DE112014005740T5

DE112014005740T5 - Verfahren für eine Zusammensetzungsanalyse von Fluiden unter Tage unter Verwendung von Daten von NMR und anderen Geräten

Info

Publication number: DE112014005740T5
Application number: DE112014005740.1T
Authority: DE
Inventors: Denise E. Freed; Yi-Qiao Song; Lalitha Venkataramanan; Martin D. Hurlimann; Lukasz Zielinski; Nicholas N. Bennett
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2013-12-17
Filing date: 2014-11-21
Publication date: 2016-12-22
Also published as: WO2015094577A1; US9715033B2; US20150168586A1

Abstract

Verfahren und Vorrichtungen zum Analysieren einer Zusammensetzung eines kohlenwasserstoffhaltigen Fluids werden bereitgestellt. Die Verfahren enthalten ein Verwenden eines Kernspinresonanz(NMR)-Geräts, um eine NMR-Messung am kohlenwasserstoffhaltigen Fluid durchzuführen, um NMR-Daten zu erhalten. Ein Nicht-NMR-Gerät wie ein optisches Gerät wird verwendet, um zusätzliche Messungen am kohlenwasserstoffhaltigen Fluid durchzuführen und um Nicht-NMR-Daten über das Fluid zu erhalten. Ein Hinweis auf die Zusammensetzung des Fluids kann durch Verwenden der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten in einem Invertierungsprozess ermittelt werden.

Description

VERWEIS AUF VERWANDTE ANMELDUNGEN
Diese Anmeldung beansprucht Priorität gegenüber der nicht vorläufigen US-Patentanmeldung Nr. 14/109,447, eingereicht am 17. Dezember 2013. Die Gesamtheit dieser nicht vorläufigen Patentanmeldung ist hier unter Bezugnahme eingebunden.
GEBIET
Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein kohlenwasserstoffhaltige geologische Formationen. Insbesondere betrifft die vorliegende Offenbarung Verfahren zum Analysieren der Zusammensetzungsanalyse von Formationsfluiden unter Verwendung von Kernspinresonanz (NMR) und anderen Daten von Untertagegeräten.
ALLGEMEINER STAND DER TECHNIK
Optische (spektrale) Daten von Bohrlochmessgeräten zur Untertage-Fluidanalyse werden derzeit verwendet, um die Zusammensetzung eines Rohölbohrlochs zu ermitteln. Siehe zum Beispiel 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), auf die beide hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird. Diese Ermittlungen sind auf eine Teilmenge von Komponenten oder Pseudokomponenten beschränkt, die C₁ (Methan) bis C₅ (Pentan), wie C₁, C₂–C₅ und auch C₆₊ enthalten. Die optischen Geräte messen die optischen Dichten {OD_i} bei einem Satz von Wellenlängen λ_i. Diese werden dann verwendet, um die Gewichtsprozentanteile w_cj der Komponenten und Pseudokomponenten wie C₁, C₂–C₅ und C₆₊ oder C₁, C₂, C₃–C₅ und C₆₊ zu ermitteln. Die individuellen Gewichtsprozente für C₂, C₃, C₄ und C₅ können dann unter Verwendung eines Zerlegungsalgorithmus weiter aufgelöst werden. Bei manchen der optischen Geräte kann die Menge von Wasser und Kohlendioxid (CO₂) ebenfalls ermittelt werden. Darüber hinaus kann die optische Dichte verwendet werden, um Informationen über Asphaltene und Harze zu erhalten. Siehe zum Beispiel Mullins, O. C. et al, „The Colloidal Structure of Crude Oils and the Structure of Reservoirs”, Energy Fuels, 21: 2785–2794 (2007), worauf hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird.
NMR-Relaxations- und Diffusionsdaten können auch verwendet werden, um die Ölzusammensetzung zu ermitteln. Aus diesen Daten können die durchschnittliche Kettenlänge und die Kettenlängenverteilung erhalten werden. Siehe zum Beispiel Freed, D. E. et al, „Scaling Laws for Diffusion Coefficients in Mixtures of Alkanes”, Phys. Rev. Lett., 94: 067602 (2005); Freed, D. E., „Dependence on 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, 49th Annual Logging Symposium (Mai 2008); U.S.-Patent Nr. 6,859,032 an 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), auf die alle hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird. Zusätzlich kann der Vergleich von transversalen und longitudinalen Relaxationszeiten und/oder von Diffusion einige Informationen über Asphaltene geben, und die Form der Verteilungen kann ein Signal für biologisch stark zersetzte Öle sein. Siehe zum Beispiel 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), auf die beide hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird. Ferner kann die Messung der NMR-Relaxationsdispersion, d. h., des Relaxationsprofils als Funktion des angewandten Magnetfelds zusätzliche Informationen über die Aggregationsneigung der Asphaltene und Harze im Rohöl bringen.
NMR-Relaxations- und Diffusionsmessungen können mit einem Bohrlochmessgerät zur Untertage-Fluidanalyse gemacht werden. Siehe Kleinberg, R. L., „Well logging”, Encyclopedia of Nuclear Magnetic Resonance, John Wiley (1996), worauf hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird. Die NMR-Geräte messen die Magnetisierung M_i zu einer Reihe von Echozeiten t_i. Sie können auch die Magnetisierung als Funktion von Wartezeiten τ_i oder als Funktion von b_i, das ein durch Gradienten und Zeitvariablen bestimmter Diffusionsgewichtungsparameter ist. Die Gerätedaten wie {M_i, t_i}, {M_i, τ_i) oder {M_i, b_i} werden verwendet, um die transversalen oder longitudinalen Relaxationszeitverteilungen oder die Diffusionsverteilungen zu ermitteln, die durch {f_j, T_2j}, {f_j, T_1j} bzw. {f_j, D_j} gegeben sind. Für diese Verteilungen ist f_j der Anteil der Protonen mit Relaxationszeit T_2j oder T_1j oder mit Diffusionskoeffizient D_j, gewichtet durch die Gesamtmagnetisierung M₀. Diese Verteilungen können mit den Rohdaten durch ein Inversionsverfahren wie eine inverse Laplace-Transformation in Beziehung 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), auf die beide hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird. Diese inverse Laplace-Transformation kann jedoch problematisch sein, da die Inversion nicht eindeutig ist, wenn Rauschen vorhanden ist. Infolgedessen wird oft ein Regulator eingeführt, um die Glattheit der berechneten Verteilungen sicherzustellen. Diese Faktoren führen Unsicherheit in die berechneten Relaxations- und Diffusionsverteilungen ein. Siehe Epstein, C. L. und Schotland, J., „The bad truth about Laplace's transform”, SIAM Rev., 50: 504–520 (2008), worauf hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird.
Um die Relaxations- oder Diffusionsverteilung aus den Rohdaten zu erhalten, wird die Größe ∥d – Kf∥² mit der Bedingung minimiert, dass f_j, die Komponenten des Vektors f, nicht negativ sind. In diesem Ausdruck ist d der Vektor mit den Komponenten d_i = M_i und K ist der Kern. Für Standardmessungen ist er durch K_ij = exp(–t_i/T_2j), 1 – 2exp(–t_i/T_1j) und exp(–b_iD_j) für die transversale Relaxation, die longitudinale Relaxation bzw. die Diffusion gegeben. In der Vergangenheit wurde der obige Ausdruck unter Verwendung von Verfahren wie eine Angleichungsmethode der nicht negativen kleinsten Quadrate mit Tikhonov-Regularisierung oder durch Verfahren maximaler Entropie 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-ten Moment des Diffusionskoeffizienten in Beziehung. 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, 49th Annual Logging Symposium (Mai 2008). In Form einer logarithmischen Verteilung f_D(log D_i) ist die Viskosität durch
gegeben, wobei die Temperatur T in Grad Kelvin gegeben ist und gefunden wurde, dass C 3,2 × 10^–8 cpcm²/sK ist, aber abhängig vom Öltyp etwas variieren kann. Für numerische Berechnungen werden die Integrale in Gl. (1) durch Summen ersetzt. Es gibt auch Korrelationen zwischen der Viskosität und dem mittleren logarithmischen Diffusionskoeffizienten oder einer Relaxationszeit, die in der Literatur gefunden werden. 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 of 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 Loggang Symposium (Juni 2006), auf die alle hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird.
Mehrere Verfahren sind vorgeschlagen worden, um NMR-Relaxation und Diffusion mit Kettenlängenverteilungen in Beziehung zu bringen. Ein Verfahren setzt radiale Basisfunktionen ein, um zwischen bekannten Daten und neuen Messwerten 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). Ein weiteres Verfahren verwendet das Bestandteilviskositätsmodell, um die Diffusionskoeffizienten und Relaxationszeiten jeder Komponente mit ihrer mikroskopischen oder Bestandteilviskosität in Beziehung zu bringen. Siehe das vorher eingebundene US-Patent Nr. 6,859,032 . Ein drittes Verfahren, wie unten besprochen, basiert auf einer Untersuchung von Mischungen von Alkanen, aber kann auch für Öle mit anderen Komponenten gelten.
Für das Verfahren, das auf einer Untersuchung von Mischungen von Alkanen basiert, wird die durchschnittliche Kettenlänge oder Kohlenstoffzahl (hierin werden die Begriffe „Kettenlänge” und „Kohlenstoffzahl” austauschbar verwendet) als N = Σx_jN_j definiert, wobei x_j der Molprozentanteil von Molekülen mit einer Kettenlänge von N_j ist. Für Öle mit vielen gesättigten Verbindungen steht diese durchschnittliche Kettenlänge mit dem 1/ν-ten Moment der Diffusionsverteilung in Beziehung und in Abwesenheit von Asphalten mit dem 1/κ-ten Moment der Relaxationszeitverteilung, wobei ν = 0,7 und κ = 1,24 sind. Sie sind durch 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 on chain length of NMR relaxation times in mixtures of alkanes”, J. Chem, Phys., 126: 174502 (2007) gegeben:
In diesen Gleichungen sind A und B Konstanten, die von Temperatur und Druck abhängen, und β and γ sind Konstanten, die von der Temperatur abhängen. Die Kettenlänge N_i, die dem Diffusionskoeffizienten D_i entspricht, ist dann durch Freed, D. E. et al, „Scaling laws for diffusion coefficients in mixtures of alkanes”, Phys Rev Lett. 94: 067602 (2005), vorher eingebunden, gegeben: N_i = A^1/ν N ^–β/νD –1/ν / i. (4)
Für Kettenlängen, die geringer als ungefähr fünf sind, sollte dieser Ausdruck modifiziert werden, da sich die Moleküle in diesem Fall mehr wie harte Kugeln als Ketten verhalten. Gleichermaßen ist in Abwesenheit von Asphaltenen die Kettenlänge, die der Relaxationszeit T_1,2i entspricht, durch Freed, D. E., „Dependence on chain length of NMR relaxation times in mixtures of alkanes”, J. Chem, Phys., 126: 174502 (2007), vorher eingebunden, gegeben: N_i = B^1/κ N ^–γ/κT 1/κ / 1,2i. (5)
Es sollte klar sein, dass Gleichung (5) nicht für gelöste Gase wie Methan und Ethan gilt, da sie durch andere Prozesse als die längeren Moleküle relaxieren. Wenn die Diffusions- oder Relaxationsverteilung als Funktion von logD_i oder logT_1,2i mit logD_i oder logT_1,2i in gleichmäßigen Abständen ermittelt wurde, dann ist die logarithmische Verteilung für den Protonenanteil der Spins auf Molekülen mit Kettenlänge N_i durch f_N(logN_i) = νf_D(logD_i) (6) bzw. f_N(logN_i) = κf_T(logT_1,2i) (7) gegeben. Der Gewichtsanteil ist dann auf einer logarithmischen Skala durch
gegeben. In dieser Gleichung wird angenommen, dass ein Molekül mit N_i Kohlenstoffatomen 2N_i + 2 Protonen aufweist. Dann ist der Gewichtsanteil von Molekülen mit Kettenlänge N_i auf einer linearen Skala durch w_i = w(logN_i)/N_i (9) gegeben.
Es versteht sich, dass die Gleichungen (2) bis (5), die oben für Kettenlänge und durchschnittliche Kettenlänge als Funktion der Diffusionskoeffizienten und Relaxationszeiten dargelegt sind, aus der Beobachtung abgeleitet werden können, dass die Diffusionskoeffizienten für Öle mit vielen gesättigten Verbindungen die Form D_i = AN ^–βN –ν / i (10) aufweisen, und gleichermaßen für die Relaxationszeiten. Für kleine Moleküle wie Methan und Ethan ist die Größe N ν / i in Gl. (10) modifiziert, da die Moleküle nicht mehr wie Kettenmoleküle agieren. Für Methan wird sie durch 1,64 ersetzt, und für Ethan wird sie 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 geben, nicht nur für Komponenten unter C₆. Die Auflösung ist jedoch nicht besonders gut.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Diese Zusammenfassung wird bereitgestellt, um eine Auswahl von Konzepten einzuführen, die unten weiter in der detaillierten Beschreibung beschrieben werden. Diese Zusammenfassung soll keine Schlüssel- oder wesentlichen Merkmale des beanspruchten Gegenstands identifizieren, noch soll sie zur Unterstützung einer Einschränkung des Umfangs des beanspruchten Gegenstands verwendet werden.
Illustrative Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sind auf ein Verfahren zum Analysieren einer Zusammensetzung eines kohlenwasserstoffhaltigen Fluids gerichtet. Das Verfahren enthält ein Verwenden eines Kernspinresonanz(NMR)-Geräts, um eine NMR-Messung am kohlenwasserstoffhaltigen Fluid durchzuführen, um NMR-Daten zu erhalten (z. B. eine NMR-Relaxations- und/oder eine NMR-Diffusionsmessung). Das Verfahren enthält ferner ein Verwenden eines Nicht-NMR-Geräts, um zusätzliche Messungen am kohlenwasserstoffhaltigen Fluid durchzuführen, um Nicht-NMR-Daten über das Fluid zu erhalten. In manchen Ausführungsformen ist das Nicht-NMR-Gerät ein optisches Gerät, die zusätzlichen Messungen sind optische Messungen, und die Nicht-NMR-Daten sind optische Daten. Ein Hinweis auf die Zusammensetzung des Fluids, wie eine Kettenlängenverteilung, wird unter Verwendung der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten in einem Invertierungsprozess ermittelt.
In verschiedenen Ausführungsformen enthält der Invertierungsprozess ein Invertieren der NMR-Daten und ein Verwenden der Nicht-NMR-Daten, um die Invertierung der NMR-Daten einzuschränken. Die Invertierung kann eingeschränkt werden, indem gefordert wird, dass die Invertierung in NMR-Verteilungen resultiert, die mit den Nicht-NMR-Daten konsistent sind.
In anderen Ausführungsformen enthält der Invertierungsprozess ein Kombinieren der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten. Die kombinierten NMR-Daten und Nicht-NMR-Daten werden invertiert, um den Hinweis auf die Zusammensetzung des kohlenwasserstoffhaltigen Fluids zu erhalten.
Verschiedene Ausführungsformen sind auf ein Verfahren zum Analysieren einer Zusammensetzung eines kohlenwasserstoffhaltigen Formationsfluids gerichtet. Das Verfahren enthält ein Anordnen eines NMR-Geräts und mindestens eines zusätzlichen Nicht-NMR-Geräts unter Tage in einer Formation. Das kohlenwasserstoffhaltige Formationsfluid wird aus der Formation extrahiert. Das NMR-Gerät wird verwendet, um NMR-Messungen unter Tage durchzuführen und um NMR-Daten über das extrahierte Formationsfluid zu erhalten. Ein zusätzliches Nicht-NMR-Gerät wird verwendet, um zusätzliche Messungen unter Tage durchzuführen und um Nicht-NMR-Daten über das extrahierte Formationsfluid zu erhalten. Ein Hinweis auf die Zusammensetzung des extrahierten Formationsfluids wird unter Verwendung der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten in einem Invertierungsprozess ermittelt.
Weitere Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sind auf eine Vorrichtung zum Analysieren einer Zusammensetzung eines kohlenwasserstoffhaltigen Formationsfluids gerichtet. Die Vorrichtung enthält ein zu einer Verwendung unter Tage adaptiertes NMR-Bohrlochgerät, um NMR-Messungen unter Tage durchzuführen und um NMR-Daten über das kohlenwasserstoffhaltige Formationsfluid zu erhalten. Die Vorrichtung enthält auch ein zu einer Verwendung unter Tage adaptiertes Nicht-NMR-Bohrlochgerät, um Nicht-NMR-Messungen unter Tage durchzuführen und um Nicht-NMR-Daten über das Formationsfluid zu erhalten. Eine Verarbeitungseinheit ist an das NMR-Bohrlochgerät und das Nicht-NMR-Bohrlochgerät gekoppelt. Die Verarbeitungseinheit verwendet einen Invertierungsprozess, um einen Hinweis auf die Zusammensetzung des Formationsfluids unter Verwendung der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten zu ermitteln.
Weitere Merkmale und Vorteile der vorliegenden Offenbarung werden leichter aus der folgenden detaillierten Beschreibung zusammen mit den begleitenden Zeichnungen klar.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Die vorliegende Offenbarung wird weiter in der detaillierten Beschreibung, die folgt, in Bezug auf die erwähnte Vielzahl von Zeichnungen als nicht einschränkende Beispiele von Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung beschrieben, in denen gleiche Bezugszeichen über die mehreren Ansichten der Zeichnungen gleiche Teile darstellen, und in denen:
1 ein Flussdiagramm eines offenbarten Verfahrens ist;
2 grafische Darstellungen der Kettenlängenverteilung einer Ölprobe sind, die von einem optischen Gerät, einem nach einer Ausführungsform gewichteten NMR-Gerät und mittels Gaschromatografie erhalten wurden; und
3 eine Vorrichtung zum Implementieren der offenbarten Verfahren ist.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
Die hierin gezeigten Einzelheiten sind beispielhaft und für Zwecke der veranschaulichenden Besprechung der Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung und werden zur Bereitstellung einer Beschreibung präsentiert, von der geglaubt wird, dass sie die nützlichste und verständlichste Beschreibung der Prinzipien und konzeptuellen Aspekte der vorliegenden Offenbarung ist. In dieser Hinsicht wird kein Versuch unternommen, strukturelle Details detaillierter zu zeigen, als es für das grundsätzliche Verständnis der vorliegenden Offenbarung notwendig ist, wobei die Beschreibung zusammen mit den Zeichnungen Fachleuten auf dem Gebiet offensichtlich macht, wie die verschiedenen Formen der vorliegenden Offenbarung in der Praxis ausgeführt werden.
Zu 1 gewandt, wird nun ein breites Verfahren offenbart. Bei 10 werden ein oder mehrere Untertage-Bohrlochmessgeräte zur Bohrlochfluidanalyse, die verwendet werden, um Fluid aus einer Formation zu extrahieren und um Messungen an diesen Fluiden vorzunehmen, unter Tage platziert. Bei 20 werden das eine oder die mehreren Geräte verwendet, um Fluid aus einer Formation zu extrahieren, und bei 30 werden Messungen (Experimente) am Fluid durchgeführt. Diese Messungen enthalten NMR-Messungen wie (beispielsweise) Relaxationsmessungen oder Diffusionsmessungen und mindestens zusätzliche Nicht-NMR-Messungen wie (beispielsweise) optische Messungen, Massendichtemessungen und Viskositätsmessungen. Diese verschiedenen Messungen können vom gleichen Bohrlochmessgerät oder von verschiedenen Bohrlochmessgeräten gemacht werden, aber für Zwecke der Beschreibung und der Ansprüche wird, auch wenn ein einziges Gerät sowohl NMR- als auch Nicht-NMR-Messungen machen kann, dieses Gerät als mehrere Geräte umfassend angesehen, da es mehrere Funktionen aufweist. Bei 40 werden ein oder mehrere unter Tage und/oder über Tage angeordnete Verarbeitungseinheiten verwendet, um diese Rohdaten zu interpretieren, um Größen wie (beispielsweise) die NMR-Magnetisierungsabfälle, die Verteilungen der NMR-Relaxationszeiten und Diffusionskoeffizienten, optische Spektren und Dichten und die Dichte und Viskosität des Fluids zu erhalten. Bei 50 verwendet die Verarbeitungseinheit dann die NMR-Ermittlungen zusammen mit den anderen Ermittlungen, wie Ermittlungen der optischen Spektren, um Informationen über eine Zusammensetzung oder einen Hinweis auf die Zusammensetzung zu erhalten, wie eine Kettenlängenverteilung, durchschnittliche Kettenlänge, Gewichtsprozent einer Komponente, Gewichtsprozent einer Pseudokomponente (z. B. einer Kombination von Komponenten), Molprozent einer Komponente, Molprozent einer Pseudokomponente, Gas-zu-Öl-Verhältnis und/oder Viskosität.
Das NMR-Gerät kann NMR-Diffusion, longitudinale NMR-Relaxation (T₁), transversale NMR-Relaxation (T₂), die Dispersion der NMR-Relaxation, einen NMR-Wasserstoffindex und NMR-Spektroskopiedaten mit hoher Auflösung messen, ist jedoch nicht auf diese Messungen beschränkt. Das Nicht-NMR-Gerät kann optische Dichte, optische Spektren, Fluiddichte, Viskosität, Temperatur und Druck messen, ist jedoch nicht auf diese Messungen beschränkt. In einem Aspekt, wie nachfolgend im Detail beschrieben, können zusätzlich zum Durchführen einer erweiterten Zusammensetzungsanalyse zusätzliche Informationen erhalten werden, wie die Menge von gelösten Gasen, wie CO₂, Informationen über Asphaltene und biologische Zersetzung und die Viskosität des Öls.
In manchen Ausführungsformen wird angenommen, dass ein Vorwärtsmodell existiert, das die Vorhersage der Verteilung der Relaxationszeiten oder Diffusionskoeffizienten aus der Zusammensetzung des Fluids erlaubt. Ein Beispiel ist das Bestandteilviskositätsmodell in US-Patent Nr. 6,859,032 und ein anderes Beispiel ist das vorher beschriebene Alkanmischungsmodell. Ein drittes Beispiel ist 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) beschriebene empirische Interpolationsschema. Diese Modelle können erweitert werden, um gelöste Gase wie Kohlendioxid und Methan zu behandeln.
In verschiedenen Ausführungsformen können die Auflösung und die Breite der Kohlenstoffkettenlängenverteilung durch Kombinieren von Daten von verschiedenen Geräten verbessert werden. Die Optikdaten sind zum Beispiel für kleine Alkane wie C₁ (Methan) und C₂ (Ethan) empfindlich, aber sie legen die Zusammensetzung für Hexan und größere Alkane in eine Pseudokomponente (C₆₊) so zusammen, dass die individuellen Gewichtsprozente von Molekülen mit Kohlenstoffzahlen von 6 und höher nicht ermittelt werden. Die NMR-Daten können die Zusammensetzung über den gesamten Bereich von Kohlenstoffzahlen geben, aber die Auflösung und Genauigkeit ist in vielen Fällen nicht so fein wie die Optikdaten für die kleinen Kohlenstoffzahlen wie C₂ bis einschließlich C₅. Wie unten detaillierter beschrieben, kann durch Verwenden der optischen Daten, um einen Invertierungsprozess einzuschränken, der die NMR-Daten invertiert, oder durch Kombinieren der zwei Sätze von Daten auf andere Weisen eine Kettenlängenverteilung erreicht werden, die eine höhere Auflösung und größere Genauigkeit bei kleinen Kohlenstoffzahlen aufweist und auch einen breiteren Bereich von Kettenlängen abdeckt.
In anderen Ausführungsformen werden Daten von NMR mit Daten von anderen Geräten kombiniert, um eine Ermittlung der Ölzusammensetzung zu ermöglichen, wenn die NMR-Daten alleine unzureichend sind, um Kettenlängenverteilungen zu erhalten. Ein Beispiel dafür ist, wenn es gelöste Gase wie Methan und Ethan im Öl gibt. 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 43rd Annual Logging Symposium, Oslo, Japan, Paper HHH (2002), worauf hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird. Aus diesem Grund ist es nützlich, die Menge von Methan und Ethan im Öl zu kennen, um Kettenlängenverteilungen aus den Relaxationsdaten zu erhalten. Durch Kombinieren der Optikdaten und Dichtedaten mit den NMR-Relaxationsdaten wird es möglich, eine robustere, volle Kettenlängenverteilung zu erhalten.
In weiteren Ausführungsformen werden Daten von anderen Geräten mit den NMR-Rohdaten kombiniert, um die Invertierung der Rohdaten zu verbessern und dadurch die Genauigkeit der aus den NMR-Daten abgeleiteten Kettenlängenverteilung zu verbessern. Insbesondere involviert das Erhalten der NMR-Relaxations- und Diffusionsverteilungen aus dem Magnetisierungsabfall einen Invertierungsprozess, wie eine inverse Laplace-Transformation. Es gibt viele Lösungen für die Verteilungen, die mit den Rohdaten innerhalb der Toleranz des Rauschpegels konsistent sind. Ein Einschränken der Lösung für die Diffusions- oder Relaxationsverteilungen, sodass sie mit aus anderen Geräten abgeleiteten Öleigenschaften wie Zusammensetzung oder Viskosität konsistent ist, schränkt die Verteilungen auf solche ein, die diese physikalischen Eigenschaften des Öls besser widerspiegeln. Dies stellt wiederum bessere Werte für die Kettenlängenverteilungen bereit. Zusätzlich können die Rohdaten von den NMR-Geräten direkt in Kettenlängenverteilungen invertiert werden, und wiederum kann durch ein Einschränken der Verteilungen, sodass sie mit Messungen von anderen Geräten übereinstimmen, die Genauigkeit der Kettenlängenverteilungen verbessert werden.
In einer Ausführungsform wird die Kettenlängenverteilung von NMR mit der Zusammensetzung von einem Optikgerät kombiniert, um die Auflösung und den Bereich der endgültigen Kettenlängenverteilung zu verbessern. Insbesondere stellen optische Daten von optischen Untertagegeräten Gewichtsanteile für einige wenige Komponenten unter C₆ bereit und legen die zusätzlichen Gewichtsanteile als C₆₊ zusammen. Das bedeutet im Wesentlichen, dass das optische Gerät keine detaillierten Informationen über C₅ bereitstellt. Obwohl NMR-Messungen Informationen über einen vollen Kettenlängenbereich bereitstellen, ist gleichermaßen aber umgekehrt die Auflösung in der durch direkte Verfahren gefundenen Kettenlängenverteilung in vielen Fällen zwischen C₁ und C₆ ziemlich schlecht. Durch Kombinieren der verschiedenen Messungen können Kettenlängenverteilungen über einen breiten Bereich von Kettenlängen mit einer höheren Auflösung als von einer alleine erhalten werden.
Informationen über die Zusammensetzung des Fluids (z. B. die Kettenlängenverteilung) können unter Verwendung der Nicht-NMR-Daten normiert werden. Die aus den NMR-Daten ermittelte Kettenlängenverteilung wird durch erneutes Skalieren der Kettenlängenverteilung normiert, um die Verteilung mit den Nicht-NMR-Daten konsistent zu machen. Zum Beispiel wird angenommen, dass die Gewichtsprozente w_c1, w_c2-c5 und w_c6+ aus einer mit einem optischen Gerät assoziierten Verarbeitung ermittelt worden sind, und dass die Kettenlängenverteilung {N_i, w_i} aus einer mit einem NMR-Gerät assoziierten Verarbeitung ermittelt wurde. Die Optikdaten können dann nach bekannten Techniken zerlegt werden, um w_c1, w_c2, w_c3, w_c4, w_c5 und w_c6+ zu erhalten. Für die neue Verteilung W(N_i) können die von der Optik gefundenen Werte von w_ci für Kohlenstoffzahlen behalten werden, die kleiner als 6 sind. Der w_c6+-Anteil kann dann verwendet werden, um die Komponenten w_i für Kohlenstoffzahlen i ≥ 6 von der NMR-Verteilung zu normieren, um die gesamte Verteilung zu erhalten. Die neue Verteilung wird dann zu
Ein Beispiel wird in 2 gezeigt. In diesem Fall wurden die NMR-Daten dem gasfreien Öl (ohne gelöste Gase) entnommen, deshalb enthält die NMR-Verteilung (Dreiecke) keine Informationen (d. h., der Massenanteil ist auf null gesetzt) für C₁ bis einschließlich C₄ und normierte Informationen (auf Basis von Gleichung (11)) für Kohlenstoffketten 5 und darüber. Die verarbeiteten (zerlegten) Optikdaten über das gashaltige Öl (Vierecke) zeigen die Gewichtsprozente bis zu C₅. Die kombinierte Verteilung ist durch die Vierecke für C₁ bis einschließlich C₅ und durch die Dreiecke für C₆ und darüber gegeben. Falls gewünscht, können die Optik- und NMR-Ergebnisse für C₅ gemittelt oder gewichtet werden, wie nachstehend detaillierter besprochen. Die kombinierte Verteilung berücksichtigt den vollen Bereich von Kohlenstoffzahlen, die durch Gaschromatografie (Kreise) am gashaltigen Öl gemessen wurden, und wie in 2 gezeigt, stimmt sie ziemlich gut mit der Gaschromatografie überein.
In manchen Fällen können die Daten aus der NMR auch für manche der kürzeren Ketten zuverlässig sein. Dann können diese Informationen auch in die endgültige Kettenlängenverteilung aufgenommen werden. Wenn zum Beispiel die Methanmenge aus der NMR, w₁, als relativ zuverlässig angesehen wird, dann kann die endgültige Kettenlängenverteilung als
genommen werden, wobei a ein Maß für das Vertrauensniveau des optisch ermittelten w_c1 gegenüber dem NMR-ermittelten w₁ ist.
Eine zweite Ausführungsform involviert ein Kombinieren von NMR-Daten und Daten von anderen Geräten, wie optischen Geräten, Dichtegeräten, Druckgeräten oder Viskometern, und ein Invertieren der kombinierten Daten, um Kettenlängenverteilungen zu erhalten. Die NMR-Daten können NMR-Relaxations-, NMR-Diffusionsverteilungen oder Wasserstoffindexmessungen enthalten. Die zusätzlichen Daten von den anderen Geräten können es möglich machen, Kettenlängenverteilungen von den NMR-Daten in Fällen zu erhalten, in denen die Invertierung der NMR-Daten andernfalls nicht eindeutig wäre oder die NMR-Daten alleine unzureichend sind, um die Kettenlängenverteilung zu ermitteln. Sie vergrößern auch den Bereich von Kettenlängen, die durch Optik alleine aufgelöst werden können.
Es wird angemerkt, dass die oben dargelegten Gleichungen (2) bis (5) für die durchschnittlichen Kettenlängen und die Kettenlängen in Form der Diffusions- oder Relaxationsverteilungen auch vom Druck und der Temperatur abhängen. Um die durchschnittlichen Kettenlängen und die Kettenlängenverteilungen aus NMR-Messungen zu erhalten, ist es deshalb nützlich, diese Messungen mit Druck- und Temperaturmessungen zu kombinieren.
Es wird auch angemerkt, dass Öle oft gelöste Gase wie Methan und Ethan enthalten. Diese Gase relaxieren über andere Prozesse als die größeren Alkanmoleküle. Als Folge davon können sie die gleiche Relaxationszeit wie größere Moleküle, wie Hexan, aufweisen. Dies macht den Invertierungsprozess für die Kettenlängenverteilung aus den Relaxationsverteilungen nicht eindeutig, es sei denn, zusätzliche Informationen, wie die Methanmenge, sind bekannt. Oft werden jedoch die Relaxationsmessungen mit wesentlich größerer Auflösung als die Diffusionsmessungen gemacht. Dies bedeutet, dass sie im Prinzip Kettenlängenverteilungen viel höherer Qualität geben sollten, wenn die Faktoren der gelösten Gase aufgelöst werden können, und wenn es wenig bis kein Asphalten im Öl gibt. In manchen Fällen werden keine Diffusionsmessungen gemacht. Deshalb ist es nützlich, ein Verfahren für ein Berechnen der Kettenlängenverteilung aus Relaxationszeiten zu haben.
Es wird auch angemerkt, dass gelöstes Kohlendioxid (CO₂) die Dichte und das freie Volumen des Öls ändert und deshalb die Diffusionskoeffizienten und Relaxationszeiten des Öls beeinflusst. Das CO₂ wird jedoch nicht direkt von Untertage-NMR-Geräten beobachtet. Falls es eine wesentliche Menge von CO₂ im Öl gibt, ergibt deshalb ein bloßes Anwenden der Gleichungen (2) bis einschließlich (5) keine genaue Kettenlängenverteilung. Um die Auswirkungen von CO₂ richtig zu berücksichtigen, ist es nützlich, eine unabhängige Messung von CO₂ zu haben.
Was in Bezug auf die zweite Ausführungsform folgt, ist ein detailliertes Beispiel für ein Ermitteln der Kettenlängenverteilung aus der Relaxationszeitverteilung, wenn es eine wesentliche Menge von Methan im Öl gibt. Andere Kohlenwasserstoffgase wie Ethan können ähnlich behandelt werden. Für gelöstes Methan sind Spindrehung und zwischenmolekulare Relaxation der dominante Beitrag zu seiner Relaxation. Dies steht im Gegensatz zu den meisten anderen Alkanen, bei denen die zwischenmolekulare Relaxation der dominante Relaxationsmodus ist. Ein Modell für diese Effekte kann 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) gefunden werden, aber andere Modelle können stattdessen verwendet werden. In der obengenannten Referenz Lo, S. et al. ist die zwischenmolekulare Relaxationsrate T₁ von Methan gegeben durch
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 Teilchenanzahldichte ist, k die Boltzmann-Konstante ist, T die Temperatur ist und η die Viskosität des Öls ist. Die Viskosität des Öls kann durch ein Viskometer ermittelt werden oder aus der NMR-Diffusions- oder Relaxationsverteilung berechnet werden. Das Produkt Nρ_n ist die Anzahl der Spins pro Volumeneinheit, die gleich dem Wasserstoffindex HI ist. Dieser kann direkt von NMR-Geräten gemessen werden.
Die Relaxationsrate aufgrund der Spindrehung ist
wobei in der obengenannten 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 ist dann durch
gegeben. Dies hängt von der Dichte, dem Wasserstoffindex, der Viskosität und der Temperatur ab. Der Wasserstoffindex kann mit NMR-Geräten gemessen werden. Die Dichte kann mit einem Densimeter gemessen werden oder kann aus Druckmessungen berechnet werden, und die Viskosität kann mit einem Viskometer gemessen werden oder aus NMR-Diffussions- oder Relaxationsmessungen berechnet werden. Die Temperatur unter Tage wird auch durch Bohrlochmessgeräte gemessen.
Nach Gleichung (5) weisen die anderen Komponenten des Öls (keine anderen gelösten Gase und kein Asphalten angenommen) eine T₁ und T₂ auf, die durch T_1,2i = BN ^–γN –κ / i (16) gegeben sind. Die Zusammensetzung kann durch Finden von N gefunden werden. Eine Möglichkeit ist es, den Wert von N aus Diffusionsmessungen zu verwenden. In manchen Wireline-Geräten wird die Diffusion nicht mit ausreichender Auflösung gemessen, um eine vollständige Kettenlängenverteilung zu erhalten, aber sie kann dennoch verwendet werden, um die durchschnittliche Kettenlänge zu erhalten. Es ist auch möglich, direkt nach der durchschnittlichen Kettenlänge aus den Relaxationsdaten aufzulösen, indem mit dem I/κ-ten Moment von T₁ oder T₂ begonnen wird, das in Form der Relaxationsverteilung folgendermaßen ausgedrückt werden kann:
In Form der Kettenlängenverteilung ist dies äquivalent zu 〈T^1/κ〉 = Σp_iT 1/κ / 1,2(N_i), (18) wobei p_i der Protonenanteil ist, der durch
gegeben ist.
In diesem Beispiel wird angenommen, dass für die Komponenten im Öl mit i > 1 die Relaxationszeit T_1,2(N_i) durch Gleichung (16) gegeben ist, während sie für i = 1 gleich T_1,2meth ist. Ein Substituieren davon in Gleichung (18) für das 1/κ-te Moment der Relaxationszeit und ein Umarrangieren der Terme ergibt
Dann kann Gleichung (19) für p_i verwendet werden, um dies in Form des Molenbruchs x_i auszudrücken, wodurch Folgendes erhalten wird:
Die rechte Seite dieser Gleichung beinhaltet die Summe Σ_i≥1(N_i + 1)x_i/N_i = 1 + Σ_i≥1x_i/N_i. Die letztere Summe ist deutlich kleiner als eins, es sei denn, es gibt eine große Menge von gelöstem Gas im Öl. In dem Fall, in dem das einzige gelöste Gas Methan ist, kann sie durch ihren ersten Term, x₁, approximiert werden, was Folgendes ergibt:
Falls das Gewichtsprozent von Methan w_c1 bekannt ist, das durch die optischen Geräte gemessen werden kann, kann x₁ in Form von w_c1 unter Verwendung der Gleichung
ausgedrückt werden. Dies kann in Gleichung (22) substituiert werden, um x₁ zu entfernen. In der sich ergebenden Gleichung ist die Unbekannte N , nach der numerisch aufgelöst werden kann. Sobald eine Lösung für N erhalten wird, gibt Gleichung (16) dann die Beziehung zwischen N_i und T_1,2i für i > 1. Die Gleichungen (7), (8) und (9) können dann verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung zu finden, mit einer Modifikation. Der Gewichtsprozentanteil von Methan ist durch w_c1 gegeben. Das NMR-Methansignal tritt jedoch bei T_1,2meth auf, und bevor f(log T_1,2i) in Gleichung (7) substituiert wird, sollte dieses zusätzliche Signal wegsubtrahiert werden. Deshalb wird Gl. (7) durch f_N(logN_i) = κ⌊f_T(logT_1,2i) – M₀p₁g(log(T_1,2meth) – log(T_1,2i))⌋ (24) ersetzt, wobei die Funktion g eine ungefähre Delta-Funktion ist, die bei T_1,2meth = T_1,2i ihren Höhepunkt erreicht und eine Fläche von Eins aufweist. Die Magnetisierung M₀ kann von der anfänglichen Magnetisierung in einem T₂-Abfall gefunden werden. Sie ist auch die Fläche unter der T₂-Verteilung. Alternativ ist sie das nullte Moment des T₂-Abfalls und kann unter Verwendung der Mellin-Transformation berechnet werden. Gleichermaßen kann 〈T 1/κ / 2〉 aus der T₂-Verteilung oder direkt aus dem Magnetisierungsabfall berechnet werden. Siehe Venkataramanan L. et al., „Mellin transform of CPMG data”, J. Magn. Reson., 206: 20–31 (2010), worauf hierin in vollem Umfang Bezug genommen wird.
In anderen Ausführungsformen können die Rohdaten aus der NMR mit Daten von einem oder mehreren von Optik-, Dichte-, Viskositäts- und Druck-Untertagemessgeräten kombiniert werden, um den Invertierungsprozess für die physikalischen Eigenschaften aus den NMR-Daten zu verbessern. Ein Beispiel davon ist eine Verwendung von Ergebnissen von Geräten wie Optik oder dem Viskometer, um die Invertierungen für T₁, T₂ oder die Diffusion einzuschränken, um Verteilungen zu erhalten, die mit diesen anderen Daten konsistent sind. Insbesondere werden NMR-Verteilungen unter Verwendung einer inversen Laplace-Transformation des Magnetisierungsabfalls erhalten. Diese inverse Laplace-Transformation ist jedoch schlecht konditioniert, was bedeutet, dass es viele Lösungen gibt, die mit den Daten übereinstimmen, wenn das Signal Rauschen aufweist. In vielen Fällen wird eine Bedingung, wie Glattheit der Verteilung, auferlegt, um die Lösung auf physikalischere einzuengen.
Sobald eine Eigenschaft des Öls bekannt ist, wie seine Viskosität η oder der Gewichtsprozentanteil von Methan w_c1, kann diese Eigenschaft als Funktion der f_j und der Diffusionskoeffizienten D_j oder der Relaxationszeiten T_1,2j ausgedrückt werden. Dann können diese bekannten Werte als Bedingungen für eine Minimisierung wie vorher beschrieben verwendet werden (z. B. wird die Größe ∥d – Kf∥² unter Verwendung von Verfahren wie eine Angleichungsmethode der nicht negativen kleinsten Quadrate mit Tikhonov-Regularisierung oder durch Verfahren maximaler Entropie minimiert). Um dies zu illustrieren, betrachte man das Beispiel, in dem die Viskosität η_meas durch ein anderes Verfahren gemessen worden ist. Dann ist es möglich, nach einer Diffusionsverteilung für die NMR-Daten aufzulösen, die auch eine Viskosität gleich η_meas aufweist. Dies kann durch Erhalten eines Diffusionskoeffizienten aus den NMR-Daten, Berechnen der Viskosität η({f_j, D_j}) für diese Verteilung und Vergleichen dieser berechneten Viskosität mit der gemessenen Viskosität erfolgen. Wenn die berechnete Viskosität von der gemessenen sehr verschieden ist, wird die NMR-Invertierung erneut gemacht, um iterativ eine andere Verteilung zu erhalten, bis die berechnete Viskosität mit den gemessenen Daten konsistent ist. Mathematisch kann dies durch eine gemeinsame Invertierung erfolgen, indem ∥k – Kf∥² minimiert wird, während die Bedingung erfüllt wird, dass ∥η_meas – η({f_i, D_i})∥ kleiner als die experimentelle Toleranz ist. Die meisten Optimierungspakete können diese Bedingung zusammen mit der üblichen Positivitätsbedingung, dass f_j ≥ 0 ist, erfüllen.
Es ist auch möglich, die Viskosität η({f_j, D_j}), die aus der Diffusionsverteilung nach Gleichung (1) gefunden wurde, so einzuschränken, dass sie gleich der gemessenen Größe ist, indem der Ausdruck ∥d – Kf∥² + λ∥η_meas – η({f_j, D_j})∥² (25) minimiert wird, wobei λ ein Parameter ist, der widerspiegelt, wie stark die Einschränkung ist. Das Einschränken der berechneten Viskosität, gleich der gemessenen Viskosität zu sein, kann dabei helfen, den Invertierungsprozess für die Diffusionsverteilung zu verbessern. Sobald diese Verteilung gefunden wurde, kann sie verwendet werden, um nach der Kettenlängenverteilung aufzulösen, wie oben besprochen. Es sollte klar sein, dass dieses Verfahren auch für Relaxationsverteilungen und andere physikalische Eigenschaften gilt, die in Form der Diffusionsverteilungen oder Relaxationsverteilungen ausgedrückt werden können.
In anderen Ausführungsformen werden die Rohdaten von einem Untertage-NMR-Gerät mit Daten von anderen Untertagegeräten kombiniert, um direkt für Informationen über die Zusammensetzung zu invertieren. Zum Beispiel können im Fall von Diffusion Variablen als {N_j, f(N_j)} anstatt von {D_j, f_j} gewählt werden. Die N_j können in linearem Abstand angeordnet sein, zum Beispiel N_j = j für j = 1, 2, 3, ... oder ein anderer Abstand kann gewählt werden. Dann kann der Kern in Form dieser neuen Variablen als K_ij({N_j}) = exp(–b_iD(N_j)) (26) definiert werden, wobei D(N_j) durch Gleichung (10) gegeben ist, mit der für Methan und Ethan angemessenen Modifikation. Diese Gleichung hängt von der durchschnittlichen Kettenlänge ab, die wiederum von der gesamten Verteilung abhängt. Eine nichtlineare Minimierung kann durchgeführt werden, wobei sich der Kern mit der Anpassung ändert, oder N kann direkt aus den Rohdaten ermittelt werden, unter Verwendung von Verfahren in Venkataramanan L. et al., „Mellin transform of CPMG data”, J. Magn. Reson., 206: 20–31 (2010), vorher eingebunden. Im letzteren Fall ist der Kern für eine bestimmte Messung fixiert, und die Minimierung kann linear sein, abgesehen von der üblichen Bedingung der Nichtnegativität. Insbesondere betrachte man das Beispiel, in dem der Gewichtsprozentanteil von Methan w_c1 aus optischen Messungen bekannt ist. Die Protonenzahl für Methan, f(N₁), kann in Form von w_c1 folgendermaßen ausgedrückt werden:
wobei, wie im Beispiel oben, M₀ und N aus den Momenten des Magnetisierungsabfalls stammen und direkt aus den Rohdaten berechnet werden können. In dieser Gleichung wird wieder angenommen, dass ein Molekül mit Kohlenstoffzahl N_i 2N_i + 2 Protonen aufweist. Abhängig vom Öl können stattdessen andere Annahmen gemacht werden. Um diese Gleichung zu erhalten, wurde von der Beziehung zwischen der Protonenzahl f(N_i) und dem Molenbruch x_i Gebrauch gemacht, die durch
gegeben ist, und der Beziehung zwischen dem Gewichtsprozentanteil und der Protonenzahl
Deshalb kann Gleichung (27) verwendet werden, um den Wert von f(N_i) auf den durch w_c1, N, und M₀ ermittelten Wert zu fixieren. Dann kann der Ausdruck ∥d – K({N_j})f∥² minimiert werden, um nach f(N_i) mit i ≥ 2 aufzulösen, während f(N_i) festgehalten wird. Diese Minimierung kann unter Verwendung von Standardmethoden der nicht negativen kleinsten Quadrate und von Regularisierungsschemata wie Tikhonov-Regularisierung erfolgen. Alternativ können Verfahren maximaler Entropie verwendet werden.
Optische Daten können auch mit NMR-Relaxationsmessungen kombiniert werden, um die Fluidzusammensetzung zu ermitteln. Zum Beispiel kann ein log-lineares Skalierungsgesetz verwendet werden, um Komponenten-Relaxationszeit T₂ mit der Komponentenkettenlänge in Beziehung zu bringen. Das Skalierungsgesetz kann verwendet werden, um Gewichtsanteile der Fluidmischungskomponenten aus den NMR-Relaxationsmessungen zu erhalten. Darüber hinaus können optische Daten mit den NMR-Messungen und dem Skalierungsgesetz verwendet werden, um weiter verfeinerte Schätzungen für diese Komponenten-Gewichtsanteile zu erhalten. Die US-Patentanmeldung, Seriennr. 14/109354, angemeldet am 17. Dezember 2013 (Anwaltsaktenzeichen IS12.3254-US-NP) und oben referenziert, beschreibt dieses Verfahren in weiterem Detail und wird hierdurch unter Bezugnahme in ihrer Gesamtheit einbezogen.
Nach einem Aspekt sind diese Verfahren nicht auf eine einzige Komponente in der Verteilung beschränkt, sondern können stattdessen für eine beliebige Kombination von Komponenten gelten. Darüber hinaus, wenn eine Komponente wie w_c1 mit einem bestimmten Grad an Unsicherheit bekannt ist und die NMR alleine auch f(N₁) mit einem bestimmten Unsicherheitsgrad geben kann, kann stattdessen eine Bedingung wie im vorigen Beispiel eingeführt werden. Dies kann durch Implementieren einer gemeinsamen Invertierung erfolgen, die den Ausdruck ∥d – K({N_j})f∥² (30) minimiert, während sie die Bedingung erfüllt, dass ∥w₁ – w_c1∥ < experimenteile Toleranz, (31) wobei w_c1 die gemessene Größe ist und w₁ aus f(N₁) nach Gleichung (27) berechnet wird. Alternativ kann eine Regularisierungstechnik verwendet werden, wie ein Minimieren des Ausdrucks ∥d – K({N_j})f∥² + λ∥w₁ – w_c1∥² (32) über die f({N_j}). Die f(N_j) sind auch eingeschränkt, positiv zu sein. Im Ausdruck oben hängt λ von der Unsicherheit der zwei Messungen ab, und w₁ kann aus f(N₁) unter Verwendung von Gleichung (27) erhalten werden. Auf diese Weise kann durch Kombinieren von Informationen von anderen Geräten die Invertierung für die Kettenlänge von der NMR verbessert werden.
Ähnliche Verfahren können auch verwendet werden, wenn Pseudokomponenten von der Optik ermittelt werden. Wenn zum Beispiel der Gewichtsprozentanteil w_c3-c5 der Pseudokomponente C_3-5 gemessen wird, ist dies die Summe der individuellen Gewichtsprozente w₃, w₄ und w₅ von C₃, C₄ und C₅. In diesem Fall können w₃, w₄ und w₅ direkt aus den f(N_i) mithilfe der Gleichungen (28) und (29) ermittelt werden. Dann kann der Ausdruck ∥d – K({N_j})f∥² mit der Bedingung minimiert werden, dass w₃ + w₄ + w₅ = w_c3-c5. Die oben beschriebenen Verfahren können auch verwendet werden, um die Kettenlängenverteilung aus Relaxationszeitverteilungen zu erhalten, wenn der Gewichtsprozentanteil von Methan und die Dichte des Öls bekannt sind.
In einer anderen Ausführungsform können die NMR-Daten verwendet werden, um Ermittlungen der Fluidzusammensetzung zu verbessern, die aus den Optikdaten durchgeführt wurden. Wenn es insbesondere eine kleine Menge Wasser (unter ca. 5%) gibt und die Wasser- und Kohlenwasserstoff-Volumina aus den NMR-Daten ermittelt werden können, dann können diese Werte verwendet werden, um die Schätzung der Fluidzusammensetzung aus den Optikdaten einzuschränken. In einem Verfahren können verschiedene Modelle für zweiphasigen Fluss auf die Optikdaten angewandt werden, und diejenigen, die genaue Wasser- und Kohlenwasserstoffanteile geben, können dann beim Ermitteln der Kohlenwasserstoffzusammensetzung aus den Optikdaten verwendet werden. Der Volumenanteil von Wasser kann auch verwendet werden, um die Optikdaten einzuschränken, um die Menge von Kohlendioxid in der Probe zu ermitteln. Diese Informationen können dann verwendet werden, um die Ermittlung der Zusammensetzung des Öls oder Gases in der Probe aus den NMR-Daten zu verbessern.
Nach einem Aspekt können die vorher beschriebenen Verfahren verwendet werden, um die Zusammensetzung eines kohlenwasserstoffhaltigen Fluids nicht nur untertage, sondern in einem Labor oder über Tage an einer Bohrstelle zu analysieren. Beispielsweise wird ein kohlenwasserstoffhaltiges Fluid einem NMR-Relaxations- oder Diffusions-Experiment unterzogen, um NMR-Relaxations- oder Diffusionsdaten zu erhalten, sowie einem Nicht-NMR-Experiment wie einem optischen Experiment unterzogen, um Nicht-NMR-Daten wie optische Daten zu erhalten. Die aus dem Nicht-NMR-Experiment erhaltenen Daten werden dann verwendet, um die Analyse der NMR-Daten beim Ermitteln von Hinweisen auf die Zusammensetzung zu modifizieren. Beispielsweise können optische Daten verwendet werden, um eine Invertierung der NMR-Daten einzuschränken.
Nach einem weiteren Aspekt können die vorher beschriebenen Verfahren in Verbindung mit einphasigen Proben (z. B. einer Flüssigkeit) und mehrphasigen Proben (z. B. einer Flüssigkeit und einem Gas) verwendet werden, die Emulsionen enthalten. Die vorher beschriebenen Verfahren können auch in Verbindung mit Proben verwendet werden, die Wasser beinhalten.
Nach einem anderen Aspekt, wie in 3 gezeigt, wird eine Vorrichtung 100 für ein Implementieren der vorher beschriebenen Verfahren bereitgestellt. Die Vorrichtung 100 enthält eine Kette von Geräten, die ein NMR-Bohrlochgerät 110 und ein Nicht-NMR-Bohrlochgerät 120 enthalten, die in einem Bohrloch 124 einer Formation 128 angeordnet gezeigt sind, und eine Verarbeitungseinheit 130, die an die Geräte 110 und 120 gekoppelt ist. Das NMR-Bohrlochgerät 110 kann ein beliebiges handelsübliches NMR-Gerät oder ein beliebiges vorgeschlagenes Gerät sein, das fähig ist, NMR-Messungen unter Tage durchzuführen. In einer Ausführungsform ist das NMR-Bohrlochgerät 110 fähig, NMR-Relaxations- und/oder Diffusionsmessungen an einer kohlenwasserstoffhaltigen Fluidprobe durchzuführen. Das Nicht-NMR-Gerät 120 kann ein beliebiges handelsübliches Nicht-NMR-Gerät oder ein beliebiges vorgeschlagenes Gerät sein, das fähig ist, Nicht-NMR-Messungen unter Tage durchzuführen, die zum Modifizieren einer NMR-Datenanalyse nützlich sind, indem es z. B. nützlich ist, um eine Invertierung der NMR-Daten einzuschränken. In einer Ausführungsform ist das Nicht-NMR-Gerät 120 ein Formationsprüfinstrument wie das CFA^TM-Gerät, das fähig ist, die kohlenwasserstoffhaltige Fluidprobe optisch zu scannen, die sich in einer Flussleitung des Geräts befindet. Die Verarbeitungseinheit 130, obwohl an der Oberfläche der Formation 128 gezeigt, kann Teil eines der Geräte 110 und 120 oder von beiden sein oder kann eine separate Verarbeitungseinheit sein, die sich unter Tage oder über Tage befinden kann. Die Verarbeitungseinheit kann ein programmierter Computer, ein dedizierter Prozessor, ein Mikroprozessor, ein System von Mikroprozessoren, ein digitaler Signalprozessor (DSP), eine anwendungsspezifische integrierte Schaltung (ASIC) oder eine andere Verschaltung sein, die fähig ist, die vom Gerät 110 erhaltenen Daten angesichts der vom Gerät 120 erhaltenen Daten zu analysieren.
Obwohl nur wenige Ausführungsbeispiele im Detail beschrieben wurden, werden Fachleute auf dem Gebiet ohne Weiteres erkennen, dass viele Modifikationen an den Ausführungsbeispielen möglich sind, ohne von der vorliegenden Offenbarung wesentlich abzuweichen. Dementsprechend sollen alle derartigen Modifikationen im Umfang dieser Offenbarung eingeschlossen sein, wie in den folgenden Ansprüchen definiert. In den Ansprüchen sollen Mittel-plus-Funktion-Klauseln die hierin beschriebenen Strukturen als die genannte Funktion durchführend und nicht nur strukturelle Äquivalente, sondern auch äquivalente Strukturen abdecken. Deshalb, obwohl ein Nagel und eine Schraube dahingehend möglicherweise keine strukturellen Äquivalente sind, dass ein Nagel eine zylindrische Oberfläche einsetzt, um Holzteile aneinander zu befestigen, wohingegen eine Schraube eine spiralförmige Oberfläche verwendet, können in der Umgebung der Befestigung von Holzteilen ein Nagel und eine Schraube äquivalente Strukturen sein. Es ist die ausdrückliche Absicht des Anmelders, in Bezug auf Beschränkungen aller Ansprüche hierin 35 U.S.C. § 112, Absatz 6 nicht geltend zu machen, mit Ausnahme derjenigen, bei denen der Anspruch ausdrücklich die Worte „Mittel für” zusammen mit einer zugehörigen Funktion verwendet.

Claims

Verfahren zum Analysieren einer Zusammensetzung eines kohlenwasserstoffhaltigen Fluids, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: (a) Verwenden eines Kernspinresonanz(NMR)-Geräts, um mindestens eine Messung aus einer NMR-Relaxationsmessung und einer Diffusionsmessung am kohlenwasserstoffhaltigen Fluid durchzuführen, um NMR-Daten zu erhalten; (b) Verwenden eines Nicht-NMR-Geräts, um zusätzliche Messungen am Fluid durchzuführen, um Nicht-NMR-Daten zu erhalten; und (c) Ermitteln eines Hinweises auf die Zusammensetzung des Fluids durch Verwenden der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten in einem Invertierungsprozess.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Invertierungsprozess ein Invertieren der NMR-Daten und ein Verwenden der Nicht-NMR-Daten umfasst, um die Invertierung der NMR-Daten einzuschränken.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei die Invertierung eingeschränkt wird, indem gefordert wird, dass die Invertierung in NMR-Verteilungen resultiert, die mit den Nicht-NMR-Daten konsistent sind.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Invertierungsprozess ein Kombinieren der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten und ein Invertieren der kombinierten NMR-Daten und Nicht-NMR-Daten umfasst, um den Hinweis auf die Zusammensetzung des kohlenwasserstoffhaltigen Fluids zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Nicht-NMR-Gerät ein optisches Gerät ist, die zusätzlichen Messungen optische Messungen sind, und die Nicht-NMR-Daten optische Daten sind.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei der Invertierungsprozess ein Invertieren der optischen Daten und ein Verwenden der NMR-Daten umfasst, um die Invertierung der optischen Daten einzuschränken.
Verfahren zum Analysieren einer Zusammensetzung eines kohlenwasserstoffhaltigen Formationsfluids, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: (a) Anordnen eines Kernspinresonanz(NMR)-Geräts und mindestens eines zusätzlichen Nicht-NMR-Geräts unter Tage in einer Formation; (b) Extrahieren des kohlenwasserstoffhaltigen Formationsfluids aus der Formation; (c) Verwenden des NMR-Geräts, um NMR-Messungen unter Tage durchzuführen und um NMR-Daten über das extrahierte Formationsfluid zu erhalten, und Verwenden des mindestens einen zusätzlichen Nicht-NMR-Geräts, um zusätzliche Messungen unter Tage durchzuführen und um Nicht-NMR-Daten über das extrahierte Formationsfluid zu erhalten; und (d) Ermitteln eines Hinweises auf die Zusammensetzung des extrahierten Formationsfluids durch Verwenden der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten in einem Invertierungsprozess.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei der Invertierungsprozess ein Invertieren der NMR-Daten und ein Verwenden der Nicht-NMR-Daten umfasst, um die Invertierung der NMR-Daten einzuschränken.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei die Invertierung eingeschränkt wird, indem gefordert wird, dass die Invertierung in NMR-Verteilungen resultiert, die mit den Nicht-NMR-Daten konsistent sind.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei der Invertierungsprozess ein Kombinieren der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten und ein Invertieren der kombinierten NMR-Daten und Nicht-NMR-Daten umfasst, um den Hinweis auf die Zusammensetzung des extrahierten Formationsfluids zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei der Hinweis auf die Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei die NMR-Messungen mindestens eine der folgenden Messungen umfasst: Relaxationsmessungen und Diffusionsmessungen.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei die NMR-Daten mindestens eines der Folgenden umfassen: NMR-Magnetisierungsabfälle, Verteilungen von NMR-Relaxationszeiten und Verteilungen von NMR-Diffusionskoeffizienten.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei das Nicht-NMR-Gerät ein optisches Gerät ist, die zusätzlichen Messungen optische Messungen sind, und die Nicht-NMR-Daten optische Daten sind.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei die optischen Daten mindestens eines von Folgendem umfassen: optische Spektren und optische Dichten.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei der Invertierungsprozess ein Invertieren der optischen Daten und ein Verwenden der NMR-Daten umfasst, um die Invertierung der optischen Daten einzuschränken.
Verfahren nach Anspruch 16, wobei die NMR-Daten Wasser- und Kohlenwasserstoff-Volumina des extrahierten Formationsfluids umfassen.
Vorrichtung für ein Analysieren einer Zusammensetzung eines kohlenwasserstoffhaltigen Formationsfluids, wobei die Vorrichtung Folgendes umfasst: ein zu einer Verwendung unter Tage adaptiertes Kernspinresonanz(NMR)-Bohrlochgerät, um NMR-Messungen unter Tage durchzuführen und um NMR-Daten über das kohlenwasserstoffhaltige Formationsfluid zu erhalten; ein zu einer Verwendung unter Tage adaptiertes Nicht-NMR-Bohrlochgerät, um Nicht-NMR-Messungen unter Tage durchzuführen und um Nicht-NMR-Daten über das Formationsfluid zu erhalten; eine an das NMR-Bohrlochgerät und das Nicht-NMR-Bohrlochgerät gekoppelte Verarbeitungseinheit, wobei die Verarbeitungseinheit konfiguriert ist, einen Hinweis auf die Zusammensetzung des Formationsfluids unter Verwendung der NMR-Daten und der Nicht-NMR-Daten in einem Invertierungsprozess zu ermitteln.
Vorrichtung nach Anspruch 18, wobei das Nicht-NMR-Bohrlochgerät ein optisches Gerät ist und die Nicht-NMR-Daten optische Daten sind.
Vorrichtung nach Anspruch 18, wobei der Hinweis auf die Zusammensetzung eine Kettenlängenverteilung umfasst.