NO323315B1 - Fremgangsmate a bestemme fluidstromningshastighet i en undergrunnsformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk-resonans-verktoy i et borehull - Google Patents
Fremgangsmate a bestemme fluidstromningshastighet i en undergrunnsformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk-resonans-verktoy i et borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO323315B1 NO323315B1 NO20024297A NO20024297A NO323315B1 NO 323315 B1 NO323315 B1 NO 323315B1 NO 20024297 A NO20024297 A NO 20024297A NO 20024297 A NO20024297 A NO 20024297A NO 323315 B1 NO323315 B1 NO 323315B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- nmr
- formation
- magnetic field
- flow rate
- flow
- Prior art date
Links
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 title claims description 108
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 51
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 54
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 38
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 28
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 26
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 22
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 claims description 15
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 12
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 10
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 6
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 3
- 238000000685 Carr-Purcell-Meiboom-Gill pulse sequence Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 4
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 68
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 33
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 20
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 11
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 10
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 description 9
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 8
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 description 7
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000005084 2D-nuclear magnetic resonance Methods 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000012565 NMR experiment Methods 0.000 description 1
- XOJVVFBFDXDTEG-UHFFFAOYSA-N Norphytane Natural products CC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C XOJVVFBFDXDTEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 235000012489 doughnuts Nutrition 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000004451 qualitative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
- G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
- G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
- G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
- G01R33/48—NMR imaging systems
- G01R33/54—Signal processing systems, e.g. using pulse sequences ; Generation or control of pulse sequences; Operator console
- G01R33/56—Image enhancement or correction, e.g. subtraction or averaging techniques, e.g. improvement of signal-to-noise ratio and resolution
- G01R33/563—Image enhancement or correction, e.g. subtraction or averaging techniques, e.g. improvement of signal-to-noise ratio and resolution of moving material, e.g. flow contrast angiography
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår området brønnlogging i undergrunns brønnboringer, og mer spesifikt fremgangsmåter for å måle strømningshastighet i en undergrunnsformasjon med kjernemagnetisk resonans-teknikker og for anvendelse av den målte strømningshastigheten for å bestemme forskjellige andre viktige brønnloggingsparametere.
Brønnlogging tilveiebringer forskjellige paramétere som kan anvendes for å bestemme "kvaliteten" til en formasjon fra en gitt brønnboring. Disse parameterne omfatter faktorer som formasjonens trykk, resistivitet, porøsitet, fluidvolum-avgrensning og hydrauliske permeabilitet. Disse parameterne, som anvendes for å bedømme kvaliteten til en gitt formasjon, kan for eksempel angi mengden av hydrokarboner som finnes i formasjonen og gi en indikasjon på hvor vanskelig det vil være å utvinne hydrokarbonene fra formasjonen. Den hydrauliske permeabiliteten - hvor lett hydrokarbonene vil strømme gjennom porene i formasjonen - er derfor en viktig faktor for å bestemme hvorvidt et brannområde er kommersielt interessant.
Det finnes forskjellige kjente teknikker for å bestemme den hydrauliske permeabiliteten og andre brønnloggingsparametere. For eksempel er det kjent hvorledes en kan avlede permeabiliteten fra kjernemagnetisk resonans (NMR - Nuctear Magnetic Resonance) -målinger. NMR-målinger oppnås generelt ved å forårsake at de magnetiske momentene til kjernene (eng. magnetic moments of nuclet) i en formasjon presesserer (eng. precess) om en akse. Aksen bm hvilken kjernene presesserer kan etableres ved å anvende et sterkt, polariserende statisk magnetfelt (Bo) på formasjonen, for eksempel ved anvendelse av permanente magneter (dvs. polarisering). Dette feltet forårsaker at proton-spinnene innrettes i en retning som er parallell med det anvendte feltet (dette trinnet, som noen ganger betegnes lengderettet magnetisering, resulterer i at kjernen "polariseres"). Polariseringen skjer ikke umiddelbart, men vokser i henhold til en tidskonstant T1t som beskrives mer utførlig nedenfor, og det kan ta så lang tid som flere sekunder før polariseringen fullføres (til og med opptil omtrent åtte sekunder eller lenger). Etter tilstrekkelig lang tid etableres det en termisk likevektspolarisering som er parallell med Bo.
Deretter anvendes det en serie radiofrekvens (RF) -pulser, slik at det skapes et oscillerende magnetfelt Bu Den første RF-pulsen (referert til som 90°-pulsen) må være sterk nok til å rotere magnetiseringen fra Bo og i det vesentlige inn i transversalplanet (dvs. transversal magnetisering). Rotasjonsvinkelen er gitt ved:
og justeres med fremgangsmåter kjent for fagmannen til 90° (der tp er pulslengden og y er det gyromagnetiske forholdet - en nukleær konstant). Ytterligere RF-pulser (referert til som 180° pulser, der a = 180°) anvendes for å skape en serie av spinn-ekkoer (eng. spin echoes). De ytterligere RF-pulsene anvendes typisk i henhold til en pulssekvens, så som den feiikorrigerende CPMG (Carr-Purcell-Meiboom-Gill)-NMR-pulssekvensen, for å bidra til en rask og nøyaktig datainnsamling. Frekvensen til RF-pulsene velges slik at de eksiterer bestemte kjernespinner i dét spesifikke området av prøven som undersøkes. Rotasjonsvinklene til RF-pulsene anpasses slik at de er 90° og 180° i senteret av dette området. To tidskonstanter assosieres med relaksasjonsprosessen til den longitudinale og transversale magnetiseringen. Disse tidskonstantene karakteriserer returhastigheten til termisk likevekt i magnetiseringskomponentene som etterfølger anvendelsen av hver 90° puls. Spin-gitter relaksasjonstiden (T7) er den tiden det tar før den longitudinale magnetiseringskomponenten returnerer til sin termiske likevekt (etter anvendelsen av det statiske magnetfeltet). Spin-spin relaksasjonstiden ( T2) er den tiden det tar før den transversale magnetiseringen returnerer til sin termiske likevektsverdi, som er null. ^fordelingene måles typisk ved anvendelse av en pulssekvens så som CMPG-pulssekvensen beskrevet ovenfor. Videre er Bo typisk inhomogent og den transversale magnetiseringen avtar med den kortere tidskonstanten T2<*>, gitt ved:
I fravær av bevegelse og diffusjon er dempningen med den karakteristiske tiden f en følge av inhomogeniteter i Bo alene. I dette tilfellet er den fullstendig reversibel og kan gjenopprettes i suksessive ekkoer. Amplitudene til suksessive ekkoer avtar med Tz. Ved oppnåelse av Trfordelingene kan andre formasjonskarakteristika så som permeabiliteten bestemmes.
Et potensielt problem med Trfordelingene er at ekkoet kan dempes raskere enn forutsagt, for eksempel dersom målesonden beveges under måling. Under slike forhold vil de resulterende dataene kunne forringes. For eksempel vil således bevegelse av måleanordningen på grunn av stor loggingshastighet, tøffe brønnboringsforhold eller vibrasjoner i borestrengen ved logging-under-boring (LWD - Logging While Drilling) kunne hindre at en oppnår nøyaktige målinger.
Dessuten er det også kjent at Trfordelingene ikke alltid representerer porestørrelsen på en nøyaktig måte. For eksempel beskriver G.R. Coates et al., "A New Characterization of Bulk-Volume Irreducible Using Magnetic Resonance," SPWLA 38th Annual Logging Symposium, 15-18 juni 1997, måling av fluidavgrensningsvolumet ved å relatere hver relaksasjonstid til en spesifikk fraksjon av kapillærbundet vann. Denne fremgangsmåten antar at hver porestørrelse har en tilhørende irreversibel vannmetning (dvs. at det, uavhengig av porestørrelsen, alltid vil være noe vann innestengt i porene). I tillegg vil nærværet av hydrokarboner i vannfuktet (eng. water wet) grunn endre korrelasjonen mellom Trfordelingen og porestørrelsen.
Formasjonens hydrauliske permeabilitet er en av de viktigste karakteristikkene til et hydrokarbonreservoar og en av de vanskeligste kvantitative målinger å oppnå. Permeabiliteten avledes ofte fra Trfordelinger, oppnådd ved NMR-undersøkelser, som representerer fordelingen av porestørrelsen. Til slutt relateres permeabiliteten til Trdataene. Denne fremgangsmåten for å bestemme permeabiliteten har mange ulemper og kan derfor noen ganger ikke brukes.
Trfordelinger måles typisk ved anvendelse av den feilkorrigerende CPMG-pulssekvensen. For å oppnå meningsfulle resultater må lengden til det registrerte ekkotoget være minst T2m". I løpet av denne tidsperioden, så vel som i løpet av den foregående prepolariseringsperioden, er målingen følsom for bevegelse av måleanordningen. Videre er i noen tilfeller Trfordelingene ikke representative for fordelingen av porestørrelsen. For eksempel endrer hydrokarboner i vannfuktet grunn korrelasjonen mellom Trfordelingen og porestørrelsesfordelingen. Endelig oppnås korrelasjonen mellom porestørrelsesfordelingen og formasjonens permeabilitet ved anvendelse av flere fenomenologiske formler som er basert på store sett av måledata, noe som viser en relativt svak korrelasjon. I karbonater brytes disse formlene ned på grunn av formasjonenes komplekse poreformer.
En mer direkte fremgangsmåte for å bestemme permeabiliteten er å måle indusert strømningsmengde ved anvendelse av et paknings- eller sondeverktøy. Denne målingen krever også omfattende modellering av formasjonens respons, inklusive reservoarets og verktøyets geometri, slamkaken og inntrengningssonen. Arbeidet som må utføres i forbindelse med modelleringen vil imidlertid kunne reduseres betydelig dersom en kan oppnå strømningshastigheten. Det ville være fordelaktig å oppnå strømningshastigheten, som i så fall vil kunne anvendes for å bestemme forskjellige parametere som er nødvendig for modelleringen, slik at antallet nødvendige variabler for modelleringen reduseres.
US 5 428 291, meddelt 27. juni 1995, vedrører en fremgangsmåte for å bestemme fluidstrømningsegenskapene til et porøst medium ved å anvende NMR-teknikker i kombinasjon med magnetiske feltgradienter for å innkode fluidmolekyl-fortrengninger. NMR-teknikken beskrevet i dette skriftet anvender dynamiske gradienter for å innkode strømning og diffusjon. Som nevnt kan slike teknikker være vanskelige å anvende konsekvent.
Blant annet som følge av de ovennevnte årsakene er det et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for å bestemme strømningshastighet ved anvendelse av NMR-teknikker.
Det er et ytterligere formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for å bestemme permeabilitet ved anvendelse av NMR-målinger av strømningshastighet.
Det er nok et ytterligere formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe fremgangsmåter for å bestemme omfanget av boreskader på formasjonen, formasjonstrykket, slamfiltreringsraten og endringer av den invaderte sonen under prøvetaking ved anvendelse av NMR-målinger av strømningshastighet;
Disse og andre formål med foreliggende oppfinnelse oppnås ifølge prinsippene til oppfinnelsen ved at det tilveiebringes en fremgangsmåte for å bestemme strømningshastighet ved anvendelse av kjernemagnetisk resonans (NMR)-teknikker og for å tilveiebringe målinger av andre brønnboringsparametere basert på målingene av strømningshastigheten. De foretrukne utførelsesformene omfatter fremgangsmåter der strømningshastigheten bestemmes uten kunnskap om T2 eller trykkfordelingen. Målingene av strømningshastigheten gjøres ved anvendelse av NMR-teknikker der formen til resonansområdet varieres avhengig av hvorvidt en ønsker radiell eller vertikal sensitivitet. I en utførelsesform som krever kunnskap om T2 måles dempningen av ekkoets amplitude. Dersom en ønsker både radiell og vertikal sensitivitet kan det tilveiebringes flere NMR-anordninger i ett. enkelt brønnboringsverktøy, idet hver NMR-anordning er anpasset for å måle i en spesifikk retning.
I andre foretrukne utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse anvendes NMR-bestemmelse av frekvensforskyvningen i stedet for signaldempningen for å bestemme strømningshastighet. En fordel med disse teknikkene er også at det ikke er nødvendig å foreta referansemålinger fordi en ikke anvender deteksjon av signaldempningen. Dette kan oppnås ved å analysere ekkoets form istedenfor ekkoets amplitude, eller ved standard én-dimensjonale frekvensselektive eller todimensjonale NMR-fremgangsmåter. I ytterligere foretrukne utførelsesformer erstattes den tradisjonelle 90°-pulsen med en innkodingspuls (eng. encoding pulse), og de tradisjonelle 180°-pulsene erstattes med adiabatiske pulser. Disse teknikkene er gunstige dersom gradienten til Boer liten, f.eks. i tilfelle med et sadelpunkt i Bo, fordi det bare er nødvendig med et inhomogent felt B^ istedenfor en Bo-gradient.
Fremgangsmåten ifølgé foreliggende oppfinnelse for å oppnå strømnings-hastighet ved anvendelse av NMR-teknikker kan også anvendes for å bestemme forskjellige brønnboringsparametere under brønnboringsboreoperasjoner. For eksempel kan en ved å indusere en strømning av fluid i formasjonen, for eksempel ved å suge inn fluid fra formasjonen og inn i NMR-verktøyet eller inn i brønn-boringen, anvende NMR-bestemmelsen av strømningshastigheten sammen med en måling av trykkdifferensialet for å tilveiebringe en direkte småskalamåling av permeabiliteten. Dette på grunn av det faktum at NMR-dataene tilveiebringer en ekstremt lokal måling av fluidhastigheten. Alternativt kan NMR-teknikkene ifølge foreliggende oppfinnelse anvendes for å oppnå en evaluering av skaden på formasjonen som følge av boringen.
I tillegg kan NMR-teknikkene ifølge foreliggende oppfinnelse anvendes for å bestemme formasjonstrykk ved å etablere en tilstand i brønnboringen (for eksempel ved anvendelse av en pakningsmodul) der det ikke forekommer filtrering av brønn-boringsfluid gjennom slamkaken og samtidig måle trykket ved grenseflaten mellom slamkaken og formasjonen. En annen viktig parameter som kan bestemmes ved anvendelse av NMR-teknikkene ifølge foreliggende oppfinnelse er slamfiltreringsraten (noen ganger referert til som inntrengning). Denne parameteren kan være spesielt viktig fordi den tilveiebringer et direkte mål for kvaliteten til slamsystemet som anvendes og kan gi en forhåndsindikasjon på potensielle problemer. NMR-teknikkene ifølge foreliggende oppfinnelse kan også anvendes for å overvåke endringer i inntrengningssonen under prøvetakingsoperasjoner. Under slike forhold er det ofte viktig å overvåke migreringen av fine slampartikler (eller "småpartikler (eng. fines)") som kan gi opphav til plugging av formasjonen der prøvetakingen utføres. Videre, selv om bestemmelse av forskjellige operasjonsparametere er beskrevet her, vil fagmannen forstå at en rekke andre parametere kan oppnås ved anvendelse av NMR-teknikkene ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 1 er et skjematisk diagram av én utførelsesform av et NMR-loggingsapparat for å måle strømningshastighet i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse;
Figur 2a er en skjematisk plansnittsrepresentasjon av én utførelsesform av
en NMR-verktøykomponent som kan anvendes sammen med NMR-loggingsapparatet i figur 1 i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse;
Figur 2b er en skjematisk tverrsnittsrepresentasjon av én utførelsesform av
en NMR-verktøykomponent som kan anvendes sammen med NMR-loggingsapparatet i figur 1 i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse;
Figur 3a er skjematisk plansnittsrepresentasjon av en annen utførelsesform
av en NMR-verktøykomponent som kan anvendes sammen med NMR-loggingsapparatet i figur 1 i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse;
Figur 3b er en skjematisk tverrsnittsrepresentasjon av en annen utførelses-form av en NMR-verktøykomponent som kan anvendes sammen med NMR-loggingsapparatet i figur 1 i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse; Figur 4 er en skjematisk sidesnittsrepresentasjon av én utførelsesform av en komponent av et trykkmålingsverktøy som kan anvendes sammen med NMR-verktøykomponentene i figurene 2 og 3 i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse; Figur 5 er et skjematisk diagram av en annen utførelsesform av et NMR-loggingsapparat i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse; Figurene 6a-e er skjematiske eksempler på en oppnådd utvekslingsfordeling og effektene av frekvensforskyvning for et gitt ekko i henhold til foreliggende oppfinnelse; Figur 7 er et flytdiagram som illustrerer trinn for å bestemme strømnings-hastighet i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse; og Figur 8 er en pulssekvens som illustrerer anvendelsen av adiabatiske pulsekkoer i henhold til foreliggende oppfinnelse.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse anvender mange teknikker for å bestemme forskjellige kvalitative parametere vedrørende en gitt formasjon ved hjelp av NMR-målinger. De initiale teknikkene tilveiebringer en måling av formasjonsfluidets hastighet (dvs. strømningshastighet), noe som gjør det mulig å bestemme formasjonstrykket og/eller slamfiltreringsraten. For å utføre disse teknikkene må NMR-verktøyet inkludere muligheten til å indusere en strømning i formasjonen (én verktøykomponent) og til å skape et NMR-skall i formasjonen som anvendes for å måle den induserte strømningen (en andre verktøykomponent). Når de grunnleggende teknikkene beskrevet her supplementeres av målinger av den lokale trykkgradienten (f.eks. ved tilveiebringelse av en tredje verktøykomponent i borestrengen), kan teknikkene ifølge foreliggende oppfinnelse også tilveiebringe bestemmelse av permeabilitet og/eller overflateskade (dvs. området mellom brønnboringen og den uberørte formasjonen).
I denne søknaden beskrives forskjellige fremgangsmåter for å indusere fluid-strømning i brønnboringen sammen med bestemmelse av strømningshastigheten. For eksempel kan trykket i brønnboringsfluidet under bore-operasjoner endres ved hjelp av en ekstern anordning så som en riggpumpe. Alternativt kan det utplasseres et verktøy, så som det som er vist i figur 1 og som skal beskrives nedenfor (det vil ikke utføres boring under disse omstendigheter), som pumper fluid inn i eller ut fra det pakningsisolerte intervallet. Nok en annen fremgangsmåte for å indusere fluidstrømning er anvendelse av en port tilveiebragt i en plate (eng. pad), så som den vist i figurene 3a og 3b og som skal beskrives nedenfor, i hvilket tilfelle fluid igjen vil pumpes inn elter ut av verktøyet.
Det finnes forskjellige kjente teknikker for å bestemme strømningshastighet For eksempel kan NMR-teknikkene anvende dynamiske gradienter (eng. switched gradients) for å innkode (eng. encode) strømning og diffusjon. Under visse omstendigheter kan det imidlertid være vanskelig, om ikke umulig, å skape dynamiske gradienter, og dersom det er store statiske gradienter kan de være ubetydelige. Ekkomålingene ifølge foreliggende oppfinnelse kan utføres på en slik måte at de kun avhenger av Bo- eller B,-felter med statisk gradient istedenfor dynamiske gradienter, og den kan derfor anvendes under "innenfra og ut" NMR-forhold der målingene gjøres- utenfor magnetkonfigurasjonen.
Figur 1 viser et illustrativt eksempel på en NMR-loggingsanordning 100 som måler strømningshastighet. Loggingsanordningen 100 omfatter fire moduler omfattende en pakning 102, et NMR-verktøy 104, en pakning 106 og et NMR-verktøy 108. Selv om loggingsanordningen 100 er vist med fire moduler vil personer med kunnskaper på området forstå at det kan anvendes forskjellige andre kombinasjoner av loggingsverktøy, inklusive andre kjente loggingsverktøy som ikke er nevnt i denne søknaden. For eksempel kan loggingsanordningen 100 anvendes uten NMR-verktøyet 108, i hvilket tilfelle anordningen 100 bare innbefatter tre moduler.
Som vist i figur 1 utplasseres loggingsanordningen 100 i en brønnboring 110 som på forhånd er boret i en undergrunnsformasjon 112. Loggingsanordningen 100 henges ned i brønnboringen 110 fra en loggingskabel 114. Innenfor rekkevidden av foreliggende oppfinnelse kan loggingsanordningen 100 føres i brønnboringen for eksempel via borerør eller kveilrør. Som beskrevet i nærmere detalj nedenfor kan prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse også anvendes i forbindelse med logging-under-boring (LWD) -operasjoner, i hvilket tilfelle loggingsanordningen 100 (eller de aktuelle modulene (f.eks. pakninger)) i så fall vil være tilveiebrakt i en borestreng (ikke vist) bak borkronen (ikke vist). Også vist i figur 1 er strømlinjer 116 og resonanslinjer 118 og 120, som forklares mer i detalj nedenfor.
Det er kjent at en netto forskyvning av en resonert substans med hensyn til dens romlige posisjon i måleanordningens feltavbildning i eksitasjonsøyeblikket som følge av en pulssekvens, fører til en redusert dempningsamplitude for den målte signalamplituden A. Denne forskyvningen kan være et produkt av faktisk forskyvning, translatorisk diffusjon eller en kombinasjon av begge. Normale NMR-multiekkoforsøk korrigerer i stor grad for diffusjon, slik at, gitt en tilstrekkelig kort ekkoavstand, kun den totale forskyvningen som følge av diffusjon ved deteksjons-tiden vil være viktig. Innrettet strømning kan imidlertid detekteres selv under nærvær av diffusjon så lenge bevegelsen som følge av strømning er minst sammenlignbar med bevegelsen som følge av diffusjon.
Dempningen av det l-te ekkoet kan karakteriseres ved en dempningsfaktor: Åj = Ai/A°i,- der A° er amplituden til det l-te ekkoet under samme forhold men uten forskyvning. Det er viktig å merke seg at dempningsfaktoren er uavhengig av relaksasjonstidsfordelingen til substansen som undersøkes dersom forskyvningen er forårsaket av en jevn bevegelse med en konstant skalar-hastighet v, slik at dempningsfaktor-vektoren kun er en funksjon av v (dvs. kun én variabel). Derfor kan hastigheten v bestemmes fra dempningsfaktor-vektoren AA (vektorer betegnes her med "<A>"). Dette krever at det foretas mange målinger med varierende hastigheter. La den målte responsvektoren være Sva={A1 An} og anta at en målt respons, for eksempel for v = 0, gir en responsvektor So<A> = {A°i A°„}. Da er den karakteristiske dempningsfaktor-vektoren gitt direkte ved AA = {Ai/A°i,.... An/A°n}. For et gitt måleapparat med kjente feltavbildninger og en fast pulssekvens kan det således beregnes en oppslagstabell for Å^v) fra hvilken en kan avlede v.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse anvender en eksitasjons-puls i henhold til feltavbildninger B0 og B1 som forårsaker at resonansområdet, der pulsen eksiterer spinner (eng. spins), får en spesifikk form. Den spesifikke formen velges avhengig av retningen til fluidstrømningen som skal måles. Dersom for eksempel radiell strømning er en viktig komponent av en ønsket måling, anpasses NMR-verktøyet som anvendes i strømningshastighetsmålingen på en slik måte at det defineres et langt og tynt, sylindrisk resonansområde. Et sylindrisk resonansområde er så godt som upåvirket av vertikal bevegelse (for eksempel vertikal bevegelse av loggings-borestrengen 114), mens det er spesielt sensitivt for radiell bevegelse. Dette kan for eksempel skapes ved anvendelse av en aksesymmetrisk gradient-konstruksjon av B0, så som den som anvendes i MRIL® verktøyet fra Numar Corporation.
På den annen side, dersom vertikal forskyvning er en viktig faktor, kan NMR-verktøyet anpasses for å tilveiebringe et resonansområde som essensielt har form som en flat torus (som en flat smultring). Et flatt torusformet resonansområde, som er spesielt sensitivt for vertikal bevegelse, kan for eksempel tilveiebringes ved anvendelse av en Jasper-Jackson sadelpunktkonstruksjon og avstemning av operasjonsfrekvensene ovenfor Larmor-frekvensen ved sadelpunktet (se U.S. 4 350 955). Når både radiell og vertikal bevegelse er viktige parametere, kan det anvendes to separate NMR-verktøy, så som verktøyene 104 og 108 i figur 1.1 et slikt tilfelle kan NMR-verktøyet 104 anpasses slik at det skaper et sylindrisk resonansområde, mens NMR-verktøyet 108 kan anpasses slik at det skaper et flatt torusformet resonansområde. I tillegg er det også mulig, dersom det finnes et Br gradientfelt, å anvende en sadelpunktformet Bo ved resonans.
I tillegg til bestemmelse av strømningshastigheten v fra dempningsfaktoren Aj er det også mulig å bestemme strømningshastigheten ved å analysere ekkoets form enten i frekvens- eller tidsområdet. Det er også mulig å anvende det faktum at strømningen forårsaker at ekkoene faseforskyves i x-y planet (i det konvensjonelle NMR-"roterende" koordinatsystemet) for å bestemme bevegelsen og forbedre spaltningen ytterligere. Korreksjonsvektoren Å^v) kan således bestemmes utelukkende ved kvantitativ analyse av fasene og formene til de registrerte ekkoene i tidsdomenet eller f rekvensdomenet, og det er ikke nødvendig med kunnskap om ^fordelingen. I tilfellet med en monoton gradient G er det mulig å oppnå informasjon om strømningsretningen ved en kvalitativ analyse av ekkoets form.
Som beskrevet ovenfor viser figur 1 en utførelsesform av en NMR-loggingsanordning 100 omfattende to NMR-verktøy 104 og 108 som hvert er konstruert for å måle et forskjellig aspekt av strømningshastigheten. Ettersom NMR-verktøyet 104 er konstruert for å måle radiell forflytning er dets resonansområde illustrert ved resonanslinjene 118, mens resonanslinjene 120 illustrerer det vertikalt orienterte resonansområdet til NMR-verktøyet 108 (merk at strømlinjene 116 forløper gjennom resonanslinjene 118 og 120). i tillegg kan det anvendes pakninger for å skape en bestemt strømningsvei. For eksempel viser figur 1 et NMR-verktøy 104 mellom pakningene 102 og 106 i en isolert andel av brønnboringen 110. Pakningene 102 og 106 anvender henholdsvis ekspansjonskomponentene 122 og 124 for å tette av en del av brønnboringen. Deretter setter NMR-verktøyet 104 opp en fluidstrømning ved å suge fluid fra brønnboringen og inn i verktøyet gjennom en fluidinnløpsport. Dette skaper en lokal trykkendring i det isolerte området som setter opp en fluidstrømning i formasjonen (vist i figur 1 med strømlinjene 116).
Figurene 2a, 2b, 3a og 3b viser utførelsesformer av NMR-verktøy-komponenter som kan anvendes i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse for å måle strømningshastighet, enten sammen med NMR-verktøyene i figur 1 eller andre NMR-verktøykonstruksjoner. NMR-verktøykomponentene i figurene 2a, 2b, 3a og 3b, så vel som NMR-verktøy-komponentene vist i figur 4, kan også tilveiebringe trykkmålinger når de presses mot brønnboringsveggen (i motsetning til anordningen vist i figur 1, som holdes vekk fra brønnboringsveggen av pakningsmoduler). Videre, mens feltene til anordningen vist i figur 1 er aksesymmetriske, er ikke dette tilfellet for NMR-verktøykomponentene i figurene 2a, 2b, 3a, 3b og 4. Figurene 2a og 2b viser én utførelsesform av en NMR-verktøyplate 200 som kan anvendes med NMR-verktøyet 108, NMR-verktøyet 504 (som beskrives nedenfor) eller med andre NMR-verktøykonstruksjoner som ikke er vist. Platen 200 omfatter en støtteplate 202, et pakningselement 204 og trykkmålingsprober 206.1 tillegg illustrerer resonansområdet 208, som er tilsvarende resonanslinjene 120 i figur 1 (men som, i motsetning til resonanslinjene 120, ikke er aksesymmetriske), sensitiviteten for bevegelse langs en tenkt linje som forbinder trykkprobene 206 (i figur 2a). Dersom den anvendes med loggingsanordningen 100 vil platen 200 være rotert 90°, slik at resonansområdet 208 sammenfaller med resonanslinjene 120. Dessuten må platen 200, for å anvende trykkmålingsprobene 206, være utformet slik at den anbringes mot brønnboringsveggen (se for eksempel NMR-verktøy-konstruksjonen vist i figur 5 og den tilhørende beskrivelsen nedenfor), idet det tilveiebringes hydraulisk kommunikasjon mellom probene 206 og formasjonen. Figurene 3a og 3b viser en annen utførelsesform av en NMR-verktøyplate 300 som kan anvendes for NMR-verktøyet 108, NMR-verktøyene 400 og 500 (som beskrives nedenfor) eller på et enkeltstående NMR-verktøy (ikke vist) som er konstruert for å skape to forskjellige resonansområder (dvs. vertikalt og horisontalt). Platen 300 omfatter en støtteplate 302, et pakningselement 304, trykkmålingsprober 306 som måler asimutiske trykkgradienter 316, trykkmålingsprober 312 som måler høydegradienter 322 og en fluidinnløpsport 314 som bringer fluid inn i loggingsanordningen. I tillegg illustrerer resonansområdet 308 sensitiviteten for radiell bevegelse mens resonansområdet 318 illustrerer sensitiviteten for vertikal bevegelse. Det skal bemerkes at den radielle komponenten av trykkfallet ikke måles, ettersom det ikke er tilveiebrakt en trykksensor inne i formasjonen. Med antagelsen om at formasjonen er isotrop i horisontalplanet, vil den radielle komponenten av permeabiliteten vært tilnærmet lik den asimutiske komponenten. Oppnåelse av en måling i asimutretningen ved hjelp av probene 306 tilveiebringer således også den radielle permeabiliteten.
Det skal bemerkes at, i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse, de selektivt utformede resonansområdene ikke er begrenset til sylindere og flate toroider, og at de ovenfor beskrevne verktøyene kun er illustrasjoner av hvorledes foreliggende oppfinnelse kan anvendes med slike anordninger. For eksempel er platene i figurene 2a og 3a generelt følsomme for bevegelse i ringretningen, dvs. rotasjon av borestrengen i borehullet. Foreliggende oppfinnelse kan således anvendes for å produsere spesifikt utformede resonansområder som er betydelig mindre i én retning enn i hvilken som helst annen retning, og denne mindre retningen er gunstig fordi den tilveiebringer målinger som er nokså upåvirket av bevegelse i den retningen. For eksempel er det lange og tynne sylindriske området i alminnelighet upåvirket av vertikal bevegelse.
Figur 4 viser en annen utførelsesform av en loggingsanordning 400 som kan anvendes i henhold til prinsippene ifølge foreliggende oppfinnelse. I stedet for å anvende én plate 300 for å utføre en rekke forskjellige funksjoner (noe som følgelig øker kompleksiteten og kostnadene ved å produsere en slik plate), tilveiebringer anordningen 400 et alternativ når den for eksempel anvendes sammen med platen 200 vist i figur 2a. Anordningen 400 omfatter trykkmålingsprober 402, 404 og 406, et annet NMR-verktøy (ikke vist) og en fluidprøvetakingsprobe 408 som anvendes istedenfor fluidinnløpsporten 314 i platen 300 (se Figur 3a) for å oppnå prøver av formasjonsfluidet.
Anordningen 400 har mange potensielle anvendelsesområder. For det første kan NMR-probene 402,404 og 406 anvendes for å oppnå en småskala-permeabilitetsmåling (i både vertikal og horisontal retning) i den invaderte sonen, dvs. den sonen av formasjonen som utsettes for skader som følge av boringen. For det andre kan probene 406 og 408 anvendes for å utføre en "dypere" permeabilitetsmåling ved gjennomføring av en trykkinterferenstest mellom probene (gitt at avstanden mellom probene 406 og 408 er tilstrekkelig stor). Proben 408 vil i så fall anvendes for å skape en trykkpuls ved å bringe inn fluid i proben. En sammenligning av de to forskjellige permeabilitetsmålingene (dvs. småskala- eller invadert sone-målingen og den i det "dypere" eller urørte reservoaret) gir informasjon om formasjonens heterogenitet. I tillegg, dersom utstrekningen av den skadede sonen er tilgjengelig, for eksempel fra en logget resistivitetstabell (eng. array resistivity log), kan det også oppnås en bedømmelse av "overflaten (eng. skin)".
Fagmannen vil forstå at, selv om tre spesifikke konstruksjoner av loggings-verktøyet er beskrevet, det finnes utallige andre mulige kombinasjoner som kan anvendes å gjennomføre prinsippene ved foreliggende oppfinnelse. For eksempel kan det tilveiebringes en femte probe motsatt for proben 402 på anordningen 400.1 en slik konstruksjon kan probene 404,406 og 408 være av typen vist i figur 3a, mens proben 402 og den femte proben kan være av typen vist i figur 2a. Anordningen 400 vil også kunne bestemme permeabiliteten ved anvendelse av trykkinterferenstesten, mens småskala-permeabiliteten bestemmes ved anvendelse av NMR-teknikkene beskrevet her.
Figur 5 viser en skjematisk illustrasjon av en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, der en NMR-loggingsanordning 500 måler lokale trykkgradienter for å muliggjøre bestemmelse av parametere så som permeabilitet og overflateskade. Loggingsanordningen 500 omfatter et NMR-verktøy 504 og pakninger 506 og 508. Pakningene 506 og 508 opereres som beskrevet ovenfor for å tilveiebringe en spesifikk strømningsvei i undergrunnsformasjonen. NMR-verktøyet 504 omfatter en trykksensor 530 og NMR-verktøyplater 534 og 536, som begge kan være tilsvarende NMR-verktøyplatene beskrevet ovenfor. For eksempel kan NMR-verktøyplaten 534 anvendes for å skape et resonansområde 518 i formasjonen som omgir brønnboringen 510. Viktigere er det at NMR-verktøyet 504 også omfatter bevegelige fjærer 532 som presser trykksensoren 530 mot brønnboringsveggen 511 slik at en kan oppnå målinger av den lokale trykkgradienten.
For å bestemme overflateskaden bestemmer probene 534 og 536 småskala-permeabiliteten (dvs. den lokale permeabiliteten i den skadede sonen). Deretter strømmes fluid inn i området mellom pakningsmodulene 506 og 508, noe som bryter ned slamkaken og skaper en stor trykkpuls. Trykkpulsen anvendes for å utføre en interferenstest mellom pakningsproben og en annen probe (ikke vist) tilveiebragt utenfor det isolerte området eller pakningsområdet. Personer med kunnskaper på området vil forstå at småskala-NMR-permeabilitetsmålingen må gjøres før nedbrytning av slamkaken og interferenstesten når anordningen 500 anvendes. Dessuten kan anordningen 500, dersom det tilveiebringes en trykkføler (ikke vist) mellom pakningsmodulene 506 og 508, også anvendes for bestemmelse av overflate- og formasjonstrykket.
Når formasjonstrykket skal bestemmes anvendes pakningsmodulene 506 og 508 for å isolere en andel av brønnboringen. NMR-proben 504 anvendes for å skape et resonansskall 518 som anvendes for å detektere når det ikke trenger inn slamfiltrat i formasjonen, dvs. at filtratfluidets hastighet er null; Trykkmålings-proben 530 måler trykket på den andre siden av slamkaken fra brønnboringen, mens en annen trykkføler (ikke vist) tilveiebragt mellom pakningene overvåker trykket i pakningsintervallet. Fluid blir deretter fjernet eller injisert inntil det oppnås en tilstand der fluidhastigheten er null, i hvilken trykket i pakningsintervallet vil være det samme som formasjonstrykket.
Fremgangsmåtene for kvantitativ tolkning forenkles når det er et uniformt gradientfelt, ettersom relasjonen mellom en forskyvningsvektor r^t) og en forandring i resonansfrekvensen Sto, i en uniform gradient G* også er en funksjon av én parameter: GA • rA = 6co. Derfor svarer hver forandring av resonansfrekvensen til en gitt forskyvning og Su* ved tiden 1% for ekko i kan relateres til en gjennomsnittlig hastighet r/(l<*>U). Hvert ekko I i et gitt ekkotog representerer således et eksperiment med forskjellig "blandingtid" (1%) uttrykt i terminologien til standard NMR-utvekslingseksperimenter. Forholdet mellom signal og støy kan imidlertid bedres ved anvendelse av alle ekkoene samlet for å oppnå hastigheten. For eksempel tilveiebringer en analyse av ekkoets form f(t) (eller ekkoets spekter f(co)) kun informasjon om bevegelsen av summen av spinnene, men gjør dette på en rask og effektiv måte slik at det ikke er behov for mange NMR-forsøk. Dersom det er nødvendig med ytterligere informasjon, så som bestemmelse av bevegelsen til hver enkelt spinn, kan det utføres frekvensselektive forsøk (enten én-dimensjonale eller todimensjonale), men slike forsøk er mer kostbare med tanke på målingstid og antallet målinger som er nødvendig. Som en variasjon av de tidligere beskrevne NMR-teknikkene krever denne utførelsesformen av oppfinnelsen at spinnene tagges eller merkes avhengig av deres resonansfrekvens ved anvendelse av RF-pulser enten umiddelbart før eller etter eksitasjonspulsen. Den enkleste fremgangsmåten å merke spinnene vil være en metningssekvens som skaper et metningsmønster som avhenger av resonansfrekvensen. Det kan da oppnås en hastighetsmåling ved korrelasjon av resonansfrekvensen ved to forskjellige tidspunkter. Figurene 6a-6e viser forskjellige skjematiske eksempler på todimensjonale utvekslingsspektra (eng. exchange spectra) av det l-te ekkoet. Figur 6a viser en todimensjonal fordeling 602 av det l-te ekkoet ved fravær av forskyvning og translatorisk diffusjon. Figur 6b viser en todimensjonal fordeling 604 av det l-te ekkoet som indikerer innvirkningen av sterk diffusjon (eller statistisk forskyvning). Figur 6c viser en todimensjonal fordeling 606 som er resultatet av forskyvning som forekommer i det nedre feltet med en gitt hastighet v. Figur 6d viser en tilsvarende todimensjonal fordeling 608 som er et resultat av bevegelse med samme hastighet men motsatt retning (dvs. inn i det høye feltet). Endelig viser figur 6e resultatet av å doble hastigheten vist i figur 6d (resultatet vil være samme hvorvidt en dobler hastigheten (v), "blandingstiden" (1%) eller antallet ekkoer (2<*>1)). Figurene 6a-6e viser at, i denne utførelsesformen, kun frekvensforskyvningen påvirker bestemmelsen av strømningshastigheten (i motsetning til amplitudedempningen som beskrevet ovenfor). Fagmannen vil forstå at dataene vist i figurene 6a-6e, uten innkoding (dvs. kun måling av ekkoets form) vil vises som kurvede projeksjoner istedenfor spektra, som illustrert i figur 6e med stiplede linjer 612 og 614. Liknende projeksjoner vit også kunne produseres for hver av figurene 6a-6d, dersom dette er ønskelig.
Figur 7 viser et flytdiagram som illustrerer fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse for å bestemme strømningshastighet. I et trinn 702 plasseres verktøyet i brønnboringen (avhengig av typen verktøy og de ønskede parametere kan trinnet 702 utføres som del av boreoperasjonene eller det kan utføres atskilt fra boreoperasjonene, for eksempel når det er nødvendig med målinger av den lokale trykkgradienten). I et trinn 704 induseres en strømning i fluidet med en hvilken som helst kjent fremgangsmåte, for eksempel ved hjelp av ekstern pumping ved anvendelse av utstyr fra toppen av borehullet eller ved anvendelse av pumpingsporter i brønnloggingsverktøyet, som vist i figur 3a (dvs. fluidinnløpsporten 314).
Et sterkt, polariserende, statisk magnetfelt anvendes i formasjonen i et
trinn 706, for eksempel ved anvendelse av permanente magneter som polariserer en andel av formasjonen (dvs. longitudinal magnetisering). Det anvendes deretter i et trinn 708 et oscillerende magnetfelt i henhold til feltavbildninger Bo og Br for å skape et resonansområde med en spesifikk form diktert av dén ønskede bevegelsessensitiviteten. Det oscillerende magnetfeltet oppnås ved anvendelse av en serie av RF-pulser i formasjonen som danner et resonansområde. Den spesifikke formen til resonansområdet, som bestemmes av den spesifikke sekvensen av RF-signaler, velges avhengig av den ønskede sensitivitetsaksen. For eksempel kan det skapes et tynt og langt sylindrisk resonansområde for målinger som krever minimal innvirkning av vertikal bevegelse av borestrengen.
Sekvensen av anvendte RF-pulser eksiterer spesifikke nukleære spinner i formasjonen som skaper en serie av spinn-ekkoer. Spinn-ekkoene som induseres av det oscillerende magnetfeltet måles i et trinn 710. Dempningsfaktoren bestemmes i et trinn 712 (dersom det for eksempel ikke er noen bevegelse vil dempningsfaktoren være 1). Endelig avledes strømningshastigheten fra dempningsfaktoren i et trinn 714. Fagmannen vil forstå at andre parametere, så som permeabilitet, krever ytterligere trinn som ikke er vist i figur 7 (for eksempel må det for å bestemme permeabiliteten innføres et trinn der de lokale trykkgradientene måles).
En fordel med å måle endringen av resonansfrekvensen for å oppnå strømningshastigheten er at resonansfrekvensmålingen, ved identiske forhold, muliggjør deteksjon av mye mindre forskyvningshastigheter sammenlignet med dempet amplitude-utførelsesformen beskrevet tidligere. De frekvensselektive analysene (både én-dimensjonale og todimensjonale) fordrer imidlertid nærvær av et uniformt gradientfelt, noe som ikke er et krav for ekkoform- og ekkodempnings-analysé. Under forhold der det er en uniform gradient og det er nødvendig med meget tykke resonansområder, kan det således være spesielt fordelaktig med resonansfrekvensmålinger. Videre kan spredningen av forskyvningen analyseres med hensyn til fritt fluid, avgrenset fluid, viskositet eller interaksjonen mellom fluidet og formasjonsoverflaten for å tilveiebringe ytterligere informasjon om formasjonen og fluidene deri.
Mange av de tidligere beskrevne NMR-målingene av strømningshastighet avhenger av en relativt stor gradient i Bo. Disse målingsteknikkene er derfor ikke hensiktsmessige under forhold der det må gjøres målinger i et sadelpunkt. Et sadelpunktsverktøy kan anvendes for å måle strømningshastigheten, men det er imidlertid en gradient i pulseamplituden B^. Det finnes forskjellige kjente teknikker for å oppnå gradienter i magnetfelter for å skape stimulerte ekkoer, men alle disse teknikkene krever en inhomogen Brinnkodingspuls etterfulgt av anvendelse av en homogen Bi-refokuseringspuls og homogene Bravlesnings-pulser. Innover ut-NMR-sadelpunktverktøy skaper på en naturlig måte det nødvendige sterkt inhomogene Bt-feltet (fra RF-induksjonsrullen), men det i det vesentlige homogene Bi-feltet kan ganske enkelt ikke oppnås.
Refokuserings/avlesningspulsen kari, ifølge foreliggende oppfinnelse, oppnås med det inhomogene Brfeltet ved anvendelse av adiabatiske fremgangsmåter som vist i figur 8. For eksempel etterfølges innkodingspulsen 802 (som spiraleksiterer (eng. spirals) spinnene mellom longitudinal og transversal retning) av en serie av adiabatiske refokuseringspulser (AFP) 804 som skaper et ekkotog. Ekkotoget blir deretter tilbakeført (eng. spooled back) ved å anvende en negativ innkodingspuls 806 som dekoder ekkotoget. Deretter kan eksitasjonen utføres adiabatisk ved å anvende en adiabatisk hurtig halvpasseringspuls (eng. half passage pulse) (AHP) 808 inn i resonanssonen rett før anvendelse av deteksjonssekvensen 810.
Deteksjonssekvensen 810 kan oppnås ved å anvende en adiabatisk hurtig halvpasseringspuls inn i resonanssonen - med start ved en frekvens som ligger utenfor resonanssonen, variasjon av refokuseringspulsens frekvens slik at den sveiper gjennom hele resonanssonen og stopper ved resonansfrekvensen. Alternativt kan B0-feltet varieres istedenfor frekvensen. I tillegg, dersom det forekommer diffusjon, kan effekten av dette undertrykkes ved å anvende en multi-ekko sekvens med mange refokuseringspulser, så som sekvensen 804, for å innføre fasefeil som kansellerer mot hverandre dersom det anvendes et like antall eller partall refokuseringspulser. For deteksjonssekvensen kan det anvendes ett enkelt ekko eller et ekkotog. Det kan tilveiebringes en effektiv eksitasjon av en adiabatisk puls ved å anvende en adiabatisk halvpasseirngspuls for å styre spinnerne inn i det transversale plan.
Evnen til å måle strømningshastighet skaper ytterligere fordeler. For eksempel kan NMR-apparater installeres i en borestreng og opereres under pauser i boreoperasjoner for å tilveiebringe umiddelbar tilbakemelding. En spesielt nyttig parameter som kan bestemmes er en direkte måling av permeabiliteten basert på Darcy's lov, som uttrykker:
der v representerer gjennomsivingshastigheten, u representerer fluidets viskositet, K representerer permeabiliteten (tensor) og p er det lokale fluidtrykket. I undergrunnsformasjoner, på skalaen for målingene som adresseres her, bestemmes permeabiliteten K i det vesentlige av to uavhengige verdier K» og Kv (dvs. henholdsvis den horisontale og den vertikale komponenten).
Ved å anvende NMR-målingene beskrevet ovenfor for å bestemme den
lokale fluidhastigheten, kan verdier for Ku og Kv oppnås direkte (forutsatt at det er tilveiebragt sonder for å måle lokale trykkgradienter, for eksempel som i konfigurasjonene vist i figurene 4 og 5). For eksempel så er Kv = uvz/ dp/dz. Med antagelsen om at fluidets viskositet u er kjent, at dp/dz enkelt kan oppnås ved anvendelse av trykkmålingsprober og at v2 bestemmes ved hjelp av én av de ovenfor beskrevene NMR-målingene, kan Kv bestemmes. Dersom det antas at permeabiliteten er isotrop i transversalplanet vil en asimutisk måling av trykkgradienten ved anvendelse av trykkmålingsprober og en måling av fluidhastigheten (som beskrevet ovenfor) tilveiebringe (ettersom Kt, = uvør»/ dp/dø). Når Kh og Kv er bestemt er også permeabiliteten K bestemt, i dette tilfellet in situ. Det skal imidlertid bemerkes at, som beskrevet ovenfor, ettersom en ikke kan oppnå
målinger av den lokale trykkgradienten under boreoperasjoner (fordi sensorprobene må anbringes mot brønnboringsveggen), kan en heller ikke oppnå permeabilitetsmålinger under boreoperasjoner.
En annen parameter som kan bestemmes ved anvendelse av strømnings-hastighetsmåtingene ifølge foreliggende oppfinnelse er en evaluering av bore-
skaden (dvs. endringen av permeabiliteten inn i formasjonen en radiell avstand rd som følge av boreoperasjoner). Denne evalueringen kan oppnås ved å bestemme det ytterligere trykkfallet eller den ytterligere "overflaten" S assosiert det endrede området av formasjonen når fluid strømmer inn i brønnboringen (siden denne vurderingen også baseres på en måling av den lokale trykkgradienten kan heller ikke dette utføres under boreoperasjoner). Bestemmelsen av S er i hvert fall delvis basert på permeabilitien tii den urørte formasjonen og den skadede formasjonen. Overflaten S kan således beregnes som følger:
der rw er brønnboringens radius og K„ og Kd henholdsvis er permeabiliteten til den urørte formasjonen og den skadede sonen. Når rd er bestemt, for eksempel ved hjelp av resistivitetstabeller (eng. array resistivity logs), kan det følgelig konstrueres en detaljert, dybde-oppløst modell av den skadede sonen, og det kan bestemmes estimat av overflaten.
Det er også mulig å foreta målinger av formasjonstrykket, men slike målinger, som forklart ovenfor, kan heller ikke foretas under aktiv boring. Formasjonstrykket kan måles ved anvendelse av de ovenfor beskrevne hastighets-målingsprinsippene og deteksjon av forholdene når formasjonsfluidet er i ro (dvs. ikke i bevegelse). Dette kan oppnås ved å manipulere brønnboringstrykket mens en overvåker den målte hastigheten. Når den målte hastigheten er null, må det lokale trykket ved testdypet være lik det i formasjonen (slik at det hverken strømmer fluid fra brønnboringen og inn i formasjonen (dvs. inntrengning) eller omvendt). I det øyeblikket er slamtrykket, som kan bestemmes ved anvendelse av konvensjonelle verktøy, et nøyaktig mål på formasjonstrykket.
En skal være klar over at det kan være vanskelig å detektere når strømnings-hastigheten er null, fordi spaltningen reduseres ved lave hastigheter. I så fall kan
formasjonshastigheten måles mens brønnboringstrykket justeres i separate trinn. Et plott av den målte hastigheten som funksjon av lokalt brønnboringstrykk kan ekstra-poleres for å bestemme trykket ved hvilket hastigheten vil være null. Ettersom ikke-lineariteter i slamkakens transmissivitet vil kunne påvirke trykk-hastighetsrelasjonen kan slike trinn være nødvendige dersom en ikke har mulighet til å redusere brønntrykket til under formasjonstrykket.
Når det, av årsaker som brannkontroll, sikkerhet eller presisjon i målingene, er ønskelig å justere trykket i hele brønnboringen kan det lokale formasjonstrykket bestemmes ved anvendelse av prinsippene vist i figur 5 og beskrevet ovenfor. Et NMR-forsøk for å måle formasjonstrykket kan utføres ved anvendelse av en loggingsanordning med tre moduler der et radielt sensitivt NMR-verktøy er tilveiebragt mellom to pakningsmoduier (som vist med modulene 504,506 og 508). Pakningsmodulene 506 og 508 kan isolere en andel av brønnboringen 510 og NMR-modulen 504 kan omfatte en pumpeenhet som injiserer og/eller ekstraherer fluid inn i/ut fra det isolerte intervallet for å justere trykket i den isolerte andelen av brønnboringen. Det kan også anvendes en konvensjonell trykksonde 530 i pakningsintervallet som direkte måler trykket i sandflategrensen (dvs. grensen mellom slamkaken og formasjonen) for nøyaktig å bestemme slamkakens transmissivitet. Slike teknikker kan være uegnet for formasjoner med lav permeabilitet der en ikke kan oppnå stasjonære trykkforhold i den tidsperioden som er avsatt for testingen.
Utviklingen av slamkaken er en annen viktig parameter som kan bestemmes ved hjelp av de ovenfor beskrevne NMR-målingene av hastighet. Det er viktig å
kunne bestemme tapsmengden av slamfiitrat inn i formasjonen (dvs. inntrengning), som er en nøyaktig indikator for den totale ytelsen til slamsystemet som anvendes. Slamfiltreringsmengden kan bestemmes ved å integrere fluidstrømningsmålingene rundt en sylindrisk overflate konsentrisk i brønnboringen. Resultatet er en direkte
måling av den volumetriske fluksen av fluid som trenger inn, forutsatt at det er tilnærmet stasjonære forhold (for eksempel må mengden med hvilken slamfiltratet trenger inn i formasjonen være tilnærmet konstant). Denne parameteren kan således heller ikke bestemmes under boring.
Claims (17)
1. Fremgangsmåte for å bestemme strømningshastighet i et fluid i en undergrunnsformasjon ved anvendelse av minst ett kjernemagnetisk resonans (NMR) -verktøy som utplasseres i en brønnboring i formasjonen og som skaper et statisk magnetfelt med en uniform gradient og måler induserte magnetiske signaler, idet fremgangsmåten omfatter: induksjon av strømning av fluidet (704); anvendelse av det statiske magnetfeltet (706) med uniform gradient fra NMR-verktøyet over et volum av formasjonen, idet det statiske magnetfeltet polariserer en betydelig andel av formasjonen som utsettes for det statiske magnetfeltet; og
anvendelse av et oscillerende magnetfelt på en spesifikk andel av den polariserte andelen av formasjonen for å indusere produksjon av målbare signaler, idet det oscillerende magnetfeltet anvendes i henhold til feltavbildninger B0 og Br, slik at det skapes et resonansområde med en form som svarer til en ønsket sensitivitet i formasjonen;
karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter:
måling av resonansfrekvensen til de induserte signalene; og korrelasjon av endringer i resonansfrekvensen ved forskjellige tidspunkter til en fluidforskyvning for å bestemme strømningshastighet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de induserte signalene skapes av spinn-ekkoer og korrelasjonen av endringer av resonansfrekvensen omfatter: oppnåelse av en utvekslingsfordeling for et gitt spinn-ekko; og evaluering av utvekslingsfordelingen for å bestemme hvorvidt forskyvning har forekommet.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende: beregning av en relaksasjonstid T2 for hver frekvenskomponent av utvekslingsfordelingen; og etablering av en relasjon mellom relaksasjonstiden T2 og strømningshastigheten for hver frekvens av utvekslingsfordelingen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den ønskede sensitiviteten omfatter radiell strømning og vertikal strømning, og anvendelsen av det oscillerende magnetfeltet omfatter: anvendelse av, ved hjelp av et første NMR-verktøy, et første oscillerende magnetfelt, idet det første oscillerende magnetfeltet anvendes i henhold til spesifikke feltavbildninger Bo og Bj slik at det skapes et resonansområde som har form som et langt og tynt sylindrisk skall i formasjonen for å indusere produksjon av
målbare signaler som er sensitive for radiell strømning; og anvendelse av, ved hjelp av et andre NMR-verktøy, et andre oscillerende magnetfelt, idet det andre oscillerende magnetfeltet anvendes i henhold til spesifikke feltavbildninger Bo og Bj slik at det skapes et resonansområde som har form som en flat torus i formasjonen for å indusere produksjon av målbare signaler som er sensitive for vertikal strømning.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, videre omfattende: tilveiebringelse av en måling av den lokale trykkgradienten; avledning av en horisontal komponent av strømningshastigheten fra de målbare signalene indusert av det første NMR-verktøyet; avledning av den vertikale komponenten av strømningshastigheten fra de målbare signalene indusert av det andre NMR-verktøyet; og avledning av en måling av permeabiliteten fra den horisontale komponenten, den vertikale komponenten og målingen av den lokale trykkgradienten.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor NMR-verktøyet er tilveiebragt i en borestreng og NMR-målingene av strømningshastigheten gjøres under boring av brønnboringen.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å skille mellom diffusjon og indusert fluidstrømning.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor anvendelsen av et oscillerende magnetfelt omfatter anvendelse av en sekvens av refokuserende pulser som induserer produksjon av spinn-ekkoer, idet spinn-ekkoene utgjør de målbare signalene.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor anvendelsen av et oscillerende felt omfatter anvendelse av en sekvens av RF-pulser for å merke spinn-ekkoene.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor korrelasjonen av endringer i resonansfrekvensen omfatter gjennomføring av frekvensselektive forsøk på de målte signalene ved å korrelere resonansfrekvensen til de induserte signalene ved forskjellige tider.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den ønskede sensitiviteten svarer til radiell strømning og formen er et langt og tynt sylindrisk skall.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den ønskede sensitiviteten svarer til vertikal strømning og resonansområdet er et flatt torusformet område.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende evaluering av utvekslingsfordelingen, dersom forskyvning har forekommet, for å bestemme forskyvningens retning.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende evaluering av utvekslingsfordeling, dersom forskyvning har forekommet, for å bestemme den relative magnituden til forskyvningen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det første og det andre NMR-verktøyet er tilveiebragt i en borestreng og NMR-målingene av strømningshastighet gjøres under boring av brønnboringen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor sekvensen av refokuseringspulser anvendes i henhold til en CPMG-pulssekvens.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1 videre omfattende gjennomføring av en ekkoformanalyse av de målte signalene.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/951,914 US6528995B1 (en) | 2001-09-10 | 2001-09-10 | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20024297D0 NO20024297D0 (no) | 2002-09-09 |
NO20024297L NO20024297L (no) | 2003-03-11 |
NO323315B1 true NO323315B1 (no) | 2007-03-12 |
Family
ID=25492321
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20024297A NO323315B1 (no) | 2001-09-10 | 2002-09-09 | Fremgangsmate a bestemme fluidstromningshastighet i en undergrunnsformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk-resonans-verktoy i et borehull |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (6) | US6528995B1 (no) |
CN (3) | CN1235061C (no) |
AU (1) | AU2002300756B2 (no) |
CA (1) | CA2401940C (no) |
GB (1) | GB2384315B (no) |
MX (1) | MXPA02008715A (no) |
NO (1) | NO323315B1 (no) |
Families Citing this family (72)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6566874B1 (en) * | 1998-07-30 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on nuclear magnetic resonance measurements |
US6492809B1 (en) * | 1998-12-04 | 2002-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Preconditioning spins near a nuclear magnetic resonance region |
US6518756B1 (en) * | 2001-06-14 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
US6528995B1 (en) * | 2001-09-10 | 2003-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same |
US6774628B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance imaging using phase encoding with non-linear gradient fields |
FR2838120B1 (fr) | 2002-04-04 | 2004-06-11 | Chryso Sas | Compositions de cure de mortiers ou betons assurant la retention d'eau(pendant la prise) et procede de mise en oeuvre |
US6714009B2 (en) * | 2002-05-16 | 2004-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method for the inversion of CPMG measurements enhanced by often repeated short wait time measurements |
US6765380B2 (en) * | 2002-05-23 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining wettability of an oil reservoir using borehole NMR measurements |
FR2840298B1 (fr) * | 2002-05-30 | 2005-04-08 | Chryso Sas | Composition de traitement de surfaces de mortiers ou betons frais assurant simultanement retention d'eau et capacite d'adhesion renforcee |
US6937013B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | NMR tool for making formation evaluation measurements using gradient echoes |
US6956370B2 (en) * | 2002-10-04 | 2005-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing ringing in NMR measurements by combining NMR signals having a spin echo and spurious signal component |
US6856132B2 (en) * | 2002-11-08 | 2005-02-15 | Shell Oil Company | Method and apparatus for subterranean formation flow imaging |
US6808028B2 (en) * | 2002-12-03 | 2004-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus utilizing NMR measurements to gather information on a property of the earth formation surrounding a wellbore |
US6954066B2 (en) * | 2003-04-01 | 2005-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abnormal pressure determination using nuclear magnetic resonance logging |
US7463027B2 (en) * | 2003-05-02 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for deep-looking NMR logging |
US6897652B2 (en) * | 2003-06-19 | 2005-05-24 | Shell Oil Company | NMR flow measurement while drilling |
US6958604B2 (en) * | 2003-06-23 | 2005-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for J-edit nuclear magnetic resonance measurement |
US6933719B2 (en) * | 2003-07-03 | 2005-08-23 | Exxonmobil Research And Engineering Co. | Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR |
GB2405935A (en) * | 2003-09-10 | 2005-03-16 | Rolls Royce Plc | NMR methods of measuring fluid flow rates |
CA2828175A1 (en) * | 2003-10-03 | 2005-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for t1-based logging |
US7180288B2 (en) * | 2004-11-10 | 2007-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole NMR flow and formation characterization while sampling fluids |
US7372263B2 (en) * | 2005-11-23 | 2008-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for measuring cased hole fluid flow with NMR |
US7528600B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for downhole time-of-flight sensing, remote NMR detection of fluid flow in rock formations |
US7486070B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Devices, systems and methods for assessing porous media properties |
US7459907B2 (en) * | 2006-12-28 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Flow measurement using NMR |
WO2009048781A1 (en) * | 2007-10-12 | 2009-04-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Non-destructive determination of the pore size distribution and the distribution of fluid flow velocities |
US8593140B2 (en) * | 2007-11-02 | 2013-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Formation testing and evaluation using localized injection |
US8330460B2 (en) * | 2008-01-30 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining multiscale similarity between NMR measurements and a reference well log |
US7804297B2 (en) * | 2008-01-30 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Methodology for interpretation and analysis of NMR distributions |
US8297354B2 (en) | 2008-04-15 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method for determining formation parameter |
US9051822B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Formation treatment evaluation |
US7746069B2 (en) * | 2008-05-21 | 2010-06-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining a radial profile of a formation parameter indicative of formation treatment efficiency |
MX2011000484A (es) | 2008-07-14 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Bv | Instrumento de evaluacion de formacion y metodo. |
US7675287B2 (en) * | 2008-07-29 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating formation skin damage from nuclear magnetic resonance measurements |
US9176252B2 (en) * | 2009-01-19 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating petrophysical parameters and invasion profile using joint induction and pressure data inversion approach |
US8587303B2 (en) * | 2009-05-08 | 2013-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for NMR measurements in underbalanced drilling |
US8471560B2 (en) * | 2009-09-18 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Measurements in non-invaded formations |
US8860412B2 (en) * | 2010-08-31 | 2014-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for measuring NMR characteristics in production logging |
US9507047B1 (en) | 2011-05-10 | 2016-11-29 | Ingrain, Inc. | Method and system for integrating logging tool data and digital rock physics to estimate rock formation properties |
US20150028867A1 (en) * | 2011-11-23 | 2015-01-29 | Jutta Gaguen | Method and system for measuring relative velocity between a vehicle and the surrounding atmosphere |
US20130181706A1 (en) * | 2012-01-18 | 2013-07-18 | Baker Hughes Incorporated | System and method to estimate a property of a fluid flow |
US9575204B2 (en) | 2012-02-08 | 2017-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nuclear magnetic resonance logging tool having multiple pad-mounted atomic magnetometers |
US10370965B2 (en) | 2012-02-13 | 2019-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining a permeability or mobility of a radial flow response of a reservoir |
US9465133B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole differentiation of light oil and oil-based filtrates by NMR with oleophilic nanoparticles |
WO2014133537A1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole differentiation of light oil and oil-based filtrates by nmr with oleophilic nanoparticles |
WO2014203245A2 (en) | 2013-06-20 | 2014-12-24 | Aspect International (2015) Private Limited | An nmr/mri-based integrated system for analyzing and treating of a drilling mud for drilling mud recycling process and methods thereof |
US9494503B2 (en) | 2013-11-06 | 2016-11-15 | Aspect Imaging Ltd. | Inline rheology/viscosity, density, and flow rate measurement |
US10197696B2 (en) * | 2013-11-15 | 2019-02-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | NMR logging interpretation of solid invasion |
WO2015099714A1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole viscosity sensor with smart fluid |
US9891300B2 (en) * | 2014-08-21 | 2018-02-13 | University Of Virginia Patent Foundation | Method and apparatus for acquiring magnetic resonance data |
WO2016071818A1 (en) * | 2014-11-03 | 2016-05-12 | Aspect International (2015) Private Limited | Mri method for measuring velocity profiles in drilling mud |
JP6730995B2 (ja) * | 2014-11-07 | 2020-07-29 | コーニンクレッカ フィリップス エヌ ヴェKoninklijke Philips N.V. | 環境内に動きがある物体のmr画像を生成する方法及びシステム |
US10338267B2 (en) * | 2014-12-19 | 2019-07-02 | Schlumberger Technology Corporation | Formation properties from time-dependent nuclear magnetic resonance (NMR) measurements |
EP3247881A4 (en) | 2015-01-19 | 2019-06-12 | Aspect International (2015) Private Limited | NMR SYSTEMS FOR RAW PETROLEUM IMPROVEMENT AND ASSOCIATED METHODS |
CN106053299B (zh) | 2015-04-12 | 2020-10-30 | 艾斯拜克特Ai有限公司 | 非圆形横截面管道中的流体的nmr成像 |
CN106324010A (zh) | 2015-07-02 | 2017-01-11 | 艾斯拜克特Ai有限公司 | 使用mr设备对在管道中流动的流体的分析 |
CN106324009B (zh) * | 2015-07-06 | 2018-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 岩心驱替实验设备和实验方法 |
US10466381B2 (en) * | 2015-12-28 | 2019-11-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | NMR logging in formation with micro-porosity by using first echoes from multiple measurements |
US10900303B2 (en) * | 2016-03-31 | 2021-01-26 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Magnetic gradient drilling |
US10655996B2 (en) | 2016-04-12 | 2020-05-19 | Aspect Imaging Ltd. | System and method for measuring velocity profiles |
CN106153662A (zh) * | 2016-06-17 | 2016-11-23 | 北京大学 | 岩心应力敏感性的测量方法 |
WO2018000044A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Nmr Services Australia | Downhole diffusion coefficient measurement |
CN107064838B (zh) * | 2017-04-25 | 2023-04-28 | 北京青檬艾柯科技有限公司 | 一种能够形成变梯度静磁场的磁体系统结构及测量方法 |
CN107525819A (zh) * | 2017-07-17 | 2017-12-29 | 中国石油大学(北京) | 核磁共振流体分析仪探头以及核磁共振流体分析仪 |
CN108254588B (zh) * | 2018-01-11 | 2020-06-09 | 中国石油大学(北京) | 核磁共振测量流体流速的方法与装置 |
CN108414560B (zh) * | 2018-03-06 | 2020-07-07 | 中国石油大学(华东) | 一种核磁-驱替联用装置评价致密油充注过程的方法 |
CN108918573A (zh) * | 2018-08-23 | 2018-11-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油水两相流组分含量测量方法及系统 |
CN109001243B (zh) * | 2018-08-30 | 2020-06-30 | 中国地质大学(北京) | 一种采用低场核磁共振评价煤的动态水锁效应的方法与装置 |
US10562541B1 (en) * | 2018-11-15 | 2020-02-18 | GM Global Technology Operations LLC | Contextual autonomous vehicle support through speech interaction |
CN109597134B (zh) * | 2019-01-28 | 2020-02-18 | 吉林大学 | 基于绝热脉冲激发源的核磁共振地下水探测装置及其方法 |
CN110761782B (zh) * | 2019-11-13 | 2024-02-09 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种用于地质导向的方位随钻核磁共振测井装置 |
CN111637962B (zh) * | 2020-06-05 | 2021-04-20 | 无锡鸣石峻致医疗科技有限公司 | 一种剪切波衰减系数测量方法与系统 |
Family Cites Families (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4350955A (en) | 1980-10-10 | 1982-09-21 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Magnetic resonance apparatus |
US4532473A (en) | 1983-05-18 | 1985-07-30 | General Electric Company | NMR method for measuring and imaging fluid flow |
GB9021257D0 (en) * | 1990-09-29 | 1990-11-14 | Guilfoyle David N | Method and apparatus for measuring the flow of a fluid through porous media by echo planar imaging |
US5212447A (en) * | 1990-12-03 | 1993-05-18 | Numar Corporation | Apparatus and technique for nmr diffusion measurement |
US5289124A (en) * | 1991-09-20 | 1994-02-22 | Exxon Research And Engineering Company | Permeability determination from NMR relaxation measurements for fluids in porous media |
US5387865A (en) * | 1991-09-20 | 1995-02-07 | Exxon Research And Engineering Company | Permeability determination from NMR relaxation measurements for fluids in porous media |
US5629623A (en) * | 1992-07-30 | 1997-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling |
US5705927A (en) | 1992-07-30 | 1998-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling including a shortened or truncated CPMG sequence |
US5428291A (en) | 1993-07-01 | 1995-06-27 | Exxon Research And Engineering Company | Determination of fluid transport properties in porous media by nuclear magnetic resonance measurements of fluid flow |
US6133795A (en) * | 1994-06-24 | 2000-10-17 | Williams; Roscoe Charles | Oscillator circuit |
AU711508B2 (en) * | 1995-03-23 | 1999-10-14 | Schlumberger Technology B.V. | Nuclear magnetic resonance borehole logging apparatus and method |
US5698979A (en) * | 1996-02-23 | 1997-12-16 | Western Atlas International, Inc. | Method for NMR diffusion measurement |
US5769252A (en) * | 1996-12-05 | 1998-06-23 | Volpe And Koenig, P.C. | Container closure which converts from a child resistant to a non-child resistant configuration |
US6255817B1 (en) * | 1997-06-23 | 2001-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution |
US6046587A (en) * | 1997-06-24 | 2000-04-04 | Southwest Research Institute | Measurement of flow fractions, flow velocities, and flow rates of a multiphase fluid using NMR sensing |
US6166543A (en) * | 1997-09-25 | 2000-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring nuclear magnetic resonance |
US6140816A (en) * | 1997-12-12 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining the permeability of sedimentary strata |
US6111408A (en) | 1997-12-23 | 2000-08-29 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques for downhole measurements |
US6237404B1 (en) * | 1998-02-27 | 2001-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for determining a drilling mode to optimize formation evaluation measurements |
US6291995B1 (en) * | 1998-03-03 | 2001-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for generating a pulse sequence |
US6246236B1 (en) * | 1998-03-03 | 2001-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining a nuclear magnetic resonance measurement while drilling |
US7501817B1 (en) * | 1998-03-03 | 2009-03-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for generating an axisymmetric magnetic field |
US6232778B1 (en) * | 1998-06-11 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for obtaining NMR bound fluid volume using partial polarization |
US6326784B1 (en) * | 1998-11-05 | 2001-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution using gradient coils |
US6492809B1 (en) * | 1998-12-04 | 2002-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Preconditioning spins near a nuclear magnetic resonance region |
US6566874B1 (en) * | 1998-07-30 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on nuclear magnetic resonance measurements |
US6346813B1 (en) * | 1998-08-13 | 2002-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface formations |
US6107796A (en) * | 1998-08-17 | 2000-08-22 | Numar Corporation | Method and apparatus for differentiating oil based mud filtrate from connate oil |
US6570381B1 (en) * | 1999-03-25 | 2003-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance well logging method and apparatus |
US6297632B1 (en) * | 1999-07-19 | 2001-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on spin echoes obtained with nuclear magnetic resonance measurements |
US6400149B1 (en) * | 2001-05-24 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance apparatus and method for generating an axisymmetric magnetic field having straight contour lines in the resonance region |
US6528995B1 (en) * | 2001-09-10 | 2003-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same |
US6518757B1 (en) * | 2002-03-08 | 2003-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Use of CPMG sequences with phase cycled refocusing pulses in inside-out NMR for phase encoded imaging and to eliminate coherent ringing within one scan |
-
2001
- 2001-09-10 US US09/951,914 patent/US6528995B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-08-27 AU AU2002300756A patent/AU2002300756B2/en not_active Ceased
- 2002-08-29 GB GB0220004A patent/GB2384315B/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-06 MX MXPA02008715A patent/MXPA02008715A/es active IP Right Grant
- 2002-09-09 NO NO20024297A patent/NO323315B1/no not_active IP Right Cessation
- 2002-09-09 CA CA002401940A patent/CA2401940C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-10 CN CN02131591.4A patent/CN1235061C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-10 CN CN2007101622346A patent/CN101126816B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-10 CN CNB2005100672160A patent/CN100357764C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-12 US US10/242,588 patent/US6642715B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-12 US US10/242,111 patent/US6710596B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-12 US US10/242,592 patent/US6531869B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-12 US US10/242,593 patent/US6518758B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-12 US US10/241,965 patent/US6538438B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US6531869B1 (en) | 2003-03-11 |
US6518758B1 (en) | 2003-02-11 |
US6642715B2 (en) | 2003-11-04 |
MXPA02008715A (es) | 2004-03-26 |
AU2002300756B2 (en) | 2004-12-02 |
US6528995B1 (en) | 2003-03-04 |
US20030052673A1 (en) | 2003-03-20 |
CN1407351A (zh) | 2003-04-02 |
US6538438B1 (en) | 2003-03-25 |
CA2401940C (en) | 2007-05-15 |
US20030052672A1 (en) | 2003-03-20 |
CN101126816A (zh) | 2008-02-20 |
CN1673777A (zh) | 2005-09-28 |
CN101126816B (zh) | 2011-04-20 |
CN100357764C (zh) | 2007-12-26 |
CA2401940A1 (en) | 2003-03-10 |
GB0220004D0 (en) | 2002-10-09 |
US20030052675A1 (en) | 2003-03-20 |
NO20024297D0 (no) | 2002-09-09 |
GB2384315B (en) | 2006-03-22 |
US20030052674A1 (en) | 2003-03-20 |
US6710596B2 (en) | 2004-03-23 |
CN1235061C (zh) | 2006-01-04 |
GB2384315A (en) | 2003-07-23 |
NO20024297L (no) | 2003-03-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO323315B1 (no) | Fremgangsmate a bestemme fluidstromningshastighet i en undergrunnsformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk-resonans-verktoy i et borehull | |
CA2435951C (en) | Method for detecting hydrocarbons by comparing nmr response at different depths of investigation | |
CA2562217C (en) | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using nmr and applications using same | |
AU2005200133B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
AU2005200135B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
AU2005200131B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
AU2005200130B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
AU2005200132B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
US11821862B2 (en) | Method for measuring the spatial water permeability profile of porous media by using non-destructive nuclear magnetic resonance technique | |
GB2403545A (en) | Measuring Formation Pressure of an Earth Formation | |
Donovan et al. | Wireline And Lwd Nmr Applications In Undersaturated Oil Sands In Deepwater Us Gulf Of Mexico |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |