosentdelen nødvendig for å produsere tilsvarende termisk nøytron absorpsjonsegenskaper for andre høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittsmaterialer vil være en funksjon av tettheten og molekylvekt av materialet anvendt og på det oppfangende tverrsnitt av bestanddelene til materialet.

Et fremstilt keramisk bulkproppmateriale inneholdende ca. 0,025% til ca. 4,0 vekt% av et termisk nøytronabsorberende materiale kan fremstilles kost-effektivt og kan gi anvendelig fraktur-identifikasjon av signaler ved sammenligning av nøytron, kompensert nøytron eller PNC-logg responser kjørt før og etter en frac jobb. Disse signaler er egnet til å indikere og skille mellom intervallene som er og de som ikke er frakurert og proppet.

Som vist i FIG. 1, involverer en brønnfraktureringsoperasjon blanding av vann med en gel for å gi et viskøst fraktureringsfluid. Bulkproppmaterialet omfattende et termisk nøytronabsorberende materiale blir satt til det viskøse fraktureringsfluid og gir en oppslemning som pumpes ned brønnen med høyttrykkspumper. Høy-trykksoppslemningen tvinges inn i frakturene fremkalt i formasjonen og muligens også inn i borehullsregionen i nabostilling til frakturen. Bulkproppmaterialpartikler pumpes nedihulls i en væske (frac oppslemning) og inn i den fremkalte fraktur og også muligens inn i borehullsregionen i nabostilling til sonene hvor frakturen har penetrert inn i de omgivende formasjoner.

FIG. 2 viser en loggebil ved brønnen med nøytron, kompensert nøytron eller PNC-loggeverktøy ved dybden til den fremkalte fraktur. Strøm fra loggebilen

(eller skid) overføres til loggeverktøyet, som registrerer og overfører loggedata etter hvert som verktøyet logges forbi fraktureringssonene og formasjonen over og/eller under sonene som fraktureres.

I henhold til utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse omfatter den fremkalte hydrauliske frakturidentifikasjonsprosess ved anvendelse av et bulkproppmaterialet som har et termisk nøytronabsorberende materiale og målinger fra et nøytron (omfattende kompensert nøytron) eller pulset nøytron oppfangende (PNC) loggeverktøy: 1. Fremstilling av et bulkproppmaterialet dopet med et termisk nøytronabsorberende materiale ved fremstilling av bulkproppmaterialet fra utgangsmaterialer som omfatter et termisk nøytronabsorberende materiale, ved belegging av det termisk nøytronabsorberende materiale på bulkproppmaterialet eller ved impregnering eller på annen måte som omfatter det termisk nøytronabsorberende materiale i bulkproppmaterialet. 2. Kjøre og registrere eller på annen måte ta opp, en pre-fraktur termisk nøytron eller kompensert nøytron logg (omfattende enkelt eller multippel detektor verktøy) eller en PNC-logg over de potensielle soner som skal fraktureres for å oppnå et pre-fraktur datasett og som fortrinnsvis også omfatter soner utenfor de potensielle fraktureringsoner. 3. Utføre en hydraulisk fraktureringsoperasjon i brønnen som omfatter bulkproppmaterialet som har et termisk nøytronabsorberende materiale i frac oppslemningen som pumpes ned i hullet. 4. Kjøre og registrere en post-fraktur nøytron, kompensert nøytron eller PNC-logg (ved anvendelse av samme loggetype som anvendt i pre-fraktur loggen) over de potensielle soner med frakturer omfattende én eller flere frakturintervaller for å oppnå et post-fraktur datasett og som fortrinnsvis også omfatter soner utenfor intervallet hvor frakturering var forventet. Loggene kan kjøres med verktøyet sentrert eller eksentrert innen foringen eller røret. Pre-fraktur og post-fraktur loggene kjøres fortrinnsvis under samme betingelser når det gjelder sentrering. 5. Sammenligning av pre-fraktur datasettet og post-fraktur datasettet fra pre-fraktur og post-fraktur loggene (etter hvilken som helst logg normalisering), for å bestemme lokasjon bulkproppmaterialet. Normalisering kan være nødvendig hvis pre-fraktur og post-fraktur loggene ble kjørt med forskjellige borehullbetingelser eller hvis forskjellige verktøy eller kilder ble anvendt. Dette kan spesielt være tilfelle hvis pre-fraktur loggen ble registrert på et tidligere tidspunkt i brønnens liv ved anvendelse av kabler, hukommelse og/eller logge-mens-bore (LWD) sensorer. Normaliseringsprosedyrer sammenligner loggedata fra sonene fortrinnsvis utenfor de muligens frakturete soner i pre-fraktur og post-fraktur loggene. Siden disse soner ikke har endret seg mellom loggene vil økningen og/eller forskyvningen i disse loggene justert i overensstemmelse mellom pre-fraktur og post-fraktur loggene i disse normaliserte intervaller. Samme økningen/forskyvningen blir deretter justert i loggene over hele det loggede intervallet. Forskjeller i dataene indikerer tilstedeværelsen av bulkproppmaterialet i frakturer og/eller borehullsregioner i nabostilling til en fraktur.

For nøytron og kompensert nøytronverktøy reduseres den observerte tellehastighet i post-fraktur loggen i forhold til pre-fraktur loggen hvilket indikerer tilstedeværelse av bulkproppmateriale inneholdende et sterkt termisk nøytronabsorberende materiale. Små endringer i tellehastighetforhold kan også være indikativ for tilstedeværelse av bulkproppmaterialet.

For PNC-verktøy indikerer økninger i beregnede formasjons og/eller borehulloppfangende tverrsnitt og reduksjonen i de beregnede borehull og/eller formasjonskomponent tellehastigheter i utvalgte tidsintervaller mellom nøytronpulsen (spesielt hvis bor blir anvendt som det høyt oppfangende tverrsnittsmateriale), i post-fraktur loggen i forhold til pre-fraktur loggen tilstedeværelse av bulkproppmateriale inneholdende et termisk nøytronabsorberende materiale. 6. Deteksjon av lokalisering og høyde av frakturen ved å korrelere forskjellene i data fra trinn (5) til en dybdemåling av borehullet. Disse forskjeller kan måles ved anvendelse av brønnlogger, som vist i eksemplene på brønnlogger i FIGURENE. 7A-7B.

Ytterligere utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse omfatter endringer i metodene beskrevet her så som, men ikke begrenset til, innkorporering av multiple pre-fraktur logger i hvilke som helst pre-fraktur versus post-fraktur sammenligninger eller anvendelse av en simulert logg for pre-fraktur loggen (slike simulerte logger oppnås for eksempel ved anvendelse av neurale nettverk for å generere simulert nøytron, kompensert nøytron eller PNC-logg responser fra andre åpne eller forede hull logger i brønnen) eller anvendelse av multiple stasjonære loggmålinger istedenfor eller i tillegg til data oppsamlet med kontinuerlige logger.

I ytterligere utførelsesformer ifølge oppfinnelsen blir første og andre post-fraktur datasett oppnådd og anvendt for å bestemme forskjellene, om noen, mellom mengdene av bulkproppmaterialet i fraktursonene før produksjon av et volum av brønnfluider fra undergrunnsformasjonen, og mengdene av bulkproppmaterialet i fraktursonen etter slik produksjon, ved å sammenligne post-fraktur datasettene. De bestemte forskjeller i mengde bulkproppmaterialet anvendes for å bestemme én eller flere produksjons og/eller fraktur-relaterte karakteristika i undergrunnsformasjon så som: (a) én eller flere av fraktursonene er ikke så godt proppet som den var initialt, (b) produksjon fra én eller flere av fraktursonene er større enn produksjonen fra de andre sonene og (c) én eller flere av fraktursonene er ikke-produserende. Denne post-fraktureringsprosedyre kan utføres ved anvendelse av et kompensert nøytron loggeverktøy eller et pulset nøytronoppfangende loggeverktøy, muligens forsterket av annen type brønninformasjon eller informasjon funnet ved andre konvensjonelle loggeverktøy så som produksjonsloggeverktøy.

I henhold til visse utførelsesformer av termisk nøytron loggemetode emitteres raske nøytroner fra en nøytronkilde inn i brønnen og formasjonen og termaliseres raskt til termiske nøytroner ved elastiske og uelastiske kollisjoner med formasjons og borehullsregionkjerner. Elastiske kollisjoner med hydrogen i formasjonen og borehullsregionen er en hovedtermaliseringsmekanisme. De termiske nøytroner diffunderer i borehullregionen og formasjonen og absorberes til slutt av de tilstedeværende kjernene. Generelt resulterer disse absorpsjonsreaksjoner i nesten samtidig emisjon av oppfangende gammastråler; imidlertid er absorpsjon av bor et unntak å merke seg. Detektorene i loggeverktøyet detekterer enten direkte de termiske nøytroner som spres tilbake til verktøyet (i de fleste nøytron og kompensert nøytronverktøy og også i noen versjoner av PNC-verktøy) eller indirekte ved deteksjon av gammastrålene som er et resultat av termiske nøytronabsorpsjonsreaksjoner (i noen versjoner av nøytron og kompensert nøytronverktøy og i de fleste kommersielle versjoner av PNC-verktøy). De fleste kompenserte nøytron og PNC-verktøy er konfigurert med en nøytronkilde og to detektorer arrangert over nøytronkilden som refereres til her som en "nær" detektor og en "fjern" detektor. I henhold til utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan kompensert nøytron og pulset nøytronoppfangende verktøy anvendes som omfatter én eller flere detektorer. For eksempel inkorporerer egnede kompenserte nøytron og PNC-verktøy en nøytronkilde og tre detektorer arrangert over nøytronkilden, som er referert til her som nære, fjerne og ekstra-fjerne detektorer slik at den nære detektor er nærmest nøytronkilden og den ekstra-fjerne detektoren er lengst ifra nøytronkilden. Det er også mulig at én eller flere av nøytrondetektorene kan være lokalisert under nøytronkilden.

Et kompensert nøytronverktøy beregner også forholdet mellom nær-til-fjern detektor tellehastigheter. Porøsiteten (hydrogenindeks) i formasjonen kan bestemmes fra disse tellehastigheter og nær-til-fjern

detektortellehastighetsforhold.

Et pulset nøytron oppfangende verktøy loggesystem måler nedbrytningshastigheten (som en funksjon av tiden mellom nøytronpulsene) av de termiske nøytroner eller oppfangende gammastrålepopulasjon i formasjonen og borehullsregionen. Fra denne nedbrytningshastighetskurve kan det oppfangende tverrsnitt av formasjonen Zfm(sigma-fm) og borehullet It>h(sigma-bh) og formasjons- og borehullsnedbrytningskomponenter oppløses og bestemmes. Jo høyere det totale oppfangende tverrsnitt av materialene i formasjonen og/eller i borehullregionen, jo større er tendensen for materialet for å oppfange termiske nøytroner. Derfor, i en formasjon som har et høyt totalt oppfangende tverrsnitt, forsvinner de termiske nøytroner raskere enn i en formasjon som har et lavt oppfangende tverrsnitt. Dette synes som en brattere kurve i et plot av de observerte tellehastighet versus tiden.

Forskjellene mellom PNC borehull og formasjons pre-fraktur og post-fraktur parametere kan anvendes for å skille bulkproppmaterialet i formasjonen fra bulkproppmaterialet i brønnen, som vist i eksempler i FIG. 7B.

Dataene anvendt for å generere FIGURENE 4A til 5B og tabellene 1-4 ble modellert ved anvendelse av nøytron eller kompensert nøytronverktøy ved anvendelse av termiske nøytrondetektorer, så som He3 detektorer. Det vil forstås at det også ville være mulig å anvende tilsvarende prosessering for disse verktøy ved anvendelse av gammastrålesensitive detektorer eller detektorer som senser både nøytroner og gammastråler. PNC-dataene anvendt for å generere FIGURENE 6A til 6C ble modellert ved anvendelse av verktøy ved anvendelse av gammastråledetektorer. En oppfangende gammastråledetektor måler gammastråler emittert etter at termiske nøytroner er oppfanget av elementer i nærheten av den termiske nøytron "sky" i brønnen og formasjonen. Imidlertid fører oppfanging av et termisk nøytron med bor ikke til emmittering av en gammastråle. Derfor, hvis bulkproppmaterialet dopet med bor er til stede, vil tellehastighetsreduksjonen observert i kompensert nøytron eller PNC-verktøy ved anvendelse av gammastråledetektorer være forsterket i forhold til verktøy med termiske nøytrondetektorer. Dette fordi ikke bare vil gammastråletellehastigheten reduseres på grunn av øket nøytronabsorpsjon, men også ytterligere reduseres på grunn av det faktum at bare ikke-bor nøytronoppfanging vil resultere i detekterbare gammastrålehendelser.

Følgende eksempler presenteres for ytterligere å illustrere forskjellige aspekter ved foreliggende oppfinnelse og er ikke ment å begrense omfanget ifølge oppfinnelsen. Eksemplene angitt nedenfor, med unntak av eksemplene på brønnlogger vist i FIGURENE 7A-7B, ble generert ved anvendelse av Monte Carlo N-Partikkel Transport Code versjon 5 (nedenfor "MCNP5"). MCNP5 er en programvarepakke som ble utviklet ved Los Alamos National Laboratory og er kommersielt tilgjengelig i USA fra the Radiation Safety Information Computation Center (http://www-rsicc.ornl.gov). MCNP5 programvaren kan håndtere geometriske detaljer og tillater variasjoner i kjemisk preparat og størrelse av alle modellerte komponenter, omfattende borehullfluidsalinitet, konsentrasjonen av det termisk nøytronabsorberende materialet i bulkproppmaterialet i frakturen og bredden av frakturen. MCNP5-data angitt nedenfor ga et statistisk standardavvik på omtrent 0,5-1,0% i de beregnede tellehastigheter.

I mesteparten av de følgende eksempler ble bulkproppmaterialet dopet med borkarbid; imidlertid kan andre egnede termisk nøytronabsorberende materialer, så som gadoliniumoksid anvendes. Fortrinnsvis er bulkproppmaterialet et granulært keramisk materiale hvor i hovedsakelig hvert korn er dopet internt innkorporert.

For formålene i de følgende eksempler viser FIGURENE 3A og 3B bilder langs Z-aksen av geometriene anvendt i MCNP5 modelleringen. I alle tilfeller er det 20,3 cm (8 tommers) diameter borehullet foret med en 14 cm (5,5 tommers) O.D. 0,35 kg/cm (24 Ib/ft) stålforing og uten rør og er omgitt av en 2,5 cm (1 tommers) vid sement-annulus. Det 4,286 cm (1,6875 tommers) diameter verktøyet er vist i parallell ("para") stilling i FIG. 3A og i perpendikulær ("perp") stilling i FIG. 3B. I "para" stillingen er det desentraliserte loggeverktøyet oppstilt med frakturen og i "perp" stillingen er det posisjonert 90° rundt borehullet fra frakturen.

I FIGURENE 3A og 3B ble formasjonsområdet utenfor sement-annulus modellert som en sandstein med et matriksoppfangende tverrsnitt på 10 oppfangende enheter (cu). Data ble oppsamlet for vann-mettede formasjoner med mange porøsiteten Disse to figurene viser den idealiserte modellering av formasjonen og borehullregionen som ble anvendt i de fleste MCNP5-kjøringer. Den bi-vinge vertikale fraktur strekker seg radielt vekk fra brønnforingen og frac oppslemning i frakturkanalen erstatter sementen i kanalen og i formasjonen i kanalen utenfor sement-annulus. Bredden til en frakturkanal ble variert mellom 0,1 cm og 1,0 cm i de ulike modellkjøringen. I én studie ble hele sement-annulus erstattet av bulkproppmaterialet dopet med borkarbid. MCNP5-modellen gir ikke utdata i form av kontinuerlige logger, men snarere data som tillater sammenligninger av pre-fraktur og post-fraktur logge responser i gitte formasjoner og i fikserte posisjoner i brønnen.

EKSEMPEL 1

Nøytron/ kompensert nøytronverktøy MCNP5-programvare modellerte et kompensert nøytronloggeverktøy med en kontinuerlig nøytronkilde og én eller flere termiske nøytrondetektorer og de resulterende tellehastighet(er) og tellehastighetsforhold ble registrert for geometriene vist i FIGURENE 3A eller 3B. Disse observert parametere ble deretter sammenlignet med tilsvarende verdier registrert i MCNP5-kjøringer gjort før en brønn ble frakturert. Reduksjon i observerte tellehastigheter i post-fraktur data i forhold til pre-fraktur dataene i Figurene 4A-4F for forskjellige frakturbredder og borkarbid konsentrasjoner er indikativ for tilstedeværelsen av borkarbid dopet bulkproppmaterialet og således tilstedeværelsen av fremkalt fraktur. Generelt, siden sammenlignbar prosentdel reduksjon i tellehastigheter er observert for hver av detektorene for en gitt konsentrasjon av bor-inneholdende bulkproppmaterialet til stede, vil de fraksjonerte endringer i ett tellehastighetsforhold være mye mindre enn endringene observert i de individuelle detektortellehastigheter. I Figurene 4G-4L, modellert med gadoliniumoksid som erstatning for borkarbid som det høy oppfangende tverrsnittsmateriale i bulkproppmaterialet i samme formasjon og frakturbreddebetingelser som i Figurene 4A-4F, ble svært tilsvarende reduksjon observert i tellehastigheter i post-fraktur data i forhold til pre-fraktur data i forhold til de observert med borkarbid til stede. Det er tydelig fra Figurene 4A-4L at borkarbid og gadoliniumoksid virker tilsvarende ved å redusere de detekterte tellehastigheter, imidlertid er bare ca. 25-30% av vektprosentdelen av gadoliniumoksid i forhold til borkarbid i bulkproppmaterialet nødvendig for å produsere lignende tellehastighetsreduksjoner.

Formasjonsmateriale og ledsagende fraktur ble modellert til å strekke seg ut til en radius på 100 cm fra senteret av borehullet og vertikalt fra 40 cm under kilden til 100 cm over kilden. Loggeverktøyet inneholdt tre He3 termiske nøytrondetektorer i en avstand fra en Americium-Beryllium (AmBe) nøytronkilde. Som vist i Tabell 1 ble formasjonsporøsiteten modellert som 28,3%, 14,15%, 7,1% og 3,5%.

Tabell 1 viser modellerte termiske nøytrontellehastigheter i en typisk nedihullsformasjonsgeometri for tre ulike kilder av detektoravstander. Prosentdel forandring fra udopet bulkproppmaterialet vist i Tabell 1, er prosentdelen tellehastighetsreduksjon fra tellehastigheten når borkarbiddopet bulkproppmaterialet er i frakturen (C1%), i forhold til tellehastighet uten B4C tilstede (C0%) og blir beregnet som (C1%-C0%)/C0%. Modelldataene går utafra anvendelse av 4,286 cm (1,6875 tommers) diameter gjennom-røret nøytronverktøy og formasjons og borehullgeometri beskrevet i FIGURENE 3Aog 3B. Formasjonen som fraktureres har et lavt oppfangende tverrsnitt typisk for kandidat frac soner. Borehullforingen og sementbetingelsene er også typiske (14 cm (5,5 tommers) foring fylt med ikke-saltløsningsfluid og en 2,5 cm (1 tommers) tykk sement anulus som omgir foringen). Bredden til frakturen er 1,0 cm. Det keramiske bulkproppmaterialet i frakturen ble modellert til å være KARBO ECONOPROP ®, som er et lav tetthets bulkproppmateriale som har en tilsynelatende spesifikk tetthet på 2,7 og som er kommersielt tilgjengelig fra KARBO Ceramics Inc. som har 1,0% (vekt/vekt) borkarbid, men er på annen måte typisk. Formasjonsporøsiteten er antatt å være 28,3%, 14,15%, 7,1% og 3,5%. I tilfellet av 28,3% formasjonsporøsitet er hydrogenindeksen av frac-fluid pluss bulkproppmaterialet tilsvarende som den i formasjonen uten tilstedeværende fraktur. Som et resultat kan effekten av borkarbid dopet bulkproppmaterialet på tellehastighetene sees direkte, uten å noen endring i hydrogenindeks til frac oppslemningen. Borkarbid dopet bulkproppmaterialet ble antatt å være lokalisert kun i frakturen. Den beregnede reduksjon i tellehastighet når det desentraliserte verktøyet er oppstilt med frakturplanet ("para" geometri i FIG. 3A) varierer noe med kilde-detektor-avstanden, men er i alle tilfeller betydelig (en omtrent 10-13% reduksjon i forhold til situasjonen uten fraktur tilstede). Med et verktøy med større diameter som fortrenger mer av borehullsfluidet ville signalet vært enda større. Tilsvarende resultater oppnås hvis gadoliniumoksid blir anvendt som det høy oppfangende tverrsnittsmateriale istedenfor borkarbid.

Ytterligere data i Tabell 1 illustrerer effekten av tilsvarende frakturering i lavere (14,15%, 7,1% og 3,5%) porøsitets formasjoner. I tilsvarende sammenligninger når de lavere porøsitets formasjoner ble modellert istedenfor en 28,3% porøsitets formasjon ble noe større signaler generelt observert i forhold til de i 28,3% porøsitets formasjonen. De øket signaler i de lavere porøsitets formasjoner skyldes den ytterligere nøytron forsterkende effekt produsert av den høyere hydrogenkonsentrasjonen i frac fluidet i forhold til den i de lavere porøsitets formasjoner. Disse signaler ville være enda mer uttalt hvis formasjonen hadde vært modellert med å inneholde gass i tillegg til eller istedenfor vann (eller olje).

Som det også fremgår av Tabell 1 er det en mindre, men fortsatt betydelig reduksjon i de observerte tellehastigheter, når verktøyet er forskjøvet 90° rundt borehullet ("perp" geometri i Fig. 3B), i hvilket tilfelle distansen fra verktøyet til frakturen er maksimalisert. Denne reduksjonen i signal på grunn av skjevinnstilling av verktøyet og frakturen ville minimaliseres om et verktøy med større diameter ble anvendt eller hvis noe av bulkproppmaterialet ble fordelt i borehullregionen og ikke kun i frakturen. Tellehastighetene i Tabell 1 resulterte i et statistisk standard avvik på omtrent 0,5-1,0% i de beregnede tellehastigheter. Denne statistiske repeterbarhet kan observeres i denne figuren siden "para" og "perp" kjøringene uten borkarbid til stede er effektivt repeterte kjøringer i 28,3% porøsitetsformasjonen.

Data ble også oppsamlet ved anvendelse av samme 28,3% porøsitetsformasjon med borehullet og verktøyparametere som i Tabell 1, men med varierte frakturbredder og ulike borkarbid konsentrasjoner i bulkproppmaterialet, som vist i FIGURENE 4A til 4F. Tellehastighetsreduksjonene (signalene) økte med økningen i borkarbidkonsentrasjonen i bulkproppmaterialet. Dataene indikerer også at selv for frakturer så tynne som 0,1 til 0,2 cm observeres et betydelig signal når borkarbid konsentrasjonen i bulkproppmaterialet nærmer seg 1,0%. Dataene indikerer også at signalene ved de forskjellige kilde-detektor avstandene ikke var mye forskjellige, noe som tyder på at en detektor med kort avstand, med de resulterende høyere tellehastigheter (og således mindre statistiske feil), ville være anvendelig. Også angitt av de svært tilsvarende responser for frakturer bredere enn~0,5 cm, er at konsentrasjoner av borkarbid i bulkproppmaterialet høyere enn 1,0% kun vil være av begrenset nytte. Imidlertid, hvis det er antatt at frakturbredder i visse typer av formasjoner ville tendere å være svært smale kan borkarbidkonsentrasjonen i bulkproppmaterialet økes til i området fra ca. 1,0% til ca. 4,0%. Det er en målbar tellehastighetsreduksjon i nærvær av borinneholdende bulkproppmateriale for bor karbidkonsentrasjoner vist i FIGURENE 4A-4F, selv med en så lav konsentrasjon som ca. 0,1% borkarbid. Figurer 4 G-4L illustrerer nøyaktig samme formasjon, borehull og frakturbetingelser som illustrert i Figurene 4A-4F, imidlertid ble gadoliniumoksid anvendt som høy tverrsnittsmateriale istedenfor borkarbid. Som kan sees er kun 25-30% så mye gadoliniumoksid i forhold til borkarbid nødvendig for å produsere tilsvarende reduksjon i tellehastighetene.

Med henvisning til FIGURENE 5A og 5B ble data oppsamlet for å bestemme dybden av undersøkelsen av målingen, med andre ord hvor langt tilbake inn i formasjonen fra foringen borkarbiddopet bulkproppmateriale med 1,0% borkarbid kunne detekteres i en 1,0 cm bred fraktur. I FIG 5A er data modellert for frakturen som strekker seg utover fra borehullet til progressivt dypere dybder i formasjonen. Gode fraktursensitiviteter i tellehastighetene ble observert ut til ca. 10 cm fra foringen, dvs. 7,5 cm ut og forbi sement-annulus. FIG 5B integrerer bidraget fra et lite økt volum av frakturmateriale eller som dette volumelement er modellert progressivt videre fra foringen. Fra dataene i begge disse figurer kan det sees at sensitiviteten til de detekterte tellehastigheter for hvilket som helst bulkproppmaterialet større enn 10 cm radieltfra foringen er sterkt redusert.

Siden frac materialet i borehullregionen vanligvis også er indikativ for en proppet fraktur i nabostilling til dette området av borehullet ble en annulus i borehullet med proppet frac-oppslemning utenfor foringen

(bulkproppmaterialetoppslemningen erstattet sementen) modellert. Resultater med 1,0% borkarbid bulkproppmaterialet i annulus alene, samt bulkproppmaterialet i både annulus og en 1,0 cm bred fraktur i en 28,3% porøsitetsformasjon, er illustrert i Tabell 2A. Tabell 2A indikerer også effekten av frakturen i "perp" orienteringen snarere enn "para" orienteringen i forhold til loggeverktøyet. Tabell 2B presenterer tilsvarende data for Gd203bulkproppmaterialet i annulus alene samt med bulkproppmaterialet både i annulus og i en 0,4 cm bred fraktur. Mange ulike konsentrasjoner av Gd2C«3 (0,0%, 0,054%, 0,27% og 0,45%) er illustrert for bulkproppmaterialet i annulus. 0,0% data representerer standard (udopet) keramisk bulkproppmaterialet. 0,27% data representerer en Gd203konsentrasjon grovt ekvivalent i effekt med 1 % B4C dopet bulkproppmaterialet i Tabell 2A. 0,054% data i Tabell 2B illustrerer annulus inneholdende Gd203bulkproppmaterialet med en redusert konsentrasjon

(simulerer at 20% av det umerkede bulkproppmaterialet i annulus erstattes av bulkproppmateriale inneholdende 0,27% Gd203). Dataene med 0,45% Gd203indikerer effekten av ytterligere økning av konsentrasjonen av Gd203i bulkproppmaterialet.

Som vist i Tabell 2A, er nå reduksjonen i tellehastigheten (signalene) mye større (omtrent 30-35% reduksjon i tellehastighet) på grunn av 1 % B4C bulkproppmaterialet i annulus i forhold til udopet bulkproppmateriale i annulus. Når imidlertid 1% B4C dopet bulkproppmateriale er til stede i den annulare region er effekten av ytterligere bulkproppmateriale i frakturen det vesentlige maskert. Dette kan sees fra tabell 2A data ved at, med dopet bulkproppmateriale i annulus er det kun svært små forskjeller i de observerte tellehastigheter om dopet bulkproppmateriale også var til stede i frakturen eller ikke. Dette er tilfelle uansett orienteringen - "para" eller "perp" - av frakturen i forhold til loggeverktøyet. Det kan også sees i Tabell 2A at udopet bulkproppmateriale i annulus resulterer i en noe (~5%) høyere tellehastighet enn ren sement i annulus på grunn av den lavere hydrogenindeks til den modellerte bulkproppmaterialoppslemningen i forhold til sement. Uansett, siden bulkproppmaterialet i borehullregionen også vanligvis er indikativ for tilstedeværelsen av formasjonsfrakturering i nabostilling til dette området av borehullet er fraktursignalet lett observerbart og kan være større enn signalet forårsaket av bulkproppmaterialet i frakturen alene. Selvfølgelig ville det være usannsynlig at hele borehull-annulus er fylt med bulkproppmateriale, men modelldata med kun 0,2% B4C i annulus, som representerer en 20% bulkproppmaterialfylling av annulus, indikerer tilsvarende betydelig reduksjon i observerte tellehastigheter (se tilsvarende 20% bulkproppmaterialfyllingsdata presentert i Tabell 2B nedenfor).

Tabell 2B, med 0,27% gadoliniumoksid som erstatning for 1% borkarbid i bulkproppmaterialet, indikerer at omtrent 25-30% reduksjon i tellehastighet observeres med Gd203merket bulkproppmaterialet i forhold til umerket bulkproppmaterialet i annulus. Dette er grovt den samme effekt som observeres i Tabell 2A med 1 % B4C i annulus. Dataene i Tabell 2B illustrerer også betydningen av en lavere prosentdel (20%) fyllegrad av annulus med det merkede bulkproppmaterialet, hvor konsentrasjonen av Gd203var redusert ved en faktor på fem til 0,054%. Det kan sees at selv med kun en 20% fyllingsgrad av annulus med merket bulkproppmaterialet og resten med umerket bulkproppmateriale (eller sement), faller den observerte tellehastigheten betydelig (ca. 15-20%), hvilket er ca. tre ganger større reduksjonen enn med 0,27% Gd203bulkproppmaterialfylling av en 0,4 cm fraktur (se Fig. 41). I Tabell 2B, i likhet med dataene i Tabell 2A, er effekten av merket bulkproppmateriale i frakturen for det meste maskert når merket bulkproppmateriale også er tilstede i borehull-annulus. Det kan også sees fra dataene med de høyeste (0,45%) Gd2C«3 konsentrasjonene at økning av Gd203konsentrasjonen over 0,27% kun har en liten økende effekt på tellehastighetsreduksjonen (tilsvarende resultatene i Figurene 4A-4L). Fra Tabellene 2A og 2B kan det sees at tilsvarende resultater oppnås uansett om B4C eller Gd203blir anvendt til merking av bulkproppmaterialet.

Dataene i Tabell 3 illustrerer sensitiviteten av nøytron tellehastigheter på en forandring i borehullfluid saliniteten (BFS), fra ikke-saltløsnings inneholdende fluider beskrevet i figurene over til fluider med saliniteter på opptil 250 Kppm NaCI (saliniteten til mettet saltvann).

Som vist i Tabell 3 forårsaker borehullfluidsalinitet en stor undertrykkelse i nære, fjerne og ekstrafjerne tellehastigheter. For høye borehullfluidsalinitier er tellehastighetsreduksjonen mye større enn for tellehastighetsreduksjonen forårsaket av tilstedeværelsen av borkarbid i bulkproppmaterialet i frakturene. I en formasjon med for eksempel 1% B4C dopet bulkproppmateriale i frakturen, om borehullfluid saliniteten forandres fra 0 Kppm til 150 Kppm, vil tellehastigheten i den nære detektor reduseres med 29,7% ((5317,9-7563,3)/7563,3). Denne reduksjonen er ca. 2-3 ganger større enn den ca. 10-15% reduksjonen i tellehastighet i Tabell 1 forårsaket av å forandre konsentrasjonen av borkarbid i bulkproppmaterialet i frakturene. Borehullfluid salinitetsrelatert tellehastighetsreduksjon er også tilsvarende eller større i forhold til frac signalet med merket bulkproppmateriale i borehull annulart område som vist i Tabellene 2A og 2B. Også, som vist i Tabell 3, uansett borehull salinitet, så lenge saliniteten ikke endres mellom pre-fraktur og post-fraktur loggene, kan tilstedeværelsen av borkarbid i bulkproppmaterialet i frakturen lett detekteres (10-15% reduksjon i tellehastighet).

Hvis borehullbetingelsene forandres mellom pre-fraktur og post-fraktur logg kjøringer (så som en borehull salinitetsforandring som illustrert i Tabell 3) eller hvis forskjellige termisk nøytronverktøy eller PNC-verktøy anvendes for de to logg kjøringene (for eksempel kompensert nøytronverktøy kjørt av ulike service bedrifter for pre-fraktur og post-fraktur logger) eller hvis nøytron produksjonen for de anvendte kildene i pre-fraktur og post-fraktur loggene er forskjellig, vil det sannsynligvis være nødvendig å normalisere logg-responsene, fortrinnsvis i loggede intervaller eller soner kjent å være utenfor området hvor fremkalt frakturering er mulig. Det kan også i mange situasjoner være mulig å fjerne pre-fraktur loggen fullstendig hvis en tidligere nøytron logg, pulset nøytron logg eller kompensert nøytron logg allerede er kjørt i brønnen. Denne loggen, muligens også normalisert til post-fraktur loggen som beskrevet over, kan erstatte pre-fraktur loggen.

For eksempel, og uten å være begrensende, med referanse til Tabell 3, om store endringer i fluidsalinitet finner sted mellom logg kjøringene oppsamlet før versus etter frac jobben, ville den resulterende tellehastighetsforandring sannsynligvis være vanskelig å tolke uten anvendelse av normaliseringsteknikker. Imidlertid, siden denne approksimerte salinitets-baserte tellhastighetsnedsetting vil være observert oppover og nedover i borehullet samt i frakturområdet, er det mulig å normalisere tellehastighetene fra pre-fraktur og post-fraktur logg kjøringene utenfor frac området av interesse og fortrinnsvis med normalisering ved anvendelse av soner med lignende porøsitet som formasjonen(e) som fraktureres. En tilsvarende normaliseringsprosedyre kan være nødvendig hvis ulike verktøy eller nøytronkilder anvendes for pre-fraktur og post-fraktur logg kjøringer eller hvis en tidligere eksisterende eller syntetisert nøytron, kompensert nøytron eller PNC-logg blir anvendt som erstatning for pre-fraktur loggen.

Dataene i Tabell 4 viser den begrensede sensitivitet for kompensert nøytron nær/fjern detektortellehastighet for tilstedeværelsen av borkarbid dopet bulkproppmateriale i forhold til sensitiviteten ved endringer i formasjonsporøsitet. Nær/fjern detektortelleforhold (N/F) med og uten borkarbid dopet bulkproppmateriale er vist for ulike formasjons og borehullbetingelser. Det synes kun å være små forholdsøkninger med bulkproppmateriale til stede. Fra disse data og tellehastighetsdata i Tabellene 1 og 2A, FIGURENE 4A-4F og FIGURENE 5A-5B kan det sees at et dobbelt avstand ("a dual spaced") termisk nøytron forhold influeres betydelig mindre av tilstedeværelsen av borkarbid dopet bulkproppmateriale enn de individuelle tellehastighetene selv. Tilsvarende forholds-insensitivitet ble observert med Gd203som erstatning for B4C i bulkproppmaterialet.

I alle dataene i Tabell 4 inneholder bulkproppmaterialet 1 % borkarbid og frakturen er 1 cm bred og geometrien er "para" stilling som vist i FIG. 3A. I alle kjøringer er standardavvik statistisk usikkerhet i hvert forholdstall +/- 2% (eller mindre) av forholdstallet. Siden kompensert nøytronverktøy anvender et forhold for å bestemme formasjonsporøsiteten er det mulig å anvende tellehastighetsreduksjonen observert i post-fraktur loggen for å indikere fraktur, samtidig med anvendelse av post-fraktur tellehastighetforholdsdata for å indikere formasjonsporøsitet, praktisk talt uavhengig av tilstedeværelsen av bulkproppmaterialet og fraktur.

FIG. 7A er en eksemplifisert nøytron/kompensert nøytron brønn logg sammenligning mellom pre-fraktur og post-fraktur datasett. Bulkproppmaterialet anvendt i frac ble merket med et høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittsmateriale. Lokaliseringen og høyden av de frakturerte intervaller ble bestemt ved korrelasjon av intervaller som har forskjeller i pre-fraktur og post-fraktur tellehastighetsdata med de tilsvarende dybdeintervallene i brønnen.

De observerte tellehastigheter i alle tre detektorer (nær, fjern og ekstrafjern) ble redusert i post-fraktur loggene i områder med frakturering, uansett hvorvidt bulkproppmaterialet er i borehullet, i frakturen eller i begge. De absolutte tellehastigheter er lavere i detektorer i større avstand fra kilden og de fraksjonerte signalene (separasjon mellom kurvene) kan være noe større med lenger avstand fra detektorene. Pre-fraktur og post-fraktur logg normaliseringsintervaller over og/eller under det potensielle frac-områder blir anvendt for normalisering av pre-fraktur og post-fraktur loggene i situasjonene hvor logg-normalisering er nødvendig.

EKSEMPEL 2

PNC Verktøy

Et PNC-system med en 14-MeV pulset nøytron generator ble modellert ved anvendelse av MCNP5 for å bestemme høyden av en fraktur i en formasjon. Nedbrytningskurve-tellehastighetsdata detektert med termisk nøytron eller gammastrålesensorer blir registrert etter frakturering av formasjonen. Som i tilfellet med nøytron og kompensert nøytronverktøy, blir de observerte parametere deretter sammenlignet med tilsvarende verdier registrert i en logget kjøring utført før brønnen ble frakturert, igjen fortrinnsvis med samme eller tilsvarende loggeverktøy og med samme borehullbetingelser som for post-fraktur loggen. Formasjons og borehull termisk nøytronabsorpsjonstverrsnitt blir beregnet fra to-komponents nedbrytningskurver. Økning i formasjons og borehull termisk nøytron absorpsjonstverrsnitt i post-fraktur PNC-loggen i forhold til pre-fraktur loggen, samt reduksjon mellom loggene i de observerte tellehastigheter og i beregnede formasjons og/eller borehullkomponenttellehastigheter og tellehastighetsintegraler blir anvendt for å identifisere tilstedeværelsen av borkarbid dopet bulkproppmateriale i de fremkalte fraktur(ene) og/eller i borehullområdet i nabostilling til den frakurerte sonen.

Et PNC-verktøy kan anvendes for dataoppsamling og prosessering for observasjon både av tellehastighetsrelatert endringer og endringer i beregnede formasjons og borehull termisk nøytronoppfangende tverrsnitt for å identifisere tilstedeværelsen av nøytronabsorberende elementer i bulkproppmaterialet.

I foreliggende "dual exponential" PNC-verktøy, som beskrevet i SPWLA Annual Symposium Transactions, 1983 paper CC betegnet Experimental Basis For A New Borehole Corrected Pulsed Neutron Capture Logging System (Thermal Multi-gate Decay "TMD") av Shultz et al.; 1983 paper DD betegnet Applications Of A New Borehole Corrected Pulsed Neutron Capture Logging System (TMD) av Smith, Jr. et al.; og 1984 paper KKK betegnet Applications of TMD Pulsed Neutron Logs In Unusual Dowhole Logging Environments av Buchanan et al., kan ligningen forden detekterte tellehastigheten c(t), målt med termisk nøytron (eller gammastråle) detektorer som en funksjon av tiden mellom nøytron pulsene approksimeres ved ligning 1: hvor t er tiden etter nøytronpulsen, Abhog Afmer de innledende størrelsene på henholdsvis borehull- og formasjonsnedbrytningskomponenter ved slutten av nøytronpulsene (noen ganger betegnet "bursts"), ogTbhogTfmer de respektive borehull- og formasjonskomponent eksponentielle nedbrytningskonstanter. Borehull og formasjonskomponent oppfangende tverrsnitt Ibhog Ifmer omvendt relatert til deres respektive nedbrytningskonstanter gjennom forholdene:

hvor tverrsnittene er i oppfangende enheter og nedbrytningskonstantene er i mikrosekunder.

En økning i det oppfangende tverrsnitt Ifmvil observeres i post-fraktur logger med bulkproppmaterialet i formasjonsfrakturene i forhold til pre-fraktur pulsede nøytronlogger. Heldigvis, på grunn av evnen til PNC logging til å separere tellehastighets-signalene fra borehullet og formasjon, vil det også være en redusert sensitivitet i formasjonsoppfangende tverrsnitt overfor hvilken som helst uunngåelig endring i borehullområdet (så som borehullsaliniteten eller endringer i foringen) mellom pre-fraktur og post-fraktur pulsede nøytronlogger, i forhold til situasjoner hvor nøytron eller kompensert nøytronverktøy blir anvendt for å fremskaffe målingene.

Formasjonskomponent tellehastighet vil også være påvirket (redusert) av tilstedeværelsen av bor-inneholdende absorbenter i bulkproppmaterialet i frakturen, spesielt i PNC-verktøy som har gammastråledetektorer. Formasjonskomponent tellehastigheten vil også reduseres med bor til stede i borehullområdet, siden mange av de termiske nøytroner som primært nedbrytes i formasjonen faktisk kan oppfanges i borehullområdet (dette er den samme grunnen som forårsaker at et stort antall av jern gammastråler sees i spektra i tidsintervaller etter nøytron pulser dominert av formasjonsnedbrytningskomponent, selv om det eneste jern til stede er i brønn rør(ene) og verktøyhus i borehullområdet).

Siden de fleste moderne PNC-verktøy også måler

borehullkomponentnedbrytning vil en økning i borenulloppfangende tverrsnitt It>h og en forandring i borehullkomponent tellehastighet (spesielt om borkarbid blir anvendt som det høyt termisk nøytronoppfangende tverrsnittsmateriale) i post-frakturloggen i forhold til pre-fraktur loggen kunne indikere tilstedeværelse av bulkproppmaterialet i nærheten av borehullet, hvilket også vanligvis er indikativt for tilstedeværelse av fremkalt frakturering i den nabostilte formasjonen.

FIGURENE 6A-6C og Tabellene 5A og 5B viser MCNP5-modellerte resultater for PNC-verktøy utførelsesformen av oppfinnelsen. Nal gammastråledetektorer ble anvendt i alle PNC-modeller. Dataene ble oppnådd ved anvendelse av et hypotetisk 4,286 cm (1,6875 tommers) diameter PNC-verktøy for å oppsamle pre-fraktur data (Fig. 6A) og post-fraktur data (Fig. 6B) med bulkproppmateriale som har 1,0% borkarbid i en 1,0 cm bred fraktur i en 28,3% porøsitetsformasjon. Fig. 6C illustrerer post-fraktur data med bulkproppmaterialet som har 1,0% borkarbid bulkproppmaterialet i det annulare (sement) området istedenfor i frakturene i formasjonen. Hvis ikke på annen måte nevnt er borehullet og formasjonsbetingelsene som beskrevet i FIG. 3A. Kildedetektor avstandene er som de anvendt i de tidligere nøytron-logge

eksemplene. I FIGURENE 6A-6C er de totale tellehastigheter i hver tidssone langs hver av nedbrytningskurvene representert som punkter langs tidsaksen (x aksen). Nær detektor nedbrytningen er den langsomt fallende øvre kurve i hver figur, fjern detektor nedbrytningen er den midtre kurven og den ekstrafjerne detektor nedbrytning er den nederste kurven. De beregnede

formasjonsnedbrytningskomponenter fra de to eksponentielle tilpasningsprosedyrer er de mer langsomt fallende eksponesialer (de heltrukne linjene i figurene) plottet ovenpå de totale nedbrytnings kurvepunkter i hver figur (for hver detektor). Avvikene fra nedbrytningskurvene i de tidlig deler av kurven fra den heltrukne linje skyldes den ytterligere tellehastighet fra de hurtigere nedbrytende borehullskomponenter. Punktene som representerer den hurtigere nedbrytende borehullsregionnedbrytning vist i figurene ble beregnet ved å subtrahere den beregnede formasjonskomponent fra den totale tellehastigheten. Anbrakt på hver av punktene langs borehullsnedbrytningskurvene er linjene som representerer de beregnede borehulls eksponentielle ligninger fra de to

eksponentielle tilpassningsalgoritmene. R<2>verdier forbundet med hver beregnet eksponentiell komponent i Figurene 6A-6C avslører hvor nær de beregnede verdier korrelerer med de faktiske data, med 1,0 som indikerer en perfekt tilpasning. Den gode tilpasning mellom punktene langs nedbrytningskurvene og de beregnede formasjons og borehull eksponentielle komponenter bekrefter validiteten av de to eksponentielle approksimasjoner.

Tabell 5A viser den beregnede formasjons- og borehullsinformasjon fra

Figurene 6A og 6B og også tilsvarende informasjon fra nedbrytningskurver beregnet med frakturene i perp orientering i forhold til verktøyet (se Fig. 3B). Som kan sees av Tabell 5A at selv om det formasjonskomponent oppfangende tverrsnitt, Zfm, ikke observeres å forandres så meget som kan beregnes fra et flertalls volumetriske betraktninger er det allikevel en merkbar (opptil 18%) økning observert i Ifmmed borkarbid dopet bulkproppmaterialet i frakturen, avhengig av detektoravstanden. Også fra Tabell 5A kan det sees at orienteringen av verktøyet i borehullet i forhold til frakturen (para vs. perp data) ikke er så signifikant som observert for det kompenserte nøytronverktøyet. Når 0,27% Gd203(i motsetning til 1,0% B4C) ble modellert i MCNP5-programvaren som det høyt oppfangende tverrsnittsmateriale i bulkproppmaterialet økte Zfmpå tilsvarende måte som beskrevet ovenfor med hensyn til borkarbid. Fra ligning 1 er også integralet over hele tidsrommet av den eksponentielle nedbrytningstellehastighet fra formasjonskomponenten som kan beregnes som Afm<*>Tfm, hvor Afmer den initiale størrelsen av formasjonsnedbrytningskomponenten ogTfmer formasjonskomponentens eksponentielle nedbrytningskonstant. Den beregnede formasjonskomponent Afm<*>Tfmtellehastighetsintegral reduseres ca. 22-44% med borkarbid dopet bulkproppmaterialet i frakturen, hvilket er et betydelig fraktursignal. De observerte tellehastighetsnedbrytningskurver oppsummert over et gitt tidsintervall etter nøytronpulsene hvor formasjonskomponenttellehastigheten dominerer (for eksempel 400-1 OOOusek) kunne vært erstattet med Afm<*>Tfm, imidlertid med noe reduksjon i sensitivitet og/eller nøyaktighet. I motsetning til bulkproppmaterialet inneholdende 1,0% B4C ble det ikke en stor tellehastighetsrelatert reduksjon i Afm<*>Tfm, siden gadolinium, i motsetning til bor, emitterer gammastråler etter termisk nøytronoppfanging, når 0,27% Gd203ble modellert i MCNP5 programvaren som det høyt oppfangende tverrsnittsmateriale i bulkproppmaterialet. Noen forskjeller observeres også i Tabell 5A for borehullkomponent-tverrsnittet og tellehastigheter. Disse forskjellene, selv om også disse er potensielt anvendelige for frac identifikasjon, synes ikke å være så systematiske som endringene i formasjonskomponentdata, siden bulkproppmaterialet i formasjonsfrakturene primært påvirker PNC formasjonsparametere, i motsetning til borehullparametere.

Fig. 6C indikerer at økningene i formasjons og spesielt borehull komponent tverrsnitt og stor reduksjon (opptil 85% reduksjon) både i formasjons og borehull komponenttellehastigheter observeres med 1,0% B4C merket bulkproppmaterialfylling av sement annulus. Imidlertid, siden det er usannsynlig at hele borehullannulus ville være fylt med bulkproppmaterialet ble tilsvarende modelldata også oppsamlet som representerer en mer realistisk partiell fylling av annulus med merket bulkproppmateriale. Tabell 5B representerer data oppsamlet for å vise virkningene av 0,2% B4C dopet bulkproppmaterialet i borehullannulus (sementområdet) på PNC-verktøyet. Denne B4C konsentrasjonen er representativ for en 20% fylling av annulus med et bulkproppmaterialet merket med 1 % B4C. Ifmog Ibhøker med bulkproppmaterialet i borehullannulus. Spesielt med bulkproppmaterialet i annulus reduseres den beregnede formasjonskomponent tellehastigheten Afm<*>Tfmvesentlig~ca. 50%. Abh<*>Tbhkan også endres, men ikke på langt nær så mye. Disse endringer indikerer en proppet fraktur, gitt antagelsen at noen av borehullområdene i nabostilling til det proppede frakturerte området også inneholder merket bulkproppmateriale.

Effektene beskrevet i Tabellene 5A og 5B kan også sees ved visuell observasjon av nedbrytningskurvene i FIGURENE 6A-6C. Ved sammenligning av tre pre-fraktur nedbrytningskurver i FIG. 6A med de tilsvarende post-fraktur kurver i FIG. 6B og FIG. 6C, kan formasjonskomponenter sees å nedbryte raskere med borkarbid dopet bulkproppmateriale i formasjonsfrakturen (Fig. 6B) og også noe med borkarbid dopet bulkproppmaterialet i sement annulus (Fig. 6C). På den annen side synes nedbrytningshastigheter av borehullkomponenter mindre sensitiv for tilstedeværelsen av bulkproppmaterialet i frakturen (Fig. 6B), men er svært anvendelig for identifikasjon av borehullbulkproppmaterialet (Fig. 6C).

Denne reduserte borehullkomponentsensitivitet overfor bulkproppmaterialet i frakturen kan også sees i dataene i Tabell 5A, som viser Ibhog Abh<*>Tbh, beregnet fra nedbrytningsdataene i FIGURENE 6A og 6B for pre-fraktur og post-fraktur nedbrytningskurver. Det er mye mindre prosentvis endringer i borehullparametere Ebhog Abh<*>Tbhmellom pre-fraktur og post-fraktur nedbrytningsdata sammenlignet med den prosentvise forandring i formasjonsparameterne Ifmog Afm<*>Tfm. Denne reduserte borehullkomponentsensitivitet for frakturer er primært på grunn av det faktum at borehullområdet ikke er vesentlig forskjellig i disse to situasjoner (frakturen inneholdende bulkproppmaterialet strekker seg ikke gjennom borehullområdet) og borehullkomponenten senser primært dette området.

PNC-formasjonsparametere, som tidligere beskrevet, er mindre sensitiv enn nøytron eller kompensert nøytron overfor endringer i ikke-bulkproppmaterialerelaterte endringer i borehullbetingelser mellom pre-fraktur og post-fraktur logger (så som borehullfluid salinitetsendringer eller endringer i foringsbetingelser). Dette skyldes evnen til PNC-systemer for å separere formasjons og borehullkomponenter. Dette kan sees i dataene i Tabell 6, hvor saliniteten i borehullfluidet ble endret fra friskt vann til saltvann (102 Kppm NaCI). Formasjonsparameterne er praktisk talt insensitive for denne forandring, mens begge borehullparameterne er svært sensitive overfor salinitetsforandringene. Således vil formasjonsparameterendringer på grunn av tilstedeværelsen av merket bulkproppmaterialet ikke være influert av borehullbetingelsesendringer mellom logg kjøringer. Endringer i borehullarametere, koblet med fravær av endringer i formasjonsparametere kan også anvendes for å identifisere områdene hvor borehullregioner har endret seg mellom logger siden slik forandring også kan være av interesse.

Moderne multi-komponent PNC-verktøy detekterer gammastråler som kan anvendes for å beregne formasjonsnedbrytningskomponenter (og således både Zfmog Afm<*>Tfm) som bare er minimalt sensitive for de fleste borehullområde endringer, som sett ovenfor. Hvis et PNC-verktøy som måler termiske nøytroner istedenfor gammastråler blir anvendt vil Zfmogså være sensitiv overfor formasjonsendringer (merkede frakturer) og relativt insensitiv for borehullområdeendringer. Afm<*>Tfmvil også være sensitiv for tilstedeværelsen av bulkproppmaterialet i borehullet, delvis fordi de termiske nøytronene vil være ytterligere svekket ved å traversere dette sterkt oppfangende tverrsnitt borehullannulus mellom formasjonen og detektorene i loggeverktøyet. Borehullnedbrytningsparameterne (Zbhog Abh<*>Tbh), som de målt med et PNC-verktøy inneholdende gammastråledetektorer, er mindre sensitiv enn Zfmog Afm<*>Tfmoverfor endringer i formasjonen, men borehullparametere og spesielt Zbh, er svært sensitiv overfor merket bulkproppmaterialet i borehullet. I et PNC-verktøy inneholdende termiske nøytrondetektorer vil således endringene i alle fire parametere (Zfm, Afm<*>Tfm, Zbhog Abh<*>Tbh) generelt påvirkes på samme måte av merket bulkproppmateriale som PNC-verktøy inneholdende gammastråle detektorer. Hvis bor blir anvendt som det høyt tverrsnitt bulkproppmaterialet merkematerialet vil den observerte tellehastighetsreduksjon sannsynlig være relativt mindre i verktøy med termiske nøytrondetektorer enn i verktøy med gammadetektorer på grunn av ovennevnte fravær av oppfangende gammastråler etter nøytronoppfanging av bor.

Endringer i Zfmog Afm<*>Tfmkan overvåkes hvis en vanskelig kvantifiserbar forandring i borehullregionbetingelsene (så som endringer i borehullfluid salinitet eller foringsbetingelser) har skjedd mellom logg kjøringene. Siden Zfmikke er svært sensitiv for endringer i borehullregionen kan Zfmovervåkes hvis det er ønskelig å vektlegge deteksjon av merket bulkproppmaterialet i formasjonen i motsetning til merket bulkproppmaterialet i borehullregionen. På den annen side, hvis noe av det borkarbid dopede bulkproppmaterialet er lokalisert i borehullregionen i nabostilling til en fremkalt fraktur vil en økning i det beregnede borehulls termiske nøytronoppfangende tverrsnitt Zbhobserveres i post-fraktur loggen sammenlignet med pre-fraktur loggen (endringer i borehullnedbrytningskomponent tellehastigheter og Abh<*>Tbhville være mindre signifikant). Disse borehullparameterendringer ville være svært mindre tydelig hvis bulkproppmaterialet hadde vært i frakturene i formasjonen. En annen utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer for overvåkning endringer i Zbhog Afm<*>Tfmog i noen tilfeller, Abh<*>Tbh, (og en mangel på forandring i Zfm) for å detektere bulkproppmateriale lokalisert i borehullregion.

Et eksempel på brønn logg sammenligning av pre-fraktur og post-fraktur logger ved anvendelse av et PNC-verktøy med en oppfangende gammastråledetektor eller en termisk nøytrondetektor er vist i FIG. 7B, som er representativ for datamottak fra én av detektorene (dvs. nære, fjerne eller ekstrafjerne detektorer). Bulkproppmaterialet anvendt i frac ble merket med et høyt termisk nøytronoppfangende tverrsnittsmateriale. Normalisering av pre-fraktur og post-fraktur loggene i intervall(ene) utenfor den mistenkte frakturerte sonen kan være nødvendig før sammenligningen utføres. Zfmøker og Afm<*>Tfmreduseres med merket bulkproppmaterialet kun i frakturen. Imidlertid har Zbhog Abh<*>Tbhkun begrenset sensitivitet overfor fraktur (formasjons) bulkproppmaterialet. Med merket bulkproppmaterialet kun i borehullet er Zfmminimalt påvirket, siden borehullregionendringer ikke tenderer å innvirke på Zfm. Afm<*>Tfmreduseres i post-fraktur loggen. Zbhog Abh<*>Tbher også begge sensitive overfor tilstedeværelsen av merket bulkproppmateriale i borehullregionen (Zbhøker og Abh<*>Tbhreduseres). Med merket bulkproppmateriale både i borehullet og i formasjonen separeres alle fire loggkurver i soneninneholdende bulkproppmaterialet. Således, siden de fire PNC-loggeparameterne (Zfm, Afm<*>Tfm, Zbhog Abh<*>Tbh), når observert sammen, responderer forskjellig i alle tre av de ovenfor bulkproppmateriale lokasjonssituasjoner kan én bestemme hvorvidt bulkproppmaterialet er til stede i borehullregionen eller i en fraktur eller i begge ved å observere endringene eller mangel på endringer i disse parametere mellom pre-fraktur og post-fraktur loggene.

Selv om diskusjonen ovenfor har fokusert på sammenligning av pre-fraktur og post-fraktur logger for å detektere lokasjonen av bulkproppmaterialet merket med høytermisk nøytronoppfangende tverrsnittsmaterialer (f.eks. B4C eller Gd203) for å indikere fremkalt fraktur, kan en tilsvarende sammenligning av to (eller flere) kompenserte nøytron eller PNC-logger kjørt på forskjellig tidspunkt etter frac jobben også gi anvendelig informasjon. Hvis det er en reduksjon over tid i en mengde av merket bulkproppmaterialet i frakturen og/eller borehullregionen vil en reversering av endringene beskrevet ovenfor observeres mellom en post-fraktur logg kjørt like etter frac jobben med en tilsvarende log kjørt på et senere tidspunkt (etter gjennomføring av nødvendig logg-normalisering). Økninger i nøytron eller kompensert nøytron logg tellehastigheter mellom loggene (eller reduksjon i Zfmog/eller Zbhog økning i Afm<*>Tfmfor PNC-logger) ville indikerer en reduksjon i et volum av bulkproppmateriale detektert når den senere post-fraktur loggen ble kjørt. Denne reduksjonen i et volum bulkproppmaterialet kan gi anvendelig informasjon om brønnen. Hvilket som helst bulkproppmaterialreduksjon er sannsynlig forårsaket av bulkproppmaterialet som produseres ut av brønnen sammen med oljefeltfluider produsert fra formasjonen. Bulkproppmaterialreduksjonen kunne indikere at frakturen ikke er så godt proppet som den var initialt (og således muligens krever ytterligere en frac jobb eller andre avhjelpende grep). Redusert bulkproppmateriale kunne også indikere de frakturerte sonene fra hvilken mesteparten av produksjonen kommer, siden bulkproppmaterialet bare kan produseres fra produserende soner. Ingen endring i bulkproppmateriale kunne omvendt være indikativ for soner som ikke er produserende og således gi informasjon om soner som må rekompletteres. Hvis PNC-verktøy anvendes for disse sammenligningene ville det også være mulig å bestemme hvorvidt bulkproppmaterialendringer kommer fra borehullregionen eller formasjonsfrakturene selv eller begge. Hvis loggene kjøres på flere tidspunkter og flere ganger etter den første post-fraktur loggen kunne deretter progressive endringer overvåkes. Det ville selvfølgelig også være nyttig å vite hvorvidt en reduksjon i detektert bulkproppmaterialet var forårsaket av en reduksjon i kvaliteten av den proppede fraktur eller forårsaket av soner med de største produksjonsrater eller begge. Oppløsning av disse effekter kan være mulig ved å forsterke post-fraktur bulkproppmaterialeidentifikasjon loggene med: (1) konvensjonelle produksjonslogger, (2) gammastrålelogger for å lokalisere radioaktiv saltavsetning i soner som er et resultat av produksjon, (3) akustiske logger å detektere åpne frakturer, (4) andre logge data og/eller (5) feltinformasjon. Det skal bemerkes at denne type av post-fraktur informasjon ikke kan oppnås ved anvendelse av frakturidentifiseringsmetoder hvor radioaktive tracere med relativt kort halveringstid pumpes ned i hullet, ettersom radioaktiv nedbrytning ville gjøre de påfølgende post-fraktur loggene ubrukbare. Dette ville ikke være et problem med metodene her beskrevet, siden karakteristika/egenskapene til bor- eller gadolinium-merkede bulkproppmaterialer ikke forandres over tid.

Foregående beskrivelse og utførelsesformer skal illustrere oppfinnelsen uten å være begrensende. Det vil være klart for fagfolk på området at oppfinnelsen beskrevet her kan i det vesentlige dupliseres ved mindre endringer i materialinnehold eller fremstillingsmetoden. I den grad at slike materialer eller metoder er hovedsakelig ekvivalente er det ment at de omfattes av de følgende krav.

Claims

1. Metode for å bestemme lokalisering og høyde av en fremkalt fraktur i en undergrunnsformasjon omfattende: (a) opptak av et pre-fraktur datasett, hvilket er et resultat av: (i) nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et pulset nøytronoppfangende loggeverktøy omfattende en nøytronkilde og en detektor, (ii) emittere nøytroner fra nøytronkilden inn i borehullet og undergrunnsformasjonen og (iii) detektere termiske nøytroner eller oppfangede gammastråler i borehullet som er et resultat av nukleære reaksjoner i borehullet og undergrunnsformasjonen; (b) hydraulisk frakturering av undergrunnsformasjonen for å gi en fraktur med en oppslemning omfattende en væske og et bulkproppmateriale hvor alle eller deler av et slikt bulkproppmateriale omfatter et termisk nøytronabsorberende materiale; (c) opptak av et post-fraktur datasett ved: (i) nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et pulset nøytronoppfangende loggeverktøy omfattende en nøytronkilde og en detektor, (ii) emittere nøytroner fra sistenevnte nøytronkilde inn i borehullet og undergrunnsformasjon, (iii) deteksjon av termiske nøytroner eller oppfangede gammastråler i borehullet hvilke er et resultat av nukleære reaksjoner i borehullet og i undergrunnsformasjonen; (d) sammenligning av pre-fraktur og post-fraktur datasettet for å bestemme lokasjonen av bulkproppmateriale; og (e) korrelere lokasjonen av bulkproppmaterialet med en dybdemåling av borehullet for å bestemme lokaliseringen og høyde til frakturen.

2. Metode ifølge krav 1 videre omfattende sammenligning av pre-fraktur og post-fraktur datasettet for å atskille bulkproppmaterialet i formasjonen fra bulkproppmaterialet i borehullet.

3. Metode ifølge krav 1 hvor dataene i pre-fraktur og post-fraktur datasettene er valgt fra gruppen bestående av logg-telle hyppighet, beregnede formasjons termisk nøytronoppfangende tverrsnitt, beregnede borehull termisk nøytronoppfangende tverrsnitt og beregnede formasjons og borehull dekomponeringskomponent tellehastighetsrelaterte parametere.

4. Metode ifølge krav 1 hvor bulkproppmaterialet er valgt fra gruppen bestående av keramisk bulkproppmateriale, sand, harpiksbelagt sand, plastkuler, glasskuler og harpiksbelagt bulkproppmateriale.

5. Metode ifølge krav 1 hvor bulkproppmaterialet inneholdende det termisk nøytronabsorberende materiale har et termisk nøytronoppfangende tverrsnitt som er større enn tilsvarende for undergrunnsformasjonen.

6. Metode ifølge krav 1 hvor bulkproppmaterialet inneholdende det termisk nøytronabsorberende materialet har et termisk nøytronoppfangende tverrsnitt med minst ca. 90 oppfangningsenheter.

7. Metode ifølge krav 1 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale omfatter minst ett element valgt fra gruppen bestående av bor, kadmium, gadolinium, iridium og blandinger derav.

8. Metode ifølge krav 1 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale omfatter bor og er valgt fra gruppen bestående av borkarbid, bornitrid, borsyre, høy bor konsentrert glass, sinkborat, boraks og blandinger derav.

9. Metode ifølge krav 1 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale omfatter gadolinium og er valgt fra gruppen bestående av gadoliniumoksid, gadoliniumacetat, høy gadolinium konsentrert glass og blandinger derav.

10. Metode ifølge krav 1 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale er til stede i en mengde fra ca. 0,1% til ca. 4,0 vekt% av bulkproppmaterialet.

11. Metode ifølge krav 1 hvor detektoren i minst ett av opptakstrinnene omfatter en termisk nøytrondetektor.

12. Metode ifølge krav 1 hvor detektoren i minst ett av opptakstrinnene, omfatter en gammastråledetektor.

13. Metode ifølge krav 1 videre omfattende normalisering av pre-fraktur og post-fraktur datasettene før sammenligning av pre-fraktur og post-fraktur datasettene.

14. Metode ifølge krav 13 hvor frakturen er å finne i en fraktureringssone i undergrunnsformasjonen og hvor normaliseringstrinnet omfatter trinnet å kjøre minst én brønn-logg utenfor fraktureringssonen.

15. Metode ifølge krav 1 hvor bulkproppmaterialet er et granulert bulkproppmateriale hvor hovedsakelig hvert bulkproppmaterialkorn har termisk nøytronabsorberende materiale internt innkorporert.

16. Metode ifølge krav 15 hvor bulkproppmaterialet er et keramisk materiale.

17. Metode ifølge krav 16 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale er B4 C.

18. Metode ifølge krav 16 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale er Gd2 03 .

19. Metode ifølge krav 1 hvor det samme pulsede nøytron oppfangende loggeverktøyet blir anvendt i hvert av opptakstrinnene.

20. Metode ifølge krav 1 hvor bulkproppmaterialet har et belegg og hvor det termisk nøytronabsorberende materiale er å finne i belegget.

21. Metode ifølge krav 20 hvor belegget er et harpiksbelegg.

22. Metode for å bestemme lokalisering og høyde av en fremkalt fraktur i en undergrunnsformasjon omfattende: (a) opptak av et pre-fraktur datasett, hvilket er et resultat av: (i) nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et nøytronloggeverktøy omfattende en nøytronkilde og en detektor, (ii) emittere nøytroner fra nøytronkilden inn i borehullet og undergrunnsformasjonen og (iii) detektere termiske nøytroner eller oppfangede gammastråler i borehullet som er et resultat av nukleære reaksjoner i borehullet og undergrunnsformasjonen; (b) hydraulisk frakturering av undergrunnsformasjonen for å gi en fraktur med en oppslemning omfattende en væske og et bulkproppmateriale hvor alle eller minst hoveddelen av et slik slikt bulkproppmateriale omfatter et termisk nøytronabsorberende materiale; (c) opptak av et post-fraktur datasett ved: (i) nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et nøytronloggeverktøy omfattende en nøytronkilde og en detektor, (ii) emittere nøytroner fra sistenevnte nøytronkilde inni borehullet og undergrunnsformasjonen, (iii) deteksjon av termiske nøytroner eller oppfangede gammastråler i borehullet hvilket er et resultat av nukleære reaksjoner i borehullet og i undergrunnsformasjonen; (d) sammenligning av pre-fraktur og post-fraktur datasettene for å bestemme lokasjonen av bulkproppmateriale; hvor nevnte sammenligning blir utført etter normalisering av pre-fraktur og post-fraktur datasettene og (e) korrelere lokasjonen av bulkproppmaterialet med en dybdemåling av borehullet for å bestemme lokalisering og høyde til frakturen.

23. Metode ifølge krav 22 hvor dataene i pre-fraktur og post-fraktur datasettene omfatter logg-telle hyppighet.

24. Metode ifølge krav 22 hvor bulkproppmateriale er valgt fra gruppen bestående av keramisk bulkproppmateriale, sand, harpiksbelagt sand, plastkuler, glasskuler og harpiksbelagt bulkproppmateriale.

25. Metode ifølge krav 22 hvor bulkproppmaterialet inneholdende det termisk nøytronabsorberende materialet har et termisk nøytron oppfangende tverrsnitt som er større enn tilsvarende for undergrunnsformasjonen.

26. Metode ifølge krav 22 hvor bulkproppmaterialet inneholdende det termisk nøytronabsorberende materialet har et termisk nøytron oppfangende tverrsnitt på minst ca. 90 oppfangingsenheter.

27. Metode ifølge krav 22 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale omfatter minst ett element valgt fra gruppen bestående av bor, kadmium, gadolinium, iridium og blandinger derav.

28. Metode ifølge krav 22 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale omfatter bor og er valgt fra gruppen bestående av borkarbid, bornitrid, borsyre, høy bor konsentrert glass, sink borat, boraks og blandinger derav.

29. Metode ifølge krav 22 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale omfatter gadolinium og er valgt fra gruppen bestående av gadoliniumoksid, gadoliniumacetat, høy gadolinium konsentrert glass og blandinger derav.

30. Metode ifølge krav 22 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale er til stede i en mengde fra ca. 0,1% til ca. 4,0 vekt% av bulkproppmaterialet.

31. Metode ifølge krav 22 hvor minst ett av de nevnte nøytron loggeverktøy anvendt for å oppnå nevnte datasett før og etter frakturering er et kompensert nøytronloggeverktøy.

32. Metode ifølge krav 31 hvor et forhold av telle-hypighet mellom to av detektorene i nevnte kompenserte nøytronverktøy blir anvendt for å bestemme formasjonsporøsitet samtidig med anvendelse av detektor telle-hyppighet for bestemmelse av lokalisering og høyde til frakturen.

33. Metode ifølge krav 22 hvor frakturen er i en fraktureringssone i undergrunnsformasjonen og normaliseringstrinnet omfatter trinnet å kjøre minst én brønn-logg utenfor fraktureringssonen.

34. Metode ifølge krav 22 hvor bulkproppmaterialet er et granulert bulkproppmateriale hvor hovedsakelig hvert bulkproppmaterialkorn har det termisk nøytronabsorberende materialet internt innkorporert.

35. Metode ifølge krav 34 hvor bulkproppmaterialet er et keramisk materiale.

36. Metode ifølge krav 35 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale er B4 C.

37. Metode ifølge krav 35 hvor det termisk nøytronabsorberende materiale er Gd2 03 .

38. Metode ifølge krav 22 hvor bulkproppmaterialet har et belegg og hvor det termisk nøytronabsorberende materialet er å finne i belegget.

39. Metode ifølge krav 38 hvor belegget er et harpiksbelegg.

40. Metode for å atskille bulkproppmaterialet i en undergrunnsformasjon fra tilsvarende bulkproppmateriale i et borehull gjennom undergrunnsformasjonen omfattende: (a) opptak av et pre-fraktur datasett, hvilket er et resultat av: (i) nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et pulset nøytronoppfangende loggeverktøy omfattende en nøytronkilde og en detektor, (ii) emittere nøytroner fra nøytronkilden inn i borehullet og undergrunnsformasjonen og (iii) detektere termiske nøytroner eller oppfangede gammastråler i borehullet som er et resultat av nukleære reaksjoner i borehullet og undergrunnsformasjonen; (b) hydraulisk frakturering av undergrunnsformasjonen for å gi en fraktur med en oppslemning omfattende en væske og et bulkproppmateriale hvor alle eller deler av et slikt bulkproppmateriale omfatter et termisk nøytronabsorberende materiale; (c) opptak av et post-fraktur datasett ved: (i) nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et pulset nøytronoppfangende loggeverktøy, (ii) emittere nøytroner fra sistenevnte nøytronkilde inn i borehullet og undergrunnsformasjonen, (iii) deteksjon av termiske nøytroner eller oppfangede gammastråler i borehullet hvilket er et resultat av nukleære reaksjoner i borehullet og i undergrunnsformasjonen; (d) sammenligning av pre-fraktur og post-fraktur datasettene for å atskille bulkproppmateriale i undergrunnsformasjonen fra bulkproppmateriale i borehullet.

41. Metode ifølge krav 40 hvor dataene i pre-fraktur og post-fraktur datasettene er valgt fra gruppen bestående av logg-telle hyppighet, beregnede formasjons termisk nøytronoppfangende tverrsnitt, beregnede borehull termisk nøytronoppfangende tverrsnitt og beregnede formasjons og borehull dekomponeringskomponent tellehastighetsrelaterte parametere.

42. Metode for å lette hydrokarbonproduksjon fra en undergrunnsformasjon i en brønn i hvilken borehullet går igjennom, idet metoden omfatter trinnene: tilveiebringe en "frac" oppslemning omfattende et granulært bulkproppmateriale hvor hovedsakelig hvert korn har et høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittsmateriale internt innkorporert; å pumpe "frac" oppslemningen ned i hullet gjennom borehullet og inn i undergrunnsformasjonen på en måte som forårsaker at "frac" oppslemningen gir en fraktur i undergrunnsformasjonen hvor bulkproppmateriale er operativt plassert; og detektere nærvær av en indusert fraktur ved å detektere effektene av termiske nøytron oppfangende reaksjoner med høy termale nøytronoppfangende tverrsnittsmateriale.

43. Metode ifølge krav 42 hvor det termisk nøytron oppfangende tverrsnittet til den høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittmaterialet overstiger tilsvarende for undergrunnsformasjonen.

44. Metode ifølge krav 42 hvor bulkproppmaterialet har et termisk nøytron oppfangende tverrsnitt på minst ca. 90 oppfangingsenheter.

45. Metode ifølge krav 42 hvor det høy termiske nøytron oppfangende tverrsnittsmateriale omfatter minst ett element valgt fra gruppen bestående av bor, kadmium, gadolinium, iridium og blandinger derav.

46. Metode ifølge krav 42 hvor det høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittsmaterialet omfatter bor og er valgt fra gruppen bestående av borkarbid, bornitrid, borsyre, høy bor konsentrert glass, sinkborat, boraks og blandinger derav.

47. Metode ifølge krav 42 hvor det høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittsmaterialet omfatter gadolinium og er valgt fra gruppen bestående av gadoliniumoksid, gadoliniumacetat, høy gadolinium konsentrert glass, og blandinger derav.

48. Metode ifølge krav 42 hvor det høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittsmaterialet er til stede i en mengde fra ca. 0,1% til ca. 4,0 vekt% av bulkproppmaterialet.

49. Metode ifølge krav 42 hvor bulkproppmaterialet materialet er et keramisk materiale.

50. Metode ifølge krav 49 hvor det høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittsmateriale er B4 C.

51. Metode ifølge krav 49 hvor det høy termisk nøytron oppfangende tverrsnittsmateriale er Gd2 03 -

52. Metode for å bestemme produksjon og fraktur-relatert karakteristikk til en undergrunnsformasjon som har bulkproppmateriale-inneholdende fraktursoner tidligere dannet i en fraktureringsoperasjon, idet metoden omfatter trinnene: (a) opptak av et første post-fraktur datasett indikativ for mengdene bulkproppmateriale i fraktureingssonene ved: (i) nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et loggeverktøy omfattende en nøytronkilde og en detektor, (ii) emittere nøytroner fra nøytronkilden inn i borehullet og undergrunnsformasjonen og (iii) detektere termiske nøytroner eller oppfangede gammastråler i borehullet som er et resultat av nukleære reaksjoner i borehullet og undergrunnsformasjonen; (b) etter opptakstrinnet produsere en mengde oljefeltsfluider fra undergrunnsformasjonen; (c) etter produksjonstrinnet opptak av et andre post-fraktur datasett indikativ for mengdene av bulkproppmateriale i fraktureringssonene ved: (i) nedsenking i et borehull gjennom en undergrunnsformasjon et loggeverktøy omfattende en nøytronkilde og en detektor, (ii) emittere nøytroner fra sistenevnte nøytronkilde inni borehullet og undergrunnsformasjonen, (iii) deteksjon av termiske nøytroner eller oppfangede gammastråler i borehullet hvilke er et resultat av nukleære reaksjoner i borehullet og i undergrunnsformasjonen; (d) bestemmelse av forskjellene, om noen, mellom mengdene av bulkproppmateriale i fraktureringssonene før produksjonstrinnet og mengdene av bulkproppmateriale i fraktureringssonene etter produksjonstrinnet ved å sammenligne det første post-fraktur og andre post-fraktur datasettet; og (e) anvendelse av de bestemte forskjeller i mengde bulkproppmateriale for å bestemme én eller flere produksjons- og/eller fraktur-relatert karakteristikk for undergrunnsformasjonen.

53. Metode ifølge krav 52 hvor minst én av de én eller flere produksjons og/eller fraktur-relaterte karakteristika for undergrunnsformasjonen er valgt fra den karakteristiske gruppen bestående av: (a) én eller flere av fraktureringssonene er ikke så proppet som den var initialt, (b) produksjon fra én eller flere av fraktureringssonene er større enn fra de andre sonene og (c) én eller flere av fraktureringssonene er ikke-produserende.

54. Metode ifølge krav 52 hvor hvert av opptakstrinnene utføres ved anvendelse av et nøytron loggeverktøy eller et kompensert nøytron loggeverktøy.

55. Metode ifølge krav 52 hvor hvert av opptakstrinnene utføres ved anvendelse av et pulset nøytronoppfangende loggeverktøy.

56. Metode ifølge krav 52 hvor: hvert av opptakstrinnene blir utført ved anvendelse av et pulset nøytron oppfangende loggeverktøy og metoden videre omfatter trinnet med bestemmelse av hvorvidt en detektert reduksjon i bulkproppmateriale skjedde i borehullet, i en formasjonsfraktur eller i begge.

57. Metode ifølge krav 56 hvor bestemmelsestrinnet blir utført ved å forsterke det første post-fraktur og det andre post-fraktur datasettet med én eller flere data typer valgt fra gruppen bestående av produksjonslogger, gammastrålelogger for å lokalisere radioaktiv saltavsetning i fraktureringssonene som er et resultat av produksjonen, akustiske logger å detektere åpne frakturer, andre loggedata og feltinformasjon.