BR112018012967B1

BR112018012967B1 - Método para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear e aparelho de ressonância magnética nuclear para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear

Info

Publication number: BR112018012967B1
Application number: BR112018012967-4A
Authority: BR
Inventors: Radu Coman
Original assignee: Baker Hughes, A Ge Company, Llc
Priority date: 2016-01-15
Filing date: 2017-01-12
Publication date: 2022-11-29
Also published as: US10739489B2; EP3403078B1; SA117380286B1; EP3403078A1; US20170205527A1; BR112018012967A2; EP3403078A4; WO2017123720A1

Abstract

PERFILAGEM DE RESSONÂNCIA MAGNÉTICA DE GRADIENTE BAIXO DE RESERVAS DE HIDROCARBONETO LEVE. Uma modalidade de um método para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear (NMR) inclui dispor de um dispositivo de medição de NMR em um transportador em uma formação de terra, aplicar um campo magnético estático dentro de uma formação e emitir uma pluralidade de sequências de pulsos dentro da formação, sendo que a pluralidade de sequências de pulsos inclui, pelo menos, uma primeira sequência de pulsos com um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência de pulsos com um segundo tempo de espera. O método também inclui receber um trem de eco com tempo de espera longo com base na primeira sequência de pulsos e um trem de eco com tempo de espera curto com base na segunda sequência de pulsos. O método inclui adicionalmente transformar, por um processador, os trens de eco em porções volumétricas incluindo uma porção volumétrica dos primeiros fluidos, estimar um tempo de relaxamento longitudinal para a porção volumétrica de primeiro fluido; e identificar se a porção volumétrica dos primeiros fluidos é gás ou óleo leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[001] Este pedido reivindica a prioridade do Pedido de Patente n°14/997195, depositado em 15 de janeiro de 2016, que é incorporado neste documento por referência na sua totalidade.

FUNDAMENTOS

[002] Compreender as características das formações geológicas e dos fluidos localizados nestas é importante para a exploração e produção eficaz de hidrocarbonetos. A avaliação da formação depende da interpretação petrofísica precisa derivada a partir de um conjunto diversificado de tecnologias de perfilagem. Uma dessas tecnologias, a ressonância magnética nuclear (RMN), pode ser utilizada para estimar características de formação, tais como porosidade independente de mineralogia e permeabilidade de rochas, para realizar a tipagem de fluidos e determinar os volumes de fluido, e para estimar características de fluido tais como viscosidade.

[003] Várias propriedades das formações podem ser derivadas de medidas RMN, tais como porosidade, volumetria, permeabilidade, saturação, viscosidade, tipo de fluido e distribuição do tamanho dos poros. A porosidade sem fonte é uma tendência importante na avaliação de formação e a perfilagem de RMN é considerada como uma substituição potencial da abordagem padrão de densidade de nêutrons para medir a porosidade da formação. Uma grande dificuldade da perfilagem de RMN é o fornecimento da porosidade exata em um reservatório de gás e o conhecimento convencional é que ferramentas independentes de perfilagem em RMN de gradiente baixo não são apropriadas para a perfilagem em reservatórios de óleo leve e gás. SUMÁRIO

[004] Uma modalidade de um método para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear (RMN) que inclui dispor de um dispositivo de medição de RMN em um transportador em uma formação de terra, o dispositivo de medição de RMN incluindo uma fonte de campo magnético e um conjunto de transmissão, aplicando um campo magnético estático em uma formação, pela fonte de campo magnético, e emitir uma pluralidade de sequências de pulsos, pelo conjunto de transmissão, dentro da formação, a pluralidade de sequências de pulsos inclui, pelo menos, uma primeira sequência de pulsos com um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência de pulsos tendo um segundo tempo de espera. O método também inclui receber dados de medição de RMN incluindo um trem de eco com tempo de espera longo e um trem de eco com tempo de espera curto, o trem de eco com tempo de espera longo baseado na primeira sequência de pulsos e o trem de eco com tempo de espera curto baseado na segunda sequência de pulsos. O método inclui adicionalmente transformar, por um processador, os trens de eco em porções volumétricas incluindo uma porção volumétrica dos primeiros fluidos, estimar um tempo de relaxamento longitudinal para a porção volumétrica de primeiro fluido; e identificar se a porção volumétrica dos primeiros fluidos é gás ou óleo leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

[005] Uma modalidade de um aparelho de ressonância magnética nuclear (RMN) para estimar as propriedades de uma formação de terra inclui dispositivo de medição de RMN configurado para ser disposto em um transportador em uma formação de terra, o dispositivo de medição de RMN inclui uma fonte de campo magnético e um conjunto de transmissão, a fonte de campo magnético configurada para aplicar um campo magnético estático em uma formação, o conjunto de transmissão configurado para emitir uma pluralidade de sequências de pulsos na formação, a pluralidade de sequências de pulsos incluindo, pelo menos, uma primeira sequência de pulsos tendo um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência de pulsos com um segundo tempo de espera. O aparelho também inclui um processador configurado para receber dados de medição de RMN incluindo um trem de eco com tempo de espera longo e um trem de eco com tempo de espera curto, o trem de eco com tempo de espera longo baseado na primeira sequência de pulsos e o trem de eco com tempo de espera curto baseado na segunda sequência de pulsos. O processador está configurado para executar: transformar os trens de eco em porções volumétricas incluindo uma porção volumétrica dos primeiros fluidos; estimar um tempo de relaxamento longitudinal para a primeira porção volumétrica de fluido; e identificar se a porção volumétrica dos primeiros fluidos é gás ou óleo leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[006] O objeto da invenção, considerada como a invenção, é especificamente apontado e distintamente reivindicado nas reivindicações e na conclusão do relatório descritivo. Outros e demais recursos e vantagens da invenção são evidentes a partir da seguinte descrição detalha, tomada em conjunto com as figuras que acompanham nas quais:

[007] A FIG.1 ilustra uma modalidade de um sistema de medição de formação que inclui um aparelho de medição de ressonância magnética nuclear (RMN);

[008] A FIG.2 é um fluxograma que representa uma modalidade de um método de medição de RMN que inclui estimar valores T1 utilizando sequências de pulso com tempo de espera duplo e diferenciar gás e óleo leve em uma formação;

[009] A FIG.3 ilustra um exemplo de trens de eco gerados por sequências de pulso com tempo de espera duplo;

[010] A FIG.4 representa um exemplo de curvas de distribuição de T2 calculadas pela inversão de trens de eco gerados pelas sequências de pulso com tempo de espera duplo; e

[011] A FIG.5 ilustra um exemplo de um mapa de polarização descrevendo a polarização como uma função de taxa de penetração e T1.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[012] Métodos, sistemas e aparelhos para medição de características de uma formação de terra utilizando técnicas de ressonância magnética de gradiente baixo são descritos neste documento. As modalidades de aparelhos, sistemas e métodos de ressonância magnética nuclear (RMN) utilizam medição de RMN de gradiente baixo para realizar várias medições de características de formação, incluindo medições relacionadas a hidrocarbonetos leves. As medições incluem porosidade, difusividade, viscosidade, detecção de gás, tipagem de hidrocarbonetos e correção do índice de hidrogênio (HI) em regiões de formação tais como reservatórios de óleo leve e/ou gás e outras formações que incluem, ou podem potencialmente incluir, hidrocarbonetos leves ou outros fluidos que podem ser detectados por técnicas de RMN.

[013] Em uma modalidade, os sistemas, aparelhos e métodos descritos neste documento utilizam sequências de pulsos com tempo de espera duplo (DTW) que inclui uma primeira sequência de pulsos com um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência de pulsos com um segundo tempo de espera. Uma modalidade de um aparelho de RMN é configurada para estimar um volume de hidrocarbonetos leves determinando uma porosidade parcial de um hidrocarboneto leve volumétrico com base em uma distribuição de T2 derivada a partir dos trens de eco DTW e estimar uma distribuição de T1 ou o valor (T1À) do volumétrico hidrocarboneto leve. A distribuição ou valor T1À é utilizado para identificar se o hidrocarboneto leve (ou uma parte dele) é gás ou óleo leve. Em uma modalidade, um valor de difusividade é calculado com base na distribuição ou valor de T1À e a distribuição de T2 e a diferenciação entre gás e óleo leve é realizada com base no valor da difusividade.

[014] A FIG.1 ilustra uma modalidade exemplar de um sistema 10 de medição, aquisição de dados e/ou análise de fundo de poço que inclui dispositivos ou sistemas para medição in situ de características de uma formação de terra 12. O sistema 10 inclui um aparelho de ressonância magnética, tal como uma ferramenta de RMN 14. Um exemplo do aparelho de ressonância magnética é uma ferramenta de ressonância magnética de perfilagem durante a perfuração (LWD). A ferramenta 14 é configurada para gerar dados de ressonância magnética para utilização na estimativa de características de uma formação, tais como, mas não limitadas a, porosidade, saturação de água irredutível, permeabilidade, teor de hidrocarbonetos e viscosidade de fluido.

[015] Uma ferramenta exemplificativa 14 inclui uma fonte de campo magnético estático 16, tal como um conjunto magnético permanente que magnetiza materiais de formação e um conjunto transmissor e receptor 18 (por exemplo, uma antena ou conjunto de antenas) que transmite energia de radiofrequência (RF) ou energia pulsada que fornece um campo magnético oscilante na formação e detecta sinais de RMN, por exemplo, como voltagens induzidas no receptor. O conjunto transmissor 18 pode servir a função de recepção ou uma ou mais antenas receptoras distintas podem ser utilizadas para esse fim. Pode ser apreciado que a ferramenta 14 pode incluir uma variedade de componentes e configurações conforme conhecido no estado da técnica de ressonância magnética nuclear ou imagem por ressonância magnética.

[016] A ferramenta 14 pode ser configurada como um componente de vários sistemas subterrâneos, tais como perfilagem de poço a cabo de aço e sistemas LWD. Por exemplo, a ferramenta 14 pode ser incorporada dentro de uma coluna de perfuração 20, incluindo uma broca de perfuração 22 ou outro transportador adequado e implementada no fundo de poço, por exemplo, a partir de uma sonda de perfuração 24 para um furo de poço 26 durante uma operação de perfuração. A ferramenta 14 não é limitada às modalidades descritas neste documento e pode ser implementada num transportador com métodos de condução alternativos. Um "transportador", conforme descrito neste documento, significa qualquer dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou elementos que possam ser utilizados para transmitir, alojar, apoiar ou facilitar a utilização de outro dispositivo, componente do dispositivo, combinação de dispositivos, meios e/ou elemento. Exemplos não limitantes de transportadores incluem colunas de perfuração do tipo tubulação enrolada em bobina, do tipo de tubo articulado, tubo de perfuração articulado em cabo e qualquer combinação ou porção destes. Outros exemplos de transportador incluem tubos de revestimento, linha de cabo, sondas de linha de cabo, sondas slickline, drop shots, subs de fundo de poço, conjunto de fundo de poço e colunas de perfuração.

[017] Em uma modalidade, a ferramenta 14 e/ou outros componentes de fundo de poço são equipados com equipamento de transmissão para comunicar, por fim, a uma unidade de processamento de superfície 28. Tal equipamento de transmissão pode ter qualquer forma desejada e meios e métodos de transmissão diferentes podem ser utilizados, tais como métodos de transmissão com fio, fibra ótica e/ou sem fio. Unidades de processamento adicionais podem ser implementadas com o transportador. Por exemplo, uma unidade eletrônica 30 de fundo de poço inclui vários componentes eletrônicos para facilitar a recepção de sinais e a coleta de dados, transmissão de dados e comandos e/ou processamento de dados no fundo de poço. A unidade de processamento de superfície 28, unidade eletrônica 30, a ferramenta 14 e/ou outros componentes do sistema 10 podem incluir dispositivos conforme necessário para fornecer o armazenamento e/ou processamento de dados coletados a partir da ferramenta 14 e outros componentes do sistema 10.Dispositivos exemplares incluem, sem limitação, pelo menos um dentre um processador, um armazenamento, uma memória, um dispositivo de entrada, um dispositivo de saída e semelhantes.

[018] As medições de ressonância magnética são realizadas pela ferramenta 14 RMN, que gera um campo magnético estático (B0) em um volume dentro da formação (um “volume de interesse”) utilizando um ou mais ímãs (por exemplo, a fonte de campo magnético 16). O termo "estático", neste documento, refere-se a um campo magnético com uma variação que é consideravelmente mais lenta que a duração dos ecos de pulso descritos adicionalmente abaixo. Um campo magnético (B1) oscilante (por exemplo, RF), que é, pelo menos parcialmente, substancialmente perpendicular ao campo magnético estático, é gerado no volume de interesse. O volume de interesse pode ser circular ou toroidal ao redor do furo e/ou focado ou direcionado a uma região angular específica (isto é, de aspecto lateral).

[019] A unidade de processamento de superfície 28, unidade eletrônica 30 e/ou outro dispositivo de processamento adequado inclui um processador configurado para gerar pulsos elétricos que faz com que o conjunto transmissor gere pulsos de energia eletromagnética que induzem o campo oscilante B1 no volume de interesse. Tal dispositivo de processamento pode ser referido genericamente como um gerador de pulsos que inclui um microcontrolador ou outro processador que é capaz de transmitir uma sequência de pulsos ou uma série de sequências de pulsos. Cada sequência de pulsos pode ser programada ou definida com base em parâmetros como duração do pulso, intervalos de tempo entre pulsos e tempo entre sequências de pulso sucessivas (tempo de espera).

[020] Quando exposto ao campo magnético B0, os eixos de rotação dos núcleos de hidrogênio na formação precessam em torno do sentido do campo B0 com a frequência de Larmor, que é proporcional à força do campo magnético B0.O sentido de orientação do campo B0 no volume de formação de interesse é referido como o sentido longitudinal ou sentido z.

[021] Com o tempo, os eixos de rotação se alinham em ângulos distintos ao longo do campo B0 e criam uma rede de magnetização (isto é, polarização) que aumentará com a constante de tempo T1, referido como um relaxamento longitudinal ou tempo de relaxamento da spin- rede. T2 é uma constante de tempo conhecida como relaxamento transversal, que descreve a perda de magnetização no plano ortogonal ao campo B0.

[022] O campo B1 é tipicamente aplicado como uma sequência de pulsos de curta duração, denominada “sequência de pulsos” ou “sequência de coleta de dados”, que podem ser pulsos retangulares ou de outros formatos. Uma sequência de pulsos é utilizada para medir o relaxamento T2 e também é indiretamente utilizada também para a medição do relaxamento T1. Em uma modalidade de uma sequência de pulsos, o primeiro pulso é um “pulso de ponta”, que atua para alinhar a magnetização nuclear na formação em sentido perpendicular ao campo estático B0, por exemplo, girar a magnetização do sentido z para o plano xy. Após o pulso de ponta, o momento magnético nuclear dos núcleos gradualmente retorna, ou “relaxa”, ao seu alinhamento com o campo estático.

[023] Em um tempo selecionado após o pulso de ponta, um ou mais “pulsos de recentramento” são aplicados, que têm durações e amplitudes selecionadas para, pelo menos parcialmente, reverter as magnetizações dos elementos de volume microscópico. Consequentemente, a magnetização macroscópica coerente que foi perdida após o pulso de ponta fasear novamente após cada pulso de recentramento, resultando nos denominados ecos de spin que induzem uma voltagem mensurável na antena receptora.

[024] Os pulsos de recentramento restauram apenas a magnetização transversal que se perde devido à falta de homogeneidade do campo B0. A perda de magnetização devido aos processos de relaxamento não pode ser restaurada e acontecerá com um tempo T2.

[025] Os parâmetros de sequência de pulsos incluem tempo de espera (TW), espaçamento do eco ou tempo entre ecos (TE) e o número de ecos (NE) produzido por uma sequência. O tempo de espera é o período de tempo entre a aplicação inicial do campo magnético estático e o início da primeira sequência de pulsos ou o período de tempo entre sequências de pulsos sucessivas. A magnetização nuclear do volume de interesse é produzida durante o tempo de espera. Após uma sequência de pulsos, a magnetização nuclear é praticamente zero e outro tempo de espera é utilizado para restabelecer a magnetização antes da aplicação da próxima sequência.

[026] Os parâmetros podem ser selecionados com base em considerações tais como propriedades de formação antecipadas e tipos e propriedades de fluidos antecipados. O TW pode ser selecionado para medir diferentes tipos de formações e regiões nas quais se esperam diferentes faixas de T1. Por exemplo, um TW mais longo, normalmente em conexão com um número maior de ecos, é útil para fluidos móveis ou não molhantes e um TW mais curto é útil para formações de folhelho.

[027] Um exemplo de uma sequência de pulsos que pode ser aplicada pela ferramenta de RMN é uma sequência de pulso Carr- Purcell-Meiboom-Gill (CPMG), que tem um tempo constante 2 * T = TE entre os pulsos de recentramento, no qual “T” é o tempo entre o pulso de ponta e o primeiro pulso de recentramento. A vantagem de uma sequência semelhante à CPMG é sua simplicidade (espaçamento igual entre os pulsos de recentramento e os ecos), o espaçamento de eco constante (TE) e sinais de eco relativamente altos. Observe que, para uma sequência de pulsos CPMG, o intervalo de tempo entre pulsos é o mesmo que o intervalo de tempo entre ecos, TE.

[028] Em um campo B0 não homogêneo, um pulso de recentramento não pode manter toda a magnetização original no plano x-y e parte dela é rodada no sentido z. Essa magnetização armazenada no sentido z não contribuirá para o primeiro eco. No entanto, um segundo pulso de recentramento se lembrará de algumas das magnetizações do sentido z para o plano x-y e criará um primeiro "eco estimulado". Simultaneamente, o segundo pulso de recentramento também refocará o primeiro eco direto desfasado e um segundo eco direto será criado.

[029] Os pulsos de recentramento restauram apenas a magnetização transversal que se perde devido à falta de homogeneidade do campo B0. A perda de magnetização devido aos processos de relaxamento não pode ser restaurada e ocorrerá com a constante de tempo T2 (com uma contribuição do T1 devido às contribuições de eco estimuladas).

[030] O tempo de relaxamento longitudinal T1 de um fluido em uma rocha porosa pode ser expresso como:

[031] no qual T1B é o T1 a partir do “relaxamento fluido grosso” e T1S é T1 a partir do “relaxamento superficial”. Se o fluido não estiver molhando a superfície (por exemplo, um hidrocarboneto em uma formação molhada com água), então, Ti ~ TIB e Ti pode ser utilizado para estimar a viscosidade. Se o fluido está molhando a superfície, então o relaxamento da superfície é geralmente dominante e o Ti pode ser utilizado para estimar o raio dos poros.

[032] O valor Ti total é diferente para tipos de fluidos diferentes. Por exemplo, água tem um tempo Ti menor do que óleo, e óleo tem um Ti menor que gás. Conforme descrito neste documento, os valores Ti podem ser classificados como curtos, que correspondem ao Ti de água adsorvida e/ou óleo pesado, médio (correspondente a água móvel ou fluido livre) e longos (correspondentes a óleo leve e gás).

[033] Conforme descrito neste documento, “TIA" é o valor Ti de um fluido Ti longo que inclui hidrocarbonetos leves. O fluido de hidrocarboneto leve pode incluir óleo leve e gás. Distribuições ou valores T1a são calculados conforme descrito neste documento e utilizados para diferenciar entre o óleo e o gás leve no fluido de hidrocarboneto leve.

[034] T1a pode ser medido utilizando uma aquisição de tempo de espera duplo, conforme descrito abaixo, e pode ser utilizado para identificar constituintes de hidrocarbonetos leves identificados através das medições T2. Em uma modalidade, T1a é estimado conforme descrito neste documento com base em volumetrias T2 de hidrocarbonetos leves e utilizado para diferenciar entre gás e óleo leve. Conforme descrito neste documento, “gás” refere-se a gás natural ou outros hidrocarbonetos tipicamente referidos como gás na indústria de energia. Conforme descrito neste documento, “óleo leve” refere-se a óleo bruto leve, conforme é conhecido na indústria de energia, que tem, tipicamente, uma densidade baixa e flui livremente em temperatura ambiente. O óleo leve pode ser geralmente classificado como um hidrocarboneto com um grau de API (American Petroleum Institute) superior a 31,1°.

[035] A decadência T2 aparente, ou T2 sob condições de campo gradiente, pode ser escrito como:

[036] onde “T2A”'e um número ou valor representando uma distribuição de T2, tal como a média geométrica dos valores T2 na distribuição T2.O T2A pode ser qualquer valor adequado, tal como um valor estatístico ou um valor derivado a partir de uma operação matemática executada em valores da distribuição de T2, que pode ser utilizada para caracterizar a distribuição de T2."T2B" é o T2 causado pelo “relaxamento de líquido grosso”, “T2S" é T2 causado pelo “relaxamento superficial” e “T2D” é o tempo de relaxamento causado pela difusividade de fluido. O T2B e T2S dependem apenas das propriedades dos fluidos e da formação, enquanto T2D depende não apenas das propriedades da formação (difusividade “D” e gradiente de campo causado por minerais magnéticos), mas também do projeto de ferramenta (gradiente do campo magnético da ferramenta) e do projeto de aquisição (tempo entre ecos “tE”).

[037] O relaxamento causado pelo fluido grosso T2B e T2S é referido como o relaxamento T2 intrínseco “T2I". Desta forma, T2A pode ser representado por:

[038] O termo de difusão T2D pode ser expresso como:

[039] no qual "DA" é a difusividade aparente, “G” é um valor do gradiente do campo magnético que pode incluir o efeito combinado do gradiente do campo magnético causado pela ferramenta de RMN e o gradiente do campo magnético causado pelos minerais magnéticos na formação. “Y” é a proporção giromagnética.

[040] Quando a medição T2 é realizada com uma ferramenta de perfilagem RMN, então o T2 aparente (T2A) corresponde ao T2 medido, referido, neste documento, como “T2M". Caso a ferramenta de registro RMN esteja se movendo e/ou girando, então T2M é alterado pelo efeito do movimento axial e/ou pelo efeito do movimento lateral e o T1. A dependência do T2M medido no T1 é causada pelos ecos estimulados que relaxam parcialmente no sentido longitudinal. O efeito do movimento axial é um deslocamento nas medições T2M devido ao movimento axial de uma ferramenta de RMN. O movimento axial, conforme descrito neste documento, refere-se ao movimento ao longo do eixo longitudinal da ferramenta ou coluna de furo de poço e é tipicamente quantificado como velocidade de perfilagem ou velocidade da ferramenta ao longo do furo de poço (por exemplo, taxa de penetração (ROP) durante a perfuração ou tropeção, também conhecida como velocidade de disparo), ao contrário das vibrações axiais. O efeito de movimento lateral é um deslocamento nas medições T2M devido a vibrações laterais ou outros movimentos de ferramenta em um sentido lateral com um componente que é perpendicular ao eixo longitudinal da ferramenta. Um exemplo de movimento lateral são as vibrações laterais que ocorrem devido à rotação da ferramenta.

[041] Para um fluido T1 longo ou hidrocarboneto leve, a dependência T2 em T1 é pequena. Desta forma, T2A pode ser representado por:

[042] no qual T2MFL é o T2 medido (T2M) corrigido para o fluxo ou o efeito de movimento axial (denotado pelo F subscrito) e o efeito de movimento lateral (denotado pelo L subscrito).

[043] Em uma modalidade, as medições de ressonância magnética são realizadas por uma ferramenta de ressonância magnética de gradiente baixo. Ferramentas e métodos de RMN podem ser classificados de acordo com a força do gradiente de campo magnético estático. Um exemplo de uma ferramenta de RMN de gradiente baixo é a ferramenta MagTrak, da Baker Hughes, Inc., que pode ser distinguida de ferramentas de gradiente alto, como a ferramenta MR eXplorer™ (MReX™), da Baker Hughes, Inc.

[044] Uma ferramenta de RMN de gradiente baixo gera um campo magnético estático que tem um gradiente que é suficientemente baixo para que T1 aparente seja similar ao T2 aparente. Tais campos de gradiente baixo são muito menos sensíveis à difusão molecular do que campos típicos de gradiente alto. Desta forma, o termo de difusão é relativamente baixo comparado aos campos de gradiente alto, mas não é inexistente. Embora o termo de difusão seja baixo, possui magnitude suficiente para permitir a diferenciação entre gás e óleo leve. Um campo magnético estático exemplar para uma ferramenta de gradiente baixo é menor ou igual a cerca de 10 G/cm (Gauss por centímetro). Noutro exemplo, uma ferramenta de gradiente baixo é menor ou igual a cerca de 5 G/cm.

[045] Para uma ferramenta de gradiente baixo, T2D é tipicamente consideravelmente maior que T2 e a distribuição T2 gravada é geralmente bastante semelhante à distribuição T1 aparente. A proporção T1/ T2 é geralmente entre 1 e 3. Entretanto, na presença de minerais de ferro, os gradientes internos do campo aumentam significativamente, o que, por sua vez, aumenta decaimento da difusão T2, ou sejaT2D diminui e T2 fica menor.

[046] Ferramentas de gradiente alto são muito sensíveis ao movimento lateral e, portanto, são geralmente limitadas em relação à aquisição de dados T1 em aplicações de LWD. Em contraste, ferramentas de gradiente baixo podem ser utilizadas em LWD e outras operações para adquirir T2, T1 ou ambos T2 e T1 simultaneamente. Ferramentas de gradiente baixo geralmente têm uma sensibilidade pequena ao movimento lateral e são, portanto, afetadas principalmente pelo movimento axial. Embora os efeitos de movimento axial sejam pequenos, eles podem ser significativos, especialmente para fluidos de T1 longo e resultam em overcall de porosidade em fluidos de T1 longo e um deslocamento em componentes de T2 longos para baixar os valores T2.

[047] Os sistemas, aparelhos e/ou processadores descritos neste documento estão configurados para executar várias funções, incluindo a realização de medições de RMN e/ou a estimar propriedades de formações e fluidos de formação. Em uma modalidade, um processador é configurado para receber e analisar medições de RMN tomadas por uma ferramenta de RMN de gradiente baixo para derivar informações sobre fluídos de formação, tais como se óleo leve e/ou gás está presente em uma formação e características (por exemplo, porosidade parcial) de óleo leve e/ou gás. Outras informações incluem propriedades do fluido, tais como índice de hidrogênio (HI), difusividade (D), proporção de T1/T2 e a distribuição de T2.O processador adquire dados de medição de uma medição com tempo de espera duplo (DTW), determina propriedades tais como a distribuição de T2 e o T1À estimado com base na distribuição de T2.Com base no T1À estimado, os fluidos de hidrocarbonetos leves podem ser diferenciados entre os constituintes de gás e de óleo leve.

[048] A FIG.2 ilustra um método 40 para realizar uma operação de medição de RMN que inclui a análise de dados de medição de DTW utilizando uma medição de RMN de gradiente baixo para diferenciar entre gás e óleo leve em uma formação ou reservatório de hidrocarboneto. O método 40 pode ser realizado juntamento com o sistema 10, mas não está limitado a isso. O método 40 inclui um ou mais dentre os estágios 41-46 descritos neste documento, pelo menos porções das quais podem ser realizadas por um processador (por exemplo, a unidade de processamento de superfície 28). Em uma modalidade, o método 40 inclui a execução de todos os estágios 41-46 na ordem descrita. Contudo, podem ser omitidos determinados estágios 41-46, ou a ordem dos estágios pode ser alterada.

[049] No primeiro estágio 41, um dispositivo ou ferramenta de medição de RMN de gradiente baixo é implementada num furo de poço. Em uma modalidade, a ferramenta (por exemplo, a ferramenta 14) é implementada como parte de uma operação de linha de cabo, ou durante a perfuração como parte de uma operação LWD.

[050] As medições são realizadas gerando um campo magnético estático de gradiente baixo B0 em um volume de interesse na formação e transmitindo um sinal pulsado de, pelo menos, uma antena transmissora de acordo com, pelo menos, duas sequências de pulso diferentes que, por sua vez, geram um campo magnético oscilante B1 no volume de interesse.

[051] Pelo menos uma antena receptora detecta sinais de RMN a partir do volume de interesse em resposta à interação entre as rotações nucleares e os campos magnéticos estáticos e oscilantes e gera dados de RMN brutos. Os dados de RMN brutos incluem trens de eco de spin que podem ser medidos em uma pluralidade de profundidades. Em uma modalidade, as sequências de pulsos são sequências de pulsos de CPMG. As medições de RMN podem ser realizadas enquanto a ferramenta de RMN estiver parada ou enquanto a ferramenta de RMN estiver em movimento. Por exemplo, as medições de RMN são realizadas durante uma operação de LWD, durante a qual a ferramenta de RMN é movida lateralmente e/ou está rotativa. Alternativamente, as medições de RMN são realizadas em operações de LWD enquanto a ferramenta de RMN está, pelo menos, substancialmente estacionária (de maneira axial ou rotativa). Por exemplo, as medições de RMN são realizadas durante intervalos de penetração intermitentes durante os quais a ferramenta de RMN é mantida estacionária para evitar, minimizar ou reduzir os efeitos de movimento. Noutro exemplo, as medições de RMN são realizadas durante uma operação de linha de cabo durante a qual a ferramenta de RMN é avançada ao longo de um furo de poço ou mantida estacionária durante as medições.

[052] A saída de cada medição é detectada como medições de amplitude de domínio do tempo geradas por cada sequência de pulso. Os valores de amplitude de domínio do tempo para uma sequência de pulsos são referidos como um trem de eco, no qual a amplitude do eco diminui exponencialmente com a constante de tempo T2 ou uma distribuição de constantes de tempo T2 que pode ser descrito por um número característico, tal como, mas não limitado a, média aritmética, a média harmônica, a média geométrica ou o log médio.

[053] Em uma modalidade, as medições são realizadas emitindo uma pluralidade de sequências de pulsos que incluem, pelo, menos duas sequências, cada uma delas com um tempo de espera diferente (“TW”). As pelo menos duas sequências nesta modalidade são referidas como sequências com tempo de espera duplo (“DTW”).As sequências de DTW incluem uma primeira sequência com um tempo de espera relativamente longo e uma segunda sequência com um tempo de espera relativamente curto. A primeira sequência é chamada de “sequência de TW longo”, com um tempo de espera logo (TWL), e a segunda sequência é referida como uma “sequência de TW curto” (por exemplo, um tempo de espera curto (TWS) em relação à primeira sequência.

[054] Os tempos de espera podem ser selecionados com base no tempo T1 para um determinado componente volumétrico (ou simplesmente volumétrico) do volume de interesse, isto é, o tempo necessário para polarizar um fluido ou material de formação. Exemplos de volumetria incluem óleo pesado, hidrocarbonetos leves (por exemplo, gás e/ou óleo leve), fluido livre, água móvel, fluidos adsorvidos, água adsorvida à argila e água adsorvida capilar.

[055] Em uma modalidade, o tempo de espera longo TWL é selecionado com base no tempo de relaxamento longitudinal para hidrocarbonetos leves. Por exemplo, o TWL pode ser selecionado com base na relação TWL > 3 * T1,LHC, na qual T1,LHC é o log médio (ou média geométrica) T1 para uma volumétrica de hidrocarboneto leve (por exemplo, gás e/ou óleo leve) .Como outro exemplo, o TWS pode ser selecionado com base na relação TWS > 3 * T1,MW, na qual T1,MW é o log médio (ou média geométrica) T1 para uma volumétrica de água móvel. Várias outras regras podem ser utilizadas para a seleção dos tempos de espera relativos para a sequência TWL e a sequência TWS. Qualquer critério adequado pode ser utilizado para selecionar os tempos de espera relativos, tais como a resolução desejada (por exemplo, resolução vertical) e características de movimento (por exemplo, frequência de movimento lateral).

[056] Em uma modalidade, pelo menos uma sequência é configurada como um padrão de sequência de par de fase alternada (PAP). Um padrão de sequência PAP inclui duas sequências gravadas consecutivamente, na qual a fase do pulso de ponta da segunda sequência no par é invertida em relação à fase do pulso de ponta da primeira sequência do par. Os ecos das duas sequências consecutivas são subtraídos para eliminar o ruído e o desvio. Nesta modalidade, a sequência TWL inclui uma sequência de fase alternada emparelhada (PAPed) e a sequência TWS inclui sequências PAP.

[057] A medição de DTW também pode incluir uma medição de água adsorvida à argila (CBW) que inclui uma ou mais sequências de CBW. Uma sequência CBW é uma sequência que tem um tempo de espera correspondente ao valor T1 para a água ligada à argila.

[058] Por exemplo, uma medição longa é realizada pela detecção de trens ecológicos de uma sequência TWL com um tempo de espera correspondente ao valor T1 conhecido ou esperado ou a faixa de valores T1 de hidrocarbonetos leves e uma pequena medição é realizada pela detecção de trens de eco de uma sequência TWS. Opcionalmente, uma medição adicional é realizada utilizando uma sequência de CBW com um tempo de espera menor que ambos os tempos de espera longos e curtos. Caso os PAPs sejam utilizados, a sequência TWL pode incluir um PAP ou vários PAPs e a sequência TWS e a sequência de CBW podem incluir vários PAPs.

[059] No segundo estágio 42, os dados medidos, incluindo os trens de eco brutos, são processados, por exemplo, para remover ruídos e melhorar a análise. Por exemplo, o processamento inclui um despiking opcional (remoção de ruído de pico) dos dados medidos. Outro exemplo de processamento inclui calibração para correlacionar valores de dados com valores de propriedades de fluido e/ou formação. Por exemplo, os dados medidos (trens de eco de spin) são multiplicados por um fator de calibração para considerar, por exemplo, amplificadores diferentes. Como resultado da calibração, unidades arbitrárias são transformadas em unidades de porosidade. Outras técnicas de processamento incluem, por exemplo, filtragem e rotação de fase dos dados em um “canal de sinal”.

[060] Uma correção de fluxo de saída opcional pode ser aplicada aos dados de RMN processados para corrigir o efeito de movimento axial. Em uma modalidade, uma “correção de fluxo de saída” corresponde à “correção de movimento A” descrita na Patente de Número 7.358.725 que é incorporada neste documento por referência na sua totalidade. A correção de fluxo de saída pode ser devida ao movimento axial e/ou radial da ferramenta. Em uma modalidade, a correção do fluxo de saída pode ser aplicada em trens de eco PAPed com rotação de fase. Alternativamente, a ordem deste estágio 42 e do próximo estágio 43 (“trens de eco médios e em pilha”) pode ser trocada e a correção do fluxo de saída seria aplicada nos trens de eco empilhados e com média calculada.

[061] No terceiro estágio 43, em uma modalidade, a primeira medição inclui uma primeira pluralidade de trens de eco sucessivos detectados a partir de uma pluralidade de sequências de pulsos sucessivos com o primeiro tempo de espera e a segunda medição inclui uma segunda pluralidade de sequências de pulsos sucessivas com o segundo tempo de espera. O processador é configurado para empilhar e calcular a média de, pelo menos, uma parte da primeira pluralidade de trens de eco sucessivos para gerar o trem de eco com tempo de espera longo e empilhar e calcular a média de, pelo menos, uma parte da segunda pluralidade de trens de eco sucessivos para gerar trem de eco com tempo de espera curto.

[062] Por exemplo, os trens de eco sucessivos recebidos durante as medições de RMN são empilhados e/ou têm sua média calculada em um modo de "média móvel" para melhorar a relação sinal-ruído. Múltiplas sequências TWL são geradas e uma média móvel dos trens de eco detectados a partir de cada sequência TWL é calculada para produzir um trem de eco combinado. Da mesma forma, múltiplas sequências TWS são geradas e uma média móvel dos trens de eco detectados a partir de cada sequência TWS é calculada para produzir um trem de eco combinado. A FIG.3 mostra um exemplo de dois trens de eco simulados combinados ou empilhados 52, 54.O trem 52 do eco é para um TWL de 12 segundos e o trem 54 é para um TWS de 2 segundos.

[063] No quarto estágio 44, os dados do trem de eco são invertidos ou, de outro modo, transformados a partir do domínio do tempo (dados de trem de eco) dentro do domínio T2 (distribuição do T2).A saída de tal transformação ou inversão produz dois duas distribuições de T2A:uma primeira distribuição de T2A para a sequência TWL e uma segunda distribuição de T2A para a sequência TWS. Um ou mais pontos de corte (isto é, valores de tempo) podem ser selecionados para separar a distribuição de T2A em volumetrias diferentes.

[064] Um exemplo da respectivas distribuições de T2A calculadas com base na sequência TWL e a sequência TWS é mostrada na FIG.4.Neste exemplo, a distribuição de T2A para TWL é representada por uma curva 56, e a distribuição T2A para o TWS é representada por uma curva 58.A área sob cada curva pode ser associada com toda ou parte da porosidade total do volume de interesse, que pode ser dividido por pontos de corte para definir as porosidades parciais de volumetrias diferentes. A FIG.4 mostra exemplos de pontos de corte utilizados para definir as porosidades parciais para ou volumes do volume de interesse total associado a volumétricas diferentes.

[065] Por exemplo, dois pontos de corte dividem a distribuição de T2A em três volumétricas: Água Adsorvida à Argila (CBW), Água Adsorvida Capilar (BW) e Fluido Livre (FF).O ponto de corte entre CBW e BW é chamado de ponto de corte de CBW e está tipicamente na faixa de 3,3 ms. O ponto de corte entre BW e FF é chamado de ponto de corte de BVI (volume grosso irredutível) ou CBVI. Em uma modalidade, a CBVI é determinada em laboratório com medições de RMN em amostras de núcleo. Na ausência de dados laboratoriais, os valores padrão com base em litologia podem ser utilizados. Por exemplo, um CBVI de 33 ms pode ser utilizado para arenitos e 92 ms pode ser usado para carbonatos. Por exemplo, caso o ponto de corte CBVI seja pressuposto como 100 ms, a porosidade parcial FF FFTWL seria a área na distribuição T2A delimitada pela curva 56 em T2> 100 ms; FFTWS seria a área na distribuição T2A delimitada pela curva 58 em T2>100 ms.

[066] Para determinação do T1 conforme descrito adiante neste documento, os trens de eco ou as respectivas distribuições de T2A podem ser combinadas para produzir uma distribuição de T2A única ou combinada. A subtração do trem de eco pode ser executada para gerar um trem de eco representando as medições a partir de ambos os tempos de espera. Por exemplo, um trem de eco ou trem de eco médio para o tempo de espera curto (por exemplo, trem de eco 54) é subtraído a partir de um trem de eco ou trem de eco médio para o tempo de espera longo (por exemplo, trem de eco 52) para gerar um trem de eco combinado ou diferencial que é, então, invertido para gerar uma distribuição de T2A combinada. Alternativamente, a diferença entre a primeira distribuição de T2A (para a sequência TWL) e a segunda distribuição de T2A (para a sequência TWS) pode ser calculada para gerar uma distribuição T2A combinada ou diferencial. Conforme descrito aqui, um “valor T2" ou "distribuição de T2” pode se referir a distribuições ou valores T2 individuais ou distribuições ou valores T2 combinados. Para T2 aparente ou medido, "valor T2A" ou "distribuição de T2A”pode se referir a distribuições ou valores T2A individuais, ou distribuições ou valores T2A combinados.

[067] No quinto estágio 45, a distribuição de Tu é estimada com base na distribuição T2A utilizando qualquer técnica adequada. Por exemplo, Tu é estimado multiplicando T2A por um valor selecionado R.

[068] Em uma modalidade, Tu é estimado calculando uma relação de amplitude FF (RTW, FF).Assumindo apenas um pico distinto nos dados invertidos, esse processo pode incluir a resolução da proporção de amplitude:

[069] Em alguns casos, dois fluidos de formação diferentes contribuem para a porosidade de FF. Em reservatórios molháveis a água, a água móvel tem um valor T2 menor que os hidrocarbonetos leves (gás ou óleo leve) ou que a água na porosidade vugular. Na presença de mais de um fluido, a volumétrica FF pode ser dividida em duas volumétricas, tais como volumétrica de água móvel (MW) (inclui “óleo médio”) e volumétrica de hidrocarboneto leve (LHC).Por exemplo, as curvas mostradas na FIG.4 são divididas por um corte LHC que divide a volumetria FF em volumétricas MW e LHC.

[070] Se dois picos são observáveis no domínio FF T2, então o ponto de corte (“ponto de corte HC leve”) pode ser o canal entre os dois picos. Esse ponto de corte pode ser variável ou fixo e pode ser definido por um processador humano ou por um algoritmo de software. Caso dois picos distintos estejam presentes no domínio FF, então duas proporções de amplitude podem ser calculadas: R™'MW = Ss ; e _ LHCTWS KTW,LHC = , .

[071] RTW, MW é a proporção de amplitude para o domínio do MW e TRW, LHC é a proporção de amplitude para o domínio do LHC. Na maioria dos casos, RTW, MW deve ser próximo de 1 e uma correção de polarização não é necessariamente obrigatória. Neste documento, RTW pode ser utilizado como um sinônimo de RTW, FF ou RTW, LHC.

[072] Em uma modalidade, o T1 da volumétrica de hidrocarbonetos leves (que pode incluir óleo leve e/ou gás), neste documento referido como TIA, é calculado com base na distribuição T2A. Um uma modalidade, TIA é calculado utilizando a proporção de amplitude RTW, FF ou RTW, LHC discutida acima. O T1a é, então, utilizado para diferenciar entre óleo e gás, por exemplo, para identificar se a volumétrica do hidrocarboneto leve inclui gás e/ou determinar as porosidades parciais relativas de gás e óleo leve. O T1a também pode ser utilizado para estimar a viscosidade e/ou estimar o índice de hidrocarbonetos “HI” (que é necessário para correção de HI).

[073] Em alguns casos, tais como durante operações de LWD, a velocidade da ferramenta de RMN ao longo de um furo de poço durante a aquisição de dados de RMN é maior que zero ou maior que valores baixos, Ti geralmente e, mais especificamente, TIA pode ser calculado como uma função da velocidade e outras variáveis. Descrições neste documento relacionadas à velocidade da ferramenta são fornecidas no contexto da taxa de penetração (ROP), entretanto, entende-se que tais descrições também podem ser aplicáveis a qualquer movimento axial de uma ferramenta (por exemplo, velocidade de manobra).Em uma modalidade, Ti e/ou TIA é estimado conforme discutido abaixo como uma função de RFF, ROP, TWL, TWS, B0 e uma sequência de saturação (caso aplicável).

[074] Em uma modalidade, a inversão é realizada conforme discutido acima em trens de eco médios (RA é o número de trens de eco médios).Como o ROP pode não ser constante durante a medição de RMN, duas abordagens podem ser utilizadas para lidar com ROP variável no tempo. Primeiro, supõem-se que um trem de eco médio foi construído calculando a média dos trens de eco RA e deixa-se que o ROPi seja o ROP no qual o trem de eco io (1 <i < RA) foi gravado.

[075] Uma abordagem para realizar o processamento inclui calcular a polarização utilizando um ROPav médio. Uma explicação adicional de como isso pode ser feito é fornecida na Patente N.US 7.358.725, que é incorporada neste documento por referência. ROPav é calculado com a fórmula:

[076] Ti e/ou T1a é então calculado como função de RTW, TWL, TWS, ROPav, B0 e sequência de saturação utilizando, por exemplo, um mapa de polarização conforme mostrado na FIG.5 e discutido adicionalmente abaixo. O mapa de polarização pode ser determinado por modelagem. Em uma modalidade, T1a é estimado conforme descrito em “Improved NMR Logging Approach to Simultaneously Determine Porosity, T2 and T1”, SPE-175050-MS, Society of Petroleum Engineers (SPE) Annual Technical Conference and Exhibition, 28-30 de setembro de 2015, cujo conteúdo em sua totalidade é incorporado por referência neste documento.

[077] Em uma segunda abordagem, as curvas de polarização são calculadas para cada TW (TWL e TWS) e para cada ROPi (em dado B0) para uma dada faixa T1.Curvas médias de polarização são computadas para TWL e TWS (TWLav e TWSav) utilizando as curvas de polarização calculadas (para a dada faixa T1).A razão de amplitude FF é calculada utilizando as curvas médias de polarização (para a dada faixa T1) e T1 e/ou TIÀ é calculado utilizando os dados calculados na etapa anterior e a proporção de amplitude medida, RTW.

[078] A polarização do FF no volume de interesse é estimada com base nos valores T1 associados ao FF. Em uma modalidade, a polarização é calculada utilizando um T1 conhecido (por exemplo, o T1à calculado no estágio 45) com base na seguinte fórmula:

[079] na qual PTW é a polarização após um tempo de espera TW. Entretanto, a polarização depende também do ROP e da distribuição de campo B0.Portanto, uma abordagem mais precisa seria considerar também essas dependências no cálculo de PTW (conforme discutido acima e na Patente US 7.358.725).O cálculo pode ser feito antecipadamente e salvo como um mapa, tal como o mapa da FIG.5, que mostra a polarização de FF com base em um tempo de espera de 18 segundos, como uma função de ROP e T1.

[080] A correção de polarização pode ser realizada opcionalmente. Normalmente, para um TW suficientemente longo (por exemplo, TW> 3*T1 do fluido livre) a correção de polarização é considerada baixa e nenhuma correção pode ser aplicada. Nesse caso:

[081] na qual FF_P é a porosidade do fluido livre corrigida pela polarização e FFTWL é o FF não corrigido medido com o tempo de espera longo.

[082] Entretanto, conforme a FIG.5 ilustra, a suposição que a polarização é próxima de 1 pode não ser precisa. Em tais casos, a correção de polarização pode ser aplicada em dados gravados com o tempo de espera longo:

[083] na qual PTWL é a polarização após um tempo de espera longo TWL ou a correção de polarização também considera os dados gravados com o tempo de espera curto TWS.A fórmula genérica então

[084] ponderada. Existem várias abordagens para escolher esses pesos. Uma abordagem seria escolher o peso proporcional à proporção sinal- ruído das medições respectivas. A correção do movimento lateral também pode ser aplicada para compensar para os deslocamentos nos dados de RMN que resultam do movimento lateral. As simulações de RMN mostraram que o movimento lateral tipicamente causa um deslocamento da porosidade parcial a partir do domínio de fluido livre no sentido do domínio de água adsorvida. A correção para o movimento lateral pode ser realizada, por exemplo, identificando artefatos de movimento e removendo tais artefatos de acordo com técnicas tais como as descritas no Pedido de Patente U.S. de número14/190337, depositada em 26 de fevereiro de 2014 e publicado como Publicação N. 2015/0241541, cujos conteúdos são incorporados neste documento por referência na sua totalidade.

[085] Várias abordagens podem ser utilizadas para identificar gás e/ou diferenciar entre gás e óleo leve utilizando a estimativa TIA. Em cada um dos exemplos a seguir, a correção do fluxo com base no ROP ou na velocidade de perfilagem pode ser utilizada onde desejado, por exemplo, para perfilagem de durante a perfuração RMN ou perfilagem de RMN utilizando uma linha de cabo móvel ou outra ferramenta. Adicionalmente, cada uma das seguintes abordagens pode incorporar a correção de movimento lateral, conforme discutido acima.

[086] Em um exemplo, gás e óleo leve são diferenciados com base nos valores de difusividade aparente calculados utilizando o valor estimado T1a para a volumétrica de hidrocarboneto leve. Conforme discutido acima, uma medição de RMN com tempo de espera duplo (ou uma medição de RMN com tempo de espera múltiplo) é utilizada para gerar uma distribuição de T2A e medir T1a do óleo leve ou gás. Correção de fluxo e/ou correção de movimento lateral pode ser aplicada caso necessário ou desejado para corrigir a distribuição de T2A. O T2A também pode ser medido por uma medição estacionária. Caso uma medição estacionária seja realizada, não há necessidade de correção de fluxo e, caso uma medição estacionária seja realizada sem rotação, então também não há necessidade de correção de movimento lateral. O T2A a partir de uma medição estacionária também pode ser utilizado para calibrar T2MFL.

[087] A difusividade aparente DA é, então, calculada utilizando T2A e T1a.Por exemplo, o T2 intrínseco (T2I) pode ser pressuposto como aproximadamente igual a T1a:

[088] A solução para DA pode, então, ser derivada das equações discutidas acima. Por exemplo, DA pode ser calculado com base em T2A e T1a utilizando o seguinte relacionamento:

[089] A difusividade aparente é, então, utilizada para separar entre óleo leve e gás. A difusividade aparente DA pode ser comparada a coeficientes de difusão conhecidos para gás e óleo leve para identificar se o gás está presente e/ou as frações volumétricas relativas de gás e óleo leve. Por exemplo, a difusividade aparente é comparada com valores de difusividade conhecidos para óleo leve e gás como uma função de pressão e temperatura. Em outro exemplo, é selecionado um valor de limiar para a difusividade aparente para indicar se o fluido de hidrocarboneto leve é gás ou óleo leve.

[090] Caso o fluido de hidrocarboneto leve seja óleo leve e uma ou mais propriedades (por exemplo, grau API, densidade, viscosidade) do óleo morto e a pressão e temperatura do fundo do poço sejam conhecidas, então TIÀ pode ser mapeado diretamente para um índice de hidrogênio (HI) e/ou para uma proporção de gás/óleo (GOR). Caso o fluido de hidrocarboneto leve seja gás e a pressão e a temperatura do poço sejam conhecidas, então TIÀ pode ser mapeado diretamente para um HI. A correção HI pode, então, ser aplicada a estimativas de porosidade parcial do gás e/ou óleo leve identificado. Vários métodos podem ser utilizados para estimar o HI, tais como métodos que utilizam estimativas de HI de óleo leve e gás a partir de poços adjacentes e métodos que utilizam gás detectado no registro de lama.

[091] Outro exemplo utiliza uma abordagem semelhante à abordagem utilizando difusividade. Entretanto, neste exemplo, uma proporção do TIÀ estimado e do T2A aparente é calculada, isto é, uma proporção TIÀ/T2A , referida como RTÀ. Uma medição de DTW é realizada e correções opcionais de fluxo e/ou movimento lateral são aplicadas. Valores do RTà podem ser comparados a valores conhecidos ou esperados (por exemplo, calculados com base em formações semelhantes para as quais a composição de fluido é conhecida) para identificar se o fluido é óleo leve ou gás. O HI pode ser estimado conforme discutido acima e uma correção de HI pode ser aplicada.

[092] Noutro exemplo, o TIÀ estimado é calculado em conjunto com a perfilagem de superfície. A perfilagem de superfície é utilizada para separar gás e óleo leve.Tu é usado para estimar o HI e a correção de HI é aplicada. Os exemplos acima podem ser combinados para melhorar a precisão e/ou robustez dos resultados. Por exemplo, a diferenciação entre gás e óleo leve pode ser realizada utilizando a difusividade e também ser realizada utilizando RTÀ e resultados comparados para aumentar a precisão dos resultados gerais.

[093] Os aparelhos, sistemas e métodos descritos neste documento fornecem inúmeras vantagens. A utilização de RMN de gradiente baixo, em conjunto com tempos de espera duplos, permite a medição eficaz de valores T1 e T2 (incluindo medições simultâneas de T1 e T2) em formações ou reservatórios que incluem hidrocarbonetos leves que, caso contrário, não são disponíveis com ferramentas de gradiente alto. Adicionalmente, gás e óleo leve podem ser diferenciados utilizando apenas as medições de RMN de gradiente baixo sem a necessidade de tipos adicionais de medição.

[094] Abaixo estão algumas modalidades da divulgação anterior:

[095] Modalidade 1:Método para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear (RMN), o método compreendendo: dispor de um dispositivo de medição de RMN em um transportador em uma formação de terra, o dispositivo de medição de RMN incluindo uma fonte de campo magnético e um conjunto de transmissão; aplicar um campo magnético estático numa formação pela fonte de campo magnético e emitir uma pluralidade de sequências de pulso pelo conjunto de transmissão para a formação, a pluralidade de sequências de pulso incluindo, pelo menos, uma primeira sequência de pulsos com um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência de pulsos com um segundo tempo de espera; receber dados de medição de RMN incluindo um trem de eco com tempo de espera longo e um trem de eco com tempo de espera curto, sendo o trem de eco com tempo de espera longo baseado na primeira sequência de pulsos e o trem de eco com tempo de espera curto baseado na segunda sequência de pulsos; transformar, por um processador, os trens de eco em porções volumétricas incluindo uma porção volumétrica dos primeiros fluidos; estimar um tempo de relaxamento longitudinal para a porção volumétrica dos primeiros fluidos; e identificar se a porção volumétrica dos primeiros fluidos é gás ou óleo leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

[096] Modalidade 2: Método, de acordo com a modalidade 1, em que o campo magnético estático tem um gradiente que é menos de cerca de 10 Gauss/cm.

[097] Modalidade 3: Método, de acordo com a modalidade 2, em que o primeiro fluido é um hidrocarboneto leve.

[098] Modalidade 4: Método, de acordo com a modalidade 3, em que transformar os trens de eco inclui a inversão dos trens de eco em uma distribuição de T2.

[099] Modalidade 5: Método, de acordo com a modalidade 4, em que o primeiro tempo de espera é selecionado para ser maior que um tempo de relaxação longitudinal associado a um hidrocarboneto leve.

[0100] Modalidade 6: Método, de acordo com a modalidade 2, compreendendo adicionalmente mover, de maneira axial, o dispositivo de medição de RMN ao longo de um furo de poço na formação de terra durante a aplicação do campo magnético estático, emissão da pluralidade de sequências de pulso e recepção dos dados de medição de RMN.

[0101] Modalidade 7: Método, de acordo com a modalidade 2, compreendendo adicionalmente aplicar o campo magnético estático na formação, emitir a pluralidade de sequências de pulso e receber a medição de RMN enquanto o dispositivo de medição de RMN está substancialmente estacionário dentro do furo de poço.

[0102] Modalidade 8: Método, de acordo com a modalidade 5, em que identificar se a porção volumétrica de hidrocarboneto leve é gás ou óleo leve inclui calcular um valor de difusividade aparente com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado e a distribuição T2 e determinar se a porção volumétrica de hidrocarbonetos leves é gás ou óleo leve com base no valor de difusividade aparente.

[0103] Modalidade 9: Método, de acordo com a modalidade 5, em que identificar se a porção volumétrica de hidrocarboneto leve é gás ou óleo leve com base em dados de registro de lama.

[0104] Modalidade 10: Método, de acordo com a modalidade 4, em que a transformar os trens de eco inclui a corrigir a distribuição T2 para, pelo menos, um dentre um movimento axial do dispositivo de medição de RMN e um movimento lateral do dispositivo de medição de RMN.

[0105] Modalidade 11: Método, de acordo com a modalidade 5, em que identificar se a porção volumétrica de hidrocarboneto leve é gás ou óleo leve inclui calcular uma taxa entre o relaxamento longitudinal estimado e um valor T2 derivado a partir da distribuição de T2 e determinar se a porção volumétrica de hidrocarbonetos leve é gás ou óleo leve com base na taxa.

[0106] Modalidade 12: Método, de acordo com a modalidade 5, compreendendo adicionalmente determinar pelo menos uma dentre um índice de hidrogênio e uma viscosidade da volumétrica de hidrocarboneto leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

[0107] Modalidade 13: Método, de acordo com a modalidade 8, compreendendo adicionalmente calcular um índice de hidrogênio da volumetria com base na difusividade aparente estimada a partir de poços adjacentes ou de dados de registo de lama.

[0108] Modalidade 14: Método, de acordo com a reivindicação 2, compreendendo adicionalmente calcular o índice de hidrogênio da volumétrica do primeiro volume com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

[0109] Modalidade 15: Aparelho de ressonância magnética nuclear (RMN) para estimar as propriedades de uma formação de terra, o aparelho compreendendo: dispositivo de medição de RMN configurado para ser disposto em um transportador em uma formação de terra, o dispositivo de medição de RMN incluindo uma fonte de campo magnético e um conjunto de transmissão, sendo a fonte de campo magnético configurada para aplicar um campo magnético estático em uma formação, o conjunto de transmissão configurado para emitir uma pluralidade de sequências de pulso na formação incluindo, pelo menos, uma primeira sequencias de pulso com um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência de pulsos com um segundo tempo de espera; um processador configurado para receber os dados de medição de RMN incluindo um trem de eco com tempo de espera longo e um trem de eco com espera com tempo de espera curto, sendo o trem de eco com tempo de espera longo com base na primeira sequência de pulsos e o trem de eco com tempo de espera curto com base na segunda sequência de pulsos, o processador configurado para realizar: transformar os trens de eco em porções volumétricas incluindo uma porção volumétrica dos primeiros fluidos; estimar um tempo de relaxamento longitudinal para a primeira porção volumétrica de fluido; e identificar se a porção volumétrica dos primeiros fluidos é gás ou óleo leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

[0110] Modalidade 16: Aparelho, de acordo com a modalidade 15, em que o campo magnético estático tem um gradiente que é menos de cerca de 10 Gauss/cm.

[0111] Modalidade 17: Aparelho, de acordo com a modalidade 16, em que o primeiro fluido é um hidrocarboneto leve.

[0112] Modalidade 18: Aparelho, de acordo com a modalidade 17, em que transformar os trens de eco compreende uma inversão dos trens de eco em uma distribuição de T2.

[0113] Modalidade 19: Aparelho, de acordo com a modalidade 18, em que o primeiro tempo de espera é selecionado para ser maior que um tempo de relaxação longitudinal associado a um hidrocarboneto leve.

[0114] Modalidade 20: Aparelho, de acordo com a reivindicação 18, compreendendo adicionalmente calcular o índice de hidrogênio do hidrocarboneto leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

[0115] Em conexão com os ensinamentos apresentados neste documento, podem ser utilizadas várias análises e/ou componentes analíticos, incluindo sistemas digitais e/ou analógicos. O sistema pode conter componentes como processador, meio de armazenamento, memória, entrada, saída, ligação de comunicação (com fio, sem fio, pulso de lama, óptico ou outro), interfaces de usuário, programas de software, processadores de sinais e outros componentes (tais como resistências, condensadores, indutores etc) para sustentar a operação e as análises do aparelho e dos métodos revelados neste documento de qualquer uma das várias maneiras bem estimadas na técnica. Considera-se que esses ensinamentos possam ser, mas não necessariamente, implementados juntamente com um conjunto de instruções executáveis por computador armazenadas em um meio legível por computador, incluindo memória (ROMs, RAMs), óptica (CD- ROMs) ou magnética (discos, discos rígidos) ou qualquer outro tipo que, quando executadas, fazem com que um computador implemente o método da presente invenção. Essas instruções podem prever o funcionamento do equipamento, controle, coleta e análise de dados e outras funções consideradas relevantes por um projetista de sistemas, proprietário, usuário ou outra pessoa, além das funções descritas nesta divulgação.

[0116] Aquele versado na técnica irá reconhecer que os diferentes componentes ou tecnologias podem fornecer determinados recursos ou funcionalidade necessária ou benéfica. Por conseguinte, essas funções e características que podem ser necessárias em apoio às reivindicações anexas e suas variações são reconhecidas como inerentes a uma parte dos ensinamentos deste documento e a uma parte da invenção descrita.

[0117] Embora a invenção tenha sido descrita com referência a modalidades exemplares, será compreendido por aqueles versados na técnica que várias alterações podem ser feitas e equivalentes podem ser substituídos por elementos das mesmas sem que se distancie do âmbito da invenção. Além disso, muitas modificações serão ser apreciadas por aqueles versados na técnica para adaptar um instrumento, situação ou material específico aos ensinamentos da invenção sem se desviar de seu escopo essencial. Por conseguinte, pretende-se que a invenção não seja limitada à modalidade particular descrita como o melhor modo contemplado para a realização desta invenção.

Claims

1. Método (40) para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear (RMN), o método (40) caracterizado pelo fato de compreender: dispor de um dispositivo de medição de RMN (14) em um transportador em uma formação (12) de terra, o dispositivo de medição de RMN (14) incluindo uma fonte de campo magnético (16) e um conjunto de transmissão (18); aplicar um campo magnético estático em uma formação (12) pela fonte de campo magnético (16) e emitir uma pluralidade de sequências de pulso pelo conjunto de transmissão (18) para a formação (12), sendo que a pluralidade de sequências de pulso inclui, pelo menos, uma primeira sequência de pulsos tendo um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência de pulsos tendo um segundo tempo de espera; receber dados de medição de RMN incluindo um trem de eco com tempo de espera longo (52) (54) e um trem de eco com tempo de espera curto (52) (54), o trem de eco com tempo de espera longo (52) (54) sendo baseado na primeira sequência de pulsos e o trem de eco com tempo de espera curto (52) (54) baseado na segunda sequência de pulsos; transformar, por um processador, os trens de eco (52) (54) em porções volumétricas incluindo uma primeira porção volumétrica de fluido, em que transformar os trens de eco inclui aplicar uma correção de movimento lateral dos dados de medição de RMN, em que a correção de movimento lateral inclui um artefato de movimento identificado, em que a identificação é realizada usando dados de RMN; estimar um tempo de relaxamento longitudinal para a primeira porção volumétrica de fluido; e identificar se a primeira porção volumétrica de fluido é gás ou óleo leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

2. Método (40), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o campo magnético estático tem um gradiente que é menor que cerca de 10 Gauss/cm.

3. Método (40), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que transformar os trens de eco (52) (54) inclui a inversão dos trens de eco em uma distribuição de T2.

4. Método (40), de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o primeiro tempo de espera é selecionado para ser maior que um tempo de relaxamento longitudinal associado com a primeira porção volumétrica de fluido.

5. Método (40), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente mover, de maneira axial, o dispositivo de medição de RMN (14) ao longo de um furo de poço (26) na formação de terra (12) durante a aplicação do campo magnético estático, emissão da pluralidade de sequências de pulso e recepção dos dados de medição de RMN.

6. Método (40), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente aplicar o campo magnético estático na formação (12), emitir a pluralidade de sequências de pulso, e receber os dados de medição de RMN enquanto o dispositivo de medição de RMN (14) está substancialmente estacionário dentro do furo de poço (26).

7. Método (40), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que identificar se a porção volumétrica de fluido é gás ou óleo leve inclui calcular um valor de difusividade aparente com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado e a distribuição de T2 e determinar se a porção volumétrica de fluido é gás ou óleo leve com base no valor de difusividade aparente.

8. Método (40), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que identificar se a primeira porção volumétrica de fluido é gás ou óleo leve é feito com base em dados de registo de lama.

9. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que transformar os trens de eco inclui corrigir a distribuição T2 para um movimento axial do dispositivo de medição de RMN.

10. Método (40), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que identificar se a primeira porção volumétrica de fluido é gás ou óleo leve inclui calcular uma taxa entre o tempo de relaxamento longitudinal estimado e um valor T2 derivado a partir da distribuição de T2, e determinar se a primeira porção volumétrica de fluido é gás ou óleo leve com base na taxa.

11. Método (40), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente determinar pelo menos um dentre um índice de hidrogênio e uma viscosidade da primeira volumétrica de fluido com base no tempo de relaxamento longitudinal.

12. Método (40), de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente calcular de um índice de hidrogênio da primeira porção volumétrica de fluido com base na difusividade aparente calculada, a partir de poços adjacentes, ou a partir de dados de registo de lama.

13. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende ainda determinar uma porosidade parcial da primeira porção volumétrica de fluido com base na distribuição T2.

14. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende ainda a aplicação de um ou mais cortes para separar a distribuição de T2 em diferentes porções volumétricas.

15. Aparelho de ressonância magnética nuclear (RMN) para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear (RMN) em uma formação de terra (12), o aparelho caracterizado pelo fato de compreender: um dispositivo de medição de RMN (14) configurado para ser disposto em um transportador na formação (12) de terra, o dispositivo de medição de RMN (14) incluindo uma fonte de campo magnético (16) e um conjunto de transmissão (18), sendo a fonte de campo magnético (16) configurada para aplicar um campo magnético estático dentro de uma formação (12), o conjunto de transmissão (18) configurado para emitir uma pluralidade de sequências de pulsos dentro da formação (12), sendo que a pluralidade de sequências de pulsos inclui, pelo menos, uma primeira sequência de pulsos tendo um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência de pulsos tendo um segundo tempo de espera; um processador configurado para receber dados de medição de RMN incluindo um trem de eco com tempo de espera longo e um trem de eco com tempo de espera curto, sendo o trem de eco com tempo de espera longo baseado na primeira sequência de pulsos e o trem de eco com tempo de espera curto baseado na segunda sequência de pulsos, o processador configurado para executar: transformação dos trens de eco em porções volumétricas incluindo uma primeira porção volumétrica fluida, em que a transformação dos trens de eco inclui aplicar uma correção de movimento lateral dos dados de medição de RMN, em que a correção de movimento lateral inclui um artefato de movimento identificado, em que a identificação é realizada usando dados de RMN; estimativa de um tempo de relaxamento longitudinal para a primeira porção volumétrica de fluido; e identificação se a primeira porção volumétrica de fluido é gás ou óleo leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado.

16. Aparelho, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o campo magnético estático tem um gradiente que é inferior a cerca de 10 Gauss/cm.

17. Aparelho, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que a transformação dos trens de eco compreende uma inversão dos trens de eco em uma distribuição T2.

18. Aparelho, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o primeiro tempo de espera é selecionado para ser maior do que um tempo de relaxamento longitudinal associado ao gás ou óleo leve.

19. Aparelho, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que compreende ainda calcular, com o processador, pelo menos um dentre um índice de hidrogênio e uma viscosidade da primeira porção volumétrica de fluido com base no tempo de relaxação longitudinal estimado.

20. Método para realizar uma medição de ressonância magnética nuclear (RMN), o método caracterizado pelo fato de que compreende: dispor um dispositivo de medição de RMN em um transportador em uma formação de terra, o dispositivo de medição de RMN incluindo uma fonte de campo magnético e um conjunto de transmissão; aplicar um campo magnético estático em uma formação pela fonte de campo magnético, e emitir uma pluralidade de sequências de pulso pelo conjunto de transmissão na formação, a pluralidade de sequências de pulso incluindo pelo menos uma primeira sequência de pulsos tendo um primeiro tempo de espera e uma segunda sequência pulsos com um segundo tempo de espera; receber dados de medição de RMN incluindo um trem de eco de tempo de espera longo e um trem de eco de tempo de espera curto, o trem de eco de tempo de espera longo com base na primeira sequência de pulsos e o trem de eco de tempo de espera curto com base na segunda sequência de pulsos; transformar, por um processador, os trens de eco em porções volumétricas incluindo uma primeira porção volumétrica de fluido, em que a transformação dos trens de eco inclui aplicar uma correção de movimento lateral dos dados de medição de RMN, em que a correção de movimento lateral inclui um artefato de movimento identificado; imar um tempo de relaxamento longitudinal para a primeira porção volumétrica de fluido; determinar pelo menos um dentre um índice de hidrogênio e uma viscosidade da primeira porção volumétrica de fluido com base no tempo de relaxação longitudinal estimado; e identificar se a primeira porção volumétrica de fluido é gás ou óleo leve com base no tempo de relaxamento longitudinal estimado, em que o campo magnético estático da fonte de campo magnético tem um gradiente que é inferior a cerca de 10 Gauss/cm.