NO326613B1 - Fremgangsmate for detektering av hydrokarboner fra NMR-data - Google Patents
Fremgangsmate for detektering av hydrokarboner fra NMR-data Download PDFInfo
- Publication number
- NO326613B1 NO326613B1 NO20033524A NO20033524A NO326613B1 NO 326613 B1 NO326613 B1 NO 326613B1 NO 20033524 A NO20033524 A NO 20033524A NO 20033524 A NO20033524 A NO 20033524A NO 326613 B1 NO326613 B1 NO 326613B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- magnetic resonance
- nuclear magnetic
- measurement
- resonance measurement
- difference
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 90
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 27
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 27
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 133
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims description 114
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 50
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 24
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 22
- 238000000685 Carr-Purcell-Meiboom-Gill pulse sequence Methods 0.000 claims description 20
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 claims description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 claims description 4
- 238000009795 derivation Methods 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 59
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 4
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000001472 pulsed field gradient Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material 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
- G01R33/56341—Diffusion imaging
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Teknisk område
Foreliggende oppfinnelse vedrører brønnloggingsområdet. Mer spesielt angår oppfinnelsen fremgangsmåter for å detektere hydrokarboner i reservoarer ved å benytte kjernemagnetiske resonansdata.
Teknisk bakgrunn
Olje- og gass-leting og -produksjon er meget kostbare operasjoner. Enhver kunnskap om formasjonene som kan bidra til å redusere unødvendig sløsing med ressurser til oljeboring er uvurderlig. Av denne grunn har olje- og gass-industrien utviklet forskjellige verktøy som er i stand til å bestemme og forutsi grunnforma-sjoners egenskaper. Blant forskjellige typer verktøy er kjernemagnetiske resonans-instrumenter (NMR-instrumenter) blitt brukt med hell i en lang rekke an-vendelser. NMR-instrumenter kan brukes til å bestemme formasjonsegenskaper slik som partielt poreromvolum og det partielle volum av mobile fluider som fyller porerommet. En generell bakgrunn for NMR-brønnlogging er beskrevet i US-patent nr. 6,140,817. WO 97/14063 angår et brønnloggesystem for å detektere tilstedeværelsen av og estimere mengden av hydrokarboner i væske- og gassform i en sone nær en brønn. Systemet benytter en gradient. Målinger ved forskjellige frekvenser sammenflettes for å få flere datastrømmer i et enkelt loggepass.
Kjernemagnetisk resonans er et fenomen som opptrer i en valgt gruppe med kjerner som har magnetiske nukleære momenter, dvs. spinnkvantumtall forskjellige fra null. <1>H (proton) er den type som vanligvis detekteres ved NMR-brønn-logging på grunn av dens naturlige mengde og følsomhet overfor NMR-målinger. Når disse kjernene blir plassert i et magnetfelt (B0, "Zeeman-feltet"), presesserer de hver omkring aksen til B0-feltet med en spesifikk frekvens, Larmor-frekvensen (coo), som er en karakteristisk egenskap for hver kjernetype (gyromagnetisk forhold, y) og som er avhengig av magnetfeltstyrken (B0) som er effektiv ved kjernens posisjon, dvs. ocb = y B0.
Både vann og hydrokarboner i grunnformasjoner frembringer detekterbare NMR-signaler. Det er ønskelig at signalene fra vann og hydrokarboner kan skilles fra hverandre slik at hydrokarbonførende soner kan identifiseres. Det er imidlertid ikke alltid lett å skjelne hvilke signaler som er fra vann og hvilke som er fra hydrokarboner. Forskjellige metoder er blitt foreslått for separat å identifisere vann- og hydrokarbon-signaler.
Differensialspekter (DSM) og forskyvningsspekter (SSM)-metoder som er foreslått av Akkurt mfl. i "NMR-logging of Natural Gas Reservoirs," artikkel N. Transactions of the Society of Professional Well Log Analysts (SPWLA) Annual Logging Symposium, 1995, sammenligner T2-fordelinger utledet fra to Carr-Purcell-Meiboom-Gill-målinger (CPMG-målinger) utført med forskjellige polariseringstider (DSM) eller ekkoavstander (SSM). En modifikasjon av disse fremgangsmåtene, kjent som tidsdomeneanalyse (TDA), ble senere introdusert av Prammer mfl. "Lithology-lndependent Gas Detection by Gradient-NMR Logging", SPE artikkel 30562,1995.1 TDA blir "differansedata" beregnet direkte i tids-domenet ved å subtrahere ett sett av de målte amplituder fra det annet. Dif-feransedatasettet blir så antatt å inneholde bare lett olje og/eller gass. I TDA blir relative bidrag fra lett olje eller gass utledet ved å utføre en lineær minste kvadra-ters analyse av differansedataene ved å bruke antatte NMR-responser for disse fluidene. Både DSM og TDA antar at vannsignalet har betydelig kortere Tr relaksasjonstid enn de for hydrokarboner. Denne antakelsen er imidlertid ikke alltid gyldig. Denne antakelsen svikter mest synlig i formasjoner hvor det er store porer og hvor hydrokarbonet er av midlere eller høy viskositet. SSM-metoden og dens etterfølger, den forbedrede diffusjonsmetode (EDM) foreslått av Akkurt mfl. i "Enhanced Diffusion: Expanding the Range of NMR Direct Hydrocarbon Typing Applications", artikkel GG.
Transactions of the Society of Professional Well Log Analysts (SPWLA) Annual Logging Symposium, 1998, separerer gass, olje og vann-bidrag basert på endringer i T2-fordelingene som resulterer fra endringer i ekkoavstanden i CPMG-målingene. Metodene kan anvendes i et begrenset område med tilfeller og nøy-aktigheten av resultatet blir betydelig forringet av ufullstendig separasjon av vann-og hydrokarbon-signaler i T2-domenet. Disse metodene er dessuten utformet for å funksjonere med CPMG-målinger. Med de diffusjonsbaserte metoder gir imidlertid CPMG-pulssekvenser dårlig signal/støy-forhold på grunn av det reduserte antall ekko som kan måles. En strategi for å kombinere og velge disse forskjellige NMR-metoder er blitt beskrevet nylig av Coates mfl. i US-patent nr. 6,366,087 B1.
Den annen løsning på NMR-hydrokarbondeteksjon er mer generelt anvend-bar. Disse metodene anvender typisk forovermodellering på rekker avJMMR-data innsamlet med forskjellige parametere. Rekken med NMR-data er typisk innsamlet med forskjellige ekkoavstander (TE) eller polariseringstider (WT), og noen ganger innsamlet med forskjellige magnetfeltgradienter (G). Det er for tiden to metoder i denne løsningen: MACNMR- meXoden som er foreslått av Slijkerman mfl., SPE artikkel 56768, "Processing of Multi-Acquisition NMR Data", 1999, og den magnetiske resonansfluid-karakteriseringsmetode (MRF-metoden) som er beskrevet i US-patent nr. 6,229,308 B1 utstedt til Freedman og overdratt til foreliggende pa-tentsøker ("Freedman-patentet"). Freedman-patentet inkorporeres herved ved referanse.
MRF-metoden er i stand til å fremskaffe separate T2-fordelinger for olje og vann. Denne metoden benytter en bestanddelsviskositetsmodell (CVM, Constituent Viscosity Model) som relaterer relaksasjonstid og diffusjonshastigheter til bestanddelsviskositeter hvis geometriske middelverdi er identisk med den makroskopiske fluidviskositet. Med MRF-metoden blir estimater for vann- og hydrokarbon-volumer fremskaffet ved å anvende en forovermodell til å simulere NMR-responsene på en rekke NMR-målinger innsamlet med forskjellige parametere. I tillegg til fluidvolumer tilveiebringer MRF-metoden også estimater av olje-viskositet. MRF-metoden representerer den mest omfattende og nøyaktige meto-de som for tiden er tilgjengelig for NMR-fluidkarakterisering ved brønnlogging. I motsetning til de ovennevnte fremgangsmåter, kan MRF-metoden anvendes på en hvilken som helst rekke med NMR-målinger og er ikke begrenset til CPMG-sekvensene. I virkeligheten har den med hell blitt anvendt på NMR-målinger innsamlet med diffusjonsredigerende (DE) sekvenser.
Selv om de tidligere kjente fremgangsmåter er nyttige når det gjelder å forutsi forekomsten av hydrokarboner i formasjoner, er det ønskelig å ha enklere fremgangsmåter som kan forutsi forekomsten av hydrokarboner i formasjonene ut i fra NMR-data og som kan anvendes generelt på NMR-data innsamlet med forskjellige pulssekvenser.
Oppsummering av oppfinnelsen
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for å forutsi forekomst av hydrokarboner i en fluidprøve. Fluidprøven kan være formasjonsfluider i en grunnformasjon, en formasjonsfluidprøve fjernet med en formasjonstester, og andre fluider. Oppfinnelsen angår i et første aspekt en fremgangsmåte for å detektere hydrokarboner i en fluidprøve, der fremgangsmåten omfatter: å innsamle en første kjernemagnetisk resonansmåling og en annen kjernemagnetisk resonansmåling hvor den første kjernemagnetiske resonansmåling og den annen kjernemagnetiske resonansmåling blir innsamlet med forskjellige verdier av en innsamlingsparameter, slik at molekylær diffusjon påvirker den første kjernemagnetiske resonansmåling og den annen kjernemagnetiske resonansmåling i forskjellig utstrekning; idet fremgangsmåten er kjennetegnet ved å bestemme en differansemåling fra den første og den annen kjernemagnetiske resonansmåling etter skalering av minst en av den første og den annen kjernemagnetiske resonansmåling med en faktor utledet av en vanndiffusjonskonstant; og å bestemme en forekomst av hydrokarboner ut fra differansemålingen.
Fremgangsmåter for brønnlogging beskrives også. En fremgangsmåte for kjernemagnetisk resonanslogging av en formasjon som gjennomtrenges av et brønnhull, innbefatter å samle inn en første kjernemagnetisk resonansmåling; å samle inn en annen kjernemagnetisk resonansmåling, hvor den første kjernemagnetiske resonansmåling og den annen kjernemagnetisk resonansmåling har forskjellige verdier i en innsamlingsparameter slik at molekylær diffusjon påvirker den første kjernemagnetiske resonansmåling og den annen kjernemagnetiske resonansmåling i forskjellig utstrekning; og å bestemme en differansemåling fra den første kjernemagnetiske resonansmåling og den annen kjernemagnetiske resonansmåling.
Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse og de vedføyde patentkrav.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1 viser tre DE-pulssekvenser med interekko-forsinkelsestider av forskjellige lengder. Fig. 2 viser et flytskjema over en fremgangsmåte i henhold til én utførelses-form av oppfinnelsen.
Fig. 3 viser et tidligere kjent NMR-brønnloggingssystem.
Fig. 4 viser komponenter i et tidligere kjent NMR-instrument.
Fig. 5 viser NMR-målinger fremskaffet med DE- og CPMG-pulssekvenser. Fig. 6A viser oljemålinger alene fremskaffet med en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen. Fig. 6B viser de tilsvarende T2-fordelinger utledet fra oljemålingene alene. Fig. 7 viser dempningsfunksjoner med hensyn til interekko-forsinkelsestider av forskjellige lengder i en DE-pulssekvens.
Fig. 8 viser fem målinger fra en vannbrønn.
Fig. 9 viser oljemålingene alene som beregnet fra de målinger som er vist på fig. 8. De tilsvarende DE-målinger er også vist som referanse.
Detaljert beskrivelse
Oppfinnelsen vedrører fremgangsmåter for å filtrere ut vannsignaler i NMR-målinger av formasjonsfluider. Utførelsesformer av oppfinnelsen kan generelt anvendes på vanlige NMR-data, uansett hvilke pulssekvenser som brukes i NMR-datainnsamlingen.
I henhold til en fremgangsmåte av oppfinnelsen blir NMR-data fra to (eller flere) målinger (f.eks. DE-målinger) kombinert slik at det resulterende kombinerte datasett inneholder signalamplituder kun fra hydrokarbon. I virkeligheten filtrerer fremgangsmåten ut vannsignaler og gir oljesignaler som etterpå kan tolkes ved hjelp av en egnet fluidmodell (f.eks. CVM) for å tilveiebringe estimater av oljemet-ning og -viskositet. I den følgende beskrivelse vil fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen bli illustrert ved å benytte NMR-målinger innsamlet ved bruk av DE-pulssekvenser. En fagkyndig på området vil forstå at den like godt kan anvendes på et bredt område av andre NMR-målemetoder innbefattende vanlige (CPMG-målinger). NMR-målingene som er innsamlet med DE-pulssekvenser, blir referert til som "DE-målinger" i denne beskrivelsen.
Den diffusjonsredigerende (DE) pulssekvens er introdusert av Hurlimann mfl. Se H.D. Hurlimann mfl., " Diffusion- Editing: New NMR Measurement of Saturation and Pore Geometry", artikkel presentert ved det 2002 Annual Meeting of the Society of Professional Well Log Analysts, Osio, Japan, 2.-5. juni; se også US-patentsøknad nr. 09/723,803 inngitt 28. november 2000 av Hurlimann, med tittel " Simpler and More Robust Hydrocarbon Typing with PulsedNMR". Denne patentsøknaden er overdratt til samme søker som for foreliggende søknad, og inkorporeres herved ved referanse.
DE-pulssekvenser er lik CPMG-sekvensene bortsett fra at de to innledende ekkoene blir innsamlet med lengre ekkoavstander og de tredje og etterfølgende ekko blir innsamlet med kortere ekkoavstander. Fig. 1 viser tre DE-pulssekvenser med forskjellig lange ekkoavstander (TEL) for de første to ekko. Det tredje og de etterfølgende ekko har ekkoavstander (TES) som er så korte som mulig. I DE-pulssekvensene som er vist på fig. 1, blir diffusjonsinformasjon kodet under innsamlingen av de første to ekko, mens de tredje og etterfølgende ekko tilveiebringer volum- og overflate-relaksasjonstidsinformasjon med forholdsvis liten dempning av signalet på grunn av diffusjon. Selv om DE-pulssekvensene som er vist på fig. 1, har to ekko med lange ekkoavstander, vil en fagkyndig på området forstå at andre antall (f.eks. 1, 3,4, osv) slike ekko kan brukes uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. Bruk av en konvensjonell CPMG-sekvens til å kode diffu-sjonsinformasjonen krever en lang interekko-avstand, noe som resulterer i dårlig volum- og overflate-relaksasjonstidsinformasjon fordi diffusjonssvekning demper signalet etter forholdsvis få ekko. En rekke med data innsamlet med DE-sekvenser gir følgelig bedre diffusjonsinformasjon og signal/støy-forhold i spinnekko-datene sammenlignet med en analog rekke innsamlet med CPMG-sekvenser. Derfor kan DE-sekvenser fremskaffe mer nøyaktige og robuste beregninger av T2-fordelinger for saltvann og olje enn CPMG-sekvenser.
Ekkoamplituden, M, fra en diffusjonsredigerende eller diffusjonsediterende måling av en prøve som inneholder olje og vann, kan uttrykkes som
hvor t er tiden for ekkoet etter den innledende 90° eksiteringspulsen, TEL er den lange ekkoavstand, TES er den korte ekkoavstand og WT er den effektive ventetid for målingen. Det første uttrykk på høyre side av ligning (1), F(t,WT)Z(t,TEL,TES), representerer vannbidraget til signalet. Funksjonen F(t,WT) tar hensyn til dempningen av vannsignalet som skyldes transversal og longitudinal relaksasjon. Dempning av vannsignalet som skyldes diffusjon, er beskrevet av Z(t), TEL, TES). Generelt kan dempningen av oljesignalet separeres i diffusjons- og intrinsikke re-laksasjonsuttrykk. For den følgende beskrivelse er det imidlertid ikke nødvendig å
atskille disse uttrykkene. Bidraget fra oljene til den totale ekkoamplitude blir derfor ganske enkelt betegnet som M0(t, WT, TEL, TES) i denne beskrivelsen.
For vann kan det første dempningsleddet, F(t,WT), skrives eksplisitt uttrykt ved T2-fordelingen, A(T2),
og diffusjonsleddet er gitt av: hvor a og p er dempningskoeffisienter for de direkte og stimulerte ekko, og er kjente konstanter for en spesiell sonde. Vann-diffusjonsrelaksasjonshastighetene for korte og lange ekkoavstander er: hvor Dw er vanndiffusjonskoeffisienten, y er det gyromagnetiske protonforhold og G er magnetfeltgradienten. Ligning (4) viser at hvis vanndiffusjonskonstanten (Dw) kan estimeres med rimelig nøyaktighet, så kan, som vist i ligning (4), vanndiffusjonshastighetene (R2,s og R2,0 beregnes. Med vanndiffusjonshastighetene R2,s, R2,l, kjent, kan diffusjonsleddet Z(t,TEL,TES), i ligning (3) beregnes. Følgelig kan ekkoamplituden M(t,WT,TEL,TES) som er vist i ligning (1), omskrives som en modifisert ekkoamplitude hvor vanndiffusjonseffekten i løpet av de første to (lange) ekko er fullstendig fjernet. Denne modifiserte ekkoamplitude kan defineres som
hvor T er en vilkårlig referansetid valgt lik eller lengre enn to ganger den lengste TEL-verdi i målerekken, dvs. T > 2<*>TEL. Legg merke til at det første ledd på høyre
side av ligningen, F(t,WT)exp(-R2,s(t-T)), representerer vannbidraget til de modifiserte ekkoforsinkelser og er uavhengig av lange den ekkoavstand, TEL. Dette
vannbidragsleddet kan således fjernes fullstendig ved å ta differansen mellom to modifiserte forsinkelser, M<*>(t,WT,TEL,TES), med forskjellige TEL-verdier, TEL(1)
< TEL(2). Hvis vi setter T = 2<*>TEL(2), blir differansesignalet etter reskalering ved hjelp av Z(t,TEL(2),TES):
Ligning (6) fastslår at differansesvekningen, S(t,WT,TEL(1),TEL(2),TES), innbefatter signalstørrelser bare fra olje, mens den eneste rest av vannbidraget opptrer som et forhold mellom de to diffusjonsleddene, dvs. forholdet mellom Z-funksjonene i ligning (6). Fordi resten av vannbidraget bare opptrer som et forhold mellom Z-funksjonene, vil eventuelle feil ved estimering av vanndiffusjonskonstanten (Dw) bli delvis kansellert og vil ikke i særlig grad påvirke nøyaktigheten av differansesvekningen, S(t,WT,TEL(1),TEL(2),TES), som vist i ligning (6). Likeledes vil gyldigheten av en diffusjonsmodell som er fri for vann som forutsatt i ligning (4), ikke ha noen særlig virkning på nøyaktigheten av differansesvekningen, S(t,WT,TEL(1),TEL(2),TES), som vist i ligning (6). Fordi forholdet mellom Z-funksjonene kan gjøres meget lite ved å velge TEL(2) » TEL(1), forsvinner det annet ledd i ligning (6) og differansesvekningen kan gjøres tilnærmet lik oljesignalene for TEL(2)-målingen,
Det følger derfor at fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen kan filtrere ut vannsignaler fra individuelle diffusjonsredigerende ekko ved liten t > T. Det eneste krav for bruk av fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen er at de to DE-målingene med forskjellig lange ekkoavstander (TEL), blir innsamlet. Nøyaktig-heten til fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er avhengig bare av gyldigheten av den frie diffusjonsmodell og nøyaktigheten av den estimerte vanndiffusjonskonstant (Dw). Fremgangsmåten tilveiebringer en direkte måling av olje/vann-diffusjonskontrasten og minimaliserer feil som kan oppstå fra uriktig valg av fluid-parametere, spesielt i omgivelser med lav kontrast. Legg merke til at beskrivelsen ovenfor har forutsatt at hydrokarbonene er olje, som typisk diffunderer langsom-mere enn vann. Fremgangsmåte kan imidlertid like godt anvendes på gassre-servoarer. I dette tilfelle diffunderer gassen hurtigere enn vann og det resulterende differansesignal kan ha en negativ amplitude som er proporsjonal med gass-volumet.
Selv om beskrivelsen ovenfor forutsetter at to DE-målinger blir innsamlet separat, og at én så blir subtrahert fra den annen, vil en fagkyndig på området forstå at subtraksjonen alternativt kan utføres under datainnsamling. En NMR-loggesonde kan f.eks. være programmert til å utføre følgende trinn: (1) en første DE-målinger med TEL(2) blir innsamlet, (2) den første DE-måling blir lagret i lageret, (3) en annen DE-måling med TEL(1) blir innsamlet, og (4) den annen DE-måling blir subtrahert fra den første DE-måling. Subtraksjonen kan oppnås ved å multipli-sere den annen DE-måling med en konstant -1 og addere de resulterende data i lageret. Alternativt kan den annen DE-måling innsamles ved å forskyve fasen til eksiteringspulsen med 180°. Den resulterende annen DE-måling kan så adderes direkte til den første DE-måling.
Selv om det i beskrivelsen ovenfor er benyttet forskjellige TEL-verdier for å illustrere fremgangsmåtene i henhold til oppfinnelsen, vil en fagkyndig på området forstå at de samme resultater kan oppnås ved å variere de magnetiske feltgradienter.
Fig. 2 illustrerer en fremgangsmåte i henhold til utførelsesformer av oppfinnelsen. Først blir det innsamlet en NMR-måling, f.eks. ved å benytte en DE-pulssekvens og et langt ekkomellomrom TEL(1) (vist som 21). Så blir en annen NMR-måling innsamlet med de samme parametere, bortsett fra den lange ekkoavstand, TEL(2) (vist som 22). NMR-målingene er vist som innsamlet med DE-pulssekven-sen. Imidlertid kan andre pulssekvenser (f.eks. CPMG-sekvenser) også benyttes. De to NMR-målingene blir så subtrahert fra hverandre for å frembringe en differansemåling (vist som 23). Som fastslått ovenfor, kan denne differansemålingen også fremskaffes under innsamling istedenfor etter innsamling. Det vil si at trinnene 21 -23 kan utføres i et enkelt trinn.
Differansemålingene som er fremskaffet på denne måten, kan så analyseres med egnede metoder for å tilveiebringe formasjonsegenskaper (vist som 24). For eksempel kan differansemålingen inverteres for å tilveiebringe T2-fordelinger for oljene. Alternativt kan den analyseres med MRF-metoden for å tilveiebringe T2-bidragene til de enkelte oljekomponenter, dvs. gass, lett olje og tung olje. ^-forde-lingene kan så brukes til å utlede formasjonsegenskaper, slik som fluidvolum, viskositeter og porøsiteter. Legg merke til at hvis man ønsker å utlede formasjons-porøsiteter fra differansemålingene, vil det være nødvendig å justere amplitudene til differansemålingene eller de resulterende porøsiteter med en skaleringsfaktor for vanndiffusjon.
Innsamling av NMR-målinger i henhold til utførelsesformer av oppfinnelsen kan utføres med forskjellige fremgangsmåter for NMR-målinger som er kjent på området. For eksempel kan målingene utføres i et laboratorium ved å benytte en prøve fjernet fra en grunnformasjon. Alternativt kan NMR-målingene utføres i en loggeoperasjon ved bruk av en kabelsonde, en sonde for logging-under-boring eller en sonde for måling-under-boring, eller en formasjonstester. Fig. 3 illustrerer skjematisk et NMR-loggesystem. På fig. 3 er det vist en kjernemagnetisk re-sonansloggesonde (NMR-loggesonde) 30 for undersøkelse av en grunnformasjon 31 som gjennomskjæres av et borehull 32. NMR-loggesonden 30 er opphengt i borehullet 32 i en armert kabel 33 hvis lengde hovedsakelig bestemmer den relative aksiale dybde av sonden 30. Kabellengder) blir regulert ved hjelp av egnede midler på overflaten, slik som en trommel, eller heise-mekanisme 8. Overflateut-styr 7 kan være av konvensjonell type og kan innbefatte et prosessordelsystem som kommuniserer med utstyr nede i hullet, innbefattende NMR-loggesonden 30.
NMR-loggesonden 30 kan være en hvilken som helst egnet kjernemagnetisk resonans-loggesonde; den kan være en for bruk i en kabelloggingsanvendelse som vist på fig. 3, eller én som kan brukes i anvendelsen ved logging-under-boring (LWD) eller måling-under-boring (MWD). I tillegg kan NMR-loggesonden 30 være en del av en formasjonstester som er kjent på området, slik som den som selges under varenavnet MDT™ av Schlumberger Technologi Corporation (Houston, TX). NMR-loggesonden 30 innbefatter typisk en anordning for frembringelse av et statisk magnetfelt i formasjonen, og en radiofrekvent (RF) antenneanordning for å frembringe magnetfeltpulser i formasjonene og for å motta spinnekkoene fra formasjonene. Anordningene for å frembringe et statisk magnetfelt kan omfatte en permanentmagnet eller en magnetgruppe, og RF-antenneanordningen for å frembringe magnetfeltpulser og for å motta spinnekko fra formasjonene, kan omfatte én eller flere RF-antenner.
Fig. 4 illustrerer skjematisk noen av komponentene i én type NMR-loggesonde 30. Fig. 4 viser en første sentralisert magnet eller magnetgruppe 36 og en RF-antenne 37 som kan være en passende orientert spole eller passende orien-terte spoler. Fig. 4 illustrerer også en generell representasjon av nærliggende, sy-lindriske tynne skall, 38-1, 38-2 ... 38-N, som kan velge frekvens i en flerfrekvent loggeoperasjon. En slik innretning er beskrevet i US-patent nr. 4,710,713. På fig. 4 er en annen magnet eller magnetgruppe 39 vist. Magnetgruppen 39 kan brukes til å forhåndspolarisere grunnformasjonen foran undersøkelsesområdet når loggesonden 30 blir hevet i borehullet i retning av pilen Z. Eksempler på slike innret-ninger er beskrevet i US-patent nr. 5,055,788 og 3,597,681.
Utførelsesformer av oppfinnelsen vil nå bli illustrert ved hjelp av de følgende eksempler. I det første eksempel blir en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen anvendt på nedhullsdata innsamlet i en felttest på et oljefelt i Indiana. En rekke med ni DE-målinger ble innsamlet med lange ekkoavstander (TEL) på 2, 4, 5, 6, 7, 8.5,10,11,12 ms, fulgt av en standard CPMG. Hver måling benyttet den samme lange ventetid (WT), og 600 ekko ble innsamlet med en kort ekkoavstand lik 0,6 ms. Fig. 5 viser de ni DE-målingene samt den vanlige CPMG-målingen. Den vanlige CPMG-målingen er ekvivalent med en DE-måling med de første to ekko som har den samme innbyrdes forsinkelse (TEL = 0,6 ms) som resten av ekkoene (TES = 0,6 ms), dvs. at TEL = TES. De heltrukne kurvene på fig. 5 representerer en etterfølgende inverteringstilpasning av disse data ved bruk av MRF-metoden.
Fig. 6A viser 5 forskjellige målinger som et resultat av å subtrahere CPMG-målingen fra de siste 5 DE-målinger i henhold til ligning (5) og (6). Disse differansemålingene innbefatter svekninger for "olje-alene" fordi vannsvekningene er blitt filtrert ut ved hjelp av fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen. Fig. 6A viser klart at de modifiserte svekninger er i overensstemmelse med forekomsten av olje fordi svekningsamplitudene er forskjellige fra null.
De forskjellige T2-fordelinger som utledes fra disse 5 målingene av "olje-alene", er vist på fig. 6B (kurve 1). Til sammenligning innbefatter fig. 6B også T2-fordelingene målt for den produserte oljeprøve (kurve 2). Som vist på fig. 6B vil T2-fordelingene som er beregnet fra datasettet generert med en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen (kurve 1) være i rimelig overensstemmelse med T2-for-delingene som er målt for en produsert oljeprøve (kurve 2). Fig. 6B viser også at de estimerte T2-fordelinger beregnet ved hjelp av fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen, har et tilsynelatende tap av intensitet i de lange T2-komponenter (over 100 ms). Dette tapet av lange T2-komponenter skyldes delvis regulariseringseffekter, men avspeiler hovedsakelig det reduserte, relative bidrag fra de lange T2-komponenter til de modifiserte svekningssignaler.
Som vist på fig. 6B, er de estimerte T2-fordelingene for olje forholdsvis uføl-somme for verdien av TEL over det område av TEL-verdier som benyttes her. T2-fordelingene som er vist på fig. 6B, kan analyseres ytterligere for å tilveiebringe estimater over formasjonsegenskaper slik som oljevolumer og viskositeter. Tabell 1 viser resultater fra en slik analyse.
Det skal bemerkes at de størrelser som er angitt i tabell 1, ikke er blitt korri-gert for dempning av oljesignalene på grunn av relaksasjon, diffusjon eller signal-tap tilknyttet endringen av ekkoavstander i DE-målingene. Disse verdiene tar hel-ler ikke noe hensyn til den datamanipulering som er benyttet for å utlede ekko-svekninger for olje-alene. Det vil si at disse verdiene ikke er blitt justert for demp-ninger som kan være et resultat av utledningen av svekningene for olje-alene. Dempningen av oljesignalene er inkludert i ligning (6). For å beregne størrelsen av dempningen, er det nødvendig å bruke en eller annen modell for oljerelaksasjons-og diffusjons-egenskapene. Bestanddelsviskositetsmodellen (CVM) gir en egnet modell for dette formål. En fagkyndig på området vil forstå at andre egnede model-ler også kan benyttes. Fig. 7 viser sensitivitetsfunksjonene (dvs. dempning) av oljebidragene som en funksjon av T2. Oljesignaldempninger blir beregnet ved å bruke CVM-modellen og de samme sondeparametere (a, p) som tidligere er benyttet for utledningen av oljesvekningene. På fig. 7 representerer kurvene 1-7 dempningsfunksjonene for TEL = 3,5,7,8.5,10 og 12 ms, respektive. Disse dempningsfunksjonene avspeiler bidragene til en oljekomponent med en spesiell T2-verdi til den modifiserte svekning. De resultater som er vist på fig. 7, ble beregnet ved å benytte en feltgradient på 34 G/cm. Fig. 7 viser at dempningen er avhengig av T2 og er størst for lange ^-komponenter. Dette er i overensstemmelse med den økte diffusjonshastighet for de letteste oljekomponentene, og dermed redusert olje/vann-kontrast. T2-fordelingene for oljeprøven (vist som kurve 2 på fig. 6B) oppviser signifikant amplitude opp til 400 ms, noe som indikerer at dempingsfaktoren kan være betydelig i de beregnede svekninger for "olje-alene".
Prinsipielt kan dempningsprofilene brukes til å fremheve de lange ^-komponentene i de målte T2-fordelingene på omtrent samme måte som polariserings-korreksjonen blir anvendt for å ta hensyn til ufullstendig polarisering ved vanlig NMR-logging. En slik løsning blir imidlertid ikke anbefalt fordi kompensasjons-faktorene for de lange T2-komponenter kan være betydelig og vil bli utsatt for de tilfeldige regulariseringseffekter og eventuelle andre inverteringsuregelmessig-heter. I de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen blir denne korreksjonen derfor ikke anvendt. Visuell inspeksjon av dempningsprofilene på fig. 7 og T2-oljefordelingen på fig. 6B, antyder at de innledende, ukorrigerte oljevolumer bør forsterkes med en faktor på omkring 2. Dette vil føre til oljemetningsestimater på omkring 0,4-0,5, noe som er i rimelig overensstemmelse med MRF-estimatene (0,4-0,5) for de samme data.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er også blitt anvendt på DE-data innsamlet i en vannbrønn. De data som ble brukt til denne analysen, stemmer med kumulative middelverdier av en DE-dybdelogg fra en vannbrønn. De gjen-nomsnittlige data er vist på fig. 8. På fig. 8 er de første to målingene innsamlet med CPMG-pulssekvenser med WT = 8s og 2s, respektive, og de tre siste målingene er innsamlet med DE-pulssekvenser hver med WT = 2s, men med forskjellig TEL, som vist (4ms, 6ms og 8ms). Disse målingene ble innsamlet med en magnetfeltgradient lik 23 G/cm.
For analysen blir bare de siste 4 målingene (dvs. den annen CPMG- og de 3 DE-målingene) brukt. Som før blir CPMG-målingen brukt som "referansemåling"
(dvs. TEL(l)-måling). De resulterende svekninger for "olje-alene" er presentert på fig. 9 (kurve 1) sammen med de tilsvarende DE-rådata (kurve 2), plottet på samme skala for sammenligningens skyld. Det er klart at svekningene for "olje-alene"
(kurve 1) opptrer som støy på grunnlinjen, noe som indikerer fraværet av olje. Dette er ventet siden dette er en vannbrønn. Beregnede oljevolumer er i praksis innenfor støynivået.
De resultater som er vist på fig. 9, demonstrerer at fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen virker når olje ikke er tilstede så vel som når olje er til stede.
Når oljen er identifisert, kan målingen for "olje-alene" (ekkotoget) inverteres for å tilveiebringe T2-oljefordelingene. Alternativt kan metnings- og viskositets-estimatene beregnes ved å invertere ekkotoget for "olje-alene" og påkalle en modell (f.eks. CVM) for å ta hensyn til oljesignaldempningen. Det resulterende oljesignal kan betraktes som den målte NMR-kontrast eller brukes som en kvanti-tativ konfidensindikator for annen omfattende analyse (f.eks. MRF) av dataene. I tillegg kan fluidviskositeten og metningene som er utledet med fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen, sammenlignes med de samme verdier utledet ved hjelp av andre fremgangsmåter som en kryss-sjekk av estimatene for fluidegenskaper.
Fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen har følgende fordeler. Ut-førelsesformer av oppfinnelsen gir enkle, lineære metoder for effektivt å filtrere ut
vannsignaler fra NMR-måledata, for å etterlate et sett med ekko som svarer til signaler for olje-alene. I virkeligheten separerer fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen identifiseringen av olje fra etterfølgende trinn i karakteriseringen. Identifise-ringstrinnet krever ingen forutgående kjennskap til eller modell for NMR-oljeegen-skapene. Som fastslått tidligere, har nøyaktig kjennskap til vanndiffusjonskonstanten og gyldigheten av den frie diffusjonsmodell mindre virkning på nøy-aktigheten av fremgangsmåtene i henhold til oppfinnelsen.
I motsetning til tidligere kjente "differansemetoder" (f.eks. DSM, SSM), kan fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen tilveiebringe differansemålinger hovedsakelig uten vannbidrag. Fremgangsmåtene krever bare to målinger (selv om flere kan benyttes) med forskjellige lange ekkoavstands- (eller feltgradient-) verdier. Innenfor rimelige grenser er resultatene forholdsvis ufølsomme for det nøyaktige valg av måleparametere, som vist på fig. 6A og 6B.
Selv om fremgangsmåten er blitt demonstrert for diffusjonsredigerende målinger hvor de første to ekko har forskjelllige ekkoavstander i forhold til de etter-følgende ekko, kan løsningen generaliseres for andre NMR-målesekvenser. Fremgangsmåten kan brukes i forbindelse med målinger innsamlet med de samme eller forskjellige feltgradienter. Fremgangsmåten kan også anvendes i forbindelse med sonder eller verktøy med fordelinger av feltgradienter, slik som CMR™-sonden fra Schlumberger Technology Corporation (Houston, TX).
Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med et begrenset antall utførelsesformer, vil fagkyndige på området som har hatt fordelen av å lese denne beskrivelsen, forstå at andre utførelsesformer kan utledes som ikke avviker fra oppfinnelsens ramme slik den er angitt her. Utførelsesformer av oppfinnelsen kan f.eks. praktiseres med en kabelsonde så vel som en LWD- eller MWD-sonde. I tillegg kan utførelsesformer av oppfinnelsen praktiseres på en fluidprøve som er fjernet ved hjelp av en formasjonstester, og NMR-målingene blir enten innsamlet i formasjonstesteren eller i et laboratorium. Følgelig skal oppfinnelsens ramme bare begrenses av de vedføyde patentkrav.
Claims (23)
1. Fremgangsmåte for å detektere hydrokarboner i en fluidprøve, der fremgangsmåten omfatter: å innsamle en første kjernemagnetisk resonansmåling (21) og en annen kjernemagnetisk resonansmåling (22) hvor den første kjernemagnetiske resonansmåling (21) og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) blir innsamlet med forskjellige verdier av en innsamlingsparameter, slik at molekylær diffusjon påvirker den første kjernemagnetiske resonansmåling (21) og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) i forskjellig utstrekning;
karakterisert ved: å bestemme en differansemåling (23) fra den første og den annen kjernemagnetiske resonansmåling etter skalering av minst en av den første og den annen kjernemagnetiske resonansmåling med en faktor utledet av en vanndiffusjonskonstant; og å bestemme en forekomst av hydrokarboner ut fra differansemålingen (24).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den første kjernemagnetiske resonansmåling (21) og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) blir innsamlet med en diffusjonsredigerende pulssekvens.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert ved at den første kjernemagnetiske resonansmåling (21) og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) blir innsamlet med ekkoavstander av forskjellig lengde (TES.TEL).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,
karakterisert ved at utledningen av differansemålingen (23) omfatter å konvertere en første kjernemagnetisk resonansmåling (21) til en første modifisert kjernemagnetisk resonansmåling og å omforme den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) til en annen modifisert kjernemagnetisk resonansmåling, hvor de første og andre modifiserte kjernemagnetiske resonansmålinger er hovedsakelig frie for bidrag fra vanndiffusjon under de lange ekkoavstander (TEL).
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert ved at differansemålingen (23) omfatter en differanse mellom den første modifiserte kjernemagnetiske resonansmåling og den annen modifiserte kjernemagnetiske resonansmåling.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5,
karakterisert ved at differansemålingen (23) er hovedsakelig fri for bidrag fra vannrelaksasjoner.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at de første kjernemagnetiske resonansmålinger (21) og de andre kjernemagnetiske resonansmålinger (22) blir innsamlet med forskjellige magnetiske feltgradienter.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved atfluidprøvenomfatterformasjonsfluiderinnhentet ved hjelp av en formasjonstester.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at fluidprøven er i én valgt fra den gruppe som består av en grunnformasjon og en kjerneprøve fjernet fra en grunnformasjon.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, videre omfattende å utlede en formasjonsegenskap fra differansemålingen (23).
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at bestemmelsen omfatter å estimere en tilsynelatende hydrokarbonfylt porøsitet fra størrelsen av differansemålingen (23).
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at bestemmelsen omfatter å utlede transversale relaksasjonstidsfordelinger fra differansemålingen (23).
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at bestemmelsen omfatter å utlede transversale relaksasjonstidsfordelinger for individuelle hydrokarbonkomponenter fra differansemålingen (23) ved å benytte en fremgangsmåte for magnetisk resonansfluid-karakterisering.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at hydrokarbonene omfatter minst ett valgt fra den gruppe som består av olje og gass.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at innsamlingen av den første og den annen kjernemagnetisk resonansmåling gjøres ved å bruke et kjernemagnetisk resonansloggeverktøy anbrakt i brønnhullet.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
karakterisert ved at innsamlingen av den første kjernemagnetiske resonansmåling (21) og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) blir utført med en diffusjonsredigerende pulssekvens.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16,
karakterisert ved at den første kjernemagnetiske resonansmåling (21) og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) blir innsamlet med ekkoavstander av forskjellig lengde (TES.TEL).
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17,
karakterisert ved at bestemmelsen av differansemålingen (23) omfatter å utlede en første modifisert kjernemagnetisk resonansmåling fra den første kjernemagnetiske resonansmåling (21), og å utlede en annen modifisert kjernemagnetisk resonansmåling fra den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22).
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18,
karakterisert ved at den første modifiserte kjernemagnetiske resonansmåling og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) er hovedsakelig frie for bidrag fra vanndiffusjon under de lange ekkoavstander (TEL).
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19,
karakterisert ved at differansemålingen (23) omfatter en differanse mellom den første modifiserte kjernemagnetiske resonansmåling og den annen modifiserte kjernemagnetisk resonansmåling.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20,
karakterisert ved at differansemålingen (23) er hovedsakelig fri for bidrag fra vannrelaksasjon.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
karakterisert ved at den første kjernemagnetiske resonansmåling (21) og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) blir innsamlet med forskjellige magnetiske feltgradienter.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
karakterisert ved at innsamlingen av den første kjernemagnetiske resonansmåling (21) og den annen kjernemagnetiske resonansmåling (22) blir utført med en Carr-Purcell-Meiboom-Gill-pulssekvens.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US31946002P | 2002-08-09 | 2002-08-09 | |
| US10/248,752 US6867589B2 (en) | 2002-08-09 | 2003-02-14 | Method for detecting hydrocarbons from NMR data |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20033524D0 NO20033524D0 (no) | 2003-08-08 |
| NO326613B1 true NO326613B1 (no) | 2009-01-19 |
Family
ID=27791414
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20033524A NO326613B1 (no) | 2002-08-09 | 2003-08-08 | Fremgangsmate for detektering av hydrokarboner fra NMR-data |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6867589B2 (no) |
| CN (1) | CN1260581C (no) |
| CA (1) | CA2436148C (no) |
| GB (1) | GB2394778B (no) |
| NO (1) | NO326613B1 (no) |
| OA (1) | OA12491A (no) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6891369B2 (en) | 1998-08-13 | 2005-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus for fluid analysis |
| WO2009045670A1 (en) * | 2007-10-05 | 2009-04-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for detection of a liquid under a surface |
| US7808238B2 (en) * | 2008-02-20 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Echo-decay-acceleration data acquisition method for gas identification using a low-field gradient |
| US8970217B1 (en) | 2010-04-14 | 2015-03-03 | Hypres, Inc. | System and method for noise reduction in magnetic resonance imaging |
| US9869739B2 (en) | 2012-10-15 | 2018-01-16 | Case Wetern Reserve University | Heteronuclear nuclear magnetic resonance fingerprinting |
| EA201691157A1 (ru) | 2013-12-04 | 2016-09-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и система для обнаружения материала в области земли |
| US10345478B2 (en) * | 2014-06-02 | 2019-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Identifying and removing artifacts from multi-dimensional distribution functions |
| CN104330433B (zh) * | 2014-10-28 | 2016-08-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种获得目的储层横向弛豫时间分布的方法及装置 |
| 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 |
| US10890685B2 (en) * | 2017-08-11 | 2021-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for determining properties of hydrogen-containing samples using nuclear magnetic resonance |
| US11220893B2 (en) | 2020-01-23 | 2022-01-11 | Saudi Arabian Oil Company | Laser array for heavy hydrocarbon heating |
| US11163091B2 (en) | 2020-01-23 | 2021-11-02 | Saudi Arabian Oil Company | In-situ hydrocarbon detection and monitoring |
| CN111239837B (zh) * | 2020-02-20 | 2021-01-05 | 吉林大学 | 基于mcmc的地面磁共振信号参数提取方法 |
| CN111721795B (zh) * | 2020-06-29 | 2021-05-11 | 无锡鸣石峻致医疗科技有限公司 | 一种基于核磁共振系统的物质测量方法及系统 |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5680043A (en) | 1995-03-23 | 1997-10-21 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance technique for determining gas effect with borehole logging tools |
| US5696448A (en) | 1995-06-26 | 1997-12-09 | Numar Corporation | NMR system and method for formation evaluation using diffusion and relaxation log measurements |
| AU716950B2 (en) * | 1995-09-25 | 2000-03-09 | Numar Corporation | Lithology-independent gradient NMR gas detection |
| US6166543A (en) * | 1997-09-25 | 2000-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring nuclear magnetic resonance |
| US6097184A (en) | 1997-12-31 | 2000-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance well logging to determine gas-filled porosity and oil-filled porosity of earth formations without a constant static magnetic field gradient |
| US6140817A (en) * | 1998-05-26 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance well logging method and apparatus |
| US6232778B1 (en) * | 1998-06-11 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for obtaining NMR bound fluid volume using partial polarization |
| US6121774A (en) * | 1998-06-22 | 2000-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method for eliminating ringing during a nuclear magnetic resonance measurement |
| AU4055299A (en) * | 1998-06-22 | 2000-01-10 | Koninklijke Philips Electronics N.V. | Magnetic position detector |
| US6255818B1 (en) * | 1998-08-18 | 2001-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for performing magnetic resonance measurements |
| US6366087B1 (en) * | 1998-10-30 | 2002-04-02 | George Richard Coates | NMR logging apparatus and methods for fluid typing |
| US6400147B1 (en) * | 1998-11-05 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole NMR tool having a programmable pulse sequencer |
| US6229308B1 (en) * | 1998-11-19 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation using magnetic resonance logging measurements |
| US6316940B1 (en) * | 1999-03-17 | 2001-11-13 | Numar Corporation | System and method for identification of hydrocarbons using enhanced diffusion |
| US6549992B1 (en) * | 1999-12-02 | 2003-04-15 | Emc Corporation | Computer data storage backup with tape overflow control of disk caching of backup data stream |
| US6522136B1 (en) * | 1999-12-10 | 2003-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging technique and apparatus for determining pore characteristics of earth formations using magnetic resonance |
| US6522138B2 (en) * | 2000-03-31 | 2003-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Resolution enhancement for sequential phase alternated pair nuclear magnetic resonance measurements |
| US6498484B1 (en) * | 2000-06-15 | 2002-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing ringing in nuclear magnetic resonance well logging instruments |
| US6522137B1 (en) * | 2000-06-28 | 2003-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Two-dimensional magnetic resonance imaging in a borehole |
| 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 |
-
2003
- 2003-02-14 US US10/248,752 patent/US6867589B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-22 GB GB0317042A patent/GB2394778B/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-25 CA CA002436148A patent/CA2436148C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-29 OA OA1200300191A patent/OA12491A/en unknown
- 2003-08-08 NO NO20033524A patent/NO326613B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-08-11 CN CNB031278361A patent/CN1260581C/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20033524D0 (no) | 2003-08-08 |
| GB0317042D0 (en) | 2003-08-27 |
| GB2394778B (en) | 2004-11-10 |
| CA2436148C (en) | 2006-08-22 |
| GB2394778A (en) | 2004-05-05 |
| OA12491A (en) | 2006-05-24 |
| CN1260581C (zh) | 2006-06-21 |
| CA2436148A1 (en) | 2004-02-09 |
| US6867589B2 (en) | 2005-03-15 |
| US20040027123A1 (en) | 2004-02-12 |
| CN1474199A (zh) | 2004-02-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU731337B2 (en) | A method for determining a characteristic of a gas-bearing formation traversed by a borehole | |
| US6331775B1 (en) | Gas zone evaluation by combining dual wait time NMR data with density data | |
| US6703832B2 (en) | Method for detecting hydrocarbons by comparing NMR response at different depths of investigation | |
| CA2396496C (en) | Determination of t1 relaxation time from multiple wait time nmr logs acquired in the same or different logging passes | |
| CA2434132C (en) | Method for magnetic resonance fluid characterization | |
| CA2427903C (en) | Determining wettability of an oil reservoir using borehole nmr measurements | |
| US7176682B2 (en) | Method and apparatus for detecting hydrocarbons with NMR logs in wells drilled with oil-based muds | |
| US6661226B1 (en) | NMR apparatus and methods for measuring volumes of hydrocarbon gas and oil | |
| CA2531072C (en) | Fluid flow properties from acoustically stimulated nmr | |
| US10107930B2 (en) | Hybrid saturation recovery-inversion recovery pulse sequence for improved NMR logging of boreholes | |
| NO342538B1 (no) | Metodologi for tolkning og analyse av NMR-avbildninger | |
| EP3403078B1 (en) | Low gradient nuclear magnetic resonance logging for measurement of light hydrocarbon reservoirs | |
| AU3123599A (en) | Method for obtaining NMR bound fluid volume using partial polarization | |
| NO335581B1 (no) | Tilegnelse av NMR-data med flere tidsintervall mellom ekkoene | |
| WO2012009176A2 (en) | Method and apparatus for determining multiscale similarity between nmr measurements and a reference well log | |
| NO327598B1 (no) | Fremgangsmate for bruk av pulssekvenser for undertrykkelse av magnetoakustiske artifakter i NMR-data. | |
| LaTorraca et al. | Heavy oil viscosity determination using NMR logs | |
| NO326613B1 (no) | Fremgangsmate for detektering av hydrokarboner fra NMR-data | |
| US7227355B2 (en) | Method of detecting, quantifying and correcting borehole contaminations from multi-frequency, multi-sensitive-volume NMR logging data | |
| US20020163334A1 (en) | NMR logging using time-domain averaging | |
| Wang et al. | Study of NMR porosity for terrestrial formation in China | |
| AU2367199A (en) | Dual-wait time nmr processing for determining apparent T1/T2 ratios, total porosity and bound fluid porosity | |
| Singh et al. | A Systematic Approach on Nuclear Magnetic Resonance Petrophysical Solutions to overcome Reservoir & Fluid Characterization Challenges in Exploration-cum-Fast Appraisal Carbonate Reservoir Field of Abu Dhabi, UAE | |
| Ranhong et al. | STUDY OF NMR POROSITY FOR TERRESTRIAL FORMATION IN CHINA |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |