ITMI992039A1 - Procedimento ed apparecchiatura di misurazione a risonanza magnetica nucleare in particoalre per valutazione della permeabilita' - Google Patents

Description

DESCRIZIONE dell’invenzione Industriale avente per titolo:

«PROCEDIMENTO ED APPARECCHIATURA DI MISURAZIONE A RISONANZA MAGNETICA NUCLEARE, IN PARTICOLARE PER VALUTAZIONE DELLA PERMEABILITÀ’»

DESCRIZIONE

La presente invenzione rivendica priorità secondo 35 U.S.C. 119 per la Domanda di Brevetto Statunitense Provvisoria No. di Serie 60/102 863 depositata il 2 Ottobre 1998, e per la Domanda di Brevetto Statunitense Provvisoria No. di Serie 60/114 928, depositata il 6 Gennaio 1999.

SFONDO DELL’INVENZIONE

La presente invenzione riguarda la valutazione della permeabilità.

Misurazioni a risonanza magnetica nucleare (NMR) sono tipicamente eseguite per ricercare le proprietà di un campione. Ad esempio, un utensile entro il foro di trivellazione su linea o fune di fili metallici per NMR o utensile di prospezione durante la trivellazione o "logging while drilling (LWD ) " può essere impiegato per misurare proprietà di formazione sotterranee. In questo modo, il tipico utensile per NMR entro il foro di trivellazione può, ad esempio, fornire una misurazione indipendente dalla litologia della porosità di una particolare formazione determinando la quantità totale di idrogeno presente in fluidi nella formazione. Cosa egualmente importante, l'utensile per NMR può pure fornire misurazioni indicanti le proprietà dinamiche e l'ambiente dei fluidi, poiché questi fattori possono essere correlati a parametri petrof laicamente importanti. Ad esempio, la misurazione NMR può fornire informazione che può essere impiegata per derivare la permeabilità della formazione e la viscosità di fluidi contenuti entro lo spazio dei pori della formazione. Può essere difficile o impossibile derivare questa informazione da altre disposizioni di prospezione convenzionali. Pertanto, è la capacità dell'utensile per NMR di eseguire queste misurazioni che lo rendono particolarmente attraente rispetto ad altri tipi di utensili per l'impiego entro i fori di trivellazione.

Tipici utensili di prospezione NMR includono un magnete che è impiegato per polarizzare nuclei di idrogeno (protoni) nella formazione ed una bobina di trasmissione, o antenna, che emette impulsi di radiofrequenza (RF) . Un'antenna di ricezione può misurare la risposta (indicata mediante un segnale RF ricevuto) dell'idrogeno polarizzato agli impulsi trasmessi. Piuttosto spesso, le antenne di trasmissione e ricezione sono combinate in una singola antenna di ricetrasmissione .

Le tecniche NMR impiegate in correnti utensili per NMR comportano tipicamente una qualche variante di una sequenza a due fasi basilare che include un tempo di polarizzazione e successivamente l'impiego di una sequenza di acquisizione. Durante il tempo di polarizzazione (spesso chiamato "tempo d'attesa" o "wait time"), i protoni nella formazione polarizzano nella direzione di un campo magnetostatico (chiamato Bo) che è stabilito mediante un magnete permanente (dell'utensile per NMR). La crescita di magnetizzazione nucleare M(t) (cioè la crescita della polarizzazione) è caratterizzata dal "longitudinal relaxation time" o tempo di rilassamento longitudinale (chiamato Tl) del fluido e dal suo valore di equilibrio (chiamato MQ). Quando il campione è sottoposto ad un campo costante per una durata tp, la magnetizzazione longitudinale è descritta mediante l'equazione seguente:

La durata del tempo di polarizzazione può essere specificata dall'operatore (eseguente la misurazione) ed include il tempo tra la fine di una sequenza di acquisizione e l'inizio della successiva. Per un utensile mobile, il tempo di polarizzazione effettivo dipende pure dalle dimensioni dell'utensile e dalla velocità di prospezione .

Facendo riferimento a Fig. 1, a titolo di esempio, un campione (nella formazione che viene esaminata) può avere inizialmente una magnetizzazione longitudinale 10 (chiamata M) corrispondente approssimativamente a zero. La magnetizzazione zero può essere attribuita ad una sequenza di acquisizione precedente, ad esempio. Tuttavia, in conformità con l'Equazione (Eq.) 1, la magnetizzazione 10, Mz, (sotto l'influenza del campo Bo), aumenta ad un livello di magnetizzazione (chiamato M(tp(l)99, dopo un tempo di polarizzazione tp(l) dopo magnetizzazione zero. Com'è rappresentato, dopo un tempo di polarizzazione più lungo tp(2) da magnetizzazione zero, la magnetizzazione 10, Mz, aumenta ad un livello di magnetizzazione superiore M(tp(2)).

Una sequenza di acquisizione (la fase successiva nella misurazione NMR inizia tipicamente dopo il tempo di polarizzazione. Ad esempio, una sequenza di acquisizione può iniziare in corrispondenza di un tempo tp(I), che è un tempo in corrispondenza della quale la magnetizzazione 10 Mz è al livello di M(tp(l)). In corrispondenza di questo tempo, impulsi per RF sono trasmessi da un'antenna di trasmissione dell'utensile NMR. Gli impulsi, a loro volta, producono segnale d'eco di spin 16 che appaiono come un segnale RF per l'utensile NMR. Un'antenna di ricezione (che può essere formata dalla medesima bobina di quella dell'antenna di trasmissione) riceve i segnali d'eco di spin 16 e memorizza segnali digitali che indicano i segnali d'eco di spin 17. Le ampiezze iniziali dei segnali d'eco di spin 16 indicano un punto sulla curva 10 di magnetizzazione Mz, come ad esempio il livello M(tp(l)). Perciò, eseguendo varie misurazioni che hanno differenti tempi di polarizzazione, possono essere derivati punti sulla curva di Mz 10, e, pertanto può essere determinato il Tl per la formazione particolare.

In qualità di un esempio più specifico, per la sequenza di acquisizione, un tipico utensile di prospezione può emettere una sequenza di impulsi basata sul treno di impulsi di CPMG (Carr-Purcell-Meiboom-Gill ). L'applicazione del treno di impulsi CPMG include l'emettere dapprima un impulso che fa ruotare la magnetizzazione, inizialmente polarizzata lungo il campo Bo, di 90° in un piano perpendicolare al campo di Bo· Un treno di impulsi equidistanziati la cui funzione è quella di mantenere la magnetizzazione polarizzata nel piano trasversale, segue quindi. Tra gli impulsi, magnetizzazione attua rifocalizzazione per formare i segnali d'eco di spin 16 che possono essere misurati impiegando la medesima antenna. A causa del movimento termico, nuclei di idrogeno individuali subiscono ambienti magnetici leggermente diversi durante la sequenza di impulsi, una condizione che determina una perdita di magnetizzazione irreversibile e conseguente diminuzione in ampiezze d'eco successive. Questa velocità di perdita di magnetizzazione è caratterizzata da un "tempo di rilassamento trasversale" (chiamato T2) ed è rappresentata dall'inviluppo decadente 12 di Fig. 1. Ciò può essere chiamato un esperimento basato su T2.

I tempi di rilassamento possono essere impiegati per valutare o stimare la permeabilità di una formazione entro un foro di trivellazione. In questo modo, il tempo di rilassamento della risonanza magnetica di un poro riempito con acqua (della formazione) è proporzionale ad un rapporto tra volume e superficie del poro. Un elevato rapporto tra superficie e volume indica o la presenza di minerali d'argilla nello spazio del poro o microporosità, entrambe le quali cose impediscono flusso di fluido. Perciò, vi è una correlazione tra i tempi di rilassamento della risonanza magnetica e la permeabilità. L'ottenimento di tempi T2 da registrazioni a risonanza magnetica è un problema mal-posto.0 la precisione o la risoluzione dello spettro del tempo di decadimento è severamente limitata dal rapporto segnale /rumore delle misurazioni. Piuttosto spesso, registrazioni a risonanza magnetica sono impilate in profondità prima della elaborazione dei segnali per migliorare il rapporto segnale/ru-more dei dati. L'impilamento a profondità aumenta il rapporto segnale/rumore (SNR) aggiungendo, o impilando, le ampiezze di corrispondenti segnali d'eco di spin che sono ottenuti da differenti misurazioni a NMR. Ad esempio, l'ampiezza del decimo segnale d'eco di spin da una prima misurazione CPMG può essere combinata con l'ampiezza del decimo segnale d'eco di spin da una seconda misurazione CPMG. Poiché l'utensile può essere mobile, le misurazioni di CPMG sono eseguite a profondità differenti.

L 'impilamento a profondità precedentemente descritto aumenta il rapporto segnale/rumore di un fattore di \^N, in cui "N" rappresenta il numero di misurazioni che sono combinate nell'impilamento a profondità. Un problema associato all'impilamento a profondità è che 1'impilamento o "stacking" riduce la risoluzione verticale delle misurazioni NMR. Inoltre, l'utensile NMR che è impiegato per ottenere le misurazioni per 1'impilamento a profondità può spostarsi tra misurazioni. Così, in sequenze di sabbia-schisto a laminazione sottile, le misurazioni per gli strati di sabbia e gli strati di schisto possono essere impilate assieme, rendendo così difficile distinguere una sabbia schistosa da una sequenza di schisti Θ sabbie altamente producibili.

Vi sono varie tecniche che possono essere impiegate per valutare o stimare la permeabilità di una formazione, e queste tecniche possono includere l'adattamento del segnale NMR ad una funzione modello, tecnica questa che può determinare aumento dell'errore statistico nell'elemento valutatore di permeabilità derivato.

Ad esempio, una tecnica per derivare un elemento valutatore di permeabilità includere il rappresentare l'ampiezza di ciascun segnale d'eco di spin mediante una somma, come descritto qui sotto:

in cui "TE" rappresenta la distanza delle eco, e "Aj" rappresenta l'ampiezza di componenti aventi un tempo di rilassamento T2,j. Un istogramma 17 dei coefficienti di Aj definisce una distribuzione di T2, come è illustrato in Fig. 2. I coefficienti di Aj possono essere impiegati in due tecniche differenti per derivare un elemento indicatore di permeabilità, come sarà descritto in seguito. In una tecnica chiamata la tecnica di Timur-Coates, è impiegato un tempo di taglio o di cutoff a volume di fluido vincolato (BFV) (chiamato T2CUTOFF)· In questo modo, i coefficienti di Aj per tempi di polarizzazione al di sotto del tempo T2CUTOFF possono essere sommati per derivare il BFV, come descritto dalla equazione seguente:

in cui "jmax" corrisponde al valore di T2 di un tempo di cutoff chiamato T2CUTOFF- Per il BFV computato, la permeabilità di Timur-Coates (chiamata KTC) può essere stimata o valutata impiegando la seguente equazione:

in cui a, m e n sono parametri regolabili, e rappresenta una porosità che è ottenuta dall'analisi dei dati NMR o da una misurazioni indipendente.

Un altro modo per derivare un elemento valutatore di permeabilità impiegando 1'istogramma 17 è quello di calcolare una media dei tempi di registrazione (T2), spesso chiamata T2LM, che è descritta qui sotto dall'equazione:

Dal tempo T2m, un elemento valutatore o di stima di permeabilità può essere derivato nella maniera seguente:

Un inconveniente delle tecniche precedentemente descritte è che una volta che le misurazioni NMR siano state eseguite, varie fasi di elaborazione (come le fasi che sono impiegate per derivare una distribuzione dei tempi di rilassamento, ad esempio), sono impiegate per derivare l'elemento valutatore di permeabilità. Sfortunatamente, queste fasi di elaborazione possono determinare aumento dell'errore statistico dell'elemento valutatore di permeabilità derivato.

E' pure possibile derivare una stima di permeabilità da dati NMR senza adattare esplicitamente il segnale NMR. Ad esempio, il Brevetto Statunitense No. 4933 638, intitolato "Borchole Measurement of NMR Charateristics of Earth Formations, and Interpretation Thereof", concesso il 12 Giugno 1990, descrive la tecnica seguente per la stima di- una permeabilità. Dapprima, vari livelli di magnetizzazione (chiamati M(tpi), M{tp2), ... M(tpN)) della curva di magnetizzazione di Mz sono misurati impiegando vari tempi di polarizzazione (tpi, tp2, ... tpn).Ciascun livello di magnetizzazione di M(tpi) può essere descritto mediante l'equazione seguente:

in cui "i" rappresenta un numero intero da 1 a N. Successivamente , i livelli di magnetizzazione di M(tpi) possono essere impiegati per derivare un grafico lineare a pezzi di si approssima grossolanamente alla curva di magnetizzazione di Mz. L'area (chiamata A) al di sotto del grafico lineare a pezzi può essere calcolata come descritto mediante l'equazione seguente:

Dall'area A, può essere calcolata una permeabilità (chiamata K), impiegando l'equazione seguente:

in cui "Φt" rappresenta una porosità che è indipendentemente misurata e "m" rappresenta un numero intero. Tuttavia, questo metodo impiega misurazioni basate su Tl, che sono relativamente consumanti tempo e perciò non pratiche per gli scopi della prospezione. Inoltre, l'Equazione 9 richiede una misura indipendente della porosità, Φ, che può non essere necessariamente disponibile.

Pertanto, vi è una continua necessità di avere una tecnica suscettibile di risolvere uno o più dei problemi che sono stati indicati precedentemente .

SOMMARIO DELL’INVENZIONE

In una forma di realizzazione dell'invenzione, un procedimento per l'impiego con segnali d'eco di spin che sono ricevuti da un campione include il sommare indicazioni delle ampiezze dei segnali d'eco di spin. I risultati della somma sono impiegati per determinare una indicazione di una permeabilità del campione, senza impiegare una distribuzione di tempi di rilassamento nella determinazione .

In un'altra forma di realizzazione dell'invenzione, un procedimento per l'impiego con segnali d'eco di spin che sono ricevuti da un campione include il sommare prodotti di indicazioni delle ampiezze dei segnali d'eco di spin. I risultati della somma sono impiegati per determinare una indicazione di una permeabilità del campione, senza impiegare una distribuzione di tempi di rilassamento nella determinazione.

L'elemento indicatore della permeabilità, derivato sommando indicazioni di ampiezze d'eco o di prodotti di ampiezze d'eco, può essere impiegato per fornire una indicazione qualitativa della qualità della formazione per favore nello stabilire riserve potenziali.

Vantaggi e altre caratteristiche dell'invenzione risulteranno evidenti dalla descrizione seguente, dai disegni e dalle rivendicazioni.

BREVE DESCRIZIONE DEIDISEGNI

Fig. 1 è un diagramma illustrante misurazioni basate su TI e basate su T2 della tecnica nota .

Fig. 2 è un istogramma di coefficienti che indicano una distribuzione di T2 secondo la tecnica nota.

Fig. 3 è un diagramma di flusso illustrante una tecnica per derivare un elemento valutatore di permeabilità secondo una forma di realizzazione dell 'invenzione .

Fig. 4 è un grafico di eco di spin da una misurazione NMR.

Fig. 5 è un grafico illustrante una relazione tra la permeabilità e la somma di ampiezze d'eco di spin.

Fig. 6 è un diagramma schematico di una registrazione di misurazione NMR illustrante insensibilità al rumore della somma di ampiezze d'eco di spin.

Fig. 7 è un grafico illustrante una valutazione di permeabilità secondo una forma di realizzazione dell'invenzione, per numeri differenti di eco di spin.

Fig. 8 è una registrazione di misurazione NMR illustrante differenti tecniche per valutare o stimare la permeabilità.

Fig. 9 è uno schema di massima di un sistema a linea di fili conduttori o "wireline" secondo una forma di realizzazione della presente invenzione.

Fig. 10 è uno schema di massima di un sistema di prospezione durante la trivellazione o sistema di "logging while drilling" secondo una forma di realizzazione della presente invenzione.

Fig. 11 è uno schema a blocchi di un sistema per ottenere ampiezze d'eco di spin da un segnale RF ricevuto.

Fig. 12 è uno schema di massima di un utensile per NMR entro il foro di trivellazione di Fig. 10.

DESCRIZIONE DETTAGLIATA

Facendo riferimento a Fig. 3, una forma di realizzazione 50 di una tecnica per derivare un elemento valutatore di permeabilità secondo l'invenzione include l'eseguire (blocco 52) una misurazione a risonanza magnetica nucleare (NMR) per ottenere ampiezze d'eco di spin, come ad esempio ampiezze di segnali d'eco di spin 70i, 702, 703, ... 70N ( vedere Fig. 4) che decadono secondo un profilo 72. E' stato scoperto che sommando (blocco 54) le ampiezze d'eco di spin di un singolo treno d'eco assieme, il valore sommato risultante può essere impiegato direttamente (blocco 56) come un elemento valutatore di permeabilità, come sarà descritto in seguito. Così, in conseguenza di questa disposizione, l'ottenimento dell'elemento valutatore o di stima di permeabilità comporta un numero minimo di fasi di trattamento e non comporta la determinazione di una distribuzione di tempi di rilassamento. Perciò, inversione non lineare/lineare dei dati misurati può non essere richiesta. Inoltre, la porosità non richiede di essere indipendentemente misurata, eliminando così la necessità di un utensile di misurazione della porosità. Addizionalmente, la tecnica precedentemente descritta fornisce una valutazione o stima di alta risoluzione della permeabilità, poiché non è impiegato impalamento a profondità o "depth stacking".

Più particolarmente, una somma (chiamata p) di ampiezze d'eco di spin che è prodotta mediante una sequenza CPMG può essere descritta mediante l'equazione qui sotto riportata:

in cui "A(T2)dT2) " rappresenta il prodotto dell'indice di idrogeno e della frazione volumetrica del fluido il cui tempo di rilassamento è compreso tra T2-dT2/2 e T2+dT2/2; l'indice "n", che etichetta le eco, è un numero intero da 1 a N (il numero di eco nella sequenza di CPMG); e "TE" rappresenta la distanza delle eco in secondi. Nella Eq. 10, "echo(n)<M >rappresenta l'ampiezza dell'eco di spin n-esima, e "noise(n)" rappresenta il rumore additivo casuale a media zero nella misurazione. La parte casuale della somma di p può essere etichettata con che è un componente che è descritto mediante l'equazione seguente:

Così, impiegando questa notazione, la somma p può essere alternativamente espressa nella maniera seguente:

Il valore di aspettazione di p è un integrale pesato della distribuzione del tempo di rilassamento. La funzione di pesatura è data dalla espressione seguente:

L'approssimazione della seconda riga della Eq. 13 è valida quando TE« T2<N TE. In questo caso, la somma p può essere alternativamente espressa come:

in cui "Φ" rappresenta la porosità, e "HI" rappresenta l'indice di idrogeno. Per semplicità, la discussione qui fatta si riferisce ad una fase fluidica singola. "<T2> rappresenta il tempo di rilassamento medio, un tempo che è distinto dal tempo di rilassamento log-medio che è comunemente impiegato nella prospezione a risonanza magnetica. Poiché la permeabilità di una formazione è una funzione crescente sia della porosità, Φ, che del tempo di rilassamento medio, "<T2>", la somma p di ampiezze d'eco di spin può essere impiegata direttamente come un elemento indicatore della permeabilità .

Com' ' stato descritto precedentemente, l'elemento indicatore della permeabilità è una funzione crescente della porosità. Esso è pure una funzione crescente del rapporto volume/superficie in una formazione elastica riempita con acqua, che è correlato alla sua permeabilità. L'aumento del contenuto di argilla determina diminuzione di p, e tanto migliore è la qualità del giacimento, tanto superiore è l'indicatore della permeabilità. I due procedimenti comunemente impiegati per stimare o valutare la permeabilità da registrazioni o "log" a risonanza magnetica sono basati su correlazioni e possono essere accurati ad un ordine di grandezza. Correlando p con misurazioni 272 di permeabilità standard su campioni controllati, com'è illustrato in Fig. 5, può essere derivata una stima quantitativa della permeabilità. La stima quantitativa è derivata da p impiegando la relazione empirica:

in cui a" e b sono determinati adattando i dati di permeabilità misurati. In questo modo, la somma di elementi valutatori di permeabilità ad ampiezze d'eco può essere calibrata per fornire una permeabilità di tipo quantitativo.

Misurazioni che sono state eseguite con strumenti di prospezione NMR indicano che il rumore (noise) nelle eco ha una media zero, e che non è correlata, come descritto mediante le equazioni seguenti :

in cui "E[x]" indica l'aspettativa (media di insieme) della variabile casuale x. La varianza di p è:

V

ed il rapporto segnale/rumore (SNR) della somma delle eco è:

Per la maggior parte dei casi di interesse pratico, la precisione della somma delle eco, p, è sostanzialmente superiore a quella tipicamente trovata per valutazione di permeabilità NMR standard, basate su misurazioni sia della porosità che del comportamento di rilassamento. Questa migliorata precisione è illustrata mediante un log 0 registrazione 280 di misurazione NMR di Fig. 6. Il log o registrazione 280 include una pista 282 di rumore per eco (noise per echo) che illustra due differenti grafici 288 e 290. Il grafico di rumore inferiore (290)è il rumore per eco derivato da dati di log bruti. Il grafico di rumore superiore (288) è stato derivato dai medesimi dati, a cui è stato aggiunto rumore Gaussiano a media zero sintetico. I due insiemi di dati (cioè 1 dati bruti originali e i dati bruti con rumore aggiunto) sono stati quindi elaborati per fornire stime di permeabilità convenzionali e stime di permeabilità derivate dalla somma di ampiezze d'eco di spin. Una pista o tracciato (track) 284 del log 280 illustra grafici 292 (corrispondenti al grafico di rumore 288) e 294 (corrispondenti al grafico di rumore 290) che sono derivati dall'impiego di calcoli di permeabilità convenzionali. Un'altra pista o traccia 286 del log 280 illustra grafici 296 (corrispondenti al grafico di rumore 288) e 198 (corrispondente al grafico di rumore 290) che sono derivati da calcoli di permeabilità che impiegano la somma di ampiezze d'eco di spin. Com'è rappresentato, la tecnica della somma di ampiezze d'eco di spin è meno sensibile al rumore. Pertanto, questi risultati evidenziano stime di permeabilità derivate da insiemi di dati con decadimenti di segnali identici ma con differenti realizzazioni di rumore casuale gaussiano a media zero.

Mentre le stime di permeabilità standard (KSDR) visualizzano significative variazioni tra i due insiemi di dati dovute agli effetti delle differenti componenti di rumore, la permeabilità che è determinata impiegando la tecnica della somma delle ampiezze d'eco è relativamente non influenzata dal rumore.

A causa della elevata SNR della somma delle eco, non vi è alcuna necessità di eseguire media verticale dei dati di prospezione (logging) acquisiti e perciò è possibile ottenere stime di permeabilità alla massima risoluzione dell'utensile di prospezione. Ad esempio, un sensore che ha una elevata apertura di 4 pollici (10 cm) può spostarsi di approssimativamente 1,2 pollici (3 cm) durante l'acquisizione di 1000 eco ad una velocità di prospezione verticale di approssimativamente 1800 piedi/ora (5400 metri/ora). Ad esempio, le 1000 eco sono distanziate l'una dall'altra di 0,2 millisecondi (ms) e sono acquisite in 0r2 secondi. La risoluzione verticale che è la somma della apertura del sensore e della distanza percorsa risulta di 5,2". D'altro canto, se il tempo di rilassamento medio è breve, come ad esempio 2 ms, SNR[p] è inferiore alla SNR di una eco singola. In generale, la SNR dell'indicatore di permeabilità può rapidamente diminuire quando l'indicatore di permeabilità stesso diminuisce.

Più particolarmente, Fig. 7 illustra curve 200 (curve 200i, 2002, ... 200N, come esempi) ciascuna delle quali rappresenta una somma di eco in funzione di T2/TE per un valore unitario di ΏΙ*Φ. Il numero di eco considerate aumenta dalla curva di fondo 200i alla curva di sommità 200N. Una linea tratteggiata 202 rappresenta T2/TE, il valore approssimato della somma di P. Com'è rappresentato, per grandi valori di T2, la somma delle eco si satura a (HI Φ N) com'è rappresentato in Fig. 7. A titolo esemplificativo, l'approssimazione nella Equazione 14 può valere per 1 <T2/TE<100 per N=100.

L'implicazione petrofisica da Fig. 17 è che due rocce di porosità identica e identico contenuto di fluido ma di permeabilità distinte divengono indistinguibili per grandi valori di T2. Questi grandi valori di T2, a loro volta, corrispondono a grandi valori di permeabilità. Così, vi può essere una limitazione dell'indicatore ottenuto sommando le eco, e tanto maggiore è il numero di eco nella sequenza di CPMG, tanto più ampio è l'intervallo di validità della approssimazione che è impiegata nella Equazione 13.

In favore della approssimazione della Equazione 13, la somma delle ampiezze d'eco di spin è una funzione crescente monotona continua di T2 ed è una funzione lineare di (ΗΙ-Φ). La relazione non si svolge mai nella direzione sbagliata. Inoltre, in difesa della approssimazione nella Equazione 13, il tempo di rilassamento T2 di una roccia porosa si satura quando le dimensioni dei pori aumentano. Il tempo di rilassamento della roccia porosa riempita con fluido non può superare il rilassamento di massa o "bulk relaxation" del fluido influenzato dalla diffusione:

in cui "D" rappresenta il coefficiente di diffusione molecolare effettivo, "G" rappresenta in gradiente di campo magnetico, "p" rappresenta la resistività superficiale, "y" rappresenta il rapporto giromagnetico, e "S/V" indica il rapporto tra superficie e volume di un poro. Restrizioni sulla diffusione di molecole di fluido sono ignorate nella Equazione 20. Quando la permeabilità aumenta, il termine S/V diviene più piccolo, e, alla fine, i primi due termini sul membro destro della Equazione 20 predominano. Poiché T2 è delimitato da sopra con l'aumentare della permeabilità, un indice di producibilità che si satura per valori corrispondentemente elevati di T2 non rappresenta una limitazione significativa.

Fig. 8 illustra una registrazione o log 250 {di tre tratti 252, 254 e 256) che è stato ottenuto impiegando un utensile di misurazione NMR in un pozzo di prova avente una formazione artificiale costituita da blocchi di rocce da cava o "quarried" . La pista o traccia 252 a destra rappresenta due differenti grafici 268 e 270 {dell'indice di producibilità precedentemente descritto) che sono stati ottenuti in due passate di prospezione successive. La traccia 254 nel centro rappresenta un grafico di porosità continuo 264 entro l'intera profondità, e le porzioni di grafico discontinue 274 illustrano la porosità di elementi tipo carota estratti dalle rocce.

La traccia 265 a sinistra include un grafico 262 che è derivato dall'elemento valutatore di permeabilità precedentemente descritto della presente invenzione e un grafico 260 che è derivato dal calcolo di Timur Coates della permeabilità. Com'è rappresentato, queste due permeabilità sono strettamente correlate. Tuttavia, la risoluzione verticale del grafico 262 è significativamente superiore a quella del grafico 260 di permeabilità di Timur Coates . La tecnica precedentemente descritta per derivare l'elemento valutatore di permeabilità può essere generalizzata, come descritto mediante le equazioni seguenti:

a e b sono esponenti; i, j, k, m, n sono numeri interi; e M(n) è una misura dell'ampiezze della eco n-esima. Perciò, la tecnica precedentemente descritta comporta a = b = 1, m=l,j=0 e k=0.

Un altro caso della Equazione 21 è quello in cui a=b=l,m=j=2 e k=0. Ciò rappresenta la somma dei quadrati delle ampiezze d'eco. In questo caso, e in altri casi in cui sono sommate le potenze pari delle eco, le componenti di rumore sono raddrizzate o rettificate. Per superare questo problema, il prodotto di ampiezze d'eco di spin successive (nel tempo) viene eseguito e sommato alla somma totale. Ciò corrisponderebbe alla Equazione 21, con a=b=l, m=j=l e K=l.

Ad esempio, facendo nuovamente riferimento a Fig. 4, invece di sommare ampiezze di eco che sono ciascuna elevata a quadrato, può essere impiegata una finestra scorrevole di due ampiezze di eco di spin. In questo modo, il prodotto delle ampiezze d'eco di spin 70i e 702 entro la finestra 75 viene eseguito, e la finestra 75 scorre come indicato mediante il numero di riferimento 75' per racchiudere ampiezze delle eco di spin 702 e 703. Il prodotto delle ampiezze delle eco di spin 702 e 703 viene eseguito e aggiunto al prodotto delle ampiezze delle eco di spin 70i e 702. Il rumore non è rettificato impiegando questa tecnica. Questa tecnica può essere pure impiegata per sommare ampiezze di eco di spin che sono elevate ad un'altra potenza pari.

Nel contesto della presente domanda, l'espressione "ampiezze di eco di spin" ("spin echo amplitude") si riferisce ad una ampiezza che è formata nella maniera seguente:

in cui I(n) è una componente in-fase e Q(n) è una componente in quadratura della ampiezza della eco (n). L'angolo di fase, ///q///, è solitamente stimato impiegando l'espressione seguente:

Poiché Q(n) e I(n) contengono rumore come pure componenti di segnale, la precisione con la quale Θ può essere ottenuto è limitata, ciò portando inevitabilmente ad un certo errore statistico in qualsiasi quantità calcolata dai dati fasati. Questo errore può essere eliminato sommando potenze pari delle ampiezze d'eco. Ad esempio, una procedura per derivare una quantità correlata alla permeabilità con errore di fase zero e rumore medio zero (cioè senza rettificazione del rumore) è quella di calcolare la somma seguente :

Altre somme simili di potenze pari di ampiezze d'eco possono pure essere calcolate, il che fornisce un rumore di media zero e un errore di fase zero.

Un sistema 100 che è rappresentato in Fig. 11 può essere impiegato, in alcune forme di realizzazione, per derivare le componenti I e Q. Allo scopo di generare la componente I, il sistema 100 può includere un moltiplicatore 102 che riceve un segnale di radiofrequenza (RF) dall'antenna di ricezione che è impiegata nella esecuzione della misurazione NMR. Il moltiplicatore 102 moltiplica il segnale RF per coscut, in cui "ω" rappresenta una frequenza portante del segnale RF. Il segnale risultante viene ricevuto mediante un filtro passa basso (LPF) 104.L'uscita del LPF 104 è digitizzata mediante un convertitore da analogico a digitale (ADC ) 106 per produrre la componente I. Al fine di generare la componente Q, il sistema 100 può include un moltiplicatore 110 che riceve il segnale RF dall'antenna di ricezione e moltiplica il segnale RF per siniot. Il segnale risultante è ricevuto mediante un LPF 112. Il segnale di uscita del LPF 112 viene digitizzato mediante un ADC 114 per produrre la componente Q. A titolo di esempio, le componenti I e Q possono essere memorizzate nella memoria 108 dei dati sino alla loro elaborazione .

Come esempi, in differenti forme di realizzazione, l'utensile di misurazione NMR può essere un utensile su fune di fili conduttori o wireline, 62, (com'è rappresentato in Fig. 9), oppure un utensile del tipo "logging while drilling (LWD) " o a prospezione durante la trivellazione 68 (com'è rappresentato in Fig. 10) che costituisce parte di una colonna di trivellazione 65. A titolo di esempio, l'utensile wireline 62 può trasmettere segnali indicativi di dati di misurazione NMR ad un elaboratore 300 che è posizionato alla superficie del pozzo.Un programma 302 che è memorizzato nell'elaboratore 300 può far sì che l'elaboratore 300 abbia ad eseguire la tecnica di impilamento precedentemente descritta per derivare l'elemento valutatore di permeabilità.

In qualità di altro esempio, in alcune forme di realizzazione, con riferimento a Fig. 12, l'utensile LWD 68 può includere una memoria 326 (parte della circuiteria 324 dell'utensile LWD 68) che memorizza un programma (come il programma 302) .Questo programma può far sì che il processore 328 dell'utensile LWD 68 abbia a derivare l'elemento valutatore di permeabilità, coiti'è stato descritto precedentemente. Tra le altre caratteristiche dell'utensile LWD 68, l'utensile 68 può includere un magnete permanente 322 per stabilire un campo magnetostatico e almeno una bobina di trasmissione/ricezione, o antenna 310. In questo modo, il processore 328 può essere accoppiato all'antenna 310 per ricevere segnali d'eco di spin. In alcune forme di realizzazione, il programma può far sì che il processore 328 abbia a sommare indicazioni di ampiezze dei segnali d'eco di spin e ad impiegare la somma per determinare una indicazione di una permeabilità del campione senza impiegare una distribuzione di tempi di rilassamento nella determinazione. In alcune forme di realizzazione, il programma può far sì che il processore 328 abbia a sommare prodotti di indicazione di ampiezze dei segnali d'eco di spin e ad impiegare la somma per determinare una indicazione di una permeabilità del campione senza impiegare una distribuzione di tempi di rilassamento nella determinazione. La circuiteria 324 può pure implementare il sistema 100 che è rappresentato in Fig. 11. L'utensile per LWD 68 è semplicemente un esempio e non vuol limitare l'ambito protettivo delle rivendicazioni.

Benché l'invenzione sia stata descritta con riferimento ad un numero limitato di forme di realizzazione, gli esperti del ramo, alla luce della presente descrizione, comprenderanno numerose modifiche e varianti di essa. E' previsto che le rivendicazioni accluse coprano tutte quelle modifiche e tutte quelle varianti rientranti nel vero spirito e ambito protettivo dell'invenzione.

Claims (13)

1. RIVENDICAZIONI 1. Procedimento per l'impiego con segnali d'eco di spin ricevuti da un campione, comprendente : a) sommare indicazioni di ampiezze dei segnali d'eco di spin; e b) impiegare i risultati della somma per determinare una indicazione di una permeabilità del campione senza impiegare una distribuzione di tempi di rilassamento nella determinazione.
2. 2. Procedimento secondo la rivendicazione 1, in cui la fase (a) comprende inoltre la fase di sommare prodotti di indicazione di ampiezze dei segnali d'eco di spin.
3. 3. Procedimento secondo le rivendicazioni 1 o 2, in cui la fase (b) comprende inoltre la fase di escludere una inversione non lineare delle ampiezze d'eco di spin ai tempi di rilassamento nel determinare la permeabilità del campione.
4. 4. Procedimento secondo le rivendicazioni 1 o 2, in cui la fase (b) comprende inoltre la fase di escludere una inversione lineare delle ampiezze d'eco di spin ai tempi di rilassamento nel determinare la permeabilità del campione.
5. 5. Procedimento secondo le rivendicazioni 3-4, in cui ciascuna indicazione di ampiezza comprende una indicazione di una delle ampiezze elevata ad una potenza.
6. 6. Procedimento secondo la rivendicazione 5, comprendente inoltre la fase di calibrare la permeabilità determinata con dati di permeabilità misurati .
7. 7. Apparecchiatura di misurazione a risonanza magnetica nucleare comprendente: a) almeno un'antenna per ricevere segnali d'eco di spin da un campione; b) un processore accoppiato a detta almeno un'antenna ; e c) una memoria memorizzante un programma per far sì che il processore abbia a: i) sommare indicazioni di ampiezze dei segnali d'eco di spin; e ii) impiegare la somma per determinare una indicazione di permeabilità del campione senza impiegare nella determinazione ina distribuzione di tempi di rilassamento.
8. 8.Apparecchiatura secondo la rivendicazione 7, in cui il programma fa inoltre sì che il processore abbia a sommare prodotti di indicazione di ampiezze dei segnali d'eco di spin.
9. 9.Apparecchiatura secondo le rivendicazioni 7 o 8, in cui il processore esclude una inversione non-lineare delle ampiezze d'eco di spin ai tempi di rilassamento nel determinare la permeabilità del campione.
10. 10. Apparecchiatura secondo le rivendicazioni 7 o 8, in cui il processore esclude una inversione lineare delle ampiezze d'eco di spin ai tempi di rilassamento nel determinare la permeabilità del campione.
11. 11.Apparecchiatura secondo le rivendicazioni 9-10, in cui ciascuna indicazione di ampiezza comprende una indicazione di una delle ampiezze elevata ad una potenza.
12. 12. Apparecchiatura secondo la rivendicazione 11, in cui l'apparecchiatura comprende un utensile di prospezione durante la trivellazione o utensile logging-while-drilling.
13. 13.Apparecchiatura secondo la rivendicazione 11, in cui l'apparecchiatura comprende un utensile su funi di fili conduttori o "wireline".