DE60029821T2 - Methode für magnetische kernresonanzmessungen und bohrlochmessgerät - Google Patents

Methode für magnetische kernresonanzmessungen und bohrlochmessgerät Download PDF

Info

Publication number
DE60029821T2
DE60029821T2 DE60029821T DE60029821T DE60029821T2 DE 60029821 T2 DE60029821 T2 DE 60029821T2 DE 60029821 T DE60029821 T DE 60029821T DE 60029821 T DE60029821 T DE 60029821T DE 60029821 T2 DE60029821 T2 DE 60029821T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
sequence
section
magnetic field
echo
magnetic resonance
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
DE60029821T
Other languages
English (en)
Other versions
DE60029821D1 (de
Inventor
D. Martin Ridgefield HURLIMANN
Charles Ridgefield FLAUM
Mark Ridgefield FLAUM
Lalitha Stamford VENKATARAMANAN
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Technology BV
Original Assignee
Schlumberger Technology BV
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology BV filed Critical Schlumberger Technology BV
Application granted granted Critical
Publication of DE60029821D1 publication Critical patent/DE60029821D1/de
Publication of DE60029821T2 publication Critical patent/DE60029821T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
    • G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
    • G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G01R33/46—NMR spectroscopy
    • G01R33/4625—Processing of acquired signals, e.g. elimination of phase errors, baseline fitting, chemometric analysis

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)

Description

  • Diese Patentanmeldung beansprucht die Priorität der US-Provisional-Anmeldung Nr. 60/170121, eingereicht am 10. Dezember 1999, und der US-Anmeldung Nr. 09/528881, eingereicht am 20. März 2000, die beide durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen sind.
  • GEBIET DER ERFINDUNG
  • Die Erfindung betrifft Untersuchungen von Gesteins-Proben und spezieller betrifft sie magnetische Kernresonanz(NMR)-Verfahren zum Bestimmen von Charakteristiken von unterirdischem Gestein, einschließlich Fluidzusammensetzungen.
  • TECHNISCHER HINTERGRUND
  • NMR ist seit über vierzig Jahren ein übliches Laborverfahren und wurde ein wichtiges Werkzeug zur Formationsbewertung. Allgemeiner Hintergrund zur NMR-Bohrlochprotokollierung kann beispielsweise in US 5 023 551 an Kleinberg et al., die auf den gleichen Anmelder wie die vorliegende Erfindung übertragen ist und hiermit durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen ist, gefunden werden.
  • NMR liegt die Tatsache zugrunde, dass der Kern vieler chemischer Elemente einen Drehimpuls ("spin") und ein magnetisches Moment aufweist. In einem äußeren angelegten statischen Magnetfeld richten sich die Spins des Kerns selbst entlang der Richtung des statischen Feldes aus. Diese Gleichgewichtssituation kann gestört werden durch einen Impuls eines oszillierenden magnetischen Feldes (beispielsweise ein HF-Impuls), der die Spins von der statischen Feldrichtung wegkippt. Der Winkel, um den die Spins gekippt werden, ist gegeben durch θ = γB1tp/2, wobei γ das gyromagnetische Verhältnis ist, B1 ist die linearpolarisierte oszillierende Feldstärke und tp ist die Dauer des Impulses. Kippimpulse von neunzig Grad oder einhundertachtzig Grad sind am verbreitetsten.
  • Nach dem Kippen treten zwei Dinge gleichzeitig auf. Erstens präzedieren die Spins um die Richtung des statischen Feldes bei der Larmor-Frequenz, die gegeben ist durch ω0 = γB0, wobei B0 die Stärke des statischen Feldes und γ das gyromagnetische Verhältnis ist. Für einen Wasserstoffkern mit γ/2π = 4258 Hz/Gauss, also z.B. in einem statischen Feld von 235 Gauss, würden die Wasserstoffspins mit einer Frequenz von 1 MHz präzedieren. Zweitens kehren die Spins zu der Gleichgewichtsrichtung gemäß einer Abklingzeit T1 zurück, welche als die Spin-Gitter-Relaxationszeit bekannt ist.
  • Dem Spin eines molekularen Kerns ist auch eine zweite Relaxationszeit T2, die sogenannte Spin-Spin-Relaxationszeit, zugeordnet. Am Ende eines neunzig-Grad-Kipp-Impulses sind alle Spins in einer gemeinsamen Richtung senkrecht oder quer zu dem statischen Feld ausgerichtet, und sie alle präzedieren bei der Larmor-Frequenz. Aufgrund kleiner Fluktuationen in dem statischen Feld, das durch andere Spins oder paramagnetische Unreinheiten induziert sind, präzedieren die Spins bei geringfügig verschiedenen Frequenzen, und die Quermagnetisierung phasenverschiebt sich mit einer Zeit konstant T2.
  • Ein Standard-Verfahren zum Messen von T2, sowohl im Labor als auch bei der Bohrlochprotokollierung, verwendet eine HF-Impuls-Folge, die als die CPMG(Carr-Purcell-Meiboom-Gill)-Folge bekannt ist. Wie es wohlbekannt ist, verursacht ein neunzig-Grad-Impuls nach einer Wartezeit, die jeder Impuls-Folge vorangeht, die Spins, Präzedierung bzw. Präzession zu beginnen. Dann wird ein einhundertachtzig-Grad-Impuls angelegt bzw. angewendet, der die Spins in der Messebene behält, aber verursacht, dass sich die Spins, die sich in der Querebene phasenverschieben, in ihrer Richtung umkehren und refokussieren. Durch wiederholtes Umkehren der Spins unter Verwendung einer Reihe von einhundertachtzig-Grad-Impulsen tauchen eine Reihe von "Spinechos" auf. Die Abfolge der Echos wird gemessen und verarbeitet, um die irreversible Phasenverschiebung T2 zu bestimmen. Solch ein Verfahren ist in US-A-5 796 252 beschrieben.
  • In Gesteinsformationen, wie in einer Bohrlochumgebung, kann T2 für Wasserstoff beinhaltende Fluide (beispielsweise Wasser, Öl, Gas) signifikante Anteile aufgrund von Oberflächenrelaxation, Volumenrelaxation und Diffusions effekten haben, d.h.
  • Figure 00030001
  • Jede dieser Beiträge liefert einige Informationen über die Gesteinsformation und/oder über das Fluid in der Gesteinsformation. Beispielsweise dominiert der Oberflächenrelaxationsbeitrag T2,surface in einer Benetzungsphase die Verteilung der beobachteten Verteilung von Abklingzeiten f(T2). Spins relaxieren überwiegend aufgrund von Kollisionen mit der Kornoberfläche, wobei die Kollisionsrate umgekehrt proportional zu der Porengröße ist. Dies bedeutet, dass die beobachtete Relaxationszeit ungefähr proportional zu der Porengröße ist, d.h. 1/T2,surface = ρ2S/Vp, wobei S der Oberflächenbereich der Pore ist, Vp das Porenvolumen ist und ρ2 die Oberflächenrelaxivität des Gesteins ist, ein phänomenologischer Parameter, der angibt, wie relaxierend die Oberfläche ist. Daher liefert die beobachtete f(T2) in einer Benetzungsphase Information über die Porengrößenverteilung. In einer Nichtbenetzungsphase wird die Oberflächenrelaxation vernachlässigbar und Volumenrelaxation, die mit der Viskosität zusammenhängt, dominiert die beobachtete f(T2). Daher liefert die beobachtete f(T2) in einer Nichtbenetzungsphase Informationen über die Viskosität.
  • In einem gleichförmigen statischen Magnetfeld erfährt jeder Spin die gleiche Magnetfeldstärke, unabhängig von seiner Position innerhalb des statischen Feldes, und die Diffusion liefert keinen Beitrag zu der beobachteten f(T2). In einem Magnetfeldgradienten wird jedoch jeder Spin verschiedene Magnetfeldstärken erfahren, wenn er durch das statische Feld diffundiert. Die Larmor-Frequenzen der diffundierenden Spins werden zeitabhängig und die Reihe von einhundertachtzig-Grad-Impulsen kann die Spins nicht vollständig refokussieren, was zu einem zusätzlichen Abklingsignal führt. Dieses zusätzliche Abklingsignal ist proportional zu dem Diffusionskoeffizienten D des Fluids und zu dem Quadrat der Gradientenstärke g und des Quadrats des Echoabstands tE, d.h.,
  • Figure 00030002
  • Da der Diffusionskoeffizient eine Angabe des Fluidtyps liefert, kann die Messung der Diffusionseffekte auf f(T2) verwendet werden als Basis zur Bestimmung des Typs von Fluids in einer Gesteinsformation.
  • Bestimmte NMR-Messungen von Diffusion beinhalten ein Verändern des Echoabstands tE in einer Standard-CPMG-Folge und daher des Ausmaßes von Diffusion der Spins, die zwischen zwei Echos erfolgt, und dann Vergleichen der gemessenen Relaxationen. Ein solches Beispiel von NMR-Messungen unter Verwendung von Echoabständen kann zum Beispiel in US 4 986 272 an Riederer et al. gefunden werden, bei der die NMR-Daten unter Verwendung einer Spinechoimpuls-Folge erhalten werden. 1A zeigt zwei CPMG-Folgen mit verschiedenen Echoabständen t1 und t2, wobei t2 länger ist als t1. Wenn der Echoabstand zunimmt, diffundieren die Spins zwischen zwei Echos weiter, und die gemessenen Relaxationszeiten nehmen in Abhängigkeit von dem Diffusionskoeffizienten des Fluids ab, wie es in Gleichung 2 oben angegeben ist. 1B zeigt die Relaxationsverteilungen f(T2) für ein Öl und Wasser, wie es von den zwei Sätzen von erhaltenen Echos aus den zwei in 1A gezeigten CPMG-Folgen erfasst wird. Wie in 1B zu sehen ist, ist die Relaxationsverteilung mit dem längeren Echoabstand t2 zu niedrigeren Relaxationszeiten T2 verschoben, relativ zu der Relaxationsverteilung mit dem kürzeren Echoabstand t1. Die Größe der Verschiebung ist proportional zu der Größe des Diffusionskoeffizienten, wie es durch die Pfeile 1 und 2 angegeben ist. Die Verschiebung von f(T2) für ein Fluid mit einem niedrigen Diffusionskoeffizienten 1, wie z.B. Schweröl, ist kleiner als die Verschiebung für ein Fluid mit einem größeren Diffusionskoeffizienten 2, wie Wasser oder Erdgas.
  • Obwohl solche NMR-Diffusionsmessungen nützlich sein können, leiden sie an einer Anzahl von Nachteilen. Beispielsweise werden die zwei CPMG-Folgen nicht die gleiche Anzahl von Echos für eine gegebene Erfassungszeit aufweisen. Die CPMG-Folge mit längerem Echoabstand wird eine geringere Anzahl von verwertbaren Echos haben, so dass sie unter einem niedrigeren Signal-Rausch-Verhältnis und niedrigerer Datenqualität allgemein leidet. Zusätzlich überlappen sich zumindest teilweise Relaxationsverteilungen für verschiedene Fluide, was es schwierig macht, Verschiebungen von einzelnen Relaxationszeiten zu identifizieren. In Fällen, in denen die Diffusionskoeffizienten für verschiedene Fluide niedrig sind, können die Verschiebungen schwierig zu unterscheiden sein. Letztendlich können diese Verfahren die Anteile aufgrund von Diffusions-Effekten von den Oberflächen- und Volumen-Relaxationsanteilen in den beobachteten Relaxationsverteilungen nicht trennen. Oberflächenrelaxation und Diffusion haben ähnliche Effekte auf die beobachteten Relaxationsverteilungen, so dass diese Verfahren eine ungenaue Information über das Fluid und über das Gestein oder die zu untersuchende Erdformation liefert.
  • ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
  • Die Erfindung schafft in einem Aspekt ein Verfahren zum Extrahieren von Information über ein Fluid, das in einem Gestein oder innerhalb eines Abschnitts von Erdformation, das ein Bohrloch umgibt (so wie er nachher verwendet wird, beinhaltet der Begriff "Gestein" Erde, Erdformation und einen Abschnitt von Erdformation), enthalten ist. Zum Beispiel beinhaltet die Erfindung ein Erzeugen einer Folge von Magnetfeldimpulsen in dem Fluid. Die Magnetfeldimpuls-Folge beinhaltet einen anfänglichen Magnetfeldimpuls, einen ersten Abschnitt, der dem anfänglichen Magnetfeldimpuls folgt, und einen zweiten Abschnitt, der dem ersten Abschnitt folgt. Magnetfeldresonanzsignale werden unter Verwendung des zweiten Abschnitts erfasst. Der erste Abschnitt der Folge wird dann verändert, und die Magnetfeldimpuls-Folge wird wieder erzeugt und die Magnetresonanzsignale werden unter Verwendung des zweiten Abschnitts wieder erfasst. Die Magnetresonanzsignale werden ab einer Zeit relativ zu dem anfänglichen Magnetfeldimpuls analysiert und die Information über das Fluid extrahiert.
  • Ein zweiter Aspekt der Erfindung schafft eine Protokollierungsvorrichtung zur Ausführung von Ausführungsbeispielen der erfindungsgemäßen Messungen in einer Bohrlochumgebung. Ein Ausführungsbeispiel einer solchen Protokollierungsvorrichtung beinhaltet ein Protokollierungswerkzeug, das durch ein Bohrloch bewegbar ist und einen mit dem Protokollierungswerkzeug gekoppelten Prozessor. Der Prozessor ist mit Befehlen bzw. Instruktionen programmiert, welche, wenn sie durch den Prozessor ausgeführt werden, das Protokollierungswerkzeug verursachen, eine Folge von Magnetfeldimpulsen in einem Untersuchungsbereich einer das Bohrloch umgebenden Erdformation zu erzeugen. Die Magnetfeldimpuls-Folge beinhaltet einen anfänglichen Magnetfeldimpuls, einen ersten Abschnitt und einen zweiten Abschnitt. Der Prozessor verursacht das Protokollierungswerkzeug, Magnetresonanzsignale zu erfassen, die von dem Untersuchungsbereich unter Verwendung des zweiten Abschnitts der Folge erzeugt werden, und dann Verändern des ersten Abschnitts der Folge und Wiederholen des Erzeugens der Folge und Erfassen der Magnetresonanzsignale. Die programmierten Befehle verursachen den Prozessor ebenfalls, Magnetresonanzsignale ab einer Zeit relativ zu dem anfänglichen Magnetfeldimpuls zu analysieren und Information über den Untersuchungsbereich zu extrahieren.
  • Weitere Details, Merkmale und Ausführungsbeispiele der Erfindung werden nun deutlicher durch die folgende ausführliche Beschreibung.
  • KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
  • Die Erfindung wird nun genauer in Verbindung mit den folgenden Figuren beschrieben, von denen:
  • 1A und 1B zusammen betrachtet eine NMR-Messung und T2-Verteilungen, die daraus erhalten werden, gemäß dem Stand der Technik zeigen;
  • 2A und 2B zusammen betrachtet ein Ausführungsbeispiel einer NMR-Messung und daraus erhaltener T2-Verteilungen gemäß der Erfindung zeigen;
  • 3 eine modifizierte CPMG-Folge zeigt, die in einer NMR-Messung gemäß Ausführungsbeispielen der Erfindung verwendet werden kann;
  • 4 eine Darstellung der Dämpfung über dem anfänglichen Echo-Abstand für drei verschiedene Fluide gemäß bestimmter Ausführungsbeispiele der Erfindung ist;
  • 5 eine Darstellung ist, die relative Signaldämpfungen für drei Proben zeigt, wenn der anfängliche Echo-Abstand gemäß bestimmten Ausführungsbeispielen der Erfindung verändert wird;
  • 6 stellt mehrere Magnetfeldimpuls-Folgen dar, die in einem Ausführungsbeispiel einer NMR-Messung gemäß der Erfindung verwendet werden können;
  • 7 zeigt eine zweidimensionale graphische Darstellung eines Diffusionskoeffizienten über der Relaxationszeit gemäß bestimmter Ausführungsbeispiele der Erfindung;
  • 8 stellt mehrere Magnetfeldimpuls-Folgen dar, die in einem weiteren Ausführungsbeispiel einer NMR-Messung gemäß der Erfindung verwendet werden können;
  • 9 zeigt zwei Darstellungen, die die Ergebnisse von zwei verschiedenen Gesteinsproben einer zeitabhängigen Diffusionskoeffizientenmessung gemäß bestimmter Ausführungsbeispiele der Erfindung zeigen;
  • 10 ist eine schematische Darstellung teilweise in Blockform eines Ausführungsbeispiels einer Bohrlochprotokollierungsvorrichtung, die bei der Umsetzung der Verfahren gemäß der Erfindung in einer Bohrlochumgebung verwendet werden kann;
  • 11 ist ein Blockdiagramm einer Bohrlochschaltungsanordnung, die mit einer Bohrlochprotokollierungsvorrichtung, wie sie in 10 gezeigt ist, verwendet werden kann; und
  • 12 ist ein Flussdiagramm einer Routine, die bei der Programmierung eines Prozessors bzw. von Prozessoren bei der Umsetzung bestimmter Ausführungsbeispiele der Erfindung verwendet werden kann.
  • GENAUE BESCHREIBUNG
  • Eine NMR-Messung gemäß der Erfindung umfasst die Erzeugung mindestens zweier verschiedener Magnetfeldimpuls-Folgen in einem Fluid und das Erfassen von Magnetresonanzsignalen, die durch die verschiedenen Magnetfeldimpuls-Folgen erzeugt werden. Informationen wie die Sättigung, der Diffusionskoeffizient, die Viskosität, die Zusammensetzung und so weiter über ein Fluid z.B. in einer Gesteinsprobe oder in einer ein Bohrloch umgebenden Gesteinsformation, wird extrahiert durch Analysieren der verschiedenen Magnetresonanzsignale.
  • Allgemein gesprochen können die in der Erfindung verwendeten Magnetfeldimpuls-Folgen dadurch charakterisiert werden, dass sie zwei Abschnitte aufweisen, wobei einem ersten Abschnitt ein zweiter Abschnitt folgt. In einer NMR-Messung gemäß der Erfindung wird die Empfindlichkeit des ersten Abschnitts auf Diffusionseffekte bei Vorhandensein eines Magnetfeldgradienten verändert, während der zweite Abschnitt im Wesentlichen derselbe bleibt. Magnetresonanzsignale werden unter Verwendung des zweiten Abschnitts erfasst und analysiert. Die unter Verwendung des zweiten Abschnitts, der nicht verändert wird, erfassten Signale zeigen im Wesentlichen die gleiche Relaxationsverteilung von einer Magnetfeldimpuls-Folge zur nächsten, außer dass sich die Amplitude der Signale verändert als ein Ergebnis davon, dass der erste Abschnitt verändert wurde. Durch Analysieren, wie sich die Magnetresonanzsignale verändern, wenn der erste Abschnitt verändert wird, können Informationen über das Fluid extrahiert werden.
  • Anders ausgedrückt heißt dies, dass bei Vorhandensein eines Magnetfeldgradienten der erste Abschnitt der Magnetfeldimpuls-Folgen, die in der Erfindung verwendet werden, sowohl empfindlich sind auf Relaxations- und Diffusions-Eftekte, wohingegen der zweite Abschnitt im Wesentlichen die gleiche Empfindlichkeit auf Relaxations-Effekte hat, aber eine verringerte Empfindlichkeit auf Diffusions-Effekte aufweist. Diffusions-Effekte während des ersten Abschnitts führen einen zusätzlichen Abfall bzw. zusätzliches Abklingen in das unter Verwendung des zweiten Abschnitts erfasste Signal ein. Das unter Verwendung des zweiten Abschnitts verwendete Signal ist daher gedämpft oder "diffusionseditiert" im Verhältnis zu dem Diffusionskoeffizienten des Fluids (siehe Gleichung 2 oben).
  • Diese Diffusions-Effekte können bei Vorhandensein eines statischen Magnetfeldgradienten oder unter Verwendung von gepulsten Feldgradienten, wie beispielsweise in US 5 796 252 an Kleinberg et al., die auf den gleichen Anmelder wie die vorliegende Erfindung übertragen ist und hiermit durch Bezugnahme in ihrer Gesamtheit aufgenommen ist, beschrieben ist, erfasst werden. In den ersten Abschnitt der Magnetfeldimpuls-Folgen der Erfindung eingefügte gepulste Feldgradienten können auch in Verbindung mit einem statischen Magnetfeld verwendet werden, um diese Diffusions-Effekte zu verstärken.
  • 2A und 2B zeigen ein Ausführungsbeispiel einer NMR-Messung gemäß der Erfindung. Nachdem ein statisches Magnetfeld in einem Fluid in einem Gestein erzeugt ist, werden eine erste Magnetfeldimpuls-Folge 3 und dann eine zweite Magnetfeldimpuls-Folge 4 in dem Fluid erzeugt. Die erste Folge 3 in diesem Ausführungsbeispiel (in 2A oben gezeigt) ist eine Standard-CPMG-Folge, in der ein anfänglicher 90 Grad-Impuls nach einer Zeit tshort von einer Folge von 180 Grad-Impulsen, die zeitlich beabstandet sind durch ungefähr 2tshort, gefolgt wird. Ein Magnetresonanz-Spinecho erscheint eine Zeit tshort nach jedem 180 Grad-Impuls, welches eine Reihe von Magnet-Spinechos mit einem zeitlichen Abstand tE,short, welches ungefähr gleich 2tshort ist, erzeugt. Diese erste Folge kann dargestellt werden als: 90 – [tshort – 180 – tshort – echoi]n (3)wobei die die Echos trennende Zeit tE,short gleich ungefähr 2tshort ist; echoi das i-te Magnetresonanz-Spinecho ist; und n die Anzahl von Spinechos in der Folge ist.
  • Eine Standard-CPMG-Folge kann gemäß der Erfindung als eine Magnetfeldimpuls-Folge charakterisiert werden, in der der erste Abschnitt im Wesentlichen identisch zu dem zweiten Abschnitt ist. Eine modifizierte CPMG-Folge gemäß der Erfindung kann gedacht werden als eine CPMG-Folge, in der der erste Abschnitt modifiziert wurde. Der zweite Abschnitt der modifizierten CPMG-Folge wird nicht verändert, und so wird eine CPMG ähnliche Reihe von Magnetresonanz-Spinechos mit einem zeitlichen Abstand von ungefähr gleich tE,short erzeugt.
  • Der zweite Abschnitt 4 (in 2A unten gezeigt) ist ein Ausführungsbeispiel einer modifizierten CPMG-Folge 4, in der die ersten Echo-Abstände der Standard-CPMG-Folge verlängert sind. Ein anfänglicher 90 Grad-Impuls wird gefolgt durch einen ersten Abschnitt, der eine erste Reihe von 180 Grad-Impulsen aufweist, die eine Zeit tlong,1 nach dem anfänglichen 90 Grad-Impuls beginnen und durch ungefähr 2tlong,1 getrennt sind, wobei tlong,1 größer als tshort ist. Ein Magnetresonanz-Spinecho taucht eine Zeit tlong,1 nach jedem 180 Grad-Impuls auf, was eine erste Reihe von Magnetresonanz-Spinechos mit einem zeitlichen Abstand tE,1 von ungefähr 2tlong,1 erzeugt. Der erste Abschnitt wird gefolgt durch einen zweiten Abschnitt, der eine zweite Reihe von 180 Grad-Impulsen, die zeitlich durch ungefähr 2tshort getrennt sind, aufweist. Die zweite Reihe von 180 Grad-Impulsen beginnt eine Zeit tshort nach dem letzten Spinecho des ersten Abschnitts und refokussiert dieses letzte Spinecho, um eine zweite Reihe von Magnetresonanz-Spinechos, die einen zeitlichen Abstand tE,short, welcher ungefähr gleich 2tshort ist, zu erzeugen.
  • Das Ausführungsbeispiel einer modifizierten CPMG-Folge 4, das unten in 2A gezeigt ist, kann allgemein dargestellt werden als: 90 – [tlong,j – 180 – tlong,j – ehok,j]m,j – [tshort – 180 – tshort – echoi',j]n',j (4)wobei für die j-te Folge tlong,j größer ist als tshort; echok,j das k-te Magnetresonanz-Spinecho des ersten Abschnitts ist; (m, j) die Anzahl von Spinechos des ersten Abschnitts ist; echoi',j das i'-te Magnetresonanz-Spinecho des zweiten Abschnitts ist; und (n', j) die Anzahl von Spinechos des zweiten Abschnitts ist. Wie in 2A gezeigt, weist der erste Abschnitt der modifizierten CPMG-Folge 4 zwei Spinechos auf, d.h., (m, j) = 2; es wird verstanden werden, dass der erste Abschnitt jedoch jede andere Anzahl von Echos aufweisen kann.
  • Ein anderes Ausführungsbeispiel einer modifizierten CPMG-Folge, die in Übereinstimmung mit der Erfindung verwendet werden kann, weist einen ersten Abschnitt auf, der eine stimulierte Echo-Folge umfasst. Beispielsweise umfasst der in 3 gezeigte erste Abschnitt eine Reihe von zwei 90 Grad-Impulsen zu Zeiten δ1 und Δ1 nach einem anfänglichen 90 Grad-Impuls, was ein stimuliertes Echo zu einer Zeit (Δ1 + δ1) nach dem anfänglichen 90 Grad-Impuls erzeugt. Der zweite Abschnitt, der dem ersten Abschnitt folgt, umfasst eine Reihe von 180 Grad-Impulsen, die zu einer Zeit tshort nach dem letzten stimulierten Echo beginnen, wobei das stimulierte Echo refokussiert wird, um eine Reihe von Magnetresonanz-Spinechos mit einem zeitlichen Abstand tE,short, der ungefähr gleich 2tshort ist, zu erzeugen. Die gesamte Folge kann allgemein dargestellt werden als: 90 – [δj – 90 – (Δj – δj) – 90 – δj – ehok,j]m,j – [tshort – 180 – tshort – echoi',j]n',j (5),wobei für die j-te Folge echok,j das k-te stimulierte Echo des ersten Abschnitts ist; (m, j) die Anzahl von stimulierten Echos des ersten Abschnitts ist, die einen Echoabstand gleich ungefähr (Δj + δj) aufweisen; und δj, Δj, tshort und Indizes (i', j) und (n', j) wie oben definiert sind.
  • Andere Ausführungsbeispiele einer modifizierten CPMG-Folge, die in Übereinstimmung mit der Erfindung verwendet werden können, sind in der am 20. März 2000 eingereichten U.S.-Anmeldung Nr. 09/528,881, die durch Bezugnahme hier eingeschlossen ist, beschrieben.
  • Die Darstellung in 2B zeigt die Relaxationsverteilungen, die aus den erfassten Magnetresonanzsignalen unter Verwendung der zweiten Abschnitte der ersten Folge 3 und der zweiten Folge 4 in Anwesenheit eines Magnetfeldgradienten extrahiert sind. Die in 2B gezeigten Relaxationsverteilungen f(T2) für Öl und Wasser sind außer, dass die Amplitude des Signals 4 der zweiten Folge relativ zu der Amplitude des Signals 3 der ersten Folge gedämpft ist, identisch. Das Ausmaß der Signaldämpfung ist proportional zu der Größe des Diffusionskoeffizienten, wie es durch Pfeile 5 und 6 angezeigt ist. Daher ist die Signaldämpfung für ein Fluid mit einem kleinen Diffusionskoeffizienten 5, wie Öl, kleiner als die Signaldämpfung für ein Fluid mit einem großen Diffusionskoeffizienten 6, wie Wasser oder Erdgas. Das Messen der relativen Amplitudenänderung zwischen korrespondierenden Spinechos der ersten Folge und der zweiten Folge kann zu quantitativen Informationen über das Fluid in der Untersuchungsprobe führen.
  • Typischerweise wird der Echoabstand in dem zweiten Abschnitt tE,short so kurz wie möglich gewählt, um die Anzahl n der Spinechos, die innerhalb einer gegebenen Erfassungszeit erzeugt und erfasst werden können, zu erhöhen. Dies erhöht im Allgemeinen das Signal-Rausch-Verhältnis und verringert bei Vorliegen eines Magnetfeldgradienten die Empfindlichkeit des zweiten Abschnitts auf Diffusions-Effekte. Zeiten für tshort in der Größenordnung von ungefähr 0,1 Millisekunden (100 μs), die zu Echoabständen tE,short in der Größenordnung von ungefähr 0,2 ms (200 μs) führen, werden in Bohrlochprotokollierungsmessungen verwendet, obwohl die Messungen der Erfindung unter Verwendung anderer Zeiten für tshort und tE,short durchgeführt werden können.
  • Um die Spinechos der ersten Folge mit den Spinechos der zweiten Folge korrekt zu korrelieren, beginnt die Datenverarbeitung für beide Folgen zur gleichen Zeit td relativ zu dem anfänglichen 90 Grad-Impuls. Mit anderen Worten, Spinechos, die vor td vorliegen, werden nicht bei der Verarbeitung verwendet, und nur Spinechos, die ab td starten, werden analysiert. Durch das Beginnen der Datenverarbeitung zur gleichen Zeit für jede Folge werden die Magnetresonanzsignale von jeder Folge im Wesentlichen ähnliche Relaxationseffekte widerspiegeln.
  • Wie in 2A gezeigt, korrespondiert td mit dem letzten Echo des ersten Abschnitts von der modifizierten CPMG-Folge. Zum Beispiel würde die Datenverarbeitung mit tshort = 0,1 ms und tlong,j = 4 ms bei ts = 16 ms beginnen, und wenn die zwei Spinechos des ersten Abschnitts der zweiten Folge unberücksichtigt gelassen werden, dann würden die ersten 80 Spinechos der ersten Folge, d.h. echoi von i = 1 bis (m, j) × (tlong,j/tshort) unberücksichtigt gelassen werden. Datenverarbeitung gemäß den bestimmten Ausführungsbeispielen der Erfindung kann jedoch das letzte Echo des ersten Abschnitts, d.h. das Echo von dem ersten Abschnitt, der durch den magnetischen Impuls des zweiten Abschnitts refokussiert ist, beinhalten. Das bedeutet, dass die Spinechos, die bei t = td auftreten, bei der Datenverarbeitung eingeschlossen würden.
  • Beide Folgen können auch am Ende während der Verarbeitung abgeschnitten werden, so dass eine im Wesentlichen gleiche Anzahl von Spinechos analysiert wird und/oder Echos mit geringem Signal-Rausch-Verhältnis unberücksichtigt gelassen werden. Typischerweise beinhalten beide Folgen immer noch eine große Anzahl von Echos speziell verglichen mit Verfahren aus dem Stand der Technik, in denen der Echoabstand eines Standard-CPMG erhöht wird. Daher werden die Verfahren der Erfindung im Allgemeinen genauere Messungen erlauben und ein besseres Signal-Rausch-Verhältnis verglichen mit Verfahren des Stands der Technik schaffen.
  • Obwohl die Spinechos vor td typischerweise in der obigen Analyse nicht verwendet werden, können sie erfasst und analysiert werden, um andere Informationen zu extrahieren, wie Gesamtporosität, Permeabilität usw. einer Fluid enthaltenden Gesteinsprobe, wie es zum Beispiel in US 5 023 551 , US 5 363 041 und US 5 389 877 beschrieben ist. Solche Analysen können in Verbindung mit den Verfahren dieser Erfindung durchgeführt werden.
  • Ein diffusionseditiertes gemäß (4) erzeugtes Signal für Zeiten ≥ td kann dargestellt werden als:
    Figure 00130001
    wobei td mit der Zeit (relativ zu dem anfänglichen Impuls) des letzten Echos des ersten Abschnitts korrespondiert, f(D, T2) die zweidimensionale Diffusion-T2-Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion ist, (m, j) die Anzahl von Echos des ersten Abschnitts ist, γ das gyromagnetische Verhältnis ist, g die Gradientfeldstärke ist, D der Diffusionskoeffizient ist und tE,j der Echoabstand in dem ersten Abschnitt der modifizierten Folge ist. Für modifizierte Folgen, die mehr als ein Echo in dem ersten Abschnitt aufweisen, d.h. (m, j) > 1, können multiexponentielle Diffusionszerfälle über eine breite Erfassungsbandbreite beobachtet werden. Solche mehrexponentiellen Zerfälle können genauer durch Ersetzen des einfachexponentiellen Diffusionsdämpfungsterms in Gleichung 6 mit Mehrfachtermen modelliert werden. Zum Beispiel würden für (m, j) = 2 zwei exponentielle Terme, einer von dem direkten Echo und der andere von dem stimulierten Echo, den einfachexponentiellen Term in Gleichung 6 ersetzen, was zu
    Figure 00140001
    führt, wobei A und B Parameter sind, die nur von der Erfassungsbandbreite abhängen.
  • In ähnlicher Weise kann ein diffusionseditiertes Signal, das gemäß (5) erzeugt ist, für Zeiten ≥ td dargestellt werden als:
    Figure 00140002
    wobei td die Zeit (relativ zu dem anfänglichen Impuls) des stimulierten Echos ist, f(D(td), T2) die zweidimensionale Diffusion-T2-Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion zur Zeit td ist und D(td) den Diffusionskoeffizienten zur Zeit td darstellt.
  • Die Amplitude der erfassten Echos kann unter Verwendung irgendeines von verschiedenen Signalverarbeitungsverfahren, die auf dem Gebiet bekannt sind, gemessen werden und dann gemäß bestimmten Ausführungsbeispielen der Erfindung an eine der Gleichungen 6, 7, 8 oder eine andere diffusionseditierte Signalgleichung angepasst bzw. angefittet werden, in Abhängigkeit von den verwendeten Magnetimpuls-Folgen, um den Diffusionskoeffizienten und andere Informationen über das Fluid zu extrahieren.
  • Wie vorher vorgeschlagen, kann das Messen der relativen Amplitudenveränderung zwischen korrespondierenden Spinechos der ersten und zweiten Magnetfeldimpuls-Folgen quantitative Informationen über das Fluid in der Untersuchungsprobe liefern. Speziell kann ein Vergleich korrespondierender Spinechos verschiedene Beiträge zu der T2-Relaxationsverteilung trennen und so eine genauere Information über das Fluid liefern. Wie beispielsweise mit Bezug auf 2A diskutiert sind, sind die ersten Abschnitte der modifizierten CPMG-Folgen der Erfindung bei Anwesenheit eines Magnetfeldgradienten empfindlicher auf Diffusions-Effekte als die zweiten Abschnitte, was dazu führt, dass das Signal des zweiten Abschnitts gedämpft oder diffusionseditiert verglichen zu dem Standard-CPMG-Signal ist. Das Signal des zweiten Abschnitts weist jedoch die gleichen Oberflächen- und Volumenrelaxations-Effekte wie das Signal der Standard- CPMG-Folge auf und ist sonst identisch hierzu. Ein Verhältnis der Amplituden der korrespondierenden T2-Verteilungen der ersten und zweiten Folgen trennt daher Diffusions-Effekte von sowohl Oberflächen- und Volumenrelaxations-Effekten.
  • Für mehrphasige Fluide bestimmen lineare Mischgesetze die beobachtete Signaldämpfung. Komponenten des Fluids mit verschiedenen Diffusionskoeffizienten können daher durch geeignetes Auswählen und Verändern eines Zeitabstands in dem ersten Abschnitt der modifizierten Folgen (beispielsweise tE,1; δj oder Δj) differenziert werden. 4 beinhaltet eine Darstellung, die nützlich beim Auswählen eines ersten Abschnittzeitabstands sein kann. Die Darstellung zeigt angenähert die Dämpfung über dem anfänglichen Echoabstand tE,1 für Öl (mit einem Diffusionskoeffizienten Döl von 2,3 × 10–6 cm2/s), Wasser (DWasser = 2,3 × 10–5 cm2/s) und Gas (DGas = 1,2 × 10–3 cm2/s), gemessen in einem Magnetfeldgradienten von ungefähr 25 Gauss/cm mit einer gemäß (4) erzeugten modifizierten Folge, die zwei Echos in dem ersten Abschnitt aufweist. In einem Bereich von Echoabständen, der größer als ungefähr 0,8 ms ist, ist die relative Dämpfung des Gassignals viel größer als die für Wasser oder Öl, welches anzeigt, dass dieser Bereich nützlich sein kann, um Gas von Wasser oder Öl zu differenzieren. Im Allgemeinen kann ein anfänglicher Echoabstand in einem Bereich von zwischen ungefähr 0,5 bis ungefähr 20 ms nützlich sein für Kohlenwasserstoff-Typanwendungen der Erfindung.
  • Ein anfänglicher Echoabstand, um zwischen zwei diffundierenden Komponenten zu differenzieren, kann angenähert werden als:
    Figure 00150001
    wobei D+ der Diffusionskoeffizient der höher diffundierenden Komponente ist, D– der Diffusionskoeffizient der niedriger diffundierenden Komponente ist, γ das gyromagnetische Verhältnis ist und g die Magnetfeldgradientenstärke ist. Gleichung 9 kann einen nützlichen Startpunkt bei der Auswahl eines anfänglichen Zeitabstands liefern, wenn die verschiedenen diffundierenden Komponenten (oder ein Bereich von Diffusionskoeffizienten) bekannt sind oder a priori angenähert werden können.
  • In einigen Ausführungsbeispielen der Erfindung kann die relative Dämpfung des Echosignals in Größen eines Dämpfungsfaktors ai quantifiziert werden. Die Fluidzusammensetzung kann dann bestimmt werden, indem eine lineare Kombination der Dämpfungsfaktoren für die einzelnen Komponenten genommen wird. Der Dämpfungsfaktor kann beispielsweise berechnet werden als ein Verhältnis der Summen von allen gemessenen Echos einer modifizierten CPMG-Folge zu den gemessenen Echos einer Standard-CPMG-Folge oder als ein Verhältnis von anfänglichen Amplituden einer modifizierten CPMG-Folge zu einer Standard-CPMG-Folge. In einem Gradientenfeld von ungefähr 25 Gauss/cm und unter Verwendung einer gemäß (4) erzeugten Folge mit zwei Echos in dem ersten Abschnitt (tE,1 = 8 ms, tE,short = 0,2 ms), wurde ein Dämpfungsfaktor für (Volumen-)Wasser aW berechnet zu ungefähr 0,32 und für 6 cp Öl wurde aÖl zu ungefähr 0,85 berechnet. Für ein Fluid mit Wasser- und Öl-Komponenten kann die Wassersättigung SW, d.h. der Anteil von Fluid, der Wasser ist, bestimmt werden aus dem gemessenen Dämpfungsfaktor des Fluids ameas unter Verwendung des folgenden Zusammenhangs:
  • Figure 00160001
  • Gemäß anderen Ausführungsbeispielen kann die Fluidzusammensetzung durch Anpassen bzw. Anfitten der gemessenen Dämpfungskurve über einem zeitlichen Abstand eines ersten Abschnitts als eine Superposition von Komponentenkurven bestimmt werden. 5 zeigt die relativen anfänglichen Dämpfungen eines diffusionseditierten Signals, wenn ein anfänglicher Echoabstand für eine NiCl-"dotierte" Wasserprobe (genannt "Wasser"), eine S6-Öl-Probe (genannt "Öl") und eine teilweise ölgesättigte Sandstein-Probe verändert wird. Die diffusionseditierten Signale wurde in einem gleichförmigen Gradientenfeld von ungefähr 13 Gauss/cm mit einer modifizierten CPMG-Folge gemäß (4), die zwei Echos in dem ersten Abschnitt aufweist, erzeugt. Für die Wasser- und Öl-Proben wurden die aufgetragenen Punkte, die die Amplitude eines modifizierten CPMG-Signals relativ zu einem Standard-CPMG-Signal darstellen, an eine Kurve unter Verwendung von Gleichung 7 oben angepasst mit A = 0,59 und B = 0,20. Aus der Anpassung wurden die Diffusionskoeffizienten extrahiert und als DW = 2,5 × 10–5 cm2/s für die Wasser-Probe und DÖl = 1,35 × 10–6 cm2/s für die Öl-Probe bestimmt. Für die teilweise ölgesättigte Sandstein-Probe wurde die relative Dämpfung als eine Superposition von zwei Kurven unter Verwendung von Gleichung 7 und drei Parametern: SW, der Wassersättigung; DW,eff, dem effektiven Diffusionskoeffizienten für Wasser; und DÖl,eff, dem effektiven Diffusionskoeffizienten für Öl, modelliert. Aus der Anpassung wurde bestimmt, dass SW = 0,21, DW,eff = 1,9 × 10–5 cm2/s und DÖl,eff = 1,3 × 10–6 cm2/s sind.
  • Die auf diese Weise bestimmte Wassersättigung SW stimmt mit unabhängigen gravimetrischen Messungen überein und der effektive Öl-Diffusionskoeffizient DÖl,eff stimmt mit dem Volumendiffusionskoeffizienten DÖl des reinen Fluids wie erwartet überein. Der effektive Wasserdiffusionskoeffizient DW,eff war jedoch kleiner als der Volumendiffusionskoeffizient DW von Wasser. Der Unterschied in den Wasserdiffusionskoeffizienten wird verringerter Diffusion des Wassers in dem Gestein zugeschrieben, da es bekannt ist, dass Wasser in Sandstein hauptsächlich die kleinen Poren des Gesteins besetzt.
  • Den Effekten der Porengeometrie hinsichtlich eingeschränkter Diffusion und interner Gradienten kann sich unter Verwendung der in US-Anmeldung Nr. 09/528,881 angenommen werden. Die Effekte der eingeschränkten Diffusion und interner Gradienten kann sich auch hinsichtlich des gemessenen Dämpfungsfaktors angenommen werden. Eine hypothetische Wassersättigung für Wasser, die nicht zu der beobachteten Signaldämpfung beiträgt, berechnet als z.B.
    Figure 00170001
    und ein Verhältnis des gemessenen Dämpfungsfaktors zu dem von (Volumen-)Wasser, d.h.
    Figure 00170002
    kann verwendet werden, um hinsichtlich der Effekte der eingeschränkten Diffusion und interner Gradienten jeweils bei der Berechnung zum Beispiel der Wasser/Öl-Sättigung in einer Gesteinsprobe zu korrigieren.
  • Die diffusionseditierenden Ausführungsbeispiele der Erfindung können daher Sättigungs- und Diffusionskoeffizienten-Information über ein Fluid direkt ohne ein a priori-Wissen über die Relaxation in dem Fluid und ohne irgendwelche Annahmen hierüber zu machen, direkt extrahiert werden. Da die Messungen dieser Ausführungsbeispiele bei Vorhandensein eines Magnetfeldgradienten stattfinden, sind die Spinechos aus einer dünnen Scheibe entlang der Probe erzeugt. Durch Bewegen der Probe und des Gradienten relativ zueinander entlang der Gradientenrichtung kann ein Attribut- bzw. Merkmals-Profil des Fluids, beispielsweise ein Sättigungsprofil eines Fluids in einer Gesteinsprobe, erhalten werden.
  • In anderen Ausführungsbeispielen der Erfindung werden mehrere Magnetfeldimpuls-Folgen, von denen jede einen verschiedenen ersten Abschnitt aufweist (beispielsweise verschiedene Zeitabstände tlong,j oder δj und/oder Δj) verwendet, um die NMR-Messungen durchzuführen. Das diffusionseditierte Magnetresonanzsignal hängt von einem zeitlichen Abstand in dem ersten Abschnitt (beispielsweise tE,j, δj, Δj) ab, so dass Fluide mit verschiedenen Diffusionskoeffizienten mit verschiedenen Ausmaßen während verschiedener zeitlicher Abstände (siehe Gleichung 6, 7 oder 8 oben) diffundieren. Das Invertieren von Daten unter Verwendung nur zweier verschiedener Zeitabstände (wie in den obigen Ausführungsbeispielen beschrieben) führt zu einem durchschnittlichen Diffusionskoeffizienten für jede Relaxationszeit und so können keine verschiedenen Diffusionskomponenten aufgelöst werden, die überlappende Relaxationszeiten haben. Die Messung von Magnetresonanzsignalen unter Verwendung von mehr als zwei Zeitabständen erlaubt es, Diffusionskoeffizient und Relaxationszeit getrennt zu extrahieren, und es kann somit helfen, verschiedene Fluidkomponenten hinsichtlich der Diffusion und Relaxation aufzulösen, sowie anderer Parameter, die aus D, T2 oder einer Kombination von D und T2, wie T1, die Viskosität, die Sättigung, die Porosität, usw.
  • 6 zeigt mehrere Magnetfeldimpuls-Folgen, die in einem Ausfüh rungsbeispiel einer NMR-Messung gemäß der Erfindung verwendet werden können. Eine erste Magnetfeldimpuls-Folge 10 ist eine Standard-CPMG-Folge, die einen ersten zeitlichen Abstand tshort und einen ersten Echoabstand tE,short aufweist. Eine zweite Magnetfeldimpuls-Folge 11 ist durch Modifizieren, in diesem Falle Verlängern, eines zeitlichen Abstands zwischen dem anfänglichen 90 Grad-Impuls und dem ersten 180 Grad-Impuls tlong,1 erzeugt, was zu einem verlängerten Echoabstand tE,1 in dem ersten Abschnitt führt. Eine dritte Magnetfeldimpuls-Folge 12 ist durch wiederholtes Modifizieren eines zeitlichen Abstands des ersten Abschnitts tlong,2 erzeugt. Eine vierte Magnetfeldimpuls-Folge 13 ist wiederum erzeugt durch Modifizieren eines zeitlichen Abstands des ersten Abschnitts tlong,3 und auch der Anzahl der Spinechos in dem ersten Abschnitt.
  • Dieses Ausführungsbeispiel einer NMR-Messung beinhaltet das Erzeugen jeder der in 6 gezeigten Magnetfeldimpuls-Folgen in einem Fluid in einem Gestein. Magnetresonanzsignale von jeder Folge werden erfasst unter Verwendung des zweiten Abschnitts jeder Folge, welche im Wesentlichen die gleiche bleibt von Folge zu Folge. Wie oben diskutiert, beginnt die Datenverarbeitung für jede Folge zu einer Zeit td relativ zu dem anfänglichen 90 Grad-Impuls, um die von jeder Folge erfassten Spinechos korrekt zu korrelieren. 6 zeigt td korrespondierend zu der Zeit des letzten Echos der zweiten Folge 11, welches in dieser Darstellung mit der Zeit des letzten Echos der vierten Folge 13 korrespondiert. Einige Spinechos aus dem zweiten Abschnitt der dritten Folge 12, die vor der Zeit td entstehen, werden bei der Datenverarbeitung gemäß diesem Ausführungsbeispiel unberücksichtigt gelassen. Die Zeit td muss nicht notwendigerweise mit der Zeit des letzten Echos des längsten ersten Abschnitts wie es in 6 gezeigt ist korrespondieren; td ist jedoch mindestens so lang wie der längste erste Abschnitt.
  • Obwohl 6 vier Magnetfeldimpuls-Folgen zeigt, können auch andere Anzahlen von Magnetfeldimpuls-Folgen in NMR-Messungen gemäß der Erfindung verwendet werden, wobei die Verwendung von mehr Folgen in einer höheren Auflösung der Diffusions-(oder Relaxations-, Viskositäts-, Sättigungs- usw.)Verteilung resultiert. Zusätzlich müssen die mehreren Magnetfeldimpuls-Folgen keinen Typ einer modifizierten CPMG-Folge, wie sie in 6 gezeigt ist, beinhalten. Messungen gemäß den Verfahren der Erfindung können unter Verwendung mehrerer Magnetfeldimpuls-Folgen, die eine Kombination von modifizierten CPMG-Folgen, die gemäß (4), (5) erzeugt sind oder irgendeine andere Folge, die in US-Anmeldung Nr. 09/528,881 beschrieben ist, durchgeführt werden.
  • Die Magnetresonanzsignale aus mehreren Magnetfeldimpuls-Folgen können verwendet werden, um ein zweidimensionales Kennfeld irgendwelcher zwei Parameter, die das Fluid in dem Gestein angeben, die aus den Daten transformiert werden können, wie z.B. D, T1, T2, Viskosität, Sättigung, usw., zu extrahieren. Die gemessenen Daten können Tausende von Datenpunkten oder in einigen Fällen Zehntausende von Datenpunkten oder mehr beinhalten. In solchen Fällen kann es hilfreich sein, die Daten vor einer Extraktion von Information über das Fluid in dem Gestein zu komprimieren.
  • Die zweidimensionale Dichtefunktion f(D, T2) kann aus Gleichung 6, 7 oder 8 oben unter Verwendung beispielsweise eines Verfahrens zur Optimierung der kleinsten Quadrate extrahiert und dann graphisch dargestellt werden, um ein zweidimensionales Kennfeld des Diffusionskoeffizienten gegenüber der Relaxationszeit zu erzeugen. Andere Parameter, wie z.B. Viskosität, Sättigung, Porosität, usw., können aus D und/oder T2 abgeleitet und zwei solche Parameter gegeneinander aufgetragen werden, um ein zweidimensionales Kennfeld von zum Beispiel T1 gegen T2, Viskosität gegen Sättigung usw. zu erhalten.
  • 7 zeigt ein vollständiges zweidimensionales Diffusionskoeffizient-Relaxationszeit-Kennfeld sowie korrespondierende eindimensionale Diffusions- und Relaxationsverteilungen, die aus Gleichung 7 (A = 0,59, B = 0,20) unter Verwendung der Daten von der gleichen oben diskutierten (unter Bezugnahme auf 5) teilweise ölgesättigten Sandstein-Probe extrahiert wurden. Das NiCl-"dotierte" Wasser hat ungefähr die gleiche Relaxationszeit T2 wie das Öl. Daher überlappen die Öl- und Wasser-Signale in der oben gezeigten herkömmlichen T2-Verteilung (erhalten durch Integration von f(D, T2) über D) vollständig und es erscheint nur ein einzelner Peak. Das zweidimensionale Kennfeld sowie die rechts gezeigte Diffusions-Verteilung (erhalten durch Integration von f(D, T2) über T2) zeigen eindeutig zwei verschiedene Diffusionskomponenten, eine mit einem Diffusionskoeffizienten von ungefähr 10–6 cm2/s, der dem S6-Öl zugeordnet werden kann, und der andere mit einem höheren Diffusionskoeffizienten von ungefähr 10–5 cm2/s, der dem Wasser zugeschrieben werden kann. Die Öl- und Wasser-Sättigungen korrespondieren mit der Fläche unter den entsprechenden Peaks, die zu 0,78 bzw. 0,22 bestimmt wurden (in guter Übereinstimmung mit den obigen Ergebnissen).
  • Daher können gemäß einem Aspekt der Erfindung Informationen, wie Diffusionskoeffizient und relative Sättigung von verschiedenen Komponenten eines Fluids, bestimmt werden, auch, wenn es keinen Kontrast in den Relaxationszeiten der verschiedenen Komponenten gibt. Wie zuvor erwähnt, sind keine Annahmen oder vorheriges Wissen über den Zusammenhang zwischen Diffusion und Relaxation notwendig, um die Information zu extrahieren.
  • Das zweidimensionale Kennfeld und die Diffusions-Verteilung in 7 zeigen auch einige Beiträge, die einen ersichtlichen Diffusionskoeffizienten haben, der den von (Volumen-)Wasser übersteigt. Diese können den Effekten von internen Gradienten innerhalb der Gesteinsprobe zugeordnet werden, die den angelegten Gradienten von ungefähr 13 Gauss/cm übersteigen. Aus Gleichung 2 kann ersehen werden, dass ein großer interner Gradient als ein hoher Diffusionskoeffizient interpretiert werden kann. Wie oben erwähnt, kann auf die Effekte von internen Gradienten unter Verwendung von anderweitig beschriebenen Verfahren eingegangen werden.
  • 8 zeigt mehrere Magnetfeldimpuls-Folgen, die in einem noch weiteren Ausführungsbeispiel einer NMR-Messung gemäß der Erfindung verwendet werden können. Eine erste Magnetfeldimpuls-Folge 20 weist einen ersten Abschnitt auf, der eine erste stimulierte Echo-Folge beinhaltet. Nach einem anfänglichen 90 Grad-Impuls wird ein zweiter 90 Grad-Impuls zur Zeit δ1 angewendet, gefolgt durch einen dritten 90 Grad-Impuls zur Zeit Δ1,1, wobei ein Echo zur Zeit td,1 stimuliert wird, wobei alle Zeiten relativ zu dem anfänglichen 90 Grad-Impuls sind. Eine zweite Magnetfeldimpuls-Folge 21 ist eine zweite stimulierte-Echo-modifizierte CPMG-Folge, in der die Zeitabstände zwischen dem anfänglichen und dem zweiten 90 Grad-Impuls δ2 und zwischen dem anfänglichen und dritten 90 Grad-Impuls Δ2,1 modifiziert wurden, während die Zeit td,1, zu der ein stimuliertes Echo erzeugt wird, im Wesentlichen konstant gehalten wird. Eine dritte bzw. eine vierte Magnetfeldimpuls-Folge 22 bzw. 23 sind ebenfalls stimulierte-Echo-modifizierte CPMG-Folgen. In der dritten Magnetfeldimpuls-Folge 22 wird der zweite 90 Grad-Impuls zu einer Zeit δ1 nach dem anfänglichen Impuls erzeugt wie in der ersten Folge 20, aber die Zeit des stimulierten Echos td,2 wurde modifiziert, in diesem Fall verkürzt. Die vierte Magnetfeldimpuls-Folge 23 stimuliert ein Echo im Wesentlichen zu der gleichen Zeit td,2, während der zweite 90 Grad-Impuls zu einer Zeit δ2 nach dem anfänglichen Impuls erzeugt wird, wie in der zweiten Folge 21.
  • Magnetresonanzsignale werden, wie es zuvor beschrieben ist, unter Verwendung des zweiten Abschnitts jeder Folge erfasst. Durch Verändern der Zeit td,i, zu der die Datenverarbeitung gestartet wird, zusätzlich zum Verändern eines zeitlichen Abstands in dem ersten Abschnitt in mehreren Magnetfeldimpuls-Folgen, kann ein zeitabhängiges Attribut bzw. Merkmal des Fluids in einem porösen Medium, wie beispielsweise ein zeitabhängiger Diffusionskoeffizient, gemessen werden. Für ein Fluid in einem porösen Medium, wie Gestein oder Erdformationen, ist die Diffusion eingeschränkt. Wenn diffundierende Spins sich der Porenwand nähern, beginnt der gemessene Diffusionskoeffizient von dem Diffusionskoeffizienten des freien Fluids abzuweichen. Wenn die Spins durch einige Poren diffundieren, erreicht der Diffusionskoeffizient asymptotisch einen Tortuositäts-Grenzwert, der gegeben ist durch D0/Fϕ, wobei D0 der Diffusionskoeffizient des freien Fluids (oder des Volumens) ist, F der elektrische Formationsfaktor des porösen Mediums ist und ϕ die Porosität des Mediums ist. Daher kann aus dem zeitabhängigen Verhalten von D(t) eine direkte Angabe der Porengröße und/oder Porengeometrie ermittelt werden.
  • Unter Bezugnahme auf das in 8 dargestellte Ausführungsbeispiel wird die Amplitude der stimulierten Echos zur Zeit td,i von δj (siehe Gleichung 8 oben) bei Anwesenheit eines Magnetfeldgradienten abhängen. Daher erlaubt das Messen, wie die Amplitude des stimulierten Echos mit δj variiert, einen durchschnittlichen Diffusionskoeffizienten D(td,i) für alle T2-Komponenten zur Zeit td,i zu extrahieren, und das Verändern der Zeit td,i für jeden zeitlichen Abstand δj erlaubt es, einen zeitabhängigen Diffusionskoeffizienten D(t) zu bestimmen. Es sollte verstanden werden, dass andere modifizierte CPMG-Folgen, wie sie oben beschrieben sind, in zeitabhängigen Messungen gemäß der Erfindung verwendet werden können mit Anwendung analoger Analyse.
  • 9 beinhaltet Darstellungen, die normalisierte zeitabhängige Diffusionskoeffizienten D(t)/D0 gegen die Diffusionslänge
    Figure 00230001
    für zwei verschiedene Gesteins-Proben zeigen. Die obere Darstellung 30 zeigt eingeschränkte Diffusion in einer Sandstein-Probe, während die untere Darstellung 40 eingeschränkte Diffusion in einer Kohlensäure beinhaltenden Gesteins-Probe zeigt. Fotografien jeder Probe liegen neben jeder Darstellung vor. Die NMR-Messungen wurden mit mehreren stimulierten Echo-modifizierten CPMG-Folgen zu Zeiten td,i 20 ms, 50 ms, 100 ms, 200 ms, 500 ms und 1 s durchgeführt. Für jedes td,i wurden fünf Werte für zeitliche Abstände δj verwendet. Die Punkte mit Fehlerbalken, beispielsweise 32 und 42, sind die Datenpunkte, die für jedes td,i aus diesen Messungen erzeugt wurden. Die offenen Kreise, beispielsweise 34 in der oberen Darstellung 30, zeigen Ergebnisse aus einer konventionellen zeitabhängigen Diffusionskoeffizienten-Messung unter Verwendung eines gepulsten Feldgradienten. Die Strichlinien 34 und 46 geben die unabhängig erfassten normalisierten Tortuositäts-Grenzwerte 1/Fϕ an.
  • Für die Sandstein-Probe nimmt der zeitabhängige Diffusionskoeffizient (wie in den Punkten 32 gezeigt) langsam ab und erreicht nicht den asymptotischen Tortuositäts-Grenzwert 36 bei der längsten gemessenen Diffusionslänge (ungefähr 50 μm), was angibt, dass die durchschnittliche Porengröße der Sandstein-Probe in der Größenordnung einiger 10 μm ist. Im Gegensatz dazu erreicht der zeitabhängige Diffusionskoeffizient für die Kohlensäure enthaltende Probe (wie durch die Punkte 42 gezeigt ist) seinen Tortuositäts-Grenzwert rasch, was eine durchschnittliche Porengröße von einigen Mikrometern angibt. Die Ergebnisse der zeitabhängigen Diffusionsmessungen der Erfindung an der Sandstein-Probe 32 stimmen auch gut mit den Ergebnissen von herkömmlichen gepulsten Feldgradient-Messungen 34 überein.
  • Daher können zusätzlich zu der Information wie Diffusion und Sättigung die Magnetfeldimpuls-Folgen der Erfindung verwendet werden, um Informationen über Porengröße und Porengeometrie eines Gesteins, ohne irgendwelche Annahmen oder vorheriges Wissen über das Gestein oder das Fluid zu extrahieren. Herkömmlich werden Angaben über Porengröße und Porengeometrie aus Relaxations-Verteilungen extrahiert, die von phänomenologischen Faktoren wie Oberflächenrelaxation ρ2 und Oberflächenrauigkeit oder von zeitabhängigen Diffusionsmessungen, die gepulste Feldgradienten benötigen, abhängen. Obwohl die Verfahren der Erfindung mit gepulsten Feldgradienten durchgeführt werden können und gepulste Feldgradienten verwendet werden können, um die Diffusionseffekte in einem statischen magnetischen Feld zu erhöhen, werden gepulste Feldgradienten wie zuvor diskutiert nicht benötigt. Die Anwendung von gepulsten Feldgradienten benötigt typischerweise eine große Menge Leistung und zusätzlicher Hardware, wie zusätzlicher HF-Spulen, was in einigen Einstellungen nicht wünschenswert ist.
  • Die Verfahren der Erfindung können in einer Laboreinstellung oder in einer Bohrlochumgebung, wie mit einer Bohrlochprotokollierungsvorrichtung, ausgeführt werden. 10 zeigt eine Vorrichtung, die zum Ausführen von Ausführungsbeispielen der Erfindung verwendet werden kann, um die unterirdischen Formationen 131, die das Bohrloch 132 durchquert, zu untersuchen. Eine Magnetresonanz-Untersuchungsvorrichtung oder eine Magnetresonanz-Protokollierungsvorrichtung 130 hängt in dem Bohrloch 132 an einem armierten Kabel 133, dessen Länge im Wesentlichen die relative Tiefe der Vorrichtung 130 bestimmt. Die Länge des Kabels 133 wird durch geeignete Mittel an der Oberfläche, wie einen Trommel- und Winde-Mechanismus, gesteuert. Die Oberflächenausrüstung, dargestellt bei 107, kann vom herkömmlichen Typ sein und kann ein Prozessor-Untersystem, das mit der Bohrlochausrüstung kommuniziert, beinhalten. Es wird verstanden werden, dass einiges der Verarbeitung im Bohrloch bzw. untertage durchgeführt werden kann und dass in einigen Fällen einiges der Verarbeitung an einem entfernten Ort durchgeführt werden kann. Auch können, obwohl eine Seilarbeit dargestellt ist, andere Formen der physikalischen Unterstützung und der Kommunikationsverbindung verwendet werden, z.B. in einem Messung-während-des-Bohrens-System (measurement-while-drilling system) oder einem Protokollierung-während-des-Bohrens-System (logging-while-drilling system) bei der Durchführung der Verfahren der Erfindung.
  • Wie zum Beispiel in US 5 055 787 , US 5 055 788 und US 5 153 514 beschrieben, kann die Magnetresonanz-Protokollierungsvorrichtung 130 eine Oberfläche 114 aufweisen, um in innigen Kontakt mit der Bohrlochwand zu gelangen. Die Bohrlochwand kann einen aufgebrachten Schlammkuchen 116 aufweisen. Ein ausfahrbarer Arm 115 ist vorgesehen, der aktiviert werden kann, um den Körper des Werkzeugs 113 durch den Schlammkuchen gegen die Bohrlochwand während eines Protokollierungslaufs zu drücken, wobei die Oberfläche 114 gegen die Oberfläche der Wand gedrückt wird. Obwohl das Werkzeug 113 als ein einzelner Körper gezeigt ist, kann das Werkzeug alternativ einzelne Komponenten, wie eine Kartusche, Sonde oder ein Ladegestell aufweisen, und das Werkzeug kann kombinierbar mit anderen Protokollierungswerkzeugen sein.
  • Die Protokollierungsvorrichtung beinhaltet zum Beispiel einen Permanentmagneten oder eine Permanentmagnetanordnung 117, die aus einem Samarium-Kobalt-magnetischen Material und einer oder mehrerer HF-Antennen 118 gebildet sein kann. Der Untersuchungsbereich oder die empfindliche Zone, allgemein mit 127 bezeichnet, ist ein Bereich in der Formation, in dem das statische magnetische Feld allgemein gleichförmig ist, obwohl dies nicht notwendigerweise benötigt wird zum Betrieb gemäß der Erfindung. Einige Ausführungsbeispiele der Erfindung können Vorteil aus einer inhärenten Nichtgleichförmigkeit in dem statischen magnetischen Feld ziehen, um einen statischen Magnetfeldgradienten innerhalb des Untersuchungsbereichs 127 zu erzeugen. In anderen Ausführungsbeispielen können gepulste Magnetfeldgradienten verwendet werden, um einen Magnetfeldgradienten innerhalb des Untersuchungsbereichs 127 zu erzeugen bzw. zu erhöhen. Beispielsweise beschreibt US 5 796 252 , die hier durch Bezugnahme aufgenommen ist, verschiedene Ausführungsbeispiele einer Antenne, die in Protokollierungsvorrichtungen der Erfindung eingebaut sein können und verwendet werden, um Pulsfeldgradienten in dem Untersuchungsbereich 127 zu erzeugen. Es wird verstanden werden, dass andere geeignete Werkzeugkonfigurationen zur Durchführung der Erfindung verwendet werden können.
  • 11 zeigt in vereinfachter Weise eine Schaltungsanordnung eines Typs, die zum Erzeugen von HF-Puls-Folgen und zum Empfangen und Verarbeiten von Magnetresonanzsignalen verwendet werden kann; es wird jedoch erkannt werden, dass eine Schaltungsanordnung mit verschiedenen Konfigurationen zur Ausführung der Erfindung verwendet werden kann.
  • Ein Bohrlochprozessoruntersystem ist bei 210 dargestellt. Das Prozessoruntersystem 210 hat einen zugeordneten Speicher, eine Zeitsteuerung, Schnittstellen und periphere Geräte (nicht getrennt gezeigt), wie es auf dem Gebiet bekannt ist. Das Prozessoruntersystem ist herkömmlicherweise mit der Telemetrieschaltungsanordnung 205 gekoppelt, um mit der Erdoberfläche zu kommunizieren. Es sollte bemerkt werden, dass das Prozessoruntersystem und zugeordnete Komponenten untertage, übertage oder teilweise untertage und teilweise übertage angeordnet sein können.
  • Ein Oszillator 220 erzeugt Hochfrequenz(HF)-Signale bei der gewünschten Resonanzfrequenz oder gewünschten Resonanzfrequenzen in dem Untersuchungsbereich, und der Ausgang des Oszillators ist mit einem Phasenschieber 222 gekoppelt und dann mit einem Modulator 230, die beide durch das Prozessoruntersystem 210 gesteuert werden. Der Phasenschieber und der Modulator können in einer Weise gesteuert werden, wie sie auf dem Gebiet bekannt ist, um die gewünschten Pulse eines HF-Felds zu erzeugen, zum Beispiel die 90 Grad- und 180 Grad-Impulse, die in Ausführungsbeispielen hiervon verwendet werden. Wie zum Beispiel in US 5 055 788 beschrieben, kann der Oszillator 220 eine Mehrzahl von Oszillatoren sein, die in einer Weise verwendet werden, das die Erzeugung und letztendliche Erfassung der gewünschten Signale ermöglicht. Der Ausgang des Modulators 230 ist über einen Leistungsverstärker 235 mit der HF-Antenne 240 verbunden. Ein Güteschalter (Q-switch) 250 kann vorgesehen sein, um das HF-Antennen-System zu dämpfen, wenn es in einem kritischen Bereich ist, um Antennenrufe zu reduzieren.
  • Die Antenne 240 ist auch mit einem Empfangsabschnitt über einen Duplexer 265 verbunden, dessen Ausgang mit einem Empfangsverstärker 270 verbunden ist. Der Duplexer 265 schützt den Empfänger während der Übertragungs- und Dämpfungsmoden. Während des Empfangsmodus stellt der Duplexer 265 effektiv nur eine niedrige Impedanzverbindung von der Antenne zu dem Empfangsverstärker 270 dar. Der Ausgang des Empfangsverstärkers 270 ist mit einem Dualphasen-sensitiven Detektor 275 verbunden, der ebenfalls als Referenz ein von dem Oszillatorsignal abgeleitetes Signal empfängt. Der erfasste Ausgang ist mit einem Analog/Digital-Umsetzer 280 verbunden, dessen Ausgang eine digitale Version des empfangenen magnetischen Kernresonanzsignals ist.
  • Ausführungsbeispiele der Erfindung können mit Protokollierungsvorrichtungen implementiert sein, wie diese, die oben beschrieben worden sind, ohne, dass irgendwelche Hardwaremodifikationen notwendig sind. 12 zeigt ein Flussdiagramm einer Routine, die zur Programmierung eines Prozessors zur Implementierung von Ausführungsbeispielen der Erfindung verwendet kann. Die Routine kann in einem Computer oder maschinenlesbaren Medium, wie einem Festwertspeicher (ROM), einem Lese-/Schreibspeicher (RAM), einer Magnetplatte oder einem Magnetband, einem CD-ROM oder einem anderen optischen Speichermedium, elektrischen, optischen, akustischen oder anderen Formen von fortschreitenden Signalen oder dergleichen gespeichert oder über diese verfügbar sein. Der Prozessor kann ein Bohrlochprozessor, ein Übertageprozessor oder eine Kombination hiervon sein. Der Prozessor kann auch einen Fern-Prozessor beinhalten, der zum Umsetzen einiger der Dateninterpretierungsteile der Routine verwendet werden kann.
  • Vor dem Beginn der programmierten Routine und wie es bei 510 gezeigt ist, wird ein statisches Magnetfeld und für bestimmte Ausführungsbeispiele ein statischer Magnetfeldgradient auf einen Untersuchungsbereich einer ein Bohrloch umgebenden Erdformation angewendet. Theoretisch könnte das Erdmagnetfeld als das statische Magnetfeld verwendet werden und innere Feldgradienten, die innerhalb der Erdformation vorliegen, könnten verwendet werden als der statische Magnetfeldgradient. Für die meisten praktischen Zwecke sind diese jedoch nicht bevorzugt. Das statische Magnetfeld und der statische Magnetfeldgradient werden typischerweise angewendet bzw. angelegt unter Verwendung eines Protokollierungswerkzeugs mit einem Permanentmagneten oder einer Anordnung von Permanentmagneten, wie es oben beschrieben ist. Auch können in einigen Ausführungsbeispielen gepulste Magnetfeldgradienten auf den Untersuchungsbereich von dem Protokollierungswerkzeug angewendet werden. Protokollierungswerkzeuge können typischerweise statische Magnetfeldgradienten in einem Bereich von ungefähr 10 bis 80 Gauss/cm erzeugen, aber Ausführungsbeispiele dieser Erfindung können mit Gradienten außerhalb dieses Bereichs durchgeführt werden.
  • Die programmierte Routine beginnt bei Block 515, welcher Initialisierungsparameter für die in der Erfindung verwendeten Magnetfeldimpuls-Folgen darstellt. Die Folgenparameter können zum Beispiel j = 1, tshort, td, tlong,j oder δj und Δj beinhalten, abhängig von der anzuwendenden Impuls-Folge. Andere Folgenparameter können stattdessen verwendet werden oder zusätzliche zu den aufgeführten Parametern (beispielsweise eine Anzahl (m, j) können verwendet werden, um die Anzahl der Spinechos in dem ersten Abschnitt zu verfolgen, ein Index i = 1 kann initialisiert werden, um verschiedene Zeiten td,i zu verfolgen usw.), und die Folgenparameter können alle zusammen initialisiert werden oder an verschiedenen Punkten in der Routine initialisiert werden, wie es benötigt wird.
  • Erzeugen einer Magnetfeldimpuls-Folge in dem Untersuchungsbereich ist durch den Block 520 dargestellt. Die Magnetfeldimpuls-Folgen, die in der Erfindung verwendet werden, beinhalten einen anfänglichen Magnetfeldimpuls, einen ersten Abschnitt und einen zweiten Abschnitt. Magnetresonanzsignale von dem Untersuchungsbereich werden unter Verwendung des zweiten Abschnitts der Magnetfeldimpuls-Folge in Block 522 erfasst und gespeichert. In einigen Ausführungsbeispielen können alle Magnetresonanzsignale aus dem Untersuchungsbereich erfasst und gespeichert werden. In anderen Ausführungsbeispielen können Magnetresonanzsignale, die eine Zeit td nach dem anfänglichen Impuls der Folge vorhergehen, nicht erfasst werden oder Signale korrespondierend zur Zeit < td können erfasst werden, aber nicht gespeichert, oder gespeichert und später verworfen, oder gespeichert und in einer getrennten Analyse verarbeitet werden.
  • Die Verfahren der Erfindung beinhalten mindestens zwei Magnetfeldimpuls-Folgen mit verschiedenen ersten Abschnitten. Ein Parameter J kann verwendet werden (gesetzt beispielsweise bei Block 515), um eine Gesamtanzahl von Magnetfeldimpuls-Folgen anzuzeigen, die erzeugt werden. Entscheidungsblock 525 stellt die Abfrage dar, ob j = J. Wenn nicht, dann wird j erhöht bzw. inkrementiert, wie es in Block 526 dargestellt ist, und Folgenparameter, solche wie tlong,j oder δj und Δj oder td werden verändert, um den ersten Abschnitt der Folge zu modifizieren, wie es in Block 527 dargestellt ist, bevor die Routine zum Block 520 zurückkehrt, wo die nächste Folge in dem Untersuchungsbereich erzeugt wird. Wenn, in dem Moment, wo die Abfrage im Entscheidungsblock 525 erfolgt, j = J, dann ist die Datenerfassung für die Messung vollständig und die Routine fährt mit Block 530 fort, wo j zurückinitialisiert wird auf j = 1.
  • In einigen Ausführungsbeispielen der Erfindung werden zwei oder mehr Folgenparameter, beispielsweise δj und td,i, oder tlong,j und td,i folgend verändert, so dass für jede Zeit td,i mehrere Magnetfeldimpuls-Folgen in dem Untersuchungsbereich erzeugt werden unter Verwendung eines Satzes von verschiedenen zeitlichen Abständen, beispielsweise δj oder tlong,j. Dann würde die Zeit td,i erhöht, und eine zweite Mehrzahl von Magnetfeldimpuls-Folgen unter Verwendung des gleichen Satzes von zeitlichen Abständen in dem Untersuchungsbereich wird erzeugt. Zum Umsetzen solcher Ausführungsbeispiele würde eine Initialisierung eines zusätzlichen Parameters i = 1 (vielleicht bei Block 515) nötig sein, und eine zusätzliche Schleife in der in 12 gezeigten Routine, beispielsweise Blöcke 515 und 530, wäre nötig. Nachdem alle die Mehrzahlen von Magnetfeldimpuls-Folgen erzeugt und Magnetresonanzsignale erfasst und gespeichert wurden, würde der Parameter i rück-initialisiert bzw. re-initialisiert auf i = 1, bevor die Routine weiter fortfährt.
  • Blöcke 535 und 540 stellen jeweils das Analysieren der gespeicherten Magnetresonanzsignale beginnend zur Zeit td und Erfassen einer relativen Amplitude des j-ten Folgesignals dar. Die relative Amplitude des Signals kann als ein Dämpfungsfaktor quantifiziert werden oder der gesamte Datensatz kann zur späteren Analyse gespeichert werden. Block 545 stellt die Abfrage dar, ob alle J Folgen analysiert wurden. Wenn nicht, wird der Parameter J erhöht, wie es durch Block 546 und Blöcke 535 und 540 angegeben ist, bis j = J. Für Ausführungsbeispiele der Erfindung, die einen zusätzlichen Satz von Parametern beinhalten, wie Zeiten td,i, würde eine zusätzliche Schleife in die Routine eingefügt, beispielsweise um Block 535 oder die Blöcke 535 und 545, um die gespeicherten Signale im Hinblick auf den Parameter zu analysieren.
  • Wenn alle die relativen Amplitudendaten berechnet wurden, werden die Amplitudendaten verwendet, um Information über das Fluid zu extrahieren, wie es durch Block 550 dargestellt ist. Wie oben beschrieben, kann das Extrahieren von Information, wie Diffusionskoeffizient, Sättigung, Fluidzusammensetzung, usw., die Berechnung eines Dämpfungsfaktors beinhalten, oder das Anpassen der Amplitudendaten an eine Gleichung, wie Gleichung 6, 7 oder 8, und das Extrahieren der Information aus der Anpassung; oder das Extrahieren eines vollständigen zweidimensionalen Kennfelds und das Identifizieren verschiedener Komponenten und anderer Informationen aus dem Kennfeld; oder Kombinationen solcher Analysen. Zusätzlich kann Information, wie Porengröße oder eine Angabe der Porengeometrie, extrahiert werden aus dem zeitabhängigen Verhalten eines Attributs bzw. Merkmals, wie des Diffusionskoeffizienten, welches ebenso aus den analysierten Amplitudendaten extrahiert werden kann.
  • Die hier beschriebene Erfindung wurde unter Bezugnahme auf bestimmte Beispiele und Ausführungsbeispiele beschrieben. Es ist jedoch offensichtlich, dass verschiedene Modifikationen und Veränderungen an den oben beschriebenen Ausführungsbeispielen durchgeführt werden können, ohne von dem beanspruchten Schutzumfang der Erfindung abzuweichen.

Claims (67)

  1. Verfahren zum Extrahieren von Informationen über ein Fluid in einem Gestein, dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst: a) Erzeugen einer Folge von Magnetfeldimpulsen in dem Fluid, wobei die Folge einen anfänglichen Magnetfeldimpuls, einen ersten Abschnitt, der dem anfänglichem Magnetfeldimpuls folgt, und einen zweiten Abschnitt, der dem ersten Abschnitt folgt, enthält; b) Erfassen von Magnetresonanzsignalen und Verwendung des zweiten Abschnitts der Folge; c) Modifizieren des ersten Abschnitts der Folge und Wiederholen der Schritte a) und b); und d) Analysieren von Magnetresonanzsignalen aus einer Zeit in Bezug auf den anfänglichen Magnetfeldimpuls und Extrahieren von Informationen über das Fluid in dem Gestein.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der zweite Abschnitt eine Reihe von Magnetfeldimpulsen enthält, die durch einen zeitlichen Abstand voneinander getrennt sind.
  3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Abschnitt eine erste Reihe von Magnetfeldimpulsen enthält, die durch einen ersten zeitlichen Abstand voneinander getrennt sind.
  4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass der erste zeitliche Abstand nicht geringer als der zeitliche Abstand des zweiten Abschnitts ist.
  5. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Abschnitt eine Folge (20) stimulierter Echos enthält.
  6. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Abschnitt wenigstens einen Magnetfeldgradientenimpuls enthält.
  7. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Modifizieren des ersten Abschnitts das Verändern des zeitlichen Abstands zwischen Magnetfeldimpulsen umfasst.
  8. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Analysieren von Magnetresonanzsignalen das Berechnen eines Dämpfungsfaktors umfasst.
  9. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Analysieren von Magnetresonanzsignalen das Bestimmen einer relativen Amplitude der Magnetresonanzsignale umfasst.
  10. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen über das Fluid das Bestimmen eines Diffusionskoeffizienten umfasst.
  11. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen über das Fluid das Unterscheiden zwischen unterschiedlichen Komponenten des Fluids umfasst.
  12. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen über das Fluid das Bestimmen einer Sättigung des Fluids in dem Gestein umfasst.
  13. Verfahren nach Anspruch 1, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst: e) mehrfaches Wiederholen des Schrittes c).
  14. Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen über das Fluid das Extrahieren eines zweidimensionalen Kennfeldes eines ersten Parameters, der das Fluid in dem Gestein angibt, und eines zweiten Parameters, der das Fluid in dem Gestein angibt, umfasst.
  15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Parameter ein Diffusionskoeffizient ist.
  16. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass der zweite Parameter eine Relaxationszeit ist.
  17. Verfahren nach Anspruch 13, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst: f) Verändern der Zeit in Bezug auf den anfänglichen Magnetfeldimpuls, aus der die Magnetresonanzsignale analysiert werden, und Wiederholen der Schritte a) bis e).
  18. Verfahren nach Anspruch 17, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es das mehrfache Wiederholen des Schrittes f) umfasst.
  19. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen über das Fluid das Bestimmen eines zeitabhängigen Diffusionskoeffizienten umfasst.
  20. Verfahren nach Anspruch 17, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es das Bestimmen einer Angabe einer Porengeometrie des Gesteins umfasst.
  21. Verfahren nach Anspruch 1, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es den folgenden Schritt umfasst: Erzeugen wenigstens einer weiteren Folge von Magnetfeldimpulsen in dem Fluid, wobei die weitere Folge einen dritten Abschnitt und einen vierten Abschnitt umfasst, wobei der dritte Abschnitt eine andere Empfindlichkeit gegenüber Diffusionseffekten als der erste Abschnitt der ersten Folge hat und der vierte Abschnitt eine ähnliche Empfindlichkeit gegenüber Diffusionseffekten wie der zweite Abschnitt der ersten Folge hat, wobei die Magnetresonanzsignale analysiert werden, um die Diffusionseffekte von Relaxationseffekten zu trennen.
  22. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Abschnitt der ersten Folge zu dem zweiten Abschnitt der ersten Folge im Wesentlichen ähnlich ist.
  23. Verfahren nach Anspruch 22, dadurch gekennzeichnet, dass die erste Folge von Magnetfeldimpulsen erzeugt wird gemäß: 90 – [tshort – 180 – tshort – echoi]n wobei tshort ein zeitlicher Abstand ist; echoi das i-te Magnetresonanz-Spinecho ist; und n die Anzahl von Spinechos ist.
  24. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass die erste Folge eine modifizierte CPMG-Folge umfasst.
  25. Verfahren nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, dass die erste Folge (20) erzeugt wird, gemäß: 90 – [tlong – 180 – tlong – echok]m – [tshort – 180 – tshort – echoi']n' wobei tlong ein erster zeitlicher Abstand ist; echok das k-te Magnetresonanz-Spinecho des ersten Abschnitts ist; m die Anzahl von Spinechos des ersten Abschnitts ist; tshort ein zweiter zeitlicher Abstand ist, wobei der zweite zeitliche Abstand kürzer als der erste zeitliche Abstand ist; echoi' das i'-te Magnetresonanz-Spinecho des zweiten Abschnitts (21) ist; und n' die Anzahl von Spinechos des zweiten Abschnitts ist.
  26. Verfahren nach Anspruch 24, dadurch gekennzeichnet, dass die erste Folge (20) erzeugt wird gemäß: 90 – [δ – 90 – (Δ – δ) – 90 – δ – echok]m – [tshort – 180 – tshort – echoi']n' wobei δ und Δ zeitliche Abstände im ersten Abschnitt sind; echok das k-te stimulierte Magnetresonanz-Spinecho des ersten Abschnitts ist; m die Anzahl stimulierter Spinechos des ersten Abschnitts ist; tshort ein zeitlicher Abstand in dem zweiten Abschnitt ist; echoi' das i'-te Magnetresonanz-Spinecho des zweiten Abschnitts (21) ist; und n' die Anzahl von Spinechos des zweiten Abschnitts ist.
  27. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass die weitere Folge eine modifizierte CPMG-Folge umfasst.
  28. Verfahren nach Anspruch 27, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens eine weitere Folge erzeugt wird gemäß 90 – (tlong,j – 180 – tlongj – echok,j]m,j – [tshort – 180 – tshort – echoi',j]n',j wobei für die j-te weitere Folge tlong,j ein dritter zeitlicher Abstand (22) ist; echok,j das k-te Magnetresonanz-Spinecho des dritten Abschnitts ist; (m, j) die Anzahl von Spinechos des dritten Abschnitts ist; tshort ein vierter zeitlicher Abstand (24) ist, wobei der vierte zeitliche Abstand kürzer als der dritte zeitliche Abstand ist; echoi',j das i'-te Magnetresonanz-Spinecho des vierten Abschnitts ist; und (n', j) die Anzahl von Spinechos des vierten Abschnitts ist.
  29. Verfahren nach Anspruch 27, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens eine weitere Folge erzeugt wird gemäß 90 – [δj – 90 – (Δj – δj) – 90 – δj – echok,j]m,j – [tshort – 180 – tshort – echoi',j]n',j wobei für die j-te weitere Folge δj und Δj zeitliche Abstände im dritten Abschnitt sind; echok,j das k-te stimulierte Magnetresonanz-Spinecho des dritten Abschnitts (22) ist; (m, j) die Anzahl stimulierter Spinechos des dritten Abschnitts ist; tshort ein zeitlicher Abstand im vierten Abschnitt ist; echoi',j das i'-te Magnetresonanz-Spinecho des vierten Abschnitts (23) ist; und (n', j) die Anzahl von Spinechos des vierten Abschnitts ist.
  30. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Abschnitt und der dritte Abschnitt (22) wenigstens einen Magnetfeldgradientenimpuls enthalten.
  31. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass das Analysieren von Magnetresonanzsignalen das Bestimmen einer Amplitude des Signals aus der weiteren Folge in Bezug zu einer Amplitude des Signals aus der ersten Folge (20) umfasst.
  32. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass das Analysieren von Magnetresonanzsignalen das Analysieren von Spinechos aus der ersten Folge (20), die zeitlich den Spinechos von der weiteren Folge entsprechen, umfasst.
  33. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass das Analysieren von Magnetresonanzsignalen das Analysieren einer im Wesentlichen gleichen Anzahl von Spinechos aus der ersten Folge (20) und aus der weiteren Folge umfasst.
  34. Verfahren nach Anspruch 21, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es das Extrahieren eines zweidimensionalen Kennfeldes aus zwei Parametern, die das Fluid in dem Gestein angeben, umfasst.
  35. Verfahren nach Anspruch 21, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es das Erzeugen eines statischen Magnetfeldgradienten in dem Gestein umfasst.
  36. Verfahren nach Anspruch 35, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es umfasst: a) Bewegen des Gesteins und des statischen Magnetfeldgradienten relativ zueinander; und b) Mehrfaches Wiederholen der Schritte a) bis f), um ein Profil eines Attributs durch wenigstens einen Teil des Gesteins zu erhalten.
  37. Verfahren nach Anspruch 21, dadurch gekennzeichnet, dass das Analysieren von Magnetresonanzsignalen das zeitliche Korrelieren von Spinechos aus der ersten Folge (20) mit Spinechos aus der weiteren Folge und das Analysieren korrelierter Spinechos zu einem gegebenen Zeitpunkt umfasst, wobei das Verfahren ferner umfasst: a) Verändern des gegebenen Zeitpunkts, zu dem korrelierte Spinechos analysiert werden, und b) mehrfaches Wiederholen der Schritte a) bis f).
  38. Verfahren nach Anspruch 37, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es das Bestimmen eines zeitabhängigen Attributs des Fluids in dem Gestein umfasst.
  39. Verfahren nach Anspruch 37, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es das Bestimmen einer Angabe einer Porengeometrie des Gesteins umfasst.
  40. Verfahren nach Anspruch 1, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst: e) Erfassen von Spinechos aus der ersten Folge (20) von Magnetfeldimpulsen in dem Fluid, wobei die erste Folge einen ersten zeitlichen Abstand hat; f) Erfassen von Spinechos aus der zweiten Folge (21) von Magnetfeldimpulsen in dem Fluid, wobei die zweite Folge eine zweite Reihe von Magnetfeldimpulsen mit einem zweiten zeitlichen Abstand und eine dritte Reihe von Magnetfeldimpulsen mit dem ersten zeitlichen Abstand enthält, wobei der zweite Abstand größer als der erste zeitliche Abstand ist; und g) Extrahieren von Informationen über das Fluid in dem Gestein unter Verwendung der Spinechos, die unter Verwendung der ersten Reihe erfasst werden, und der Spinechos, die unter Verwendung der dritten Reihe erfasst werden.
  41. Verfahren nach Anspruch 40, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen das Analysieren von Spinechos, die unter Verwendung der ersten Reihe (20) erfasst werden und zeitlich den unter Verwendung der dritten Reihe (22) erfassten Spinechos entsprechen, umfasst.
  42. Verfahren nach Anspruch 40, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen das Analysieren einer im Wesentlichen gleichen Anzahl von Spinechos, die unter Verwendung der ersten Reihe (20) bzw. der dritten Reihe (22) erfasst werden, umfasst.
  43. Verfahren nach Anspruch 40, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen das Bestimmen einer Amplitude der Spinechos, die unter Verwendung der dritten Reihe (22) erfasst werden, relativ zu einer Amplitude der Spinechos, die unter Verwendung der ersten Reihe (20) erfasst werden, umfasst.
  44. Verfahren nach Anspruch 40, ferner dadurch gekennzeichnet, dass es die folgenden Schritte umfasst: h) Erzeugen wenigstens einer weiteren Folge von Magnetfeldimpulsen in dem Fluid, wobei jede weitere Folge eine vierte Reihe von Magnetfeldimpulsen mit einem zeitlichen Abstand, der größer als der erste zeitliche Abstand (10) und verschieden von dem zweiten zeitlichen Abstand (11) und voneinander ist, und eine fünfte Reihe von Magnetfeldimpulsen mit dem ersten zeitlichen Abstand (10) umfasst; und i) Erfassen der Spinechos unter Verwendung der fünften Reihe, wobei Informationen über das Fluid unter Verwendung der Spinechos, die unter Verwendung der ersten Reihe (10), der dritten Reihe (12) und der fünften Reihe erfasst werden, extrahiert werden.
  45. Verfahren nach Anspruch 44, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen das Analysieren von Spinechos, die unter Verwendung der ersten Reihe erfasst werden und zeitlich den Spinechos entsprechen, die unter Verwendung der fünften Reihe erfasst werden, umfasst.
  46. Verfahren nach Anspruch 44, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen das Analysieren einer im Wesentlichen gleichen Anzahl von Spinechos, die unter Verwendung der ersten Reihe bzw. der fünften Reihe erfasst werden, umfasst.
  47. Verfahren nach Anspruch 44, dadurch gekennzeichnet, dass das Extrahieren von Informationen das Extrahieren einer zweidimensionalen Funktion mit einem ersten Parameter und einem zweiten Parameter, die das Fluid im Gestein angeben, umfasst.
  48. Verfahren nach Anspruch 47, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Parameter ein Diffusionskoeffizient ist und der zweite Parameter eine Relaxationszeit ist.
  49. Protokollierungsvorrichtung (130), dadurch gekennzeichnet, dass sie umfasst: Mittel zum Erzeugen einer Folge von Magnetfeldimpulsen in dem Untersuchungsbereich, wobei die Folge einen anfänglichen Magnetfeldimpuls, einen ersten Abschnitt und einen zweiten Abschnitt umfasst; Mittel zum Erfassen von Magnetresonanzsignalen unter Verwendung des zweiten Abschnitts; Mittel zum Modifizieren des ersten Abschnitts; und Mittel zum Analysieren von Magnetresonanzsignalen aus einer Zeit in Bezug auf den anfänglichen Magnetfeldimpuls, um Informationen über den Untersuchungsbereich zu extrahieren.
  50. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 49, ferner dadurch gekennzeichnet, dass sie Mittel umfasst, um Magnetfeldgradientenimpulse in dem Untersuchungsbereich zu erzeugen.
  51. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 49, ferner dadurch gekennzeichnet, dass sie umfasst: Mittel zum Erzeugen wenigstens einer weiteren Folge von Magnetfeldimpulsen in dem Untersuchungsbereich, wobei jede weitere Folge einen dritten Abschnitt und einen vierten Abschnitt umfasst, wobei der dritte Abschnitt eine andere Empfindlichkeit gegenüber Diffusionseffekten als der erste Abschnitt der ersten Folge hat und der vierte Abschnitt eine ähnliche Empfindlichkeit gegenüber Diffusionseffekten wie der zweite Abschnitt der ersten Folge hat; Mittel zum Erfassen von Magnetresonanzsignalen von dem Untersuchungsbereich unter Verwendung des vierten Abschnitts jeder weiteren Folge; und Mittel zum Analysieren von Magnetresonanzsignalen, um Diffusionseffekte von der Oberfläche und Relaxationseffekte im Volumen voneinander zu trennen.
  52. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 51, ferner dadurch gekennzeichnet, dass sie Mittel umfasst, um Magnetfeldgradientenimpulse in dem Untersuchungsbereich zu erzeugen.
  53. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 49, ferner dadurch gekennzeichnet, dass sie umfasst: Mittel zum Bewegen eines Protokollierungswerkzeugs durch ein Bohrloch (132); und Mittel zum Ausführen von Befehlen in einem mit dem Protokollierungswerkzeug gekoppelten Prozessor (210), wobei die in dem Prozessor (210) ausgeführten Befehle das Protokollierungswerkzeug dazu veranlassen, dass es: i) eine Folge von Magnetfeldimpulsen in einem Untersuchungsbereich der das Bohrloch (132) umgebenden Erdformation erzeugt, wobei die Folge einen anfänglichen Magnetfeldimpuls, einen ersten Abschnitt und einen zweiten Abschnitt umfasst; ii) Magnetresonanzsignale, die von dem Untersuchungsbereich unter Verwendung des zweiten Abschnitts der Folge erzeugt werden, erfasst; iii) den ersten Abschnitt der Folge modifiziert und die Schritte i) und ii) wiederholt; und den Prozessor (210) dazu veranlassen, dass er: iv) Magnetresonanzsignale aus einer Zeit in Bezug auf den anfänglichen Magnetfeldimpuls analysiert und Informationen über den Untersuchungsbereich extrahiert.
  54. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 53, dadurch gekennzeichnet, dass der zweite Abschnitt eine Reihe von Magnetfeldimpulsen enthält, die durch einen zeitlichen Abstand getrennt sind.
  55. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 53, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Abschnitt eine erste Reihe von Magnetfeldimpulsen enthält, die durch einen ersten zeitlichen Abstand getrennt sind.
  56. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 53, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Abschnitt eine Folge stimulierter Echos enthält.
  57. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 53, dadurch gekennzeichnet, dass die Befehle dann, wenn sie durch den Prozessor (210) ausgeführt werden, das Protokollierungswerkzeug dazu veranlassen, dass es: v) den Schritt iii) mehrmals wiederholt.
  58. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 57, dadurch gekennzeichnet, dass die Befehle dann, wenn sie durch den Prozessor (210) ausgeführt werden, den Prozessor (210) dazu veranlassen, dass er eine zweidimensionale Funktion mit zwei Parametern, die den Untersuchungsbereich kennzeichnen, extrahiert.
  59. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 57, dadurch gekennzeichnet, dass die Befehle dann, wenn sie durch den Prozessor (210) ausgeführt werden, den Prozessor (210) dazu veranlassen, dass er die Zeit in Bezug auf den anfänglichen Magnetfeldimpuls, aus der die Magnetresonanzsignale analysiert werden, verändert und die Schritte i) bis v) wiederholt.
  60. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 49, ferner dadurch gekennzeichnet, dass sie umfasst: Mittel zum Bewegen eines Protokollierungswerkzeugs durch ein Bohrloch (132); und Mittel zum Ausführen von Befehlen in einem Prozessor (210), der mit dem Protokollierungswerkzeug gekoppelt ist, wobei die in dem Prozessor (210) ausgeführten Befehle das Protokollierungswerkzeug dazu veranlassen, dass es: i) eine erste Folge von Magnetfeldimpulsen in einem Untersuchungsbereich der das Bohrloch (132) umgebenden Erdformation erzeugt, wobei die erste Folge einen ersten Abschnitt und einen zweiten Abschnitt enthält; ii) Magnetresonanz-Spinechos erfasst, die von dem Untersuchungsbereich unter Verwendung des zweiten Abschnitts der ersten Folge erzeugt werden; iii) wenigstens eine weitere Folge von Magnetfeldimpulsen in dem Untersuchungsbereich erzeugt, wobei jede weitere Folge einen dritten Abschnitt und einen vierten Abschnitt umfasst, wobei der dritte Abschnitt eine andere Empfindlichkeit gegenüber Diffusionseffekten als der erste Abschnitt der ersten Folge hat und der vierte Abschnitt eine ähnliche Empfindlichkeit gegenüber Diffusionseffekten wie der zweite Abschnitt der ersten Folge hat; iv) Magnetresonanz-Spinechos erfasst, die von dem Untersuchungsbereich unter Verwendung des vierten Abschnitts jeder weiteren Folge erzeugt werden; und den Prozessor (210) dazu veranlassen, dass er: v) erfasste Spinechos analysiert, um Diffusionseffekte von den Relaxationseffekten zu trennen.
  61. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 60, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Abschnitt der ersten Folge zu dem zweiten Abschnitt der ersten Folge im Wesentlichen ähnlich ist.
  62. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 61, dadurch gekennzeichnet, dass die erste Folge eine CPMG-Folge umfasst.
  63. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 60, dadurch gekennzeichnet, dass die erste Folge eine modifizierte CPMG-Folge umfasst.
  64. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 60, dadurch gekennzeichnet, dass die weitere Folge eine modifizierte CPMG-Folge umfasst.
  65. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 60, dadurch gekennzeichnet, dass die Befehle dann, wenn sie von dem Prozessor (210) ausgeführt werden, den Prozessor (210) dazu veranlassen, eine im Wesentlichen gleiche Anzahl von Spinechos zu analysieren, die unter Verwendung des zweiten Abschnitts der ersten Folge bzw. unter Verwendung des vierten Abschnitts der weiteren Folge erfasst werden.
  66. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 60, dadurch gekennzeichnet, dass die Befehle dann, wenn sie von dem Prozessor (210) ausgeführt werden, den Prozessor (210) dazu veranlassen, Spinechos zu analysieren, die unter Verwendung des zweiten Abschnitts erfasst werden und zeitlich Spinechos entsprechen, die unter Verwendung des vierten Abschnitts erfasst werden.
  67. Protokollierungsvorrichtung (130) nach Anspruch 60, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt v) das Analysieren von Spinechos zu einem gegebenen Zeitpunkt umfasst und dass die Befehle dann, wenn sie von dem Prozessor (210) ausgeführt werden, den Prozessor (210) dazu veranlassen, den gegebenen Zeitpunkt zu verändern.
DE60029821T 1999-12-10 2000-11-30 Methode für magnetische kernresonanzmessungen und bohrlochmessgerät Expired - Lifetime DE60029821T2 (de)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US17012199P 1999-12-10 1999-12-10
US170121P 1999-12-10
US09/528,881 US6522136B1 (en) 1999-12-10 2000-03-20 Well logging technique and apparatus for determining pore characteristics of earth formations using magnetic resonance
US528881 2000-03-20
PCT/US2000/032589 WO2001042817A1 (en) 1999-12-10 2000-11-30 Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE60029821D1 DE60029821D1 (de) 2006-09-14
DE60029821T2 true DE60029821T2 (de) 2007-03-29

Family

ID=26865722

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE60029821T Expired - Lifetime DE60029821T2 (de) 1999-12-10 2000-11-30 Methode für magnetische kernresonanzmessungen und bohrlochmessgerät

Country Status (6)

Country Link
US (2) US6522136B1 (de)
EP (1) EP1236057B1 (de)
AU (1) AU2053101A (de)
DE (1) DE60029821T2 (de)
DK (1) DK1236057T3 (de)
WO (1) WO2001042817A1 (de)

Families Citing this family (53)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6512371B2 (en) 1995-10-12 2003-01-28 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for determining oil, water and gas saturations for low-field gradient NMR logging tools
US6891369B2 (en) * 1998-08-13 2005-05-10 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus for fluid analysis
US6977499B2 (en) * 1999-02-09 2005-12-20 Baker Hughes Incorporated Formation-based interpretation of NMR data for carbonate reservoirs
AU2001280679A1 (en) 2000-07-21 2002-02-05 Prad Research And Development N.V. Nuclear magnetic resonance methods for extracting information about a fluid in arock
US6650114B2 (en) * 2001-06-28 2003-11-18 Baker Hughes Incorporated NMR data acquisition with multiple interecho spacing
US6774628B2 (en) * 2002-01-18 2004-08-10 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance imaging using phase encoding with non-linear gradient fields
US6883702B2 (en) * 2002-03-21 2005-04-26 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for NMR measurement of wettability
US6838875B2 (en) * 2002-05-10 2005-01-04 Schlumberger Technology Corporation Processing NMR data in the presence of coherent ringing
US6833698B2 (en) * 2002-05-15 2004-12-21 Chevrontexaco U.S.A. Inc. Methods of decoupling diffusion effects from relaxation times to determine properties of porous media containing fluids
US6765380B2 (en) 2002-05-23 2004-07-20 Schlumberger Technology Corporation Determining wettability of an oil reservoir using borehole NMR measurements
US6937013B2 (en) * 2002-06-19 2005-08-30 Schlumberger Technology Corporation NMR tool for making formation evaluation measurements using gradient echoes
US6867589B2 (en) * 2002-08-09 2005-03-15 Schlumberger Technology Corporation Method for detecting hydrocarbons from NMR data
US6703832B2 (en) 2002-08-12 2004-03-09 Schlumberger Technology Corporation Method for detecting hydrocarbons by comparing NMR response at different depths of investigation
FR2844355B1 (fr) * 2002-09-11 2005-03-25 Inst Francais Du Petrole Methode de mesure de la mouillabilite de roches par resonnance magnetique nucleaire
US6894493B2 (en) * 2003-01-16 2005-05-17 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for NMR measurement of magnetic materials
US7034528B2 (en) * 2003-02-27 2006-04-25 Schlumberger Technology Corporation Methods for formation evaluation based on multi-dimensional representation of nuclear magnetic resonance data
US6937014B2 (en) * 2003-03-24 2005-08-30 Chevron U.S.A. Inc. Method for obtaining multi-dimensional proton density distributions from a system of nuclear spins
US7718434B2 (en) * 2003-06-11 2010-05-18 Schlumberger Technology Corporation Method for determining the characteristics of crude oils and mixtures of chain molecules by diffusion and relaxation measurements
US7049815B2 (en) * 2004-01-27 2006-05-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for multi-frequency NMR diffusion measurements in the presence of internal magnetic field gradients
US7053611B2 (en) * 2004-06-04 2006-05-30 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for using pulsed field gradient NMR measurements to determine fluid properties in a fluid sampling well logging tool
US7116103B2 (en) * 2004-10-18 2006-10-03 Baker Hughes Incorporated Nuclear magnetic resonance method and apparatus for evaluating a characteristic of a region
US7180288B2 (en) 2004-11-10 2007-02-20 Schlumberger Technology Corporation Downhole NMR flow and formation characterization while sampling fluids
CN100437147C (zh) * 2005-09-26 2008-11-26 大庆油田有限责任公司 多参数降维油气水层识别方法
US7500388B2 (en) * 2005-12-15 2009-03-10 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for in-situ side-wall core sample analysis
US20080046189A1 (en) * 2006-08-16 2008-02-21 The Procter & Gamble Company Method for measuring the partially saturated fluid transport properties of an absorbent
US7253618B1 (en) * 2006-12-19 2007-08-07 Schlumberger Technology Corporation Method for determining more accurate diffusion coefficient distributions of reservoir fluids using Bi-polar pulsed field gradients
US7808238B2 (en) 2008-02-20 2010-10-05 Baker Hughes Incorporated Echo-decay-acceleration data acquisition method for gas identification using a low-field gradient
US9052409B2 (en) * 2008-07-11 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Monte Carlo method for laplace inversion of NMR data
CA2730067A1 (en) * 2008-07-11 2010-01-14 Schlumberger Canada Limited Nmr logging of miscible displacement
EP2177924A1 (de) 2008-10-14 2010-04-21 RWTH Aachen Kernspinresonanzverfahren zum Nachweis von Wasserstoffperoxid in einer flüssigen Probe
US8278922B2 (en) 2009-03-23 2012-10-02 Schlumberger Technology Corporation Continuous wettability logging based on NMR measurements
US8427145B2 (en) 2010-03-24 2013-04-23 Schlumberger Technology Corporation System and method for emulating nuclear magnetic resonance well logging tool diffusion editing measurements on a bench-top nuclear magnetic resonance spectrometer for laboratory-scale rock core analysis
GB2516792B (en) 2012-05-15 2017-07-05 Schlumberger Holdings NMR analysis of a core sample employing an open permanent magnet removable from a core holder
RU2517762C2 (ru) * 2012-09-12 2014-05-27 Общество с ограниченной ответственностью "МИКС" Импульсная последовательность для измерения параметров самодиффузии методом ядерного магнитного резонанса
RU2519496C1 (ru) * 2012-12-24 2014-06-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ оперативного контроля качества нефти и нефтепродуктов
US9678185B2 (en) 2013-03-15 2017-06-13 Pepsico, Inc. Method and apparatus for measuring physico-chemical properties using a nuclear magnetic resonance spectrometer
US10295636B2 (en) 2013-10-28 2019-05-21 Schlumberger Technology Corporation Integrated circuit for NMR systems
US11300531B2 (en) * 2014-06-25 2022-04-12 Aspect Ai Ltd. Accurate water cut measurement
CN104280703B (zh) * 2014-09-28 2017-01-18 中国石油大学(华东) 一种基于脉冲梯度磁场的d‑t2脉冲施加方法
CN104330433B (zh) * 2014-10-28 2016-08-03 中国石油天然气股份有限公司 一种获得目的储层横向弛豫时间分布的方法及装置
US9823205B2 (en) 2014-11-17 2017-11-21 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for determining surface relaxivity of a medium using nuclear magnetic resonance
US9851315B2 (en) 2014-12-11 2017-12-26 Chevron U.S.A. Inc. Methods for quantitative characterization of asphaltenes in solutions using two-dimensional low-field NMR measurement
US10718701B2 (en) 2015-05-12 2020-07-21 Schlumberger Technology Corporation NMR based reservoir wettability measurements
SE538834C2 (sv) * 2015-12-29 2016-12-20 Cr Dev Ab Method of extracting information about a sample by nuclear magnetic resonance measurements
US10634746B2 (en) 2016-03-29 2020-04-28 Chevron U.S.A. Inc. NMR measured pore fluid phase behavior measurements
WO2018000044A1 (en) * 2016-07-01 2018-01-04 Nmr Services Australia Downhole diffusion coefficient measurement
CN107843936B (zh) * 2016-09-19 2019-12-13 中国石油化工股份有限公司 一种核磁共振信号发射方法及系统
CN106526684B (zh) * 2016-11-04 2018-11-16 中国石油天然气股份有限公司 一种核磁共振测井t2谱采集方法及装置
US10488352B2 (en) * 2017-01-27 2019-11-26 Saudi Arabian Oil Company High spatial resolution nuclear magnetic resonance logging
US20180220949A1 (en) 2017-02-08 2018-08-09 Pablo Jose Prado Apparatus and method for in-vivo fat and iron content measurement
US10345251B2 (en) 2017-02-23 2019-07-09 Aspect Imaging Ltd. Portable NMR device for detecting an oil concentration in water
CN107655922B (zh) * 2017-09-05 2019-06-11 中国石油天然气股份有限公司 一种基于核磁共振的烃源岩含水量无损检测的方法
CN114152641B (zh) * 2021-12-14 2024-05-28 西南石油大学 一种基于核磁共振测量固体沥青反射率的方法

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5055787A (en) 1986-08-27 1991-10-08 Schlumberger Technology Corporation Borehole measurement of NMR characteristics of earth formations
US4734646A (en) 1986-09-16 1988-03-29 Fonar Corporation Method for obtaining T1-weighted and T2-weighted NMR images for a plurality of selected planes in the course of a single scan
US4986272A (en) * 1989-08-09 1991-01-22 Mayo Foundation For Medical Education And Research NMR imaging with variable repetition
US5212447A (en) 1990-12-03 1993-05-18 Numar Corporation Apparatus and technique for nmr diffusion measurement
US5153514A (en) 1991-02-19 1992-10-06 Schlumberger Technology Corp. Antenna and wear plates for borehole logging apparatus
US5245282A (en) * 1991-06-28 1993-09-14 University Of Virginia Alumni Patents Foundation Three-dimensional magnetic resonance imaging
US5389877A (en) 1991-11-27 1995-02-14 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance pulse sequences for determining bound fluid volume
US5363041A (en) 1992-12-31 1994-11-08 Schlumberger Technology Corporation Determining bound and unbound fluid volumes using nuclear magnetic resonance pulse sequences
AU711508B2 (en) * 1995-03-23 1999-10-14 Schlumberger Technology B.V. Nuclear magnetic resonance borehole logging apparatus and method
US5680043A (en) * 1995-03-23 1997-10-21 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance technique for determining gas effect with borehole logging tools
DZ2053A1 (fr) * 1995-06-21 2002-10-20 Shell Int Research Diagraphie par résonance magnétique nucléaire de gisement de gaz naturel.
US5936405A (en) 1995-09-25 1999-08-10 Numar Corporation System and method for lithology-independent gas detection using multifrequency gradient NMR logging
US6005389A (en) * 1996-03-15 1999-12-21 Numar Corporation Pulse sequences and interpretation techniques for NMR measurements
US6023163A (en) * 1996-06-14 2000-02-08 Schlumberger Technology Corporation Well logging method and apparatus for determining gas and diffusion coefficient using NMR
US6049205A (en) * 1997-10-01 2000-04-11 Western Atlas International, Inc. Multiple frequency method for nuclear magnetic resonance longitudinal relaxation measurement and pulsing sequence for power use optimization
US6094048A (en) * 1997-12-18 2000-07-25 Shell Oil Company NMR logging of natural gas reservoirs
US6097184A (en) * 1997-12-31 2000-08-01 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance well logging to determine gas-filled porosity and oil-filled porosity of earth formations without a constant static magnetic field gradient
US6163153A (en) * 1998-09-11 2000-12-19 Western Atlas International, Inc. Nuclear magnetic resonance pulse sequence for optimizing instrument electrical power usage
US6229308B1 (en) * 1998-11-19 2001-05-08 Schlumberger Technology Corporation Formation evaluation using magnetic resonance logging measurements
US6369567B1 (en) * 1999-03-19 2002-04-09 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance method and apparatus for determining pore characteristics of rocks and other porous materials

Also Published As

Publication number Publication date
US6522136B1 (en) 2003-02-18
WO2001042817A9 (en) 2002-05-23
WO2001042817A1 (en) 2001-06-14
US6570382B1 (en) 2003-05-27
EP1236057B1 (de) 2006-08-02
EP1236057A1 (de) 2002-09-04
DK1236057T3 (da) 2006-12-11
DE60029821D1 (de) 2006-09-14
AU2053101A (en) 2001-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE60029821T2 (de) Methode für magnetische kernresonanzmessungen und bohrlochmessgerät
DE69629377T2 (de) Nmr anordnung und verfahren zur formationsbewertung mittels bohrlochdiffusions- und relaxationsmessungen
DE69838782T2 (de) Verfahren zur unterdrückung von magnetoakustischen artefakten in kernresonanzdaten
DE69111765T2 (de) Verfahren und Vorrichtung für NMR-Diffusionsmessung.
DE3785949T2 (de) Apparat und technik zur messung der magnetischen kernresonanz.
DE60111188T2 (de) Magnetische kernresonanzmessungen in bohrlochuntersuchungen unter verwendung von bewegungs-ausgelösten pulsen
DE69018626T2 (de) Bohrlochmessung von NMR-Charakteristika von Erdformationen und Interpretation davon.
DE19610278B4 (de) Kernspinresonanz-Untersuchungsverfahren auf Basis verbesserter DEPT-, INEPT-, HSQC- und HMQC-Verfahren
CA2427903C (en) Determining wettability of an oil reservoir using borehole nmr measurements
DE60027603T2 (de) Verfahren zur abschätzung von petrophysikalischen gesteinsparametern unter verwendung von temperaturmodifizierten nmr-daten
DE102005024628A1 (de) Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft einer Formationsflüssigkeit sowie ein NMR-Sensor hierfür
DE19952788A1 (de) Vorrichtung und Verfahren zum Bestimmen einer Kernresonanz-Eigenschaft
DE112018002703T5 (de) Schnelle Messung und Interpretation von mehrdimensionalen Messungen im Bohrloch
DE19952786A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Bestimmen einer Kernresonanz-Eigenschaft
DE19952787A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Bestimmen einer Kernresonanz-Eigenschaft
DE19635019B4 (de) Virtuelle Frequenzkodierung von erfaßten kernmagnetischen Resonanz-Bilddaten
DE2946847A1 (de) Verfahren und vorrichtung der kernresonanzspektroskopie mit abtastung und aufzeichnung
DE102004013422B4 (de) Verfahren zur Homogenisierung eines B1-Felds, Magnetresonanzsystem und Computerprogrammprodukt
DE10354941B4 (de) Bestimmung der B1-Feldstärke bei MR-Messungen
DE69633788T2 (de) Lithologie unabhängige gradient-nmr gasdetektion
DE102014015943B3 (de) Verfahren zum Betreiben eines kernmagnetischen Durchflussmessgeräts
DE3804212A1 (de) Verfahren und einrichtung zum raeumlichen trennen von spektralkomponenten
EP0304984B1 (de) Volumenselektive Spektroskopie mittels nachfokussierter Echos
DE19814677B4 (de) Korrektur einer durch Maxwell-Terme verursachten Verschlechterung eines Axial-Bild-Signals
EP0425611B1 (de) Verfahren zur aufnahme von spinresonanzspektren und zur spinresonanz-bildgebung

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition