NO319247B1 - Fremgangsmate og apparat for a evaluere en grunnformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk resonansverktoy (NMR-verktoy) - Google Patents

Description

Oppfinnelsen angår generelt fremgangsmåter og apparater ved bruk av et kjernemagnetisk resonansverktøy (NMR-verktøy) som kan benyttes i evalueringen av jordformasjoner. Mer bestemt angår oppfinnelsen fremgangsmåter som kan benyttes med et kjernemagnetisk resonansloggeverktøy til måling av jordformasjonsegenskaper såsom gassvirkningen på porøsitet, permeabilitet og metning.

Kjernemagnetiske loggeverktøy såsom vist i US-PS nr. 5 055 787 og

5 055 788 og blant annet også vist i spesifikasjonen til US-PS nr.

4 933 638, måler antallet av og kjernemagnetiske relaksasjonsrater for hydrogenatomer i porerommet til bergarter ved måling av amplitude og utsvingningsrate for signaler som er frembragt av pulssekvenser. Et eksempel på et slikt verktøy er "CMR"-verktøy, (CMR - Combined Magnetic Resonance), Schlumbergers varemerke. Essensielt sender det kjernemagnetiske loggeverktøyet en strøm av pulser inn i formasjonen og registrerer returekkoene. Målingene som gjøres er typisk sykliske, idet hver syklus tar fire sekunder. Tolkningsalgoritmer benyttes deretter til å finne de formasjonsegenskaper som er av interesse.

Styrken til det kjernemagnetiske signalet er direkte proporsjonalt med antallet resonansspinn i kjerner som foreligger i det undersøkte volum av en jordformasjon. NMR-verktøy kan avstemmes på frekvens for å gi resonans med en bestemt kjerneart. Hydrogen er kjernen som velges ved de fleste borehullmålinger. Antallet hydrogenatomer i formasjonen er i sin tur relatert til porøsiteten fylt av fluid (f.eks. gass, vann, olje). Signalamplituden til et avstemt verktøy måler antallet hydrogenatomer i formasjonen. I tillegg til å være følsomt overfor hydrogentetthet, er kjernemagnetiske verktøy følsomme for omgivelsene, f.eks. jordformasjonen (til hydrogenet som undersøkes). Hydrogen i et bundet eller "ureduserbart" fluid har typisk en spinn-gitter relaksasjonstid (Tl) på ms til titalls ms, mens et fritt eller produserbart fluid har en Tl i området ti til flere hundre ms. Hydrogen bundet i mineraler med en solid grunnmasse, såsom gips, har en lang Tl (flere sekunder eller lenger), men har meget kort spinn-spinn relaksasjonstid T2, slik at det er usynlig for måleverktøy. Således blir ikke utsvingende NMR-signaler mottatt av kjernemagnetiske verktøy forstyrret av hydrogenet i den faste grunnmassen. Et typisk kjernemagnetisk loggeverktøy for borehull har ikke kort nok dødtid til å detektere et spinn-spinn relaksasjonssignal fra den faste grunnmasse. I stedet kan NMR-verktøyet detektere alle fluidprotoner eller "spinn" som indikerer den fluidfylte porøsitet til formasjonen. NMR-måling av total porøsitet er beskrevet i US-PS nr. 5 363 041 (Sezginer) og 5 389 877 (Sezginer et al.).

Ved siden av å korrelere godt med porøsitet, kan målingene som fås av NMR-sekvenser benyttet på formasjonen gi informasjon som kan korreleres med den "frie fluidindeks", permeabilitet og restoljemetning. Et antall transformasjoner er blitt innført for å bestemme permeabiliteten ved brønnlogger. Se US-PS nr. 5 023 551

(Kleinberg et al.), patentert 11. juni 1991, spalte 2, linje 9-spalte 3, linje 20 som eksempel.

Betraktet som en multieksponensiell utsvingningskurve kan NMR-bergartsdata benyttes til kvantitativt å måle mengden av ubevegelig fluid (hurtig relakserende komponent) og bevegelig fluid (langsomt relakserende komponent). Det siste er av stor betydning i evalueringen av oljereservoarer, fordi det bare er et bevegelig fluid som kan produseres fra en brønn.

NMR er basert på den kjensgjerning at kjernen til mange grunnstoffer har vinkelmoment ("spinn") og et magnetisk moment. Kjernespinnene innretter seg selv langs et eksternt påtrykt statisk magnetfelt. Likevektsituasjonen kan forstyrres av en puls fra et oscillerende magnetfelt, som vipper spinnet bort fra den statiske feltretning. Vinkelen som spinnene vippes med kan styres av den som foretar eksperimentet, slik det skal forklares nedenfor.

Etter vipping skjer to ting samtidig. For det første preseserer spinnet rundt det statiske felt med en bestemt frekvens (dvs. Larmor-frekvensen ), gitt av ©o = yBo, hvor Bo er styrken av det statiske felt og y det gyromagnetiske forhold, en kjernekonstant. For det annet returnerer i spinnet til likevektsretningen i henhold til en utsvingningstid kjent som "spinngitter relaksasjonstiden" eller Tl. For hydrogenkjerner, has y/27t=4258 Hz/Gauss. For et statisk felt på 235 Gauss er således presisjonsfrekvensen 1 MHz. Tl styres totalt av den molekylære omgivelse og er typisk 10-1000 ms for vann i bergarter.

Også forbundet med spinnet til molekylære kjerner er en annen relaksasjonstid kjent som "spinn-spinn relaksasjonstiden" eller T2. Ved slutten av en 90° vippepuls, vender alle spinnene i en felles retning perpendikulært på det statiske felt og de preseserer alle på Larmor-frekvensen. På grunn av små inhomogeniteter i det statiske feltet på grunn av ufullkommen instrumentering eller mikroskopiske materialheterogeniteter, preseserer imidlertid hvert kjernespinn ved en noe forskjellig rate. Etter et langt tidsrom sammenlignet med pressisjonsperioden, men kortere enn Tl, vil følgelig spinnene ikke lenger presesere unisont. Når denne avfasingen skyldes statisk feltinhomogenitet i apparatet, blir avfasingen kalt T2<*>. Når den skyldes egenskaper til materialet, kalles avfasningstiden T2. T2 og T2<*> kan måles uavhengig. For vann i bergarter er T2 omtrent halvparten av Tl.

Igjen er parameterne Tl og T2 følsomme overfor den molekylære omgivelse. For eksempel kan T2 være flere sekunder i en ikke-innelukket lavviskositets væske som vann, mens den kan være så kort som 10 mikrosekunder i et fast stoff. Væske inneholdt i porene til bergarter frembyr et mellomliggende tilfelle med T2 i området fra flere 10 ms til flere hundre ms, avhengig av porestørrelse og fluidviskositet.

I den grunnleggende NMR-målingen, blir pulsen til et oscillerende felt benyttet på prøven for å vippe spinnet til kjernen i prøven. Vinkelen (i radianer) som spinnene vipper med, er gitt av ligningen G=yB]tp/2 hvor y er det gyromagnetiske forhold, Bi er den lineært polariserende oscillerende feltstyrke og tp er varigheten av pulsen. Vippepulser på nitti og etthundre og åtti grader er de mest vanlige.

De preseserende spinnene detekteres av spenning indusert i en antenne eller spole. Kun den komponent av kjernemagnetiseringen som preseserer i planet perpendikulært til det statiske feltet kan detekteres av antennen. Følgelig vil et signal genereres etter en vippepuls på nitti grader, men ikke etter en hundre og åtti graders vippepuls. I realiteten preseserer ikke spinnet i det hele tatt etter en hundre og åtti graders vippepuls, men returnerer bare langsomt langs Bo-aksen til 1 i kevektsretningen.

En standardmetode kjent som CPMG-sekvensen (CarrPurcell-Meiboom-Gill) for måling av T2 er blitt utviklet. I faste stoffer, hvor T2 er meget kort, kan T2 bestemmes fra utsvingningen av det detekterte signal etter en nitti graders puls. For væsker hvor T2<*>«T2, blir imidlertid den frie induksjonsutsvingning en måling av apparatinduserte inhomogeniteter. For å måle den sanne T2 i slike situasjoner, er det nødvendig å kansellere virkningen av apparatinduserte inhomogeniteter. For å oppnå dette benyttes en serie av pulser. Først får en nitti graders puls spinnet til å begynne å presesere. Deretter benyttes en hundre og åtti graders puls for å holde spinnet i måleplanet, men får spinnet som sprer seg i det transverse plan til å reversere retning og refokusere. Ved gjentatt reversering av spinnene med hundre og åtti graders pulser, fås en serie av "spinnekkoer". Denne rekkefølgen av hundre og åtti graders pulser etter en initial nitti graders puls er CarrPurcell-sekvensen som måler den irreversible avfasing (dvs. T2) på grunn av materialegenskaper. Meiboom og Gill utviklet en modifikasjon til Carr-Purcell-sekvensen slik at etter at spinnene ble vippet med nitti grader og begynte å avfase, ble bæreren til de hundre og åtti graders pulser forskjøvet relativt til bæreren for nitti graders pulsen. Følgelig vil en feil som forekommer under en likepuls i CPMG-sekvensen kanselleres av en motsatt feil i den nådde puls.

En detaljert forklaring på NMR-prinsipper og pulssekvenser er gitt i US-PS nr. 5 291 137 (Freedman).

Oppfinnelsen angår et apparat og en fremgangsmåte for å evaluere en jordformasjon med bruk av et kjernemagnetisk resonansverktøy (NMR-verktøy). Trinnene i fremgangsmåten omfatter å frembringe et statisk magnetfelt i formasjonen, å frembringe et oscillerende magnetfelt i formasjonen i henhold til en pulssekvens som har minst en av SET: {ventetid, gjenvinningstid og pulsavstand}, varierer minst en av SET i en påfølgende pulssekvens, og mottar resulterende signaler indusert i formasjonen og angi en gassattributt av formasjonen og som kan skjelnes som respons på variasjon av minst en av SET.

I henhold til en utførelse av oppfinnelsen frembringer borehullverktøyet et statisk magnetfelt og et oscillerende magnetfelt i formasjonen. Det oscillerende magnetfelt dannes i henhold til en pulssekvens med en tidsparameter som varieres, ved å forandre pulssekvensen. Slike variable tidsparametre er ventetid Wj og pulsavstand tcp (halvparten av tiden mellom ekkoene) i CPMG-pulssekvensen. I tillegg til Wj og tcp er en annen variabel tidsparameter gjenvinningstid Ti, i CPMG-sekvensen med hurtig inversjonsgjenvinning (FIR). Det er bare nødvendig å variere en tidsparameter i SET: {ventetid, gjenvinningstid, pulsavstand} for å angi en gassattributt for formasjonen. Etter å ha mottatt resulterende signaler indusert i formasjonen, blir den angitte gassattributt basert på slike mottatte signaler. Gassattributten kan skjelnes som respons på å variere minst en tidsparameter av SET. "tcp" er tiden mellom den første nitti graders puls og den hundre og åtti graders pulsen. "Ti;" benyttes til å angi tiden mellom påfølgende ekkoer. Dette er også tiden mellom to hundre og åtti graders pulser. Forholdet mellom "tcp" og "Te" er vanligvis TE+2<*>tcp. Det er imidlertid ikke behov for noe spesielt forhold, om ønskelig. Med tanke på denne søknaden er Te (ekkoavstanden) og tcp (pulsavstanden) ansett som uavhengig og forskjellige verdier.

Oppfinnelsen angår også et apparat og en fremgangsmåte for å angi en attributt ved en jordformasjon med bruk av et kjernemagnetisk verktøy som omfatter å frembringe et statisk magnetfelt i formasjonen, å frembringe et oscillerende magnetfelt i formasjonen i henhold til minst den første pulssekvens med et første tidsmønster, og en annen pulssekvens med et annet tidsmønster forskjellig fra det første tidsmønster, å motta reduserte signaler indusert i formasjonen som respons på de første og andre pulssekvenser, og å angi en gassattributt for formasjonen basert på de mottatte, induserte signaler.

I henhold til en annen utførelse frembringes et oscillerende magnetfelt i formasjonen i henhold til første og andre pulssekvenser med henholdsvis forskjellige første og andre tidsmønstre. Det forskjellige tidsmønster innbefatter minst en avvikende tidsperiode mellom pulsene. Resulterende signaler som induseres i formasjonen mottas. En gassattributt for formasjonen bestemmes på basis av de mottatte signaler. Gassattributten til formasjonen som fås i henhold til denne oppfinnelse benyttes til å beregne total porøsitet for å angi gassmetning.

Spesielt plasseres et borehullverktøy som beskrevet i US-PS nr. 5 055 787 og 5 055 788 nede i et borehull som går gjennom formasjonen og et volum av formasjonen utsettes for et statisk magnetfelt og det oscillerende magnetfelt som styres i henhold til en pulssekvens som tillater samtidig måling av Tl og T2. Den foretrukkede Dulssekvens er:

hvor j = 1,2,... j, hvor J er antallet ekkoer innsamlet i CPMG-sekvensen og som typisk er i størrelsesorden flere hundre til tusen, i=l,2,...,I, hvor I er antallet av gjenvinningstider, Wj er ventetider og tcp er Carr-Purcell-avstanden. Målinger av signalene indusert i formasjonen som følge av magnetfelter gjøres på hvert av et

forhåndsbestemt antall ekkoer. I en utførelse er hver ekkomåling i CPMG-sekvensen en måling av den integrerte amplitude av ekkoet, fremfor måling av den største amplitude av de mottatte ekko. Bestemmelse av Tl, T2 og amplitude (MO) kan da gjøres på basis av målingene. Fra en eller flere av Tl, T2 og amplitudebestemmelser, kan formasjonsparametre såsom porøsitet og permeabilitet utledes i henhold til ligninger kjent i teknikken.

Oppfinnelsen er definert i den karakteriserende delen av de vedlagte selvstendige patentkravene, hvor foretrukne utførelsesformer fremgår av de uselvstendige patentkravene.

Ytterligere hensikter og fordeler vil fremgå for fagfolk på området ved henvisning til den detaljerte beskrivelse tatt i samband med tegningen.

Fig. 1 viser Tl plottet som en funksjon av trykket for metangass.

Fig. 2a, 2b, 3 og 4 viser fremgangsmåter for å kvantifisere gass i jordformasjoner.

Fig. 5 viser diffusjonskoeffisienter for metan, etan og propan ved 190°F.

Fig. 6a og 6b viser henholdsvis fordelingsfunksjonen for verktøygradienter og kvadratet av gradienten. Fig. 7 viser kritisk lengde plottet som en funksjon av gradientstyrken for forskjellige fluider. Fig. 8a og 8b viser henholdsvis for to forskjellige ekkoavstander Te, T2 fordelinger fra fri diffusjon av gass og andre store porer og gass i store porer og vann i små porer. Fig. 9a viser resulterende diffusjonsforsterket relaksasjonstid T2 som en funksjon av porestørrelse for to forskjellige ekkoavstander Te. Fig. 9b viser beregnede T2 fordelinger for metan for to forskjellige ekkoavstander Te. Fig. 10 viser T2-relaksasjonstid for metan på grunn av diffusjonen for to forskjellige ekkoavstander Te uten innvendige gradienter. Fig. 11 viser T2 relaksasjonstid for metan på grunn av diffusjonen for to forskjellige ekkoavstander TE med innvendige gradienter og verktøygradienter. Fig. 12a-e er grafer med hensyn på tid, henholdsvis for pulssekvensen ved oppfinnelsen og den resulterende langsmagnetisering og målbare signal. Fig. 13 viser et flytskjema på blokkdiagramform som angir trinnene for å bestemme en gassattributt for formasjonen.

I det følgende beskrives metoder for å bestemme en attributt for gass i forskjellige typer av hydrokarbonreservoarer. Først skal den grunnleggende fysikk for NMR-relaksasjonstider beskrives. Deretter omtales forskjellige reservoartyper og metoder gis for å bestemme gassinnholdet i hver type ved å manipulere ventetid og undersøke Tl og/eller T2. Deretter beskrives reduserte T2-relaksasjonstider forårsaket av diffusjon eller gassvirkningen i NMR. Pulsavstander manipuleres og T2 undersøkes for å se gasseffekten.

Formasjonsvæsker blir vanligvis ikke karakterisert av enkle eksponensielle NMR-utsvingninger. Med andre ord er deres NMR-relaksasjoner flereksponensielle. Vanligvis er olje og vann karakterisert ved en fordeling av relaksasjonstider. Derimot er gass karakterisert av sin bulkrelaksasjonsrate og dens NMR-utsingning har en enkel eksponensiell karakter med en enkel relaksasjonstid.

Bidrag til Tj

For hvilket som helst fluid i porene i en bergart er det to bidrag til Tj:

Det første bidrag er bulkrelaksasjon av fluidet. Dette er relaksasjonen som finner sted i fravær av bergart og dets rate er påvirket av bergartsegenskaper. Det annet bidrag er relaksasjonen som finner sted når fluidmolekyler diffunderer til kornoverflater og relakseres der ved vekselvirkninger med den faste overflate.

For en vannvætet bergart er relaksasjonsraten til vannet summen av de første og andre bidrag, mens olje eller gass i bergarten relaterer med sin bulkrelaksasjonsrate. Olje og gass forhindres fra å vekselvirke med overflaten på grunn av vannet. Det er ingen signifikant forsterkning av relaksasjonen ved en hydrokarbon-vannoverflate.

For oljevætet bergart er relaksasjonsraten til oljen summen av de første og andre bidrag, mens vann eller gass i bergarten relakserer ved sin bulkrelaksasjonsrate.

I begge disse tilfeller er gass ute av stand til å nå overflaten og relakserer derfor ved sin bulkrelaksasjonsrate.

Bidrag til T2

T2-relaksasjonen av hvilket som helst fluid i en bergart er forårsaket av tre mekanismer som virker samtidig i parallell:

Det første er bulkfluidrelaksasjon, en egenskap ved fluidet selv, upåvirket av dets forekomst i bergarten. T2 (bulk) for gasser som metan og etan er lik deres T| (bulk). Det andre er relaksasjonen som skyldes et møte med kornoverflaten. Som forklart ovenfor forventes ikke gass å relaksere ved kornoverflater, fordi vannet eller oljefilm virker som beskyttende barriere. Den tredje er relaksasjon når molekylet diffunderer i en magnetfeltgradient. Dette er omtalt nedenfor i detalj i "Gassvirkning: forsterket T2-relaksasjon på grunn av diffusjon".

Gassdeteksjon fra langsrelaksasjonstid Tj:

Enkel eksponensiell relaksasjon av hvert fluid

Hvis NMR-relaksasjonen av formasjonsfluider kan karakteriseres ved enkle eksponensielle utsvingninger og hvis langsrelaksasjonstiden til vann, olje og gass henholdsvis er TiWj Tjo, T[g, er langsutsvingningen av magnetiseringen bestemt ved et inversjonsgjenvinningseksperiment [(se f.eks. Sezginer et al, Journal of Magnetic Resonance 92, 504-527 (1991)]

a er en verktøykalibreringskonstant, fy er formasjonsporøsiteten, S2, So og Sg er metningen av henholdsvis vann, olje og gass og HIW, HIo og HIg er hydro-genindeksene for henholdsvis vann, olje og gass.

Det finnes mange måter for å måle T| som beskrevet av Sezginer et al, Journal of Magnetic Resonance 92, 504-527 (1991) og av Kleibert et al, i US-PS nr. 5 023 551. Hvilke som helst av disse metoder kan benyttes.

Ventetiden W er tiden mellom slutten av en inversjonsgjenvinnings-pulssekvens og starten av den neste. For at ligning 3 skal gjelde må ventetiden være lenger enn langsrelaksasjonstiden for alle formasjonsfluider. Hvis ventetiden ikke tilfredsstiller kriteriet W»T|W, Tio, T|g, blir signalet redusert i henhold til formelen

Relaksasjonstiden T| til vann i vannvætede bergarter ligger vanligvis i området 0,01-1 s. Relaksasjonstiden for olje funnet i reservoaret ligger vanligvis i samme område. Til forskjell har gass en relativt lang T|, se fig. 1. For 200°F og 4000 psi, typisk for noen amerikanske gassfelt, er Ti for metan ca. 3 s. T| øker med trykket og minker med temperaturen. Ti for gass er upåvirket av formasjonen fordi gass ikke kan komme i kontakt med kornoverflater i vannvætede bergarter.

Det er et tilfelle hvor et gassignal kan bli forvekslet med et vannsignal. I varme, drusede karbonater, kan T]w være lik eller overstige Tig. I dette tilfelle kan gass ikke skjelnes fra vann basert på T| alene. Imidlertid kan T2-metoder i dette tilfelle være effektive, som forklart nedenfor under "Gassvirkning: forsterket T2-relaksasjon på grunn av diffusjon". Valget av metode som skal benyttes, blir også forklart nedenfor.

Den mest hensiktsmessige måte for å analysere NMR-utsvingninger uttrykt ved ligning (4) er å omforme S(t,W) til et T|-spektrum P(Tj). Tiltak for å utføre denne operasjonen er omtalt av J.P. Butler, J.A. Reeds og S.V. Dawson i "Estimating Solutions of First Kind Integral Equations with Nonnegative Constraints and Optimal Smoothing", SIAM J. Numer. Anal. 18,381-397 (juni 1981).

For å kvantifisere mengden av gass i en formasjon, kan den følgende prosedyre benyttes:

1. Logg formasjonen med bruk av enhver sekvens passende for måling av Tj.

2. Bestem funksjonen S(t) ved hver dybde.

3. Omform hver S(t) til et T|-spektrum, P(T|).

4. Velg komponenten av spektret P(Ti) som svarer til T| for gassignalet og som er kjent fra temperaturen, trykket og sammensetningen av gassen. Resultatet er 5. Bestem <j> som forklart nedenfor eller fra andre logger. Fra temperaturen, trykket og gassammensetningen, bestem hydrogenindeksen for gassen, Hi«. Med kjennskap til disse kan gassmetningen Sg bestemmes.

Virkningen av multieksponensiell NMR-relaksasjon

Formasjonsvæsker er vanligvis ikke karakterisert av enkle eksponensielle NMR-utsvingninger. Med andre ord kan deres NMR-relaksasjoner være multieksponensielle. Vanligvis er olje og vann karakterisert ved fordelingen av relaksasjonstider. I motsetning er gass karakterisert av dens bulkrelaksasjonsrate og dens NMR-utsvingning har en enkel eksponensiell karakter med en enkel relaksasjonstid.

I nærvær av endelig signal/støyforhold blir spekteret assosiert med hvert fluid bredere. Således er til og med enkle eksponensielle utsvingninger representert av et T] -spektrum, men av forholdsvis smal bredde.

Utsvingningen av langsmagnetisering som bestemt av en hurtig inversjons-gjenvinningsmåling er en summasjon av signaler fra vann, olje og gassfraksjoner i vann-, olje- og gassfraksjoner i porevæsken:

hvor (<|><*>Sw<*>HIw)i for eksempel er fraksjonen av vann som relakserer med tidskonstanten Ti P(Tn) er en del av det mottatte NMR-signal som relakserer med langsrelaksasjonstiden Tu,

Det totale gassignalet er f.eks. <|><*>Se<*>HIg= £ (<{><*>SE<*>HIg)j (8)

i

hvor summasjonen er over det området av Tu rundt T|gl over hvilket gassignalet er fordelt.

Når T|-spekteret kan måles, kan mengden av gass finnes med bruk av den følgende metode:

1. Logg formasjonen ved bruk av enhver sekvens egnet til måling av Ti.

2. Bestem funksjonen S(t,W) ved hver dybde.

3. Omform hver S(t,W) til et Ti-spektrum, P(Tj).

4. Velg område av spektret P(Tj) som svarer til området T| av gassignalet som er kjent fra temperaturen, trykket og sammensetningen av gassen. Resultatet er

gas

Hybrid T[/T2-metode

De ovennevnte metoder er egnet når T|-spekteret er tilgjengelig. Ofte er dette ikke tilfelle: ofte måles bare T2-spekteret P(T2) av borehulloggeverktøyet. Som forklart ovenfor i sammenheng med T|-målingen, kan T2-signalet være sammensatt av en fordeling av relaksasjonstider fra hver av vann- og oljefasene. I tillegg kan P(T2) for gassfasen bestå av en fordeling av relaksasjonstider. Til forskjell fra Tig, kan T2» avhenge av mikrogeometrien, og innvendige magnetfeltgradienter i bergarten som forklart nedenfor i "Gassvirkning: forsterket T2-relaksasjonen på grunn av diffusjon". P(T2) for gass kan bli bredere på grunn av variabiliteter i disse bergartsegenskaper, på grunn av ujevne magnetfeltgradienter i verktøyet og av singalbehandlingsalgoritment benyttet til å omforme magnetiseringsutsvingningen til et T2-spektrum.

Fordi gassresponsen kan være overlagret vann- og oljeresponsen i T2-spekteret, er den beste måte til å bestemme mengden av gass å benytte konstansen og den store verdi for Ti, selv når T2 måles. Den beste måte å gjøre dette på er forklart under "Metode l" nedenfor.

Utsvingningen av transvers magnetisering som målt ved en CPMG-sekvens er for en formasjon med gass, olje og vann

Bemerk at dette er vesentlig mer komplisert enn uttrykket for T|-målingen, fordi den avhenger av både Tj og T2.

En forenkling kan fås ved å betrakte T2-spekteret, likt Ti-spekteret omtalt tidligere. T2-spekteret kan fås fra måledata ved bruk av metodene til Butler, Reeds og Dawson eller ved de til Freedman (US-PS nr. 5 291 137). T2-spektret som utledes fra ligning (10) er hvor Tiwi, Tjoi, Tjgi er T|-er for fraksjoner fra henholdsvis vann, olje og gass som har en transvers relaksasjonstid T2j.

Det gis to måter til å forenkle ligning (11).

For det første er typiske verdier for W benyttet i brønnlogging, ventetidskor-reksjonen [l-exp(-W/Tiw)] og [l-exp(-W/Tio)] vanligvis små fordi Ti til vann eller olje i bergarter ligger i området 0,01-1 s, mens W vanligvis velges lenger enn 1 s. W er 1,3 s i sandstendybdemodus og 2,6 s i karbonatdybdemodus for CMR-bo re hul 1 o gge verktøyet.

For det annet blir ligning (11) betraktelig forenklet hvis det has kjente relasjoner mellom T2 og Ti for olje, vann og gass. De nødvendige relasjoner er blitt funnet empirisk. Det er blitt vist at for vann i bergarter has Tiwæl ,65*T2w og for oljer Tio«l,22<*>T2o- For gass er Tjg uavhengig av T2g og avhenger bare av formasjonstemperatur og -trykk, se fig. 1.

Typer av reservoarer for formålet bestemmelse av gassmengde

Valg av metoden benyttet til å kvantifisere gass er basert på relaksasjonstiden til formasjoner og i mindre grad litologien.

Sandstensformasjoner av type I er karakterisert av porer mindre enn 10 u,m i radius og NMR-relaksasjonstiden T2 < 1 s. Dette er en veldefinert gruppe for de små porer og korte NMR-relaksasjonstimer er sterkt korrelerte. I vannetappen av en formasjon av typen I, er T2 relatert til porestørrelse ved relasjonen

hvor V/S er forholdet mellom volumet av en pore og dens overflateareal. For en vilkårlig ellipsodal pore (tre ulike akser), er V/S tilnærmet den korteste radius. For sandsten, er den beste nåværende verdi for p2 gitt ved P2 = 1 Oum/s. Således forventes porer med T2 < 1 s og ha de minste radier mindre enn 10 u,m. Skiferholdig sandsten er alltid type I.

Karbonatformasjoner av type I har T2 < 1 s. For karbonater er overflaterelaksiviteten p2 mindre enn den for sandsten med faktor på ca. 3. Således har karbonatformasjoner av type I minimums poreradie mindre enn 3 fim.

For vann i formasjoner av type I er det generelt funnet at T]/T2 * 1,65, som bemerket ovenfor.

Formasjoner av type II har store porer og lange relaksasjonstider. 1 formasjoner av type II er porene større enn 10 ujn. Dette innebærer at i sandsten er T2 > 1 s og for karbonater T2 > 3 s. Drusede karbonater er alltid av type II.

Formasjoner av type III er karbonatformasjoner for hvilke P(T2) hovedsakelig ligger i området 1 s < T2 < 3 s. I disse formasjoner er porene hovedsakelig mindre enn 10 Hm, slik at variasjonen av ekkoavstanden Te ikke kan skjelne gass fra vann, se "Gassvirkning i NMR: reduserte T2-relaksasjonstider på grunn av diffusjon" nedenfor. I disse formasjoner ligger Ti for vann i området 1,5-5 s. Således vil også variasjonen av ventetiden W ikke kunne skjelnes fra vann. Den beste måte å håndtere disse formasjoner på er å innføre paramagnetiske ioner såsom jern- eller manganioner i slamfiltratet som erstatter det opprinnelige (formasjons-)vann i formasjonen. Paramagnetiske ioner reduserer både Ti og T2 for vannet til lave verdier, men påvirker ikke relaksasjonstidene for gass. Da kan gass skjelnes fra vann ved å variere ventetiden.

Valg av metode for kvantifisering av gass i undergrunns jordformasjoner:

1. Måle T2-spekteret i vannetappen av formasjonen

ELLER

1. Måle T2-spekteret for representativ kjerneprøve som er helt mettet med vann

ELLER

1. Bestemme litologien fra andre logger.

2. Hvis T2 < 1 s for hoveddelen av spekteret, benytt metode I. Hvis T2 > 1 s for hoveddelen av spekteret, benytt metode II eller III

ELLER

2. Hvis formasjonen er kjent fra andre logger som skiferinneholdende sandsten, benytt metode I

ELLER

2. Hvis formasjonen er kjent fra andre logger som et druset karbonat, benytt metode II eller III. 3. Hvis formasjonen er et karbonat hvor mye av vekten av P(T2) ligger i området 1 s

< T2 < 3 s, benytt metode III.

Flytskjema for metode I

Fig. 2a og 2b viser denne metoden.

I-1. Logg formasjonen for T2 med bruk av en ventetid W]. Den korteste mulige ekkoavstand Te blir foretrukket benyttet.

1-2. Finn signalet S(t,Wi) ved hver dybde.

1-3. Beregn T2-spekteret P(T2,W|) for hver dybde.

1-4. Logg formasjonen med bruk av en ventetid W2 som er lenger enn W]. Foretrukket Tiw,Tio<<>W2<<>T|g.

1-5. Finn signalet S(t,W2) ved hver dybde.

1-6. Beregn T2-spekteret P(T2,W2) for hver dybde.

1-7. Om det er kjent at W|,W2»TiwJio, gå til trinn 1-12.

1-8. Logg formasjonen ved bruk av en ventetid W3 som er lenger enn W2. W3 er foretrukket sammenlignbar med eller lenger enn Tig.

1-9. Finn signalet S(t,W3) ved hver dybde.

I-10. Beregn T2-spekteret P(T2,W3) for hver dybde.

Bemerk at det er mulig å finne logger for Wj, W2 og W3 på en interpoliert måte, slik at bare en eneste loggepassasje er nødvendig.

For hver verdi av T2 i spekteret P(T2) er det nå tre målinger og tre ukjente. Ligningene som skal løses er

I-l 1. Ved hjelp av standard matematiske metoder, kan det løses for tre ukjente ved hver verdi av T2i: (<|><*>Sw<*>HIw)i, (<j><*>So<*>HI0)i, og (<|)<*>Sg<*>HIg)i. Gå til trinn 13.

I-12. [Fra trinn 7] Finn differansen

1-13. For å finne det totale gassignal, summer (<|>*Sg*HL)j over alle T2i.

I- 15. For å finne gassmetningen Sg, blir størrelsene fy og Hig bestemt som forklart nedenfor.

Flytskjema for metode II

Fig. 3 illustrerer denne metoden.

II— 1 _ Logg formasjonen for T2 med ekkoavstanden Tei og ventetiden W. W må i det minste være sammenlignbar med den forventede T| for gassen, f.eks. 3 s.

11-2. Finn signalet S(t,TE,,W) ved hver dybde.

11-3. Beregn T2-spekteret P(T2,TEi,W) for hver dybde.

11-4. Logg formasjonen med bruk av ekkoavstand Tn2 som er lengre enn Tei-11-5. Finn signalet S(t,Ti;2,W) ved hver dybde.

11-6. Beregn T2-spekteret P(T2TE2,W) for hver dybde.

Bemerk at det er mulig å finne logger for Tj og T2 på en interfoliert måte, slik at bare en eneste loggepassasje er nødvendig. II-7. Bruk en av metodene gitt nedenfor til å bestemme gassignalet (<j><*>Sg<*>HIg)(W), en funksjon av ventetiden.

II-8. Korriger gassignalet for polarisasjonseffekter:

II-9. For å finne gassmetningen Sg, blir størrelsene fy og Hig bestemt som forklart nedenfor.

Signalbehandling for metode II

I metode II forårsaker en økning av ekkoavstanden at gassbidraget forskyves til en kortere T2. Det er to måter å kvantifisere gassignalet.

I den første metode blir T2-spektrene differensiert: Pdm{T2) = P(T2,TEi) - P(T2,Te2). Komponenter som ikke flytter seg (f.eks. vann i små porer) foreligger ikke i differensspekteret og gassignaler Tei-spekteret er invertert. Da finnes gassmengden ved å summere absoluttverdien av differensspekteret:

Denne metoden er pålitelig når gassignalene i de to spektre ikke overlapper.

En mer pålitelig metode er å bruk en tilpasset filterteknikk. Når metode II er i bruk (store porer), er innvendige gradienter viktig. For et gitt verktøy og en gitt ekkoavstand kan således gasskomponenten til spekteret predikeres, kun amplituden er ukjent. Ved bruk av velkjente filtertilpasningsteknikker, kan mengden av gass i prinsippet bestemmes av et eneste spektrum. Bruk av to eller flere spektra innsamlet med forskjellige TE-verdier gjør estimeringen mer pålitelig.

Flytskjema for metode 111

Fig. 4 viser denne metoden.

III-1. Innfør en paramagnetisk substans såsom Mn-EDTA i slamfiltrater for å redusere T[ og T2 for formasjonsvannet.

III-2. Bestem gass med bruk av metode I.

Metode IV

Gassdeteksjon: Lavtrykksgass

Metodene I, II og III virker når det has et detekterbart NMR-signal fra gassen. NMR-signalet er direkte proporsjonalt med hydrogenindeksen. Når gassonene befinner seg ved lavt trykk (f.eks. enten et grunt eller et luftboret hull) er hydrogenindeksen lav. Under slike omstendigheter måler NMR-verktøy bare den væskefylte porøsitet som er mindre enn porøsiteten målt ved Utodensitets-, soniske eller andre logger. Gassvolumet er da differansen mellom litodensitetsporøsiteten og NMR-porøsiteten.

Som et eksempel på lavtrykks gassdeteksjon betrakes en formasjon med en porøsitet fy = 0,2 og en gassmetning Sg = 0,25. Hvis <j><*>Sg<*>HIg=0,02 kan detekteres for et bestemt NMR-loggeverktøy, da er det for å benytte metoden I, II eller III nødvendig at Hig > 0,4. Dette svarer til et gasstrykk på 4000 psi og en temperatur på 150 F [Schlumberger Log Interpretation Principles/Applications (1987), side 45]. Hvis HIg

< 0,4, så blir gassvolumet best detektert ved å sammenligne NMR-porøsitet med litodensitets-, soniske eller andre porøsitetslogger.

Bestemmelse av hydrogenindeks og porøsitet

1. Hydrogenindeks for vann er hovedsakelig bestemt ved dets salinitet. NMR-loggeverktøy har en lav undersøkelsesdybde, slik at vannet hovedsakelig er sl am fil tr at, hvis sammensetning er velkjent for loggeingeniøren. Hiw omtrent lik 1 i de fleste tilfeller. 2. Hydrogenindeksen for oljen og gassen bestemmes ved deres sammensetning, temperatur og trykk. Typisk er sammensetninger av gass og olje i en gitt geologisk formasjon kjent fra tidligere produksjonserfaring. Temperaturen kan estimeres fra en lineær interpolasjon mellom overflate- og bunnhulltemperaturer eller kan lett måles av et nedhullstermometer. Trykket blir nøyaktig estimert fra tettheten av borehullfluidet ("slam") som er kjent for loggeingeniøren og den sanne vertikale dybde av formasjonen som skal betraktes, som er kjent. I mange tilfeller er HIo omtrent lik 1,0. Hig ligger vanligvis i området 0,1-0,7. 3. tt<*>Sw<*>HIw), (<t><*>So<*>HIo), og (<|><*>Sg<*>HIg) kan finnes ved hjelp av tiltak beskrevet ovenfor. Porøsiteten er lik

Gassvirkning i NMR: Reduserte T2-relaksasjonstider på grunn av diffusjon

Diffusjonskoeffisienten til gass under reservoarbetingelser kan være mer enn ti ganger større enn den for vann, noe som gjør T2-relaksasjonstiden for gass mer følsom overfor statiske magnetfeltgradienter. I formasjoner hvor gass opptar porer større enn ca. 10 um, kan denne T2-virkningen (virkningen av diffusjon på målte T2-relaksasjonstider av gass) benyttes til å identifisere gass selv når verktøygradientene ikke er jevne.

Tre bidrag til T2-relaksasjonsraten er:

hvor indeksene s, b og d henholdsvis står for overflate, bulk og diffusjon. De første to bidragene er behandlet ovenfor. Det tredje bidraget i ligning (2) skyldes diffusjon i magnetfeltgradienter. Diffusjon av spinnet i et inhomogent magnetfelt fører til en avfasing som ikke kan refokuseres av 180° pulser, For CPMG-sekvensen er den resulterende relaksasjonsrate for ubegrenset diffusjon kjent som:

hvor y = 271 x 4258S"<1>G"<1> er det gyromagnetiske forhold, g er styrken av magnet-feltgradienten og Te ekkoavstanden. Generelt benyttes en meget kort ekkoavstand

TK slik at 1/T2,d<<l/T2,s for vann. Da diffusjonskoeffisienten D for en gass er meget større og 1/T2,S er meget mindre enn den for vann, kan relaksasjonsraten I/T2 for gass domineres av diffusjonsbidraget 1/T2,d- Ved etter tur å variere Te kan størrelsen av diffusjonsleddet med overlegg økes og benyttes for gassdeteksjon.

I motsetning til T2-relaksasjonen, er det ikke noe diffusjonsledd for T|-relaksasjon, omtalt ovenfor:

For gass (eller olje i vannvætede bergarter) er overflateleddet igjen neglisjerbart sammenlignet med bulkleddet slik at det kan ventes Ti(gass) = T]b(gass). For metan ved typiske reservoarbetingelser er dette ca. 4 s. I motsetning er typiske Ti-verdier for vann meget kortere fordi overflateleddet i ligning (1) dominerer i dette tilfelle. Bare i bergarter med druset porøsitet, hvor forholdet mellom overflateareal og volum er meget lite, kan det observeres T|-verdier for vann som er like lange som de for gass.

Oppfinnerne har fokusert på diffusjonsleddet 1/ T2,d i ligning (2), og estimerer størrelse av denne virkning kvantitativt for CMR. For å gjøre dette er det nødvendig med litteraturverdier for diffusjonskoeffisienter ved de relevante reservoarbetingelser og styrken av gradienter er nødvendig (begge omtalt nedenfor). Uttrykket gitt for diffusjonstermen i ligning (19) gjelder bare så lenge som restriksjoner i borerommet kan neglisjeres. I "diffusjonsforsterket T2-relaksasjonsrate" er betingelsene gitt for at denne approksimasjonen skal gjelde. I mange bergarter gjelder ikke betingelsene for ubegrenset diffusjon. Virkningen av diffusjon på utsvingningsraten avhenger av mikrogeometrien til bergarten og fluidfordelingen. Tre forskjellige tilfeller betraktes og det vises at diffusjonsvirkningen blir meget mindre i samtlige.

Publiserte diffusjonskoeffisienter

Diffusjonskoeffisienten D i en gass er generelt meget større enn den for en væske, såsom vann eller olje. Ved reservoarbetingelser er gassen over det kritiske punkt og kalles et fluid. Diffusjonskoeffisienten avhenger av fluidsammensetningen, temperaturen og trykket. Diffusjonskoeffisientene kan fås fra den publiserte litteratur. Følgelig er det ikke nødvendig å måle diffusjonskoeffisienten i fluidet i et reservoar med et NMR-verktøy. På fig. 5 er diffusjonskoefifsientverdier fra litteraturen for ren metan, etan og propan vist med hensyn på trykk for T omtrent lik 190°F. Publiserte eksperimentelle diffusjonskoefifsientverdier for blandinger av metan og propan ligger mellom kurven for rene fluider. Det er blitt vist at det er bare en svak trykkavhengighet for vann og dets diffusjonskoeffisient ved T = 190°F er 7,7 x 10"<9> m<2>/s. Dette impliserer at ved typiske reservoarbetingelser, kan diffusjonskoeffisienten for metan være mer enn ti ganger så stor som for vann. Imidlertid er kontrasten mellom propan og vann for bare en faktor på ca. 2.

Magnetfeltgradient

Magnetfeltgradienter som spinn utsettes for i porerommet til en bergart gir to bidrag: (i) verktøygradienter og (ii) innvendige bergartsgradienter indusert av suseptibilitetskontrasten mellom bergart og porefluid. Verktøygradientene er den egenskap den magnetiske utførelse av hvert verktøy. CMR ble utført slik at magnetfeltene ved senteret av den følsomme sone er så jevnt som mulig. Det sensitive området dannes omkring et sadelpunkt i magnetfeltprofilen og kan approksimeres ved:

De lokale feltinhomogeniteter varierer derfor overfor det følsomme området. I første orden kan dette analyseres som en fordeling av gradienter, mens krumningen av feltprofilen ikke er viktig. Selv med en høy diffusjonskoeffisient undersøker hvert spinn bare et smalt område av denne feltprofilen i måletiden. Under levetiden T2(< 4 s) diffunderer spinnet høyt en avstand av størrelsesorden - JDT2, som alltid er mindre enn 1 mm. Følgelig kan krumningen av feltet neglisjeres og en fordeling av gradienter benyttes.

Med feltfordelingen gitt i ligning (20), er størrelsen av den lokale gradient g bare en funksjon av avstanden r ^ jx2 +

Den radiale utstrekning av det følsomme området er hovedsakelig bestemt av størrelsen av rf-pulsen Bi - Med Bi « 5G fås rmax « ^5, / 20Gcm~ 2 « 0, 5cm. Dette fører til en fordeling av gradienter mellom 0 og ca. 20 G/cm. Dette er skjematisk vist på fig. 6a og 6b. Fordelingsfunksjonen for gradienten f(g) og fordelingsfunksjonen for kvadratet av gradienten r|(g<2>) er begge plottet. Innvendige gradienter induseres av suseptibilitetskontrasten Ax mellom bergartskornene og porefluidene. Den magnetiske suseptibilitet til bergarten kan variere signifikant fra bergart til bergart. Gradientstyrken avhenger også av mikrogeometrien, men som et grovt estimat forventes den å være omvendt proporsjonal med porestørrelse: hvor a er en geometrisk parameter av prdenenheten, Bo det statiske felt og Ip porestørrelsen. Med a = 0,5, Ax = IO"<4> og Bo = 450 Gauss, fås for et estimat av en størrelsesorden

Dette viser at innvendige gradienter i mindre porer kan være minst så sterke som verktøygradientene. Verktøygradientene er derfor bare en nedre grense for de totale gradienter i bergarten.

Diffusjonsforsterket T2-relaksasjonsrate

Slik det ble nevnt i innledningen, fører diffusjonen av spinn i en magnetfeltgradient til forsterket T2-relaksasjon. Størrelsen av denne effekten avhenger av gradientstyrken og porestørrelsen forde bergartskornene begrenser de diffunderende spinn. 1 store porer kan nærværet av porevegger ignoreres til første orden og teorien for ubegrenset diffusjon kan benyttes. I bergarter med små porer er diffusjonen av spinn sterkt påvirket av poreveggene og en teori for begrenset diffusjon må benyttes. Det er en kritisk lengde lg som styrer betydningen av begrenset diffusjon. Den er definert ved:

Den kan ses som avstanden over hvilken spinnet må diffundere for å defase med 2n. Hvis porene i en bergart er større enn lg, vil ubegrenset diffusjon (se ligning 19) tilstrekkelig beskrive virkningen av gradienter. På fig. 7 er den kritiske lengde L plottet med hensyn på gradientstyrken for forskjellige fluider, med bruk av diffusjonskoeffisienter ved 4000 psi og 170°F som vist på fig. 5. Også styrken av verktøygradienter er vist. Det konkluderes med at den kritiske lengde lg er i størrelsesorden noen få mikrometer til noen få ti mikrometre.

Store porer: Ubegrenset diffusjon

Av fig. 7 kan det ses at de porer større enn ca. 10 u.m kan diffusjonsforsterket relaksasjon beskrives med teorien for ubegrenset diffusjon. I dette regiment er restriksjonene ikke viktige da spinnet avfaser før de har truffet poreveggene. Ligning (19) kan da benyttes for diffusjonsbidraget. På fig. 8a er de resulterende Tj-fordelinger for metan og vann fremlagt, med bruk av to forskjellige ekkoavstander Tg. De forskjellige verdier for TE er 1 ms og 1,5 ms. På denne grafen er en bulk-T2 på 4 s blitt antatt i begge tilfeller og overflaterelaksiviteten ignorert. Det er innlysende fra fig. 8a at relaksasjonstiden for metan kan forkortes signifikant av diffusjonsvirkningen. Den er temmelig følsom overfor eksperimentverdien for ekkoavstanden, Te- Dette er en parameter som kan styres i nedhulls NMR-verktøy. I fravær av innvendige gradienter vil T2-fordelingen for metan målt med andre NMR-verktøy være skarp, mens det has en bredere fordeling for CMR. I CMR befinner noen spinn seg i et område med små gradienter og påvirkes ikke av diffusjonen i gradienten. Dette fører til den lange halen på høyre side i fordelingene.

For metan forventes fordelingene vist på fig. 8a å være den observerte T2-fordeling, fordi overflateleddet bør være neglisjerbart. I tilfelle av vann er denne T2-fordelingen bare målt for vann i store drusede porer, hvor overflaterelaksasjonen kan neglisjeres. Når virkningen av overflaterelaksasjonen betraktes, blir også relaksasjonsratene for vann påvirket av diffusjon, men i mindre grad enn gass.

I et annet viktig tilfelle opptar gass de store porene, men vann kler de store porene og fyller de små porene. Relaksasjonstiden for vann blir da påvirket av overflaterelaksasjonen. Som en illustrasjon har vi på fig. 8b plottet de resulterende T2-fordelinger, med antagelse av en typisk T2-fordeling på grunn av overflaterelaksasjonen for vann. Den velges slik at det er en signifikant overlapping mellom vann- og gass-T2-fordelingene. Fig. 8b viser klart at de to bidrag kan ad skilles ved å variere ekkoavstanden Te. De to forskjellige verdier for TE er 1 ms og 1,5 ms. Relaksasjonstiden for gass påvirkes meget mer enn vann av en beskjeden forandring i Te.

Resultatene på fig. 8a og 8b for ubegrenset gassdiffusjon kunne forandres ved nærvær av store innvendige gradienter. I flertallet av bergarter med store porer er det imidlertid ikke ventet at innvendige gradienter vil være meget større enn verktøygradientene.

Små porer: begrenset diffusjon

For porer mindre enn Igblir begrensninger i porerommet viktige og reduksjonen i relaksasjonstider på grunn av diffusjon er mindre. Størrelsen av denne virkning avhenger av det eksakte geometriske arrangement for fluidet. For det generelle tilfelle kan det bare gis noen asymptotiske resultater for å vise området for mulige responser. Diffusjonseffekten i verktøygradienten avhenger av den måte porene er forbundet på eller mer nøyaktig av hvordan fluidene i forskjellige porer er forbundet. I et ekstremt tilfelle er gassen inneholdt i en pore og ikke forbundet gjennom åpninger til gassen i den neste pore. Dette er et meget plausibelt scenario i bergarter med smale åpninger, hvor åpningene er fylt med væske på grunn av kapillarvirkning. Ved disse terskelmetninger på 10-20 % er poreåpningene blokkert av vann i væskeform. For beregningen gjøres den videre antagelse at formen til gassen i porene kan approksimeres av kuler. Relaksasjonsraten i små porer av størrelsen lp er da gitt ved:

Dette uttrykket er korrekt med den begrensning at poren er liten sammenlignet med lg og at spinnene kan gå gjennom poren mange ganger mellom 180° pulsene, dvs.

\ p < - rjDT,... For metan og Te = 0,5 ms svarer dette til lp < 7 um. Bemerk at ligning (25) ikke avhenger av Te, dvs. at variasjonen av ekkoavstanden ikke kan benyttes til å skjelne 1/T2,d fra andre bidrag i dette tilfellet.

For å interpolere mellom diffusjonsvirkningen i store porer (ligning 19) og i små porer (ligning 25), har den enkleste interpolasjon blitt benyttet for å få et estimat over hele området:

På fig. 9a er den resulterende diffusjonsforsterkede relaksasjonstid (T2)d for metan i en verktøygradient på 17 G/cm plottet med hensyn på porestørrelsen for to forskjellige pulsavstander Te. Det antas at gassboblene i forskjellige porer er frakoblet. Ingen innvendige gradienter er angitt.

I tilfelle av CMR fører fordelingen av gradienter til fordeling av (T2)d analog til de vist på fig. 8a og 8b, med en topp i fordelingen som er den vist på fig. 9a. Bemerk at for porer mindre enn ca. 4 um, er (T2)d > (T2)b = 4 s og diffusjonseffekten for gass er da neglisjerbar. Dette er videre belyst på fig. 9b som plotter de beregnede T2-fordelinger for metan i CMR-verktøygradienten, under antagelse av at gassen er inneholdt i porer med størrelse henholdsvis 5 nm, 10 nm og 15 p.m. Dette plottet innbefatter bulkrelaksasjonstiden for metan (4 s). Ingen innvendige gradienter er angitt.

Nå skal den andre ekstreme grensen for begrenset diffusjon, hvor fluidet er vel forbundet mellom porene, betraktes. Ligning (25) underestimerer da den diffusjonsforsterkede relaksasjonsrate. I små porer kan diffusjonen av spinn da karakteriseres ved en diffusjonskoeffisient som reduseres av vridningen. I dette tilfellet benyttes ligning (19), men med den reduserte diffusjonskoeffisient Deo = , hvor F er formasjons faktoren og <j> porøsiteten. Anta at Archie eksponenten m = 2, Doo = <|>D. Å estimere de resulterende relaksasjonstider for bergarter med små velforbundne porer, skal relaksasjonstiden i ligning (1) ganske enkelt multipliseres med <j>"', dvs. et tall typisk i området 3"<10>.

Den resulterende T2-relaksasjonstid på grunn av diffusjon i gassfylte porer hvor gassen er vel forbundet er vist på fig. 10 for <f> = 10 %. Igjen benyttes enkel interpolasjon mellom store og små porer. Fig. 6 viser T2-relaksasjonstiden for metan på grunn av diffusjonen for to forskjellige ekkoavstander Tg. De to forskjellige verdier for Te er 1 ms og 1,5 ms. Ingen innvendige gradienter er angitt. I små porer er relaksasjonstiden på fig. 10 kortere enn på fig. 9, men fortsatt lengre enn i store porer, hvor begrensningen i porerommet ikke er viktig.

Til slutt skal virkningen av innvendige gradienter betraktes. Som omtalt tidligere kan innvendige gradienter dominere verktøygradienten i små porer. I laveste orden er innvendige gradienter kvasiperiodiske, i hvilket tilfelle ligning (25) gjelder for små porer, uavhengig av konnektiviteten til gassen i porene. Med bruk av parameterne for de innvendige gradienter gitt i ligning (23), fås verdiene vist på fig. 11. Fig. 7 viser virkningen av innvendige og verktøygradienter i små porer. Fig. 7 viser T2-relaksasjonstiden for metan på grunn av diffusjon for to forskjellige ekkoavstander Te med innvendige og verktøygradienter. De to forskjellige verdier for Te er 1 ms og 1,5 ms. I små porer øker relaksasjonstiden langsommere (<q>c 1p"<2>) enn i tilfellet for ikke forbundet gass i verktøygradienten vist på fig. 9a (oc lp"<4>). I begge tilfeller blir imidlertid ikke gassen i små porer effektivt lenger avfaset ved diffusjonen.

For å oppsummere kan gass under nedhullsbetingelser ha signifikant redusert T2-relaksasjonstid når målt med et CMR-verktøy. Denne virkningen er mest uttalt i bergarter med porer større enn ca. 10 um. Den brede fordeling av gradienter fører til en fordeling i relaksasjonstider for gass som vist på fig. 8a og 8b. For andre NMR-verktøy, med en verktøygradient som ikke er tilnærmet jevn, forventes fordelingen av relaksasjonstider å være smalere. I større porer er diffusjonsvirkningen det dominante T2-ledd for gass og kan adskilles fra vann- og oljesignaler ved å forandre ekkoavstanden Te, som er en verktøyparameter.

Pulssekvenser, variert avstand mellom pulser

Som vist på fig. 12a-e kan den foretrukne pulssekvens foretatt med borehull-verktøyet i henhold til US-PS nr. 4 933 638, 5 055 787 og 5 055 788 ses på grafisk form. Ved starten av hvilken som helst (f.eks. en i'te) sekvens etter å ha ventet i en ventetid Wj, befinner spinnsystemet seg ved null tverrmagnetisering (som vist på fig. 12c) og i en positiv langsmagnetisering som er mindre enn den totale likevektsmagnetisering, som vist på fig. 12b. Under den såkalte ventetid Wi begynner kjernemagnetiseringen av formasjonen som undersøkes å relaksere mot retningen bestemt av det statiske felt. Raten hvormed et kjernespinn returnerer mot det statiske felt er styrt av spinngitterrelaksasjonstiden (Tl) som er av stor interesse. En nitti graders puls benyttes på formasjonen og for spinn som har relaksert noe (i henhold til utsvingningen Tl) å vippe inn i måleplatene hvor de genererer et fritt induksjonsutsvingnings-(FID-)signal i målespolen til borehullverktøyet. Fordi dødtiden til borehull verktøyet er i størrelsesorden 50 \ is som lengre enn den fri induksjonsutsvingningstid, iakttas ikke FID. Ved imidlertid å benytte en nitti graders puls som den første puls i en Carr-Purcell-Meiboom-Gill-sekvens og slik det straks skal forklares, fås indikasjoner på Tl og T2.

På et tidspunkt tcp (Carr-Purcell-tid) etter nitti graders pulsen benyttes en hundre og åtti graders puls og som vist på fig. 12a, benyttes ytterligere hundre og åtti graders pulser (kjent som refokuseringspulser) for hver Tg eller 2tcp i henhold til CPMG-sekvensen. Disse hundre og åtti graders pulser genererer målbare ekkoer ved tidspunkter tcp etter hver refokuseringspuls. Som angitt på fig. 12c, svinger størrelsen av ekkoene ut over et tidsrom. Utsvingningsratene er diktert av spinn-spinn- eller T2-relaksasjonsparameterne. Ved å benytte mange hundre og åtti graders pulser, fås tallrike ekkopunkter som kan gi en utsvingningskurve som er indikativ for T2. Disse tallrike ekkoer tillater en mer nøyaktig bestemmelse av Tl-relaksasjonsparameteren som ellers ikke kan fås.

I henhold til oppfinnelsen er det tilstrekkelig å variere hvilken som helst tidsparameter i individuelle sekvenser til å se gassattributtet eller gassvirkningen. F.eks. er det tilstrekkelig at Wj i den første sekvens er forskjellig fra Wj+i i den annen sekvens. Se fig. 12e. Eller Tei, tcpj eller Ti i den første sekvens kan være forskjellig fra Tej+i, tcpj+i eller Tj+i i den annen sekvens. Generelt er TE=2tcp. Variasjon av W, TE, tcp eller t forandrer tidsmønsteret til påfølgende pulssekvenser. Således skaffer variasjon av hvilken som helst tidsparameter W, TE, tcp, t en første pulssekvens med et første tidsmønster (se fig. 12a) og deretter en annen pulssekvens med et forskjellig, annet tidsmønster. Påfølgende pulssekvenser kan ha andre, forskjellige tidsmønstre eller gjentagelser av tidligere tidsmønstre.

En slik sekvens har to hovedfordeler fremfor inversjonsgjenvinningsmetoder for måling av Tl. For det første avhenger ikke den foreslåtte metode av en måling av en fri induksjonsutsvingning som går tapt i den instrumentelle dødtid for et borehull verktøy. For det andre består amplitudeinformasjonen nødvendig for Tl-bestemmelsen av en mengde ekkoer som følger etter hvert vente-gjenvinningssegment i stedet for av en FID-bestemmelse. Da vente- og gjenvinningstiden er meget tidkrevende, er det klart fordelaktig å samle inn så mye amplitudeinformasjon som mulig i hver vente-gjenvinningssyklus.

Fig. 13 viser et flytskjema for gjennomføring av en foretrukket utførelse av oppfinnelsen og de resultater som er funnet i et laboratorieforsøk. Forut for bruken av verktøy for å undersøke bergartsprøver, nemlig verktøy vist i US-PS nr. 4 933 638, 5 055 787 og 5 055 788, ble det kalibrert ved 110 for å utføre en CPMG-måling på en NiCl-dopet vannprøve for å bestemme verktøykonstantene a og c. CPMG-pulssekvensen med faseveksling ble utført av apparatet og spinnekkoene med apparatet og spinnekkoene ble registrert ved 150. Formasjonen blir deretter evaluert i lys av signaler som er blitt indusert i formasjonen og som har blitt mottatt av verktøyet ved 160.

Det skal forstås at i borehullet kan kontinuerlige logger av porøsitet, permeabilitet, irreversibel vannmetning etc. utledes fra NMR-verktøymålinger ved først å bestemme verktøykonstanten og optimale parametre forut for logging, med bruk av FIR/CPMG-sekvensen, måling av resultatene og omforming av resultatene til passende logger over et stykke av borehullet.

Her har det blitt vist og illustrert NMR-pulssekvenser som fordelaktig kan benyttes i samband med borehullverktøy. Selv om spesielle utførelser er blitt fremlagt er det ikke meningen at oppfinnelsen skal begrenses til dette, da det er ment at oppfinnelsen skal ha en bred ramme og at beskrivelsen skal leses på samme måte. Spesielt vil fagfolk, selv om visse ligninger er blitt gitt for å beskrive fysikken til NMR i borehullet og signalet mottatt av borehullet, at andre ligninger kunne benyttes som en modell. Således er bruken av bestemte ligninger som angitt ment å være illustrerende fremfor begrensende. Tilsvarende kunne andre borehullverktøy for å utføre pulssekvensen og målingene være tilstrekkelige. Oppfinnelsen er ment å skulle omfatte bestemmelse av hvilken som helst formasjonskarakteristikk hvor karakteristikkene kan relateres til NMR-bestemmelser.

Det vil også forstås av fagfolk at vente-inversjons-gjenvinningsskjemaet i FIR/CPMG-sekvensen til US-PS nr. 5 023 551 kan benyttes. FIR/CPMG-sekvensen er en inversjonssekvens i hvilken gjenvinningstiden t, er av annen tidsparameter av pulssekvensen og som kan varieres for å gi en gassattributt for en jordformasjon. I tillegg kan fordelaktige resultater fås for ventetidene til FIR/CPMG-sekvensen reduseres til grensen null. Den resulterende pulssekvens kan da beskrives som en metningsgjenvinning/CPMG som er definert i henhold til

[ ri-90-( tcp -180- tep - echo) j\ o% med ekkoamplituder fg = Ma(1 -e"7 T\) e2, rpi" 2

for enkle eksponensielle modell. Analoge uttrykk for strekkeksponensielle og multieksponensielle modeller vil være innlysende for fagfolk. Med met-ningsgjenvinning/CPMG, blir gjenvinningstiden såvel som antallet eksperimenter (dvs. antallet gjenvinningstider) og antallet ekkoer i CPMG-sekvensen foretrukket optimert.

I lys av det ovenstående vil det fremgå for fagfolk at andre forandringer og modifikasjoner kan gjøres på oppfinnelsen som beskrevet i beskrivelsen uten å avvike fra ånden og rammen for oppfinnelsen som angitt i kravene.

Oppfinnelsen kan implementeres med et NMR-kabelverktøy opphengt fra en kabel i et borehull. Se US-PS nr. 5 055 787 (Kleinbert et al.) som eksempel. Oppfinnelsen kan også implementeres med et NMR-logging-under-boring-verktøy montert på en borestreng i et borehull. Se US patentsøknad nr. 07/922,254 (Kleinberg et al.) som eksempel. Med hver av verktøytypene kan pulssekvensen endres som beskrevet i søknaden. I tillegg kunne hvert verktøy romme to sett av magneter, RF-spole etc. for separat å utføre NMR-målinger, idet hvert sett kunne arbeide på en pulssekvens som var forskjellig fra den andre. I tillegg kunne to verktøy av en type forbindes i serie slik at ett verktøy i serien arbeider med en pulssekvens som er forskjellig fra den for det andre verktøy.

Claims (17)

1. Fremgangsmåte for å angi en attributt for en grunnformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk resonansverktøy (NMR-verktøy), karakterisert ved at den omfatter - å frembringe et statisk magnetfelt i formasjonen, - å frembringe et oscillerende magnetfelt for formasjonen i henhold til minst en første pulssekvens med et første tidsmønster og en annen pulssekvens med en annet tidsmønster forskjellig fra det første tidsmønster, - å tilveiebringe en ikke-uniform magnetisk feltgradient, - å motta resulterende signaler indusert i formasjonen som respons på de første og andre pulssekvenser, og - å angi en gassattributt for formasjonen basert på de mottatte, induserte signaler.

2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved å benytte gassattributten til bestemmelse av forma-sjonens porøsitet.

3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved å benytte gassattributten for å angi gassmetningen til formasjonen.

4. Fremgangsmåte til å evaluere en grunnformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk resonansverktøy (NMR-verktøy), karakterisert ved at den omfatter - å frembringe et statisk magnetfelt i formasjonen, - å frembringe et oscillerende magnetfelt i formasjonen i henhold til en pulssekvens med minst en av SET: {ventetid, gjenvinningstid, ekkoavstand og pulsavstand}, - å tilveiebringe en ikke-uniform magnetisk feltgradient, - å variere minst en av SET for en påfølgende pulssekvens, - å motta resulterende signaler indusert i formasjonen, og - å angi en gassattributt for formasjonen som kan skjelnes i responsen på variasjon av minst en av SET med bruk av spinngitter-(Tl-)relaksasjonstid.

5. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at trinnet for å bestemme en angivelse av en attributt for formasjonen omfatter bruk av minst en verdi for spinngitterrelaksasjonstiden (Tl) til formasjonen fra de induserte signaler.

6. Fremgangsmåte i henhold til krav 5, karakterisert ved at de induserte signaler omfatter i det minste CPMG-ekkoer, og at trinnene for å måle induserte signaler omfatter integrasjon av minst partier av CPMG-ekkoene.

7. Fremgangsmåte i henhold til krav 6, karakterisert ved at den dessuten omfatter å bestemme en første verdi proporsjonal med en likevektsverdi for langsmagnetisering, å bestemme porøsiteten til formasjonen i henhold til en annen relasjon som relaterer den første verdi til porøsitet.

8. Apparat til å evaluere en grunnformasjon ved bruk av kjernemagnetisk resonansverktøy (NMR-verktøy), karakterisert ved at det omfatter - en anordning for å frembringe et statisk magnetfelt i formasjonen, - en anordning for å frembringe et oscillerende magnetfelt i formasjonen i henhold til en pulssekvens med minst en av SET: {ventetid, gjenvinningstid, ekkoavstand og pulsavstand}, - en anordning for å tilveiebringe en ikke-uniform magnetisk feltgradient, - en anordning for å variere minst en av SET for en påfølgende pulssekvens, - en anordning for å motta de resulterende signaler indusert i formasjonen og - en anordning for å angi en gassattributt for formasjonen som kan skjelnes som respons på variasjonen av minst en av SET.

9. Fremgangsmåte til karakterisering av parametre for en grunnformasjon med bruk av et kjernemagnetisk resonans-(NMR-)verktøy, karakterisert ved at den omfatter - å frembringe et statisk magnetfelt i formasjonen, - å frembringe et oscillerende magnetfelt i formasjonen i henhold til pulssekvenser med en tidsparameter, - å tilveiebringe en ikke-uniform magnetisk feltgradient, - å variere tidsparameteren for pulssekvensen(e), - å motta resulterende første signaler indusert i formasjonen, - å frembringe andre signaler som angir en gassattributt for formasjonen og basert på de mottatte første signaler, og - å karakterisere parameteren for grunnformasjonen ved bruk av de andre signaler.

10. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter å frembringe en fordeling av relaksasjonstider.

11. Fremgangsmåte i samsvar med krav 4, karakterisert ved at den videre omfatter å frembringe en fordeling av relaksasjonstider.

12. Apparat i samsvar med krav 8, karakterisert ved at det videre omfatter en anordning for å frembringe en fordeling av relaksasjonstider.

13. Fremgangsmåte i samsvar med krav 9, karakterisert ved at den videre omfatter å frembringe en fordeling av relaksasjonstider.

14. Fremgangsmåte for å evaluere en grunnformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk resonansverktøy (NMR-verktøy), karakterisert ved at den omfatter - å frembringe et statisk magnetfelt i formasjonen, - å frembringe et oscillerende magnetfelt for formasjonen i henhold til en pulssekvens med minst en av SET: {ventetid, gjenvinningstid, ekkoavstand og pulsavstand}, - å frembringe en fordeling av relaksasjonstider, - å variere minst en av SET for en påfølgende pulssekvens, - å motta resulterende signaler indusert i formasjonen, og - å angi en gassattributt for formasjonen som kan skjelnes som respons på variasjon av minst en av SET.

15. Fremgangsmåte i samsvar med krav 14, karakterisert ved at den videre omfatter å tilveiebringe en ikke-uniform magnetisk feltgradient.

16. Apparat for å evaluere en grunnformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk resonansverktøy (NMR-verktøy), karakterisert ved at det omfatter - en anordning for å frembringe et statisk magnetfelt i formasjonen, - en anordning for å frembringe et oscillerende magnetfelt for formasjonen i henhold til en pulssekvens med minst en av SET: {ventetid, gjenvinningstid, ekkoavstand og pulsavstand}, - en anordning for å frembringe en fordeling av relaksasjonstider, - en anordning for å variere minst en av SET for en påfølgende pulssekvens, - en anordning for å motta resulterende signaler indusert i formasjonen, og - en anordning for å angi en gassattributt for formasjonen som kan skjelnes som respons på variasjon av minst en av SET.

17. Apparat i samsvar med krav 16, karakterisert ved at det videre omfatter en anordning for å tilveiebringe en ikke-uniform magnetisk feltgradient.