DE112018002703T5

DE112018002703T5 - Schnelle Messung und Interpretation von mehrdimensionalen Messungen im Bohrloch

Info

Publication number: DE112018002703T5
Application number: DE112018002703.1T
Authority: DE
Inventors: Yi-Qiao Song; Ravinath Kausik Kadayam Viswanathan; Martin Hurlimann; Vivek Anand; Albina Mutina
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2017-05-24
Filing date: 2018-05-23
Publication date: 2021-10-07
Also published as: CN110785682B; US11650347B2; CN110785682A; US20200174153A1; WO2018217847A1

Abstract

Die Bohrlocheigenschaften einer geologischen Formation können durch NMR-Messungen (Kernspinresonanz) bestimmt werden, die mit einem beweglichen Werkzeug durchgeführt werden. Zu diesem Zweck kann eine Interpretation der durch die beweglichen Daten erhaltenen NMR-Daten ein bewegliches Modell, eine Charakterisierung oder Kalibrierung des NMR-Werkzeugs im Bohrloch berücksichtigen. Zusätzlich oder alternativ kann eine teilweise Interpretationsmaske die Interpretation bestimmter Datenbereiche (z. B. T1-T2-Datenpunkte oder Diffusions-T2-Datenpunkte) ausschließen, von denen erwartet wird, dass sie weniger wahrscheinlich sind, Bohrlochmaterialien von Interesse zu beschreiben.

Description

Querverweis auf verwandte Patentanmeldungen
Diese Anmeldung beansprucht die Priorität gegenüber der am 24. Mai 2017 eingereichten vorläufigen US-Patentanmeldung Nr. 62/510,746 , deren Gesamtheit durch Bezugnahme hierin aufgenommen wird.
STAND DER TECHNIK
Diese Offenbarung bezieht sich auf die schnelle Erhaltung und Interpretation von mehrdimensionalen NMR-Messungen (Kernspinresonanz) im Bohrloch in einer geologischen Formation.
Dieser Abschnitt soll den Leser mit verschiedenen Aspekten der Technik vertraut machen, die sich auf verschiedene Aspekte der vorliegenden Techniken beziehen können, die im Folgenden beschrieben und/oder beansprucht werden. Diese Diskussion wird als hilfreich angesehen, um dem Leser Hintergrundinformationen zur Verfügung zu stellen, die ein besseres Verständnis der verschiedenen Aspekte der vorliegenden Offenbarung ermöglichen. Dementsprechend ist zu verstehen, dass diese Aussagen in diesem Sinne und nicht als Eingeständnis irgendeiner Art zu verstehen sind.
Die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einem in eine geologische Formation gebohrten Bohrloch ist ein bemerkenswert komplexes Unterfangen. In vielen Fällen können Entscheidungen, die an der Exploration und Produktion von Kohlenwasserstoffen beteiligt sind, durch Messungen mit Bohrlochmesswerkzeugen beeinflusst werden, die tief in das Bohrloch geleitet werden. Die Messungen können verwendet werden, um Eigenschaften und Charakteristika der geologischen Formation um das Bohrloch herum abzuleiten.
Eine Art von Bohrlochmesswerkzeug verwendet die Kernspinresonanz (NMR), um die Reaktion von Kernspins in Formationsflüssigkeiten auf angelegte Magnetfelder zu messen. Viele NMR-Werkzeuge haben einen Permanentmagneten, der ein statisches Magnetfeld an einem gewünschten Prüfort (z. B. wo sich das Fluid befindet) erzeugt. Das statische Magnetfeld erzeugt eine Gleichgewichtsmagnetisierung in der Flüssigkeit, die mit einem Magnetisierungsvektor entlang der Richtung des statischen Magnetfeldes ausgerichtet ist. Eine Senderantenne erzeugt ein zeitabhängiges hochfrequentes Magnetfeld, das senkrecht zur Richtung des statischen Feldes steht. Das hochfrequente Magnetfeld erzeugt ein Drehmoment auf dem Magnetisierungsvektor, das ihn um die Achse des angelegten hochfrequenten Magnetfeldes drehen lässt. Die Drehung führt dazu, dass der Magnetisierungsvektor eine Komponente senkrecht zur Richtung des statischen Magnetfeldes entwickelt. Dadurch richtet sich der Magnetisierungsvektor mit der Komponente senkrecht zur Richtung des statischen Magnetfeldes aus und verarbeitet sich um das statische Feld herum.
Die Zeit, in der sich der Magnetisierungsvektor wieder an das statische Magnetfeld anpasst, wird als Erholungszeit der Längsmagnetisierung oder „T1-Relaxationszeit“ bezeichnet. Die Spins benachbarter Atome werden durch die Präzession des Magnetisierungsvektors im Tandem miteinander synchronisiert. Die Zeit für die Präzession der Spins benachbarter Atome zum Abbruch der Synchronisation wird als transversale Magnetisierungsabklingzeit oder „T2-Relaxationszeit“ bezeichnet. Somit können die mit Bohrloch-NMR-Werkzeugen erhaltenen Messungen Verteilungen der ersten Relaxationszeit T1, der zweiten Relaxationszeit T2 oder der molekularen Diffusion (D) oder eine Kombination davon beinhalten. So kann beispielsweise ein NMR-Werkzeug im Bohrloch nur die T2-Verteilung messen, oder das Werkzeug kann eine gemeinsame T1-T2-Verteilung oder T1-T2-D-Verteilung messen.
Jede Bewegung des Bohrlochwerkzeugs im Bohrloch kann die Genauigkeit der Messungen beeinträchtigen. Um die Genauigkeit der Messungen zu verbessern, kann das Bohrloch-NMR-Werkzeug zu festen Stationen bewegt werden oder relativ langsam durch das Bohrloch bewegt werden. Je langsamer sich das NMR-Werkzeug im Bohrloch durch das Bohrloch bewegt, desto länger dauert es, bis die Messung abgeschlossen ist. Daher kann es zu einem unerwünschten Kompromiss bei der Entscheidung kommen, ob eine NMR-Messung im Bohrloch durchgeführt werden soll, die schneller, aber weniger genau oder genauer, aber langsamer ist. Tatsächlich können viele Implementierungen dieser Messung sehr langsam sein und die resultierende Aufzeichnungsgeschwindigkeit kann sehr niedrig sein, wie z. B. langsamer als 300 Fuß/h.
KURZDARSTELLUNG
Eine Kurzdarstellung bestimmter hierin offenbarter Ausführungsformen ist nachfolgend aufgeführt. Diese Aspekte werden lediglich dargestellt, um dem Leser eine Zusammenfassung dieser bestimmten Ausführungsformen zu geben, und dass diese Aspekte nicht dazu dienen sollen, den Umfang dieser Offenbarung einzuschränken. Tatsächlich kann diese Offenbarung eine Vielzahl von Aspekten umfassen, die im Folgenden nicht näher erläutert werden.
Um Bohrloch-NMR-Messungen schneller durchführen zu können, beschreibt die vorliegende Offenbarung NMR-Systeme und -Verfahren, die eine Interpretation der NMR-Messung ermöglichen können, die mit einem beweglichen und nicht mit einem stationären Bohrloch-NMR-Werkzeug durchgeführt wird. Zu diesem Zweck kann eine Interpretation der durch die beweglichen Daten erhaltenen NMR-Daten ein bewegliches Modell, eine Charakterisierung oder Kalibrierung des NMR-Werkzeugs im Bohrloch berücksichtigen. Zusätzlich oder alternativ kann eine teilweise Interpretationsmaske die Interpretation bestimmter Datenbereiche (z. B. T1-T2-Datenpunkte oder Diffusions-T2-Datenpunkte) ausschließen, von denen erwartet wird, dass sie weniger wahrscheinlich sind, Bohrlochmaterialien von Interesse zu beschreiben.
In Bezug auf verschiedene Aspekte der vorliegenden Offenbarung können verschiedene Verfeinerungen der oben genannten Merkmale vorgenommen werden. In diesen verschiedenen Aspekten können auch weitere Funktionen integriert werden. Diese Verfeinerungen und Zusatzfunktionen können einzeln oder in beliebiger Kombination vorliegen. So können beispielsweise verschiedene, im Folgenden in Bezug auf eine oder mehrere der veranschaulichten Ausführungsformen diskutierte Merkmale in einen der oben beschriebenen Aspekte der vorliegenden Offenbarung allein oder in einer beliebigen Kombination einbezogen werden. Die oben dargestellte kurze Zusammenfassung soll den Leser mit bestimmten Aspekten und Zusammenhängen von Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung ohne Einschränkung auf den beanspruchten Gegenstand vertraut machen.
Figurenliste
Verschiedene Aspekte dieser Offenbarung können besser verstanden werden, wenn man die folgende detaillierte Beschreibung liest und sich auf die Zeichnungen bezieht, in denen Folgendes gilt:

1 ist ein schematisches Diagramm eines Bohrlochmesssystems, das gemäß einer Ausführungsform schnell Messungen der Kernspinresonanz (NMR) erhalten und/oder interpretieren kann;
2 ist ein Flussdiagramm eines Verfahrens zur Verwendung des Systems von 1 gemäß einer Ausführungsform;
3 ist eine T1-T2-Karte verschiedener Porenflüssigkeiten und eine Tabelle, die entsprechende T1/T2-Verhältnisse für die verschiedenen Porenflüssigkeiten gemäß einer Ausführungsform zeigt;
4 ist eine T1-T2-Karte, die eine beispielhafte Reaktion für eine erste Schieferprobe gemäß einer Ausführungsform zeigt;
5 ist eine T1-T2-Karte, die eine beispielhafte Reaktion für eine zweite Schieferprobe gemäß einer Ausführungsform zeigt;
6 ist eine T1-T2-Karte, die eine beispielhafte Reaktion für eine dritte Schieferprobe gemäß einer Ausführungsform zeigt;
7 ist ein Zeitdiagramm, das eine Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG)-Sequenz für eine NMR-Messung gemäß einer Ausführungsform darstellt;
8 ist ein Zeitdiagramm, das ein zusammengesetztes Ergebnis mehrerer CPMG-Pulssequenzen für eine simultane T1-T2 zweidimensionale (2D) NMR-Messung gemäß einer Ausführungsform darstellt;
9 ist eine Diffusions-T2-Karte, die eine beispielhafte Reaktion in einer Gaszone gemäß einer Ausführungsform zeigt;
10 ist eine Diffusions-T2-Karte, die eine beispielhafte Reaktion in einer Wasserzone gemäß einer Ausführungsform zeigt;
11 ist ein schematisches Diagramm eines sich bewegenden NMR-Messwerkzeugs gemäß einer Ausführungsform;
12 ist ein beispielhaftes Feld eines Kerns für das sich bewegende NMR-Messwerkzeug von 11 gemäß einer Ausführungsform;
13 sind Felder, die Beispiele für Teilkerne für das bewegliche NMR-Messwerkzeug von 11 gemäß einer Ausführungsform zeigen;
14 ist ein Beispiel für eine Vollmaske für eine T1-T2-Verteilung gemäß einer Ausführungsform;
15 ist ein Beispiel für eine Teilmaske für eine T1-T2-Verteilung, die gemäß einer Ausführungsform keine Werte interpretiert, die kleiner als T1/T2 = 1 sind;
16 ist ein Beispiel für eine Teilmaske für eine T1-T2-Verteilung, die Werte unter T1/T2 = 1 nicht interpretiert, oder einen Bereich, der gemäß einer Ausführungsform selten Fluide von Interesse beschreibt;
17 ist ein Beispiel für eine Teilmaske für eine T1-T2-Verteilung, die Werte unter T1/T2 = 1 oder einen größeren Bereich, der gemäß einer Ausführungsform weniger wahrscheinlich Flüssigkeiten von Interesse beschreibt, nicht interpretiert;
18 ist ein Beispiel für eine Teilmaske für eine Diffusions-T2-Verteilung, die bestimmte Werte, die wahrscheinlich keine Flüssigkeiten von Interesse enthalten, gemäß einer Ausführungsform nicht interpretiert;
19 ist ein erstes Beispiel für eine NMR-Bohrlochmessung, die schneller mit den Systemen und Verfahren dieser Offenbarung gewonnen werden kann; und
20 ist ein zweites Beispiel für eine NMR-Bohrlochmessung, die schneller mit den Systemen und Verfahren dieser Offenbarung gewonnen werden kann.

AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
Eine oder mehrere spezifische Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung werden im Folgenden beschrieben. Diese beschriebenen Ausführungsformen sind Beispiele für die derzeit offenbarten Techniken. Darüber hinaus können in dem Bestreben, eine präzise Beschreibung dieser Ausführungsformen bereitzustellen, bestimmte Merkmale einer tatsächlichen Implementierung in der Spezifikation nicht beschrieben werden. Es ist zu beachten, dass bei der Entwicklung einer solchen tatsächlichen Implementierung, wie bei jedem Engineering- oder Designprojekt, zahlreiche umsatzspezifische Entscheidungen getroffen werden können, um die spezifischen Ziele der Entwickler zu erreichen, wie z. B. die Einhaltung systembedingter und geschäftsbedingter Beschränkungen, die von Implementierung zu Implementierung unterschiedlich sein können. Darüber hinaus ist zu beachten, dass eine solche Entwicklungsarbeit komplex und zeitaufwendig sein kann, aber dennoch eine routinemäßige Aufgabe der Konstruktion, Fertigung und Herstellung für den Durchschnittsfachmann wäre, die den Nutzen dieser Offenbarung haben.
Bei der Einführung von Elementen verschiedener Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sollen die Artikel „ein“, „eine“ und „der/die/das“ bedeuten, dass es eines oder mehrere der Elemente gibt. Die Begriffe „umfassend“, „enthaltend“ und „mit“ sollen einschließend sein und bedeuten, dass es zusätzliche Elemente, die anders sind als die aufgelisteten Elemente, vorhanden sein können. Darüber hinaus sind Verweise auf „eine bestimmte Ausführungsform“ oder „eine Ausführungsform“ der vorliegenden Offenbarung nicht so zu verstehen, dass sie das Vorhandensein zusätzlicher Ausführungsformen ausschließen, die auch die rezitierten Merkmale beinhalten.
Diese Offenbarung beschreibt Systeme und Verfahren, die verwendet werden können, um Messungen, die mit einem Bohrloch-Kernspinresonanzwerkzeug (NMR) durchgeführt wurden, schneller zu erfassen und zu interpretieren. Insbesondere können mehrdimensionale NMR-Messungen, wie beispielsweise zweidimensionale NMR-Messungen, (und/oder in einigen Fällen eine oder mehrere Bohrlochmessungen, bezogen auf den gesamten organischen Kohlenstoff) verwendet werden, um eine Vielzahl von Formationseigenschaften zu schätzen, wie beispielsweise die Flüssigkeitsmengen von Bitumen, Leichtkohlenwasserstoff, Kerogen und Wasser im Bohrloch und/oder den Reservoirproduktionsindex (RPI). Um Bohrloch-NMR-Messungen schneller durchführen zu können, beschreibt diese Offenbarung NMR-Systeme und -Verfahren, die die Interpretation von NMR-Messungen ermöglichen können, die mit einem beweglichen und nicht mit einem stationären Bohrloch-NMR-Werkzeug durchgeführt werden. Zu diesem Zweck kann eine Interpretation der durch die beweglichen Daten erhaltenen NMR-Daten ein bewegliches Modell, eine Charakterisierung oder Kalibrierung des NMR-Werkzeugs im Bohrloch berücksichtigen. Zusätzlich oder alternativ kann eine teilweise Interpretationsmaske die Interpretation bestimmter Datenbereiche (z. B. T1-T2-Datenpunkte oder Diffusions-T2-Datenpunkte) ausschließen, von denen erwartet wird, dass sie weniger wahrscheinlich sind, Bohrlochmaterialien von Interesse zu beschreiben.
In diesem Sinne veranschaulicht 1 ein Bohrlochmesssystem 10, das die Systeme und Verfahren dieser Offenbarung anwenden kann. Das Bohrlochmesssystem 10 kann verwendet werden, um ein Bohrlochwerkzeug 12 durch eine geologische Formation 14 über ein Bohrloch 16 zu fördern. Das Bohrlochwerkzeug 12 kann über ein Seil 18 über ein Messwindensystem 20 gefördert werden. Obwohl das Messwindensystem 20 in 1 schematisch als mobiles, von einem LKW getragenes Messwindensystem dargestellt ist, kann das Messwindensystem 20 im Wesentlichen fixiert sein (z. B. eine langfristige Installation, die im Wesentlichen dauerhaft oder modular ist). Es kann jedes geeignete Kabel 18 für die Bohrlochmessung verwendet werden. Das Kabel 18 kann auf einer Trommel 22 gespult und abgewickelt werden, und eine Hilfsstromquelle 24 kann das Messwindensystem 20 und/oder das Bohrlochwerkzeug 12 mit Energie versorgen.
Obwohl das Bohrlochwerkzeug 12 als drahtgebundenes Bohrlochwerkzeug beschrieben wird, ist zu beachten, dass jede geeignete Förderung verwendet werden kann. So kann beispielsweise das Bohrlochwerkzeug 12 stattdessen als Logging-while-Drilling (LWD)-Werkzeug als Teil einer Bodenlochanordnung (BHA) eines Bohrstrangs, auf einem Slickline oder über gewickelte Rohre usw. gefördert werden. Für die Zwecke dieser Offenbarung kann das Bohrlochwerkzeug 12 (z. B. Bohrloch-NMR-Werkzeug 12) jedes geeignete Messwerkzeug sein, das NMR-Messungen durch die Tiefen des Bohrlochs 16 erhält.
Viele Arten von Bohrlochwerkzeugen können NMR-Protokollmessungen im Bohrloch 16 durchführen. Dazu gehören beispielsweise Werkzeuge der Kernspinresonanz (NMR) wie das kombinierbare Magnetresonanzwerkzeug (CMR), das Werkzeug Magnetresonanztomograph (MRX) und das Werkzeug Pro VISION der Schlumberger Technology Corporation. Im Allgemeinen können NMR-Werkzeuge einen Permanentmagneten haben, der ein statisches Magnetfeld an einem gewünschten Prüfort (z. B. wo sich das Fluid befindet) erzeugt. Das statische Magnetfeld erzeugt eine Gleichgewichtsmagnetisierung in der Flüssigkeit, die mit einem Magnetisierungsvektor entlang der Richtung des statischen Magnetfeldes ausgerichtet ist. Eine Senderantenne erzeugt ein zeitabhängiges hochfrequentes Magnetfeld, das senkrecht zur Richtung des statischen Feldes steht. Das hochfrequente Magnetfeld erzeugt ein Drehmoment auf dem Magnetisierungsvektor, das ihn um die Achse des angelegten hochfrequenten Magnetfeldes drehen lässt. Die Drehung führt dazu, dass der Magnetisierungsvektor eine Komponente senkrecht zur Richtung des statischen Magnetfeldes entwickelt. Dadurch richtet sich der Magnetisierungsvektor mit der Komponente senkrecht zur Richtung des statischen Magnetfeldes aus und verarbeitet sich um das statische Feld herum.
Die Zeit, in der sich der Magnetisierungsvektor wieder an das statische Magnetfeld anpasst, wird als Erholungszeit der Längsmagnetisierung oder „T1-Relaxationszeit“ bezeichnet. Die Spins benachbarter Atome werden durch die Präzession des Magnetisierungsvektors im Tandem miteinander synchronisiert. Die Zeit für die Präzession der Spins benachbarter Atome zum Abbruch der Synchronisation wird als transversale Magnetisierungsabklingzeit oder „T2-Relaxationszeit“ bezeichnet. Somit können die mit Bohrloch-Werkzeug 12 erhaltenen Messungen Verteilungen der ersten Relaxationszeit T1, der zweiten Relaxationszeit T2 oder der molekularen Diffusion D oder eine Kombination davon beinhalten. So kann beispielsweise ein NMR-Schlauch 12 im Bohrloch nur die T2-Verteilung messen, oder das Bohrloch-NMR-Werkzeug 12 kann eine gemeinsame T1-T2-Verteilung oder T1-T2-D-Verteilung messen.
Für jede Tiefe des gemessenen Bohrlochs 16 kann ein Bohrloch-NMR-Tool 12 NMR-Messungen erzeugen, die eine Verteilung der Amplituden von T2-Relaxationszeit, T1-Relaxationszeit, Diffusion oder einer Kombination davon beinhalten. Diese Liste soll bestimmte Beispiele vorstellen und soll nicht abschließend sein. Tatsächlich kann jedes geeignete Bohrlochwerkzeug 12, das NMR-Messungen durchführt, von den Systemen und Verfahren dieser Offenbarung profitieren.
Das Bohrlochwerkzeug 12 kann über jede geeignete Telemetrie (z. B. über elektrische Signale, die durch die geologische Formation 14 gepulst werden, oder über die Schlammpuls-Telemetrie) Protokollmessungen 26 an ein Datenverarbeitungssystem 28 liefern. Das Datenverarbeitungssystem 28 kann die NMR-Protokollmessungen 26 verarbeiten, um Muster in den NMR-Protokollmessungen 26 zu identifizieren. Die Muster in den NMR-Protokollierungsmessungen 26 können auf bestimmte Eigenschaften des Bohrlochs 16 hinweisen (z. B. Viskosität, Porosität, Permeabilität, relative Anteile von Wasser und Kohlenwasserstoffen usw.), die sonst für einen menschlichen Bediener nicht erkennbar wären.
Zu diesem Zweck kann das Datenverarbeitungssystem 28 somit jedes elektronische Datenverarbeitungssystem sein, das zur Durchführung der Systeme und Verfahren dieser Offenbarung verwendet werden kann. So kann beispielsweise das Datenverarbeitungssystem 28 einen Prozessor 30 beinhalten, der im Arbeitsspeicher 32 und/oder im Speicher 34 gespeicherte Anweisungen ausführen kann. Somit kann der Arbeitsspeicher 32 und/oder der Speicher 34 des Datenverarbeitungssystems 28 jeder geeignete Herstellungsartikel sein, der die Anweisungen speichern kann. Der Arbeitsspeicher 32 und/oder der Speicher 34 können ROM-Speicher, Direktzugriffsspeicher (RAM), Flash-Speicher, ein optisches Speichermedium oder eine Festplatte sein, um nur einige Beispiele zu nennen. Ein Display 36, das eine geeignete elektronische Anzeige sein kann, kann eine Visualisierung, ein Bohrlochprotokoll oder eine andere Angabe von Eigenschaften in der geologischen Formation 14 oder im Bohrloch 16 unter Verwendung der NMR-Protokollierungsmessungen 26 bereitstellen.
Ein Flussdiagramm 50 von 2 beschreibt eine Möglichkeit, das Flüssigkeitsvolumen im Bohrloch aus NMR-Messungen schnell zu schätzen, auch in Schieferspeichern. Nämlich, dass das Bohrloch-NMR-Werkzeug 12 in das Bohrloch 16 (Block 52) eingesetzt werden kann und eine mehrdimensionale NMR-Messung (z. B. T1, T2 und/oder Diffusions (D)-Messung) des Bohrlochs 16 erhalten werden kann (Block 54), während sich das Bohrloch-NMR-Werkzeug 12 bewegt. Das Datenverarbeitungssystem 28 kann die mehrdimensionale NMR-Messung unter Verwendung eines Kerns interpretieren, der auf einer Charakterisierung eines sich bewegenden NMR-Werkzeugs im Bohrloch basiert und/oder eine teilweise mehrdimensionale NMR-Karte verwendet, um die Berechnung von mehrdimensionalen NMR-Messungen, die nicht von Interesse sind, zu reduzieren (Block 56). Mit jeder geeigneten Technik können die Formationseigenschaften durch die Interpretation der NMR-Messung (Block 58) identifiziert werden. Die identifizierten Formationseigenschaften können in ein Bohrlochprotokoll (Block 60) ausgegeben werden, das es den Entscheidungsträgern ermöglichen kann, Produktions- und Verwertungsentscheidungen zu treffen, die auf die Bedingungen der geologischen Formation 14 zugeschnitten sind.
Eine Diskussion über die NMR-Messung wird folgen. Kohlenwasserstoffflüssigkeiten, die im Allgemeinen im Ölfeld vorkommen, werden einer NMR-Relaxation unterzogen, die hauptsächlich über eine dipolare Kopplung zwischen den 1H-Spin-Kernen erfolgt. Weitere Mechanismen sind Wechselwirkungen zwischen den spinführenden Kernen und den ungepaarten Elektronen, die angesichts des viel größeren magnetischen Moments der Elektronen zum dominanten Effekt werden können. Die gemeinsame Quelle solcher Elektronenspins sind paramagnetische Ionen oder freie Radikale, die in den Rohölen oder in den einschließenden Gesteinsmineralien vorkommen. Methan-Erdgas erfährt durch den Mechanismus der Spin-Rotation eine Entspannung im Massenzustand. Die NMR-Relaxationszeiten der flüssigen Kohlenwasserstoffe können in verschiedene Additivraten aufgeteilt werden, die wie folgt gegeben sind: $\frac{1}{T_{1,2}} = \frac{1}{T_{1,2}^{intra}} + \frac{1}{T_{1,2}^{inter}} + \frac{1}{T_{1,2}^{elec}}$
Die intramolekulare Wechselwirkung T_i ^intra ist auf die Wechselwirkung mit anderen Kernspins im gleichen Molekül zurückzuführen, oder auf lokale Rotationsbewegungen, intermolekulare Entspannung T_i ^inter ist auf die Wechselwirkung zwischen Spins in verschiedenen Molekülen und T_i ^elec auf die dipolaren Wechselwirkungen der Kernspins mit den ungepaarten Elektronen zurückzuführen. Um die Empfindlichkeit der Relaxation gegenüber molekularen Bewegungen besser zu verstehen, können T₁ und T₂ als Funktion ihrer spektralen Dichte geschrieben werden. Die Relaxationszeiten für homonukleare Wechselwirkungen sind wie folgt angegeben: $T_{1} {(ω)}^{- 1} = {(\frac{μ_{0}}{4 π})}^{2} γ^{4} 2 / (I + 1) {(5 r^{6})}^{- 1} [J (ω) + 4 J (2 ω)]$
$T_{2} {(ω)}^{- 1} = {(\frac{μ_{0}}{4 π})}^{2} γ^{4} 2 / (I + 1) {(5 r^{6})}^{- 1} [3 J (0) + 5 J (ω) + 2 J (2 ω)]$
wobei µ₀ die Vakuumdurchlässigkeit ist, / die Spinzahl (/=1/2 für Protonenkerne), γ das gyromagnetische Verhältnis, ħ die Plankenkonstanz über 2π und r die interatomare Entfernung ist. Die Spektraldichten l(ω) können durch die Fourier-Transformation der Autokorrelationsfunktion G(t) = <B(τ)B(τ+t)> erhalten werden, die die zeitabhängigen Schwankungen des lokalen Magnetfeldes B(t) beschreibt. Die T₂-Relaxationszeiten werden durch den I(ω =0)-Term dominiert und sind daher sehr empfindlich gegenüber niederfrequenten oder langsamen Bewegungen. Die T₁-Relaxationszeiten sind empfindlich gegenüber der viel höheren Larmorfrequenz (ω und 2ω) und damit gegenüber dem angelegten Magnetfeld (B₀). Die Längsrelaxationszeit, die im Rahmen sehr niedriger Larmorfrequenzen, T1(ωτ<<<1), erhalten wird, wird aufgrund der Dominanz des l(ω)-Terms proportional zu T₂(ω). Daher ist die T₁-T₂-Karte empfindlich gegenüber molekularen Bewegungen im Frequenzbereich zwischen der Larmor-Frequenz der Messung und den sehr tiefen Frequenzen. Dies zeigt die Bedeutung der Verwendung des T₁/T₂-Verhältnisses als Parameter zur Reflexion der molekularen Mobilität in Flüssigkeiten, sowohl im Massenzustand als auch unter Einschluss. Eine universelle T₁-T₂-Karte für alle verschiedenen Bestandteile von Gas und dichtem Ölschiefer bei 2MHz Larmorfrequenz ist in 3 zusammengefasst.
Verschiedene Materialien können an verschiedenen Stellen auf einer mehrdimensionalen NMR-Karte, wie beispielsweise einer T1-T2-Karte, erscheinen. BILD 3 zeigt eine Vielzahl verschiedener Arten von Materialien, die aufgrund ihrer Lage in einer T1-T2-Karte 220 klassifiziert werden können. Die T1-T2-Karte 220 veranschaulicht synthetische NMR-Messungen der T1-Relaxationszeit (Ordinate 72) und T2-Relaxationszeit (Abszisse 74) jeweils auf einer logarithmischen Skala. Die T1-T2-Karte 220 beinhaltet Linien, die unterschiedliche T1/T2-Verhältnisse über die T1-T2-Karte 220 darstellen. Insbesondere beinhaltet die in 10 dargestellte T1-T2-Karte 220 eine Linie 222, die ein T1/T2-Verhältnis von 1 darstellt, eine Linie 224, die ein T1/T2-Verhältnis von 2 darstellt, eine Linie 226, die ein T1/T2-Verhältnis von 5 darstellt, und eine Linie 228, die ein T1/T2-Verhältnis von 10 darstellt. Das Auftreten von NMR-Messungen entlang verschiedener T1/T2-Verhältnisse und damit über die Linien 222, 224, 226 und 228 hinweg kann eine Möglichkeit sein, die Art der Porenflüssigkeit zu identifizieren, die in den NMR-Messungen nachgewiesen wurde. Darüber hinaus können bestimmte Porenflüssigkeiten im Niederfeld NMR sichtbar sein (bei Werten von T2 über einem Schwellenwert von 230, die in einigen Beispielen Signale größer als etwa 2 MHz sein können).
Die verschiedenen Porenflüssigkeiten, die sich auf der T1-T2-Karte 220 befinden, beinhalten Kerogen 232, Bitumen 234, tongebundenes Wasser 236, unbewegliches Öl in organischer Porosität (OP) 238, bewegliches Öl in organischer Porosität (OP) 239, Öl in anorganischer Porosität (IP) 240, Gas in organischer Porosität (OP) 241, Wasser in anorganischer Porosität (IP) 242, Gas in anorganischer Porosität (OP) 243, Öl 244, Wasser 246 und Gas 248. Das entsprechende T1/T2-Verhältnis ist in einer Tabelle 250 dargestellt. Die T1/T2-Verhältnisse von Massenflüssigkeiten oder Flüssigkeiten in großen Poren liegen nahe bei 1. Wenn die Porengrößen kleiner werden, wird T2 kürzer und das Verhältnis T1/T2 höher. Das T1/T2-Verhältnis von Kohlenwasserstoff ist höher als das von Wasser. Daher können bei engen Ölbehältern Wasser- und Ölsignale potenziell mit geeigneten, auf dem Verhältnis T2 und T1/T2 basierenden Identifikationen getrennt werden. Diese können in der oben beschriebenen Weise oder unter Verwendung anderer geeigneter Techniken durchgeführt werden.
Mehrdimensionale NMR in Schiefergasformationen
Die Erdgasmoleküle (überwiegend Methan) im Massenzustand entspannen sich hauptsächlich über den Spin-Rotationsmechanismus und haben T₁=T₂ und sind wie folgt gegeben: $\frac{1}{T_{1}} = \frac{1}{T_{2}} = \frac{2 (C_{∥}^{2} + 2 C_{⊥}^{2}) I_{1} τ_{F}}{3 ℏ^{2}} k T$
wobei τ_F die Korrelationszeit der Rotation ist, k die Boltzmann-Konstante ist, l₁, das Trägheitsmoment des kugelförmigen Moleküls ist, T die Temperatur ist, C_|| und C⊥ die Hauptkomponenten (parallel und senkrecht) des Spin-Rotationstensors sind. Die Korrelationszeit τ_F ist umgekehrt proportional zur Viskosität des Fluids. Es wurde kürzlich auch gezeigt, dass der Spin-Rotationsmechanismus weiterhin die Entspannung von Methangas im Schüttgut dominiert, sogar bis zu 10.000 psi (Dichte von 0,307g/cm³).
Das Erdgas im Gasschiefer wird überwiegend in den organischen Kerogenporen in Form von freiem und adsorbiertem Gas aufgenommen. Die Größen dieser Poren liegen typischerweise im Nano- bis Mikrometerbereich, was zu einem hohen Oberflächen-VolumenVerhältnis und damit zu einer erhöhten Wechselwirkung zwischen den Gasmolekülen und den Porenoberflächen führt. Die adsorbierten Gasmoleküle haben typischerweise lange Verweilzeiten auf den Porenoberflächen, was zu einer verbesserten Relaxation durch Mechanismen wie Neuausrichtungen führt, die durch translatorische Diffusion (RMTD) vermittelt werden. Darüber hinaus würden intermolekulare dipolare Wechselwirkungen zwischen der adsorbierten Phase und den Kernen im organischen Kerogen zu einer zusätzlichen Entspannung führen. Die freien und adsorbierten Gasmoleküle werden im Vergleich zu den NMR T₂-Relaxationszeiten schnell ausgetauscht, was zu einer einzigen Relaxationsverteilung führt.
Eine T₁-T₂-Karte 260 einer mit Methangas gesättigten Gasschieferprobe bei 5000 psi ist in 4 dargestellt. Die T1-T2-Karte 260 veranschaulicht NMR-Messungen der T1-Relaxationszeit (Ordinate 72) und T2-Relaxationszeit (Abszisse 74) jeweils auf einer logarithmischen Skala. Die T1-T2-Karte 260 beinhaltet Linien, die unterschiedliche T1/T2-Verhältnisse über die T1-T2-Karte 260 darstellen. Insbesondere beinhaltet die in 4 dargestellte T1-T2-Karte 260 eine Linie 262, die ein T1/T2-Verhältnis von 1 darstellt, eine Linie 264, die ein T1/T2-Verhältnis von 2 darstellt, und eine Linie 266, die ein T1/T2-Verhältnis von 2,6 darstellt, wobei die beiden letzteren eine lokale Spitze der NMR-Messungen auf der T1-T2-Karte 260 durchlaufen. Das T₁-T₂-Verhältnis des Methangases in den organischen Poren liegt bei etwa 2,6 und der T₂-Bereich liegt zwischen einigen Millisekunden und einigen Zehntelsekunden und könnte sich daher mit den gebundenen Wassersignalen überschneiden. Das Gas im Ringraum des Probenhalters weist in 4 eine T₂ von mehr als 100 ms und ein T₁- T₂-Verhältnis von 2 auf. Mit anderen Worten, das Methangas in der organischen Porosität weist eine T₂ von 10ms und ein T₁/T₂ von 2,6 auf, während das Ringgas (sowohl um und über der zylindrischen Probe) T₂-Werte von mehr als 100 ms mit einem T₁/T₂-Verhältnis von 2 aufweist.
Mehrdimensionale NMR in engen/schieferischen Ölformationen
Das leichte Öl im Bulk-Zustand erfährt eine Entspannung durch inter- und intramolekulare dipolare Relaxation, die im Allgemeinen mit ihrer Kettenlänge übereinstimmt. Bei Bitumen und anderen Schwerölen ist das Relaxationsverhalten durch das Vorhandensein von Asphalten komplexer. Die Maltene oder die leichteren Fraktionen der Öle werden sowohl durch die intermolekularen Proton-Proton-Wechselwirkungen, die durch die langsamen Bewegungen aufgrund ihrer Wechselwirkungen mit den Asphaltenen moduliert werden, als auch durch die Proton-Elektron-Wechselwirkungen mit den Paramagnetika und freien Radikalen im Asphalten entspannt. Darüber hinaus unterscheiden sich die Relaxationsmechanismen des Öls in organischen Poren aufgrund der Benetzbarkeit von denen in den anorganischen Poren, und daher können NMR T₁-T₂-Karten ausschließlich als Sonde zur Trennung der ölgefüllten Porosität in die organische Kerogenporosität im Vergleich zur anorganischen mineralischen Porosität verwendet werden. Die anorganische Porosität im dichten Ölschiefer wird nass gemischt, was zu einer Verkürzung der Relaxationszeiten des Öls und einem T₁-T₂-Verhältnis von etwa 1,2 bis 1,5 führt.
Ein Beispiel für eine NMR T₁-T₂-Karte 270 in engem Ölschiefer ist in 5 dargestellt. Die T1- T2-Karte 270 veranschaulicht NMR-Messungen der T1-Relaxationszeit (Ordinate 72) und T2-Relaxationszeit (Abszisse 74) jeweils auf einer logarithmischen Skala. Die T1-T2-Karte 270 beinhaltet Linien, die unterschiedliche T1/T2-Verhältnisse über die T1-T2-Karte 270 darstellen. Insbesondere beinhaltet die in 5 dargestellte T1-T2-Karte 270 eine Linie 272, die ein T1/T2-Verhältnis von 1 darstellt, eine Linie 274, die ein T1/T2-Verhältnis von 2 darstellt, eine Linie 276, die ein T1/T2-Verhältnis von 5 darstellt, und eine Linie 278, die ein T1/T2-Verhältnis von 16 darstellt, von denen jede durch eine lokale Spitze der NMR-Messungen auf der T1-T2-Karte 270 verläuft. Durch Vergleichen der Position der Peaks der gemessenen T1- und T2-NMR-Messungen mit den zuvor identifizierten Positionen verschiedener Porenfluide (z. B. wie in 3 dargestellt) kann gezeigt werden, dass die T1-T2-Karte 270 Bitumen, Schweröl und gebundenes Wasser in einem Bereich 280, Öl in organischen Poren in einem Bereich 282 und Öl in anorganischen Poren in einem Bereich 284 identifiziert hat.
Ein Beispiel für eine NMR T₁-T₂-Karte 290 in engem Ölschiefer ist in 6 dargestellt. Die T1- T2-Karte 290 veranschaulicht NMR-Messungen der T1-Relaxationszeit (Ordinate 72) und T2-Relaxationszeit (Abszisse 74) jeweils auf einer logarithmischen Skala. Die T1-T2-Karte 290 beinhaltet Linien, die unterschiedliche T1/T2-Verhältnisse über die T1-T2-Karte 290 darstellen. Insbesondere beinhaltet die in 6 dargestellte T1-T2-Karte 290 eine Linie 292, die ein T1/T2-Verhältnis von 1 darstellt, eine Linie 294, die ein T1/T2-Verhältnis von 2 darstellt, eine Linie 296, die ein T1/T2-Verhältnis von 5 darstellt, und eine Linie 298, die ein T1/T2-Verhältnis von 16 darstellt, von denen jede durch eine lokale Spitze der NMR-Messungen auf der T1-T2-Karte 290 verläuft. Durch Vergleichen der Position der Peaks der gemessenen T1- und T2-NMR-Messungen mit den zuvor identifizierten Positionen verschiedener Porenfluide (z.B. wie in 3 dargestellt) kann gezeigt werden, dass die T1-T2-Karte 290 Bitumen, Schweröl und gebundenes Wasser in einem Bereich 300, Öl in organischen Poren in einem Bereich 302 und Öl in anorganischen Poren in einem Bereich 304 identifiziert hat.
Tatsächlich stellt 5 Daten aus einer nativen Schieferprobe dar, wobei die T₁/T₂-Verhältnisse zusammen mit der T₂ die Trennung des gebundenen Wassers und des Bitumensignals vom Öl in organischen Poren ermöglichen, ist das native Schiefergestein mit dem Bitumen und den gebundenen Wasserspitzen bei kurzer T2 und das Öl in den organischen Poren mit T2 zwischen 1 ms und 20 ms. In diesem Fall befinden sich keine Fluide in den anorganischen Poren oder natürliche Frakturen. Dies zeigt, dass der Druckabfall während der Kernrückgewinnung zu einem großen Teil dazu führen kann, dass produzierbares Leichtöl und Wasser entweichen können.
6 stellt Daten aus einer wieder gesättigten Schieferprobe dar, wobei eine deutliche Erhöhung des Signals des Rohöls in den anorganischen und organischen Porositäten im Vergleich zu den nativen Proben festgestellt wird. Dies zeigt, wie die T₁/T₂-Verhältnisse eine Trennung der verschiedenen Fluidkomponenten und Umgebungen ermöglichen. Tatsächlich ist beim ölgesättigten, dichten Ölschiefergestein von 6 die Zunahme des Öls in den organischen (Kerogen-)Poren deutlich zu erkennen. Zusätzlich gibt es auch einen starken Peak bei längeren T2-Werten (>50 ms), entsprechend dem Öl, das die in organischen Poren und natürlichen Frakturen wieder sättigt.
Experimentelles NMR T1-T2-Verfahren
Wie vorstehend unter Bezugnahme auf 2 erwähnt, beschreibt diese Offenbarung eine Methodologie zur Abschätzung der Eigenschaften der unterirdischen Erde aus NMR T1-T2 Protokollmessungen. Die Methodologie umfasst:

(1) Erfassung von Protokolldaten, die empfindlich auf T1- und T2-Relaxationszeitverteilungen von Formationsflüssigkeiten reagieren, mit Hilfe von NMR-Messwerkzeugen im Bohrloch;
(2) Schätzung von T1-T2-Karten aus Protokolldaten unter Verwendung von Inversionsverfahren, die die Wirkung der Bewegung des Messwerkzeugs berücksichtigen; und
(3) Schätzung der unterirdischen Eigenschaften aus T1-T2-Karten.

T1- und T2-Daten enthalten Informationen über die Bewegung von Fluidmolekülen. Die T2-Relaxationszeit wird von niederfrequenten molekularen Bewegungen dominiert, während T1 von schnellen molekularen Bewegungen bestimmt wird, die von Schwankungen bei der Larmor-Frequenz angetrieben werden. Die gleichzeitige Messung der Relaxationszeitverteilungen von T1 und T2 kann daher Aufschluss über die Art der Formationsflüssigkeiten und deren Volumen geben. Darüber hinaus können auch Formationseigenschaften wie Porosität, Permeabilität geschätzt werden.
NMR-Protokollmessungen werden mit speziell entwickelten Datenerfassungsschemata (sogenannte Pulsfolgen) durchgeführt, die die Zeitpunkte des Sendens und Empfangens von elektromagnetischen Signalen beschreiben. Die Pulsfolge für die Messung der T2-Relaxationszeitverteilung wird CPMG-Echofolge genannt und ist in 7 dargestellt. Die CPMG-Echofolge beinhaltet eine anfängliche Leerlauf- oder Wartezeit 306, die geeignet sein kann, damit Kerne in Formationsflüssigkeiten mit einem durch den Permanentmagneten des Werkzeugs induzierten Magnetfeld ins Gleichgewicht kommen. Danach werden über eine Antenne eine Reihe von Hochfrequenzpulsen angelegt (z. B. ein erster Puls 308 B₀ und anschließend zwei Pulse 310 und 312). Zwischen zwei HF-Pulsen können NMR-Signale, sogenannte Echos 314, gebildet werden, die mit geeigneten Geräten (z.B. über die Antenne) gemessen werden können. Die Amplitude der Echos 314 sinkt oder verringert sich mit der Zeit. Durch Anpassung der Echoamplituden an ein multi-exponentielles Modell wird die T2-Verteilung erhalten. Die Zeit zwischen benachbarten 180-Grad-Pulsen ist der Echoabstand (TE). Die anfängliche Wartezeit (WT) ist oft lang genug, um das System vollständig zu polarisieren.
In einer solchen Ausführungsform, wie vorstehend beschrieben, wird ein Echosignalzug erfasst. Die Signalamplitude, S, wird als Funktion der Echozeit, t_echo (die Zeit des Echos vom Beginn des ersten 90-Grad-Pulses) gemessen, $t_{e c h o} = n * T E$
wobei n die Anzahl der Echos und TE der Echoabstand (Zeit zwischen zwei benachbarten 180-Grad-Pulsen, wie 310 und 312) ist. Die Signalamplitude folgt dann einer exponentiellen Zerfallsform, die dargestellt werden kann als: $S (t_{e c h o}) = S (0) exp (- n * \frac{T E}{T_{2}}),$
für eine Probe mit einem einzelnen T2. Bei vielen Proben, bei denen ein Bereich von T2 vorhanden ist, ist das Gesamtsignal eine Summe aller T2-Komponenten, $S (t_{e c h o}) = \int d T_{2} f (T_{2}) exp (- n * \frac{T E}{T_{2}}),$
wobei f(T2) die T2-Verteilungsfunktion ist.
Die Messung der Relaxationszeitverteilung von T1-T2 wird ermöglicht, indem eine Reihe (z. B. ein Satz, mehrere usw.) von CPMG-Echofolgen mit unterschiedlichen Wartezeiten erworben werden, wie in 8 dargestellt. 8 zeigt ein schematisches 316 (z. B. Timing-Diagramm) der Pulssequenzen 318, 320, 324 und 326 zur gleichzeitigen T1-T2-Messung. In der Gleichung ist das Symbol t die Wartezeit, WT. Mit zunehmender Wartezeit WT nimmt die Amplitude der Echos entsprechend der T1-Relaxationszeit der Flüssigkeiten zu.
In einer solchen Ausführungsform, wie in 8 dargestellt, kann das Signalwachstum (z. B. nur Linie 328) durch die folgende Gleichung dargestellt werden, die eine Funktion der Wartezeit, WT, ist: $1 - exp (- \frac{WT}{T_{1}}),$
vorausgesetzt, das anfängliche Signal ist bei Null WT Null. Die relevante Relaxation in diesem Teil ist T1, die Relaxationszeit des Spin-Gitters. Als Ergebnis ist die Signalabhängigkeit sowohl der WT als auch der t_echo gegeben: $S (W T, t_{e c h o}) = \int d T_{1} d T_{2} f (T_{1}, T_{2}) [1 - exp (- \frac{WT}{T_{1}})] exp (- n * \frac{T E}{T_{2}}),$
Durch Anpassung der Daten an ein zweidimensionales Exponentialmodell wird die gleichzeitige T1-T2-Verteilung, f(T1,T2), erhalten. Die Umkehrung kann wie in Song, Y.-Q. (2013), Magnetic Resonance of Porous Media (MRPM): A perspective. Journal of Magnetic Resonance, 229, 12-24 beschrieben durchgeführt werden.
Wie es von einem Durchschnittsfachmann geschätzt wird, ist ein wichtiger Parameter beim Design von NMR-Pulssequenzen die Aufzeichnungsgeschwindigkeit, die sich auf die Geschwindigkeit bezieht, mit der das Messwerkzeug durch das Bohrloch fährt. Eine höhere Messgeschwindigkeit bietet erhebliche Kosteneinsparungen bei der Montagezeit und reduziert das Risiko, dass das Messwerkzeug im Bohrloch stecken bleibt oder rutscht. Die Messqualität (Auflösung) steigt mit der Anzahl der Echofolgen in der Suite, und die Gesamtzeit, die für die Erfassung der CPMG-Echofolgen für die T1-T2-Messung pro Tiefe benötigt wird, bestimmt die Messgeschwindigkeit. Je kürzer die Erfassungszeit ist, desto höher ist die Erfassungsgeschwindigkeit, um Daten mit der gleichen vertikalen Auflösung zu erfassen. Daher kann das Design der Pulsfolge einen Kompromiss zwischen Auflösung und Messgeschwindigkeit beinhalten. Um die Datenqualität zu erhöhen, ohne die Messgeschwindigkeit zu beeinträchtigen, beinhaltet die hier vorgestellte Methodologie die Erfassung mehrerer Echofolgen mit kurzen Wartezeiten (z. B. weniger als 100 ms). Dieses Datenerfassungsschema bietet mehrere Vorteile. Kurze Wartezeiten reduzieren beispielsweise die gesamte Datenerfassungszeit und führen zu einer höheren Messgeschwindigkeit. Zusätzlich können die Echozüge mit kurzen Wartezeiten in schneller Folge wiederholt werden, um das Signal-Rausch-Verhältnis (SNR) der Messungen zu erhöhen. Ein hohes SNR erhöht die Auflösung der aus den Daten gewonnenen Merkmale. Darüber hinaus wird durch die Anschaffung mehrerer Echofolgen mit kurzen Wartezeiten die Auflösung der kurzen Relaxationszeiten T1 und T2 deutlich verbessert. Die verbesserte Auflösung der kurzen Relaxationszeiten von T1 und T2 ist wertvoll für die Charakterisierung von Flüssigkeiten in Schieferformationen, die Poren sehr kleiner Größe enthalten. In einer Ausführungsform beinhaltet die Pulsfolge zur gleichzeitigen Messung der T1-T2-Relaxationszeit eine Folge von 6 CPMG-Echofolgen. Die Wartezeiten für die ersten 5 Echofolgen sind logarithmisch zwischen 1 und 100 ms verteilt. Die Wartezeit für die 6. Echofolge ist so gewählt, dass sie lang genug ist, um eine nahezu vollständige Polarisation der Kerne mit Magnetfeld zu gewährleisten und somit eine genaue Porositätsmessung zu ermöglichen. Ein Beispiel für die Parameter der Pulssequenz ist in Tabelle 1 dargestellt. Tabelle 1- Ein Beispiel für die Sequenzparameter der T1-T2-Messung

Wartezeit (ms) 10, 20, 50, 80, 200, 400, 1000, 3000, 9000

Echoabstand (ms) 0,5

Zahl der Wiederholungen 16, 8, 4,4, 2,2,1,1,1
Wie es von einem Durchschnittsfachmann geschätzt werden sollte, sind zweidimensionale (2D) oder mehrdimensionale (MD) Karten nicht auf T1-T2 beschränkt, sondern können Diffusion-T2, T1-T2- D, Diffusion-Diffusionskorrelation beinhalten. 9 ist beispielsweise eine Diffusions-T2-Karte 330, die eine beispielhafte Reaktion in einer Gaszone dementsprechend zeigt. 10 ist eine Diffusions-T2-Karte 332, die eine beispielhafte Reaktion in einer Wasserzone zeigt. Insbesondere die Diffusion-T2-Karte 330 zeigt eine Gassignatur 331 und eine Wassersignatur 334. Während die Diffusions-T2-Karte 332 keine Gassignatur aufweist, zeigt sie eine Wassersignatur 333. Zusätzlich beinhalten die Diffusions-T2-Karten 330 und 332 die Linien 335 und 336, die die ungefähren Bereiche von Wasser und Gas darstellen.
Eine Ausführungsform der vorliegenden Offenbarung ist direkt darauf ausgerichtet, 2D- oder multidimensionale (MD) Messungen effizienter zu erhalten. In bestimmten 2D- oder MD-Experimenten können mehr Scans durchgeführt werden, als benötigt werden, um einen Datensatz zu erhalten. Aufgrund der Anzahl der Scans kann das Bohrloch-NMR-Werkzeug 12 in der Formation 14 etwa an der gleichen Position verbleiben, was die Messgeschwindigkeit reduziert. Zusätzlich kann die Bewegung des Bohrloch-NMR-Werkzeugs 12 vor und während der Datenerfassung die Reaktion und damit die erfassten Daten beeinflussen. Diese Offenbarung enthält Systeme und Verfahren, die die Anzahl der Scans reduzieren können, um die Messgeschwindigkeit für MD-Experimente zu verbessern.
In bestimmten MD-Experimenten beeinflusst die Bewegung des Werkzeugs vor und während der Datenerfassung die Reaktion und damit die erfassten Daten. Eine solche Bewegung kann die Signalgleichung ändern, um von Gleichung 9 abzuweichen. Um dies zu beheben, kann der Bewegungseffekt analysiert werden, um eine korrigierte Kernfunktion zu identifizieren.
Im homogenen Feld und bei null Messgeschwindigkeit kann die Amplitude des Signals leicht ermittelt werden. Unter der Annahme, dass die Probe die thermische Gleichgewichtsmagnetisierung Mo erreicht hat, erzeugt die Anwendung der CPMG-Sequenz das wie folgt gegebene transversale Magnetisierungssignal: $A (t_{e c h o}, W T) = \iint d T_{1} d T_{2} f (T_{1}, T_{2}) k_{T_{1} T_{2}} (t_{e c h o}, W T)$
Hier ist k_T1T2(t_echo, WT) der Kern, der die bekannte Empfindlichkeit der Messung für die Relaxationszeiten T₁ und T₂ beschreibt, und f(T₁, T₂) ist die zweidimensionale Verteilungsfunktion von Interesse. Wie bereits erwähnt, besteht eine Standardimplementierung von T₁-T₂ NMR-Messungen aus einer Reihe von CPMG-Sequenzen, getrennt durch die Wartezeit WT. Bei statischen Proben in homogenen Feldern wird der Kern dann wie folgt gegeben: $k_{T_{1} T_{2}} (t_{e c h o}, W T) = (1 - exp {- W T / T_{1}}) exp {- t_{e c h o} / T_{2}}$
Um die Verteilungsfunktion f(T₁,T₂) zu bestimmen, wird ein Satz von Messungen für die verschiedenen Parameter t_echo und WT erfasst. Basierend auf Gl. 10 werden diese Daten dann invertiert, um f(T₁,T₂) zu extrahieren. Für den in Gl. 11 angegebenen Kern ist der Umkehralgorithmus dann im Wesentlichen eine umgekehrte Laplace-Transformation. Beachten Sie, dass der Kern eine einfache, trennbare Form hat: Der erste Term hängt von WT und T₁ ab, während der zweite Term von t_echo und T₂ abhängt. Details zur Umkehrung werden im Folgenden näher erläutert.
Wenn diese Messungen mit einem bewegten Messwerkzeug durchgeführt werden, modifizieren zwei Effekte den in Gl. 11 angegebenen Standardkernel: (i) die Inhomogenität des an die Probe angelegten Magnetfeldes und (ii) die Relativbewegung zwischen dem Messwerkzeug und der Probe. Zu einem bestimmten Zeitpunkt ist ein kleiner Teil der Probe in Resonanz und erlebt perfekte Pulse. Daher sind Off-Resonanz-Effekte und die Zeitabhängigkeit wichtige Faktoren und beeinflussen die Spin-Dynamik. Der modifizierte Kern kann komplizierter sein als GI. 11, da er von der Messgeschwindigkeit und von den Eigenschaften des Messwerkzeugs abhängen kann; insbesondere von den Feldprofilen des statischen Magnetfeldes entlang des Werkzeugs und des HF-Magnetfeldes in der sensiblen Zone. Im Allgemeinen hat der Kern auch nicht mehr die einfache trennbare Form von GI. 11. Um den Kern für den allgemeinsten Fall zu bestimmen, können numerische Simulationen verwendet werden, um den Kern für ein Messwerkzeug genau zu bestimmen. Nach der Integration der Bloch-Gleichungen für relevante Relaxationszeiten, Wartezeiten, Echozeiten und Messgeschwindigkeiten können die Ergebnisse durch eine Reihe von dimensionslosen Parametern parametrisiert werden, um eine nützliche Version des modifizierten Kerns zu erhalten. Einige dimensionslose Parameter sind die Größen WT/T₁, vT₁/L_det und L_prepol/L_def. Hier ist L_det die Länge der empfindlichen Zone des NMR-Detektors und L_prepol die Länge des Magnetabschnitts vor der empfindlichen Zone, die zum Polarisieren der Probe verwendet wird.
Der Kern kann unter Berücksichtigung eines einfachen Feldprofils, wie in 11 dargestellt, identifiziert werden. Die Auswirkungen der Inhomogenität der Magnetfelder in Richtung senkrecht zur Werkzeugbewegung auf den T1-T2-Kern können durch geeignete Brecherpulse, die am Ende der CPMG-Sequenz angelegt werden, gemildert werden. Außerdem kann das HF-Feld auf den Detektorbereich 337 mit einer gleichmäßigen Amplitude entlang seiner Länge beschränkt werden, wie im vereinfachten Messwerkzeugschema von 11 dargestellt, und das Magnetfeld (z.B. durch die Linie 340 angezeigt) ist im Allgemeinen gleichmäßig entlang 25 der Achse 338 im Detektorbereich 337. Wie dargestellt, kann das Magnetfeld 340 im Vorpolarisationsbereich 342 ungleichmäßig sein, der ungleichmäßige Bereich wird durch den Bump 344 angezeigt. Die folgende Diskussion kann mit dem Verständnis fortgesetzt werden, dass solche Brecherpulse an die CPMG-Sequenzen angehängt wurden.
In diesem Fall hat der modifizierte Kern für ein bewegliches Werkzeug die folgende Struktur: $k_{T_{1} T_{2}} (t_{e c h o}, W T, v) = k_{1} (W T, v; T_{1}) k_{2} (W T, t_{e c h o}, v; T_{1}) k_{3} (t_{e c h o}; T_{2})$
Die Begriffe k₁(WT,v;T₁) und k₂(WT,t_echo,v;T₂) beziehen sich auf das Profil der Längsmagnetisierung im Detektorabschnitt zu Beginn der CPMG-Sequenz, M_z(z; v,WT,T₁): $k_{1} (W T, v; T_{1}) = \frac{1}{M_{o}} \int_{d e t} d z M_{z} (z; W T, v; T_{1})$
$k_{2} (W T, t_{e c h o}, v, T_{1}) = {\begin{matrix} 1 - \frac{\int_{0}^{v t_{e c h o}} d z M_{z} (z; v, W T, T_{1})}{\int_{0}^{L_{d e t}} d z M_{z} (z; v, W T, T_{1})} & falls v t_{e c h o} \leq L_{d e t} \\ 0 & falls v t_{e c h o} > L_{d e t} \end{matrix}$
Hier ist z die Koordinate der Formation entlang der Werkzeugachse und der Bewegungsrichtung. Der letzte Begriff k₃(t_echo, T₂) = exp{-t_echo/T₂} ist identisch mit dem letzten Begriff im Standardkernel, GI. 11.
In diesem Modell wird die Längsmagnetisierung im Detektorabschnitt zu Beginn der CPMG-Sequenz durch Folgendes gegeben: $M_{z} (z; W T, v, T_{1}) = {\begin{matrix} \frac{M_{0}}{v T_{1} B_{0, n o m}} \int_{0}^{\infty} d u B_{0} (z + u) exp {- u / v T_{1}} & i f z \geq v W T \\ M_{0} (1 - exp {- W T / T_{1}}) & i f z < v W T \end{matrix}$
Für das in 11 dargestellte einfache Feldprofil kann der modifizierte Kern analytisch gewonnen werden. Der erste Teil des Kerns bestimmt die Anfangsamplitude des CPMG-Signals und hängt von der Wartezeit, der Messgeschwindigkeit und der Längsrelaxation durch die dimensionslosen Verhältnisse T_1/WT und (v WT/L_det) ab. Die Ergebnisse für k₁(WT,v;T₁) sind in 12 dargestellt.
Der zweite Teil des Kerns, k₂, beschreibt den verstärkten Signalabfall während des CPMG-Zuges durch Bewegung. 13 zeigt die Ergebnisse des Produkts aus k₁ und k₂ und für das Modell in 11. Es zeigt, dass die erhöhte Signalabsenkung nicht nur von der Messgeschwindigkeit und der Echozeit abhängt, sondern auch von T₁ und der Wartezeit WT. Für eine robuste Extraktion von T₁-T₂-Verteilungen aus Protokolldaten kann der Begriff (1-exp{-TW/T₁}) in GI. 9 für die Umkehrung durch die in 13 dargestellten komplexeren Funktionen ersetzt werden. Die Ergebnisse der 12 und 13 sind anschauliche Beispiele. Die genauen Kerne für ein tatsächliches Messwerkzeug mögen diesen Ergebnissen qualitativ ähnlich sein, aber für quantitative Ergebnisse kann es erforderlich sein, den Kern speziell für ein bestimmtes Bohrloch-NMR-Werkzeug 12 (z. B. Messwerkzeug) zu bestimmen. Dies kann entweder durch numerische Berechnungen auf der Grundlage der bekannten Feldprofile oder durch umfangreiche Kalibriermessungen mit einem beweglichen Bohrloch-NMR-Werkzeug 12 erfolgen. Im Allgemeinen kann die Bestimmung des genauen T₁-T₂-Kerns für die Kalibrierung des NMR-Werkzeugs 12 im Bohrloch nützlich sein.
Umkehrung durch Regulierung
Es gibt zahlreiche Verfahren, um die Datenumkehrung durchzuführen, um die 2D- und MD-Karten (oder Verteilungen) zu erhalten. Einige von ihnen werden in Song, Y.-Q. (2013). Magnetic Resonance of Porous Media (MRPM): A perspective. Journal of Magnetic Resonance, 229, 12-24, besprochen, das durch Verweis hierin in seiner Gesamtheit aufgenommen wird. Als Beispiel wird diese Offenbarung das Regulierungsverfahren auf der Grundlage von Song, Y.-Q., Venkataramanan, L., Hurlimann, M. D., Flaum, M., Frulla, P., & Straley, C. (2002). T(1)―T(2) correlation spectra obtained using a fast two dimensional Laplace inversion. Journal of Magnetic Resonance, 154(2), 261-268 (im Folgenden Song 2002) erörtern, das durch Verweis hierin in seiner Gesamtheit aufgenommen wird.
Die allgemeine Umkehrung kann durch die folgenden Schritte beschrieben werden. Bei einem Datensatz M, gemessen an einer Reihe von Parametern (z. B. tau), besteht das Ziel darin, die Verteilungsfunktion F, so dass M =K F, innerhalb der Statistik des Datenrauschens zu bestimmen. Als Beispiel für eine T₂-Messung werden mehrere Datenpunkte mit unterschiedlicher Echozeit, t_echo (oder tau2), erhalten. Die Verteilungsfunktion wird als Funktion von T₂, der Spin-Spin-Relaxationszeit, ausgedrückt. T₁ kann in einem Array diskretisiert werden, z. B. von 0,001 sec bis 10 s. Diese Gleichung kann durch eine diskretisierte Matrixform approximiert werden: $M = K F,$
wobei M der Datenvektor ist, K die Kernmatrix und F der Verteilungsvektor. Nur M und K sind bekannt. Die wahre Lösung F sollte die obige Gleichung durch || M - K F || < Sigma erfüllen, wobei || M - K F || die Vektornorm und Sigma die Rauschvarianz ist. Bei einem endlichen SNR erfüllen viele Lösungen dieses Kriterium, und dies ist die Quelle für die schlecht konditionierte Natur der Laplace-Umkehrung.
Im Allgemeinen erhält das Regulierungsverfahren eine Anpassung an die Daten durch Minimierung des folgenden Ausdrucks: ${‖ M - K F ‖}^{2} + alpha {‖ F ‖}^{2},$
Der erste Begriff misst die Differenz zwischen den Daten und der Anpassung, KF. Der zweite Begriff ist ein Tichonow-Regulierungsbegriff und seine Amplitude wird durch den Parameter alpha gesteuert. Der Effekt dieses Regulierungsbegriffs besteht darin, eine Lösung mit einer kleinen 2-Norm ||F||² und damit eine Lösung auszuwählen, die glatt und mit weniger scharfen Spitzen ist. Es kann jedoch zu einer Verzerrung des Ergebnisses führen. Wenn Alpha so gewählt wird, dass die beiden Begriffe vergleichbar sind, gilt die Verzerrung als minimiert und das Ergebnis ist stabil in Gegenwart von Rauschen.
Das oben beschriebene Regulierungsverfahren gilt auch für die 2D-Umkehrung. Der wesentliche Unterschied besteht darin, dass die Verteilungsfunktion, F, jetzt eine Funktion von zwei Variablen ist, z. B. können die Variablen T₁ und T₂ oder T₂ und D sein. Natürlich kann diese auf 3D oder höhere Dimensionen erweitert werden.
Im Falle von T1-T2-Experimenten ist die resultierende Verteilung also eine 2D-Karte, in dem Sinne, dass die Verteilungsfunktion auf einem zweidimensionalen Gitter aus T1 und T2 definiert ist. Jede Variable (T1 oder T2) kann einen beliebigen Wert aus einem Bereich annehmen. In bestimmten T1-T2-Experimenten liegt der Bereich von T1 und T2 beispielsweise zwischen 0,001 und 10 s. Wie hierin erläutert, kann eine Maske 346 auf eine Karte angewendet werden, um die Rechenzeit zu reduzieren. 14 zeigt eine Maske 346a, die einen rechteckigen Bereich im T1-T2-Raum ausfüllt. In einigen Ausführungsformen ist ein Teil der T1-T2-Karte geeignet, um die Eigenschaften der Formation zu bestimmen. In solchen Ausführungsformen kann die rechteckige Maske 346a geeignet sein. In anderen Ausführungsformen kann jedoch eine komplexere Maske 346 oder mehrere Masken verwendet werden. In einigen Ausführungsformen kann die Maske entweder durch vorherige Messungen oder durch einen Bediener während der Messung basierend auf einer oder mehreren NMR-Messungen definiert werden.
Wie bereits erwähnt, erfüllen viele Lösungen dieses Kriterium (Gl. 16), und dies ist die Quelle für die schlecht konditionierte Natur der Laplace-Umkehrung. Eine der Quellen für die schlecht konditionierte Natur der Inversion ist, dass die Verteilung F (ob eindimensional (1D) oder 2D) viele Elemente aufweist. Zum Beispiel gibt es für eine T1-T2-Karte von 100 Punkten entlang jeder Dimension 10.000 unabhängige Elemente von F. Ein Ansatz zur Verbesserung der Inversion ist die Reduzierung der Gesamtzahl der F-Elemente in der Inversion. Insbesondere wenn die vorherige Kenntnis der untersuchten Proben einen kleineren Parameterbereich vorschreibt, ist es dann besser, die Größe der Karte so zu formulieren, dass sie dem kleineren Bereich der T1,T2-Werte entspricht, indem man den maximalen T1 oder T2 reduziert. Dieses Verfahren zur Reduzierung der Karte ist jedoch begrenzt und kann möglicherweise nicht in der Lage sein, das Wissen über die Stichprobe genau zu nutzen.
Die Gleichung (16) kann für die 2D-Umkehrung nach dem folgenden Verfahren verwendet werden. Eine 2D-Verteilungsfunktion, F(T1,T2), kann in einer Matrixform dargestellt werden: Verschiedene Spalten (zweiter Index) sind für unterschiedliche T2-Werte, und verschiedene Zeilen (erster Index) sind für T1, wie unten für ein Beispiel von 3 x 3 gezeigt: $F = [\begin{matrix} F_{1,1} & F_{1,2} & F_{1,3} \\ F_{2,1} & F_{2,2} & F_{2,3} \\ F_{3,1} & F_{3,2} & F_{3,3} \end{matrix}],$
Diese Matrix kann durch Neuanordnung der Elemente in einen Spaltenvektor (F̅) umgeschrieben werden: $\bar{F} = (\begin{matrix} F_{1,1} \\ F_{2,1} \\ F_{3,1} \\ F_{1,2} \\ F_{2,2} \\ F_{3,2} \\ F_{1,3} \\ F_{2,3} \\ F_{3,3} \end{matrix}),$
Dementsprechend können die Daten in einem 2D-Experiment in Abhängigkeit von mehr als einer Variablen gemessen werden, wie beispielsweise in 5 dargestellt, können die Daten in eine 2D-Matrix oder in einen Spaltenvektor geschrieben werden. Somit entspricht jedes Element des Datenvektors M einem Paar experimenteller Parameter, z. B. WT und t_echo (oder tau2).
Sobald die Daten und die Verteilung in Vektorform ausgedrückt sind, kann die Kernmatrix formuliert werden: $K_{p, q} = K (W T_{p}, t a u 2_{p}, T 1_{q}, T 2_{q}),$
wobei p und q der Index zur Kernmatrix sind und WT_p und tau2_p die WT- und tau2-Werte für den p-ten Datenpunkt in M sind und T1_q, T2_q die Werte des q-ten Elements in F sind. Somit kann das 2D-Problem in ein 1D-Problem umgewandelt werden und direkt einen 1D-Algorithmus zur Invertierung verwenden. Hier ist der Kern (Gl. 20) ein Beispiel. Komplexere Kern wie z. B. der Geschwindigkeitseffekt (Gl. 12-14) können verwendet werden. Das obige Beispiel für T1-T2-Messungen soll eine von vielen Parametrisierungen beschreiben, die zur Durchführung der Invertierung verwendet werden können. Es können auch andere Parametrisierungen verwendet werden. So können beispielsweise T2 und das Verhältnis von T1 und T2 als zwei unabhängige Variablen verwendet werden.
Vollständige Karte vs. Teilkarte
Wie bereits erwähnt, kann eine Karte, die beliebige Werte der Variablen aufnehmen kann, als vollständige Karte betrachtet werden (z.B. wie in 14 dargestellt). Die Maske kann in einer rechteckigen (oder quadratischen) Matrix dargestellt werden und die Umkehrung wird bei dieser vollständigen Karte oft umgekehrt. Das Einfügen dieser Matrix in ihr 1D-Format hat den Vorteil, dass eine Teilmenge des Matrixelements zur Umkehrung ausgewählt werden kann. Ein Beispiel für eine Maske 346b kann in 15 dargestellt werden, wobei das Matrixelement unterhalb der T1=T2-Linie von der Umkehrung ausgeschlossen ist und die Elemente mit T1 größer oder gleich T2 zur Umkehrung verwendet werden.
Eine weitere beispielhafte Maske 346c ist in 16 dargestellt. Wenn in einigen Ausführungsformen Vorkenntnisse (z. B. durch andere Messungen) vorliegen, dass eine bestimmte Probe innerhalb eines Bereichs von T1=0,1 bis 1 Sek. und T2=0,01 bis 0,1 s (gekennzeichnet durch das weiße Rechteck) kein Signal hat, kann man dann diese Elemente von F ausschließen und damit die Gesamtzahl der Elemente in der Umkehrung reduzieren.
Ein weiteres Beispiel für eine Maske 346d ist in 17 dargestellt. In diesem Beispiel ist der Volumenkörper der zulässige Bereich (z. B. setzt er die anderen Werte im Feld nicht auf Null oder im Wesentlichen Null). Für die Umkehrung werden die Vektorelemente der F-Bar im blauen Bereich verwendet. Für Schiefer und enge Ölformationen treten in verschiedenen Bereichen derT1-T2-Karte unterschiedliche Flüssigkeiten auf. So weisen beispielsweise leichtes Öl und Wasser in großen Poren relativ längere T1 und T2 (größer als 0,01 s) auf und das Verhältnis T1/T2 liegt nahe bei 1. Andererseits erscheinen Bitumen- und Kerogensignale unterhalb von T1 und T2 von 0,01 s und können ein sehr großes Verhältnis T1/T2 aufweisen, bei niedrigem Magnetfeld bis zu mehreren hundert und bei hohen Magnetfeldern sogar noch höher. Dadurch können die Gesamtelemente für die Umkehrung stark reduziert werden.
In weiteren Beispielen, wie z. B. D-T2, ist es auch sinnvoll, eine Teilkartenmaske basierend auf den Eigenschaften der Stichprobe zu definieren. Anders ausgedrückt, als eine Maske, die einen bestimmten Bereich definiert, kann eine Maske 346 mehrere Abschnitte innerhalb einer Karte definieren. So deckt beispielsweise die in 18 dargestellte Maske 346e für die D-T2-Karte mehrere verschiedene Abschnitte des D-T2 ab. Die ausgeschlossenen Abschnitte können basierend auf Abschnitten der Karte ausgewählt werden, die im Allgemeinen keine interessanten Signale aufweisen. So kann beispielsweise die vorherige Kenntnis einer Formation darauf hindeuten, dass die Formation eine Menge an Methangas, Öl und Wasser enthält, die eine geeignete Menge an zu erkennenden Signalen bereitstellt. Jede dieser Komponenten (z. B. Methangas, Öl und Wasser) zeigt ein einzigartiges Verhalten in der D-T2-Karte. So liegt beispielsweise die Diffusionskonstante von Wasser im Bereich von (1-5) 10^-9 m²/s in Abhängigkeit von der Bildungstemperatur, und das NMR-Signal für Öl kann eine starke Korrelation von D und T2 aufweisen. Als solches kann die Maske 346 selektiv Signale von Öl, Wasser und Gas oder einer beliebigen Kombination davon beinhalten, während andere Abschnitte auf der Grundlage dieser Informationen ausgeschlossen werden.
Solche Muster können entweder durch Modellierung des Strömungsverhaltens (einschließlich Oberflächenrelaxation, eingeschränkte Diffusion, Skalierungsverhalten für Kohlenwasserstoffe usw.) oder auch durch empirische Betrachtung für eine bestimmte Probe gewonnen werden. Im Falle von Bohrlochmessungen könnten bestimmte Informationen über die Formation und die Bohrlochflüssigkeiten (Rohöl, Schlamm, Wasser usw.) für die Bohrung, die Formation oder den Bereich (Becken) vor dem Messexperiment bekannt sein. Wenn beispielsweise bekannt ist, dass einer Formation Gas fehlt, kann der dem Gas entsprechende Signalbereich aus der Maske entfernt werden, um die Umkehrungskarte weiter zu reduzieren und so die Berechnung der Umkehrung zu erleichtern.
Diese Kartenmasken markieren die wenigen Bereiche in der T1-T2-Karte (oder D-T2, oder andere Karten der MD-Experimente), in denen die Elemente der T1T2-Verteilung in der Umkehrung ungleich Null sein dürfen. Die Elemente außerhalb der Maskenkarte werden auf im Wesentlichen Null gesetzt und nehmen daher nicht an der Umkehrungsberechnung teil. Bei der Verwendung von Gleichung 18 und 19 als Beispiel, unter der Annahme, dass F_12 und F_13 nicht in der Maske sind und somit von der Umkehrung ausgeschlossen sind, ist die neue Verteilung F_m (maskierte Verteilung) dann: $F_{m} = [\begin{matrix} F_{1,1} & 0 & 0 \\ F_{2,1} & F_{2,2} & F_{2,3} \\ F_{3,1} & F_{3,2} & F_{3,3} \end{matrix}],$
Und die entsprechende 1D-Form, F _m, ist dann ${\bar{F}}_{m} = (\begin{matrix} F_{1,1} \\ F_{2,1} \\ F_{3,1} \\ 0 \\ F_{2,2} \\ F_{3,2} \\ 0 \\ F_{2,3} \\ F_{3,3} \end{matrix}),$
Die Kartenmaske (F_mask) kann so definiert werden, dass sie die gleiche Größe wie die Matrix F hat, die zulässigen Elemente werden mit 1 bewertet und die ausgeschlossenen Elemente mit 0. Die maskierte Verteilung kann durch Elementmultiplikation von F und F_mask erhalten werden, $F_{m} = F * F_{m a s k},$
wobei durch „*“ die Elementmultiplikation angegeben wird.
Diese Maskenbereiche können rechteckig, quadratisch, rund oder von beliebiger anderer Form sein, können einen oder mehrere Punkte enthalten. Die Bereiche können miteinander verbunden oder getrennt sein. Das heißt, eine Maske kann kontinuierlich oder diskontinuierlich sein und darüber hinaus mehrere diskrete Bereiche innerhalb einer Karte abdecken. Die Bereiche können durch mathematische Gleichungen wie T1>0,1, T2<1 definiert werden, oder sie können ähnlich einer Malsoftware von Hand gezeichnet werden. Darüber hinaus kann die Kartenmaske basierend auf anderen Daten ausgewählt werden. So könnte beispielsweise die Kartenmaske aus der T1T2-Karte einer Ölschieferprobe abgeleitet werden (3), indem diejenigen Elemente ausgewählt (oder zugelassen) werden, deren Wert größer als ein bestimmter Schwellenwert (z. B. 1 %, 2 % oder 5 %) des maximalen Signals der T1T2-Karte ist.
Die Kartenmaske kann in Kombination mit den NMR-Aufnahmeparametern verwendet werden, die auf dem Wissen um die Maske basieren. Das heißt, in bestimmten Ausführungsformen, in denen eine definierte Maske für die Daten verwendet wird, können die NMR-Aufnahmeparameter, die für ein Protokoll ausgewählt werden, von der definierten Maske abhängen. Am Beispiel des T1-T2-Experiments kann eine Maske 346 implementiert werden, die mehrere Bereiche beinhaltet - (1) einen mit hoch korreliertem T1T2 (T2>0,1s) und einen weiteren (2) mit einem großen T1, T2-Bereich (T1 reicht von 0,001 bis 0,1 und T2 reicht von 0,001 bis 0,1 s). Da das Signal in Bereich 1 korrelierte T1 und T2 zeigt, reicht die Messung von T2 durch die CPMG-Folge aus, um es zu definieren. Für den zweiten Bereich kann es jedoch sinnvoll sein, unabhängigere T1-Messungen zu verwenden. Infolgedessen muss die Versuchsplanung nicht mit den konventionellen Parametern, wie in Tabelle 1 dargestellt, durchgeführt werden. Stattdessen kann sich die WT auf den zweiten Bereich konzentrieren, der T1 <0,1 s ist, und damit auf eine kürzere WT und eine schnellere Messung. Tabelle 2- WT- und Echoabstandsparameter für ein T1T2-Experiment.

Pulssequenzparameter

Wartezeit, WT (ms) 1, 3, 10, 30, 100, 3000

Echoabstand (ms) 0,2

Die Techniken dieser Offenbarung verwenden möglicherweise nicht so viele WT und beschleunigen somit die Messung. Dies ist besonders wichtig für Bohrlochmessexperimente, um die gesamte Versuchszeit zu verkürzen und die Messgeschwindigkeit zu erhöhen. In praktischen NMR-Bohrlochmessexperimenten können viele Parameter variiert werden, wie z. B. Echoabstand, Anzahl der Wiederholungen und Anzahl der zu erfassenden Echos für jede WT usw. Tabelle 3 ist eine beispielhafte Pulsfolge für das NMR-Werkzeug 12 im Bohrloch. Tabelle 3- T1-T2 Pulssequenzparameter für das NMR-Werkzeug im Bohrloch.

Pulssequenzparameter	Kurze-T₁ Sequence
Anzahl der Messungen	6
Wartezeit (ms)	1, 3, 10, 30, 100, 3000
Echoabstand (ms)	0,28, 0,28, 0,2, 0,2, 0,2, 0,2
Anzahl der Wiederholungen	50, 50, 30, 10, 4, 1
Anzahl der Echos	20, 20, 50, 100, 300, 1800

19 ist ein Beispiel für ein Bohrlochprotokoll 160, das eine Visualisierung der Eigenschaften bereitstellen kann, die durch NMR-Messungen erhalten wurden, die in Übereinstimmung mit den oben beschriebenen Systemen und Verfahren auf schnelle Weise erhalten wurden. Die Bohrlochmessung 160 beinhaltet vier Spuren: 162, 164, 166 und 168. Die erste Spur 164 repräsentiert die Bohrlochtiefe in Fußeinheiten. Die zweite Spur 162 beinhaltet den gesamten organischen Kohlenstoff (TOC) 170 und eine Messung seiner Unsicherheit (TOC_S1G) 172. Die dritte Spur 164 beinhaltet die Dichteporosität 174 neben der NMR-Porosität (MRP) 176. Die vierte Spur 166 beinhaltet einen Volumenanteil an leichtem Kohlenwasserstoff 178, einen Volumenanteil an Bitumen 180, einen Volumenanteil an Kerogen 182 und einen Volumenanteil an Wasser 184. Durch die Darstellung der identifizierten zugrunde liegenden Merkmale in einer solchen Visualisierung kann ein menschlicher Bediener in der Lage sein, Entscheidungen über die Verwaltung und/oder den Betrieb des Bohrlochs effektiv zu treffen.
20 stellt ein Beispiel für die Bohrlochmessung 350 dar, das eine Reihe von Spuren beinhalten kann, einschließlich eines RPI-Wertes, der basierend auf NMR-Messungen bestimmt wird, die gemäß dieser Offenbarung schnell erhalten werden. Die Bohrlochmessung 350 beinhaltet mehrere Spuren 352, 354, 356, 358, 360, 362, 364, 366, 368, 370 und 372. Diese Spuren sollen die Art von Informationen darstellen, die in einer Bohrlochmessung erscheinen können, und diese Spuren sind nicht vollständig. Tatsächlich können mehr oder weniger Spuren in jeder tatsächlichen Bohrlochmessung vorhanden sein, die gemäß dem Arbeitsablauf dieser Offenbarung entwickelt wird. Zurück zum Beispiel Bohrlochmessung 350 von 15, können die Spuren die folgenden Informationen enthalten:

Track 352: Tiefenspur.
Track 354: T₂-Verteilung aus der 2D-NMR T₁-T₂-Messung mit T₂LM- und T₂-Cutoff von 3,0 ms zur Trennung von gebundenen und effektiven Porositäten.
Spur 356: T₁-Verteilung aus der 2D-NMR T₁-T₂-Messung mit T₁LM.
Spur 358: Porosität aus der 2D-NMR-Messung im Vergleich zur Porosität aus den Kerndaten.
Spur 360: Volumetrische Ergebnisse der Mineralogie und Flüssigkeiten aus der Formationsbewertung mittels Spektroskopie und 2D-NMR-Messung.
Spur 362: Flüssigkeitsporositätsprotokolle aus der 2D-NMR T₁-T₂-Messung unter Verwendung der in 3 (c) dargestellten Cutoffs.
Spur 364: Tongebundene Wasserporosität aus der 2D-NMR-Messung im Vergleich zu den Kerndaten.
Spur 366: Gebundene Kohlenwasserstoffporosität aus der 2D-NMR-Messung im Vergleich zu den Kerndaten.
Spur 368: Effektive Porosität aus der 2D-NMR-Messung unter Verwendung von T₂-Cutoff von 3,0 ms im Vergleich zu den Kerndaten.
Spur 370: Effektive Wasserporosität aus der 2D-NMR-Messung im Vergleich zur effektiven Wasserporosität, berechnet aus dem spezifischen Widerstand.
Spur 372: Berechnetes RPI 202 (Linie) aus dem Arbeitsablauf 200 im Vergleich zu einem Kohlenstoffgewichtsanteil von 374 (Punkten) erzeugbarem Kohlenwasserstoff, berechnet aus den Kerndaten.

In der Tat, wie in Spur 372 zu sehen ist, ist der RPI 202, der mit Hilfe der multidimensionalen NMR-Messungen berechnet wurde, sehr gut mit dem Kernproben-basierten Maß der Kohlenstoffgewichtsfraktion 374 korreliert. Dies deutet darauf hin, dass das RPI 202 als sehr wertvolle Ergänzung oder Alternative zu einer Kernprobe dienen kann, da das RPI 202 mit Hilfe von Bohrlochmessungen berechnet werden kann, die den Zustand der Bohrlochflüssigkeiten in der Bohrlochumgebung genauer erfassen könnten. Nachdem der RPI 202 erzeugt und auf ein Bohrlochprotokoll wie das Bohrlochprotokoll 350 ausgegeben wurde, kann ein Betreiber oder anderer Entscheidungsträger effektiver Produktions- und Verwertungsentscheidungen treffen, die auf die Bedingungen der geologischen Formation 14 zugeschnitten sind.
Die oben beschriebenen spezifischen Ausführungsformen wurden exemplarisch dargestellt, und es ist zu verstehen, dass diese Ausführungsformen für verschiedene Modifikationen und alternative Formen anfällig sein können. Es sollte weiter verstanden werden, dass die Ansprüche nicht auf die offenbarten besonderen Formen beschränkt sein sollen, sondern vielmehr auf Änderungen, Äquivalente und Alternativen, die in den Geltungsbereich und Umfang dieser Offenbarung fallen.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

US 62510746 [0001]

Zitierte Nicht-Patentliteratur

Song, Y.-Q. (2013). Magnetic Resonance of Porous Media (MRPM): A perspective. Journal of Magnetic Resonance, 229, 12-24 [0057]
Song, Y.-Q., Venkataramanan, L., Hurlimann, M. D., Flaum, M., Frulla, P., & Straley, C. (2002). T(1)―T(2) correlation spectra obtained using a fast two dimensional Laplace inversion. Journal of Magnetic Resonance, 154(2), 261-268 [0057]

Claims

Verfahren, umfassend: Erhalten, unter Verwendung eines oder mehrerer Bohrlochmesswerkzeuge, einer oder mehrerer Kernspinresonanzmessungen aus einer geologischen Formation, wobei jede der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen entsprechende Daten umfasst; Erhalten eines Standardkerns, der zumindest teilweise auf einer bekannten Empfindlichkeit der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen basiert; Anwenden einer Maske auf die eine oder mehrere Kernspinresonanzmessungen, den Standardkernel oder beides, um maskierte Daten zu erzeugen; Umkehren der maskierten Daten; und Bestimmen einer Verteilungsfunktion unter Verwendung der invertierten maskierten Daten, wobei die Verteilungsfunktion ein Vorhandensein oder Fehlen bestimmter Komponenten der geologischen Formation anzeigt.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Maske aus einer Vielzahl von definierten Masken ausgewählt ist, die zumindest teilweise auf Daten basieren, die einen definierten Schwellenwert überschreiten.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Maske aus dem Speicher einer Rechenvorrichtung referenziert wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Maske zumindest teilweise basierend auf mathematischen Gleichungen oder einer Form definiert ist, die die eine oder mehrere Kernspinresonanzmessungen miteinander in Beziehung setzt, wobei die Maske konfiguriert ist, um einen Teil der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen und einen Teil des Standardkerns auszuschließen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die eine oder die mehreren Kernspinresonanzmessungen zumindest teilweise basierend auf Datenerfassungsparametern in Bezug auf die Maske durchgeführt werden.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Kerndaten ein modifizierter Kern sind, wobei der modifizierte Kern zumindest teilweise auf einer Längsmagnetisierung innerhalb eines Detektorabschnitts des einen oder der mehreren Bohrlochmesswerkzeuge und des Standardkerns basiert.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Maske zumindest teilweise basierend auf einer bekannten Zusammensetzung der geologischen Formation bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die eine oder die mehreren Kernspinresonanzmessungen eine zweidimensionale Kernspinresonanzmessung von T1 und T2 umfassen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die eine oder die mehreren magnetischen Kernmessungen aus einer Bewegung eines oder mehrerer Bohrlochmesswerkzeuge erhalten werden.
Herstellungsgegenstand, umfassend greifbare, nicht vorübergehende, maschinenlesbare Medien, umfassend Anweisungen, die, wenn sie von einem Prozessor ausgeführt werden, den Prozessor veranlassen zum: Erhalten, unter Verwendung eines oder mehrerer Bohrlochmesswerkzeuge, einer oder mehrerer Kernspinresonanzmessungen aus einer geologischen Formation, wobei jede der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen entsprechende Daten umfasst; Bestimmen eines modifizierten Kerns in Bezug auf das eine oder die mehreren Bohrlochmesswerkzeuge, wobei der modifizierte Kern zumindest teilweise auf der Empfindlichkeit der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen basiert; Anwenden einer Maske auf die jeweiligen Daten der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen, um maskierte Daten zu erzeugen; Umkehren der maskierten Daten, um umgekehrte maskierte Daten zu erzeugen, unter Verwendung des modifizierten Kerns; und Bestimmen einer Verteilungsfunktion unter Verwendung der umgekehrten maskierten Daten.
Herstellungsgegenstand nach Anspruch 10, wobei sich der modifizierte Kern des einen oder der mehreren Bohrlochmesswerkzeuge auf ein bewegliches Bohrlochmesswerkzeug bezieht.
Herstellungsgegenstand nach Anspruch 10, wobei die eine oder die mehreren Kernspinresonanzmessungen eine mehrdimensionale Kernspinresonanzmessung umfassen, die mindestens T1 und T2 umfasst.
Herstellungsgegenstand nach Anspruch 10, wobei die eine oder die mehreren Kernspinresonanzmessungen eine mehrdimensionale Kernspinresonanzmessung umfassen, die mindestens Diffusion (D) und T2 umfasst.
Herstellungsgegenstand nach Anspruch 10, wobei die Maske Daten entspricht, die auf das Vorhandensein von Wasser, Gas, Öl, Bitumen oder einer Kombination davon hinweisen.
Herstellungsgegenstand nach Anspruch 10, wobei die Maske von einem Bediener gezogen wird.
Herstellungsgegenstand nach Anspruch 10, wobei die Maske aus einer Vielzahl von zuvor definierten Masken ausgewählt ist, die zumindest teilweise auf Daten basieren, die einen definierten Schwellenwert überschreiten.
Herstellungsgegenstand nach Anspruch 10, wobei die Maske zumindest teilweise basierend auf Daten der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen ausgewählt wird, die einen definierten Schwellenwert überschreiten.
System, umfassend: ein Bohrlochmesswerkzeug, das konfiguriert ist, um eine oder mehrere Kernspinresonanzmessungen aus einer geologischen Formation zu erhalten; und ein Datenverarbeitungssystem, umfassend einen Prozessor, wobei das Bohrlochmesswerkzeug konfiguriert ist, um die eine oder mehrere Kernspinresonanzmessungen zu empfangen, und wobei der Prozessor konfiguriert ist zum: Bestimmen eines Kerns in Bezug auf das Bohrlochmesswerkzeug, wobei der Kern zumindest teilweise auf einer Empfindlichkeit der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen basiert; Anwenden einer Maske auf die eine oder mehrere Kernspinresonanzmessungen, um maskierte Daten zu erzeugen; Umkehren der maskierten Daten unter Verwendung des Kerns zu erzeugten umgekehrten maskierten Daten; und Bestimmen einer Verteilungsfunktion unter Verwendung der umgekehrten maskierten Daten, die eine Zusammensetzung der geologischen Formation darstellt.
System nach Anspruch 18, wobei der Kern zumindest teilweise auch auf dem Profil der Längsmagnetisierung innerhalb eines Bereichs des Detektors des Bohrlochmesswerkzeugs basiert.
System nach Anspruch 18, wobei die Maske zumindest teilweise basierend auf Daten der einen oder mehreren Kernspinresonanzmessungen ausgewählt wird, die einen definierten Schwellenwert überschreiten.