DE112012003750T5

DE112012003750T5 - Mehrere Spulen für NMR-Bohrlochprotokollierlochmessungen

Info

Publication number: DE112012003750T5
Application number: DE112012003750.2T
Authority: DE
Inventors: Timothy Hopper; David G. Cory; Yi-Qiao Song; Martin Hurlimann
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2011-09-09
Filing date: 2012-08-31
Publication date: 2014-10-02
Also published as: US20130063142A1; WO2013036456A1; US9069098B2

Abstract

Eine NMR-Vorrichtung, die in einem Bohrloch angeordnet ist und eine Anordnung aus zwei oder mehr NMR-Sensoren besitzt, die sich im Wesentlichen an der gleichen axialen Position an der NMR-Vorrichtung befinden und unterschiedliche Richtungsempfindlichkeiten haben, wird verwendet, um ein NMR-Signal von wenigstens zwei der zwei oder mehr NMR-Sensoren zu erfassen. Die NMR-Signale werden kombiniert, um Bohrlochinformationen zu erhalten. Die Bohrlochinformationen können ein azimutales Bild der das Bohrloch umgebenden Formation enthalten. Das azimutale Bild kann ein Bild der Formationsporosität, ein Bild des in der Formation gebundene Fluids, ein Bild der T2-Verteilung, ein Bild des T2-Log-Mittelwerts, ein Bild der Permeabilität der Formation oder ein Bild der Fluidviskosität der Formation sein. Falls außerdem zwei oder mehr Vorverstärker und eine Empfängerschaltungsanordnung vorgesehen sind, können die NMR-Signale kombiniert werden, bevor sie sich durch die Vorverstärker und die Empfängerschaltungsanordnung bewegen, um den Rauschabstand des Gesamtsignals von dem gewünschten Probenraum zu verbessern.

Description

Hintergrund der Offenbarung
Kernmagnetresonanz-Werkzeuge (NMR-Werkzeuge), die für die Bohrlochprotokollierung oder die Bohrlochfluidcharakterisierung verwendet werden, messen die Antwort von Kernspins in Formationsfluiden auf angelegte Magnetfelder. Bohrloch-NMR-Werkzeuge besitzen typischerweise einen Permanentmagneten, der ein statisches Magnetfeld an einem gewünschten Testort (z. B. dort, wo sich das Fluid befindet), erzeugt. Das statische Magnetfeld erzeugt eine Magnetisierung in dem Fluid. Die Magnetisierung ist auf die Richtung des statischen Feldes ausgerichtet. Die Größe der induzierten Magnetisierung ist zu der Größe des statischen Feldes proportional. Eine Senderantenne erzeugt ein zeitabhängiges Hochfrequenzmagnetfeld, das eine Komponente senkrecht zu der Richtung des statischen Feldes hat. Die NMR-Resonanzbedingung ist erfüllt, wenn die Hochfrequenz gleich der Larmor-Frequenz ist, die zu der Größe des statischen Magnetfeldes proportional ist. Das Hochfrequenzmagnetfeld erzeugt ein Drehmoment an dem Magnetisierungsvektor, das bewirkt, dass er um die Achse des angelegten Hochfrequenzfeldes rotiert. Die Drehung hat zur Folge, dass der Magnetisierungsvektor eine Komponente senkrecht zu der Richtung des statischen Magnetfeldes entwickelt. Dies bewirkt, dass der Magnetisierungsvektor um das statische Feld mit der Larmor-Frequenz präzessiert. Bei Resonanz zwischen der Larmor- und der Senderfrequenz wird die Magnetisierung in die Querebene (d. h. eine Ebene senkrecht zu dem Vektor des statischen Magnetfeldes) gekippt. Es werden eine Reihe von Hochfrequenzimpulsen angewendet, um Spin-Echos zu erzeugen, die mit der Antenne gemessen werden.
NMR-Messungen können verwendet werden, um unter Anderem die Formationsporosität und die Formationspermeablität zu schätzen. Beispielsweise ist der Bereich unter der Kurve einer T2-Verteilung für eine NMR-Messung gleich der NMR-Porosität. Die T2-Verteilung gleicht auch der Porengrößenverteilung in wassergesättigtem Gestein. Die unverarbeitete berichtete Porosität ist durch das Verhältnis der anfänglichen Amplitude des unverarbeiteten Zerfalls und der Werkzeugantwort in einem Wassertank gegeben. Diese Porosität ist von der Lithologie des Gesteinsgrundstoffs unabhängig.
Die NMR-Schätzung der Permeabilität beruht auf einem theoretischen Modell wie etwa dem Freifluidmodell (Coates-Modell) oder dem Durchschnitts-T2-Modell. Das Freifluidmodell kann auf Formationen angewendet werden, die Wasser und/oder Kohlenstoffwasserstoffe enthalten, während das Durchschnitts-T2-Modell auf Porensysteme, die nur Wasser enthalten, angewendet werden kann. Im Allgemeinen sind Messungen an Kernproben erforderlich, um diese Modelle für die lokale Verwendung zu verfeinern und anzupassen. Die NMR-Permeabilität neigt zu einer Zunahme, wenn die Porosität und die Porengröße zunehmen.
Rohöleigenschaften wie etwa Viskosität, molekulare Zusammensetzung, Gas/Öl-Verhältnis und SARA-Fraktionen (Fraktionen von Saturaten, Aromaten, Harzen und Asphaltenen) sind wesentliche Parameter für die Bewertung, beispielsweise Lagerstättenqualität, Förderbarkeit und Verteilung. Es sind physikalische Gleichungen auf Basis empirischer Modelle entwickelt worden, die die Eigenschaften von Rohölen mit Kernmagnetresonanz-Messungen (NMR-Messungen) in Beziehung setzen. Die NMR-Antwort von Fluiden schafft eine Verbindung zwischen mikroskopischen Molekularbewegungen und makroskopischen Eigenschaften wie etwa Viskosität und Zusammensetzung. Die Beziehung zwischen Viskosität und Relaxationszeit von reinen Fluiden wurde durch die phänomenologische Relaxationstheorie von Bloembergen, Purcell und Pound (BPP) aufgestellt. Brown hat die Protonen-Relaxation in einem Paket von Rohölen mit verschiedenen Zusammensetzungen und Viskositäten untersucht. Die Viskositäten der Proben variierten von etwa 0,5 bis 400 cp. Er hat gefunden, dass die Relaxationszeiten eine inverse Abhängigkeit von der Viskosität über den gesamten Bereich zeigten. Seit der frühen Arbeit von Brown sind verschiedene physikalische und empirische Modelle vorgeschlagen worden, die Rohöleigenschaften mit der NMR-Antwort in Beziehung setzen. Das Verständnis molekularer Dynamiken in Alkan-Gemischen hatte die Aufstellung der Skalengesetz-Theorie [engl.: scale-law theory] zur Folge, um die NMR-Diffusion und Relaxationseigenschaften mit der molekularen Zusammensetzung von Rohölen in Beziehung zu setzen. Es gibt außerdem andere Datenbanklösungsversuche wie beispielsweise künstliche neuronale Netze (ANN) und die Radialbasisfunktion.
Die Charakterisierung von Lagerstättenfluiden ist in mehreren Aspekten der Lagerstättenentwicklung und des Lagerstättenmanagements kritisch. Beispielsweise werden Fluideigenschaften wie etwa die Viskosität und die molekulare Zusammensetzung verwendet, um Strömungsraten und Abtastwirkungsgrade sekundärer und tertiärer Förderungen zu berechnen. Das Gas/Öl-Verhältnis (GOR) von Lagerstättenfluiden ist ein wichtiger Parameter für die Materialauswahl bei der Bohrlochvorbereitung und beim Entwurf oberirdischer Anlagen. Asphalten- und Wachskonzentrationen sind Schlüsselbetrachtungen für die Sicherstellung der Strömung in Verrohrungen, Rohrleitungen und oberirdischen Anlagen. Die Schätzung von Fluideigenschaften auf unterschiedlichen Tiefen in einer Lagerstätte ergibt Angaben der Zusammensetzungsabstufung und der Aufteilung in der Lagerstätte. Es ist nützlich, Fluideigenschaften aus Messungen wie etwa der NMR-Bohrlochprotokollierung zu erhalten, die unter Bohrlochtemperatur- und Bohrlochdruckbedingungen ausgeführt werden kann.
Bohrlochbilder ermöglichen, die Gesteinsaufzeichnung für die Öl- und Gasexploration zu interpretieren. Zusätzlich zu der Identifizierung von Zerklüftungen und Fehlern werden Bohrlochabbildungswerkzeuge für viele verschiedene andere Anwendungen wie etwa die Sequenz-Formationskunde, die Fazies-Rekonstruktion, die Formationskunde und die diagenetische Analyse verwendet. Sie können in vielen verschiedenen geologischen und bohrtechnischen Umgebungen verwendet werden und ergeben Bohrlochbilder mit hoher Auflösung von Gesteins- und Fluideigenschaften in Formationen, die von zerklüfteten Carbonaten zu weichen, dünn laminierten Sand/Schiefer-Sequenzen reichen. Diese Werkzeuge ergeben eine hohe Auflösung und oftmals eine nahezu vollständige Bohrlochüberdeckung, die in einer interaktiven Graphik-Workstation interpretiert werden kann.
NMR-Bohrlochprotokollierungswerkzeuge unterscheiden sich von jenen, die gewöhnlich auf dem medizinischen Gebiet verwendet werden, in vielerlei Hinsicht. Offensichtlich ist die Betriebsumgebung für ein Bohrlochwerkzeug viel rauer als die Laborumgebung einer Abbildungsanlage. Außerdem ist eine Bohrloch-NMR in Bezug auf eine typische ”geschlossene” medizinische NMR-Vorrichtung ”nach außen gewendet” konfiguriert. Das heißt, medizinische Vorrichtungen blicken gewöhnlich nach innen auf ihren Zielbereich, während Bohrloch-NMR-Vorrichtungen nach außen in die umgebende Formation blicken.
Zusammenfassung
Eine NMR-Vorrichtung, die in einem Bohrloch angeordnet ist und eine Anordnung aus zwei oder mehr NMR-Sensoren besitzt, die sich an der im Wesentlichen gleichen axialen Position an der NMR-Vorrichtung befinden und unterschiedliche Richtungsempfindlichkeiten haben, wird verwendet, um ein NMR-Signal von wenigstens zwei der zwei oder mehr NMR-Sensoren zu erfassen. Die NMR-Signale werden kombiniert, um Bohrlochinformationen zu erhalten. Die Bohrlochinformationen können ein azimutales Bild der das Bohrloch umgebenden Formation enthalten. Das azimutale Bild kann ein Bild der Porosität der Formation, ein Bild des in der Formation gebundenen Fluids, ein Bild der T2-Verteilung, ein Bild des T2-Log-Mittelwerts, ein Bild der Permeabilität der Formation oder ein Bild der Fluidviskosität der Formation sein. Falls zwei oder mehr Vorverstärker und eine Empfängerschaltungsanordnung zusätzlich an der NMR-Vorrichtung vorgesehen sind, können die NMR-Signale kombiniert werden, bevor sie sich durch die Vorverstärker und die Empfängerschaltungsanordnung bewegen, um den Rauschabstand des Gesamtsignals von dem gewünschten Probenraum zu verbessern.
Kurzbeschreibung der Zeichnungen
Die vorliegende Offenbarung wird am besten anhand der folgenden genauen Beschreibung verstanden, wenn sie mit den beigefügten Figuren gelesen wird. Es wird betont, dass in Übereinstimmung mit der üblichen Praxis in der Industrie verschiedene Merkmale nicht maßstabsgetreu gezeichnet sind. Tatsächlich können die Abmessungen der verschiedenen Merkmale um der Klarheit der Diskussion willen beliebig vergrößert oder verkleinert sein.
1 veranschaulicht ein beispielhaftes System am Bohrloch-Standort.
2 zeigt ein Kernmagnetresonanz-Protokollierungswerkzeug des Standes der Technik.
3 zeigt eine Magnetresonanzabbildungsspule (MRI-Spule) des Standes der Technik, die üblicherweise in einem Labor verwendet wird.
4 zeigt schematisch eine Spule in Gestalt einer ”8” und eine Gruppe aus mehreren Spulen (drei in Gestalt einer ”8”) in einer Anordnung gemäß der vorliegenden Offenbarung.
5A und 5B zeigen eine Ausführungsform einer phasengesteuerten Antenne für die Verwendung in einem Bohrloch-NMR-Werkzeug gemäß der vorliegenden Offenbarung.
6 ist eine Auftragung von Hochfrequenzfeld-Messungen (HF-Feldmessungen) des B1-Feldes, das erzeugt wird, wenn die Spulen in einer Reihe ”gezündet” werden, gemäß der vorliegenden Offenbarung.
7 ist ein Ablaufplan wenigstens eines Teils eines Verfahrens gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung.
8 ist ein Ablaufplan wenigstens eines Teils eines Verfahrens gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung.
Genaue Beschreibung
Es ist klar, dass die folgende Offenbarung viele verschiedene Ausführungsformen oder Beispiele angibt, um verschiedene Merkmale verschiedener Ausführungsformen zu implementieren. Spezifische Beispiele von Komponenten und Anordnungen werden im Folgenden beschrieben, um die vorliegende Offenbarung zu vereinfachen. Dies sind selbstverständlich lediglich Beispiele, die keine Beschränkung darstellen sollen. Außerdem kann die vorliegende Offenbarung Bezugszeichen und/oder Buchstaben in den verschiedenen Beispielen wiederholen. Diese Wiederholung dient dem Zweck der Vereinfachung und der Klarheit und gibt nicht von sich eine Beziehung zwischen den verschiedenen Ausführungsformen und/oder Konfigurationen, die diskutiert werden, an. Darüber hinaus kann die Bildung eines ersten Merkmals über oder auf einem zweiten Merkmal in der folgenden Beschreibung Ausführungsformen enthalten, in denen das erste und das zweite Merkmal in direktem Kontakt gebildet sind, außerdem kann sie auch Ausführungsformen enthalten, in denen zusätzliche Merkmale gebildet sind, die zwischen den ersten und zweiten Merkmalen eingefügt sind, so dass das erste und das zweite Merkmal nicht in direktem Kontakt zu sein brauchen.
1 veranschaulicht ein System eines Bohrloch-Standorts, in dem verschiedene Ausführungsformen verwendet werden können. Der Bohrloch-Standort kann onshore oder offshore sein. In diesem beispielhaften System wird ein Bohrloch 11 in unterirdischen Formationen durch Drehbohren auf eine wohlbekannte Weise gebildet. Einige Ausführungsformen können auch ein Richtungsbohren verwenden, das später beschrieben wird.
Ein Bohrstrang 12 ist in dem Bohrloch 11 aufgehängt und besitzt eine Lochbodenanordnung 100, die an ihrem unteren Ende eine Bohrkrone 105 aufweist. Das oberirdische System umfasst eine Plattform- und Bohrturmanordnung 10, die über dem Bohrloch 11 positioniert ist, wobei die Anordnung 10 einen Drehtisch 16, eine Mitnehmerstange 17, einen Haken 18 und eine Spülkopf 19 enthält. Der Bohrstrang 12 wird durch den Drehtisch 16 gedreht, der durch nicht gezeigte Mittel mit Energie versorgt wird und mit der Mitnehmerstange 17 am oberen Ende des Bohrstrangs in Eingriff ist. Der Bohrstrang 12 ist an einem Haken 18 aufgehängt, der an einem (ebenfalls nicht gezeigten) Bewegungsblock über die Mitnehmerstange 17 und den Spülkopf 19 befestigt ist, was eine Drehung des Bohrstrangs relativ zu dem Haken ermöglicht. Wie wohlbekannt ist, könnte alternativ ein Kopfantriebssystem verwendet werden.
In dem Beispiel dieser Ausführungsform enthält das oberirdische System ferner Bohrfluid oder Bohrschlamm 26, das bzw. der in einer Grube 27, die am Bohrloch-Standort gebildet ist, aufbewahrt wird. Eine Pumpe 29 fördert das Bohrfluid 26 durch einen Anschluss im Spülkopf 19 in den Innenraum des Bohrstrangs 12, was bewirkt, dass Bohrfluid durch den Bohrstrang 12 nach unten fließt, wie durch den Richtungspfeil 8 angegeben ist. Das Bohrfluid verlässt den Bohrstrang 12 durch Anschlüsse in der Bohrkrone 105 und zirkuliert dann durch den Ringraum zwischen der Außenseite des Bohrstrangs und der Wand des Bohrlochs nach oben, wie durch die Richtungspfeile 9 angegeben ist. Auf diese wohlbekannte Weise schmiert das Bohrfluid die Bohrkrone 105 und transportiert Formationsabträge zur Oberfläche, wenn es zu der Grube 27 zurückkehrt, um erneut eingeleitet zu werden.
Die Lochbodenanordnung 100 der gezeigten Ausführungsform umfasst ein Modul 120 zum Protokollieren während des Bohrens (LWD-Modul), ein Modul 130 zum Messen während des Bohrens (MWD-Modul), ein Drehlenksystem und einen Drehlenkmotor 150 und die Bohrkrone 105.
Das LWD-Modul 120 ist in einem Bohrkranz eines spezifischen Typs untergebracht, der auf dem Gebiet bekannt ist, und kann ein oder mehrere bekannte Typen von Protokollierungswerkzeugen enthalten. Selbstverständlich können mehr als ein LWD- und/oder MWD-Modul verwendet werden, wie beispielsweise bei 120A dargestellt ist. (Bezugnahmen auf ein Modul an der Position 120 können durchweg alternativ auch ein Modul an der Position 120A bedeuten). Das LWD-Modul besitzt Fähigkeiten zum Messen, Verarbeiten und Speichern von Informationen sowie zum Kommunizieren mit der oberirdischen Anlage. In der vorliegenden Ausführungsform enthält das LWD-Modul eine NMR-Messvorrichtung.
Das MWD-Modul 130 ist ebenfalls in einem Bohrkranz eines speziellen Typs untergebracht, der auf dem Gebiet bekannt ist, und kann eine oder mehrere Vorrichtungen zum Messen von Charakteristiken des Bohrstrangs und der Bohrkrone enthalten. Das MWD-Werkzeug enthält ferner eine (nicht gezeigte) Vorrichtung zum Erzeugen elektrischer Leistung für das Bohrlochsystem. Dies kann typischerweise einen Schlammturbinengenerator, der durch die Strömung des Bohrfluids mit Leistung versorgt wird, umfassen, wobei selbstverständlich auch andere Kraft- und/oder Batteriesysteme verwendet werden können. In der vorliegenden Ausführungsform enthält das MWD-Modul eine oder mehrere der folgenden Typen von Messvorrichtungen: eine Gewicht-auf-Krone-Messvorrichtung, eine Drehmomentmessvorrichtung, eine Vibrationsmessvorrichtung, eine Stoßmessvorrichtung, eine Haft/Gleit-Messvorrichtung, eine Richtungsmessvorrichtung und eine Neigungsmessvorrichtung.
2 zeigt eine Ausführungsform eines Vorrichtungstyps, der in dem US-Patent 5,629,623 zur Formationsbewertung während des Bohrens unter Verwendung gepulster Kernmagnetresonanz (NMR), das hier durch Bezugnahme vollständig mit aufgenommen ist, beschrieben ist, wobei selbstverständlich andere Typen von NMR/LWD-Werkzeugen für das LWD-Werkzeug 120 oder einen Teil eines LWD-Werkzeugpakets 120A verwendet werden können. Wie in dem '623er-Patent beschrieben ist, umfasst eine Ausführungsform einer Konfiguration der Vorrichtung einen modifizierten Bohrkranz mit einer axialen Nut oder einem axialen Schlitz, der mit einem Keramikisolator gefüllt ist, und enthält eine HF-Antenne 1126, die durch eine nicht magnetische Abdeckung 1146 geschützt ist und gepulste elektromagnetische HF-Energie erzeugt und empfängt. In der gezeigten Ausführungsform sind die Leiter der HF-Antenne an einem Ende bei dem Bohrkranz geerdet. Am anderen Ende sind die Leiter mit einem HF-Transformator 1156 über Druckdurchführungen 1152 und 1153 gekoppelt. Ein zylindrischer Magnet 1122 erzeugt in den Formationen ein statisches Magnetfeld. Die HF-Antenne kann auch in der Weise angeordnet sein, dass der Bohrkranz selbst das oszillierende HF-Magnetfeld erzeugt. Das oszillierende HF-Magnetfeld, das Kerne von Substanzen in den Formationen erregt, ist axialsymmetrisch, um Messungen während der Drehung des Bohrstrangs zu erleichtern.
Die Magnetresonanzabbildung umfasst die räumliche Lokalisierung von Protonen in einem Probenraum. Eine mögliche Abbildungstechnik umfasst die Verwendung mehrerer Empfängerspulen, die in einer Matrix angeordnet sind. Jede Spule empfängt Signale von einem räumlich begrenzten Bereich, der zu einer Bildüberdeckung des interessierenden Bereichs rekonstruiert werden kann. Somit ist es möglich, ein azimutales Bild eines Aspekts des Probenraums zu erhalten.
3 zeigt eine beispielhafte MRI-Antenne (Magnetresonanzabbildungs-Antenne) des Standes der Technik, die typischerweise in einer Laborumgebung verwendet wird. Diese Antenne ist eine ”phasengesteuerte” Antenne, die aus einer Reihe rechtwinkliger Spulen hergestellt ist, die über eine optimale Strecke miteinander überlappen. Die Spulenanordnung ist optimiert, um die gegenseitige Kopplung zu verringern.
Eine Spule mit kleiner Oberfläche stellt im Allgemeinen einen geringeren Rauschpegel bereit als eine große Spule, weil die kleinere Spule einen kleineren empfindlichen Bereich besitzt, weshalb der Betrag des von dem kleineren empfindlichen Bereich empfangenen Rauschens kleiner ist als der Rauschbetrag, der von der größeren Spule empfangen wird, da die größere Spule Signale von der gesamten Probe empfängt. Da jede Spule so entworfen ist, dass sie ein Signal aus einem unterschiedlichen Bereich empfängt, wird dieses Signal von einer Spule i mit S_i bezeichnet. Da die räumliche Anordnung der Spulen durch den Entwurf der Spulen bekannt ist, bestimmt das Signal S_i direkt die räumliche Verteilung des NMR-Signals. Die Analyse der Signale kann ein Bild der Bohrlocheigenschaften erzeugen, etwa T2 (Verteilung oder logarithmischer Mittelwert), Porosität, Permeabilität, gebundene und freie Fluide und Rohöleigenschaften.
Die Signale mehrerer Spulen können kombiniert werden, um die Eigenschaften der gesamten Bohrlochprobe zu messen. In einer Ausführungsform können die einzeln detektierten (digitalisierten) Signale von sämtlichen Spulen in der Nachverarbeitungsstufe addiert werden, um das Signal des gesamten Bohrlochs zu erhalten. Diese Nachverarbeitung wird außerdem den SNR (Rauschabstand) im Vergleich zu dem SNR einer einzelnen Spule erhöhen. Der Grund hierfür besteht darin, dass das jeweilige Rauschen von verschiedenen Spulen im Allgemeinen nicht korreliert ist (unter der Annahme, dass die Spulen gegenseitig entkoppelt sind und einen verschiedenen Raumbereich vermessen), während die Signale additiv sind. Das Gesamtsignal von dem gesamten Probenraum ist dann gegeben durch: S_total = S₁ + S₂ + ... + S_N = S·N, wobei N die Gesamtzahl von Spulen ist und S die Signalamplitude jeder kleinen Spule ist. Das Rauschen ist jedoch folgendermaßen additiv:
wobei n_i das Rauschen jeder Spule ist und n die Amplitude des Rauschens von der kleinen Spule ist. Hierbei wird angenommen, dass die kleineren Spulen alle gleich sind und dass somit die Rauschamplitude gleich ist. Somit ist das endgültige SNR der gesamten Probe gegeben durch √ N ·S/n, wobei die Verbesserung von SNR durch √ N gegeben ist.
Falls in der Praxis jede Spule ihre eigene Empfängerelektronik besitzt, die einen Duplexer [engl.: deplexer], ein Vorverstärker-Frontend mit geringem Rauschen und ein zusätzliches Signalverstärkungs- und Signaldigitalisierungssystem enthält, trägt die Empfängerelektronik zusätzliches Rauschen zu dem Signal bei. Die Amplitude dieses Rauschens werde mit n_d bezeichnet. Im Ergebnis könnte in der Praxis der Entwurf mehrerer Spulen mit ihren jeweiligen Empfängern die theoretische SNR-Verbesserung von √ N nicht erzielen. Ein Weg, die Signale von den kleinen Spulen ohne SNR-Verlust zu kombinieren, besteht darin, sämtliche Spulen in Serie oder parallel zu verbinden, bevor sie ihre Ausgänge zu der jeweiligen Empfängerelektronik liefern. Dies vermeidet die Addition des einzelnen Empfängerrauschens (n_d) und erhöht die Signalamplitude vor dem Eintritt in die Empfängerelektronik. Die gesamte Rauschamplitude des kombinierten Signals kann erheblich größer sein als jene der einzelnen Spule, beispielsweise um √ N , so dass der relative Beitrag des Rauschens (n_d) der Empfängerelektronik stark verringert wird.
Die Erregung der Senderspulen kann auf wenigstens zwei Weisen erreicht werden. Die Spulen können in Reihe erregt werden, wodurch sie effektiv als eine Spule wirken, oder jede Spule kann unabhängig erregt werden (parallel). Die Spulen können abgestimmt werden oder unabgestimmt gelassen werden. Bei einer Übertragung in Serie und einem parallelen Empfang wird die Spule im Allgemeinen ”Einzelspule” [engl.: ”unicoil”] genannt.
Es ist auch möglich, die Spulenanordnung so zu entwerfen, dass sie eine Senderspule enthält, die verwendet wird, um den gesamten Probenbereich zu erregen, während der Signalempfang durch die Anordnung kleinerer Spulen erfolgt. Diese Technik trennt die Sende- und Empfangsspulen und kann Elektronik (z. B. einen Duplexer [engl.: deplexer]) enthalten, um die Empfangsspulen und die Empfängerelektronik während des Sendens der starken HF-Impulse zu schützen.
Die Detektion kann durch jede Spule unabhängig von den anderen Spulen erzielt werden. Eine mögliche Ausführungsform besteht darin, dass jede Spule ihre eigene Tankschaltung, ihren eigenen Duplexer, ihren eigenen Vorverstärker und ihren eigenen Empfänger besitzt. Auf diese Weise kann das Signal von jeder Spule verarbeitet und dann später addiert werden. Im Fall von Bohrloch-NMR-Anwendungen ergibt eine Summe der Signale von sämtlichen Empfängerspulen die gesamte Porosität, T2 oder andere Parameter. Falls die Signale getrennt gehalten werden, können sie verarbeitet werden, um ein azimutales Bild bereitzustellen. Dieses Bild könnte auf der Porosität oder dem gebundenen Fluid oder irgendeinem anderen Identifizierer beruhen.
4 zeigt schematisch eine einzelne Spule in Gestalt einer ”8” sowie eine Gruppe aus mehreren Spulen (drei Spulen in Gestalt einer ”8”) in einer Anordnung. Wie in 4 ersichtlich ist, überlappen die Spulen miteinander.
Die 5A und 5B zeigen eine Ausführungsform einer phasengesteuerten Antenne für die Verwendung in einem Bohrloch-NMR-Werkzeug. Wie in der schematischen Seitenansicht von 5A und in der schematischen Draufsicht von 5B gezeigt ist, enthält die phasengesteuerte Antenne 6 getrennte Spulen 510A–F, die an Punkten 520A–F jeweils miteinander überlappen.
6 ist eine Auftragung von Hochfrequenz-Feldmessungen (HF-Feldmessungen) des B1-Feldes, das erzeugt wird, wenn die Spulen in Reihe ”gezündet” werden. Die Auftragung zeigt die Homogenität des Feldes.
Die Signale von jeder Spule können vor dem Vorverstärker und der Empfängerschaltungsanordnung kombiniert werden. Dies vereinfacht den Betrieb der gesamten Einrichtung, die Daten würden jedoch nicht länger ein Bild liefern. Der SNR würde jedoch weiter erhöht werden.
7 zeigt einen Ablaufplan, der eine Ausführungsform gemäß dieser Offenbarung veranschaulicht. Eine NMR-Vorrichtung, die in einem Bohrloch angeordnet ist und eine Anordnung aus zwei oder mehr NMR-Sensoren besitzt, die sich im Wesentlichen an der gleichen axialen Position an der NMR-Vorrichtung befinden und unterschiedliche Richtungsempfindlichkeiten haben, wird bereitgestellt (Schritt 702). Ein NMR-Signal von wenigstens zwei der zwei oder mehr NMR-Sensoren wird erfasst (Schritt 704). Die NMR-Signale werden kombiniert, um Bohrlochinformationen zu erhalten (Schritt 706).
8 zeigt einen Ablaufplan, der eine Ausführungsform gemäß dieser Offenbarung veranschaulicht. Eine NMR-Vorrichtung, die in einem Bohrloch angeordnet ist und eine Anordnung aus zwei oder mehr NMR-Sensoren, die sich im Wesentlichen an der gleichen axialen Position an der NMR-Vorrichtung befinden und verschiedene Richtungsempfindlichkeiten haben, zwei oder mehr Vorverstärker und eine Empfängerschaltungsanordnung besitzt, wird bereitgestellt (Schritt 802). Ein NMR-Signal von jedem der zwei oder mehr NMR-Sensoren wird erfasst (Schritt 804). Die NMR-Signale werden kombiniert, bevor sie sich durch die Vorverstärker und die Empfängerschaltungsanordnung bewegen, um den Rauschabstand des gesamten Signals von dem erwünschten Probenraum zu verbessern (Schritt 806).
Die vorangehende Beschreibung umreißt Merkmale mehrerer Ausführungsformen, so dass die Fachleuchte auf dem Gebiet die Aspekte der vorliegenden Offenbarung besser verstehen. Der Fachmann auf dem Gebiet sollte anerkennen, dass er die vorliegende Offenbarung ohne Weiteres als Basis für den Entwurf oder die Modifikation anderer Prozesse und Strukturen verwenden kann, um die gleichen Zwecke zu erreichen und/oder um die gleichen Vorteile der hier eingeführten Ausführungsformen zu erzielen. Der Fachmann auf dem Gebiet sollte auch erkennen, dass solche äquivalenten Konstruktionen nicht vom Schutzumfang der vorliegenden Offenbarung abweichen und dass er verschiedene Änderungen, Ersetzungen und Abwandlungen vornehmen kann, ohne vom Schutzumfang der vorliegenden Offenbarung abzuweichen.
Die Zusammenfassung am Ende dieser Offenbarung ist angegeben, um 37 CFR § 1.72 (b) zu erfüllen, um dem Leser zu ermöglichen, schnell das Wesen der technischen Offenbarung zu erfassen. Aus dem Verständnis ergibt sich, dass sie nicht für die Interpretation oder die Beschränkung des Schutzumfangs oder der Bedeutung der Ansprüche verwendet werden kann.

Claims

Verfahren, das umfasst: Vorsehen einer NMR-Vorrichtung, die in einem Bohrloch angeordnet ist und eine Anordnung aus zwei oder mehr NMR-Sensoren besitzt, die sich im Wesentlichen an der gleichen axialen Position an der NMR-Vorrichtung befinden und unterschiedliche Richtungsempfindlichkeiten haben; Erfassen eines NMR-Signals von wenigstens zwei der zwei oder mehr NMR-Sensoren; und Kombinieren der NMR-Signale, um Bohrlochinformationen zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Anordnung eine phasengesteuerte Anordnung ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Erfassen das Versorgen mit Energie einiger oder aller NMR-Sensoren, die elektronisch konfiguriert werden, damit sie in Serie geschaltet sind, um ein Signal in den gewünschten Probenraum zu senden, und das Empfangen der Signale von dem gewünschten Probenraum durch einige oder alle der NMR-Sensoren, die elektronisch in der Weise konfiguriert sind, dass sie parallel geschaltet sind, umfasst.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei die NMR-Sensoren zwischen einer seriellen und einer parallelen elektronischen Konfiguration umschaltbar sind.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Erfassen das Detektieren des NMR-Signals bei jedem NMR-Sensor unabhängig von den anderen NMR-Sensoren umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Kombinieren das Addieren der NMR-Signale umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Ausführen einer Lenkentscheidung an einem LWD-Werkzeug anhand der Bohrlochinformationen umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die NMR-Sensoren nicht abgestimmt sind.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Bohrlochinformationen ein azimutales Bild enthalten.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei das azimutale Bild ein Bild der Formationsporosität, ein Bild des in der Formation gebundenen Fluids, ein Bild der T2-Verteilung, ein Bild des T2-Log-Mittelwerts, ein Bild der Permeabilität der Formation oder ein Bild der Fluidviskosität der Formation ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Bohrlochinformationen nicht azimutale Formationseigenschaften und/oder nicht azimutale Fluideigenschaften enthalten.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Formen eines Hochfrequenzfeldes unter Verwendung der zwei oder mehr NMR-Sensoren umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Ändern der Resonanzfrequenz eines oder mehrerer der zwei oder mehr NMR-Sensoren umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei wenigstens einer der zwei oder mehr NMR-Sensoren eine unterschiedliche Resonanzfrequenz besitzt.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Kombinieren ferner das Erhöhen des Rauschabstands des gesamten Signals von einem gewünschten Probenraum umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Bereitstellen eines Senders getrennt von der Anordnung aus zwei oder mehr NMR-Sensoren und ferner das Senden unter Verwendung des Senders umfasst.
Kernmagnetresonanz-System (NMR-System), das umfasst: eine NMR-Vorrichtung, die in einem Bohrloch angeordnet werden kann und eine Anordnung aus zwei oder mehr NMR-Sensoren besitzt, die sich im Wesentlichen an der gleichen axialen Position an der NMR-Vorrichtung befinden und unterschiedliche Richtungsempfindlichkeiten haben; und einen Prozessor, der in der Lage ist, ein NMR-Signal von jedem der zwei oder mehr NMR-Sensoren zu erfassen und die NMR-Signale zu kombinieren, um Bohrlochinformationen zu erhalten.
NMR-System nach Anspruch 17, wobei der Prozessor ferner in der Lage ist, ein azimutales Bild unter Verwendung der Bohrlochinformationen zu erzeugen.
NMR-System nach Anspruch 17, wobei der Prozessor ferner in der Lage ist, nicht azimutale Formationseigenschaften und/oder nicht azimutale Fluideigenschaften unter Verwendung der Bohrlochinformationen zu erzeugen.
Verfahren, das umfasst: Vorsehen einer NMR-Vorrichtung, die in einem Bohrloch angeordnet ist und eine Anordnung aus zwei oder mehr NMR-Sensoren, die sich im Wesentlichen an der gleichen axialen Position an der NMR-Vorrichtung befinden und unterschiedliche Richtungsempfindlichkeiten haben, und zwei oder mehr Vorverstärker und eine Empfängerschaltungsanordnung besitzt; Erfassen eines NMR-Signals von jedem der zwei oder mehr NMR-Sensoren; und Kombinieren der NMR-Signale, bevor sie sich durch die Vorverstärker und die Empfängerschaltungsanordnung bewegen, um den Rauschabstand des Gesamtsignals von einem gewünschten Probenraum zu verbessern.