DE112014005739T5

DE112014005739T5 - Verfahren für die Zusammensetzungsanalyse von Bohrlochfluiden unter Verwendung von Daten von NMR-und anderen Werkzeugen

Info

Publication number: DE112014005739T5
Application number: DE112014005739.8T
Authority: DE
Inventors: Denise E. Freed; Lalitha Venkataramanan
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2013-12-17
Filing date: 2014-11-21
Publication date: 2016-11-03
Also published as: US20150168587A1; WO2015094579A1; US9733383B2

Abstract

Verfahren und Vorrichtungen werden für die Analyse einer Zusammensetzung eines Kohlenwasserstoff enthaltenden Fluids bereitgestellt. Die Verfahren schließen die Verwendung eines Kernmagnetresonanz-(NMR)Werkzeugs ein, um NMR-Messungen an dem Kohlenwasserstoff enthaltenden Fluid durchzuführen, um NMR-Daten zu erhalten. Ein Nicht-NMR-Werkzeug, wie etwa ein optisches Werkzeug, wird verwendet, um zusätzliche Messungen durchzuführen und um Nicht-NMR-Daten über das Fluid zu erhalten. Die Verfahren schließen ferner das Bestimmen einer Angabe der Zusammensetzung des Fluids, indem die NMR-Daten verwendet werden, und das Normieren der Angabe der Zusammensetzung des Fluids unter Verwendung der Nicht-NMR-Daten ein.

Description

QUERVERWEIS AUF VERWANDTE ANMELDUNGEN
Diese Anmeldung beansprucht die Priorität der nicht vorläufigen U.S.-Patentanmeldung mit der laufenden Nummer 14/109,497, eingereicht am 17. Dezember 2013. Diese nicht vorläufige Patentanmeldung ist hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen.
GEBIET
Die vorliegende Offenbarung betrifft im Allgemeinen Kohlenwasserstoff enthaltende geologische Formationen. Insbesondere betrifft der Offenbarungsgegenstand Verfahren für die Analyse der Zusammensetzungsanalyse von Bohrlochfluiden unter Verwendung von Kernmagnetresonanz-(NMR) und anderen Daten von Bohrlochwerkzeugen.
ALLGEMEINER STAND DER TECHNIK
Optische (spektrale) Daten von Bohrloch-Fluidanalyse-Logging-Werkzeugen werden derzeit verwendet, um die Zusammensetzung von Rohölen im Bohrloch zu bestimmen. Siehe z. B. Fujisawa, G., et al, „Near-infrared Compositional Analysis of Gas and Condensate Reservoir Fluids at Elevated Pressures and Temperatures,” Applied Spectroscopy, 52(12: 1615–1620 (2002); Fujisawa, G. et al, „Analyzing Reservoir Fluid Composition In-Situ in Real Time: Case Study in a Carbonate Reservoir”, SPE 84092, Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, CO (2002), die beide hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen sind. Diese Bestimmungen sind auf eine Teilmenge von Komponenten oder Pseudokomponenten, einschließend C₁ (Methan) bis C₅ (Pentan), wie etwa C₁, C₂-C₅ und außerdem C₆₊, begrenzt. Die optischen Werkzeuge messen die optischen Dichten {OD_i} mit einer Reihe von Wellenlängen λ_i. Diese werden dann verwendet, um den Gewichtsanteil w_cj von Komponenten und Pseudokomponenten, wie etwa C₁, C₂-C₅ und C₆₊ oder C₁, C₂, C₃-C₅ und C₆₊, zu bestimmen. Die einzelnen Gewichtsanteile für C₂, C₃, C₄ und C₅ können dann ferner unter Verwendung eines Entklumpungsalgorithmus aufgelöst werden. Für einige der optischen Werkzeuge kann außerdem die Menge von Wasser und Kohlenstoffdioxid (CO₂) bestimmt werden. Zusätzlich kann die optische Dichte verwendet werden, um Informationen über Asphaltene und Harze zu erhalten. Siehe z. B. Mullins, O. C., et al, „The Colloidal Structure of Crude Oils and the Structure of Reservoirs,” Energy Fuels, 21: 2785–2794 (2007), hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen.
NMR-Relaxations- und Diffusionsdaten können außerdem verwendet werden, um die Ölzusammensetzung zu bestimmen. Aus diesen Daten können die durchschnittliche Kettenlänge und die Kettenlängenverteilung erhalten werden. Siehe z. B. Freed, D. E., et al., „Scaling Laws for Diffusion Coefficients in Mixtures of Alkanes,” Phys. Rev. Lett., 94: 067602 (2005); Freed, D. E., „Dependence an Chain Length of NMR Relaxation Times in Mixtures of Alkanes,” J. Chem. Phys., 126: 174502 (2007); Hurlimann, M. D. et al., „Hydrocarbon Composition from NMR Diffusion and Relaxation Data,” SPWLA, 49^th Annual Logging Symposium (Mai 2008); U.S. Patent #6,859,032 für Heaton, N. J. und Freedman, R.; Anand, V. und Freedman, R., „New Methods for Predicting Properties of Live Oils from NMR,” SPWLA, Paper AAAA Proceedings of the 2009 Annual SPWLA Symposium (2009), hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen. Zusätzlich kann der Vergleich transversaler und longitudinaler Relaxationszeiten und/oder der Diffusion einige Informationen über Asphaltene liefern, und die Formen der Verteilungen können ein Signal für stark biologisch abgebaute Öle sein. Siehe z. B. Mutina, A. R. und Hurlimann, M. D., „Correlation of Transverse and Rotational Diffusion Coefficient: A Probe of Chemical Composition in Hydrocarbon Oils,” J. Phys. Chem., A 112: 3291–3301 (2008); Freed, D. E. und Hurlimann, M. D., „One- and Two-Dimensional Spin Correlation of Complex Fluids and the Relation to Fluid Composition,” C. R. Phys., 11: 181–191 (2010), hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen. Ferner kann die Messung der NMR-Relaxationsdispersion, d. h. das Relaxationsprofil als eine Funktion des angelegten Magnetfelds, zusätzliche Informationen über die Aggregationsneigung der Asphaltene und Harze in dem Rohöl hervorbringen.
NMR-Relaxations- und Diffusionsmessungen können mit einem Bohrloch-Fluidanalyse-Logging-Werkzeug durchgeführt werden. Siehe Kleinberg, R. L., „Well logging”, Encyclopedia of Nuclear Magnetic Resonance, John Wiley (1996), hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen. Die NMR-Werkzeuge messen die Magnetisierung M_i mit einer Reihe von Echozeiten t_i. Sie können außerdem die Magnetisierung als eine Funktion von Wartezeiten τ_i oder als eine Funktion von b_i messen, welcher ein Parameter für die Diffusionsgewichtung ist, bestimmt durch Gradienten und Zeitvariablen. Die Werkzeugdaten, wie etwa {M_i, t_i}, {M_i, τ_i} oder {M_i, b_i}, werden verwendet, um die Verteilungen der transversalen oder longitudinalen Relaxationszeit oder die Diffusionsverteilungen zu bestimmen, die jeweils durch {f_j, T_2j}, {f_j, T_1j} oder {f_j, D_j} angegeben werden. Für diese Verteilungen ist f_j die Fraktion von Protonen mit der Relaxationszeit T_2j oder T_1j oder mit dem Diffusionskoeffizienten D_j, gewichtet durch die Gesamtmagnetisierung, M₀. Diese Verteilungen können mit den Rohdaten durch einen Invertierungsprozess, wie etwa eine inverse Laplace-Transformation, in Zusammenhang gebracht werden. Siehe Fordham, E. J. et al., „Imaging multiexponential relaxation in the (y, log_dT₁) plane, with application to clay filtration rock cores,” J. Magn, Reson, A, 113: 139–150 (1995); Venkataramanan, L. et al., „Solving fredholm integrals of the first kind with tensor product structure in 2 and 2.5 dimensions,” IEEE Trans. Signal Process, 50: 1017–1026 (2002), beide hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen. Diese inverse Laplace-Transformation kann jedoch problematisch sein, da die Invertierung bei dem Vorhandensein von Rauschen nicht eindeutig ist. Folglich wird oftmals ein Regulator eingeführt, um die Gleichmäßigkeit der berechneten Verteilungen zu gewährleisten. Diese Probleme bringen eine gewisse Unsicherheit für die berechneten Relaxations- und Diffusionsverteilungen mit sich. Siehe Epstein, C. L. und Schotland, J., „The bad truth about Laplace's transform,” SIAM Rev., 50: 504–520 (2008), hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen.
Um die Relaxations- oder Diffusionsverteilungen aus den Rohdaten zu erhalten, wird die Quantität ||d – Kf||² minimiert, mit der Einschränkung, dass f_j, die Komponenten des Vektors f, nicht negativ sind. Bei diesem Ausdruck ist d der Vektor mit den Komponenten d_i = M_i und K ist der Nullraum. Für Standardmessungen wird er jeweils durch K_ij = exp(–t_i/T_2j), 1 – 2exp(–t_i/T_1j) und exp(–b_iD_j) für die transversale, longitudinale Relaxation und Diffusion angegeben. In der Vergangenheit wurde der oben stehende Ausdruck unter Verwendung von Verfahren, wie etwa einem nicht negativen Least-Square-Fit mit Tikhonov-Regularisierung oder durch Maximum-Entropie-Verfahren minimiert.
Sobald die Relaxations- oder Diffusionsverteilungen bekannt sind, können die NMR-Daten verwendet werden, um Informationen über Kettenlängenverteilungen und die Viskosität des Öls zu erhalten. Die Viskosität η des Öls steht mit dem –1. Moment des Diffusionskoeffizienten im Zusammenhang. Siehe Freed, D. E., et al., „Scaling laws for diffusion coefficients in mixtures of alkanes,” Phys Rev Lett. 94: 067602 (2005) und Hurlimann, M. D. et al., „Hydrocarbon composition from NMR diffusion and relaxation data,” SPLWA, 49^th Annual Logging Symposium (Mai 2008). Hinsichtlich der log-Verteilung, f_D(logD_j), wird die Viskosität durch Folgendes angegeben:
wobei die Temperatur T in Grad Kelvin angegeben wird und für C herausgefunden wurde, dass es 3,2 × 10^–8 cpcm²/sK ist, jedoch in Abhängigkeit von der Art des Öls etwas abweichen kann. Für numerische Berechnungen werden die Integrale in Gl. (1) durch Summierungen ersetzt. Es bestehen außerdem Zusammenhänge zwischen der Viskosität und dem mittleren log-Diffusionskoeffizienten oder der Relaxationszeit, die in der Literatur auftreten. Siehe z. B. Morriss, C. E., et al., „Hydrocarbon saturation and viscosity estimation from NMR logging in the Beldridge diatomite,” The Log Analyst, 38/2: 44–59 (1996); Kleinberg, R. L. und Vinegar, H. J., „NMR properties or reservoir fluids,” The Log Analyst, 37/6: 20–32 (1996); Lo, S., et al., „Correlations of NMR relaxation time with viscosity, diffusivity, and gas/oil ratio of methane/hydrocarbon mixtures,” Proceedings of the 2000 Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers (Oktober, 2000); Straley, C., „Reassessment of correlations between viscosity and NMR measurements,” SPWLA, 47^th Annual Logging Symposium (Juni 2006), hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen.
Es wurden verschiedene Verfahren vorgeschlagen, um die NMR-Relaxation und -Diffusion mit Kettenlängenverteilungen in Zusammenhang zu bringen. Bei einem Verfahren werden Radial-Basis-Funktionen verwendet, um zwischen bekannten Daten und neuen Messungen zu interpolieren. Siehe Anand, V. und Freedman, R., „New methods for predicting properties of live oils from NMR,” Paper AAAA Proceedings of the 2009 Annual SPWLA Symposium (2009). Bei einem anderen Verfahren wird das Modell der konstituierenden Viskosität verwendet, um die Diffusionskoeffizienten und Relaxationszeiten von jeder Komponente mit ihrer mikroskopischen oder konstituierenden Viskosität in Zusammenhang zu bringen. Siehe vorher integriertes U.S.-Patent Nr. 6,859,032 . Ein drittes Verfahren, wie nachfolgend erörtert, basiert auf der Betrachtung von Alkangemischen, kann jedoch ebenso für Öle mit anderen Komponenten angewendet werden.
Für das Verfahren, basierend auf der Betrachtung von Alkangemischen, wird die durchschnittliche Kettenlänge oder C-Zahl (die Begriffe „Kettenlänge” und „C-Zahl” werden hier synonym verwendet) als N = Σx_jN_j, definiert, wobei x_j dem Molprozent von Molekülen mit der Kettenlänge N_j entspricht. Für Öle mit vielen gesättigten Fettsäuren steht diese durchschnittliche Kettenlänge mit dem 1/ν. Moment der Diffusionsverteilung und in Abwesenheit von Asphalten mit dem 1/κ. Moment der Relaxationszeitverteilung in Zusammenhang, wobei ν = 0,7 und κ = 1,24. Sie werden von Freed, D. E., et al, „Scaling laws for diffusion coefficients in mixtures of alkanes,” Phys Rev Lett. 94: 067602 (2005) und Freed, D. E., „Dependence an chain length of NMR relaxation times in mixtures of alkanes,”J. Chem, Phys., 126: 174502 (2007) angegeben:
In diesen Gleichungen sind A und B Konstanten, die von der Temperatur und dem Druck abhängen und β und γ sind Konstanten, die von der Temperatur abhängen. Die Kettenlänge N_i, die dem Diffusionskoeffizienten D_i entspricht, wird dann durch bereits aufgenommene Freed, D. E., et al, „Scaling laws for diffusion coefficients in mixtures of alkanes,” Phys Rev Lett. 94: 067602 (2005) angegeben: N_i = A^1/v N ^–β/v D_i ^–1/v (4)
Für Kettenlängen von weniger als ungefähr fünf, sollte dieser Ausdruck modifiziert werden, da sich die Moleküle in diesem Fall eher als harte Kugeln und nicht als Ketten verhalten. Gleichermaßen wird die Kettenlänge, die der Relaxationszeit T_1,2i entspricht, in Abwesenheit von Asphaltenen durch bereits aufgenommene Freed, D. E., „Dependence an chain length of NMR relaxation times in mixtures of alkanes,” J. Chem, Phys., 126: 174502 (2007) angegeben: N_i = B^1/κ N ^–γ/κT –1/κ / 1,2i. (5)
Es versteht sich, dass Gleichung (5) nicht für gelöste Gase, wie etwa Methan und Ethan gilt, da diese durch andere Prozesse relaxieren als die längeren Moleküle. Wenn die Diffusions- oder Relaxationsverteilung als eine Funktion von logD_i oder logT_1,2i bestimmt wurde, wobei logD_i oder logT_1, _2i gleichmäßig beabstandet ist, wird die log-Verteilung für die Protonenfraktion von Spins an Molekülen mit der Kettenlänge N_i jeweils durch Folgendes angegeben: (logN_i) = vf_D(logD_i), (6) f_N(logN_i) = κf_T(logT_1,2i), (7)
Die Gewichtsfraktion im logarithmischen Maßstab wird durch Folgendes angegeben:
In dieser Gleichung wird angenommen, dass ein Molekül mit N_i Kohlenstoffatomen 2N_i + 2 Protonen aufweist. Dann wird die Gewichtsfraktion von Molekülen mit der Kettenlänge N_i im linearen Maßstab durch Folgendes angegeben: w_i = w(logN_i)/N_i. (9)
Es versteht sich, dass die zuvor dargelegten Gleichungen (2) bis (5) für die Kettenlänge und die mittlere Kettenlänge als eine Funktion von Diffusionskoeffizienten und Relaxationszeiten von der Beobachtung abgeleitet werden können, dass der Diffusionskoeffizient für Öle mit vielen gesättigten Verbindungen die folgende Form aufweist: D_i = AN ^-βN_i ^–ν (10) und gleichermaßen für die Relaxationszeiten. Für kleine Moleküle, wie etwa Methan und Ethan, wird die Größe N ν / i in Gl. (10) modifiziert, da sich die Moleküle nicht mehr wie Kettenmoleküle verhalten. Für Methan wird sie durch 1,64 und für Ethan durch 2,73 ersetzt. Siehe Freed, D. E., et al, „Scaling laws for diffusion coefficients in mixtures of alkanes,” Phys Rev Lett. 94: 067602 (2005). Auf diese Weise können die NMR-Relaxations- und Diffusionsverteilungen die Kettenlängenverteilung für das gesamte Öl und nicht nur für Komponenten unterhalb von C₆ liefern. Jedoch ist die Auflösung nicht besonders gut.
KURZDARSTELLUNG
Diese Kurzdarstellung wird bereitgestellt, um eine Auswahl von Konzepten einzuführen, die nachfolgend in der ausführlichen Beschreibung zusätzlich beschrieben werden. Durch diese Kurzdarstellung sollen weder die Haupt- oder wesentlichen Merkmale des beanspruchten Erfindungsgegenstands identifiziert werden, noch soll sie verwendet werden, um als eine Hilfe bei der Einschränkung des Umfangs des beanspruchten Erfindungsgegenstands verwendet zu werden.
Veranschaulichende Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sind auf ein Verfahren zur Analyse einer Zusammensetzung eines Kohlenwasserstoff enthaltenden Fluids ausgerichtet. Das Verfahren schließt die Verwendung eines Kernmagnetresonanz-(NMR)Werkzeugs zur Durchführung von NMR-Messungen an dem Kohlenwasserstoff enthaltende Fluid ein, um NMR-Daten zu erhalten. Das Verfahren schließt ferner die Verwendung von mindestens einem Nicht-NMR-Werkzeug ein, um zusätzliche Messungen durchzuführen und um Nicht-NMR-Daten über das Fluid zu erhalten. In einigen Ausführungsformen ist das Nicht-NMR-Werkzeug ein optisches Werkzeug, wobei die zusätzlichen Messungen optische Messungen sind und die Nicht-NMR-Daten optische Daten sind. Eine Angabe der Zusammensetzung des Fluids, wie etwa die Kettenlängenverteilung, wird durch die Verwendung der NMR-Daten bestimmt. Die Angabe der Zusammensetzung des Fluids wird unter Verwendung der Nicht-NMR-Daten normiert.
Verschiedene Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sind außerdem auf ein Verfahren zur Analyse einer Zusammensetzung eines Kohlenwasserstoff enthaltenden Formationsfluids ausgerichtet. Das Verfahren schließt das Anordnen eines Kernmagnetresonanz-(NMR)Werkzeugs und mindestens eines zusätzlichen Nicht-NMR-Werkzeugs in einem Bohrloch in einer Formation ein. Das Kohlenwasserstoff enthaltende Formationsfluid wird aus der Formation extrahiert. Das NMR-Werkzeug wird verwendet, um Bohrloch-NMR-Messungen durchzuführen und um NMR-Daten über das extrahierte Formationsfluid zu erhalten. Das zusätzliche Nicht-NMR-Werkzeug wird zur Durchführung zusätzlicher Bohrlochmessungen und zum Erhalten von Nicht-NMR-Daten über das extrahierte Formationsfluid verwendet. Eine Angabe der Zusammensetzung des extrahierten Formationsfluids wird unter Verwendung der NMR-Daten bestimmt. Die Angabe der Zusammensetzung des extrahierten Formationsfluids wird unter Verwendung der Nicht-NMR-Daten normiert.
Veranschaulichende Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sind außerdem auf eine Vorrichtung zur Analyse einer Zusammensetzung eines Kohlenwasserstoff enthaltenden Formationsfluids ausgerichtet. Die Vorrichtung schließt ein Kernmagnetresonanz-(NMR)Bohrlochwerkzeug ein, das für die Verwendung in einem Bohrloch angepasst ist, um NMR-Messungen in einem Bohrloch durchzuführen und NMR-Daten über das Kohlenwasserstoff enthaltende Formationsfluid zu erhalten. Die Vorrichtung schließt außerdem ein Nicht-NMR-Bohrlochwerkzeug ein, das für die Verwendung in einem Bohrloch angepasst ist, um Nicht-NMR-Messungen in einem Bohrloch durchzuführen und Nicht-NMR-Daten über das Formationsfluid zu erhalten. Ein Prozessor ist mit dem NMR-Bohrlochwerkzeug und dem Nicht-NMR-Bohrlochwerkzeug gekoppelt. Der Prozessor bestimmt eine Angabe der Zusammensetzung des Formationsfluids unter Verwendung der NMR-Daten und normiert die Angabe der Zusammensetzung unter Verwendung von Nicht-NMR-Daten.
Weitere Merkmale und Vorteile der vorliegenden Offenbarung sind aus der folgenden ausführlichen Beschreibung ohne Weiteres ersichtlich, wenn sie in Verbindung mit den beigefügten Zeichnungen betrachtet werden.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Die vorliegende Offenbarung wird ferner in der folgenden ausführlichen Beschreibung in Bezug auf die vermerkte Vielzahl von Zeichnungen mittels nicht einschränkender Beispiele von Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung beschrieben, wobei gleiche Bezugsziffern in den verschiedenen Ansichten der Zeichnungen gleichartige Teile darstellen und wobei:
1 ein Ablaufdiagramm eines offenbarten Verfahrens ist;
2 grafischen Darstellungen der Kettenlängenverteilung einer Ölprobe entspricht, die von einem optischen Werkzeug, einem NMR-Werkzeug, wie gemäß einer Ausführungsform gewichtet und einer Gaschromatografie erhalten wurden; und
3 eine Vorrichtung zur Umsetzung offenbarter Verfahren ist.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
Die hier gezeigten Details sind beispielhaft und dienen dem Zwecke der veranschaulichenden Erörterung der Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung und werden vorgelegt, um das bereitzustellen, für das angenommen wird, dass es die nützlichste und am einfachsten zu verstehende Beschreibung der Prinzipien und konzeptuellen Aspekte der vorliegenden Offenbarung ist. In dieser Hinsicht wurde nicht versucht, strukturelle Details ausführlicher zu zeigen, als es für das grundlegende Verständnis der vorliegenden Offenbarung erforderlich ist, wobei durch die Beschreibung zusammen mit den Zeichnungen für einschlägige Fachleute ersichtlich wird, wie die verschiedenen Formen der vorliegenden Offenbarung in der Praxis umgesetzt werden können.
In Zuwendung zu 1 wird ein umfassendes Verfahren offenbart. Bei 10 werden ein oder mehrere Bohrloch-Fluidanalyse-Logging-Werkzeuge, die verwendet werden, um Fluid aus einer Formation zu extrahieren und um Messungen für diese Fluide durchzuführen, in einem Bohrloch platziert. Bei 20 werden die einen oder mehreren Werkzeuge verwendet, um Fluid aus einer Formation zu extrahieren, und bei 30 werden Messungen (Versuche) an dem Fluid durchgeführt. Diese Messungen schließen NMR-Messungen, wie etwa (beispielsweise) Relaxationsmessungen oder Diffusionsmessungen und mindestens zusätzliche Nicht-NMR-Messungen, wie etwa (beispielsweise) optische Messungen, Messungen für die Massendichte und Viskositätsmessungen ein. Diese unterschiedlichen Messungen können mit demselben Logging-Werkzeug oder unterschiedlichen Logging-Werkzeugen ausgeführt werden, jedoch wird für die Zwecke der Patentschrift und der Patentansprüche, auch wenn mit einem einzelnen Werkzeug sowohl NMR- als auch Nicht-NMR-Messungen durchgeführt werden können, dieses Werkzeug als mehrere Werkzeuge umfassend angesehen, da es mehrere Funktionen aufweist. Bei 40 werden ein oder mehrere Prozessoren, die sich in einem Bohrloch und/oder aufwärts in einem Bohrloch befinden, verwendet, um diese Rohdaten zu interpretieren, um Größen, wie etwa (beispielsweise) den NMR-Magnetisierungszerfall, die Verteilungen von NMR-Relaxationszeiten und Diffusionskoeffizienten, optische Spektren und Dichten und die Dichte und Viskosität des Fluids zu erhalten. Bei 50 verwendet der Prozessor dann die NMR-Bestimmungen und die anderen Bestimmungen, wie etwa Bestimmungen optischer Spektren, zusammen, um Informationen über die Zusammensetzung oder eine Angabe der Zusammensetzung, wie etwa eine Kettenlängenverteilung, eine mittlere Kettenlänge, den Gewichtsanteil einer Komponente, den Gewichtsanteil einer Pseudokomponente (z. B. eine Kombination von Komponenten), das Molprozent einer Komponente, das Molprozent einer Pseudokomponente, das Gas-zu-Öl-Verhältnis und/oder die Viskosität zu erhalten.
Das NMR-Werkzeug kann die NMR-Diffusion, die longitudinale NMR-Relaxation (T₁), die transversale NMR-Relaxation (T₂), die Dispersion der NMR-Relaxation, den NMR-Wasserstoffindex und hochauflösende NMR-Spektroskopiedaten messen, ist aber nicht auf eine diesbezügliche Messung beschränkt. Das Nicht-NMR-Werkzeug kann die optische Dichte, optische Spektren, die Fluiddichte, die Viskosität, die Temperatur und den Druck messen, ist aber nicht auf eine diesbezügliche Messung beschränkt. In einem Aspekt, wie nachfolgend ausführlich beschrieben, können zusätzlich zur Durchführung einer verbesserten Zusammensetzungsanalyse zusätzliche Informationen erhalten werden, wie etwa die Menge gelöster Gase, wie etwa CO₂, Informationen über Asphaltene und den biologischen Abbau und die Viskosität des Öls.
In einigen Ausführungsformen wird angenommen, dass ein Vorwärtsmodell existiert, das die Vorhersage der Verteilung von Relaxationszeiten oder Diffusionskoeffizienten aus der Zusammensetzung des Fluids ermöglicht. Ein Beispiel ist das Modell der Viskosität der Bestandteile in U.S.-Patent Nr. 6,859,032 und ein anderes ist das zuvor beschriebene Alkangemischmodell. Ein drittes Beispiel ist das empirische Interpolationsschema, das in Anand, V. und Freedman, R., „New methods for predicting properties of live oils from NMR,” Paper AAAA Proceedings of the 2009 Annual SPWLA Symposium (2009) beschrieben wird. Diese Modelle können erweitert werden, um gelöste Gase, wie etwa Kohlenstoffdioxid und Methan, zu behandeln.
In verschiedenen Ausführungsformen können die Auflösung und die Breite der Kohlenstoffkettenverteilung verbessert werden, indem Daten von unterschiedlichen Werkzeugen kombiniert werden. Zum Beispiel sind die Optikdaten gegenüber kleinen Alkanen, wie etwa C₁ (Methan) und C₂ (Ethan) empfindlich, fassen jedoch die Zusammensetzung für Hexan und größere Alkane zu einer Pseudokomponente (C₆₊) zusammen, sodass die einzelnen Gewichtsanteile von Molekülen mit einer C-Zahl von 6 und höher nicht bestimmt werden. Die NMR-Daten können die Zusammensetzung über den gesamten Bereich von C-Zahlen angeben, aber die Auflösung und Genauigkeit ist in vielen Fällen nicht so gut, wie es bei den Optikdaten für die kleinen C-Zahlen, wie etwa C₂ bis C₅, der Fall ist. Wie nachfolgend ausführlicher beschrieben, wird durch die Verwendung der optischen Daten zum Einschränken eines Invertierungsprozesses, bei dem die NMR-Daten invertiert werden, oder durch die Kombination der zwei Datensätze auf andere Weise eine Kettenlängenverteilung erreicht, die bei kleinen C-Zahlen eine höhere Auflösung und Genauigkeit aufweist und außerdem einen größeren Bereich von Kettenlängen abdeckt.
In anderen Ausführungsformen werden Daten der NMR mit Daten von anderen Werkzeugen kombiniert, um eine Bestimmung der Ölzusammensetzung zu ermöglichen, wenn die NMR-Daten selbst nicht ausreichen, um Kettenlängenverteilungen zu erhalten. Ein Beispiel dafür ist, wenn gelöste Gase, wie etwa Methan und Ethan, in dem Öl vorliegen. Diese Gase relaxieren durch andere Prozesse als der Rest des Öls. Siehe Lo, S., et al., „Correlations of NMR relaxation time with viscosity, diffusivity, and gas/oil ratio of methane/hydrocarbon mixtures,” Proceedings of the 2000 Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers (Oktober, 2000) und Zhang, Y. et al., „Oil and gas NMR properties: The light and heavy ends,” SPWLA 43^rd Annual Logging Symposium, Oslo, Japan, Paper HHH (2002), hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen. Deshalb ist es, um Kettenlängenverteilungen aus den Relaxationsdaten zu erhalten, nützlich, die Menge von Methan und Ethan in dem Öl zu kennen. Durch die Kombination der Optikdaten und der Daten über die Dichte mit den NMR-Relaxationsdaten, ist es möglich, eine robustere, vollständige Kettenlängenverteilung zu erhalten.
In weiteren Ausführungsformen werden Daten von anderen Werkzeugen mit den NMR-Rohdaten kombiniert, um die Invertierung der Rohdaten und dadurch die Genauigkeit der Kettenlängenverteilung zu verbessern, die von den NMR-Daten abgeleitet wird. Insbesondere beinhaltet der Erhalt von NMR-Relaxations- und Diffusionsverteilungen aus dem Magnetisierungszerfall einen Invertierungsprozess, wie etwa eine inverse Laplace-Transformation. Es gibt viele Lösungen für die Verteilungen, die mit den Rohdaten innerhalb der Toleranz des Rauschpegels übereinstimmen. Wenn eingeschränkt wird, dass die Lösung für die Diffusions- oder Relaxationsverteilungen mit den Eigenschaften des Öls, wie etwa der Zusammensetzung oder Viskosität, die von anderen Werkzeugen abgeleitet wurden, übereinstimmt, werden die Verteilungen auf diejenigen begrenzt, die diese physikalischen Eigenschaften des Öls besser darstellen. Dies liefert wiederum bessere Werte für die Kettenlängenverteilungen. Zusätzlich können die Rohdaten von den NMR-Werkzeugen direkt zu Kettenlängenverteilungen invertiert werden und indem wiederum eingeschränkt wird, dass die Verteilungen mit Messungen von anderen Werkzeugen übereinstimmen, kann die Genauigkeit der Kettenlängenverteilungen verbessert werden.
In einer Ausführungsform wird die Kettenlängenverteilung der NMR mit der Zusammensetzung von einem Optikwerkzeug kombiniert, um die Auflösung und den Bereich der finalen Kettenlängenverteilung zu verbessern. Insbesondere liefern optische Daten von optischen Bohrlochwerkzeugen Gewichtsfraktionen für ein paar Komponenten unterhalb von C₆ und fasst die zusätzlichen Gewichtsfraktionen als C₆₊ zusammen. Dies bedeutet im Wesentlichen, dass das optische Werkzeug oberhalb von C₅ keine detaillierten Informationen liefert. Ebenso, jedoch umgekehrt, ist die Auflösung in der Kettenlängenverteilung, die durch direkte Verfahren festgestellt wurde, obwohl NMR-Messungen Informationen über einen gesamten Bereich der Kettenlänge liefern, in vielen Fällen zwischen C₁ und C₆ ziemlich schlecht. Durch die Kombination der unterschiedlichen Messungen können Kettenlängenverteilungen über einen breiten Bereich von Kettenlängen mit einer höheren Auflösung erhalten werden, als es bei einer allein der Fall ist.
Informationen über die Zusammensetzung des Fluids (z. B. Kettenlängenverteilung) können unter Verwendung der Nicht-NMR-Daten normiert werden. Die aus den NMR-Daten ermittelte Kettenlängenverteilung wird normiert, indem die Kettenlängenverteilung maßstäblich geändert wird, um die Verteilung mit den Nicht-NMR-Daten in Einklang zu bringen. Zum Beispiel wird angenommen, dass die Gewichtsanteile w_c1, w_c2-c5 und
durch eine Verarbeitung in Verbindung mit einem optischen Werkzeug bestimmt wurden und die Kettenlängenverteilung {N_i, w_i} durch eine Verarbeitung in Verbindung mit einem NMR-Werkzeug bestimmt wurde. Die Zusammenfassung der Optikdaten kann gemäß bekannten Methoden aufgehoben werden, um w_c1, w_c2, w_c3, w_c4, w_c5 und
zu erhalten. Für die neue Verteilung kann W(N_i), die Werte von w_ci, die durch die Optik herausgefunden wurden, für C-Zahlen, die kleiner als 6 sind, beibehalten werden. Die
-Fraktion kann dann verwendet werden, um die Komponenten w_i für C-Zahlen i ≥ 6 aus der NMR-Verteilung zu normieren, um die gesamte Verteilung zu erhalten. Die neue Verteilung lautet dann:
Ein Beispiel wird in 2 geliefert. In diesem Fall wurden die NMR-Daten an dem Schweröl (ohne gelöste Gase) aufgenommen, sodass die NMR-Verteilung (Dreiecke) keine Informationen (d. h. der Molenbruch wird auf null gesetzt) für C₁ bis C₄ und normierte Informationen (basierend auf Gleichung (11)) für Kohlenstoffketten mit 5 und größer enthält. Die verarbeiteten (Zusammenfassung aufgehoben) Optikdaten über das Rohöl (Quadrate) zeigen den Gewichtsanteil bis zu. Die kombinierte Verteilung wird durch die Quadrate für C₁ bis C₅ und durch die Dreiecke für C₆ und darüber angegeben. Falls gewünscht, können die Optik- und NMR-Ergebnisse für C₅, wie nachfolgend ausführlicher erörtert, gemittelt oder gewichtet werden. Bei der kombinierten Verteilung wird der gesamte Bereich von C-Zahlen, die durch eine Gaschromatografie (Kreise) an dem Rohöl gemessen wurden, berücksichtigt und stimmt, wie aus 2 ersichtlich, ziemlich gut mit der Gaschromatografie überein.
In einigen Fällen können auch die Daten der NMR für einige der kürzeren Ketten verlässlich sein. Dann können diese Informationen auch in der finalen Kettenlängenverteilung eingeschlossen werden. Zum Beispiel wenn die Menge von Methan aus der NMR, w₁, als ziemlich verlässlich angesehen wird, kann angenommen werden, dass die finale Kettenlängenverteilung Folgendes ist:
wobei α ein Maß für das Konfidenzniveau des optisch bestimmten w_c1 gegenüber dem durch NMR bestimmten w₁ ist.
Eine zweite Ausführungsform beinhaltet die Kombination von NMR-Daten und Daten von anderen Werkzeugen, wie etwa optischen Werkzeugen, Werkzeugen für die Dichte, Werkzeugen für den Druck oder Viskosimetern und die Invertierung der kombinierten Daten, um Kettenlängenverteilungen zu erhalten. Die NMR-Daten können die NMR-Relaxation, NMR-Diffusionsverteilungen oder Wasserstoffindexmessungen einschließen. Die zusätzlichen Daten von den anderen Werkzeugen können es ermöglichen, Kettenlängenverteilungen von den NMR-Daten in den Fällen zu erhalten, in denen die Invertierung der NMR-Daten anderenfalls nicht eindeutig wäre oder die NMR-Daten selbst nicht ausreichen, um die Kettenlängenverteilung zu bestimmen. Dadurch wird außerdem der Bereich der Kettenlängen vergrößert, der allein durch die Optik aufgelöst werden kann.
Es sei angemerkt, dass die Gleichungen (2) bis (5), die zuvor für die mittleren Kettenlängen und die Kettenlängen hinsichtlich der Diffusions- oder Relaxationsverteilungen dargelegt werden, außerdem von dem Druck und der Temperatur abhängen. Demnach ist es, um die mittleren Kettenlängen und die Kettenlängenverteilungen von NMR-Messungen zu erhalten, nützlich, diese Messungen mit Druck- und Temperaturmessungen zu verbinden.
Es sei außerdem angemerkt, dass Öle oftmals gelöste Gase, wie etwa Methan und Ethan enthalten. Diese Gase relaxieren über andere Prozesse als die größeren Alkanmoleküle. Folglich können sie die gleiche Relaxationszeit aufweisen wie größere Moleküle, wie etwa Hexan. Dadurch wird der Invertierungsprozess für die Kettenlängenverteilung aus Relaxationsverteilungen uneindeutig, sofern nicht zusätzliche Informationen, wie etwa die Menge von Methan, bekannt sind. Oftmals werden die Relaxationsmessungen jedoch mit deutlich höherer Auflösung durchgeführt als die Diffusionsmessungen. Das bedeutet, dass sie grundsätzlich Kettenlängenverteilungen mit viel höherer Qualität liefern sollten, wenn die Probleme der gelösten Gase gelöst werden können und wenn wenig bis gar kein Asphalten in dem Öl enthalten ist. In einigen Fällen werden keine Diffusionsmessungen durchgeführt. Demnach ist es nützlich, ein Verfahren zur Berechnung der Kettenlängenverteilung aus Relaxationszeiten zu haben.
Es sei außerdem angemerkt, dass gelöstes Kohlenstoffdioxid (CO₂) die Dichte und das freie Volumen des Öls ändert und demnach die Diffusionskoeffizienten und Relaxationszeiten des Öls beeinflusst. Das CO₂ wird jedoch nicht direkt von Bohrloch-NMR-Werkzeugen beobachtet. Folglich wird lediglich die Anwendung der Gleichungen (2) bis (5), wenn eine beträchtliche Menge von CO₂ in dem Öl vorhanden ist, keine genaue Kettenlängenverteilung liefern. Um die Effekte von CO₂ korrekt zu erfassen, ist es nützlich, ein unabhängiges Maß von CO₂ zu haben.
In Bezug auf die zweite Ausführungsform folgt ein ausführliches Beispiel für die Bestimmung der Kettenlängenverteilung aus der Relaxationszeitverteilung, wenn eine beträchtliche Menge von Methan in dem Öl vorhanden ist. Andere Kohlenwasserstoffgase, wie etwa Ethan, können ähnlich behandelt werden. Für gelöstes Methan leisten die Spinrotation und die intermolekulare Relaxation den dominanten Beitrag zu seiner Relaxation. Dies steht im Gegensatz zu den meisten anderen Alkanen, bei denen die intramolekulare Relaxation die dominante Art der Relaxation ist. Ein Modell für diese Effekte ist in Lo, S., et al., „Correlations of NMR relaxation time with viscosity, diffusivity, and gas/oil ratio of methane/hydrocarbon mixtures,” Proceedings of the 2000 Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers (Oktober, 2000) zu finden, stattdessen können aber auch andere Modelle verwendet werden. In der zuvor genannten Referenz, Lo, S., et al., wird die intermolekulare Relaxationsrate T₁ von Methan durch Folgendes angegeben:
wobei γ das gyromagnetische Verhältnis ist, ħ die Planck-Konstante ist, I = 1/2 der Spin des Protons ist, N die Anzahl der Spins pro Molekül ist, ρ_n die Teilchendichte von Molekülen ist, k die Boltzmann-Konstante ist, T die Temperatur ist und η die Viskosität des Öls ist. Die Viskosität des Öls kann durch ein Viskosimeter bestimmt oder aus der NMR-Diffusions- oder Relaxationsverteilung berechnet werden. Das Produkt Nρ_n ist die Anzahl der Spins pro Volumeneinheit, die dem Wasserstoffindex HI entspricht. Dies kann direkt durch NMR-Werkzeuge gemessen werden.
Die Relaxationsrate aufgrund der Spinrotation ist
wobei in der zuvor genannten Referenz, Lo, S., et al., c₁ = 1,57·10⁵, c₂ = 1,50 und ρ die Dichte in g/cm³ ist. Die Gesamtrelaxation von Methan T_1,2meth wird durch Folgendes angegeben:
Dies hängt von der Dichte, dem Wasserstoffindex, der Viskosität und der Temperatur ab. Der Wasserstoffindex kann mit NMR-Werkzeugen gemessen werden. Die Dichte kann mit einem Dichtemessgerät gemessen werden oder kann aus Druckmessungen berechnet werden und die Viskosität kann mit einem Viskosimeter gemessen oder aus NMR-Diffusions- oder Relaxationsmessungen berechnet werden. Die Temperatur im Bohrloch wird auch von Logging-Werkzeugen gemessen.
Gemäß der Gleichung (5) weisen die anderen Komponenten des Öls (unter der Annahme, dass keine anderen gelösten Gase und kein Asphalten vorhanden sind) eine T₁ und T₂ auf, die durch Folgendes angegeben wird: T_1,2i = BN^–γN –κ / i. (16)
Die Zusammensetzung kann festgestellt werden, indem N gefunden wird. Eine Möglichkeit ist die Verwendung des Werts von N aus Diffusionsmessungen. Bei einigen Wireline-Werkzeugen wird die Diffusion nicht mit ausreichender Auflösung gemessen, um eine vollständige Kettenlängenverteilung zu erhalten, aber sie kann dennoch verwendet werden, um die mittlere Kettenlänge zu erhalten. Es ist außerdem möglich, die Lösung für die mittlere Kettenlänge direkt aus den Relaxationsdaten zu erhalten, indem mit dem 1/κ. Moment von T₁ oder T₂ begonnen wird, das hinsichtlich der Relaxationsverteilung wie folgt ausgedrückt werden kann:
Hinsichtlich der Kettenlängenverteilung entspricht dies 〈T^1/κ〉 = Σp_iT 1/κ / 1,2(N_i). (18) wobei p_i die Protonenfraktion ist, die durch Folgendes angegeben wird:
In diesem Beispiel wird angenommen, dass für die Komponenten in dem Öl mit i > 1 die Relaxationszeit T_1,2(N_i) durch die Gleichung (16) angegeben wird, während sie für i = 1 T_1,2meth entspricht. Dies wird in die Gleichung (18) für das 1/κ. Moment der Relaxationszeit eingesetzt und die Umformung der Terme ergibt Folgendes:
Als Nächstes kann die Gleichung (19) für p_i verwendet werden, um es hinsichtlich des Molenbruchs, x_i, auszudrücken, wodurch Folgendes erhalten wird:
Die rechte Seite dieser Gleichung enthält die Summe Σ_i≥1(N_i + 1)x_i/N_i = 1 + Σ_i≥1x_i/N_i.q
Die letztgenannte Summe ist deutlich kleiner als eins, sofern nicht eine große Menge von gelöstem Gas in dem Öl vorhanden ist. In dem Fall, in dem das einzige gelöste Gas Methan ist, kann sie durch ihren ersten Term, x₁, angenähert werden, woraus sich Folgendes ergibt: (N + 1)〈T^1/κ〉 = B^1/κN–^γ/κ(1 – x₁) + 2x₁T 1/κ / 1,2meth. (22)
Wenn der Gewichtsanteil von Methan w_c1, der mit den optischen Werkzeugen gemessen werden kann, bekannt ist, kann x₁ im Hinblick auf w_c1 unter Verwendung der folgenden Gleichung ausgedrückt werden:
Dies kann in die Gleichung (22) eingesetzt werden, um x₁ zu entfernen. In der resultierenden Gleichung ist die Unbekannte N, deren Lösung numerisch erhalten werden kann. Sobald eine Lösung für N erhalten wurde, liefert die Gleichung (16) das Verhältnis zwischen N_i und T_1,2i für i > 1. Die Gleichungen (7), (8) und (9) können dann verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung mit einer Modifikation herauszufinden. Der Gewichtsanteil von Methan wird durch w_c1 angegeben. Das NMR-Methansignal tritt jedoch bei T_1,2meth auf und bevor f(logT_1, _2i) in die Gleichung (7) eingesetzt wird, sollte dieses zusätzliche Signal subtrahiert werden. Demnach wird Gl. (7) durch Folgendes ersetzt: f_N(logN_i) = κ⌊f_T(logT_1,2i) – M₀p₁g(log(T_1,2meth) – log(T_1,2i))⌋. (24) wobei die Funktion g eine approximative Deltafunktion ist, die ihr Maximum bei T_1,2meth = T_1,2i und eine Fläche von eins aufweist. Die Magnetisierung M₀ kann durch die Ausgangsmagnetisierung in einem T₂-Zerfall festgestellt werden. Sie entspricht außerdem der Fläche unter der T₂-Verteilung. Alternativ ist sie das nullte Moment des T₂-Zerfalls und kann unter Verwendung der Mellin-Transformation berechnet werden. Ebenso kann 〈T 1/κ / 2〉 aus der T₂-Verteilung oder direkt aus dem Magnetisierungszerfall berechnet werden. Siehe, Venkataramanan L., et al., „Mellin transform of CPMG data,” J. Magn. Reson., 206: 20–31 (2010), hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen.
In anderen Ausführungsformen können die Rohdaten der NMR mit Daten von einem oder mehreren Bohrlochmesswerkzeugen für die Optik, die Dichte, die Viskosität und den Druck kombiniert werden, um den Invertierungsprozess für die physikalischen Eigenschaften aus den NMR-Daten zu verbessern. Ein Beispiel dafür ist die Verwendung von Ergebnissen aus Werkzeugen, wie etwa Optik oder Viskosimeter, um die Invertierungen für T₁, T₂ oder die Diffusion einzuschränken, um Verteilungen zu erhalten, die mit diesen anderen Daten übereinstimmen. Insbesondere werden NMR-Verteilungen unter Verwendung einer inversen Laplace-Transformation des Magnetisierungszerfalls erhalten. Diese inverse Laplace-Transformation ist jedoch schlecht konditioniert, was bedeutet, dass es, wenn das Signal verrauscht ist, viele Lösungen gibt, die zu den Daten passen. In vielen Fällen werden gewisse Einschränkungen, wie etwa eine Gleichmäßigkeit der Verteilungen auferlegt, um die Lösung auf physikalischere zu begrenzen.
Sobald eine Eigenschaft des Öls bekannt ist, wie etwa seine Viskosität, η oder der Gewichtsanteil von Methan, w_c1, kann diese Eigenschaft als eine Funktion von f_j und den Diffusionskoeffizienten D_j oder den Relaxationszeiten T_1,2j ausgedrückt werden. Dann können diese bekannten Werte als Einschränkungen für eine Minimierung, wie zuvor beschrieben, verwendet werden (z. B. wird die Größe unter Verwendung von Verfahren, wie etwa einem nicht negativen Least-Square-Fit mit Tikhonov-Regularisierung oder durch Maximum-Entropie-Verfahren minimiert). Um dies zu veranschaulichen, betrachte man das Beispiel, bei dem die Viskosität η_meas durch ein anderes Verfahren gemessen wurde. Dann ist es möglich, eine Lösung für die Diffusionsverteilung für die NMR-Daten zu erhalten, die ebenso eine Viskosität aufweist, die η_meas entspricht. Dies kann ausgeführt werden, indem ein Diffusionskoeffizient aus den NMR-Daten erhalten wird, die Viskosität η({f_j, D_j}) für diese Verteilung berechnet wird und diese berechnete Viskosität mit der gemessenen Viskosität verglichen wird. Wenn sich die berechnete Viskosität sehr von der gemessenen unterscheidet, wird die NMR-Invertierung erneut ausgeführt, um iterativ eine andere Verteilung zu erhalten, bis die berechnete Viskosität mit den gemessenen Daten übereinstimmt. Mathematisch gesehen kann dies durch eine gemeinsame Invertierung durch die Minimierung von ||k – Kf||² erfolgen, während die Bedingung erfüllt wird, dass||ηmeas – η({f_j, D_j})|| kleiner ist als die Toleranz des Versuchs. Die meisten Optimierungspakete können diese Bedingung zusammen mit der üblichen Positivitätsbedingung, dass f_j ≥ 0, würdigen.
Es ist außerdem möglich, die Viskosität η({f_j, D_j}), die durch die Diffusionsverteilung gemäß Gleichung (1) festgestellt wurde, einzuschränken, sodass sie der gemessenen Größe durch eine Minimierung des Ausdrucks entspricht: ||d – Kf||² + λ||η_meas – n({f_j,D_j})||², (25) wobei λ ein Parameter ist, der widerspiegelt, wie stark die Einschränkung ist. Eine Einschränkung der berechneten Viskosität, sodass sie der gemessenen Viskosität entspricht, kann dazu beitragen, den Invertierungsprozess für die Diffusionsverteilung zu verbessern. Sobald diese Verteilung festgestellt wurde, kann sie verwendet werden, um die Lösung für die Kettenlängenverteilung zu erhalten, wie zuvor beschrieben. Es versteht sich, dass dieses Verfahren auch für Relaxationsverteilungen und andere physikalische Eigenschaften gilt, die hinsichtlich der Diffusionsverteilungen oder Relaxationsverteilungen ausgedrückt werden können.
In anderen Ausführungsformen werden die Rohdaten von einem NMR-Bohrlochwerkzeug mit Daten von anderen Bohrlochwerkzeugen kombiniert, um direkt für Informationen über die Zusammensetzung zu invertieren. Zum Beispiel können in dem Fall der Diffusion Variablen als {N_j, f_j(N_j)} anstelle von {D_j, f_j} ausgewählt werden. N_j kann linear beabstandet sein, zum Beispiel N_j = j für j = 1, 2, 3, ..., oder ein anderer Abstand kann gewählt werden. Dann kann der Kern hinsichtlich dieser neuen Variablen wie folgt definiert werden: K_ij({N_j}) = exp(–b_iD(N_j)), (26) wobei D(N_j) durch die Gleichung (10) angegeben wird, mit der geeigneten Modifikation für Methan und Ethan. Diese Gleichung hängt von der mittleren Kettenlänge ab, die wiederum von der gesamten Verteilung abhängt. Es kann eine nicht lineare Minimierung durchgeführt werden, wobei sich der Kern mit der Einstellung verändert oder N kann direkt aus den Rohdaten ermittelt werden, unter Verwendung von Verfahren in der bereits aufgenommenen Venkataramanan L., et al., „Mellin transform of CPMG data,” J. Magn. Reson., 206: 20–31 (2010). In dem letztgenannten Fall wird der Kern für eine gegebene Messung festgelegt, und die Minimierung kann, abgesehen von der üblichen Nichtnegativitätsbedingung, linear sein. Insbesondere wird das Beispiel betrachtet, bei dem der Gewichtsanteil w_c1 von Methan durch optische Messungen bekannt ist. Die Protonenzahl für Methan, f(N₁) kann im Hinblick auf w_c1 wie folgt ausgedrückt werden:
wobei M₀ und N, wie in dem oben stehenden Beispiel, von Momenten des Magnetisierungszerfalls stammen und direkt aus den Rohdaten berechnet werden können. In dieser Gleichung wird wiederum angenommen, dass ein Molekül mit der C-Zahl N_i 2N_i + 2 Protonen aufweist. Je nach dem Öl können stattdessen andere Annahmen gemacht werden. Um diese Gleichung zu erhalten, wurden das Verhältnis zwischen der Protonenzahl f(N₁) und dem Molenbruch x_i, angegeben durch
und das Verhältnis zwischen dem Gewichtsanteil und der Protonenzahl
genutzt.
Demnach kann die Gleichung (27) verwendet werden, um den Wert von f(N₁) auf den Wert festzulegen, der durch w_c1, N und M₀ bestimmt wurde. Dann kann der Ausdruck ||d – K ({N_j})f||² minimiert werden, um f(N₁) mit i ≥ 2 aufzulösen, während f(N₁) weiter konstant gehalten wird. Diese Minimierung kann unter Verwendung von standardmäßigen nicht negativen Least-Square-Methoden und Regularisierungsschemata, wie etwa der Tikhonov-Regularisierung, ausgeführt werden. Alternativ können Maximum-Entropie-Verfahren verwendet werden.
Optische Daten können ebenso mit NMR-Relaxationsmessungen kombiniert werden, um die Fluidzusammensetzung zu bestimmen. Zum Beispiel kann ein log-lineares Skalierungsgesetz verwendet werden, um die T2-Relaxationszeit einer Komponente mit der Kettenlänge einer Komponente in Zusammenhang zu bringen. Das Skalierungsgesetz kann verwendet werden, um aus den NMR-Relaxationsmessungen Gewichtsfraktionen von Komponenten des Fluidgemischs zu erhalten. Zudem können optische Daten mit den NMR-Messungen und dem Skalierungsgesetz verwendet werden, um weiter verfeinerte Schätzungen für diese Gewichtsfraktionen der Komponenten zu erhalten. In der U.S.-Patentanmeldung mit der laufenden Nr. 14/109354, eingereicht am 17. Dezember 2013 (Anwaltsaktenzeichen IS12.3254-US-NP) und zuvor referenziert, wird dieses Verfahren ausführlicher beschrieben und ist hier durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen.
Gemäß einem Aspekt sind diese Verfahren nicht auf eine einzelne Komponente in der Verteilung beschränkt, sondern können stattdessen für eine beliebige Kombination von Komponenten angewendet werden. Zusätzlich, wenn eine Komponente, wie etwa w_c1, mit einem gewissen Maß an Unsicherheit bekannt ist und die NMR allein auch f(N₁) mit einem gewissen Maß an Unsicherheit liefern kann, kann stattdessen eine Einschränkung wie in dem vorhergehenden Beispiel eingeführt werden. Dies kann durch eine Implementierung einer gemeinsamen Invertierung geschehen, wodurch der Ausdruck ||d – K({N_j})f||², (30) minimiert wird, während die Bedingung, dass ||w₁ – w_c1|| < die Toleranz des Versuchs, (31) erfüllt wird, wobei w_c1, die gemessene Größe ist und w_c1 aus f(N₁) gemäß der Gleichung (27) berechnet wird. Alternativ kann eine Regularisierungsmethode verwendet werden, wie etwa die Minimierung des Ausdrucks ||d – K({N_j})f||² + λ||w₁ – w_c1||² (32) über f({N_j}). f({N_j}) muss ebenso positiv eingeschränkt sein. In dem oben stehenden Ausdruck hängt λ von der Unsicherheit der zwei Messungen ab, und w₁ kann aus f(N₁) unter Verwendung der Gleichung (27) erhalten werden. Auf diese Weise kann die Invertierung für die Kettenlänge aus der NMR durch die Kombination von Informationen aus anderen Werkzeugen verbessert werden.
Ähnliche Verfahren können außerdem verwendet werden, wenn Pseudokomponenten durch die Optik ermittelt werden. Wenn zum Beispiel der Gewichtsanteil w_c3-c5 der Pseudokomponente C_3-5 gemessen wird, entspricht dies der Summe der einzelnen Gewichtsanteile w₃, w₄ und w₅ von C₃, C₄ und C₅. In diesem Fall können w₃, w₄ und w₅ direkt mithilfe der Gleichungen (28) und (29) aus f(N_i) bestimmt werden. Dann kann der Ausdruck ||d – K({N_i})f||² mit der Einschränkung, dass w₃ + w₄ + w₅ = w_c3-c5, minimiert werden.
Die zuvor beschriebenen Verfahren können außerdem verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung aus Relaxationszeitverteilungen zu erhalten, wenn der Gewichtsanteil von Methan und die Dichte des Öls bekannt sind.
In einer anderen Ausführungsform können die NMR-Daten verwendet werden, um Bestimmungen der Fluidzusammensetzung, die aus den optischen Daten erstellt werden, zu verbessern. Insbesondere, wenn eine kleine Menge an Wasser (unter ungefähr 5%) vorhanden ist und die Wasser- und Kohlenwasserstoffvolumina aus den NMR-Daten ermittelt werden können, dann können diese Werte verwendet werden, um die Schätzung der Fluidkomposition aus den optischen Daten einzuschränken. In einem Verfahren können unterschiedliche Modelle für einen zweiphasigen Ablauf für die optischen Daten angewendet werden und diejenigen, welche die genauen Wasser- und Kohlenwasserstofffraktionen liefern, können dann bei der Bestimmung der Kohlenwasserstoffzusammensetzung aus den Optikdaten verwendet werden. Die Volumenfraktion von Wasser kann außerdem verwendet werden, um die optischen Daten einzuschränken, um die Menge von Kohlenstoffdioxid in der Probe zu bestimmen. Diese Information kann dann verwendet werden, um die Bestimmung der Zusammensetzung des Öls oder Gases in der Probe aus den NMR-Daten zu verbessern.
Gemäß einem Aspekt können die zuvor beschriebenen Verfahren verwendet werden, um die Zusammensetzung eines Kohlenwasserstoff enthaltenden Fluids nicht nur in einem Bohrloch, sondern auch in einem Labor oder oberhalb eines Bohrlochs an einer Bohrstelle zu analysieren. Beispielsweise wird ein Kohlenwasserstoff enthaltendes Fluid einem Experiment für die NMR-Relaxation oder -Diffusion, um NMR-Relaxations- oder -Diffusionsdaten zu erhalten sowie einem Nicht-NMR-Versuch, wie etwa einem optischen Versuch, unterzogen, um Nicht-NMR-Daten, wie etwa optische Daten, zu erhalten. Die durch den Nicht-NMR-Versuch erhaltenen Daten werden dann verwendet, um die Analyse der NMR-Daten zu modifizieren, indem Angaben der Zusammensetzung bestimmt werden. Beispielsweise können optische Daten verwendet werden, um eine Invertierung der NMR-Daten einzuschränken.
Gemäß einem weiteren Aspekt können die zuvor beschriebenen Verfahren in Verbindung mit einphasigen Proben (z. B. Flüssigkeit) und mehrphasigen Proben (z. B. Flüssigkeit und Gas), einschließlich Emulsionen, verwendet werden. Die zuvor beschriebenen Verfahren können außerdem in Verbindung mit Proben verwendet werden, die Wasser enthalten.
Gemäß einem anderen Aspekt, wie aus 3 ersichtlich, wird eine Vorrichtung 100 für die Umsetzung der zuvor beschriebenen Verfahren bereitgestellt. Die Vorrichtung 100 schließt einen Werkzeugstrang, einschließlich eines NMR-Bohrlochwerkzeugs 110 und eines Nicht-NMR-Bohrlochwerkzeugs 120, die sich in einem Bohrloch 124 einer Formation 128 befindlich gezeigt sind, und einen Prozessor 130 ein, der mit den Werkzeugen 110 und 120 gekoppelt ist. Das NMR-Bohrlochwerkzeug 110 kann ein beliebiges kommerziell verfügbares NMR-Werkzeug oder ein beliebiges vorgeschlagenes Werkzeug sein, das NMR-Messungen im Bohrloch durchführen kann. In einer Ausführungsform ist das NMR-Bohrlochwerkzeug 110 dazu in der Lage, NMR-Relaxations- und/oder Diffusionsmessungen für eine Kohlenwasserstoff enthaltende Fluidprobe durchzuführen. Das Nicht-NMR-Werkzeug 120 kann ein beliebiges kommerziell verfügbares Nicht-NMR-Werkzeug oder ein beliebiges vorgeschlagenes Werkzeug zur Durchführung von Nicht-NMR-Messungen im Bohrloch sein, die bei der Modifizierung einer NMR-Datenanalyse nützlich sind, z. B. indem sie bei einer Einschränkung einer Invertierung der NMR-Daten nützlich sind. In einer Ausführungsform ist das Nicht-NMR-Werkzeug 120 ein Formationstestinstrument, wie etwa das CFA^TM-Werkzeug, das dazu in der Lage ist, die Kohlenwasserstoff enthaltende Fluidprobe, die sich in einer Ablauflinie des Werkzeugs befindet, optisch abzutasten. Der Prozessor 130, obwohl er an der Oberfläche der Formation 128 gezeigt wird, kann ein Teil von einem oder beiden der Werkzeuge 110 und 120 sein oder kann ein separater Prozessor sein, der sich in einem Bohrloch oder oberhalb eines Bohrlochs befinden kann. Der Prozessor kann ein programmierter Computer, ein zugehöriger Prozessor, ein Mikroprozessor, ein System von Mikroprozessoren, ein digitaler Signalprozessor (DSP), eine anwendungsspezifische integrierte Schaltung (ASIC) oder eine andere Schaltung sein, die dazu in der Lage ist, die durch das Werkzeug 110 erhaltenen NMR-Daten in Anbetracht der durch das Werkzeug 120 erhaltenen Daten, zu analysieren.
Obwohl zuvor lediglich ein paar Ausführungsbeispiele ausführlich beschrieben wurden, ist für einschlägige Fachleute ohne Weiteres zu erkennen, dass bei den Ausführungsbeispielen viele Modifikationen möglich sind, ohne dass wesentlich von dieser Offenbarung abgewichen wird. Dementsprechend sollen alle derartigen Modifikationen in dem Umfang dieser Offenbarung, wie in den folgenden Patentansprüchen definiert, eingeschlossen sein. In den Patentansprüchen sollen Mittel-plus-Funktion-Ausdrücke die hier beschriebenen Strukturen abdecken, derart, dass die genannte Funktion und nicht nur strukturelle Äquivalente, sondern auch äquivalente Strukturen ausgeführt werden. Demnach, obwohl ein Nagel und eine Schraube möglicherweise keine strukturellen Äquivalente sind, da ein Nagel eine zylindrische Oberfläche einsetzt, um Holzteile zusammenzuhalten, während eine Schraube eine spiralförmige Oberfläche einsetzt, können ein Nagel und eine Schraube in dem Umfeld der Befestigung von Holzteilen äquivalente Strukturen sein. Es ist die ausdrückliche Absicht des Anmelders, sich für beliebige Einschränkungen von beliebigen der hier enthaltenen Patentansprüche nicht auf 35 U. S. C. § 112, Absatz 6 zu beziehen, außer für diejenigen, bei denen in dem Patentanspruch ausdrücklich die Worte „Mittel für” zusammen mit einer zugehörigen Funktion verwendet werden.

Claims

Verfahren zur Analyse einer Zusammensetzung eines Kohlenwasserstoff enthaltenden Fluids, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: (a) Verwenden eines Kernmagnetresonanz-(NMR)Werkzeugs zur Durchführung von NMR-Messungen an dem Kohlenwasserstoff enthaltende Fluid, um NMR-Daten zu erhalten; (b) Verwenden von mindestens einem Nicht-NMR-Werkzeug, um zusätzliche Messungen durchzuführen und um Nicht-NMR-Daten über das Fluid zu erhalten; und (c) Bestimmen einer Angabe der Zusammensetzung des Fluids unter Verwendung der NMR-Daten; und (d) Normieren der Angabe der Zusammensetzung des Fluids unter Verwendung der Nicht-NMR-Daten.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Angabe der Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die NMR-Messungen mindestens eines von Relaxationsmessungen und Diffusionsmessungen umfassen.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei die NMR-Daten mindestens eines von NMR-Magnetisierungszerfall, Verteilungen von NMR-Relaxationszeiten und Verteilungen von NMR-Diffusionskoeffizienten umfassen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Nicht-NMR-Werkzeug ein optisches Werkzeug ist, wobei die zusätzlichen Messungen optische Messungen sind und die Nicht-NMR-Daten optische Daten sind.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die optischen Daten mindestens eines von optischen Spektren und optischen Dichten umfassen.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die Angabe der Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst und die optischen Daten verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung gemäß:
zu normieren, wobei W(N_i) die Kettenlängenverteilung ist, i eine Indexziffer der Anzahl der Kohlenstoffatome in einer bestimmten Komponente der Zusammensetzung ist, w_ci ein Gewichtsanteil für das Kohlenstoffmolekül mit der Indexziffer i ist und
ein Gewichtsanteil ist, der gemäß den optischen Daten von Komponenten bestimmt wird, die eine Kette von mindestens sechs Kohlenstoffmolekülen aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die Angabe der Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst und die optischen Daten verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung gemäß:
zu normieren, wobei W(N_i) die Kettenlängenverteilung ist, i eine Indexziffer der Anzahl der Kohlenstoffatome in einer bestimmten Komponente der Zusammensetzung ist, w_c1 ein Gewichtsanteil für das Kohlenstoffmolekül mit der Indexziffer i ist,
ein Gewichtsanteil ist, der gemäß den optischen Daten von Komponenten bestimmt wird, die eine Kette von mindestens sechs Kohlenstoffmolekülen aufweisen und α ein Maß für das Konfidenzniveau ist.
Verfahren zur Analyse einer Zusammensetzung eines Kohlenwasserstoff enthaltenden Formationsfluids, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: (a) Anordnen eines Kernmagnetresonanz-(NMR)Werkzeugs und mindestens eines zusätzlichen Nicht-NM-Werkzeugs in einem Bohrloch in einer Formation; (b) Extrahieren des Kohlenwasserstoff enthaltenden Formationsfluids aus der Formation; (c) Verwenden des NMR-Werkzeugs zur Durchführung von Bohrloch-NMR-Messungen und zum Erhalten von NMR-Daten über das extrahierte Formationsfluid und Verwenden des mindestens einen zusätzlichen Nicht-NMR-Werkzeugs zur Durchführung zusätzlicher Bohrlochmessungen und zum Erhalten von Nicht-NMR-Daten über das extrahierte Formationsfluid; (d) Bestimmen einer Angabe der Zusammensetzung des extrahierten Formationsfluids durch die Verwendung der NMR-Daten; und (e) Normieren der Angabe der Zusammensetzung des extrahierten Formationsfluids unter Verwendung der Nicht-NMR-Daten.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei die Angabe der Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei die NMR-Messungen mindestens eines von Relaxationsmessungen und Diffusionsmessungen umfassen.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei die NMR-Daten mindestens eines von NMR-Magnetisierungszerfall, Verteilungen von NMR-Relaxationszeiten und Verteilungen von NMR-Diffusionskoeffizienten umfassen.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei das Nicht-NMR-Werkzeug ein optisches Werkzeug ist, die zusätzlichen Messungen optische Messungen sind und die Nicht-NMR-Daten optische Daten sind.
Verfahren nach Anspruch 13, wobei die optischen Daten mindestens eines von optischen Spektren und optischen Dichten umfassen.
Verfahren nach Anspruch 13, wobei die Angabe der Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst und die optischen Daten verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung gemäß:
zu normieren, wobei W(N_i) die Kettenlängenverteilung ist, i eine Indexziffer der Anzahl der Kohlenstoffatome in einer bestimmten Komponente der Zusammensetzung ist, w_ci ein Gewichtsanteil für das Kohlenstoffmolekül mit der Indexziffer i ist und
ein Gewichtsanteil ist, der gemäß den optischen Daten von Komponenten bestimmt wird, die eine Kette von mindestens sechs Kohlenstoffmolekülen aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 13, wobei die Angabe der Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst und die optischen Daten verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung gemäß:
zu normieren, wobei W(N_i) die Kettenlängenverteilung ist, i eine Indexziffer der Anzahl der Kohlenstoffatome in einer bestimmten Komponente der Zusammensetzung ist, w_ci ein Gewichtsanteil für das Kohlenstoffmolekül mit der Indexziffer i ist,
ein Gewichtsanteil ist, der gemäß den optischen Daten von Komponenten bestimmt wird, die eine Kette von mindestens sechs Kohlenstoffmolekülen aufweisen und α ein Maß für das Konfidenzniveau ist.
Vorrichtung zur Analyse einer Zusammensetzung eines Kohlenwasserstoff enthaltenden Formationsfluids, wobei die Vorrichtung Folgendes umfasst: ein Kernmagnetresonanz-(NMR)Bohrlochwerkzeug, das für die Verwendung in einem Bohrloch angepasst ist, um NMR-Messungen in einem Bohrloch durchzuführen und NMR-Daten über das Kohlenwasserstoff enthaltende Formationsfluid zu erhalten; ein Nicht-NMR-Bohrlochwerkzeug, das für die Verwendung in einem Bohrloch angepasst ist, um Nicht-NMR-Messungen in einem Bohrloch durchzuführen und Nicht-NMR-Daten über das Formationsfluid zu erhalten; einen Prozessor, der mit dem NMR-Bohrlochwerkzeug und dem Nicht-NMR-Bohrlochwerkzeug gekoppelt ist, wobei der Prozessor konfiguriert ist, um (i) eine Angabe der Zusammensetzung des Formationsfluids unter Verwendung der NMR-Daten zu bestimmen und (ii) die Angabe der Zusammensetzung unter Verwendung von Nicht-NMR-Daten zu normieren.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei das Nicht-NMR-Bohrlochwerkzeug ein optisches Werkzeug ist und die Nicht-NMR-Daten optische Daten sind.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Angabe der Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst.
Vorrichtung nach Anspruch 18, wobei die Angabe der Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst und die optischen Daten verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung gemäß:
zu normieren, wobei W(N_i) die Kettenlängenverteilung ist, i eine Indexziffer der Anzahl der Kohlenstoffatome in einer bestimmten Komponente der Zusammensetzung ist, w_ci ein Gewichtsanteil für das Kohlenstoffmolekül mit der Indexziffer i ist und
ein Gewichtsanteil ist, der gemäß den optischen Daten von Komponenten bestimmt wird, die eine Kette von mindestens sechs Kohlenstoffmolekülen aufweisen.