NO336430B1

NO336430B1 - Bestemmelse av T1 relaksasjonstid fra multippel ventetid NMR logger frembragt i den samme eller forskjellige passeringer

Info

Publication number: NO336430B1
Application number: NO20023334A
Authority: NO
Inventors: Songhua Chen
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2000-01-14
Filing date: 2002-07-10
Publication date: 2015-08-17
Also published as: US6392409B1; EP1287387A2; NO20023334L; EP1287387A4; IL150731A; WO2001051953A3; CA2396496C; IL150731A0; WO2001051953A2; CA2396496A1; NO20023334D0

Description

Teknisk område

Oppfinnelsen angår bestemmelse av petrofysiske egenskaper, innbefattende oljemetning, for et medium ved å bruke data fra en kjernemagnetisk resonanssonde (NMR-sonde).

Bakgrunn for oppfinnelsen

En lang rekke teknikker er blitt anvendt til å bestemme forekomsten og til å anslå mengder av hydrokarboner (olje og gass) i grunnformasjoner. Disse metodene er utformet for å bestemme formasjonsparametere, innbefattende blant annet porøsitet, fluidinnhold og permeabilitet for den bergartsformasjon som omgir den brønn som er boret for å utvinne hydrokarboner. Vanligvis blir sonder som er utformet for å fremskaffe den ønskede informasjon, brukt til å logge borehullet. Meget av loggingen blir utført etter at borehullene er blitt boret. I den senere tid har borehull blitt logget under boring av borehullene, noe som refereres til som måling under boring (MWD, measurement-while-drilling) eller logging under boring (LWD, logging-while-drilling). Målinger har også blitt foretatt når en borestreng hentes ut av et borehull; dette kalles måling under uthenting (MWT, measurement-while-tripping).

En nylig utviklet teknikk innebærer bruk av kjernemagnetiske resonansloggesonder (NMR-loggesonder) og fremgangsmåter for å bestemme, blant annet porøsitet, hydrokarbonmetning og permeabilitet for bergartsformasjonene. NMR-loggesondene blir benyttet til å eksitere kjernene i fluidene i de geologiske formasjoner i nærheten av borehullene, slik at visse parametere, slik som spindensitet, longitudinal relaksasjonstid (på områder generelt referert til som "Ti"), og transversal relaksasjonstid (generelt referert til som "T2") for de geologiske formasjoner kan estimeres. Fra slike målinger blir porøsitet, permeabilitet og hydrokarbonmetning bestemt, som gir verdifull informasjon om sammensetningen av de geologiske formasjoner og mengden med utvinnbare hydrokarboner.

En typisk NMR-sonde genererer et statisk magnetfelt Bo i nærheten av borehullet, og et oscillerende felt Bi i en retning som er perpendikulær til Bo. Dette oscillerende feltet blir vanligvis påtrykket i form av pulser med kort varighet. Formålet med Bo-feltet er å polarisere de magnetiske momentene til kjerner parallelt med det statiske felt, og formålet med Bi-feltet er å rotere de magnetiske momenter med en vinkel 0 regulert av bredden tp og amplituden Bi til den oscillerende pulsen. Med variasjonen av antall pulser, pulsvarighet og pulsintervaller, kan forskjellige pulssekvenser utformes for å manipulere det magnetiske moment slik at forskjellige aspekter ved NMR-egenskåpene kan fremskaffes. For NMR-logging er den vanligste sekvens den Carr-Purcell-Meiboom-Gill-sekvensen (CPMG-sekvensen) som kan uttrykkes som

TW - 90 -(t-180-t-ekko)n

Etter å ha blitt tippet med 90°, presesserer det magnetiske moment omkring det statiske felt ved en spesiell frekvens kjent som Larmor-frekvensen o>o, gitt av©o = Y Bo, hvor Bo er feltstyrken til det statiske magnetfelt og y er det gyromagnetiske forhold. På samme tid vender de magnetiske momenter tilbake til likevektsretningen (det vil si innrettet med det statiske felt) i henhold til en svinntid (hendrivingstid) kjent som "spinn/gitter-relaksasjonstid" eller Ti. Inhomogeniteter i Bo-feltet resulterer i defasing av de magnetiske momenter, og for å avhjelpe dette, er en 180° puls innbefattet i sekvensen for å refokusere de magnetiske momenter. Dette gir en sekvens med n ekkosignaler.

GB-patentsøknaden 2334336A beskriver en fremgangsmåte som benytter seg av korte og lange ventetidsdata for å beregne Tl og T2 .

US-patent nr. 5023551 utstedt til Kleinberg, beskriver en NMR-pulssekvens som har en NMR-pulssekvens for bruk i borehullsmiljøet som kombinerer en modifisert inverteringsgjenvinningspulssekvens (FIR-pulssekvens) med en rekke med mer enn to, og vanligvis hundrevis, av CPMG-pulser i henhold til

[Wi-18 0-TWi-90-(t-18 0-t-ekko)j] ,

hvor j=l,2,... J og J er antall ekkoer innsamlet i en enkelt Carr-Pursell-Meiboom-Gill-sekvens (CPMG-sekvens) hvor i=l,...I og I er antallet ventetider som benyttes i pulssekvensen, hvor Wi er gjenvinningstidene, TWier ventetidene før CPMG-sekvensen, og hvor t er avstanden mellom de vekslende pulsene på 180° og ekkosignalene. Selv om en begrepsmessig gyldig løsning for å fremskaffe Ti-informasjon er tilveiebragt, er denne metoden ekstremt vanskelig å implementere i kabel-, MWD-, LWD- eller MWT-anvendelser på grunn av den lange ventetid som er nødvendig for å innsamle data med de forskjellige TW er.

NMR-protonmålinger blir vanligvis utført for anvendelser i borehull siden hydrogen er tilstede i overflod i reservoarfluidet. T2 er meget kort i faste stoffer, men forholdsvis lang i væsker og gasser, slik at NMR-protonsignalet fra de solide bergarter svinner hurtig, og bare signalet fra fluidene i bergartsporene i det området som er av interesse, blir sett. Dette signalet kan stamme fra hydrogen i hydrokarboner eller vann inne i porene i formasjonen. De lokale omgivelsene til hydrogenet påvirker den målte T2 eller "spinn/spinn-relaksasjonen". Kapillærbundede fluider har for eksempel en kortere T2 enn fluid i midten av en pore, det såkalte "frie fluid". På denne måten kan NMR-sonden med fordel brukes til å skjelne mellom produserbart fluid og ikke-produserbart fluid.

NMR-ekkosignalene fremskaffer informasjon om fluid- og bergartegenskaper. Avhengig av formålet med undersøkelsen kan forskjellige NMR-måleteknikker brukes til å fremskaffe forskjellige petrofysiske egenskaper (for eksempel delporøsitet og totalporøsitet) eller til å skjelne flerfasefluider for å bestemme hydrokarbontype. De forskjellige NMR-innsamlingsteknikker er kjennetegnet ved forskjeller i pulstaktsekvenser samt repetisjonstider mellom målinger. I tillegg, kan flere gjennomkjøringer med NMR-innsamlingssekvenser med forskjellige parametere kombineres for å forbedre analysen av den ønskede petrofysiske informasjon. Under anvendelser ved måling under boring eller i anvendelser ved måling under opphenting er det imidlertid ikke mulig å foreta flere gjennomkjøringer, slik at all den ønskede informasjon må fremskaffes på en gang mens borehullet bores eller borestrengen er på vei ut av borehullet.

Den longitudinale relaksasjonstid Ti, for oljefasen inneholder viktig petrofysisk informasjon som er kritisk for hydrokarbonvolumetrikk, viskositet og analyse for å bestemme hydrokarbontyper utfra NMR-logger. Forholdet Ti/T2er en potensielt nyttig informasjon som avdekker reservoarfluidkarakteristikker på stedet. Mens T2kan anslås forholdsvis lett, er estimering av Ti utfordrende, spesielt når reservoarfluider inneholder mer enn et fluid, for eksempel olje og vann, eller et gass- og vannsystem.

Flere metoder til å identifisere og kvantifisere hydrokarbonreservoarer er blitt anvendt i løpet av de siste par år ved å utnytte virkningen av forskjellige ventetider for det målte NMR-signal. Avhengig av fluidegenskapene bestemmer ventetiden (TW) den polariseringsmengde som bidrar til det målte signal. Akkurt et al. beskriver for eksempel en differensialspektrummetode (DSM) basert på denne effekten i sin artikkel "NMR Logging of Natural Gass Reservoirs", presentert på det 36. Annual meeting of the Society of Professional and Well Log Analysts (SPWLA) i 1995. Denne løsningen trekker fordel av Ti-forskjellen mellom hydrokarboner og vann ved reservoarforhold, og den korte ventetiden (TWS) blir valgt slik at de hurtig relakserende vannkomponenter er tilnærmet fullstendig polarisert mens hydrokarbonkomponentene ikke er fullstendig polarisert. På den annen side er den lange ventetid (TWL) vanligvis valgt slik at hydrokarbonkomponenten også blir nesten fullstendig polarisert. Loggehastighet og totalt signal/støyforhold (SNR) dikterer imidlertid ofte at valget av TWL må være mindre enn optimalt. Den TWL som er valgt forut for innsamlingen, kan videre ikke bli tilstrekkelig lang hvis oljen er lettere enn forventet. Ti-informasjonen er kritisk når det gjelder å korrigere polariseringseffekten etter at loggen er innsamlet.

Analyse av dobbelte ventetidsdata for Ti-estimering forblir en særlig utfordrende oppgave. I henhold til teknikkens stand er et kritisk første trinn i dataanalysen å subtrahere ekkodata (ECHOB) for den korte ventetid (TWS) fra ekkodata (ECHOA) for den lange ventetid i tidsdomenet. I praksis krever det derfor at de to ekkotog er ved nøyaktig samme dybde og har den samme vertikale samplingsfrekvens. Dette kravet gjør det vanskelig å behandle flere ventetidekkotog som er innsamlet i forskjellige gjennomkjøringer med forskjellige samplingsfrekvenser, på grunn av det brysomme arbeidet som må foretas for å interpolere de todimensjonale ekkomatrisene (typisk 500 elementer per sampel).

Det dårlige signal/støyforholdet (SNR) som inngår i Ti-analysen er en annen hovedvanskelighet i forbindelse med den kjente teknikk. Situasjonen blir forverret av subtraksjonen av ECHOB fra ECHOA fordi støynivået øker mens signalstyrken avtar i de resulterende differensielle data.

Det er behov for en fremgangsmåte til å fremskaffe Ti-informasjon fra flere ventetidsdata som fremskaffer stabile estimater og ikke er beheftet med meget dårlig signal/støyforhold. En slik fremgangsmåte bør fortrinnsvis være i stand til lett å behandle data innsamlet med forskjellige loggegjennomkjøringer med den samme eller forskjellige samplings frekvenser uten å kreve det brysomme arbeid som inngår ved interpolering av todimensjonale ekkomatriser. Foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller dette behovet.

Oppsummering av oppfinnelsen

Foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for innsamling av kjernemagnetiske resonansmålinger for et porøst medium ved å benytte flere ventetider til å bestemme Ti-relaksasjonstiden for olje i et hydrokarbonreseroar. Ti-verdiene for vann i formasjonen er representert ved en fordeling. I en dobbelt ventetidimplementering av fremgangsmåten blir data innhentet med en kort ventetid TWS valgt slik at den vætende fluidfase (for eksempel saltvann) er fullstendig (eller nesten fullstendig) relaksert, men hydrokarbonfasen er delvis relaksert, noe som gir en sekvens ECHOA, og med en lang ventetid TWL som gir en ekkosekvens ECHOB. De enkelte ekkotog blir summert, og Ti-verdiene blir bestemt fra de summerte ekkotog. Summeringen forbedrer sterkt SNR og gir en signifikant forbedring av stabiliteten til Ti-estimatene. En ekvivalent fremgangsmåte bestemmer Ti-verdier utledet fra henholdsvis summeringen av summen og differansen av de enkelte ekkotog. De forskjellige summerte verdier kan også benyttes til kvalitetskontroll av dataene.

Kort beskrivelse av tegningene

Fig. 1 er et eksempel på et NMR-ekkotog.

Fig. 2 er et flytskjema som illustrerer en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse for å bestemme den longitudinale relaksasjonstid Ti for en formasjon. Fig. 3 illustrerer et eksempel på variasjonen i T2for en

formasj on.

Fig. 4 er et flytskjema som illustrerer en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse for kvalitetskontroll av flere sett med innsamlede data. Fig. 5 er et flytskjema som illustrerer en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse for kvalitetskontroll av data innsamlet i en enkelt loggegjennomkjøring. Fig. 6 viser et eksempel på data som er blitt behandlet ved

å bruke utførelsesformen på fig. 5.

Fig. 7 er et flytskjema som illustrerer en utførelsesform av oppfinnelsen for kvalitetskontroll av data innsamlet i en formasjon hvor egenskaper ventes å være hovedsakelig konstante. Fig. 8 illustrerer forkastelse av datapunkter med unormalt

kort ekkosvinn.

Beskrivelse av den foretrukne utførelsesform

Et typisk kjernemagnetisk resonansinstrument (NMR-instrument) som kan ta målinger i henhold til foreliggende oppfinnelse, er for eksempel beskrevet i US-patent nr. 5585720, utstedt til Edwards, hvis innhold i sin helhet herved inkorporeres ved referanse. Det instrument som er beskrevet i Edwards '720-patent innbefatter en permanent magnet for å indusere et statisk magnetfelt i det medium som skal analyseres. Spesielt kan det medium som skal analyseres, innbefatte grunnformasjoner i nærheten av et borehull. Instrumentet i Edwards '720-patent innbefatter en antennespole som kan være viklet omkring magneten, kretser for å påtrykke pulser med radiofrekvens (RF) energi til antennespolen, og kretser for å detektere spenninger indusert i antennespolen som et resultat av kjernemagnetiske resonansfenomener, spesielt de for hydrogenkjerner som er tilstede i grunnformasj onene.

Som kjent på området innbefatter de RF-pulser som påtrykkes antennespolen i NMR-apparatet, slik som det som er beskrevet i Edwards '720-patent vanligvis en innledende RF-puls med en varighet og amplitude som reorienterer de nukleære spinnaksene til hydrogenkjernene i grunnformasjonene, slik at de blir hovedsakelig perpendikulære til retningen av det statiske magnetfelt som induseres av magneten. Denne første RF-pulsen induserer rotasjon på omkring 90 grader i spinnaksene til hydrogenkjernene. Senere i måleperioden som er kjent på området, blir en sekvens med ytterligere RF-pulser (kalt "refokuseringspulser"), som hver har en varighet og amplitude valgt for å reorientere de eksisterende kjernespinnakser med 180 grader, påtrykket antennespolen. Mellom refokuseringspulser blir antennespolen tilkoblet en mottakerkrets for å detektere spenninger indusert i antennespolen når kjernespinnaksene "refaser", en hendelse kalt pulsekko eller spinnekko. Kombinasjonen av tippepulsene og refokuseringspulsene er kjent som Carr-Purcell-Meiboom-Gill-sekvensen (CPMG-sekvensen). Som fagkyndige på området vil forstå avtar amplituden til de indusert spenninger fra spinnrefasen (pulsekkospenninger) etter suksessive refokuseringspulser påtrykt antennespolen. Den hastighet med hvilken amplituden til de suksessive pulsekkospenninger svinner hen, er relatert til egenskaper ved grunnformasjonene, slik som det brøkmessige volum av porerommet og den type fluider som fyller porerommet, noe som er kjent på området.

I en ikke avgjort US-patentsøknad, serienr. 09/151871 med samme søker som foreliggende søknad og hvis innhold herved inntas ved referanse, er det blitt beskrevet at refokuseringspulsene fortrinnsvis bør ha en varighet og amplitude valgt for å få kjernespinnaksene til å reorientere seg med et vinkelavvik forskjellig fra 180 grader, og mellom 100° og 135°. Med en slik refokuseringspuls blir effektbehovene redusert og signal/støyforholdet til ekkoet blir forbedret.

RF-feltet i henhold til foreliggende oppfinnelse innbefatter følgelig en pulssekvens

hvor TW er en ventetid, 90+x representerer fasevekslende tippepulser for å tippe kjernespinnene ved en vinkel som hovedsakelig er lik 90°, for å forårsake presisjon av disse, t er mellomrommet mellom de refokuserende vekselpulser og ekkosignalet. X er en optimalisert refokuseringspuls, og j=l,2,...J, hvor J er antallet innsamlede ekko i en enkelt pulssekvens.

Foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for å evaluere de petrofysiske egenskapene til et reservoar som inneholder olje og vann. Som et eksempel blir oppfinnelsen illustrert ved å bruke data innsamlet med to forskjellige ventetider TWS- og TWL og ligning (1). For et slikt eksempel kan ekkotogene representeres som

Fig. 1 viser et typisk eksempel på et støyfylt ekkotog 13. Abscissen 11 er tiden i millisekunder og ordinaten 12 er amplituden. I det enkleste tilfellet hvor indeksen k har en enkelt verdi, skisserer ligningene (2) og (3) en kurve som er summen av to eksponensialfunksjoner: ved tidspunktet null (j=0) er verdien relatert til den vannmettede porøsitet (|>water og den oljemettede porøsitet §0n. Svinnhastigheten til eksponensialfunksjonene er relatert til T2for de respektive komponenter. I dette enkle tilfellet reduseres bestemmelsen av T2til problemet med å kurvetilpasse en glatt kurve 15 som er summen av to eksponensialfunksjoner til dataene 13. I det generelle tilfellet, på grunn av

overflaterelakasasjonseffekter, kan vann ha en hvis ukjent fordeling som er analytisk representert ved et antall verdier av indeksen k.

I ligningene (2) og (3) er det blitt benyttet følgende betegnelser: aso=exp (-TWS/Tioii) , ocLO=exp (-TWL/Ti0n)

ak,sw=exp (-TWS/Tik,water) og ak,LW=exp (-TWL/Tik,water) . Uttrykkene HI referer til hydrogenindeksen.

I den foreliggende oppfinnelse er vannfasen hovedsakelig fullstendig polarisert ved hjelp av både TWS- og TWL-venteperiodene. Under disse forhold blir ligningene (2) og (3) : og

Oljefasen er skissert ved hjelp av en enkelt verdi av Ti og T2, mens verdiene av Ti og T2for vann er indeksert ved k for å betegne flere komponenter på grunn av virkningen av overflaterelaksasjon og porestørrelsefordeling på den vætende fase. I ligningene (2)-(5), er TE avstanden mellom ekko.

En ekvivalent fordeling kan defineres uttrykt ved ekkodifferansen og de gjennomsnittlige ekkosignaler:

Og som og

I ligningene (2)-(9) er samplingsindeksen blitt utelatt. Det er underforstått at alle ekkotogene som er definert ovenfor, er samplingsindekserte.

De likt adskilte ekkotog som er beskrevet i ligningene (4), (5), (8) og (9) danner en geometrisk rekke med en faktor exp(-TE/T2) . Summering over ekkotiden j i ligning (4), og bruk av summeringsregelen for en geometrisk rekke, gir

hvor og blir brukt for å forenkle notasjonen. En annen forenkling som kan gjøres, er at fordi antallet ekko som vanligvis innsamles ved NMR-logging, er tilstrekkelig stort til at N'TE er meget større enn den lengste T2-vannkomponent. Hvis den korteste Ti-vannkomponent videre er begrenset til for eksempel 4ms, så forenkles ligning (11) til

Forenklingen av ligningene (13 og (14) utgjør en valgfri utførelsesform av oppfinnelsen. Oppfinnelsen som blir nærmere beskrevet, kan praktiseres med eller uten disse forenklingene.

Summering av ligning (5) gir likeledes

summering av (8) gir mens summering av (9) gir Det er tre alternative fremgangsmåter hvor den longitudinale relaksasjonstid Ti blir bestemt i henhold til foreliggende oppfinnelse. En fremgangsmåte benytter ligningene (10) og (15) og beror på bestemmelsen av størrelsen En annen metode bruker ligningene (16) og (17) og bestemmelsen av størrelsen og en tredje metode benytter ligning (17) og bestemmelsen av størrelsen

hvor VO=<|>oiiHIoii ( 1-oclo) kan estimeres fra T2~spektrene til TWL-ekkodataene. VO er det totale oljesignal som er beregnet fra T2-oljeintervaller, mens EH er definert i ligning (14). Fremgangsmåtene krever evalueringen av 2W fra ligning (14) og 2H fra ligning (12) . I ligning (14) er <|>k,water og T2k,water delporøsiteten, og tilsvarende T2-verdier av vannkomponentene

fra de tilsvarende T2-spektere. Som det bør være kjent for fagkyndige på området, innbefatter disse T2-komponenter under en viss verdi T2cutoff. Vannhydrogenindeksen er vanligvis meget nær en. Dermed blir 2W fullstendig bestemt fra T2~spektrene.

Ved aktuell praksis kan ECHOA- og ECHOB-data gi noe forskjellige verdier av EW. I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen blir følgelig SW bestemt utfra ECAV-data.

I en utførelsesform av oppfinnelsen blir ECHOA- og ECHOB-dataene tilveiebragt i forskjellige loggegjennomkjøringer. I dette tilfellet blir EW bestemt separat for hver loggegjennomkjøring, og blir så midlet.

Hvis ligning (20) skal brukes, så må størrelsen

<t>oiiHIoii ( 1-oclo) , heretter betegnet med VO, evalueres. Dette blir også bestemt fra T2-spektrene til TWL-dataene.

krever kjennskap til T20H. I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er dette en tilnærmelse av den geometriske middelverdi av oljeintervallene i T2-spektrene.

Som nevnt ovenfor er en utførelsesform av oppfinnelsen basert på en løsning av ligning (18). Det vises nå tilbake til ligning (18), og ved å bruke definisjonen av ocSo,

Det er mer enn en måte å løse denne ligningen på. I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen blir en tilnærmet løsning først bestemt ved å sette aLolik null, noe som er ekvivalent med å anta at TWL>3Ti0n. Med denne tilnærmelsen blir det innledende estimat at Tioiilik Hvis den verdi som er gitt av ligning (22) er mindre enn TWL/3, er det ikke nødvendig med noen iterasjon. Hvis den verdi som er gitt av ligning (22) er større enn TWL/3, så blir den estimerte verdi fra ligning (22) brukt til å finne en første tilnærmelse av aLosom så blir innsatt i ligning (21), og verdien av Ti0nblir bestemt på nytt. Denne iterative prosessen fortsetter inntil

hvor s er en brukerspesifisert toleranse.

Som bemerket ovenfor er en annen utførelsesform av oppfinnelsen basert på en løsning av ligning (19). Ved å bruke ligning (19) og definisjonen av as0, fås

En første tilnærmelse til løsningen blir tilveiebragt ved å sette aLO=0, noe som gir

Ytterligere iterasjoner blir utført som beskrevet ovenfor under henvisning til løsningen av ligning (18).

Som nevnt ovenfor er en tredje utførelsesform av oppfinnelsen basert på en løsning av ligning (20). Ved å bruke ligning (19) og definisjonen av as0fås

Den første ordens tilnærmelse med aLo=0 gir

med ytterligere iterasjoner utført som beskrevet ovenfor.

Det vises nå til fig. 2 hvor et flytskjema over hovedtrinnene for bestemmelse av Ti0n er vist. Begynnende ved 101 blir minst to sett med NMR-ekkotog innsamlet med forskjellige ventetider for en RF-pulssekvens, slik som gitt av ligning (1). I en dobbelt ventetidimplementering av fremgangsmåten, blir data innsamlet med en kort ventetid TWS valgt slik at den vætende fluidfase (for eksempel saltvann) er fullstendig relaksert, men hydrokarbonfasen er delvis relaksert, noe som gir en sekvens ECHOB, og med en lang ventetid TWL som gir en ekkosekvens ECHOA. Disse ekkotogene kan fremskaffes i løpet av en eller flere gjennomkjøringer.

Hvis de flere ekkotog ikke er innsamlet i den samme loggegjennomkjøring, blir en dybdetilpasning av dataene utført 103. Denne dybdetilpasningen blir fortrinnsvis utført ved å bruke summene av ekkotogene (2ECH0A og 2ECH0B i implementeringen med den dobbelte ventetid). Summene av ekkotogene blir brukt til dybdetilpasning på grunn av det forbedrede signal/støyforhold (SNR) over de enkelte ekkotog.

Ekkotogdataene blir invertert for å gi T2-fordelingene av oljen og vannet ved å bruke kjente teknikker 105. Fra disse T2-fordelingene blir uttrykkene 2W og EH beregnet 107 etter behov, avhengig av fremgangsmåten for å bestemme Ti for oljen, det vil si om den er basert på en løsning av ligning (18), (19) eller (20). Som nevnt ovenfor er valget av ligningene (18), (19) eller (20) avhengig av den spesielle kombinasjon av de summerte tog EECHOA, EECHOB, EECAV og EECDF som er benyttet til å fremskaffe Ti. Disse kan refereres til som de første, andre, tredje og fjerde summert signaler. Hvis de individuelle datasett ikke er innhentet med det samme dybdesamplingsintervall, så blir 2ECH0A, 2ECHOB, 2W og EH interpolert og resamplet vertikalt for å gi data med den samme vertikale sampling. Slike fremgangsmåter for interpolering og resampling vil være kjent for fagkyndige på området.

Avhengig av den spesielle kombinasjon av de summerte tog EECHOA, EECHOB, EECAV og EECDF som benyttes, blir det bestemt en verdi av R som svarer til ligning (18), (19) eller (20). Basert på et innledende estimat av aLO=0 ved 113, blir et innledende estimat av Ti0n fremskaffet ved å løse ligning (22), (25) eller (27). Hvis dette innledende estimat er mindre enn TWL/3, blir det akseptert 117, 119. Hvis differansen er større enn TWL/3, blir verdien av aLooppdatert, og en ny løsning for Tioiiblir fremskaffet 121, som beskrevet ovenfor. Det blir foretatt en kontroll av differansen mellom to påfølgende Ti0n- estimater 123, og hvis differansen er mindre enn en forutbestemt terskel, blir verdien av Ti0nakseptert, 125. Hvis differansen ved 123 er større enn terskelen, blir verdiene av oclo og Tidi oppdatert iterativt.

Det skal bemerkes at summeringen av ekkotogene ECHOA og ECHOB og bestemmelsen av ECOAV og ECHODIF begge er lineære operasjoner som er ombyttbare. Følgelig er

Bestemmelsen av 2ECH0AV og 2ECHDIF fra ECHOAV og ECHODIF er dermed fullstendig ekvivalent med å bestemme EECHOAV og 2ECHDIF fra 2ECH0A og 2ECH0B.

Et annet aspekt ved oppfinnelsen er kvalitetskontrollen av NMR-loggingen. Det er vanlig praksis ved brønnlogging å innhente et lite dybdeintervall i en logg under gjentatte gjennomkjøringer. For NMR-logging må en tilfredsstillende logg være repeterbar for både porøsiteten og det karakteristiske T2-svinn av ekkotogene.

Fig. 3 er en illustrasjon av en typisk T2-porøsitetsfordeling. Abscissen 201 er verdien av T2, og ordinaten er porøsiteten til den formasjon som har en spesiell verdi av T2. Vanligvis er T2-aksen inndelt i kmax_områder 205a, 205b, 205c... og den tilhørende delporøsitet eller partialporøsitet ppor er betegnet av verdiene 207a, 207b, 207c... Den totale porøsitet i formasjonen er da gitt av

Tidligere kjente verifiseringsprosedyrer for logger beror på å fremskaffe en sammenligning mellom de totale porøsiteter som er fremskaffet i forskjellige loggegjennomkjøringer. Siden porøsitetsfordelingen er bestemt av invertering av ekkotogdata, er nøyaktigheten av ppor utsatt for feil som skyldes tilfeldig støy og inverteringsartifakter.

Å bruke summen av ekkoene i et ekkotog, har et antall fordeler i forhold til tidligere kjente fremgangsmåter. For det første reagerer ekkosummen på en eller begge variasjonene av porøsitet og T2. For det annet krever ekkosummene ikke en invertering av ekkotoget, noe som gjør det fritt for inverteringsartifakter. For det tredje har ekkosummetoden en større SNR enn de enkelte ekko og blir mindre påvirket av støy i ekkotogene.

De samme egenskaper ved behandling av ekkosummer gjør det også mulig å bestemme om et sett av flere ventetider med data har tilstrekkelige ventetider.

Disse aspektene ved oppfinnelsen er illustrert på fig. 4. Ved å starte ved 301, blir ekkotog fremskaffet for flere loggegjennomkjøringer. Disse kan være med enten den samme ventetid, i hvilket tilfelle formålet er å kontrollere kvaliteten av loggene, eller kan være med forskjellige ventetider, i hvilket tilfelle formålet er å kontrollere hvor tilstrekkelig ventetiden er for den anvendelse som er diskutert ovenfor.

Ved 303 blir summen av ekkotogene beregnet for hvert ekkotog. De individuelle ekkotog ECHO som er innhentet ved 301, blir indeksert uttrykt ved j, ekkoantallet, 1, dybden, TE, tidsavstanden mellom ekko, og TW, ventetiden. Summene av ekkoene er betegnet med SE hvor indeksen j er blitt summert over et område fra 1 til jmax.

En type kvalitetskontroll som kan utføres, er å sammenligne forskjellige loggegjennomkjøringer, og dette er vist ved 305 hvor summer SEA (1, TE, TW) og SEB(1, TE, TW) for de to ekkotogene blir sammenlignet. For denne kontrollen er ventetidene de samme for de to gjennomkjøringer. En absolutt differanse mellom de to, blir bestemt for hver dybde 1 og en sum av den absolutte differanse blir beregnet for et område med dybder fra l=litil 1=12. Hvis denne summerte, absolutte differanse er mindre enn en forutbestemt terskelverdi, er loggene akseptable 309. Hvis denne summerte, absolutte differanse overstiger en forutbestemt terskelverdi, blir loggene ikke verifisert 307 og blir flagget for videre ettersyn. Istedenfor å utføre denne kontrollen over et dybdeområde, når li=l2, kan det utføres en verifisering punkt for punkt. I en valgfri utførelsesform av oppfinnelsen kan denne verifiseringen av forskjellige loggegjennomkjøringer fortrinnsvis utføres når kontrollen ved 305 blir utført i sann tid, det vil si mens den annen loggegjennomkjøring blir utført. For denne implementeringen i sann tid blir trinnene 301 og 303 for den første loggegjennomkjøring utført i forkant av tidspunktet, og trinnene 301 og 303 for den annen gjennomkjøring blir utført mens loggingen gjennomføres.

En annen kontroll som kan utføres i forbindelse med foreliggende oppfinnelse, er vist ved 311 hvor det blir foretatt en sammenligning mellom en sum SEA ( 1, TE, TWA) av et første ekkotog innsamlet med en ventetid TWAog en sum SEB( 1, TE, TWB) av et annet ekkotog innsamlet med en ventetid TWB, hvor TWA>TWB. Hvis denne differansen overskrider en første terskel basert på SNR-betraktninger og overskrider en annen terskel basert på en ønsket kontrast i polariseringer tilknyttet de enkelte ventetider, så er ventetidene blitt valgt tilfredsstillende, 315. Hvis imidlertid differansen ikke overskrider den første og den annen terskel, så er det utilstrekkelig kontrast i polariseringene 313 som frembringes ved hjelp av de to ventetidene. Ved dette punkt finnes det en av to muligheter: den første er å redusere TWBsamtidig med at kravet til at ventetiden skal være tilstrekkelig til

hovedsakelig fullstendig å polarisere den vætende fase (vann)

i formasjonen, blir tilfredsstilt. Det annet alternativ er å øke TWA. Det sistnevnte er bare mulig hvis den opprinnelig valgte TWAikke fullstendig polariserer alle signalene.

En tredje kontroll ved 317 bestemmer en portstyrt sum over dybdene til den absolutte differanse mellom summen SEA ( 1, TE, TWA) for et ekkotog innsamlet med en ventetid TWAog summen SEB( 1, TE, TWB) av et annet ekkotog innsamlet med en ventetid TWB, hvor TWA>TWB. Denne kontrollen blir anvendt i tilfeller hvor signal/støyforholdet er dårlig eller differansesignalet er ventet å være lite, slik som i gassreservoarer. Hvis differansen er for liten, er det en indikasjon, 321, på at TWBer for lang. Hvis differansen er tilstrekkelig stor, 319, så har ventetidene blitt valgt passende store.

Et annet aspekt ved oppfinnelsen er muligheten til å identifisere endringer i undersøkelsesområdet under innsamlingen av et ekkotog. Under innsamlingen av et fullstendig ekkotog resulterer enhver endring i det følsomme volum etter påtrykningen av tippepulsene på 90° i et uriktig, hurtig svinn av ekkotoget, mens porøsitetsbestemmelsen ikke blir påvirket. Endringer i det følsomme volum kan intreffe på grunn av transversale vibrasjoner i sonden, spesielt ved MWD-anvendelser, eller på grunn av borehullsrugositet. Problemet er sammensatt i situasjoner hvor formasjonsfluidet har langsomme relaksasjonstider. Problemet er ikke lett å detektere ved å midle data fra flere sampler, ettersom det kan variere fra en dybde til den neste. I en utførelsesform av oppfinnelsen blir det gjort bruk av summen av ekkotog for å identifisere dybder hvor data er av dårlig kvalitet.

Dette er illustrert på fig. 5 hvor det er gjort bruk av både fase- og kvadraturkomponentene til ekkodataene. Disse er betegnet med EXR og EYR 401. Dette er i motsetning til konvensjonelle metoder hvor amplituden til den dybdemidlede vektorsum av EXR og EYR blir brukt i dataanalyse. DC-forskyvningen og ringingen blir bestemt separat for fase- og kvadraturkomponentdataene, 403. US-patent 4443760 til Edelstein gir et eksempel på hvordan DC-forskyvningen kan reduseres ved å bruke fasevekslede RF-pulser, det vil si hvor polariteten av den 90° tippepulsen blir reversert fra en pulssekvens til en annen. US-patent 5712566 til Taicher beskriver fremgangsmåter for å redusere virkningen av magnetoakkustisk og magnetostriktiv ringing. DC-forskyvningen og ringingen blir redusert i EXR og EYR, 405. Det neste trinn er bestemmelsen av SEXR og SEYR, de summerte EXR- og EYR-ekkotog, 407, hvor summeringen blir utført som beskrevet ovenfor. For letthets skyld er SEXR og SEYR separat normalisert til en hensiktsmessig skala, for eksempel en maksimumsverdi på 50. En kombinert plotting blir så frembrakt for å vise de skalerte SEXR og SEYR som en funksjon av dybde sammen med EXR(3) og EYR(3), den tredje sampel av de individuelle fase- og kvadraturekkotog, 411. En sammenligning ble foretatt mellom ekkosumtrasene og det tredje ekko, 413. Hvis svingningene av det tredje ekko er normale mens svingningene av ekkosummene ikke er normale, er dataene ved den dybde hvor det er en slik forskjell, upålitelige, 415. Hvis derimot dataene, svingningene av det tredje ekko og svingningene av ekkosummen, begge er normale, så er dataene ved disse dybdene pålitelige.

Fig. 6 gir et illustrerende eksempel som viser en sammenlignende plotting. Ordinaten er den dybde der målingene er tatt ved hjelp av et loggeinstrument, og abscissen er NMR-målingen. 505 er loggen for kvadraturkomponenten til det tredje ekko EYR(3) målt av NMR-instrumentet, mens 507 er summen av ekkoene SEYR. EYR(3) viser typiske svingninger som kan forbindes med porøsitetsendringer i formasjonen. Det er dybder, markert med 509a, 509b og 509C, hvor SEYR viser

"spisser" som indikerer unormale svinn av ekkotogene. Data ved disse dybdene er suspekte.

Fig. 7 illustrerer en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse for bruk i forholdsvis homogene intervaller hvor det, basert på andre loggeinformasjoner (det vil si porøsitet), er ventet liten variasjon i NMR-signalene. Slike intervaller er vanligvis forbundet med

hydrokarbonreservoarer. Fase- og kvadraturdata blir innsamlet, 601, som diskutert ovenfor, og DC og ringing blir fjernet, 605. De summerte fase- og kvadratursignaler SEXR og SEYR blir bestemt 607. En kryssplotting av porøsitet og enten SEXR eller SEYR blir konstruert for alle datasampler innenfor intervallet 607. Et eksempel på en slik kryssplotting er vist på fig. 8 hvor abscissen 701 er porøsiteten og ordinaten er det summerte signal (SEXR eller SEYR); i eksempelet på fig. 8 er SEYR plottet. De fleste datapunktene danner en rimelig veldefinert klynge, 705, men det er flere datapunkter som er "uteliggere" som definert ved en linje slik som 707. Disse samplene har en unormalt kort ekkosvinnkonstant. Som kjent for fagkyndige på området, ville elektronikkproblemer og unormal sondebevegelse under innsamlingen av ekkotogene forårsake nettopp et slikt unormalt kort ekkosvinn. Disse uteliggerne med unormalt lave verdier av SEYR blir følgelig forkastet (609 på fig. 7) og de gjenværende datapunkter kan brukes til ytterligere behandling og analyse 611.

Grunnen til å bruke det tredje ekko for en slik sammenligning, er at de første to ekkoene typisk oppviser store variasjoner i "nedringingen" av instrumentet.

Claims

1. Fremgangsmåte for å bestemme en parameter av interesse for et volum av en grunnformasjon i et reservoar i nærheten av et borehull, hvor parameteren av interesse omfatter minst en av en longitudinal relaksasjonstid (Ti) og en transversal relaksasjonstid (T2) (207) for et fluid i reservoaret,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter følgende trinn: a) å bruke en magnetenhet på en borehullssonde som forflyttes i borehullet ved minst en dybde for å frembringe et statisk magnetfelt i volumet av formasjonen, for derved å innrette kjernespinn innenfor volumet parallelt med en retning av det statiske felt; b) å produsere et radiofrekvent (RF) magnetfelt i volumet av formasjonen med en antenne på borehullssonden, hvor RF-magnetfeltet har en retning ortogonalt til en retning av det statiske felt, idet RF-feltet omfatter en første pulssekvens TWA-90-(t-X-t-ekko)jfor å frembringe et første ekkotog (13,15), og minst en andre pulssekvens TWB-90-(t-X-t-ekko)jfor å frembringe minst et andre ekkotog (13,15), hvor 90 er en tippepuls for å tippe kjernespinnene med en vinkel som hovedsakelig er lik nitti grader for å forårsake presesjon av disse, TWAer en første ventetid, TWBer en andre ventetid, X er en refokuseringspuls, og j=l,2,...J, hvor J er antallet ekkoer innsamlet i en enkelt pulssekvens; c) å måle, med borehulssonden, det første og minst et andre ekkotog (13,15); d) å bestemme minst ett summert signal (107, 303) valgt fra den gruppe som består av: (i) en sum av det første ekkotog (13,15), ECHOA(j), som definerer et første summeringssignal EECHOA(j), (ii) en sum av det minst ene andre ekkotog (13,15), ECHOB(j), som definerer et andre summeringssignal EECHOB(j), (iii) en sum av en middelverdi av det første og det minst ene andre ekkotog, der summen av middelverdien til ekkoene ECHOA(j) og ECHOB(j) fra det første og det minste ene andre ekkotoget resulterer i E((ECHOA(j)+ ECH0B(j))/2, som definerer et tredje summeringssignal, og, (iv) en sum av en differanse mellom det første ekkotog (13,15) og det minst ene andre ekkotog (13,15), der summen av differansen mellom ekkoene ECHOA(j) og ECHOB(j) fra det første og det andre ekkotoget resulterer i S(ECHOA(j)- ECHOB(j)), som gir et fjerde summeringssignal; e) å bestemme transversal relaksasjonstid T2(207) for oljen i reservoaret; f) å bestemme transversale relaksasjonstider T2(207)for vann for i reservoaret; og g) å bestemme parameteren av interesse fra de minst to summerte signalene og T2-fordelingene (207) av olje og vann, der den første ventetiden TWAer forskjellig fra den andre ventetiden TWB.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor parameteren av interesse omfatter en longitudinal relaksasjonstid Ti for olje i reservoaret.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvor TWBer tilstrekkelig lang til delvis å polarisere oljen i formasjonen og polarisere hovedsakelig alt vannet, og hvor TWAer større enn TWB.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor den minst ene dybde videre omfatter et antall dybder.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvor den første pulssekvens og den annen pulssekvens blir påtrykt i en eller flere loggegjennomkjøringer.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor refokuseringspulsen er en optimalisert refokuseringspuls.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor det minst ene summerte signal videre omfatter det første summeringssignal og det annet summeringssignal, og hvor bestemmelsen av parameteren av interesse videre omfatter å benytte de første og andre summeringssignaler.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det første og det minst ene annet ekkotog blir innsamlet i forskjellige gjennomkjøringer av loggesonden, og hvor bestemmelsen av parameteren av interesse videre omfatter dybdetilpasning ved å bruke de første og andre summeringssignaler.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor det minst ene summerte signal videre omfatter det tredje summeringssignal og det fjerde summeringssignal, og hvor bestemmelsen av parameteren av interesse videre omfatter å bruke de tredje og fjerde summeringssignaler.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor det første og det minst ene annet ekkotog blir innsamlet i forskjellige gjennomkjøringer av loggesonden, og hvor det minst ene summerte signal videre omfatter det første summeringssignal og det annet summeringssignal, og hvor bestemmelsen av parameteren av interesse videre omfatter dybdetilpasning ved å bruke de første og andre summeringssignaler.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor det minst ene summerte signal videre omfatter et fjerde summeringssignal, og hvor bestemmelsen av parameteren av interesse videre omfatter å bruke det fjerde summeringssignal.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor det første og det minst ene annet ekkotog blir innsamlet i forskjellige gjennomkjøringer av loggesonden, og hvor det minst ene summerte signal videre omfatter det første summeringssignal og det annet summeringssignal, og hvor bestemmelsen av parameteren av interesse videre omfatter dybdetilpasning ved å bruke de første og andre summeringssignaler.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det minst ene summerte signal videre omfatter det første summeringssignal og det annet summeringssignal, og hvor TWAer større enn TWB, idet fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: (i) å bestemme en absolutt differanse mellom det første og det annet summeringssignal ved den minst ene dybde; og (ii) å endre minst en av TWAog TWBhvis den absolutte differanse er mindre enn en forutbestemt verdi.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvor den minst ene dybde videre omfatter et antall dybder, idet fremgangsmåten videre omfatter å bestemme en sum av de absolutte differanser over antallet dybder, og å endre minst en av TWAog TWBhvis summen av de absolutte differanser er mindre enn en forutbestemt verdi.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det minst ene summerte signal videre omfatter det første summeringssignal og det annet summeringssignal, hvor TWAer lik TWB, og hvor den første og den minst ene annen pulssekvens henholdsvis blir påtrykt i en første loggegjennomkjøring og en annen loggegjennomkjøring, idet den annen loggegjennomkjøring inntreffer etter den første loggegjennomkjøring, hvor fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: (i) å bestemme en absolutt differanse mellom det første og det annet summeringssignal ved den minst ene dybde; og (ii) å flagge for nærmere undersøkelse av de første og andre ekkotog hvis den absolutte differanse er større enn en forutbestemt verdi.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 18, hvor den minst ene dybde videre omfatter et antall dybder, idet fremgangsmåten videre omfatter å bestemme en sum av de absolutte differanser over antallet dybder, og å flagge for nærmere undersøkelse av de første og andre ekkotog hvis den absolutte differanse er større enn en forutbestemt verdi.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 18, hvor det annet summeringssignal blir bestemt under den annen loggegj ennomkj øring.