MXPA99008929A - Estimacion de permeabilidad - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a una técnica de estimación de permeabilidad para usar con señales de eco de espín que se reciben desde una muestra, que incluye indicaciones de la sumatoria de las amplitudes de las señales de eco de espín. Los resultados de la sumatoria se usan para determinar una indicación de permeabilidad de la muestra, sin usar una distribución de tiempos de relajación en la determinación. Los productos de las indicaciones de las amplitudes de las señales (de eco (de espín se pueden sumar, y los resultados de la sumatoria se pueden usar para determinar una indicación de permeabilidad de la muestra, sin usar una distribución de tiempos de relajación en la determinación.

Description

ESTIMACIÓN DE PERMEABILIDAD Esta solicitud reclama prioridad de acuerdo con el Título 35 del Código de los Estados Unidos, Sección 1 19, por la Solicitud de Patente Provisional de los Estados Unidos Serial N° 60/102.863, consignada el 2 de Octubre de 1998, y por la Solicitud de Patente Provisional de los Estados Unidos Serial N° 60/114.928, consignada el 6 de Enero de 1999.

ANTECEDENTES Esta invención se relaciona con el estimado de permeabilidad. Típicamente, las mediciones de resonancia magnética nuclear (RMN) se realizan para investigar propiedades de una muestra. Por ejemplo, se puede usar una herramienta de perforación por cabo de alambre o diagrafía por RMN mientras se perfora para medir propiedades de formaciones subterráneas. De esta manera, la herramienta de perforación por RMN típica puede, por ejemplo, suministrar una medición de la porosidad de una formación particular, independiente de la litología, determinando la cantidad total de hidrógeno presente en fluidos de la formación. Igualmente importante, la herramienta de RMN también puede suministrar mediciones que indican las propiedades dinámicas y ambientales de los fluidos, como estos factores pueden relacionarse con parámetros petrofísicamente importantes. Por ejemplo, las mediciones por RMN pueden suministrar información que puede usarse para obtener la permeabilidad de la formación y la viscosidad de los fluidos contenidos dentro del espacio poroso de la formación. Puede ser difícil o imposible obtener esta información a partir de otras instalaciones de perforación convencionales. De este manera, es la capacidad de la herramienta de RMN para realizar estas mediciones lo que la hace particularmente atractiva en comparación con otros tipos de herramientas de perforación. a erra r n que se usa para polarizar los núcleos de hidrógeno (protones) de la formación y una bobina transmisora, o antena, que emite pulsos de frecuencia de radio (FR). Una antena receptora puede medir la respuesta del hidrógeno (indicada por una señal de frecuencia de radio recibida) polarizado a los pulsos transmitidos. Con bastante frecuencia, el transmisor y la antena receptora están combinados en una sola antena transmisora/receptora. Las técnicas dé RMN empleadas en las herramientas por RMN actuales típicamente involucran algunas variantes de una secuencia básica de dos pasos que incluye un tiempo de polarización y luego usar una secuencia de adquisición. Durante el tiempo de polarización (a menudo llamado "tiempo de espera"), los protones de la formación se polarizan en la dirección de un campo magnético (llamado B0) qué se establece por un imán permanente (de la herramienta de RMN). El crecimiento de la magnetización nuclear M(t) (esto es, el crecimiento de la polarización) se caracteriza por el "tiempo de relajación longitudinal" (llamado TI) del fluido y su valor de equilibrio (llamado Mo). Cuando la muestra se somete a un campo constante por una duración tp; la magnetización longitudinal se describe por la siguiente ecuación: M(tp) = M,[l -A ] (Ecuación 1) La duración del tiempo de polarización puede ser especificado por el operador (realizando la medición) e incluye el tiempo entre el fin de una secuencia de adquisición y el comienzo de la siguiente. Para una herramienta móvil, el tiempo de polarización efectivo depende también de las dimensiones de la herramienta y de la velocidad de diagrafía. Haciendo referencia a la figura 1 , como un ejemplo, una muestra (en la formación bajo investigación) inicialmente puede tener una magnetización longitudinal 10 (llamada Mz) de aproximadamente cero. La magnetización cero puede ser atribuible a una secuencia de adquisición precedente, por ejemplo. Sin embargo, de acuerdo con la Ecuación 1 , la magnetización 10 Mz (bajo la influencia del campo Bo) aumenta a un nivel de magnetización (llamado M(tp(l))) después de un tiempo de polarización (tp(l) después de la magnetización cero. Como se muestra, después de un tiempo de polarización mayor tp(2) desde la magnetización cero, la magnetización 10 Mz aumenta a un nivel de magnetización más alto M(tp(2))). Típicamente, una secuencia de adquisición (el siguiente paso en la medición por RMN) comienza después del tiempo de polarización. Per ejemplo, una secuencia de adquisición puede comenzar en el tiempo (tp(l), un tiempo en el cual la magnetización 10 Mz está en el nivel M(tp(l)). En este tiempo, los pulsos de frecuencia de radio son transmitidos desde una antena transmisora de la herramienta de RMN. Los pulsos, a su vez, producen señales de eco de espín 16 que aparecen como una señal de frecuencia de radio para la herramienta de RMN. Una antena receptora (que puede estar formada por la misma bobina que la antena transmisora) recibe las señales de eco de espín 16 y almacena señales digitales que indican las señales de eco de espín 16. Las amplitudes iniciales de las señales de eco de espín 16 indican un punto en la curva de magnetización 10 Mz, tal como el nivel M(tp(l)), por ejemplo. Por lo tanto, al realizar varias mediciones que tienen diferentes tiempos de polarización, se pueden obtener puntos en la curva de magnetización 10 Mz, y de esta manera se puede determinar el tiempo TI para la formación particular. Como un ejemplo más específico, para la secuencia de adquisición, una herramienta de diagrafía típica puede emitir una secuencia de pulso basada en la cola de pulso CPMG (Carr-Meiboom-Gill). La aplicación de la cola de pulso CPMG incluye e , polarizado a lo largo del campo B0, en 90° en un plano perpendicular al campo B0. Sigue una cola de pulsos igualmente espaciados, cuya función es mantener la magnetización polarizada en el plano transverso. En los pulsos intermedios, la magnetización vuelve a centrarse para formar las señales de eco de espín 16 que pueden medirse usando la misma antena. Debido al movimiento térmico, núcleos de hidrógeno individuales pueden experimentar ambientes magnéticos ligeramente diferentes durante la secuencia de pulso, una condición que da como resultado una pérdida irreversible de magnetización y la consiguiente disminución en amplitudes de eco sucesivas. Esta razón de pérdida de magnetización se caracteriza por un "tiempo de relajación transversa" (llamado T2) y se describe por la envoltura en declinación 12 de la figura 1. Esto podemos llamarlo un experimento basado en T2. Los tiempos de relajación pueden usarse para estimar la permeabilidad de una formación de perforación. De esta manera, el tiempo de relajación de resonancia magnética de un poro (de la formación) lleno de agua es proporcional a una relación volumen a superficie del poro. Una alta relación volumen a superficie indica o bien la presencia de minerales de arcilla en el espacio poroso o microporosidad, y ambas condiciones impiden el flujo de fluido. Por lo tanto, hay una correlación entre los tiempos de relajación de resonancia magnética y la permeabilidad. Obtener tiempos T2 de diagrafías por resonancia magnética es un problema mal planteado. O bien la precisión o la resolución del espectro del tiempo de descomposición están severamente limitadas por la relación señal a ruido de las mediciones. Con bastante frecuencia, las diagrafías por resonancia magnética son apiladas en profundidad antes del procesamiento de señal para mejorar la . aumenta la relación señal a ruido (RSR) sumando, o apilando, las amplitudes de señales de eco correspondientes que se obtienen de mediciones diferentes por RMN. Por ejemplo, la amplitud de la décima señal de eco de espín de una primera medición CPMG puede combinarse con la amplitud de la décima señal de eco de espín de una segunda medición CPMG. Debido a que la herramienta puede estar moviéndose, las mediciones CPMG se realizan a diferentes profundidades. El apilado de profundidad antes descrito aumenta la relación señal a ruido por un factor JÑ, en donde "N" representa el número de mediciones que se combinan en el apilado de profundidad. -Un problema del apilado de profundidad es que el apilado reduce la resolución vertical de las mediciones de RMN. Más aun, la herramienta de RMN se usa para lograr que las mediciones para el apilado de profundidad puedan moverse entre mediciones. De esta manera, en secuencias arena-esquisto finamente laminadas, las mediciones para capas de arena y esquisto pueden apilarse juntas, haciendo por ello difícil distinguir una arena con esquisto de una secuencia de esquistos y arenas altamente producibles. Hay varias técnicas que pueden usarse para estimar la permeabilidad de una formación, y estas técnicas pueden incluir adecuar la señal de RMN a una función modelo, una técnica que puede aumentar el error estadístico en el estimador de permeabüidad obtenido. Por ejemplo, una técnica para obtener un estimador de permeabilidad incluye representar la amplitud de cada señal de eco de espín por una sumatoria, como se describe a continuación: «JS. <?«/{«) « ?Aje t , (Ecuación 2) , la amplitud de los componentes que tienen un tiempo de relajación T2j. Un histograma 17 de los coeficientes Aj define una distribución T2, como se describe en la figura 2. Los coeficientes Aj pueden usarse en dos técnicas diferentes para obtener un estimador de permeabilidad, como se describe a continuación. En una técnica llamada la técnica de Timur-Coates, se usa un tiempo de corte de volumen de fluido ligado (llamado T2cortß). De esta manera, los coeficientes Aj para tiempos de polarización por debajo del tiempo T2COrt? puede sumarse para obtener el volumen de fluido ligado (BFV), como se describe por la siguiente ecuación: BIV ??, (Ecuación 3) en donde "jmax" corresponde al valor de un tiempo de corte llamado T2oortß. Del BFV calculado, se puede estimar la permeabilidad Timur-Coates (llamada KTs) usando la siguiente ecuación: Ktc = (Ecuación 4) én donde a, m y n son parámetros ajustables, y f representa una porosidad que se obtiene del análisis de los datos de RMN o de una medición independiente. Otra manera de obtener un estimador de permeabilidad usando el histograma 17 es calcular una media de los tiempos log(T2), con frecuencia llamados T2m, que se describe a continuación por la siguiente ecuación: lo 2 f = ? 'y' (Ecuación 5) Del tiempo 2m se puede obtener un estimador de permeabilidad de la manera siguiente: , KsDR = a' m'(T2lMy', (Ecuación 6) en donde a , m' n' son parámetros ajustables. que se realizan las mediciones de RMN, se usan varios pasos de procesamiento (tales como los pasos que se usan para obtener una distribución de tiempos de relajación, por ejemplo) para obtener el estimador de permeabilidad. Desafortunadamente, estos pasos de procesamiento pueden aumentar el error estadístico del estimador de permeabilidad obtenido. También es posible obtener un estimador de permeabilidad de los datos de RMN sin ajustar explícitamente la señal de RMN. Por ejemplo, la Patente de los Estados Unidos N° 4.933.638, titulada "Medición en Pozo de Sondeo de Características de RMN de Formaciones de Tierra, e Interpretación de las Mismas", otorgada el 12 de Junio de 1990, divulga la siguiente técnica para estimar una permeabilidad. Primero, se miden varios mveles de magnetización (llamados M(tp?), M(tp2), ... M(tpN)) de la curva de magnetización M2, usando varios tiempos de polarización (tpi, tp2,... tpN). Cada nivel de magnetización M(tp puede describirse por la siguiente ecuación: M(tp¡) = M0((l - ^) (Ecuación 7) en donde "i" representa un entero de 1 a N. Luego, los mveles de magnetización M(tp pueden usarse para obtener un gráfico lineal de pieza que más o menos se aproxima a la curva de magnetización Mz. El área (llamada A) bajo el gráfico lineal de pieza puede calcularse como se describe por la siguiente ecuación: Del área A, se puede calcular una permeabilidad (llamada K), usando la siguiente ecuación: (Ecuación 9) en on e represen a una poros a que se m e e manera independiente, y "m" representa un entero. Sin embargo, este método emplea mediciones basadas en TI , que relativamente toman mucho tiempo y por lo tanto no son prácticos para fines de diagrafía. Más aim, la Ecuación 9 requiere una medida independiente de la porosidad, F, que puede que no necesariamente esté disponible. De este modo, hay una continua necesidad de una técnica que trate uno o más de los problemas antes indicados.

COMPENDIO DE LA DESCRIPCIÓN. En una incorporación de la invención, un método para usar con señales de eco de espín que se reciben de una muestra incluye sumar indicaciones de las amplitudes de las señales de eco de espín. Los resultados de la suma se usan para determinar una indicación de una permeabilidad de la muestra, sin usar una distribución de tiempos de relajación en la determinación. En otra incorporación de la invención, un método para usar con señales de eco de espín que se reciben de una muestra incluye sumar productos de indicaciones de las amplitudes de las señales de eco de espín. Los resultados de la suma se usan para determinar una indicación de una permeabilidad de la muestra, sin usar una distribución de tiempos de relajación en la determinación. El indicador de permeabilidad obtenido por la suma de indicaciones de amplitudes de eco o productos de amplitudes de eco, puede usarse para suministrar una indicación cualitativa de calidad de la formación para ayudar a establecer reservas potenciales. Las ventajas y otras características de la invención se harán evidentes por la siguiente descripción, dibujos y reivindicaciones.

La figura 1 es un diagrama que ilustra mediciones basadas en TI y en T2 de la técnica previa. La figura 2 es un histograma de coeficientes que indica una distribución T2 de acuerdo con la técnica previa. La figura 3 es un diagrama de flujo que ilustra una técnica para obtener un estimador de permeabilidad de acuerdo con una incorporación de la invención. La figura 4 es un gráfico de ecos de espín de una medición por RMN. La figura 5 es una curva que ilustra la relación entre la permeabilidad y la suma de amplitudes de eco de espín. La figura 6 es un diagrama esquemático de una diagrafía por medición de RMN que ilustra la intensidad de ruido de la suma de amplitudes de eco de espín. La figura 7 es un gráfico que ilustra un estimado de permeabilidad de acuerdo con una incorporación de la invención para números diferentes de ecos de espín. La figura 8 es una diagrafía por medición de RMN que describe diferentes técnicas para estimar permeabilidad. La figura 9 es un diagrama esquemático de un sistema de cabo de alambre de acuerdo con una incorporación de la invención. La figura 10 es un diagrama esquemático de un sistema de diagrafía mientras se perfora de acuerdo con una incorporación de la invención. La figura 11 es un diagrama de bloque de un sistema para obtener amplitudes de ecos de espín a partir de una señal de frecuencia de radio recibida. La figura 12 es un diagrama esquemático de una herramienta de perforación por RMN de la figura 10.

Haciendo referencia a la figura 3, una incorporación 50 de una técnica para obtener un estimador de permeabilidad de acuerdo con la invención incluye realizar (bloque 52) una medición de resonancia magnética nuclear (RMN) para obtener amplitudes de eco de espín, tales como las amplitudes de señales de eco de espín 70?, 702, 703l ... 70N (véase figura 4) que decrecen de acuerdo con un perfil 72. Se ha descubierto que sumando (bloque 54) entre las amplitudes de eco de espín de una cola simple de eco de espín, el valor sumado resultante se puede usar directamente (bloque 56) como un estimador de permeabilidad, como se describe a continuación. De esta manera, como resultado de este arreglo, obtener el estimador de permeabilidad involucra un número mínimo de pasos de procesamiento y no involucra determinar una distribución de tiempos de relajación. Por lo tanto, es posible que no se requiera la inversión lineal o no lineal de los datos medidos. Más aun, no es necesario medir la porosidad de manera independiente, eliminando así la necesidad de una herramienta de medición de porosidad. Además, la técnica antes descrita brinda un estimado de alta resolución de la permeabilidad porque no se usa el apilado de profundidad. Más en particular, una sumatoria (llamada p) de amplitudes de eco de espín que se produce por una secuencia CPMG puede describirse por la siguiente ecuación: N K « p - £ « -o(r0 ? C »W W + ÍA(t,) xp(-n TE^) dT3], (Ecuación 1 Q) n=l en donde "A(T2)dT2" representa el producto del índice de hidrógeno y la fracción de volumen del fluido cuyo tiempo de relajación está entre T2-dT2/2 y T2+dT2/2; el índice "n", que identifica a los ecos, es un representa el espaciamiento de eco en segundos. En la Ecuación 10 "eco(n)" representa la amplitud del enésimo eco de espín, y "ruido(n)" representa el ruido aditivo aleatorio cero-medio en la medición. La parte aleatoria de la sumatoria p puede ser etiquetada como "?", un componente que se describe por la siguiente ecuación: N ?ß S ««*>(--) (Ecuación 11) De esta manera, usando esta notación, la sumatoria puede ser expresada alternativamente como: co J A(T3) f l~exp( -N TE-Ti)] / [l~exp(-TE/ T2)] cxp(-TE/ Ta) T2 Ecuación 12 El valor esperado de p es una integral ponderada de la distribución relajación-tiempo. La función de ponderación está dada por la siguiente expresión: (T2/TE, N) a [l-exp(-N TE/T2)]/[l-exp(- TE/T2)] exp(- TE/T2) s T2/TE (Ecuación 13) La aproximación en la segunda curva de la ecuación 13 es válida cuando TE«T2<N TE. En ese caso, la sumatoria p puede ser expresada alternativamente como: « j> £- * + JA TÍ) <T?.'TE) dT; ~ ? - m <Tí /r?, 0 EtTiacióu-bt en donde "F" representa la porosidad, y "HI" representa el índice de hidrógeno. Para fines de simplificación, la discusión en este documento se refiere a una fase simple de fluido. "<T2>" representa el tiempo medio de relajación, un tiempo que es distinto del tiempo medio de relajación de diagrafía que se usa comúnmente en diagrafía por resonancia magnética. Debido a que la permeabilidad de una formación es una función creciente tanto de la porosidad, F, como del tiempo medio de relajación, <T2>, la sumatoria p de las amplitudes de eco de espín pueden usarse directamente como un indicador de permeabilidad. Como ya se ha descrito, el indicador de permeabilidad es una función creciente de la porosidad. También es una función creciente de la relación volumen a superficie en una formación clástica llena de agua, que está correlacionada con su permeabilidad. Al aumentar el contenido de arcilla disminuye p, y mientras mejor es la calidad del depósito, más alto es el ndicador de permeabilidad. Los dos métodos que se usan comúnmente para estimar la permeabilidad a partir diagrafías por resonancia magnética se basan en correlaciones y pueden ser exactos hasta un .orden de magnitud. Correlacionando p con mediciones estándar de permeabilidad 272 en muestras controladas, como se ilustra en la figura 5, se puede obtener un estimado cuantitativo de permeabilidad. El estimado cuantitativo se obtiene de p usando la relación empírica: K - "pi (Ecuación 15) en donde " y b se determinan ajustando los datos de permeabilidad medidos. De esta manera, la suma de estimador de permeabilidad por amplitudes de eco puede calibrarse para suministrar una permeabilidad cuantitativa. Las mediciones que se han realizado con instrumentos de diagrafía por RMN indican que el ruido en los ecos tiene una media cero y es no correlacionado, como se describe por las siguientes ecuaciones: E[ruido(n)] = 0 (Ecuación 16) y E[ruido(n)ruido(m)] = s2dnm (Ecuación 17) variable aleatoria x. La varianza de p es: Var[p] = Var[?] = Ns2 (Ecuación 18) y la relación señal a ruido (RSR, ó SNR en inglés) de la suma de ecos es: SNR[p] = HIF<T2>/(TE N1 2s) (Ecuación 19) Para la mayoría de los casos de interés práctico, la precisión de la suma de ecos, p, es sustancialmente mayor que el típicamente se encuentra para estimados estándar de permeabilidad por RMN basados en mediciones tanto de la porosidad como del comportamiento de relajación. La precisión mejorada se ilustra por una diagrafía 280 de medición por RMN de la figura 6. La diagrafía 280 incluye una trayectoria de mido por eco 282 que muestra dos curvas diferentes 288 y 290. La curva de ruido inferior (290) es el ruido por eco obtenido a partir de datos brutos de diagrafía. La curva de ruido superior (288) se obtuvo a partir de los mismos datos, a los que se agregó ruido sintético de media Gaussiana cero. Luego los dos conjuntos de datos (esto es, los datos brutos originales y los datos brutos originales con ruido agregado) se procesaron para dar estimados de permeabilidad convencionales y estimados de permeabilidad obtenidos a partir de la suma de amplitudes de ecos de espín. Una trayectoria 284 de la diagrafía 280 describe las curvas 292 (correspondiente a la curva de ruido 288) y 294 (correspondiente a la curva de ruido 290) que se obtienen a partir del uso de cálculos convencionales de permeabilidad. Otra trayectoria 286 de la diagraf?a 280 describe las curvas 296 (correspondiente a la curva de ruido 288) y 298 (correspondiente a la curva de ruido 290) que se obtienen a partir de cálculos de permeabilidad que usan la suma de amplitudes de eco de espín. Como se muestra, la técnica de suma de amplitudes de eco de espín es menos sensible al ruido. De esta manera, estos resultados muestran estimados de permeabilidad obtenidos de conjuntos de datos con idénticos decrecimientos de señal pero con . Mientras que los estimados estándar de permeabilidad ( SDR) muestran variaciones significativas entre los dos conjuntos de datos debido a los efectos de los diferentes componentes de ruido, la permeabilidad que se determina usando la técnica de suma de amplitudes de eco de espín no es afectado relativamente por el ruido. Debido a la alta relación señal a ruido de suma de ecos, no hay necesidad de realizar promedios verticales de los datos de diagrafía adquiridos y por lo tanto es posible obtener estimados de permeabilidad en la resolución más alta de la herramienta de diagrafía. Por ejemplo, un sensor que tiene una abertura de 4 pulgadas de alto puede recorrer aproximadamente 1,2 pulgadas durante la adquisición de 1000 ecos a una velocidad de diagrafía vertical de aproximadamente 1800 pies/hora. Para este ejemplo, los 1000 ecos están separados por espaciamientos de 0,2 milisegundos (ms) y son adquiridos en 0,2 segundos. La resolución vertical, que es la suma de la abertura del sensor y de la distancia recorrida, es 5,2" .Por otra parte, si el tiempo de relajación medio es corto, tal como 2 ms, SNRJp] es menor que el SNR de un solo eco. En general, el SNR del indicador de permeabilidad puede disminuir rápidamente a medida que disminuye el indicador de permeabilidad mismo. Más en particular, la figura 7 describe las curvas 200 (curvas 200?, 2002, ... 200N, como ejemplos), cada una de las cuales representa una suma de ecos como una función de T2 TE para un valor unitario de HIF. El número de ecos tomado aumenta a partir de la curva más baja 200? a la curva más alta 200N.'Una curva punteada 202 describe T2/TE, el valor aproximado de la sumatoria P. Como se muestra, para valores grandes de T2, la suma de los ecos se satura en (HIFN) como se muestra en la figura 7. Como un ejemplo, la aproximación en la Ecuación 14 puede sostenerse para 1 <T2 TE< 100 para N = 100. idéntica porosidad y contenido de fluido pero permeabilidades distintas se hacen indistinguibles para grandes valores de T2. Estos grandes valores de T2, a su vez, corresponden a grandes valores de permeabüidad. Así, puede haber una limitación del indicador obtenido sumando los ecos, y mientras mayor sea número de ecos en la secuencia CPMG, más amplio es el rango de validez de la aproximación que se usa en la Ecuación 13. En favor de la Ecuación 13 de aproximación, la suma de las amplitudes de ecos ,de espín es una función creciente, continua y monótona de T2 y es una función lineal de (HIFN). La relación nunca se da en la dirección equivocada. También en defensa de la aproximación de la Ecuación 13, el tiempo de relajación T2 de una roca porosa se satura a medida que aumenta el tamaño del poro. El tiempo de relajación de la roca porosa llena de líquido no puede exceder la relajación más grande del fluido influido por difusión: (1/T2)APARENTE = (1 T2)VOLUMEN + D (TE y G)2/12+? S/V, (Ecuación 20) en donde "D" representa el coeficiente de difusión molecular efectiva, "G" representa el gradiente de campo magnético, "p" representa la relaxatividad de superficie, ? representa la razón giromagnética, y S/V denota la relación superficie a volumen de un poro. En la Ecuación 20 se ignoran las restricciones a la difusión de las moléculas de fluido. A medida que aumenta la permeabilidad, el término S/V se hace más pequeño, y finalmente, dominan los primeros dos términos del lado derecho de la Ecuación 20. Dado que T2 está ligado desde arriba a medida que aumenta la permeabilidad, un índice de producibilidad que se satura para altos valores correspondientes de T2 no es una limitación significativa. La figura 8 describe una diagrafía 250 (de tres trayectorias 252, 254 y 256) que se obtuvo usando una herramienta de medición por RMN en un pozo e prue ec a e bloques de rocas extraídas. La trayectoria 252 en el lado derecho describe dos gráficos diferentes 268 y 270 (del antes descrito índice de producibilidad) que se obtuvo en dos pasos de diagrafía sucesivos. La trayectoria 254 en el centro describe un gráfico continuo de porosidad 264 sobre la profundidad total, y las porciones discontinuas de gráfico 274 describen la porosidad de piezas de núcleo tomadas de las rocas. La trayectoria 256 a la izquierda incluye un gráfico 262 que se obtiene a partir del antes descrito estimador de permeabüidad de la presente invención y un gráfico 260 que se obtiene a partir del cálculo de permeabilidad Timur-Coates. Como se muestra, estas dos permeabüidades están íntimamente correlacionadas. Sin embargo, la resolución vertical del gráfico 262 es significativamente más alta que la del gráfico 260 de permeabilidad Timur-Coates. La técnica antes descrita para obtener el estimador de permeabilidad puede ser generalizada, como se describe por las siguientes ecuaciones: (Ecuación 21) en donde G*<«) = ?G-,..,( G-.-,(' + ") (Ecuación 22) G?(n) - M(n)f (Ecuación 23) Go(n) = 1; (Ecuación 24) a y b son exponentes; i, J, k, m, n son enteros, y M(n) es una medida de la amplitud del enésimo eco. Por lo tanto, la técnica previamente descrita implica que a = b = l; m = 1 ; j = 0, y k = 0. Otro ejemplo de la Ecuación 21 es donde a = b = l; m = j = l, y k=0. Esto representa la suma de los cuadrados de las amplitudes de eco. n es e caso, y en o ros e emp os en on e se suman po enc as pares e ecos y se rectifican los componentes de ruido. Para superar este problema, se toma el producto de amplitudes de eco sucesivas (en el tiempo) y se suman a la sumatoria total. Esto correspondería a la Ecuación 21 con a = b = 1; m = j = 1, y k = 1. Por ejemplo, refiriéndonos de nuevo a la figura 4, en lugar de sumar amplitudes de eco que son cuadradas cada una, se puede usar una ventana deslizante de dos amplitudes de eco de espín. De esta manera, se toma el producto de las amplitudes de eco 70? y 702 dentro de la ventana 75, y la ventana 75 se desliza como se indica por el numeral de referencia 75' para englobar amplitudes de los ecos de espín 70? y 702. El ruido no se rectifica usando esta técnica. Esta técnica también se puede usar para sumar amplitudes de ecos de espín que son elevadas a otra potencia par. En el contexto de esta solicitud, el término "amplitud de eco de espín" se refiere a una amplitud que está formada de la siguiente manera: eco(n) = I(n).co8 ? + Q(n).sen ?, (Ecuación 25) en donde I(n) es un componente en la fase y Q(n) es un componente de cuadratura de la amplitud de eco(n). El ángulo de fase, ?, normalmente se estima usando la siguiente expresión: ? = tan"1 |/§ ] (Ecuación 26) Debido a que Q(r?) y l(n) contienen ruido, así como también componentes de señal, la precisión con la que se puede obtener ? está limitada, llevando inevitablemente a algún error estadístico en cualquier cantidad calculada a partir de los datos de fase. Este error puede ser eíi-minado sumando las potencias pares de las amplitudes de eco. Por ejemplo, un procedimiento para obtener una cantidad relacionada con la permea ad con error e ase cero y ruido me o cero esto es, s n rectificación de ruido) es calcular la siguiente sumatoria: ?'=SI(n)I(n+l)+Q(n)Q(n+l) (Ecuación 27) También se pueden calcular otras sumatorias simüares de potencias pares de amplitudes de eco, lo que da un -ruido medio cero y un error de fase cero. Se puede usar un sistema 100 que se describe en la figura 11, en algunas incorporaciones, para obtener los componentes I y O. Para fines de generar el componente I, el sistema 100 puede incluir un multiplicador 102 que recibe una frecuencia de radio de la antena de recepción que se usa para realizar la medición de RMN. El multiplicador 102 multiplica la señal de frecuencia de radio por cos?t, en donde V? " representa una frecuencia de transportador de la señal de radio. La señal resultante es recibida por un filtro de paso bajo (LPF) 104. La señal de salida del PF 104 es digitalizada por un convertidor analógico a digital (ADC) 106 para producir el componente I. A fin de generar el componente O, el sistema 100 puede incluir un multiplicador 110 que recibe la señal de frecuencia de radio de la antena de recepción y multiplica la señal de frecuencia de radio por sen?t. La señal resultante es recibida por un LPF 112. La señal de salida del LPF 112 es digitalizada por un convertidor analógico a digital ADC 114 para producir el componente O. Como un ejemplo, los componentes I y O pueden ser almacenados en el almacén de datos 108 hasta ser procesados. Como ejemplos, en diferentes incorporaciones, la herramienta de medición de RMN puede ser una herramienta de cabo de alambre 62 (como se describe en la figura 9) o una herramienta de diagrafía mientras se perfora (LWD) 68 (como se describe en la figura 10) que es parte de un vastago de perforación 65. Como un ejemplo, la herramienta de cabo de alambre 62 puede transmitir señales indicativas de datos de medición de RMN a una computadora 300 que está ubicada en la superficie del pozo. Un programa 302 que está almacenado en la computadora 300 puede hacer que la computadora 300 realice la antes mencionada técnica de apüado para obtener el estimador de permeabilidad. Como otro ejemplo, en algunas incorporaciones, haciendo referencia a la figura 12, la herramienta de diagrafía mientras se perfora LWD 68 puede incluir una memoria 326 (parte de una circuitería 324 de la herramienta LWD 68 que almacena un programa ( el programa 302). Este programa puede hacer que un procesador 328 de la herramienta LWD 68 obtenga el estimador de permeabilidad, como se describe más arriba. Entre las otras características de la herramienta LWD 68, la herramienta LWD 68 puede incluir un imán permanente 322 para establecer un campo magnético estático y por lo menos una bobina transmisora/receptora, o antena 310. De esta manera, el procesador 328 puede ser acoplado a la antena 310 para recibir señales de eco de espín. En algunas incorporaciones, el programa puede hacer que el procesador 328 sume indicaciones de amplitudes de las señales de eco de espín y use la suma para determinar una indicación de una permeábüidad de la muestra sin usar una distribución de tiempos de relajación en la determinación. En algunas incorporaciones, el programa puede hacer que el procesador 328 sume productos de indicaciones de amplitudes de las señales de eco de espín y use la suma para determinar una indicación de una permeabilidad de la muestra sin usar una distribución de tiempos de relajación en la determinación. La circuitería 324 también puede poner en funcionamiento el sistema 100 que se describe en la figura 11. La herramienta LWD 68 es simplemente un ejemplo y no tiene la intención de limitar el alcance las reivindicaciones.

Mientras que se ha divulgado la invención con respecto de un número limitado de incorporaciones, los expertos en la técnica, teniendo el beneficio de esta divulgación, apreciarán numerosas modificaciones y varacones e as msmas. e preen e que as revn cacones anexas cubran todas dichas modificaciones y variaciones según queden comprendidas dentro del espíritu y alcance de la invención.

Claims (7)

1. REIVINDICACIONES : 1. Un método para usar con señales de eco de espín recibidas de una muestra, que comprende: a) sumar indicaciones de amplitudes de las señales de eco de espín; y b) usar los resultados de la sumatoria para detepninar una indicación de una permeabilidad de la muestra sin usar una distribución de tiempos de relajación en la determinación.
2. 2. El método de la reivindicación 1 en donde el paso (a) comprende además el paso de sumar productos de indicaciones de amplitudes de las señales de eco de espín.
3. 3. El método de las reivindicaciones 1 ó 2 en donde el paso (b) comprende además el paso de excluir una inversión no lineal de las amplitudes de eco de espín para los tiempos de relajación cuando se determina la permeabüidad de la muestra.
4. 4. El método de las reivindicaciones 1 ó 2 en donde el paso (b) comprende además el paso de excluir una inversión lineal de las amplitudes de eco de espín de los tiempos de relajación cuando se determina la permeabüidad de la muestra.
5. 5. El método de las reivindicaciones de la 3 a la 4 en donde cada indicación de la amplitud comprende una indicación de una de las amplitudes elevadas a una potencia.
6. 6. El método de la reivindicación 5 comprende además el paso de calibrar la permeabüidad determinada con los datos de permeabüidad medidos.
7. 7. Un aparato de medición de resonancia magnética nuclear que comprende: a) por lo menos una antena para recibir señales de ecos de espín desde una muestra; b) un procesador acoplado a dicha antena que es por lo menos una; y c) un almacenamiento de un programa en memoria para hacer que el procesador: i) sume indicaciones de amplitudes de las señales de eco de espín; y ii) use la suma para determinar una indicación de permeabüidad de la muestra sin usar una distribución de tiempos de relajación en la determinación. El aparato de la reivindicación 7 en donde el programa además hace que el procesador sume los productos de las indicaciones de amplitudes de las señales de eco de espín. El aparato de las reivindicaciones 7 u 8 en donde el procesador excluye una inversión no lineal de las amplitudes de eco de espín para los tiempos de relajación cuando se determina la permeabilidad de la muestra. El aparato de las reivindicaciones 7 u 8 en donde el procesador excluye una inversión no lineal de las amplitudes de eco de espín para los tiempos de relajación cuando se determina la permeabilidad de la muestra. El aparato de las reivindicaciones de la 9 a la 10 en donde cada indicación de amplitud comprende una indicación de una de las amplitudes elevada a una potencia. El aparato de la reivindicación 11 en donde el aparato comprende • una herramienta de diagrafía mientras se perfora. El aparato de la reivindicación 11 en donde el aparato comprende una herramienta de cabo de alambre.