MXPA03011227A

MXPA03011227A - Sistema y metodo para determinar saturaciones de aceite, agua y gas para herramientas de registro de perforacion de resonancia magnetica nuclear de gradiente de campo debil.

Info

Publication number: MXPA03011227A
Application number: MXPA03011227A
Authority: MX
Inventors: G Prammer Mafred
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2001-06-05
Filing date: 2002-06-05
Publication date: 2004-10-28
Also published as: EP1397708A4; EP1397708A2; US20020167314A1; US6512371B2; EP1397708B1; CA2449789C; WO2002099463A3; CA2449789A1; WO2002099463A2

Abstract

Se divulgan un sistema y un metodo de registro de perforacion de pozo para detectar la presencia y estimar la cantidad de hidrocarburos gaseosos y liquidos en la zona de perforacion cercana. El sistema usa una herramienta de registro de perforacion de resonancia magnetica nuclear de frecuencias, multiples, basada en gradientes, para extraer caracteristicas de componentes de senal para cada tipo de hidrocarburos. Hasta este extremo, se proponen nuevos metodos de adquisicion de datos, en los cuales se interpaginan mediciones a diferentes frecuencias para obtener, en una sola pasada de registro de perforacion, multiples corrientes de datos que corresponden a diferentes tiempos de recuperacion y/o difusibilidad para el mismo lugar en la formacion. Las corrientes de informacion resultantes se procesan para determinar saturaciones de agua e hidrocarburo independientes de mineralogia y estimaciones de porosidad. Las saturaciones de gas y aceite se usan para obtener estimaciones correctas del contenido de agua, permeabilidad y otros parametros de interes. En otro aspecto, se divulga una nueva secuencia de adquisicion de datos mejorada de difusion novedosa para usarse con herramientas de gradiente de campo debil.

Description

SISTEMA Y MÉTODO PARA DETERMINAR SATURACIONES DE ACEITE, AGUA Y GAS PARA HERRAMIENTAS DE REGISTRO DE PERFORACIÓN DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR DE GRADIENTE DE CAMPO DÉBIL Esta solicitud es una solicitud de continuación en parte No. de Serie 08/822,567 presentada el 19 de marzo de 1997, la cual es una solicitud de continuación No. de Serie 08/542,340, presentada el 12 de octubre de 1995, abandonada, cuyas solicitudes se incorporan a la presente mediante referencia.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere al registro de resonancia magnética nuclear (NMR) y está dirigida de manera más específica a un sistema y método para detectar la presencia y estimar la cantidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos en la zona de pozo de perforación cercana. Los parámetros petrofísicos de una formación geológica que se utilizan de manera particular para determinar si la formación producirá cantidades viables de hidrocarburos incluyen la de porosidad de formación PHI, saturación de fluido S, el volumen de la formación, y su permeabilidad, K. La porosidad de formación es el volumen de poro por unidad de volumen de formación; es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por poros o huecos. La saturación S de una formación es la fracción de su volumen de poro ocupado por el fluido de interés. Por lo tanto, la saturación de agua Sw es la fracción de volumen de poro que contiene agua. La saturación de agua de una formación puede variar 100% hasta un menor volumen que no puede ser exhibida por el aceite, y se refiere a una saturación de agua irreducible Sw¡rr- Para fines prácticos se puede asumir que la saturación de aceite de la formación S0 es igual a S0 = 1 - Sw. De manera obvia, si el espacio de poro de formación se llena por completo con agua, es decir si Sw = 1, dicha formación no es de interés para los fines de una búsqueda de aceite. Por otra parte, si la formación está en Sw¡ rr producirá todos los hidrocarburos y no agua. Finalmente, la permeabilidad K de una formación es una medida de la facilidad con la que los fluidos pueden fluir a través de la formación, es decir, su productibilidad. El registro de perforación de resonancia magnética nuclear (NMR) está entre los métodos más importantes que se han desarrollado para determinar estos y otros parámetros de interés de una formación geológica y claramente tiene el potencial para convertirse en la medida de elección para determinar la porosidad de la formación. Por lo menos en parte esto se debe al hecho que a diferencia de los registros de porosidad nuclear, la medición NMR es ambientalmente segura y no es afectada por las variaciones en la mineralogía de matriz. El método de registro de perforación NMR se basa en la observación de que cuando un ensamble de momentos magnéticos, tales como aquellos descritos de núcleos de hidrógeno, están expuestos a un campo magnético que tiende a alinearse a lo largo de la dirección del campo magnético, dando como resultado la magnetización de volumen. La velocidad a la que se establece el equilibrio en dicha magnetización de volumen al proporcionar un campo magnético estático está caracterizada por el parámetro Ti , conocido como el tiempo de relajación de retículo-giro. Otro parámetro de registro de perforación NMR utilizado con frecuencia es la llamada constante de tiempo de relajación de giro-giro T2 (también conocido como tiempo de relajación transversal) la cual es la expresión de la relajación debida a las faltas de homogeneidad en el campo magnético local sobre el volumen de detección de la herramienta de registro de perforación. Otro parámetro de medición utilizado en el registro de perforación de pozo NMR es la difusión de formación D. de manera general, la difusión se refiere al movimiento de átomos en un estado líquido o gaseoso debido a su energía térmica. El parámetro de difusión D depende los tamaños de poro de la formación y ofrece muchas posibilidades como un indicador de permeabilidad separado. En un campo magnético uniforme, la difusión tiene poco efecto en la velocidad de declinación de los ecos NMR medidos. Sin embargo, en un campo magnético de gradiente, la difusión ocasiona que los átomos se muevan desde sus posiciones originales a otras nuevas, cuyos movimientos ocasionan también que esos átomos adquieran desplazamientos de fase diferentes en comparación con los átomos que no se movieron, y por lo tanto esto contribuirá a una mayor velocidad de relajación. Por lo tanto, en un de campo magnético de gradiente la difusión es un parámetro de registro de perforación que puede proporcionar información independiente acerca de la estructura de la formación geológica de interés, las propiedades de los fluidos en la misma, y su interacción. Se ha observado que los mecanismos que determinan los valores de T-i , T2 y D dependen de la dinámicas molecular de la muestra que se está probando. En los líquidos de volumen a granel típicamente encontrados en grandes poros de la formación, la dinámica molecular es una función del tamaño molecular y las interacciones intramoleculares que son diferentes para cada fluido. Por lo tanto, el agua, el gas y los diferentes tipos de aceite tienen cada uno diferentes valores ?? , T2 y D. Por otra parte, la dinámica molecular en un medio heterogéneo, tal como un sólido poroso que contiene líquidos en sus poros, difiere de manera significativa de las dinámicas del líquido a granel y por lo general depende del mecanismo de interacción entre el líquido y los poros del medio sólido. Se apreciará por lo tanto que una correcta interpretación de los parámetros de medición Ti , T2 y D puede proporcionar información valiosa con respecto a los tipos de fluidos involucrados, la estructura de la formación y otros parámetros de registro de perforación de interés. En base a los espectros T2, se conocen dos métodos específicos para mediciones de gas en la técnica anterior y se considerarán brevemente a continuación a fin de proporcionar información antecedente relevante. El primer método se titula "método de espectro diferencial" (DSM). El DSM se basa en la observación de que con frecuencia el aceite ligero y el gas natural exhiben mediciones T2 separadas distintas en presencia de un gradiente de campo magnético, aunque pueden tener los mismos valores de medición ?? de traslape. Asimismo, se ha observado que la salmuera y el agua tienen diferentes mediciones ??, aunque sus valores D0 pueden traslaparse. El DSM hace uso de esas observaciones y se ilustra en la figura 1 en un ejemplo específico para un recipiente autónomo que contiene salmuera, aceite ligero y gas. Un segundo método conocido en esta técnica se llama "método de espectro desplazado" (SSM). El SSM está ilustrado en las figuras 2A-B. De manera específica, la figura 2A muestra las curvas de declinación T2 sintéticas en una zona que contiene gas. La curva sólida es para el tiempo de Inter. -eco corto (= 0.6 mseg) y la curva punteada corresponde a un tiempo de intereco mayor de aproximadamente 2.4 mseg. La figura 2B ilustra los espectros T2 obtenidos a partir de la inversión de las series de eco sintéticas en la figura 2A. El espectro sólido corresponde al tiempo de intereco más corto, en tanto que la línea de espectro punteada corresponde al tiempo de intereco más largo. En la figura 2B la línea de espectro sólida corresponde tanto a la salmuera como al gas. La señal del gas es desplazada fuera del rango de detección, de manera que el pico de espectro individual se debe a la salmuera.

En tanto que los métodos DSM y SSM de la técnica anterior proporcionan un enfoque funcional posible para la detección de gas utilizando solamente los datos NMR, los métodos poseen también graves desventajas que disminuyen su utilidad en las aplicaciones prácticas. De manera específica, típicamente se requieren dos pasadas de registro de perforación y por lo tanto los métodos muestran propiedades de comparación de profundidad relativamente escasas sobre operaciones repetidas. Además, la sustracción de señales a partir de diferentes pasadas de registro de perforación se hace en el dominio del espectro T2 que puede dar como resultado la pérdida de información valiosa en el proceso de transformación, de manera especial cuando las señales recibidas tienen bajas relaciones de señal-a-ruido (SNRs). De hecho, para una pasada de registro de perforación común, el índice de hidrocarburo bajo (HI) de los gases en la formación, y los tiempos Ti relativamente largos conducen de manera general a bajas SNR de las señales recibidas. Después de la transformación dentro del dominio del espectro T2 se puede perder aún más información, reduciendo por lo tanto la precisión de las estimaciones de parámetro deseadas. En la solicitud relacionada No. de Serie 08/822,567 presentada el 19 de marzo de 1997, la cual está incorporada a la presente mediante referencia para todos los propósitos, se describen un sistema y método de registro de perforación de pozo para detectar la presencia y estimar la cantidad de hidrocarburos gaseosos y líquidos en la zona cercana al pozo de perforación. El enfoque presentado en esta solicitud resuelve de manera efectiva algunas de las preocupaciones asociadas con los métodos DSM y SSM de la técnica anterior. En particular, el sistema propuesto utiliza una herramienta de registro de perforación NMR, de frecuencia múltiple, en base a gradiente para extraer los componentes de señal característicos para cada tipo de hidrocarburos. Para este fin, se propone un método de adquisición de datos en el que la medición a diferentes frecuencias esté intercalada para obtener, en una sola pasada de registro de perforación, múltiples corrientes de datos que corresponden a diferentes tiempos de recuperación y/o difusibilidad del mismo punto en la formación. Las corrientes de datos resultantes se procesaron para determinar las saturaciones de agua e hidrocarburo independientes de mineralogía y estimaciones de porosidad. Se utilizan las saturaciones de gas y aceite para obtener las estimaciones precisas de, contenido de agua, la permeabilidad y otros parámetros de interés. En la mayoría de las aplicaciones prácticas el enfoque utilizado en la solicitud relacionada es completamente adecuado y se ha demostrado que funciona. Sin embargo, este enfoque confía en la presencia de un gradiente de campo estático típicamente de 10-20 gauss/cm y puede no funcionar de manera adecuada en una clase emergente de cable de perforación y herramientas de registro de perforación LWD NMR que usen menores intensidades de campo, diferentes patrones de campo y mayores profundidades de investigaciones (DOI).

Los menores gradientes de campo son importantes para lograr grandes volúmenes de sensitividad y la sensitividad requerida para ejecutar mediciones de lectura más profundas. La combinación de una menor intensidad de campo y DOls más profundas da como resultado gradientes de campo estático drásticamente reducidos del orden de 0.3-3 gauss/cm. Para el método de medición descrito en la solicitud relacionada, la cual emplea tiempos de espera variables (1 seg hasta 12 seg) y separaciones de eco fijas (comúnmente, 1 mseg), por lo general será difícil diferenciar entre las fases de aceite, agua y gas en un gradiente débil, debido a que el método confía en las diferencias en las velocidades de declinación T2 aparentes debidas a la difusión en un campo de gradiente. Una posible solución es incrementar la separación de eco (es decir, desde 1 mseg hasta 10 mseg), aunque dicho enfoque daría como resultado una pérdida significativa de sensitividad debida a que la velocidad de muestreo es solamente un décimo de su velocidad original. Por lo tanto, será evidente que las herramientas de registro de perforación de bajo gradiente requieren métodos modificados para detección y cuantificación exitosas de gas/aceite.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN De acuerdo con la modalidad preferida de la presente invención se describen un sistema y método novedosos para la interpretación de mediciones NMR de parámetros ??, D y T2 efectivos hechas con una herramienta de registro de perforación NMR utilizando campos magnéticos de bajo gradiente de campo. La presente invención se basa en una herramienta de registro de perforación en base a gradiente, de frecuencia múltiple que proporciona la capacidad de conducir mediciones NMR sustancialmente simultáneas en volúmenes resonantes no traslapantes adyacentes de la formación geológica de interés. En particular, mediante la variación por saltos de la frecuencia resonante del dispositivo y por lo tanto la detección de los volúmenes no traslapantes de la formación, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención el tiempo entre experimentos se reduce en forma sustancial sin comprometer las relajaciones de Ti o la adopción de relaciones empíricas ??/?2 imprecisas. En un aspecto, la presente invención utiliza capacidades de m ulti-frecuencia de una herramienta NMR junto con un método de adquisición de datos adecuado para la detección de gas en base a por lo menos dos conjuntos de puntos de datos que corresponden a tiempos de recuperación largos (TRL) y cortos (TRS), respectivamente. Para este fin, se propone una secuencia de impulso intercalado en la que por lo menos dos impulsos CPMG asociados con una primera frecuencia resonante sean seguidos por dos impulsos CPMG asociados con una segunda frecuencia resonante. Debido al hecho de que cada frecuencia resonante excita los protones en un volumen separado de la formación, pares de puntos de datos complejos se pueden recolectar sustancialmente en la misma marca de profundidad, de manera que el primer punto de datos corresponde a un tiempo de recuperación corto TRS en tanto que el segundo punto de datos corresponde a un tiempo de recuperación largo TRL. De acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención, la secuencia de la los pares de datos se utiliza a continuación para formar dos vectores de señal de dominio de tiempo complejos x e y que corresponden a los tiempos de recuperación largo y corto, respectivamente. Después de la calibración se forman vectores de señal de diferencia y adición (x - y) y (x + y). La señal de diferencia es la fase corregida para obtener una señal de tiempo rea! que emplea la información de fase a partir de la señal de suma. A continuación, se calculan los filtros comparados para una fase de gas y una fase de aceite, en tiempo real, utilizando la información acerca de la temperatura del recipiente, presión y otras propiedades de sonda y/o formación. La señal de diferencia corregida de fase es filtrada después usando los filtros comparados para separar los componentes de señal de aceite y gas a partir de las señales NMR de entrada. Las señales de salida a partir de los filtros comparados se usan a continuación para obtener las estimaciones de porosidad de gas y aceite y además para reconstruir los componentes de aceite y gas en las señales de medición originales. Los componentes reconstruidos se sustraen de la señal de adición 1/2 (x - y) a fin de proporcionar solamente el componente de salmuera de la señal original. Este componente de salmuera es finalmente sometido a la inversión T2 para obtener una estimación de la saturación irreducible de agua y la porosidad de agua. Para incrementar de manera adicional la separación entre las diferentes fases de hidrocarburo en la formación las mediciones de difusión-pesadas también se pueden utilizar de acuerdo con el enfoque SSM. El sistema y método de acuerdo con la presente invención han demostrado ser muy sensibles debido al hecho que los componentes de gas y aceite de la señal original están determinados a partir de las señales originales, previo a la inversión de espectro T2. El método de la presente invención ha demostrado proporcionar estimaciones de parámetro más precisas que otras técnicas de registro de perforación NMR actualmente disponibles y se puede utilizar de manera ventajosa en formaciones de baja porosidad, en donde las relaciones de señal-a-ruido bajas (SNRs) tienden a ampliar todos los componentes T2. de manera adicional, las correcciones para el índice de hidrógeno (Hl) y la recuperación longitudinal incompleta se proporcionan también para calcular las estimaciones de la porosidad con gas y para corregir tanto la porosidad NMR aparente (MPHI) como el índice de fluido libre FFI, que son necesarios para obtener las estimaciones precisas de la permeabilidad de formación. En otro aspecto, la presente invención se basa en el uso de una secuencia CPMG (Carr-Purcell-Meiboom-Gill) modificada que está caracterizada por dos separaciones de eco. El primer eco es sometido a una separación de eco vertical TD; variando desde aproximadamente 1 ms hasta cientos de milisegundos. Con dicha amplia y gran variedad posible para la separación de eco TD, las características de difusión del o los fluidos involucrados se puede hacer un factor dominante para la declinación de amplitud. En una modalidad preferida, el segundo y todos los ecos siguientes se generan con separaciones cortas (TE, típicamente de 1 mseg). En este período, la influencia de la difusión es insignificante en un gradiente de campo bajo, y se mantiene un régimen de muestreo denso, dando como resultado una buena sensitividad. La cantidad de pérdida de amplitud en la que se incurrió en este intervalo TD se relaciona de manera directa con la difusibilidad de los fluidos que contienen hidrógeno. En una modalidad preferida, el TD es un parámetro que varía desde un mínimo de TE (por ejemplo, en el caso en que la secuencia modificada se reduce a una secuencia CPMG simple) hasta máximos de cientos de milisegundos.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La invención se describirá con detalle a continuación mediante referencia a los siguientes dibujos, en los cuales: La figura 1 es una ilustración del método de espectro diferencial para identificar la presencia de los componentes gaseosos. La figura 2A ilustra curvas de declinación T2 sintéticas utilizadas en el método de Espectro Desplazado. La figura 2B muestra los espectros T2 obtenidos a partir de la inversión de las series de eco sintéticas en la figura 2A. La figura 3A muestra una modalidad específica de la herramienta de registro de perforación en base a gradiente de la presente invención. La figura 3B es un diagrama de bloque del sistema de acuerdo con una modalidad específica de la presente invención que muestra componentes de bloque individuales para controlar la recolección de datos, procesamiento de los datos recolectados y la exhibición de los resultados de medición. La figura 3C ilustra la operación de una herramienta de registro de perforación de gradiente en un modo de multi-frecuencia en el ejemplo de la in estigación de volumen doble. La figura 4 es una ilustración esquemática de la conexión entre el intervalo del tiempo de saturación-recuperación TR, la velocidad de registro de perforación v y la longitud de apertura L. La figura 5A muestra el índice de hidrógeno (Hl) del metano como una función de profundidad a gradientes de temperatura de 1, 1.5 y 2°F/1 OOft. La figura 5B muestra la dependencia del tiempo de relajación T1 como una función de profundidad a gradientes de temperatura de 1, 1.5 y 2°F/100ft, y gradiente de presión de 43.3 psi/1 OOft. La figura 5C muestra la dependencia del coeficiente de auto-difusión D0 del metano como una función de profundidad a gradientes de temperatura de 1, 1.5 y 2°F/100ft. La figura 5D muestra el tiempo de relajación transversal aparente T2 en base a la difusibilidad D0 como en la figura 5C, la restricción de difusión D/D0 y el gradiente de temperatura de campo magnético de -0.18%/°C. La figura 5E muestra valores para el parámetro T-, del gas metano y aceites ligeros como función de la profundidad de registro de perforación. La figura 5F ilustra los coeficientes de autodifusión D0 para metano, agua y aceite ligero como una función de la profundidad de registro de perforación. La figura 5G ¡lustra el T2R medido para el gas y el aceite como una función de la profundidad de registro de perforación. La figura 6 es una ilustración de una secuencia de impulso de adquisición de datos intercalada para T1 medido y series de eco CPMG de recuperación de saturación difusión-medida en una modalidad específica de la presente invención que utiliza dos frecuencias de herramienta. La figura 7 es un diagrama de flujo del método de procesamiento de datos de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención. La figura 8A ilustra la diferencia entre dos señales con diferentes tiempos de recuperación TF^. La figura 8B muestra una exhibición de muestra de una señal de datos de diferencia adquirida como profundidad 15710 ft, como una función de tiempo. La figura 8C es la magnitud de la transformación Fourier de la señal mostrada en la figura 8B. La figura 9A muestra la respuesta de muestra de los filtros comparados de gas y aceite de acuerdo con la presente invención; la figura 9B es la magnitud de la transformación Fourier de las respuestas de filtro comparadas mostradas en la figura 9A. La figura 10 muestra funciones de filtro ortogonalizadas de los filtros comparados de gas y aceite de acuerdo con la presente invención. La figura 11 muestra los datos de registro de perforación a partir de un pozo de gas en alta mar a profundidad > 10,000ft. La figura 12 ¡lustra una secuencia de impulso modificada de acuerdo con la presente invención para las herramientas magnéticas de bajo gradiente de campo. La figura 12A ilustra el caso en el que la secuencia modificada se reduce hasta una secuencia de impulso CPMG con una separación de eco individual. Las figuras 12B y 12C ilustran secuencias de impulso con tiempote difusión incrementado TD. Las figuras 13A, 13B, 13C y 13D ilustran resultados de simulación que muestran amplitudes de eco calculadas para el caso de no difusión y atenuación de señal debida a la difusión. Las figuras 15A y 15B ilustran una secuencia de impulso TD/TE de multi-frecuencia de acuerdo con una modalidad preferida. La figura 15A muestra una implementación del método de la presente invención utilizando una secuencia de impulso TD/TE modificada de dos frecuencias (es decir, dos volúmenes sensitivos). La figura 15B ilustra el uso de la secuencia de impulso modificada en el caso de cuatro frecuencias de operación (volúmenes sensibles).

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Durante el curso de la descripción se utilizarán números similares para identificar elementos similares mostrados en las figuras. Las letras en negrillas representan vectores, en tanto que los elementos de vector y los coeficientes escalares se muestran en impresión normal.

Equipo A fin de separar las contribuciones de señal a partir de diferentes fluidos, debe estar disponible una herramienta NMR para operar un espacio de parámetro tridimensional: T2 (tiempo de declinación transversal), medido por una secuencia de impulso CPMG-eco: ?? (tiempo de polarización longitudinal), medido por tiempos de saturación-recuperación variables; y D (difusibilidad aparente, restringida), medida por la variación de la separación de impulso CPMG-eco t en la presencia de un gradiente de campo magnético. En una modalidad preferida de la presente invención esas mediciones en una herramienta de registro de perforación móvil están habilitadas utilizando el sistema ilustrado de manera esquemática en las figuras 3 (A-C). En particular, la figura 3A ilustra, en forma relativamente general, el aparato para llevar a cabo las determinaciones de coeficiente de difusión de pozo de sondeo de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención. El aparato incluye una primera porción 106, la cual está colocada para ser descendida dentro de un pozo de sondeo 107 a fin de examinar la naturaleza de los materiales en la cercanía del pozo de sondeo. La primera porción 106 comprende un imán o una pluralidad de imanes 108 que generan un campo magnético estático sustancial mente uniforme en un volumen de investigación 109. La primera porción 106 comprende también una bobina de antena RF 116 la cual produce un campo magnético RF en el volumen de investigación 109 cuyo campo es sustancialmente perpendicular al campo magnético estático. Además del gradiente de campo magnético estático generado por el o los imanes 108, una bobina de gradiente de campo magnético opcional, o pluralidad de bobinas 110 se pueden utilizar también para generar un gradiente de campo magnético en el volumen de investigación 109. Esta contribución adicional al campo magnético tiene una dirección de campo preferiblemente colineal con el campo sustancialmente uniforme y tiene un gradiente de campo magnético sustancialmente uniforme, el cual puede o no activado o desactivado mediante la conmutación de la corriente directa que fluye a través de la o las bobinas 110. El o los imanes 108, la antena 116 y la bobina de gradiente 110 que constituyen la porción 106 también son referidos como una sonda. La antena junto con un circuito de acoplamiento transmisor/receptor (T/R) 120 incluyen comúnmente un capacitor de resonancia, un conmutador T/R y circuitos tanto hacia el transmisor como hacia el receptor y están acoplados a un amplificador de energía RF 124 y un preamplificador 126. Un suministro de energía 129 proporciona la corriente directa requerida para las bobinas generadoras de gradiente de campo magnético 110. Todos los elementos antes descritos normalmente están contenidos en un alojamiento 128 que es pasado a través del pozo de sondeo. De manera alternativa, algunos de los elementos anteriores pueden estar ubicados alrededor del terreno. Indicados como bloque 130 están los circuitos de control 130 para el aparato de registro de perforación 130 que incluye una computadora 32, la cual proporciona una salida de control hacia un programador de impulso 146 el cual recibe una entrada RF desde una fuente RF de frecuencia variable 36. El programador de impulso 146 controla la operación de la fuente RF de frecuencia variable 36 así como un impulsor RF 38, el cual recibe una entrada desde la fuente RF de frecuencia variable 36 y emite hacia el amplificador de energía RF 124. La señal de dominio de tiempo complejo a partir del preamplificador receptor RF 126 es suministrada hacia un receptor RF 40 que recibe de manera opcional la entrada desde un desfasador 44. El desfasador 44 recibe una entrada a partir de la fuente RF de frecuencia variable 36. Como se describe con mayor detalle a continuación, de una modalidad preferida de la corrección de fase de la presente invención se hace utilizando algoritmos de procesamiento de señal. Receptor 40 emite por medio de un convertidor A/D con una memoria temporal 46 hacia la computadora 50 para proporcionar los datos de salida de registro de perforación de pozo deseados para uso y análisis adicional. El programador de impulso 146 controla el suministro de energía de bobina de gradiente 129 que habilita y deshabilita el flujo de corriente, y por tanto la generación de gradientes de campo estáticos e impulsados, de acuerdo con los comandos de la computadora 50. Algunos o todos los elementos descritos anteriormente en la presente como están colocados en un alojamiento sobre el terreno, pueden en vez de ello estar colocados debajo del terreno. Los dispositivos y métodos de medición mejorados que se pueden utilizar para la sonda 106 como se describen de manera general en las Patentes de los Estados Unidos de Norteamérica Nos. 4,710,713; 4,717,876; 4,717,877; 4,717,878; 5,212,447; 5,280,243; 5,309,098 y 5,412,320 todas las cuales son propiedad común del cesionario de la presente invención. Una modalidad específica de la herramienta que se puede utilizar de acuerdo con la presente invención también se describe en detalle en Chandler et al., "Improved Log Quality with a Dual-Frequency Pulsed N R Tool", documento SPE 28365, presentada en la 69a. Annual Tec nical Conference and Exhibition, Society of Petroleum engineers, New Orleáns, septiembre 25-28, 1994. Los contenidos de esas patentes y el documento de Chandler et al. Están incorporadas de manera expresa en la presente para todos los propósitos. La figura 3B es un diagrama de bloque del sistema de acuerdo con una modalidad específica de la presente invención que muestra componentes de bloque individuales para controlar la recolección de datos, el procesamiento de los datos recolectados y la exhibición de los resultados de medición. En la figura 3B, los componentes electrónicos MRI 30 comprenden un controlador de sonda MRI y componentes electrónicos de detección de eco de impulso. La señal de salida desde los componentes electrónicos de detección es procesada por el procesador de datos 52 para analizar las características de relajación de la muestra. La salida del procesador de datos 52 que de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención comprende por lo menos dos conjuntos de dominio de tiempo complejos, se proporciona para el estimador de parámetro 54. El controlador del ciclo de medición 55 proporciona una señal de control adecuada para la sonda MRI. Los datos procesados a partir de la medición de registro de perforación se almacenan en el almacenamiento de datos 56. El procesador de datos 52 está conectado a una pantalla 58 la cual es capaz de proporcionar una exhibición gráfica de uno o más parámetros de medición, de preferencia sobrepuestos sobre datos de exhibición a partir del almacenamiento de datos 56. Los componentes del sistema de la presente invención mostrados en la figura 3B se pueden implementar en el hardware o en el software, o cualquier combinación de los mismos adecuada para fines prácticos. Como se indicó antes, la herramienta MRIL utilizada en una modalidad preferida de la presente invención tiene una base digital, de manera que los datos de eco originales son digitalizados en la frecuencia portadora y toda la detección y filtrado subsecuentes se ejecutan en el dominio digital. Para los propósitos de la presente invención, la característica crítica de la herramienta es su habilidad para operar en diferentes frecuencias. De manera específica, en una modalidad preferida el sistema de la presente es capaz de "variar mediante saltos" desde una frecuencia de operación a otra, el efecto de lo cual es desplazar la posición radial del volumen resonante de la herramienta. El desplazamiento de frecuencia se selecciona de tal manera que se forman por lo menos dos volúmenes resonantes no traslapados, cada nuevo volumen resonante asociado con una frecuencia diferente es llenado con protones completamente relajados. La variación por salto entre dos o más (es decir, K) frecuencias permite por lo tanto reducir el tiempo entre los experimentos aproximadamente por un factor de K, sin comprometer las mediciones T1 completas o adoptar relaciones T T2 empíricas imprecisas, la velocidad de registro de perforación para la herramienta puede en consecuencia incrementarse aproximadamente K veces. Esta característica se ilustra en la figura 3C en la cual la variación por salto. entre dos frecuencias diferentes se muestra como resultado de la conducción de mediciones en dos volúmenes resonantes no traslapados. En el ejemplo específico ilustrado en la figura 3C cada banda de frecuencia es de aproximadamente 6 kHz de ancho y las dos frecuencias de banda media están desfasadas en aproximadamente 15kHz. Este modo de operación forma dos anillos concéntricos, cada uno de 0.04 pulgadas (0.1 cm) de espesor, separados de centro a centro por aproximadamente 0.09 pulgadas (0.23 cm). La velocidad de registro de perforación del dispositivo utilizado en una modalidad preferida de la presente invención depende de diferentes factores incluyendo la SNR de la señal recibida, la precisión de registro de perforación deseada y la resolución vertical, y el tiempo de ciclo permitido por el parámetro ?? de la formación. De manera preferible, para más del 95% de recuperación dentro de un volumen resonante individual, el tiempo de recuperación cumplirá el requerimiento TR > 3T-|. Como una consecuencia de la operación de multi-frecuencia, el tiempo del ciclo es sólo ligeramente mayor que el TR normalizado para el número de frecuencias empleadas (es decir Tc 8 TR/2 para dos frecuencias de operación). La herramienta MRIL utilizada en una modalidad preferida de la presente invención tiene de manera general una función de excitación vertical/respuesta que puede ser representada por una abertura rectangular casi perfecta. En una modalidad específica, se utilizan una resolución vertical elevada, abertura grande 24" (60.96 cm), o una menor resolución vertical, 43" (109.22 cm) de longitud. A fin de ejecutar las mediciones de señal ?-,-medidas, como se describe en detalle a continuación, se requiere que el volumen de formación que se detecta permanezca sustancialmente sin cambio durante el curso del período de recuperación. De manera específica, para una herramienta móvil, se ha determinado que los cambios de volumen de aproximadamente 10-20% proporcionarán aún la precisión de medición adecuada. Esta condición se ilustra en la figura 4, la cual muestra las relaciones entre el intervalo del tiempo de saturación-recuperación TR, la velocidad de registro de perforación v y la longitud de abertura L. Utilizando las anotaciones en la figura 4, es posible imponer ya sea una longitud de abertura mínima o un requerimiento de velocidad de registro de perforación de herramienta máximo que deben satisfacer la condición estacionaria de medición sustancial. Por ejemplo, en la modalidad específica de una abertura de 24" de longitud, asumiendo el tiempo de recuperación TR « 2s, e imponiendo un requerimiento de precisión de 10%, se puede observar que la velocidad de herramienta máxima permitida es v = 5*2.4'72s = 6ft/min (3.05 cm/seg). Para la configuración alterna que utiliza una antena de 43" de longitud, bajo las mismas suposiciones la velocidad máxima de herramienta es de aproximadamente 11 ft/min (5.588 cm/seg). De acuerdo con la presente invención, para los propósitos de hacer mediciones comparadas ?? con una herramienta de registro de perforación móvil se requiere por lo menos de un intervalo de saturación-recuperación largo, de manera preferible de aproximadamente 8-10 segundos. Se observará que para dicho intervalo los datos de registro de perforación son particularmente insensibles al desplazamiento de herramienta vertical debido a que al final del intervalo la magnetización de la formación está ya cerca de un equilibrio. La magnetización transversal que queda después de que una secuencia CPMG es desfasada rápidamente en el gradiente de campo intenso. En este punto, se puede iniciar una medición de saturación-recuperación (SR), como se conoce en la técnica. La magnetización recuperada es leída por la siguiente serie CPMG. Además del intervalo SR relativamente grande, se hacen una o más mediciones de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención que usa menores intervalos de recuperación, como se describe a continuación. El movimiento de herramienta lateral aleatorio es una fuente de interés para la validez de las mediciones comparadas T1 de acuerdo con la presente invención. La razón es que debido al volumen sensible de la herramienta se asemeja a un corte cilindrico de aproximadamente 1-2 mm de espesor, el balanceo lateral de la herramienta podría ocasionar un flujo de magnetización polarizada completa y dar por lo tanto mediciones incorrectas. Los estudios de datos de registro de perforación reales adquiridos de manera repetida sobre las mismas zonas, muestran comportamiento de recuperación monotónico de las secuencias con intervalos SR crecientes, que indican que el movimiento de herramienta lateral tiene un efecto insignificante sobre las mediciones reales. La evidencia adicional de que los efectos laterales debidos al movimiento lateral de la herramienta son insignificante se proporciona mediante la consistencia de las mediciones MPHI y FFI hechas con la herramienta, que son independientes ambas del parámetro ?? .

Otra fuente de interés en el registro de perforación NMR es la profundidad-de-investigación relativamente superficial la cual, debido a la forma generalmente cilindrica del volumen de resonancia de la herramienta, dependen también del tamaño del pozo de sondeo. Por tanto, en algunos casos la profundidad-de-investigación superficial junto con el hecho de que el fluido invasor en el pozo de sondeo reemplaza el gas puede conducir a una reducción en el efecto de gas que puede detectarse mediante la herramienta. Sin embargo debe observarse que, el volumen sensitivo de la herramienta MRIL tiene una zona oculta de aproximadamente 4" (10.16 cm) que se extiende desde la pared del pozo de sondeo. La presencia de dicha zona oculta limita de manera efectiva la influencia de la invasión del fluido. De manera experimental, en la mayoría de los casos la saturación de hidrocarburo residual observada por la herramienta ha demostrado ser suficiente para los propósitos de detección de hidrocarburo y puede estar cercana a las saturaciones no invadidas. Las secuencias de impulso CPMG utilizadas con la herramienta MRIL de acuerdo con la presente invención se han descrito de manera general en la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica No. 5,212,447 cedida al cesionario de la presente solicitud. De igual manera, en esa patente se describen métodos específicos para conducir mediciones NMR, incluyendo desviaciones del coeficiente de difusión D y/o T2. Las porciones relevantes de la descripción de la patente 5,212,447 están incorporadas expresamente en la presente para todos los propósitos. La herramienta MRIL utilizada de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención almacena múltiples secuencias de impulso de fondo de pozo, en una memoria (no mostrada en las figuras 3A y B) dentro de la sonda 106. Esas secuencias son activadas después por comandos a partir del controlador de tiempo de medición 55 del sistema de superficie. En la superficie, los datos de herramienta originales son separados en corrientes de datos y asociados con la calibración correcta y las tablas de corrección en el procesador de datos 52. Es posible utilizar un número esencialmente ilimitado de secuencias de impulso de manera casi simultánea, como se describe con mayor detalle a continuación. En una modalidad alternativa preferida de la presente invención la operación de la herramienta puede reprogramarse por comando desde el controlador de superficie 55. De acuerdo con otro aspecto de la invención, es deseable que las herramientas de registro de perforación LWD NMR utilicen menores intensidades de campo, diferentes patrones de campo y mayores profundidades de investigación (DOI). Un ejemplo de dicha herramienta se describe en la Solicitud de Patente Europea 99200567.8 (Documento EP 0 940 688 A2) titulada "NMR logging while drilling tool generating an axisymmetric magnetic field having straight contour Unes in the resonance región". Se proporciona otro ejemplo mediante la configuración de imán básica descrita en la Patente de los Estados Unidos de Norteamérica 4,629,986. Las referencias anteriores se incorporan a la presente mediante referencia para todos los propósitos.

Modelado y Correcciones de Señal De acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención varios parámetros que corresponden a las fases de gas y aceite de la formación se calculan en tiempo real. Debido al hecho de que las condiciones cambian de manera dinámica durante el curso de una pasada, se tiene que hacer la corrección de varios factores que pueden afectar la precisión de las mediciones. En los siguientes párrafos, se presenta una breve descripción de los detalles específicos de los cálculos de parámetro y las correcciones requeridas utilizadas de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención para calcular las cantidades relativas de gas y aceite en una formación de interés. 1) Correcciones para la influencia de Tj_ sobre mediciones de difusión.

Se sabe en la técnica que el gradiente de campo estático requerido para las mediciones de difusión de fondo de pozo induce efectos de eco estimulados dentro de una secuencia de eco CPMG. Esos ecos estimulados experimentan de manera parcial relajación Ti y por lo tanto se benefician menos de los efectos de re-enfoque de impulsos p repetidos en una secuencia CPMG estándar. De acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención este problema puede ser tratado mediante la introducción del concepto de tiempos de relajación "efectivos", como se describe con mayor detalle a continuación. En particular, se sabe que la expresión Carr-Purcell clásica para atenuación de eco de giro debido a la relajación transversal y la difusión en un gradiente de campo que, utilizando las anotaciones estándar anteriores, está dada por la expresión: Mxy(t) = Moexp(( - t ) + (1_y2G2x2Dt)) (( T2 ) (3 )) (1) Hablando en términos estrictos es válida solamente si: (a) el gradiente G es menor, o (b) si solamente se utiliza la porción en resonancia del espectro de giro. Sin embargo, como se indicó antes, la herramienta MRIL opera con un campo de gradiente relativamente intenso, del orden de aproximadamente 15-25 G/cm. Además, las consideraciones de señal a ruido menores hacen necesario utilizar el ancho de banda completo de la herramienta, de manera que los efectos fuera de resonancia fuertes sean necesariamente incluidos en las señales de eco. Por lo tanto, por ejemplo, incluso el experimento T2/D más simple que requiere por lo menos dos separaciones de impulso-eco diferentes t se requiere una corrección en la expresión Ec. (1) a fin de evitar errores del sistema. En consecuencia, la señal de declinación de eco observada tiene que ser modelada como una sobreposición compleja de la relajación longitudinal, la relajación transversal y diferentes tiempos de difusión. Por lo tanto, de acuerdo con la presente invención, la señal observada en el ecoN-th se modelo como una sobreposición e todas las combinaciones posibles de transiciones entre la magnetización transversal y longitudinal y está dada por la expresión: ???(2t?) = Mo (2) Utilizando la expresión en la Ec. (2), el efecto del desfasamiento de difusión es tomado en cuenta mediante la introducción de los tiempos de relajación transversales "efectivos" ?? y T2 dados por las siguientes expresiones: Se puede demostrar que los ecos directos (i = N) decaen con una velocidad 1/T2†; la declinación de eco indirecto (1<N) es controlada por 1/T^ y por 1/T2†. Sin difusión, los ecos indirectos declinan a menores o iguales velocidades que los ecos directos. Sin embargo con muy poca difusión, los ecos indirectos decaen más rápido que los directos. El efecto sobre las amplitudes de eco combinadas depende principalmente del ancho de banda del receptor y se ha determinado que requiere aproximadamente 15% de corrección a altas velocidades de difusión. Debe observarse que las expresiones para las velocidades de relajación efectivas en la Ec. (3) se refieren al proceso de declinación del eco, y no a la recuperación de la magnetización longitudinal, la cual es controlada por T Para los gases, ambos tiempos de relajación efectivos son dominados por el término de difusión en un campo de gradiente y por lo tanto T1>>T1† ¡* T2†/3. En este caso, la secuencia de eco decae significativamente más rápido de lo esperado, y un análisis en base a la fórmula Carr-Purcell estándar sobreestimará el parámetro de difusión D. este problema es corregido insertando dentro de la fórmula Carr-Purcell una separación de impulso-eco efectiva teff, que incorpora la influencia tanto del ancho de impulso como del ancho de banda del receptor: 1/T2† = 1/3*(Teff G)2D (4) Se ha determinado que para los sistemas MRIL utilizados de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención, la relación Teff/x = 1.08, dando como resultado por lo tanto una corrección de 16% para las difusividades de gas calculadas. 2) Gradiente de campo magnético y tem peratura de sonda Como es evidente a partir de la Ec. (4), el pronóstico de T2T en la fase de gas requiere de manera general el conocimiento del gradiente de campo G, el cual depende de la temperatura de sonda. Un ejemplo específico de mediciones de la investigación-deprofundidad (diámetro de zona sensitiva) y los valores de gradiente de campo magnético, como funciones de la temperatura de sonda, se resumen en el Cuadro 1.

Temperatura Diámetro Gradiente de Campo 25°C 40.6 cm 16.6 G/cm 50°C 39.7 cm 17.0 G/cm 75°C 38.9 cm 17.4 G/cm 100°C 37.8 cm 17.9 G/cm 125°C 36.8 cm 18.4 G/cm 150°C 35.8 cm 18.9 G/cm Cuadro 1 - Diámetro sensitivo y gradiente de campo magnético de una herramienta RIL®/C6" como funciones de la temperatura de sonda.

Los valores típicos utilizados en la Ec. (4) son Teff = 0.65 ms, ? = 26750" G"1, y G = 18 G/cm. La temperatura de sonda, como fue reportada por un sensor incrustado en el imán permanente de la herramienta MRIL, siempre se registra, lo cual permite el cálculo del gradiente de campo G en cualquier punto en el registro de perforación . 3) Parametrización de Hl, Tj_ y T?_ El método de procesamiento de señal de filtro comparada de la presente invención, descrito con mayor detalle a continuación, requiere el cálculo de las señales de hidrocarburo (aceite y gas). Se asume que esos componentes son de fase no-humectante, es decir, están caracterizados de manera general por sus propiedades de relajación de volumen. Como se sabe en la técnica, los efectos de la temperatura y la presión sobre T, y D de la fase de gas se cancelan sustancialmente una a la otra, dando como resultado valores bastante estables y pronosticables para ambos parámetros, para los cuales están disponibles las expresiones matemáticas. Por otra parte, los valores correspondientes para la fase de aceite dependen de manera general de la formación y están determinados de acuerdo con la presente invención a partir de las mediciones de muestra conducidas antes del experimento de registro de perforación. En particular, el índice de hidrógeno (Hl) de aceite se asume que es de 1.0. La caída medida en la porosidad NMR es observada típicamente en zonas de gas, debido a que Hlg < 1. La mayoría de los gases naturales son de manera predominante metano. La figura 5A muestra variaciones de Hlg entre aproximadamente 0_2 y 0.6 para un gas metano bajo condiciones comunes. En los recipientes sobrepresurizados Hlg puede ser de aproximadamente 0.7. En consecuencia, el Hl del gas es suficiente para proporcionar señales fácilmente detectables a partir del gas. Para el gas metano, de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención el índice correspondiente Hlg se estima en forma matemática utilizando la expresión 2.25 xp, en donde p es la densidad del gas en g/cm3, calculada al resolver la ecuación de estado. Para gases distintos al metano, o para gases mezclados, el factor de multiplicación es menor de 2.25. Por ejemplo, para una mezcla de gas típica, caracterizada como C1.1 H4.2, el factor se convierte en 2.17. En una modalidad alternativa preferida de la presente invención, el índice de hidrógeno de diferentes hidrocarburos también se puede estimar utilizando las expresiones presentadas, por ejemplo, en "Schlumberger: Log I nterpretation Principies/Applications" Schlumberger Educational Services, 1989, pp. 5-20 y 5-21, el contenido de la cual se incorpora de manera expresa en la presente.

Se ha encontrado una ley de energía simple suficiente para adaptar los datos de laboratorio publicados para el tiempo de relajación longitudinal ?? del gas metano, así como los datos de registro de perforación. La expresión utilizada de acuerdo con la presente invención es: en donde ?? se mide en segundos, la densidad p en g/cm3 y la temperatura absoluta T está en grados Kelvín. La Ec. (5) es válida para densidades de gas de hasta 0.3 g/cm3; densidades superiores se aproximan de manera general a un estado de gas licuado. De acuerdo con la presente invención la fase de aceite no humectante se relaja con su relajación de volumen ?1 0, la cual está determinada por ejemplo, utilizando las mediciones de viscosidad de una muestra. Se ha determinado que a fin de detectar de manera exitosa los hidrocarburos líquidos, para las mediciones Tr comparadas de acuerdo con la presente invención es necesario un componente T1 largo (baja viscosidad) en el orden de 1-2. Los valores relativamente grandes para el parámetro T] de hidrocarburos ligeros proporcionan un mecanismo para distinguir esos fluidos del agua, ya que el T-i del agua es casi siempre menor de aproximadamente 500 mseg. En roca humedecida con agua parcialmente saturada con hidrocarburo el contraste de hidrocarburo-agua es aún mejor debido a que ?? (y T2) del agua son más bajos, debido al hecho de que el agua típicamente reside en los poros más pequeños. La figura 5E muestra, por otra parte, valores para el parámetro ?? del gas (metano) y aceites ligeros a profundidades por debajo de 400 pies. Ambas curvas fueron calculadas asumiendo un gradiente geotérmico de 1.50F/100 pies. La curva de aceite se calculó asumiendo una viscosidad dependiente de la temperatura, utilizando la expresión ? = r\o exp(Q/RT), en donde ?0 = 0.01 cp, Q = 10.5 kJ/mol y R = 8.314 J/mol/K. Como se ve en la figura, debido a los diferentes mecanismos de relajación, ?? , para el metano puede ser relativamente corto, es decir, entre 2.5 y 4 segundos, en tanto que en el ejemplo específico ?? para el aceite puede ser muy grande (en el orden de 10 seg). La práctica de registro de perforación estándar requiere fijar el tiempo de espera entre secuencias de impulso CPMG sucesivas lo suficientemente grande para recuperar de manera sustancialmente completa (alrededor del 95%) de la magnetización longitudinal. En consecuencia, los tiempos de espera para una medición particular tienen que ser ajustados dependiendo del aceite específico. La difusibilidad aparente D de un fluido depende tanto del coeficiente de auto-difusión D0 como de las restricciones impuestas por el espacio de poro. De acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención, se utiliza una relación de temperatura experimental y densidad para difusión de gas no restringida D0 g, la cual puede expresarse en forma matemática como: D0.9 = 8.5 x 10-7 To g/p, (7) en donde D0.s se mide en cm2/s, la temperatura T se mide en grados Kelvin y la densidad p se expresa en g/cm3. Por debajo de 7,000 ft, los efectos de oposición de temperatura y presión estabilizan el parámetro de difusión D0 en un valor de aproximadamente 10"3cm2/s. la restricción de difusión en el espacio de poro también se debe tomar en cuenta ya que la longitud de difusión (dada por sqrt(2iD0)) es aproximadamente igual a 10 µ??. Las relaciones D/D0 en muestras de roca en esta escala de longitud se ha observado que varía desde aproximadamente 0.55 (piedra caliza de Indiana) hasta aproximadamente 0.9 (caliza oomoldica). Se ha encontrado que las muestras de arenisca se agrupan en una relación D/D0 estrecha varían de 0.7-0.8, la cual es consistente con observaciones experimentales de T2 g† a partir de los datos de registro de perforación . Debido a la difusión, la velocidad de relajación intrínseca 1/T2 g de gas es insignificante comparada con 1/T2 g† (ver Ec. (3)). De manera similar, la difusibilidad de la fase de aceite es menor en comparación con aquella de la fase de gas. En consecuencia, los parámetros T2.0 y T2 0† que son utilizados en la expresión de filtro comparado considerada a continuación son mucho mayores que ambos T2 g† y también mucho más grande que el tiempo de adquisición total requerido para separar las señales de aceite desde el gas. Como se indicó antes, los valores numéricos para esos parámetros se pueden obtener, por ejemplo, a partir de mediciones de muestra. La figura 5F ilustra los coeficientes de autodifusión D0 para metano, agua y aceite ligero. Todas las curvas se basan en el gradiente geotérmico de 1.50F/100 pies, y (para el gas) una presión hidrostática. Como se ve, la D0 del metano es por lo menos aproximadamente 50 veces mayor que aquella del agua y el aceite ligero. Los contrastes resultantes en el T2 medido (es decir, ?2t) para gas comparada con el aceite se muestran en la figura 5C. Las gráficas incluyen el efecto de temperatura y presión en ~P| (ver figura 5E) y D (ver figura 5F) para ambos fluidos y el efecto de la temperatura en el parámetro G de la herramienta. Se asumió el efecto de difusión de restricción moderada sobre el gas y sin efectos de restricción sobre la difusión de aceite, es decir, (D/D0)0 = 1. La comparación de la figura 5E y la 5G revela que el gas tiene una relación elevada T1/T2 (mayor de aproximadamente 200) en todas las profundidades, que es una señal característica del gas. Sin embargo, para el aceite ligero esta relación es aproximadamente igual a uno y se eleva lentamente con profundidad incrementada. El Cuadro 2 resume las expresiones para las estimaciones de parámetro de diferentes fluidos utilizados de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención.

Cuadro 2 Para propósitos ilustrativos, los ejemplos de valores previamente calculados de difusibilidad Hlg y los parámetros de tiempo de relajación T1 g y T2 g† como funciones de profundidad se muestran en las figuras 5A a 5D. en particular, la figura 5A muestra el índice de hidrógeno (Hl) de metano como una función de profundidad en diferentes gradientes de temperatura; la figura 5B muestra la dependencia del tiempo de relajación longitudinal T1 como una función de profundidad a gradientes de temperatura de 1, 1.5 y 2°F/100 ft, y el gradiente de presión de 43.3 ps i/ 1 OOft ; la figura 5C muestra la dependencia del coeficiente de autodifusión D0 de metano como una función de profundidad; y la figura 5D muestra el tiempo de relajación T2f se basa en la difusibilidad D0 como en la figura 5C, restricción de difusión D/D0, y el gradiente de temperatura de campo magnético de -0.18%/°C. En los ejemplos mostrados en las figuras 5A-D, un gradiente de presión hidrostática de 43.3 psi/100 ft y gradientes de temperatura 1, 1.5 y 2°F/100ft se asumieron, como se muestra. Los parámetros adicionales utilizados en los ejemplos incluyen: frecuencia = 720 kHz, teff 0.65 ms y Dg/Do g - 0.8. La herramienta y la temperatura de formación se asumieron para ser iguales. Puede observarse a partir de las figuras 5B y 5D que hace funcionales las curvas de ?? y T2† son similares y que la relación Ti/T2† permanece dentro de los límites estrechos para una amplia gama de temperaturas y profundidad de registro de perforación.

Adquisición de Datos Como se indicó antes, la herramienta MRIL de la presente invención es capaz de ejecutar mediciones casi simultáneas separadas en diferentes volúmenes sensitivos diferentes mediante la simple conmutación de la frecuencia de operación de la herramienta de la herramienta en una pequeña cantidad. De acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención, esta capacidad de multi-frecuencia de la herramienta MRIL se utiliza para proporcionar un nuevo método de adquisición de datos que es particularmente adecuado para la detección de gas en base a las mediciones NMR con diferentes tiempos de recuperación TR¡. Para este fin, con referencia a la figura 6, una secuencia de impulso intercalado novedosa en la que por lo menos dos impulsos CPMG 210 y 220 asociados con frecuencia resonante F2 son seguidos por lo menos por dos impulsos CPMG 230, 240 asociados con una frecuencia resonante diferente F^ Como se muestra en la figura 6, la medición NMR se continua utilizando por lo menos dos nuevos impulsos 250, 260 en la frecuencia de resonancia inicial F2, seguidos por lo menos por dos impulsos separados 270, 280 en la frecuencia F-, . Debido al hecho de que la frecuencia resonante F-i excita los protones solamente en el volumen 1 de la formación y la frecuencia resonante F2 excita los protones solamente en el volumen 2 de la formación, los pares 225, 245, 265, etc., de puntos de datos complejos independientes se pueden recolectar en cada marca de profundidad.

Como se muestra para fines ilustrativos en la figura 6, el primer punto de datos en cada par, designado generalmente como B-, corresponde a un tiempo de recuperación corto TR , en tanto que el segundo punto de datos, designado generalmente como corresponde a un tiempo de recuperación largo TR2. Por lo tanto, que usa la secuencia de adquisición de datos ilustrada en la figura 6, mediante "variación por saltos" la frecuencia de resonancia FT de la herramienta, y alternando entre volúmenes resonantes adyacentes de la formación se puede obtener una secuencia de pares de señal, cada par que corresponde sustancialmente a la misma marca de profundidad en la formación, aunque medidas en diferentes tiempos de recuperación. Se debe observar además que los datos de dos tiempos de recuperación diferentes no necesariamente se deben obtener a partir solamente de dos frecuencias diferentes. Por ejemplo, dos o más mediciones asociadas con diferentes frecuencias se pueden combinar (es decir, promediadas) para dar como resultado en una corriente de datos individual que corresponde a cualquier tiempo de recuperación ya sea corto o largo. Además, debe quedar claro que utilizando más de dos frecuencias de resonancia y, aplicando un número correspondientemente más grande de impulsos en cada volumen resonante, el método de adquisición de datos de la presente invención se puede extender fácilmente al caso más general de múltiples conjuntos de datos de medición, cada punto de medición que corresponde a un tiempo de recuperación diferente TR¡.

El método de adquisición de datos de multi-frecuencia intercalado antes descrito es claramente preferible a los métodos de la técnica anterior que requieren pasadas de registro de perforación separadas, debido a que proporciona un enfoque simple para tratar los problemas de alineación de profundidad. De preferencia, las secuencias de impulso en la figura 6 alterna de manera sistemática alterna los roles de todos los volúmenes sensitivos (y fases de impulso) a fin de negar cualquier diferencia sistemática entre las frecuencias operantes. El método de adquisición de datos se describió anteriormente con referencia a las secuencias CPMG idénticas, cuyo modo es referido en la presente solicitud como adquisición T comparada. Los datos a partir de este modo de adquisición son adecuados para el Método de Espectro Diferencial (DSM) descrito en el documento de Akkurt et al. Sin embargo, el método también es adecuado para la sustracción de señal directa en el dominio de tiempo, como se describe con mayor detalle a continuación. En una modalidad preferida alternativa de la presente invención, un modo de adquisición de datos novedoso referido como T1- y también se puede utilizar la adquisición de difusión-comparada. Como se indicó antes con referencia al método SSM, el contraste entre las señales de líquido y gas se pueden mejorar utilizando una separación de pulso-eco ligeramente mayor para la secuencia CPMG asociado con el intervalo de recuperación más corto. Esta modalidad es ilustrada en la figura 6 que usa dos intervalos diferentes T¡ para cada impulso sucesivo en el mismo volumen de resonancia. Sin embargo, se ha encontrado que no es necesario eliminar la señal de gas en su totalidad. Por ejemplo, se ha encontrado que un incremento de solamente 40% en el eco de impulso t ocasiona una disminución del 50% en la parte de difusión-inducida de T2. Como se indicó antes con referencia al método SSM, debido al dominio de difusión, el efecto es mucho más pronunciado para gases que para líquidos, y en consecuencia se pueden utilizar para mejorar la separación de las dos fases. En otro aspecto de la invención, una secuencia de impulso modificada se describe de manera preferible para uso con mediciones de herramienta de bajo gradiente de campo. La idea clave es utilizar una secuencia CPMG modificada (Carr-Purcell-Meiboom-Gill) que está caracterizada por dos separaciones de eco. El primer eco es sometido a una separación de eco variable TD; que varía desde aproximadamente 1 ms hasta cientos de milisegundos. Con dicho rango grande posible para TD, las características de difusión del o los fluidos involucrados se pueden hacer un factor dominante para declinación de amplitud. El segundo y todos los ecos siguientes son generados con separaciones cortas (TE, típicamente 1 mseg). En este período, la influencia de la difusión es insignificante en un bajo gradiente de campo, y se mantiene un régimen de muestreo denso, dando como resultado una buena sensitividad. La cantidad de la pérdida de amplitud incurrida en el intervalo TD está relacionada de manera directa con la difusibilidad de los fluidos que contienen hidrógeno. TD es un parámetro que varía desde un mínimo de TE (es decir una secuencia CPMG individual) hasta máximos de cientos de milisegundos. Un ejemplo de la secuencia utilizada en una modalidad preferida se muestra en la figura 12. En particular, la figura 12A ilustra el caso trivial de TD = TE, que es una secuencia CPMG estándar utilizada como referencia. El intervalo SE TE selecciona lo suficientemente corto, de manera que la influencia de la difusión sobre la declinación de amplitud del eco es insignificante. Como se muestra en las figuras 12B y 12C, de acuerdo con este aspecto de la invención el intervalo TD se incrementa en mediciones sucesivas. En una modalidad preferida, la granularidad del intervalo TD se selecciona de manera los últimos ecos se alineen en tiempo con aquellos de la exploración CPMG y se puede establecer una correspondencia de uno a uno. En una modalidad preferida, el segundo valor TD se puede seleccionar para atenuar o eliminar señales desde la fase de gas solamente. La diferencia entre los ecos correspondientes (como se muestra en la figura 12A y 12B) sería por lo tanto la señal que corresponde a la presencia de gas. De acuerdo con la modalidad preferida el tercer valor TD se puede seleccionar para atenuar o eliminar las señales de gas y agua libre. En consecuencia, la señal remanente (ilustrada en la Fig. 12C) provendría solamente de la fase de aceite, la cual típicamente posee la menor velocidad de autodifusión .

Selección de intervalo TD La atenuación de eco durante los intervalos TD y Te utilizados de acuerdo con la presente invención está dada por la expresión clásica de una secuencia CPGM: A(t) = A0 exp (-1/12(gGTx)2Dt), en donde A es la amplitud de eco, g es la relación giromagnética, G es el gradiente de campo, Tx es el intervalo TD o TE, respectivamente, y D es la constante de auto-difusión. Para el propósito de esta descripción, el retículo de giro y la relajación giro-giro son ignorados por el momento. Para ¡lustrar el método, se pueden utilizar los siguientes valores: D = 10~3 cm2/s para la fase de vapor (gas), D = 1 O"4 cm2/s para la fase de agua libre, y D = 10~5 cm2/s para la fase de aceite. TE - 0.001 seg, G = 1 gauss/cm g = 2p4258 seg 1/gauss (relación giromagnética de protón) Se apreciará que se pueden seleccionar otros valores en diferentes aplicaciones. Con las suposiciones anteriores, en el intervalo TE y en el caso TD = TE, incluso para el caso de difusión más rápido, la velocidad de declinación de señal inducida por difusión es solamente: 1/12 (2p4258 x 1 x 0.001)2 10~3 seg"1 = 0.06 seg-1, la cual es menor comparad con las velocidades T2 intrínsecas típicas (-0.25 seg'1) y las longitudes de secuencia de impulso-eco típicas (~1 seg). Por lo tanto, de acuerdo con este aspecto de la invención durante el intervalo TE la influencia de la difusión puede ser ignorada. Además, se apreciará que el caso TE = TD puede servir como una referencia sin atenuación de eco debida a la difusión. De acuerdo con la presente invención, el siguiente valor TD atenuará la señal de gas en aproximadamente 86% (es decir, dos constantes de tiempo). A continuación TD seguirá la siguiente ecuación: 2 = 1/12 (gGTD)2 D TD, con D - 10-3 cm2/s y G = 1 gauss/cm.

Y sigue TD3 = 24 / (g2G2D) = 24 x (2p4258)"2 x 1 x 103, o TD = 0.032 seg. La amplitud de la señal de agua libre es atenuada por un factor de exp(-1/12(gG 0.032)2 x 1 O"4 x 0.032) = 0.82 La secuencia de eco con TD = 32 contiene 14% de la señal de gas, 82% de la señal de agua libre y 98% de la señal de aceite (a partir de un cálculo analógico). Una sustracción de eco por eco a partir de la secuencia TD = 1ms aisla la señal de gas como sigue: 86% de señal de gas, 18% señal de agua libre y 2% de señal de aceite. La señal unida a agua es eliminada por la consideración solamente de los ecos que ocurren después de 32 ms. Para el ejemplo actual, un tercer valor TD se selecciona igual a 70 ms para aislar la señal de aceite. En este caso, la señal de gas es completamente eliminada, la señal agua libre es atenuada por 86% y la señal de aceite permanece en 82% de su valor. La selección del intervalo TD utilizada de acuerdo con la modalidad preferida se puede resumir como sigue: Valor TD resultados en señales desde... 1 ms (=TE) todas las fases de fluido, comparadas solamente la densidad de hidrógeno y polarización incompleta (en caso de tiempos de espera cortos), 32 ms agua libre, aceite y parte del agua unida (atenuada por T2 intrínseco) 70 ms solamente aceite (atenuada por T1 intrínseco) Se apreciará que los valores anteriores son utilizados como guías y pueden ser reemplazados en la aplicación práctica utilizando las técnicas de cálculo descritas.

Procesamiento de Señal En un primer aspecto, el método para la detección de fluido de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención asume la adquisición de datos en la presencia de un gradiente de campo magnético estático en el rango de 10-30 G/cm. El método requiere además de por lo menos dos mediciones separadas con diferentes tiempos de saturación-recuperación TR¡ y/o diferentes separaciones de eco a eco, y se implementa utilizando la secuencia de adquisición de datos ilustrada en la figura 6. además, los niveles de señal a ruido muy bajos (SNR) que se deben a las pérdidas Hl y la recuperación de magnetización incompleta en una medición NMR típica necesita la detección de señal utilizando la corriente de datos compleja de dos canales. Por lo tanto, en una modalidad preferida de la presente invención los datos se adquieren en dos canales ortogonales, y se promedian sobre un intervalo de registro de perforación vertical para incrementar la SNR para los datos de medición adquiridos. Regresando a la figura 7, muestra en forma de diagrama de semi-bloque el método de procesamiento de señal de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención. De manera específica, la determinación de las saturaciones de agua. Aceite y gas en el volumen sensitivo inicia mediante la ejecución de por lo menos dos mediciones TVcomparadas intercaladas para separar la fase de humectación (salmuera, relajación dominada de superficie) a partir de la fase sin humectación (hidrocarburos ligeros, relajación dominada de volumen). De manera opcional, esas mediciones también pueden ser comparadas por difusión. Como se muestra en la figura 7, esto resulta en dos conjuntos de datos paralelos de datos de dominio de tiempo complejo. La secuencia de datos 310 corresponde de manera general a los datos obtenidos a partir del tiempo de recuperación largo TR2, en tanto que la secuencia de datos 320 corresponde a los datos obtenidos a partir del tiempo de recuperación corto TR1. Entre aproximadamente 150 y 300 puntos de datos se utilizaron en cada secuencia. De preferencia, los tiempos de recuperación utilizados son de aproximadamente 2 seg para TR1 y aproximadamente 8 seg para TR2. Los pares de secuencias de eco se forman mediante acoplando intervalos TR cortos y largos en traslape reduciendo al mínimo de esta manera las variaciones sistemáticas introducidas cuando se cruzan los límites del lecho de formación. Después del proceso de adquisición de datos, en el bloque 325 se corrigen dos conjuntos de datos utilizando los datos de calibración desde el bloque 315. De manera específica, dichos datos de calibración se obtienen a partir de muestras a temperatura ambiente, con 100% de saturación de agua, por ejemplo en un tanque llenado con agua, La figura 8A muestra dos de esas secuencias de datos calibrados como funciones de tiempo. Como se muestra en la figura 8A, los valores de magnitud son calibrados de manera conveniente en unidades de porosidad (p.u.). Saltando por un momento el bloque 330, la siguiente diferencia compleja entre las señales en cada par de datos se obtiene en el sustractor 335 para eliminar la contribución de salmuera; la señal de suma se obtiene en el adicionador 340 para estimar la fase de señal de entrada y corregir en fase la señal de diferencia en el bloque 335 en consecuencia. De manera específica, se ha observado que en tanto que la fase absoluta de la señal NMR está sujeta a pequeñas variaciones debidas a las condiciones de pozo y herramienta, muestra excelente estabilidad a corto plazo. Por lo tanto, las fases de la suma y la diferencia son aproximadamente iguales. De acuerdo con la presente invención esta característica es utilizada para corregir la fase de la señal de diferencia en base a la estimación de fase para la señal de suma que se encontró que es comparativamente más precisa. En particular, una fase de señal promediada en profundidad se calculó en el bloque 350 a partir de la señal de suma compleja. Si se han empleado la frecuencia y ciclo de fase adecuados durante la adquisición de datos, todos los ecos de adición y diferencia tiene la misma fase promedio. La fase estimada en el bloque 350 se usa para girar, en el bloque de corrección de fase 360, la fase de todos los puntos de datos en la señal de diferencia compleja dentro del eje real. Dicha rotación produce el componente de señal del modo de absorción real (evaluado-real). Se puede descartar el componente de señal de dispersión (evaluado imaginario). En base a las representaciones paramétricas para los tiempos de relajación y características de difusión de las fases de hidrocarburo sin humectación que se calculan, como se indicó en la sección "Modelado y Correcciones de Señal", y almacenadas en el bloque 365 para el aceite y el bloque 370 para los componentes de gas. Los filtros comparados que representan las fases líquida y gaseosa se calculan a continuación en los bloques 375, 380 en el dominio de eco-tiempo, utilizando las expresiones; f(t)0 = [expí-TR TYo) - exp(-TR2/T1i0]exp(-t/T2I0), (7a) f(t)g = Hlg [BXPÍ-TR TLO) - exp(-TR2/T1,0]exp(-t/T2,0T), (7b) en donde todos los parámetros utilizados han sido calculados previamente. En general, las funciones de filtro en las Ees. (7a-7b) no son ortogonales y no pueden ser aplicadas directamente a los datos. (Ver figura 9a). En vez de ello, las respuestas de amplitud a esos filtros son extraídos a partir de la señal de diferencia de fase corregida d(t) resolviendo, en el bloque 390, el sistema de ecuación sobredeterminado, A x = d(t), A = [f(t)0Tf(t)gT] (8) en un sentido de mínimos cuadrados. La solución se encuentra resolviendo el siguiente sistema de ecuación 2x2 para el vector de amplitud x: (ATA)x = AT d(t), (9) Si la señal de diferencia d(t) fue escalada de manera adecuada en p.u. el primer elemento del vector de solución x es la porosidad con gas F0, obtenida en el bloque 392, y la segunda porosidad con gas F9 (bloque 394). El cálculo en retroceso a partir de esos números, las señales de aceite y gas adecuadamente escaladas se pueden reconstruir en el bloque 395, y sustraerse a partir de la señal de suma compleja en el bloque 342. El resto es la señal que se origina a partir de la salmuera, la cual, como fase de humectación, es sensitiva a las relaciones de superficie-a-volumen en el espacio de poro restante disponible para el agua. En el bloque 400, se construye un mapeo de inversión T2, como se describió, por ejemplo en el documento anterior de Prammer et al. Los resultados se utilizan, en el bloque 410, para calcular el espectro T2 de la señal y en el bloque 420 para estimar la porosidad unida a agua. Esas relaciones son indicativas del volumen de agua no producible mantenido en su lugar por fuerzas capilares (BVI), las cuales son calculadas en el bloque 440. Por otra parte, el área total bajo la curva T2 es interpretada como porosidad llenada con agua w cual es calculada en el bloque 420. La porosidad NMR total puede Icularse en el bloque 430 utilizando la expresión: <£NMR = » + 0 + 9 (10) El índice de fluido libre como se ve a partir de la fase de agua se aumenta mediante la porosidad de aceite y gas: FFI = FFIW + F0 + F9 (11) A partir ONMR, BVI y FFI, una estimación de permeabilidad se puede calcular en el bloque 450, que depende solamente en cantidades derivadas-NM R.

Procesamiento de datos comparados por difusión Regresando al bloque 330 en la figura 7, para una medición comparada por difusión surge una complicación a partir de las diferentes rejillas de muestreo empleadas en la adquisición de los conjuntos de datos que conforman un par de datos. En este caso, los datos desde la separación de eco más corta es mapeada sobre la rejilla de muestreo más amplia mediante la interpolación entre los ecos complejos. La comparación por disfunción es tomada en cuenta para dar las siguientes expresiones de filtros comprados: f(t)0 = [expí-TR^/T^) - exp(-TR2/Tii0]exp(-t/T2iO). (12a) f(t)g = Hlg [1 - exp(-TR2/T1iB)] exp(-t/T2 g†) - Hlg [1 - exp(-TR1/T1,g)]exp(-t/T2 g)]exp(-t/T2,a†(x2/T1)2) (12b) Los datos comparados por difusión son procesados a continuación siguiendo la gráfica de flujo en la figura 7. La medición TVcomparada y comparada por difusión se utiliza de manera ventajosa en los casos en donde la porosidad con gas e Hl son relativamente bajas y de manera correspondiente la SNR de la medición es relativamente baja. Las estimaciones de error para la adquisición de datos T comparados y comparados por difusión de acuerdo con una modalidad preferida de la presente invención se pueden obtener utilizando las siguientes consideraciones. Los datos de entrada constan de dos conjuntos de datos, comparados por diferentes tiempos de recuperación y posiblemente muestreados con diferentes separaciones de eco. Cada conjunto es calibrado de manera individual para Hl = 1.0. Para calcular la incertidumbre de las estimaciones de parámetro, se asume que el ruido en cada conjunto de datos es aleatorio y tiene una distribución de Gauss con desviación estándar s = V2. Como se indica en los bloques 350 y 360 anteriores, se calcula una fase de señal promediada en profundidad a partir del segundo eco complejo en la suma. La fase estimada se utiliza para rotar todas las diferencias complejas dentro del eje actual. Al permitir un error pequeño en la estimación de fase, el componente de ruido en la señal de diferencia evaluada real (dt) es de aproximadamente 1.5 p.u. Las porosidades de gas y aceite están dadas como soluciones de mínimos cuadrados en el bloque 390 en la figura 7. Formalmente, la solución de mínimos cuadrados se puede escribir como: X(LSQ) = (ATA)"1 AT d(t) (13) La sensitividad de la solución para errores aleatorios en la entrada está dada por el número de condición de la matriz definida-positiva, cuadrada ATA. La función de filtro sensitivo al aceite ortogonalizada f(t)'« es la primera fila de la expresión (ATA)"1AT. La segunda fila de esta expresión contiene el filtro ortogonal f(t)'g, que es sensitivo al componente de gas. Las respuestas de filtro ortogonal se muestran en la figura 10. Las funciones de respuesta de filtro son comparadas como sigue: F0 = J d(t)f(t)10dt o f9 = í d(t)f(t)1gdt La incertidumbre de salida promedio se determinó mediante simulación Monte Cario. Utilizando 100,000 muestras, y asumiendo parámetros, Hlg = 0.5, T¡,g = 5s, la desviación de salida estándar en la respuesta parta la porosidad con gas es » 2.5 p.u. la incertidumbre en la porosidad con gas se reduce de manera sustancial y es aproximadamente igual a 1 p.u., dependiendo de T1j0.

Como se observó, en otro aspecto la invención utiliza herramientas de bajo gradiente de campo dando como resultado gradientes de campo estático reducido del orden de 0.3-3 gauss/cm. La secuencia de procesam iento ilustrada en la figura 12 se emplea en dicho caso en una modalidad preferida. Para conveniencia del lector, se proporciona a continuación una lista de todas las anotaciones utilizadas en la descripción anterior.

Nomenclatura matriz de diseño para el problema de mínimos cuadrados matriz de transposición de A BVI = agua irreducible de volumen a granel, p.u. D = difusibilidad restringida, cm2/S D0 = difusibilidad no restringida, cm 2/S d(t) = función de diferencia f(t) = función de filtro FFI = índice de fluido libre, p.u. G = gradiente de campo magnético, G/cm Hl = índice de hidrógeno, con relación al agua MPHI = porosidad NMR aparante, p.u. T = temperatura absoluta, °K ? = tiempo de relajación longitudinal, s Ti = tiempo de relajación pseudo transversal, s T2 = tiempo de relajación transversal, s T2† = tiempo de relajación transversal aparente, s TE = declinación de eco a eco CPMG (TE = 2t), s TR = tiempo de recuperación, s x = vector de solución para problema de mínimos cuadrados F = porosidad, p.u. <t>NMR = porosidad NMR corregida, p.u. F? = fase CPMG, n = 1 o 2 ? = relación giromagnética, rad~1G~1 cp = densidad, g/cm3 s = desviación estándar t = declinación-impulso CPMG a eco (t = TE/2), s Xeff = difusión-declinación CPMG efectiva, s ndices g = gas o = aceite Las figuras siguientes sirven para proporcionar un mejor entendimiento de los diferentes aspectos de la invención con referencia a las señales obtenidas en diferentes bloques de procesamiento en la figura 7. En particular, la figura 8A ilustra la diferencia entre dos señales con diferentes tiempos de recuperación TF^. La figura 8B muestra una exhibición de muestra de una señal de datos de diferencia obtenida a una profundidad de 15710 ft, como una función de tiempo. La figura 8C es la magnitud de la transformación Fourier de la señal mostrada en la figura 8B. La figura 9A muestra la respuesta de los filtros comparados de gas (bloque 375) y el aceite (bloque 380) de acuerdo con la presente invención; la figura 9B ilustra la magnitud de la transformación Fourier de las respuestas de filtros comparados mostrados en la figura 9A. La figura 10 muestra las funciones de filtro ortogonalizadas de los filtros comparados de gas y aceite de acuerdo con la presente invención.

Resultados Las pruebas de registro de perforación se efectuaron en modos de operación de frecuencia individual y de frecuencia doble para determinar la cantidad de movimiento vertical y lateral, el cual podría afectar la precisión de las mediciones T1- comparadas conducidas de acuerdo con la presente invención. Un procedimiento de operación similar se está establecido para fijar el tiempo de declinación óptimo entre las mediciones en la formación pertrolífera. Se examinaron los datos adquiridos bajo una variedad de condiciones de pozo y valores ??; las velocidades de registro de perforación en este modo particular fueron típicamente de 300 ft/hr. En todos los casos, incrementando el intervalo del tiempo de recuperación ya sea en un incremento monotónico en la amplitud NMR o sin incremento. No se observaron incrementos repentinos en amplitud en intervalos de recuperación cortos, indicativos del movimiento de herramienta descontrolado. El efecto de la invasión fue estudiado mediante comparación a partir de pozos perforados con lodos en base a agua (WBM) y lodos de aceite (OBM). Las formaciones perforadas-WBM generalmente sufren alta invasión y saturaciones de aceite y gas residuales son bajas. Sin embargo, en muchos casos las cantidades de gas sobre el umbral de detectabilidad están presentes, posiblemente retrosaturación de gas dentro de las zonas invadidas. Como se indicó antes, otro factor que ayuda al MRIL® es la zona oculta 4" dentro de la información. El filtrado OBM invade generalmente menos y por lo tanto mejor adaptado para mediciones de saturación cerca del pozo de sondeo. El filtrado de aceite se mezcla con el aceite de formación y lo reemplaza hasta cierto grado. Debido a que el filtrado tiene baja viscosidad, OBM ayuda como el método de detección de hidrocarburo descrito mediante el suministro de un componente de relajación con ?? conocido. Se recomienda ejecutar las mediciones ?? y T2 de los filtrados en el laboratorio a 1 MHz para determinar el efecto de la invasión OBM. Los datos de ejemplo siguientes se adquirieron en un pozo de gas en alta mar profundo (>10,000 ft), perforado con OBM. Los parámetros de gas se resumen en el Cuadro 3. temperatura del gas: 100°C presión del gas: 9000 psi tipo de gas: CH densidad CH4: p = 0.26 g/cm3 índice de hidrógeno de CH : Hlg = 0.6 tiempo de relajación longitudinal: ?? = 6s difusibilidad no restringida: D0 = 0.7 x 10' 3cm2/s restricción de difusibilidad (est.): D/D0 = 0.8 gradiente de campo magnético: G = 18 G/cm separación de impulso efectivo-eco: Teff = 0.65 ms relajación transversal aparente T2†: 60 ms Contraste Ti/T2†: -100 Cuadro 3 - Parámetros para datos de ejemplo.

Los resultados de registro de perforación se muestran en la figura 11. Para el ejemplo ilustrado en la figura 11 los datos NMR para los tiempos de recuperación ?? = 3s y TR2 = 8s se adquirieron en pasadas separadas con una separación de impulso-eco t = 0.6 ms. Ambas porosidades NMR aparentes son muy bajas en la zona de gas (mostrada en la secuencia 4). Se calcularon las sumas y diferencias de eco complejas a partir de esos conjuntos de eco. La suma tuvo una fase constante de -2.1 rad, la cual se utilizó para convertir la señal de diferencia a valores de tiempo real. Los filtros comparados para el componente de aceite: Hl0 = 1.0,T1 |0 = 2000 ms, T2 o = 1000 ms y para el componente de gas: Hlg = 0.6,Ti,g = 6000 ms, T2 g = 60 ms; Se calcularon y aplicaron a los datos en un sentido de mínimos cuadrados como se describió antes. La respuesta de filtro de aceite fue esencialmente cero (no mostrada), la respuesta de filtro de gas es graficada en la secuencia 1. La porosidad NMR corregida para gas indica que el filtrado de lodo no invadió el diámetro de muestreo (15" a una temperatura de sonda de 100°C), o que el gas no retrosaturó dentro de la zona invadida. En cualquier caso, los resultados indican claramente el valor de las mediciones de saturación de hidrocarburo cerca de la pared del pozo de sondeo.

Resultados de simulación para Modalidades que Utilizan Bajo Gradiente de Campo La respuesta NMR se puede calcular a través de fuerza bruta a partir de las Ecuaciones de Bloch, o, de manera más eficiente, mediante una proyección afín esférica de Riemannian sobre el plano complejo. Este último procedimiento ignora los efectos de relajación, lo cual resulta apropiado aquí. Algunos resultados se muestran en la figura 13 y la figura 14. La figura 13 trata el caso de poca o ninguna difusión. La conmutación TD a un valor mayor que TE da como resultado la pérdida de señal en eco 2 y hacia delante. Este efecto se puede comprender mediante la consideración de que los ecos 2, 3 etc, contienen ecos de giro directo, así como ecos indirectos ("estimulados") (Véase por ejemplo, Goelman y Prammer: "The CPMG Pulse Sequence in Strong Magnetic Field Gradients UIT applications to Oil-Well Logging", J. Magn. Reson. A 113 (marzo 1995), p.11 ) . La importancia de esta observación es que en las calibraciones generales se deben ejecutar por separado para el caso cuando TD = TE y TD>TE. Asimismo, a fin de recuperar la señal-a-ruido, preferiblemente dos veces como tantos experimentos por valor TD>SE TE ejecutarán en comparación con el caso cuando TD = TE. Los resultados de simulación ilustrados en la figura muestran las amplitudes de eco calculadas para el caso sin difusión. Solamente se muestran los primeros 500 ecos, de manera más común se utilizarían 100-1000 ecos de acuerdo con una modalidad preferida. El diagrama izquierdo en la figura 13 ilustra amplitudes de eco para el caso TD = TE = 1 ms. El diagrama derecho ilustra el caso cuando TD = 32 ms, TE = 1 ms. Obsérvese que el primer eco tiene la misma amplitud que en la figura izquierda, aunque todos los demás ecos están atenuados. Esto es un resultado de la pérdida de ecos estimulados que no son ejecutados hasta el segundo eco y no reflejan la atenuación debido a la difusión, La cantidad de atenuación debida a los efectos de eco estimulado es pronosticable y se puede calibrar de una manera preferida en una muestra de prueba. La figura 14 muestra el efecto de atenuación fuerte si está presente la difusión rápida. Un gradiente (débil) de 1 gauss/cm y un coeficiente de difusión de 10"3 cma/seg se asumieron para esas simulaciones. Los resultados de simulación muestran amplitudes de eco calculadas para el caso de difusión rápida (D = 10~3 cm2/seg), común de la fase de vapor bajo condiciones de recipiente). El diagrama izquierdo ilustra amplitudes de eco para el caso TD = TE = 1 ms. El diagrama derecho ilustra el caso cuando TD = 32 ms, TE = 1 ms. Después de contabilizar la pérdida de ecos simulados, la señal de gas ha sido atenuada hasta 14% de su valor original. La señal de gas puede ser recuperada de acuerdo con una modalidad preferida a través de ajusfar en forma individual cada secuencia de eco y comparar las amplitudes totales, o sustrayendo las amplitudes de los ecos correspondientes. Por tanto, I sustraer eco por eco del diagrama derecho desde el diagrama izquierdo (ignorando todos los ecos que ocurren en tiempos menores a TD), se puede aislar la señal de fase de gas. El apéndice A proporciona listados de varios Programas de Simulación NMR en el lenguaje de programación Matlab, los cuales se pueden utilizar de acuerdo con la presente invención para ejecutar los cálculos antes referidos.

Procesamiento Planeación del Trabajo. De acuerdo con la presente invención la planeación del trabajo consiste en calcular los valores de difusibilidad del gas, aceite y agua libre y seleccionar los valores TD y TE apropiados en base al modelado anterior de los componentes de señal para lograr el contraste máximo entre las fases de fluido. El simple cálculo antes mostrado es un ejemplo. A continuación hay una breve descripción de un logaritmo de inversión lineal en base a modelo que se puede utilizar de acuerdo con una modalidad preferida para el modelado anterior de los componentes de señal.

Algoritmo de Inversión Lineal en Base a Modelo Permítase que a, b, c,... denoten los índices para los componentes de fluido libre, por ejemplo, gas, agua y aceite. Permítase también que S¡ (i = a, b, c.) denote un componente de señal y V¡ (i = a, b, c.) sea el volumen ocupado por un componente de fluido. S y V están relacionados como sigue: S1 = K/T x Hl¡ x P¡ x V¡ en donde K es una constante de calibración que contiene la ganancia del sistema, la relación giromagnética, la frecuencia de operación, etc.; T es la temperatura absoluta; Hl¡ es el índice de hidrógeno (es decir, la densidad del hidrógeno con relación al agua) del componente de señal i-th; P¡ es un término de polarización especifica-componente, típicamente de la forma (1-exp(-Tw/T1 ¡)), en donde Tw es el tiempo de espera previamente medido (tiempo de polarización) y T 1, es la constante de tiempo del componente i-th. Las mediciones se hacen con por lo menos tres valores diferentes para TD. En un ejemplo específico: TD = 1, 32 y 70 ms. La separación de eco TE se mantiene constante (ejemplo: TE = 1 ms). Todos los ecos que ocurren antes de 70 ms son ignorados para eliminar la influencia de los componentes de declinación rápida a partir de las fases de agua y aceite. Se selecciona una ventana de adquisición relativamente corta (ejemplo: 10-100 ms). Dentro de esta ventana de tiempo, la declinación T2 inherente es menor para los tres componentes de fluido y todos los ecos dentro de la ventana de tiempo se pueden sumar y promediar. Esta etapa mejora la SNR en un factor de 3-10. El resultado neto son tres números, que representan la amplitud de señal observada promediada después de 70 ms bajo condiciones de TD = 1, 32 y 70 ms. Permítase que A¡, (j = 1, 2, 3...) sean esos números. Las señales S¡ y las amplitudes medidas Aj están relacionadas entre sí como sigue: Aj = Mj¡, S¡, o en anotación explícita: ] [Ai] M1a M1b M1c ...] [Sa] [ ] ] [A2] M2a M2b M2c ...] x [Sb] ] M3a 3b M3c ...] [Sc] ] Los elementos de matriz Mj¡ codifican la respuesta de cada componente de fluido para un valor específico de TD. Están dados por Mjj = exp(-1/12(72GzTDj3D¡). ? es la relación giromagnética (2 p 4258 seg'1/gauss), G es el gradiente de campo, y D¡ es la difusibilidad del componente i-th. Continuando con el ejemplo: G = 1 gauss/cm y Di = 10"3 cm2/s para la fase de vapor (gas), D2 = 10"4 cm2/s para la fase de agua libre, y D3 = 10"5 cm2/s para la fase de aceite.

Postprocesamiento. De acuerdo con una modalidad preferida, en el post procesamiento, las calibraciones son aplicadas para eliminar los efectos de eco estimulado que distorsionan las amplitudes de eco. A continuación, las secuencias de eco para diferentes valores TD se procesan ya sea de manera simultánea o en pares. Si se procede en pares, solamente se consideran las ventanas de tiempo comunes (a partir del intervalo TD más grande hacia delante). La sustracción de ecos correspondientes mejora una fase de fluido particular; la fase de gas entre los dos valores TD más cortos; la fase de agua entre el siguiente par TD, y la fase de aceite desde el valor TD más grande solamente sin sustracción. Finalmente, los valores de corrección son aplicados para que se considere (a) la polarización incompleta, (b) la supresión incompleta mediante difusión y, (c) densidad de hidrógeno. El método de procesamiento de bajo gradiente de campo de acuerdo con la presente invención se puede combinar además con el método de variación por saltos de frecuencia que utiliza tiempos de espera variables. La figura 15 es una ilustración de una secuencia de impulsote/TE de multi-frecuencia. Cada casilla en la figura 15 representa una secuencia TD/TE. En una modalidad preferida, el parámetro TD es ciclado de manera sistemática a través de todos sus valores. El tiempo de espera Tw se mantiene constante y está comúnmente en la escala de 8 a 12 segundos, aunque otros valores se pueden utilizar en modalidades específicas. La figura 15A muestra una ¡mplementación del método de la presente invención que utiliza una secuencia de impulso TD/TE modificada para dos frecuencias (es decir, dos volúmenes sensitivos). La figura 15B ¡lustra el uso de la secuencia de impulso modificada en el caso de cuatro frecuencias de operación (volúmenes sensitivos). Los componentes de señal con valores de relajación T-, grandes pueden ser atenuados de manera selectiva al seleccionar tiempos de espera entre secuencias CPMG y CPMG modificadas que son cortos en comparación con T-, .

Apéndice A % CPMG. --- secuencia CPMG % % Programa de Simulación NMR % % © Derechos Registrados, M.G. Prammer, NUMAR Corp., 1991, 1992, 1993. % % Historial de Modificación: % Oct. 1991, MGP, Redactado. % Jul. 1992, MPG, pulsim. modificado. % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % p a r á m e t r o s e x p e r i m e n t a I e s % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % eco activado; T2 = 1e6; %T2 seg T2 verdadero asumido TE = 1e-3; %TE seg Tiempo eco NE = 50; %NE Número de ecos tT90 = 100e-6; % 190 seg ancho de impulso de 90 grados t180 - 160e-6; %180 seg ancho de impulso de 180 grados AT = TE-M80; %AT seg Tiempo de adquisición dt = 20e-6; %dt seg Tiempo de permanencia A = 1 (2*t180); %A Hz Amplitud de impulso fmin = -5000; %fmin Hz Muestra de frecuencia izquierda fmax = 5000; %fmax Hz Nuestra de frecuencia derecha df = 40; %df Hz Resolución de frecuencia fjitter = 10; %fjitter Hz Fluctuación de frecuencia aleatoria figura(1); eco desactivado; % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % t = 0:dt:AT; %crear eje de tiempo.de adquisición f=fmin:df:fmax; %crear eje de frecuencia [dum,NF] = tamaño(f); %NF... número de puntos de frecuencia sx = []; %señal de canal real sy = []; señal de canal imaginaria % establecer equilibrio mx = ceros (tamaño(f)); my = ceros (tamaño (f)); mz = unos (tamaño (f)); % 90 impulso; fase = 90 [mx,my,mz] = pulsim (j*A,t90,f,mx,my,mz); [mx,my,mz] = evolve(T2,t90 + (T2,t190 + (TE-t90- t180)/2,f,mx,my,mz); %!!! para nr = 1 : N E , %fprintf('Eco%.0f\n',nr*1.0) %180 impulso; fase = 0 [mx, m , mz] = pulsim (A,t18Q,f,mx,my,mz); [tmpx,tmpy] = observe(dt,AT,f,mx,my,mz); % respuesta de cálculo [mx,my,mz] = evolve(T2,TE-t180,f,mx,my,mz); % evolución [mx1 ,my1 ,mz1] = evolve(T2,(TE-t180)/2, f , mx , my , mz) ; % perfil de eco sx = [sx;tmpx]; sy = [sy;tmpy]; s = sqrt(sx.A2 + sy.A2); gráfica(t,sx); rejilla; etiqueta x('Tiempo en seg después del impulso pi'); drawnow % introducir fluctuación de frecuencia para enmascarar discretización numérica f = f + fjitter*randn(tamaño(f)); fin %crear tiempo completo tall []; para nr = 1:NE tall = [tall nr*TE + (~AT/2 :dt :AT/2)] ; fin %graficar secuencia completa tmp = sx'; sxall = tmp(:); figura(2); gráfica(tall, sxall) eje([0 0.5 0 200]); etiqueta x('T¡empo Transcurrido ( % T D C P M G . M --- Simular Secuencia CPMG Retrasada % % Programa de Simulación NMR % % Historial de Modificación: % mayo 2001 5 % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % p a r á m e t r o s e x p e r i m e n t a I e s % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % eco activado; T2 = 1 e6; %T2 seg 12 verdadero asumido TE = 1e-3; %TE seg Tiempo eco TD = 32e-3; %TD seg Tiempo de declinación desde p i/2 hasta 1er eco NE = 50; %NE Número de ecos t90 = 100e-6; %t90 seg ancho de impulso de 90 grados 1180 = 160e-6; %t180 seg ancho de impulso de 180 grados AT = ??-?80; %AT seg Tiempo de adquisición dt = 20e-6; %dt seg Tiempo de permanencia A = 1 (2*t180); %A Hz Amplitud de impulso fmin = -5000; %fmin Hz Muestra de frecuencia izquierda fmax = 5000; %fmax Hz Nuestra de frecuencia derecha df = 40; %df Hz Resolución de frecuencia fjitter = 10; %fjitter Hz Fluctuación de frecuencia de aleatoria figura(1); eco desactivado; t = 0:dt:AT; % crear eje de tiempo de adquisición f=fmin : df :f max; %crear eje de frecuencia [dum.NF] = tamaño(f); %NF... número de puntos de frecuencia sx = []; %señal de canal real sy = []; % señal de canal imaginaria establecer equilibrio mx = ceros (tamaño(f)); my = ceros (tamaño (f)) mz = unos (tamaño (f)); % 90 impulso; fase = 90 [mx,my,mz] = pulsim (j*A,t9Q,f,mx,my,mz); %TD/2 - impulso pi (fase = ????) [mx,my,mz] = evolve(T2,t90 + (T2,t190 + (TE-t90-t180)/2 ,f , mx, my , mz) ; [mx,my,mz] = (-A,t180,f,mx,my,mz)¡ %TD/2 - primer eco [mmx,mmy,mmz] = evolve(T2,(TD-180-AT)/2,f,mx,my,mz); [tmpx,tmpy] = observe(dt,AT,f,mmx,mmy,mmz); % cálculo respuesta sx = [sx; tmpx]; [sy; tmpy]; s = sqrt(sx.A2 + sy.A2); gráfica(t,sx); rejilla; etiqueta x('tiempo en seg después del impulso pi'); drawnow; '%secuenc¡a posterior hacia la derecha 1 st impulso pi y evolucionar [mx,my, mz] = evolve(T2,TD, ./2+??./2 + ??./2-? 80, f, mx, my,mz) ; para nr = 2:NE, %fprintf('Eco%.0f\n',nr*1.0); % impulso pi; fase = 0 [mx.my.mz] = pulsim (A, 1180 ,f , mx, my , mz) ; [tmpxltmpy] = observe(dt,AT,f,mx,my,mz); % respuesta de cálculo [mx,my,mz] = evolve(T2,TE-t180,f,mx,my,mz); % evolución [mx1 ,my1 , mz1 ] = evolve(T2 , (TE-t 180)/2,f,mx,my,mz); % perfil de eco sx = [sx;tmpx]; sy = [sy;tmpy]; s = sqrt(sx.A2 + sy.A2); gráfica(t.sx); rejilla; etiqueta x('Tiempo en seg después del impulso pi'); drawnow 77 función [mx,my, mz]= evolve (T2, tau, f, mxO, myO, mzO) % % (C) Derechos Registrados, M. G. Prammer, NUMAR Corp. 1991. % %EVOLVE --- evolucionar sistema de giro en tiempo. % [mx,my,mz] = evolve (T2, tau, f, mxO, myO, mzO) W = (mxO+j*myO).*exp(-tau/T2 + j*2*pi*tau.*f); mx = real(W); my = imag(W); mz = mzO; % si lo hay (isnan(mx)), % fprintf('\nError en EVOLVE---'); %teclado; %fin ****************************** función [sx,sy] = observe (dt, AT, f, mxO, myO, mzO) % % (C) Derechos Registrados, M. G. Prammer, NUMAR Corp. 1991.

% %OBSERVE --- calcular señal observable. % [sx.sy] = observe (dt, AT, f, mxO, myO, mzO) % dt... tiempo de permanencia % AT... tiempo de adquisición (total) % f ... eje de frecuencia % mx, my, mz... magnetización antes de la adquisición (NO actualizada). % %t = 0:dt:AT; %W = (mx0+j*my0).*exp(j*2*pi*t *f*); %sx = []; sy = []; %[dum,nt] = tamaño(t); %para k = 1 : nt, % sx = [sx 5uma(real(W(k, :)))]; % sy = [sy suma(¡mag(W(k, :)))]; %fin sx = []; sy = []; W0 = mxO+j*myO; J2PI = *2*p¡; para t = 0:dt:AT, W = W0.*exp(J2PI*t.*f); mx = real(W); my = imag(W); sx = [sx suma(mx)]; sy = [sy suma(my)]; fin En tanto que se ha descrito la invención con referencia a la modalidad preferida, aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que se pueden hacer modificaciones a la estructura y forma sin apartarse de su espíritu y alcance el cual está definido en las siguientes reivindicaciones:

Claims

79 REIVINDICACIONES

1. Un método para hacer mediciones de resonancia magnética nuclear (NMR) de una formación geológica utilizando una herramienta de registro de perforación NMR, que comprende las etapas de: (a) proporcionar un campo magnético estático en un volumen de dicha formación; (b) aplicar una secuencia de impulso CPMG modificada de acuerdo con la expresión:

W¡ - p/2 - TDj/2 - p - TDj/2 - eco - [TE/2 - p - TE/2 - eco]k en donde W¡ es una declinación variable con i > 1; TDj es una separación de eco variable, j > 1; TE/2 es la separación de eco Carr-Purcell, TDj > TE; k = 1.....N; y (c) medir las señales de eco NMR inducidas. 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, que comprende además la etapa de procesar las señales de eco NMR inducidas para derivar las propiedades petrofísicas de la formación.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, que comprende además la etapa de seleccionar la separación de eco variable TDj de manera que la aplicación de la secuencia de impulso CPMG modificada ocasione la pérdida de los componentes de 80 difusión rápida previamente determinados de las señales de eco NMR medidas.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, en donde TDj se selecciona para ocasionar perdida de las señales asociadas con la fase de gas.

5. El método de conformidad con la reivindicación 3, en donde TDj se selecciona para ocasionar perdida de las señales asociadas con la fase de gas y de agua.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la separación de eco TE es relativamente corta.

7. El método de conformidad con la reivindicación 6, en donde la separación de eco TE es de aproximadamente 1 ms.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde j > 2 y TDj son diferentes.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, que comprende además la etapa de sustraer por pares las señales de eco NMR asociadas con diferentes TDj's.

11. El método de conformidad con la reivindicación 7, que comprende además la etapa de separar los componentes de señal de gas, aceite y agua.

12. Un método para hacer mediciones de resonancia nuclear magnética (NMR) de una formación geológica, que comprende las etapas de: 81 (a) proporcionar un campo magnético estático en un volumen de dicha formación; (b) aplicar campos magnéticos oscilantes de acuerdo con por lo menos una secuencia de impulso CPMG modificada caracterizada por tener por lo menos una primera separación de eco TD y una segunda separación de eco TE; en donde dicha por lo menos la primera separación de eco TD se selecciona para corresponder a las características de difusión de fluidos en la formación y ocasionar la pérdida de amplitud correspondiente en las señales NMR inducidas, y TE es relativamente corto, de manera que la difusión en las señales de eco NMR inducidas correspondientes es sustancialmente insignificante; (c) medir las señales de eco NMR inducidas; (d) determinar la cantidad de pérdida de amplitud resultante a partir de por lo menos un intervalo TD; (e) calcular las propiedades de difusión de fluidos en la formación en base a la pérdida de amplitud determinada.

13. El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde la secuencia CPMG modificada se repite con por lo menos una separación de eco TD = TE y por lo menos una primera separación de eco TD ? TE.

14. El método de conformidad con la reivindicación 12, que comprende además la etapa de procesar las señales de eco NMR inducidas para derivar las propiedades petrofísicas de la formación. 82

15. El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde por lo menos una primera TD se selecciona para ocasionar la pérdida de señales asociadas con la fase de gas.

16. El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde TD se selecciona para ocasionar la pérdida de señales asociadas con la fase de gas y la fase de agua.

17. El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde la separación de eco TE es de aproximadamente 1 ms.

18. El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde se utilizan dichas por lo menos dos primeras separaciones de eco TD diferentes.

19. El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde una primera separación de eco TDT = TE y la primera separación de eco TD2 = 5 ms.

20. El método de conformidad con la reivindicación 12, que comprende además la etapa de sustraer por pares las señales de eco NMR asociadas con diferentes TD's para separar diferentes fases de fluido presentes en la formación.

21. El método de conformidad con la reivindicación 20, que comprende además la etapa de separar los componentes de señal de gas, aceite y agua presentes en la formación.

22. El método de conformidad con la reivindicación 12, que comprende además la etapa de calcular los valores de difusibilidad para las fases de agua, gas y aceite en la formación, y seleccionar 83 los valores para las separaciones de eco TD y TE en base a los valores de difusibilidad calculados.

23. El método de conformidad con la reivindicación 22, en donde la selección de los valores para las separaciones de eco TD y TE se basa en el modelado anterior de los componentes de señal para lograr el máximo contraste entre fases de fluido.

24. El método de conformidad con la reivindicación 12, que comprende además la etapa de aplicar calibraciones para eliminar efectos de eco estimulados que distorsionan las amplitudes de eco.

25. El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde en la etapa (e) las secuencias de eco para diferentes valores TD se procesan ya sea de manera simultánea o en pares.

26. El método de conformidad con la reivindicación 25, en donde las secuencias de eco para diferentes valores TD se procesan en pares, y solamente las ventanas de tiempo comunes a partir del intervalo TD más grande hacia delante son consideradas en la etapa de procesamiento.

27. El método de conformidad con la reivindicación 26, que comprende además la etapa de sustraer los ecos correspondientes para mejorar una fase de fluido particular.

28. El método de conformidad con la reivindicación 27, en donde la fase de gas es mejorada al sustraer los dos valores TD más cortos; la fase de agua entre el siguiente par TD, y la fase de aceite a partir del valor TD más grande solamente sin sustracción. 84

29. El método de conformidad con la reivindicación 12, que comprende además aplicar valores de corrección que toman en cuenta (a) la polarización incompleta, (b) supresión incompleta mediante difusión, y (c) densidad de hidrógeno.

30. Un sistema para hacer mediciones de resonancia nuclear magnética (NMR) de una formación geológica, que comprende. (a) medios para proporcionar un campo magnético estático en un volumen de dicha formación; (b) medios para aplicar campos magnéticos oscilatorios de acuerdo con por lo menos una secuencia de impulso CPMG modificada caracterizada por tener por lo menos una primera separación de eco TD y una segunda separación de eco TE; en donde por lo menos la primera separación de eco TD se selecciona para corresponder a las características de difusión en la formación y ocasionar la pérdida de amplitud correspondiente en las señales NMR inducidas, y Te es relativamente corta, de manera que la difusión en las señales de eco NMR inducidas es sustancialmente insignificante; (c) medios para medir las señales de eco NMR inducidas; (d) medios para determinar la cantidad de pérdida de amplitud resultante a partir de por lo menos un intervalo TD; y (e) medios para calcular las propiedades de difusión de los fluidos en la formación en base a la pérdida de amplitud determ inada.