NO342351B1 - Fremgangsmåte for å bestemme fluidegenskaper i en geologisk formasjon ved bruk av samtidig avspenningstidsinversjon - Google Patents

Abstract

I noen utførelser kan apparater og systemer, likeledes fremgangsmåter drives for å samle inn fluidsignaturdata som representerer flere nukleære magnetiske resonansekkokjeder knyttet til fluider i et materiale for samtidig å invertere flere avspenningstidsmodeller for å tildanne inverterte resultater og for å bestemme fluidegenskaper ved bruk av de inverterte resultatene. Avspenningstidsmodellene kan knyttes til fluidene ved bruk av fluidsignaturdataene for begrensning av forhold for T1-avspenningtider mot T2-avspenningstider.

Description

Beslektede søknader

Denne redegjørelsen er knyttet til PCT søknad serienr. PCT/US2006/021973, med tittel ”Fluid Typing”, innlevert 6. juni 2006, og PCT søknad serienr. PCT/US2006/028621, med tittel ”Fluid Saturation Estimation”, innlevert 21. juli 2006, begge overdratt til søkeren for utførelsene avdekket her, Halliburten Energi Services, Inc., og innlemmet her med henvisning i sin helhet.

Teknisk område

Ulike utførelser omtalt her vedrører prøvingen av egenskaper for ulike typer av forhold, innbefattende apparater, systemer og fremgangsmåter brukt for å bestemme fluidegenskaper.

Bakgrunnsinformasjon

Fluider (f.eks. olje, vann, gass) finnes i et mangfold av materialer som innbefatter geologiske formasjoner. Det er ofte nyttig å fastlegge egenskapene til et fluid eller til mangfoldige fluider, så som viskositet, diffusitet og fluidtype. Fluididentifikasjonsmodeller basert på nukleær magnetisk resonans (NMR) bruker NMR-målinger for å samle fluidsignaturdata fra et valgt materiale i formen av ekkokjeder som inneholder informasjon om avspenningstider, som i sin tur kan brukes for å identifisere fluider og fastlegge fluidegenskaper. Interesserte lesere kan henvise til US patent nr.6.512.371 som omtaler hvorledes NMR-data kan samles inn.

US 2004196038 A1 omhandler et system som innbefatter i en brønnhullsprosessor innrettet for å samle inn og behandle NMR-data nede i et borehull i sanntid.

Brønnhullsprosessoren styrer innsamlingen av NMR-dataene basert i det minste delvis på instruksjoner sendt ned i borehullet fra et overflatested og i det minste delvis på evaluering av brønnhullstilstander av ekspertsystemet. Brønnhullstilstandene innbefatter boreoperasjonsforhold (innbefattende bevegelsessensorer) samt litologi og fluidinnhold i formasjonen fremskaffet fra andre MWD-data. Ventetiden, antall ekko, antall repetisjoner av en ekkosekvens, interekko-tid, båndbredden og formen til vippe- og refokuserings-pulsene kan endres dynamisk.

US 2003214286 A1 omhandler en fremgangsmåte for å bestemme en jordformasjonsegenskap fra kjernemagnetiske resonansmålinger som inkluderer å anvende undertrykkingsfunksjoner for å rotere ekkoer i minst ett burstmålesett for å frembringe et modifisert burstdatasett.

WO 2005036208 A2 beskriver system og metoder for bruk av NMR-magnetiske resonansmålinger (NMR) T1-målinger for wireline-, LWD- og MWD-applikasjoner og nedhulls NMR-væskanalysatorer. T1-målingene er karakterisert av ufølsomhet for bevegelse, da de skadelige effekter som oppstår ved hjelp av verktøybevegelser eller væskestrømning effektivt reduseres eller elimineres.

For å bestemme fluidegenskaper kan ekkokjeder brukes for å estimere avspenningstidsfordelinger av NMR T1og T2. Uheldigvis kan totale porøsitetsverdier avledet særskilt fra T1- og T2-avspenningstidsfordelinger ikke stemme overens, noe som gir opphav til fortolkningsusikkerheter med hensyn til fluidtypedataene.

Kortfattet omtale av tegningene

Fig. 1 illustrerer en stor NMR-T1-måling som omfatter atskillige NMR-T2-målinger langs en T1-oppbygningskurve i samsvar med ulike utførelser av oppfinnelsen.

Fig. 2 illustrerer den mulige grensen av et todimensjonalt volumetrisk porøsitetsløsningsrom i samsvar med forskjellige utførelser av oppfinnelsen.

Fig. 3A og 3B illustrerer henholdsvis separate og kumulative T1- og T2-fordelinger i samsvar med avvikende utførelser av oppfinnelsen.

Fig. 4 illustrerer en avbildning av porøsitetsfordeling i samsvar med ulike utførelser av oppfinnelsen.

Fig. 5 illustrerer et apparat i samsvar med forskjellige utførelser av oppfinnelsen.

Fig. 6A-6B illustrerer apparater og systemer i samsvar med avvikende utførelser av oppfinnelsen.

Fig. 7 illustrerer et fremgangsmåteflytskjema i samsvar med ulike utførelser av oppfinnelsen.

Fig. 8 er et blokkdiagram av en gjenstand i samsvar med avvikende utførelser av oppfinnelsen.

Detaljert omtale

I noen utførelser av oppfinnelsen kan utfordringene omtalt over avhjelpes ved bruk av målinger med nukleær magnetisk resonans (NMR) for å samle inn fluidsignaturdata fra et valgt materiale (f.eks. en geologisk formasjon) i formen av ekkokjedeinformasjon. Deretter kan det brukes et mangfold av tilnærminger for å oppklare porøsitetsmålinger. Én kan betegnes todimensjonal fluidprøving av egenskaper, eller ”2DFC”, og en annen kan betegnes dualspektraanalyse eller ”DSA”.

Ved 2DFC kan både T1- og T2-avspenningstidsfordelinger fastslås ved det samme tidspunktet eller hovedsakelig samtidig. Sammenfallet av T1- og T2-data i et todimensjonalt plan tillater utvikling av en avbildning av porøsitetsinformasjon som er forholdsvis lettvint å fortolke, fordi lokaliseringen av ulike fluidtyper ofte er omgående åpenbar. Selv om ingen antakelse med hensyn til polariseringen av fluidet kan behøves, kan tiden brukt for å finne en løsning være lenger enn ønsket. Den nødvendige databehandlingstiden avhenger av mange faktorer som innbefatter: (1) antallet av innsamlede ekkoer; (2) forholdet mellom signal og støy for de innsamlede dataene; (3) de involverte fluidtypene og –volumene; og (4) den ønskede oppløsningen i det todimensjonale T1- og T2-rommet.

Ved DSA er løsningsmåten hovedsakelig sekvensiell ettersom samtidig inversjon av T1-T2skjer etter en tid-null-inversjon. Selv om gevinsten ved å finne en løsning hurtigere kan tilflyte, skjer dette på bekostningen av antakelsen at fluidet er fullstendig polarisert. I tillegg er ingen avbildning av porøsitet tilgjengelig; kun de innbyrdes fordelingene av individuelle T1- og T2-avspenningsdata, og fordelingen av porøsitet ved hvert punkt er ukjent. Ytterligere prøvetaking ved ulike lokaliseringer kan behøves for å bekrefte fortolkning av dataene. Til sist kan feil samles opp på grunn av estimater brukt i den tidlige delen av løsningsprosessen.

For formålene i henhold til dette dokumentet er et ”fluid” hvilket som helst materiale som har en NMR-tverrgående avspenningstidskonstant (dvs. T2) på mer enn 1 millisekund, og variablene brukt her er definert som følger:

D = selvdiffusjonskoeffisient [cm<2>/s]

G = verktøyavhengig magnetisk feltgradient [G/cm]

i = indeks for sekvenstallet [enhetsløs]

j = indeks for ekkotallet [enhetsløs]

K0= matrise for modeller knyttet til innsamlede ekkokjededata [enhetsløs] K0A= K0knyttet til innsamlede ekkokjededata yA[enhetsløs]

K1= atskilt langsgående avspenningstidskjerne [enhetsløs]

K2= atskilt tverrgående avspenningstidskjerne [enhetsløs]

K2A= K2knyttet til innsamlede ekkokjededata yA[enhetsløs]

Lx= regulariseringsmatrise [enhetsløs]

M = matrise for innsamlede ekkokjeder for én sekvens [enhetsløs] m = totalt antall av ekkoer i målingen av T1T2

mA= antallet av ekkoer i ekkokjeden med den lengste ventetiden [enhetsløs] m = vektor for tid-null-ekkoamplituder [enhetsløs]

nE= antallet av innsamlede ekkoer for hver ventetid [enhetsløs]

ntW= antallet for ventetider brukt i innsamlingen [enhetsløs]

n1= antallet av diskretiserte verdier i en T1-avspenningsfordeling [enhetsløs] n2= antallet av diskretiserte verdier i en T2-avspenningsfordeling [enhetsløs] P = T1-polarisasjonsmatrise [enhetsløs]

t = målingstid [ms]

S = poreoverflateareal [µm<2>]

T1= langsgående avspenningstid [ms]

T1B= T1-mengde [ms]

T1S= T1-overflate [ms]

T2= tverrgående avspenningstid [ms]

T2B= T2-mengde [ms]

T2D= T2-diffusjon [ms]

T2S= T2-overflate [ms]

TE= tid mellom ekkoer (dvs. ekkoavstandstid) langs en ekkokjede [ms] Tw= ventetid [ms]

T<=>

waventetid knyttet til innsamlede ekkokjededata yA[ms]

V = fluidvolum i en pore [µm<3>]

X = atskilt todimensjonal sannsynlighetsdensitetsfunksjon [p.u.]

x = vektorisert versjon av X [p.u.]

xT1= T1-fordeling i DSA-metode

xT2A= T2-fordeling i DSA-metode tilsvarende ekkokjededata yA[p.u.] Y = matrise av målte ekkoer [p.u.]

y = vektor av innsamlede ekkokjededata [p.u.]

yA= innsamlede ekkokjededata for lengste ventetid [p.u.]

αx= regularisasjonsparameter [enhetsløs]

κ1= kontinuerlig diffusjonskjerne [enhetsløs]

κ2= kontinuerlig avspenningskjerne [enhetsløs]

� = overflateavspenning for den fuktede fasen [µm/ms]

γ = 2�4258 = proton gyromagnetisk forhold [Hz/G]

Fig. 1 illustrerer en NMR-T1-måling som omfatter atskillige NMR-T2-målinger langs en T1-oppbygningskurve 110 i samsvar med forskjellige utførelser av oppfinnelsen. I denne målesammenhengen kan en datasekvens 116 defineres som en NMR-T1-måling, omfattende ntwventetider twsom resulterer i ulike polarisasjonsnivåer på T1-oppbygningskurven 110. Etter hver ventetid twkan nEekkoer samles inn med en ekkoavstand på tE, noe som resulterer i en ekkokjede 120. I noen utførelser av oppfinnelsen kan hver av disse ekkokjedene 120 (yA, yB, yCetc.) brukes for å gjenvinne ekkoene på T1-oppbygningskurven 110 (f.eks. tid-null-ekkoer) via standardlineære T2-inversjonsprosedyrer.

For formål av romlig økonomi vil prosessen med lineær inversjon ikke drøftes i detalj, ettersom den er velkjent for dem med ordinær erfaring innen teknikken. Lesere som ønsker å lære mer om hvorledes T2-fordelinger kan estimeres fra en eneste ekkokjede (f.eks. som et standard minste kvadrats problem) kan imidlertid konsultere ”NMR Pore Size Distributions and Permeability at the Well Site” av Prammer, SPE paper 28368, 69th Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 1994; ”Practical Optimization”, av Gill m.fl., Academic Press, London and New York (1981); og ”User’s guide for LSSOL (version 1.0): A Fortran pckage for Constrained Linear Least-Squares and Convex Quadratic Programming”, av Gill m.fl., Technical Report SOL 86-1, Systems Optimization Laboratory, Dept. of Operations Research, Stanford University, 1986.

For å sikre at total porøsitet og T2-fluidkomponenter er oppløst nøyaktig via en eneste T2-måling er en lang ekkokjede (f.eks. ett tusen eller flere ekkoer) ved bruk av en lang ventetid (f.eks. omtrent 10-20 sekunder) nyttig. Dette skyldes at en gyldig T2-måling krever full polarisasjon før datainnsamling. Faktisk kan noen fluider, så som bulkvann, bruke en ventetid på 60 sekunder eller mer for å nå full polarisasjon. Oppløsning av T1-fluidkomponenter tar i bruk ekkokjeder som svarer til multiple ventetider hvis ekkokjeder kan være betydelig kortere (f.eks. på størrelsen av ti ekkoer) enn ekkokjeden påkrevd for fullstendig å oppløse T2-komponenter. Dette skyldes at T1-fluidkomponentene kan avledes fra informasjon om T1-oppbygningkurven 110. Økning av lengden til ekkokjedene kan resultere i forbedret nøyaktighet for tid-null-oppfanginger på T1-oppbygningskurven 110 og følgelig forbedrer nøyaktigheten av T1-fluidkomponentene.

I visse tilfeller krever en tilstrekkelignøyaktig fastlegging av total porøsitet og T1-fluidkomponenter ikke at fluidet polariseres fullstendig, noe som reduserer behovet for ekstremt lange ventetider. Når både T1- og T2-fluidkomponenter er ønsket, er ekkokjeder ved multiple ventetider påkrevd. Dataseriene som har den lengste ventetiden trenger imidlertid ikke å være så lang, ettersom ekkokjeder for kortere ventetider bærer noe av T2-informasjonen for å resultere i avspente fordringer i den lengste ventetiden. I tillegg behøver den lengste ventetiden ikke å være så lang dersom fysiske forhold mellom T1- og T2-komponenten er tatt i betraktning når oppløsning av fluidkomponentene. Dette vil drøftes i større detalj under.

Innsamling av slike ekkokjededata er anvendelig for både 2DFC- og DSA-metodene. T1-spektrumdata kan leveres av en formasjonstester, så som ”Reservoir Description Tool (RDT<TM>), tilgjengelig fra Halliburton Company’s Energy Services Group, ved bruk av et nedhulls NMR-fluidanalyseverktøy, innbefattende den integrerte MRILab<®>-tjenesten levert av Halliburton Energy Services. Eksempler kan tas og spares i et nedhulls verktøyprøvekammer (f.eks. et prøvekammer til Halliburton Reservoir Description Tool (RDT<TM>)). Et datasett som innbefatter flere NMR-ekkokjeder kan likeså samles inn ved bruk av et verktøy for magnetisk resonansavbildende logg (MRIL), liknende eller identisk med de formasjonsevaluerende og NMR-loggende verktøymodellene MRIL-Prime, MRIL-XL og MRIL-WD utviklet av NUMAR Corporation of Exton, Pennsylvania.

For å prøve egenskaper av fluidet ved bruk av 2DFC-metoden kan man begynne ved betegning av M som de målte dataene med indekseringer A, B, C,… etc. tilsvarende de ntW-avvikende ekkokjedene i avtagende rekkefølge av ventetid, slik at MA(t) svarer til ekkokjeden for den lengste ventetiden. I mange av de ulike avdekkede utførelsene antar man kun likeså at total porøsitet i T1- og T2-fordelingen er hovedsakelig identisk.

De målte dataene for en spesiell ventetid MA(t) kan knyttes til den todimensjonale sannsynlighetsdensitetsfunksjonen f(T1,T2) ved et Fredholm-inetgral av den første typen:

For å forenkle problemet kan de ukjente parameterne T1og T2diskretiseres i henhold til n1- og n2-verdier, slik at de kun ukjente i likningen (1) er komponentene i funksjonen f(T1,T2). Således kan i matrisenotasjon den diskretiserte versjonen av likning (1) skrives som:

og mAbetegner antallet av ekkoer i hver ekkokjede. I et rammeverk for optimering kan problemet for å bestemme X da antas som:

Ved leksikografisk ordning av matrisene X og Y i vektorer kan likning (3) reduseres til et endimensjonalt problem på den følgende vektoriserte formen, der ”*” anger en matematisk optimal løsning:

der ,g De gjenværende ventetidenekan inkluderes i dette rammeverket ved tilforming av det følgende optimeringsproblemet:

der K 0��<m�n>1<n>2

,<y �� m� 1>

og m betegner det totale antallet av ekkoer i en T1T2-måling.Matrisene K1og K2er rangavhengige, slik at løsning av likning (5) er et ugunstig betinget problem. For å få en meningsfull løsning kan uttrykk for regularisering (utjevning) tilføyes likning (5) som følger:

(6)

der er en regulariseringsparameter som avhenger av utjevningen av løsningen og m<�>n1n2

xer en regulariseringsmatrise.

I tillegg til regularisering (utjevning) av løsningsvektoren x kan likning (6) utvides for å inkludere eksplisitte regulariseringsuttrykk for T1- og T2-fordelingen ved tilføying av ytterligere uttrykk som innbefatter regulariseringsparametere α<T>og α<2 T 1>, likeledes regulariseringsmatriser L<T 2>og L<T 1>, som er blitt forvalgt. Denne aktiviteten kan uttrykkes med den følgende likningen:

Likning (7), av hvilken løsningen kan sees som et diagram for porøsitetsfordeling på fig. 4 drøftet under, kan løses på en standard minste kvadrats måte, men kan computermessig være intensiv og bruke betydelige mengder av minnet. For eksempel kan løsning av likning (7) med m=1000, p=7, n1=50 og n2=50 kreve en tid på en time ved bruk av en standard laptop computer. For mer effektivt og robust å løse likning (7) kan størrelsen av problemet reduseres ved å legge merke til at deler av det todimensjonale T1-T2-rommet er ugjennomførbare. Attributten som kan brukes for å definere de ugjennomførbare områdene i det todimensjonale T1-T1-rommet er R-fordelingen, der R=T1/T2(dvs. R betegner forholdet T1/T2).

For å studere R er det til hjelp å legge merke til de følgende velkjente forholdene for T1-og T2-avspenningstid:

der indekser B, S og D står for henholdsvis bulk, overflate og diffusjon. I tillegg har:

der<�>= overflateavspenning for den fuktende fasen (fluid nær steinen i formasjonen, antatt å være vann), S = poreoverflateareal, V = fluidvolum i poren, D = selvdiffusjonskoeffisient, γ = protongyromagnetisk forhold, og G = magnetisk feltgradient. Likningen (8)-(12) kan kombineres for å tilforme R som følger:

det kan nå sees at for store porer (f.eks. ingen stein tilstede)

og for små porer

I store porer (slik som kan være tilfellet for data fra en nedhulls fluidanalysator, så som MRILab) er R således hovedsakelig påvirket av diffusjon, mens i små porer kan derimot R styres med et forhold av overflateavspenninger. I tidligere inversjonsmetoder var R antatt å være et akalartall, men det er viktig å erkjenne at R, slik som omtalt her, faktisk er en fordeling.

R-fordelingen for vann kan være unimodal (f.eks. med en eneste spiss) i bulkfluider. På grunn av tilstedeværelsen av både ikke-reduserbart vann (f.eks. vann som ikke kan til virkes fra en formasjon) og fritt vann i forskjellige formasjoner kan imidlertid overflateavspenning utvide R-fordelingen. Ved bruk av MRIL-Prime-verktøyet kan R for vann spenne for eksempel fra omtrent 1 til 30 innenfor driftstemperaturområdet, mens for MRIL-XL-verktøyet kan R for vann derimot variere fra omtrent 1 til 7. Forskjellen i R mellom de to verktøyene oppstår fordi diffusjonsvirkningen er verktøyavhengig (se likning (12) og gradienten G).

For den ikke-fuktende fasen (f.eks. fluid som ikke er nær steinen i formasjonen) kan overflateavspenning ignoreres, slik at R primært er styrt av diffusjon. På grunn av en høy selvdiffusitet har gass en høy R-verdi, typisk på størrelsen av omtrent 50 eller større når bruk av MRIL-Prime-verktøyet, og omtrent 10 eller høyere når bruk av MRIL-XL-verktøyet. På grunn av et bredt spekter av viskositet kan R-verdien for olje ha det samme området som det til bulkvann, selv om R-fordelingen for olje ikke kan være unimodal - avhengig av sammensetningen til oljen. Forutsatt denne informasjonen kan det lett sees at når en blanding av ikke-reduserbart vann og fritt vann er tilstede i en geologisk formasjon, kan R-fordelingen være bred med mangfoldige spisser. Tatt sammen antyder disse faktorene at R-verdiene omtalt over kan brukes for å unngå løsning av likning (7) for ugjennomførbare områder av T1-T2-rommet.

Fig. 2 illustrerer den gjennomførbare grensen 200 for et todimensjonalt volumetrisk porøsitetsløsningsrom 206 i samsvar med ulike utførelser av oppfinnelsen. Figuren dokumenterer bruken av et MRIL-Prime-verktøy med tE=0,9, og antatte reservoartilstander på 90 C og 3000 psi. Verdier for T2og T1Bfor vann (T2W210 og T1WB215) og gass (T2G220 og T1GB225) er vist, som også dødoljekurven 230 er (tilsvarende olje med et forhold mellom olje og gass på null). R-verdier som svarer til R = 1 (232) , R =2 (233), R = 5 (234), R = 10 (235), R = 20 (236), R = 50 (237) og R = 100 (238) er likeså vist som en serie av diagonale linjer som krysser det volumetriske porøsitetsløsningsrommet 206. Atskillige begrensninger fastlagt hovedsakelig av de fysikalske egenskapene til vann og olje kan brukes for å begrense størrelsen av T1-T2-rommet til grensen 200, innbefattende:

● Siden R ≥ 1 ved grense 240 (fordi T1ikke er mindre enn T2), er det lett å se at den nedre halvdelen av rommet 206 er ugjennomførbart.

● På grunn av de fysiske realitetene av overflateavspenning for porer med liten størrelse kan det sikkert antas at ikke-reduserbart vann har R ≤ 5 ved grense 250. ● Ved den forventede T2-verdien for gass (T2G) langs grense 260, R ≤ 50 siden gass, vann og olje kan være tilstede.

● Etter hvert som T2øker ytterligere, kan lettere og lettere olje være tilstede og R ≤ 50 langs grense 240 er svakere (fordi R av olje ≤ R av gass).

● Viskositeten til olje er vanligvis ikke vesentlig mindre enn den til vann, derfor vil T1av oljen ikke vesentlig overstige den til vann langs grense 280.

● Ingen relevante fluider oppviser en T2større enn den til fritt vann langs grense 290.

Således innbefatter den mulige grensen 200 kun en fraksjon av det originale rommet 206 og løsning av likning (7) med m=1000, p=7, n1=50, og n2=50 ved bruk av begrensningene over reduserer computertiden med en laptop computer til noen få sekunder. Ytterligere begrensning av verdiene for n1=30 og n2=30 kan redusere computertiden til en fraksjon av et sekund.

Nå vendt mot DSA-metoden som ofte kan utføres med enda større hastighet enn 2DFC-metoden, kan det sees fra likning (2) at hvert av de målte ekkoene i en ekkokjede (f.eks. ekkokjede A) kan knyttes til T1og T2som følger:

Problemet presentert av likning (16) med hensyn til løsning for T1og T2er imidlertid ulineær. Følgelig bruker noen utførelser tid-null-inversjon og T1-T2-inversjon (idet begge er lineære problemer) i en sekvens for å finne en løsning. Det bør legges merke til at denne typen av tid-null-inversjon ikke er brukt i 2DFC-prosessen.

Et lineært problem kan således tilformes ved først å finne tid-null-ekkoene for hver ventetid i et gitt datasett. Dette svarer til det følgende T2-inversjonsproblemet:

der

og betegner T2-fordelinger for de tre lengste ventetidene. Atter kan ett eller flere regulariseringsuttrykk tilføyes for å gi den følgende lineære minste kvadrats tid-nullinversjonen:

(18)

Etter å ha løst optimeringsproblemet (18) kan tid-null-ekkoet på T1-oppbygningskurven for hver ventetid skaffes ved summering av amplitudene i den tilsvarende T2-fordelingen xT 2A, xT 2Bog xT 2Cetc. Fordelen med inkludering av alle ventetider i det samme problemet er at begrensninger på forholdene mellom T2-fordelinger for ulike ventetider kan benyttes når løsning av likning (18). For hver tverrgående avspenningstid bør porøsiteten for eksempel avta monotont med ventetid. Når tid-null-ekkoene er blitt funnet kan den samtidige T1T2-inversjonen tilformes.

Betegning av vektoren for tid-null-ekkoer med m��<ntW x 1>, og T1-polariseringsmatrisen med P �1�e<�tW / T 1>kan det samtidige T1T2-inversjonsproblemet da tilformes som:

Legg merke til at T2-fordelingen xT 2Ai likning (19) svarer til den sanne T2-fordelingen kun dersom den lengste ventetiden er fullstendig polarisert; ellers er den fastlagte T2-fordelingen kun tilnærmet. Tilføying av T1- og T2-regulariseringsuttrykk resulterer i det følgende lineære minste kvadratproblemet:

(20)

Det er således enkelt å se at inkludering av alle ventetider og begge avspenningsfordelinger i det samme problemet tillater at begrensninger på forholdene mellom T2-fordelingene for forskjellige ventetider, likeledes mellom to avspenningsfordelinger, skal benyttes. Noen av de mest nyttige begrensningene er de på total porøsitet mellom T1- og T2-fordelingen, likeledes de på T1T2–forholdet R.

Fig. 3A og 3B illustrerer henholdsvis separate og kumulative T1- og T2-fordelinger i samsvar med forskjellige utførelser av oppfinnelsen. På fig.3A kan de separate fordel ingene av T1-avspenningstidene 310 og T2-avspenningstidene 320 sees. På fig.3B er det vist de kumulative summene av T1-avspenningstidene 330 og T2-avspenningstidene 340 avledet fra fig. 3A. Begrensningen R ≥ 1 svarer til T1≥ T2, noe som innebærer at den langsgående avspenningstiden ved en spesiell kumulativ amplitude er større enn eller lik den tverrgående avspenningstiden. På fig.3B kan leseren se at denne begrensningen er oppfylt for alle kumulative amplituder ved å legge merke til at amplituden for kurven av summert T2-avspenningstid 340 er ved eller over amplituden for kurven av summert T1-avspenningstid 330. Begrensninger, så som R≤Rmaxkan iverksettes på en liknende måte. Ved en kumulativ amplitude av 3,3 på fig. 3B er for eksempel T2-avspenningstiden 35 millisekunder og T1-avspenningstiden 1200 millisekunder, noe som svarer til et forhold R på omtrent 34. Legg merke til at R øker med økt horisontal atskillelse mellom de to kurvene.

Fig. 4 illustrerer en avbildning av en porøsitetsfordeling 400 i samsvar med ulike utførelser av oppfinnelsen. Et diagram av den normaliserte summen av forholdsfordelingene over alle avspenningstider 406, sortert i samsvar med to grupper (f.eks. gruppe 1 innbefatter forhold 1-5, gruppe 2 innbefatter forhold 5-10 etc.) er likeså vist. Mens løsning av likning (7) i samsvar med 2DFC-metoden derimot kan gi denne typen av avbildning av porøsitetsfordeling 400, gir løsning av likning (20) i samsvar med DSA-metoden kun projeksjoner av avbildningen på T1- og T2-aksen (f.eks. slik som T1-projeksjon 410 og T2-projeksjon 420) tilsvarende T1- og T2-fordelingen. Disse projeksjonene 410, 420 (se likeså fig.3A) gir mindre informasjon enn avbildningen av porøsitetsfordeling 400.

For eksempel kan bruk av avbildningen av porøsitetsfordeling 400 ved hver avspenningstid vedrøre porøsitet kontra forholdet R, noe som underletter forbedret fluidprøving av egenskaper. Ved bruk av T1- og T2-fordeling 410, 420 alene, slik som gitt med DSA-metoden, vites ikke ved hver avspenningstid fordelingen av porøsitet kontra R, men snarere kun den porøsitetsveide gjennomsnittlige verdien av R.

Et mangfold av apparater, syst6emer og metoder kan brukes for å iverksette aktivitetene omtalt over. For eksempel illustrerer fig.5 et apparat 500 i samsvar med ulike utførelser av oppfinnelsen.

I noen utførelser kan apparatet 500 innbefatte innsamlingslogikk 510 for å samle inn fluidsignaturdata 512 som representerer flere NMR-ekkokjeder knyttet til fluider 522 i et materiale 514, så som en geologisk formasjon. Innsamlingslogikken 510 kan således innbefatte en eller flere innsamlingskretser, så som datainnsamlingskretser som er velkjente for dem med ordinær erfaring innen området. I tillegg kan apparatet 500 innbefatte en eller flere NMR-følere 520 for å motta signaler 530 knyttet til fluidsignaturdataene 512, og en eller flere minner 524 for å lagre fluidsignaturdataene 512.

Apparatet 500 kan likeså innbefatte behandlingslogikk 516 for å gi omvendte resultater ved samtidig omvending av flere avspenningstidsmodeller knyttet til fluidene 522 ved bruk av fluidsignaturdataene 512 etter begrensningsforhold av T1-avspenningstider mot T2-avspenningstider. Behandlingslogikken 516 kan innbefatte en eller flere behandlingskretser, så som enkelt- og multippelkjernede prosessorer som er velkjente for dem med ordinær erfaring innen teknikken. Således kan behandlingslogikken 516 virke for å motta en eller flere begrensninger 538 på ett eller flere forhold av T1-avspenningstider mot T2-avspenningstider. I visse tilfeller kan behandlingslogikken 516 virke ved bruk av en antakelse at fluidene 522 er fullstendig polariserte. I andre tilfeller kan behandlingslogikken 516 betjenes ved bruk av en antakelse at fluidene ikke er fullstendig polariserte.

Slik som omtalt over kan behandlingslogikken 516 virke for å gi en todimensjonal volumetrisk porøsitetsromløsning ved bruk av avspenningstidsmodeller og fluidsignaturdata 512. I noen utførelser kan apparatet 500 innbefatte ett eller flere displayer 532 for å vise visuelle representasjoner av den todimensjonale volumetriske porøsitetsromløsningen, muligens i en form liknende eller identisk med den fra fig.4.

Behandlingslogikken 516 kan likeså brukes for å fastlegge en eller flere fluidegenskaper ved bruk av de omvendte resultatene. Displayet 532 kan brukes for å vise lokaliseringen av en fluidtype (f.eks. vann, gass og/eller olje) basert på de fastlagte fluidegenskapene.

Ettersom behandlingslogikken 516 kan lokaliseres under overflaten 526 eller over i noen utførelser, kan apparatet 500 innbefatte en eller flere telemetritransmittere 528 for å overføre fluidsignaturdataene til en computer 536 over bakken, muligens lokalisert ved en borehullsoverflate eller ved noe fjerntliggende sted (ikke vist). Således kan behandlingslogikken 516 innbefattes i et nedhullsverktøy eller over bakken (f.eks. slik som del av en computerarbeidsstasjon over bakken, muligens lokalisert i et loggingsanlegg) eller begge.

Fig. 6A-6B illustrerer apparater 600 og systemer 664 i samsvar med ulike utførelser av oppfinnelsen. Apparatet 600 som kan være liknende eller identisk med apparatet 500 omtalt over og vist på fig.5, kan omfatte partier av et verktøylegeme 670, slik som en del av en kabelloggingsprosedyre, eller av et nedhullsverktøy 624, slik som en del av en nedhullsboreprosedyre. Fig. 6A viser en brønn for eksempel under kabelloggingsprosedyrer.

En boreplattform 686 kan utstyres med et boretårn 688 som understøtter en heis 690. Olje- og gassbrønnboreprosedyrer er vanlig gjennomført ved bruk av en streng med borerør koplet sammen for derved å tilforme en borestreng som senkes gjennom et rotasjonsbor 610 inn i et brønn- eller borehull 612.

Her er det antatt at borestrengen er blitt midlertidig fjernet fra borehullet 612 for å tillate at et verktøylegeme 670 (f.eks. et kabelloggingsverktøy), så som en føler eller en sonde, senkes med kabel eller loggingskabel 674 inn i borehullet 612. Typisk senkes verktøylegemet 670 til bunnen av det angjeldende området og trekkes etterfølgende oppover ved en hovedsakelig konstant hastighet. Under reisen oppover kan instrumenter inkludert i verktøylegemet 670 (f.eks. apparatet 600) brukes for å utføre målinger på de underjordiske formasjonene 614 tilliggende borehullet 612, etter hvert som de passerer forbi, eller etter hvert som verktøylegemet 670 forblir stasjonært.

Målingsdata (f.eks. liknende eller identiske med dataene 512 fra fig.5) kan innbefatte NMR-ekkokjededata som kan formidles til et loggingsanlegg 692 for lagring, behandling og analyse. Loggingsanlegget 692 kan utstyres med elektronisk utstyr for forskjellige typer av signalbehandling. Liknende loggdata kan samles og analyseres under boreprosedyrer (f.eks. under prosedyrer med logging med sporing (LWD)). For eksempel kan verktøylegemet 670 i dette tilfellet romme ett eller flere apparater 600, og loggingsanlegget 692 kan innbefatte en eller flere overflatecomputere 654 liknende eller identiske med computeren 536 omtalt over med hensyn til fig.5.

Nå vendt mot fig. 6B kan det sees hvorledes et system 664 likeså kan tilforme et parti av en borerigg 602 lokalisert ved en overflate 604 av en brønn 606. Boreriggen 602 kan bevirke understøttelse for en borestreng 608. Borestrengen 608 kan drives for å trenge igjennom et rotasjonsbord 610 for boring av et borehull 612 gjennom underjordiske formasjoner 614. Borestrengen 608 kan likeså innbefatte et drivrør 616, et borerør 618 og en bunnhullsstreng 620, muligens lokalisert ved det nedre partiet av borerøret 618. Borestrengen 608 kan innbefatte kablet eller ukablet borerør, likeså kablet eller ukablet kveilrør, innbefattende segmentert borerør, fôringsrør og kveilrør.

Bunnhullsstrengen 620 kan innbefatte vektrør 622, et nedhullsverktøy 624 og en borkrone 626. Borkronen 626 kan drives for å frembringe et borehull 612 ved gjennomtrengning av overflaten 604 og underjordiske formasjoner 614. Nedhullsverktøyet 624 kan omfatte hvilket som helst antall av forskjellige typer av verktøyer innbefattende verktøyer for måling mens boring (MWD), LWD-verktøyer og andre.

Under boreprosedyrer kan borestrengen 608 (muligens innbefattende drivrøret 616, borerøret 618 og bunnhullsstrengen 620) roteres av rotasjonsbordet 610. I tillegg til, eller alternativt, kan bunnhullsstrengen 620 likeså roteres av en motor (f.eks. en slammotor) som er lokalisert nedhulls. Vektrørene 622 kan brukes for å tilføre vekt til borkronen 626. Vektrørene 622 kan likeså avstive bunnhullsstrengen 620 for å tillate at bunnhullsstrengen 620 overfører den tilførte vekten til borkronen 626 og i sin tur bistå borkronen 626 ved gjennomtrengning av overflaten 604 og de underjordiske formasjonene 614.

Under boreprosedyrer kan en slampumpe 632 pumpe borefluid (noen ganger kjent av dem med ordinær erfaring innen teknikken som ”boreslam”) fra en slamtank 634 gjennom en slange 636 inn i borerøret 618 og ned til borkronen 626. Borefluidet kan strømme ut av borkronen 626 og returneres til overflaten 604 gjennom et ringromsområde 640 mellom borerøret 618 og sidene av borehullet 612. Borefluidet kan deretter returneres til slamtanken 634, der slikt fluid filtreres. I noen utførelser kan borefluidet brukes for å avkjøle borkronen 626, likeledes for å bevirke smøring av borkronen 626 under boreprosedyrer. I tillegg kan borefluidet brukes for å fjerne kaks fra den underjordiske formasjonen 614 frembrakt ved driving av borkronen 626.

Nå med henvisning til fig.5 og 6A-6B kan det således sees at i noen utførelser kan systemet 664 innbefatte et vektrør 622 og/eller et nedhullsverktøy 624, innbefattende et verktøylegeme 670 eller en hovedsakelig permanent installert føler 694 (i en nedhullsbrønn), til hvilket ett eller flere apparater 600 er fastgjort. Således kan behandlingslogikken 5168se fig. 5) inkluderes i nedhullsverktøyet 624 eller i en overflatecomputer (f.eks. computeren 654).

Nedhullsverktøyet 624 kan omfatte et LWD-verktøy eller et MWD-verktøy. Verktøylegemet 670 kan omfatte et kabelloggingsverktøy, innbefattende for eksempel en føler eller en sonde koplet til en kabel 674, så som en kabel eller en loggingskabel. Således kan en kabel 674 eller en borestreng 608 koples mekanisk til nedhullsverktøyet 624. I noen utførelser kan systemet 664 innbefatte en styremekanisme 698 for å styre borkronen 626 til en valgt geologisk sone eller en underjordisk formasjon 614 som reagerer på bestemte egenskaper av fluidene.

I noen utførelser kan systemet 664 innbefatte ett eller flere displayer 694 for å vise visuelle representasjoner av fluidegenskapene og et mangfold av fluidsæregenheter, så som en avbildning av porøsitetsfordeling. Displayet 696 kan inkluderes som end eller liknende av en overflatecomputer 654 brukt for å motta data fra innsamlingslogikken 510 (se fig.5), dersom ønsket.

Oppbygningskurven 110; datasekvensen 116; ekkokjedene 120; den gjennomførbare grensen 200; porøsitetsløsningsrommet 206; T2W210; T1WB215; T2G220; T1GB225; dødoljekurven 230; R-verdiene 232, 233, 234, 235, 236, 237, 238; grensene 240, 250, 260, 270, 280, 290; fordelingene 310, 320; de kumulative summene 330, 340; porøsitetsfordelingen 400; diagrammet 406; projeksjonene 410, 420; apparatet 500, 600; innsamlingslogikken 510; fluidsignaturdataene 512; materialet 514, behandlingslogikken 516; NMR-følerne 520; fluidene 522; minnene 524; overflatene 526, 604; transmitterne 528; signalene 530; displayene 532, 696; computerne 536, 654; begrensningene 538; boreriggen 602; brønnen 606; borestrengen 608; rotasjonsbordet 610; borehullet 612; formasjonene 614; drivrøret 616; borerøret 618; bunnhullsstrengen 620; vektrørene 622; nedhullsverktøyet 624; borkronen 626; slampumpen 632; slamtanken 634; slangen 636; ringromsområdet 640; verktøylegemet 670; loggingskabelen 674; boreplattformen 686; boretårnet 688; heisen 690; loggingsanlegget 692; føleren 694 og styringsmekanismen 698 kan alle betegnes som ”moduler” her. Slike moduler kan innbefatte maskinvarekretsteknikk og/eller en prosessor og/eller minnekretser, programvaremoduler og – gjenstander og/eller fast program og kombinasjoner av dette, slik som ønsket av arkitekten for apparatet 500, 600 og systemene 664, og slik som hensiktsmessig for spesielle implementeringer av ulike utførelser. For eksempel kan i noen utførelser slike moduler inkluderes i et apparat og/eller en stimuleringspakke for systembetjening, så som en stimuleringspakke for elektrisk programvaresignal, en stimuleringspakke for kraftbruk og –fordeling, en stimuleringspakke for kraft/varmespredning og/eller en kombinasjon av programvare og maskinvare brukt for å simulere driften av forskjellige mulige utførelser.

Det bør likeså forstås at apparatene og systemene i henhold til ulike utførelser kan brukes i anvendelser annet enn for bore- og loggeprosedyrer, og således skal ulike utførelser ikke begrenses slik. Illustrasjonene av apparatet 500, 600 og systemene 664 er ment å gi en generell forståelse av strukturen til forskjellige utførelser, og de er ikke ment for å tjene som en fullstendig omtale av alle elementene og innslagene til apparatet og systemene som kan ta i bruk strukturene omtalt her.

Anvendelser som kan innbefatte det nye apparatet og systemene i henhold til de ulike utførelsene kan innbefatte elektronisk kretsteknikk brukt i høyhastighetscomputere, kretsteknikk for formidling og signalbehandling, modemer, prosessormoduler, integrerte prosessorer, datavekslere, applikasjonsspesifikke moduler innbefattende multilag, multiskipmoduler. Slike apparater og systemer kan videre inkluderes som underkomponenter innenfor et mangfold av elektroniske systemer, så som prosessmålingsinstrumenter, personlige computere, arbeidsstasjoner og kjøretøyer, blant annet. Noen utførelser innbefatter flere metoder.

For eksempel illustrerer fig.7 et fremgangsmåteflytdiagram 711 i samsvar med forskjellige utførelser av oppfinnelsen. I noen utførelser kan en fremgangsmåte 711, så som en fremgangsmåte for samtidig invertering av T1- og T2-spektrum for å fastslå egenskaper av fluider i et materiale, begynne ved blokk 715 med innsamling av fluidsignaturdata som representerer flere NMR-ekkokjeder knyttet til fluidet i et materiale. Fremgangsmåten 711 kan innbefatte ved blokk 719 begrensninger av ett eller flere forhold av T1-avspenningstider mot T2-avspenningstider til å være mellom et minimum på 1 og et maksimum avledet fra egenskaper av potensielle reservoarfluider (f.eks. vann, gass og 7eller olje), en magnetisk feltverktøygradient G og inter-ekkoavstand tEbrukt for å samle inn fluidsignaturdataene. Porøsitet kan likeså begrenses. Fremgangsmåten 711 kan likeså innbefatte ved blokk 723 utvelgelse av regulariseringsuttrykk, muligens for å bestemme løsningsjevnhet for en todimensjonal volumetrisk porøsitetsromløsning (f.eks. i 2DFC-metoden) før løsning av et lineært minste kvadrats problem.

I noen utførelser drives fremgangsmåten 711 med antakelsen at fluidene er fullstendig polariserte. I andre drives fremgangsmåten 711 under antakelsen at fluidene ikke er helt polariserte. Således ved blokk 727 gjøres en bestemmelse med hensyn til hvilken antakelse er virksom.

Dersom fluidene er antatt ikke å skulle polariseres fullstendig ved blokk 727, kan fremgangsmåten 711 fortsette med samtidig invertering av flere avspenningstidsmodeller som ikke drives på en antakelse at fluidene er fullstendig polarisert for å gi inverterte resultater ved blokk 731. Slik som lagt merke til over, kan avspenningstidsmodellene knyttes til fluidene ved bruk av fluidsignaturdataene etter begrensning av forhold for T1-avspenningstider mot T2-avspenningstider. Samtidig inversjon kan i visse tilfeller innbefatte utvelgelse av ett eller flere regulariseringsuttrykk for å bestemme en løsningsutjevning før løsning av et lineært minste kvadrats problem.

I noen utførelser kan fremgangsmåten 711 innbefatte tildannelse av en todimensjonal volumetrisk porøsitetsromløsning ved bruk av avspenningstidsmodellene og fluidsignaturdataene ved blokk 735.

I visse utførelser kan fremgangsmåten 711 ved blokk 739 innbefatte visning av et todimensjonalt diagram av porøsitet knyttet til fluidene kontra forholdene av T1-avspenningstider mot T2-avspenningstider. Fremgangsmåten 711 kan innbefatte visning av en normalisert sum av forholdene over alle av T1-avspenningstidene og T1-avspenningstidene ved blokk 743.

I noen utførelser kan fremgangsmåten 711 innbefatte bestemmelse av en egenskap til fluidet ved bruk av de inverterte resultatene ved blokk 747. En fluidtype som innbefatter gass, olje og/eller vann, kan fastslås basert på den bestemte fluidegenskapen eller – egenskapene, muligens omfattende en relativ viskositet og/eller en relativ diffusitet.

Således kan fremgangsmåten 711 innbefatte visning av lokaliseringen til en fluidtype basert på de bestemte egenskapene ved blokk 751 (se fig.4, for eksempel). Fremgangsmåten 711 kan likeså innbefatte justering av føring for en aktivitet med boring, måling eller prøvetaking basert på en eller flere fluidegenskaper i hovedsakelig sanntid ved blokk 771. For eksempel kan boreretningen endres, de valgte formasjonsegenskapene kan måles og/eller de valgte prøvene kan tas ved en spesiell lokalisering.

Dersom fluidene er antatt å skulle polariseres fullstendig ved blokk 727, kan fremgangsmåten 711 fortsette med bestemmelse av et eneste tid-null-ekko for hver ventetid inkludert i de nukleære magnetiske resonansekkokjedene for å gi flere tid-null-ekkoer ved blokk 755. Fremgangsmåten 711 kan innbefatte begrensning av tid-null-ekkoene som monotont skal økes med økende ventetid. For eksempel kan bestemmelse av et eneste tid-null-ekko for hver ventetid, inkludert i de nukleære magnetiske resonansekkokjedene for å gi flere tid-null-ekkoer, innbefatte begrensning av fordelingen for T2-avspenningstider for å få en monotont økende amplitude ved hver T2-avspenningstid innenfor fordelingene av T2-avspenningstider med økende ventetid.

Fremgangsmåten 711 kan fortsette med samtidig invertering av flere avspenningstidsmodeller som drives på en antagelse at fluidene er helt polariserte ved blokk 759. Atter kan modellene knyttes til fluidet for å gi fordelinger av T1-avspenningstider og fordelinger av T2-avspenningstider basert på tid-null-ekkoene og fluidsignaturdataene etter begrensningsforhold av T1-avspenningstider mot T2-avspenningstider. I tillegg kan samtidig inversjon i noen tilfeller inkludere utvelgelse av ett eller flere regulariseringsuttrykk for å fastslå en løsningsutjevning før løsning av et lineært minste kvadrats problem.

I noen utførelser kan fremgangsmåten 711 innbefatte tildannelse av fordelinger av T1-avsspennignstider og fordelinger av T2-avspenningstider ved bruk av tid-null-ekkoene og fluidsignaturdataene ved blokk 763. En eller flere egenskaper av fluidene i materialet (f.eks. den geologiske formasjonen) kan bestemmes ved bruk av fordelingene ved blokk 765. Atter kan en fluidtype som innbefatter gass, olje og/eller vann, bestemmes basert på den fastslåtte fluidegenskapen eller –egenskapene, muligens omfattende en relativ viskositet og/eller en relativ diffusitet. Fremgangsmåten 711 kan likeså innbefatte visning av T1- og T2-fordelinger, likeledes et diagram av den porøsitetsveide gjennomsnittlige verdien av forholdene kontra T2-avspenningstidene ved blokk 767. Fremgangsmåten 711 kan fortsette videre til blokk 771, omtalt tidligere.

Det bør legges merke til at fremgangsmåtene omtalt her ikke må gjennomføres i den omtalte rekkefølgen eller i hvilken som helst spesiell rekkefølge. Enn videre kan ulike aktiviteter omtalt med hensyn til fremgangsmåtene identifisert her utføres på en iterativ, seriell eller parallell måte. Informasjon som innbefatter parametere, kommandoer, operander og andre data, kan sendes og mottas og muligens lagres ved bruk av et mangfold av medier, merkbare og umerkbare, innbefattende en eller flere bærebølger.

Ved lesing og forståelse av innholdet i denne redegjørelsen vil en med ordinær erfaring innen teknikken forstå måten på hvilken en programvare kan lastes fra et programlesbart medium i et computerbasert system for å utføre funksjonene definert i programvaren. En med ordinær erfaring innen teknikken vil videre forstå at forskjellige programmeringsspråk kan benyttes for å frembringe ett eller flere programmer utformet for å implementere og utføre fremgangsmåtene avdekket her. Programmene kan struktureres i et gjenstandsorientert format ved bruk av et gjenstandsorientert språk, så som Java eller C++. Alternativt kan programmene struktureres i et prosedyreorientert format ved bruk av et prosedyrespråk, så som assembly eller C. Programkomponentene kan kommunisere ved bruk av hvilken som helst av flere mekanismer velkjente for dem med erfaring innen teknikken. Så som applikasjonsprogramgrensesnitt eller interprosesskommunikasjonsteknikker, innbefattende fjernprosedyreoppringninger. Anvisningene av ulike utførelser er ikke begrenset til hvilket som helst spesielt programmeringsspråk eller – miljø. Således kan andre utførelser realiseres.

Fig. 8 er et blokkdiagram av en gjenstand for tilvirkning, eller gjenstand 885 i samsvar med ulike utførelser, så som en computer, et minnesystem, en magnetisk eller optisk disk, noen annen lagringsinnretning og/eller hvilken som helst type av elektronisk innretning eller system. Gjenstanden 885 kan innbefatte en prosessor 887 koplet til et computerlesbart medium 889, så som et minne (f.eks. faste og fjernbare lagringsmedia, innbefattende et merkbart minne som har elektriske, optiske eller elektromagnetiske ledere; eller endog umerkbart minne, så som en bærebølge) som har tilknyttet informasjon 891 (f.eks. computerprograminstruksjoner og/eller data), og som når kjørt av en computer bevirker at comøputeren 887 (f.eks. en mikroprosessor eller en arbeidsstasjon) utfører en metode som innbefatter slike aktiviteter som innsamling av fluidsignaturdata, som representerer flere nukleære magnetiske resonansekkokjeder knyttet til fluider i et materiale, for samtidig invertering av flere avspenningstidsmodeller for å gi inverterte resultater (der avspenningstidsmodellene er knyttet til fluidene ved bruk av fluidsignaturdataene etter begrensende forhold av T1-avspenningtider mot T2-avspenningstider) og fastlegging av en egenskap for fluidet ved bruk av de inverterte resultatene.

Ytterligere handlinger kan innbefatte betjeninger under en antakelse at fluidene er (eller er ikke) fullstendig polariserte, bestemmelse av et eneste tid-null-ekko for hver ventetid inkludert i de nukleære magnetiske resonansekkokjedene for å gi flere tid-null-ekkoer, invertering av avspenningstidsmodellene og tildannelse av fordelinger for T1-avspenningstider og fordelinger for T2-avspenningstider ved bruk av tid-null-ekkoene og fluidsignaturdataene.

I visse utførelser kan slike handlinger innbefatte frembringelse av en todimensjonal volumetrisk porøsitetsromløsning ved bruk av avspenningstidmodellene og fluidsignaturdataene og justering av føring av en boreaktivitet basert på den fastlagte egenskapen i hovedsakelig sanntid.

Implementering av apparatene, systemene og fremgangsmåtene for ulike utførelser kan tillate oppnåelse av T1- og T2-fordelinger som tilfredsstiller R-forholdsbegrensninger ved bruk av data fra et eneste loggegjennomløp, slik at den totale porøsiteten i T1- og T2-fordelinger er hovedsakelig lik. Resultater kan likeså inkludere oppnåelse av mer nøyaktige fordelinger sammenliknet med eksisterende inversjonsmetoder.

Spesifikke gevinster av DSA-metoden kan innbefatte en raskere beregningshastighet. Spesielle gevinster avledet fra iverksettelse av 2DFC-metoden kan innbefatte tildannelsen av et todimensjonalt volumetrisk kart av porøsitet og fordelinger av porøsitet kontra forholdet R for hver avspenningstid. Mer nøyaktige fordelinger sammenliknet med DSA-metoden kan likeså være tilgjengelige.

De vedføyde tegningene som tilformer en del her viser som illustrasjon og ikke begrensning spesielle utførelser, i hvilke den angjeldende gjenstanden kan utøves. De illustrerte utførelsene er omtalt i tilstrekkelig detalj for å muliggjøre at de med erfaring innen teknikken utøver angivelsene avdekket her. Andre utførelser kan benyttes og avledes fra dette, slik at strukturelle og logiske erstatninger og endringer kan gjøres uten fravikelse fra omfanget av denne redegjørelsen. Denne detaljerte redegjørelsen skal derfor ikke tas i en begrensende betydning, og omfanget av ulike utførelser er definert kun av de vedføyde patentkravene sammen med det fulle spekteret av ekvivalenter, mot hvilke slike patentkrav er berettiget.

Claims (16)

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for å bestemme fluidegenskaper i en geologisk formasjon, fremgangsmåten omfatter:

innsamling av fluidsignaturdata (512) som representerer flere nukleære magnetiske resonansekkokjeder knyttet til fluider i et materiale (514); k a r -a k t e r i s e r t v e d bestemmelse av et eneste tid-null-ekko for hver ventetid inkludert i de nukleære magnetiske resonansekkokjedene for å tildanne flere tid-null-ekkoer;

samtidig invertering av flere avspenningstidsmodeller som driver på en antakelse at fluidene er helt polariserte, der modellene er knyttet til fluidene for å tildanne fordelinger for T1-avspenningtider og fordelinger for T2-avspenningstider basert på tid-null-ekkoene og fluidsignaturdataene etter begrensning av forhold for T1-avspenningtider mot T2-avspenningstider; og

bestemmelse av en egenskap av fluidet ved bruk av fordelingene.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t

v e d at fremgangsmåten omfatter:

begrensning av minst ett av forholdene mellom et minimum på 1 og et maksimum avledet fra egenskaper av mulige reservoarfluider, en magnetisk feltverktøygradient og inter-ekkoavstand brukt for å samle inn fluidsignaturdataene.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t

v e d at den samtidige inverteringen innbefatter:

utvelgelse av minst to regulariseringsuttrykk for å bestemme en løsningsutjevning før løsning av et lineært minste kvadrats problem.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t

v e d at fremgangsmåten omfatter:

visning av et diagram for en porøsitets veid gjennomsnittlig verdi av forholdene kontra T2-avspenningstidene.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t

v e d at fremgangsmåten omfatter:

begrensning av tid-null-ekkoene for monotont å øke med økende ventetid.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t

v e d at bestemmelse av et eneste tid-null-ekko for hver ventetid inkludert i de nukleære magnetiske resonansekkokjedene for å tildanne flere tid-null-ekkoer innbefatter:

begrensning av fordelingene for T2-avspenningstider til å ha en monotont økende amplitude ved hver T2-avspenningstid innenfor fordelingene for T2-avspenningstider med økende ventetid.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t

v e d at fremgangsmåten innbefatter:

basert på egenskapen fastleggelse av en fluidtype til å inkludere minst én av en gass, en olje og vann.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t

v e d at egenskapen omfatter én av en relativ viskositet og en relativ diffusitet.

9. Computerlesbart medium (889), mediet har instruksjoner lagret på dette og som, når kjørt av en computer, bevirker at computeren utfører en fremgangsmåte for å bestemme fluidegenskaper i en geologisk formasjon omfattende:

innsamling av fluidsignaturdata (512) som representerer flere nukleære magnetiske resonansekkokjeder knyttet til fluider i et materiale (514); k a r -a k t e r i s e r t v e d samtidig invertering av flere avspenningstidsmodeller for å tildanne inverterte resultater, der avspenningstidsmodellene er knyttet til fluidene ved bruk av fluidsignaturdataene etter begrensning av forhold for T1-avspenningtider mot T2-avspenningstider; og bestemmelse av en egenskap for fluidet ved bruk av de inverterte resultatene.

10. Computerlesbart medium ifølge krav 9, k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene, når kjørt av computeren, bevirker at computeren utfører en fremgangsmåte som omfatter:

driving under en antakelse at fluidene er fullstendig polariserte.

11. Computerlesbart medium ifølge krav 9, k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene, når kjørt av computeren, bevirker at computeren utfører en fremgangsmåte som omfatter:

bestemmelse av et eneste tid-null-ekko for hver ventetid inkludert i de nukleære magnetiske resonans-ekkokjedene for å tildanne flere tid-null-ekkoer.

12. Computerlesbart medium ifølge krav 11, k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene, når kjørt av computeren, bevirker at computeren utfører en fremgangsmåte omfattende:

invertering av avspenningstidsmodeller; og

tildannelse av fordelingen for T1-avspenningtider og fordelingen for T2-avspenningstider ved bruk av tid-null-ekkoene og fluidsignaturdataene.

13. Computerlesbart medium ifølge krav 9, k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonen, når kjørt av computeren, bevirker at computeren utfører en fremgangsmåte omfattende:

driving under en antakelse at fluidene ikke er fullstendig polariserte.

14. Computerlesbart medium ifølge krav 13, k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene, når kjørt av computeren, bevirker at computeren utfører en fremgangsmåte omfattende:

tildannelse av en todimensjonal volumetrisk porøsitetsromløsning ved bruk av avspenningstidsmodellene og fluidsignaturdataene.

15. Computerlesbart medium ifølge krav 9, k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene, når kjørt av computeren, bevirker at computeren utfører en fremgangsmåte omfattende:

justering av føring av en aktivitet med boring, måling eller fluidprøvetaking basert på egenskapen i hovedsakelig sanntid.

16. Computerlesbart medium ifølge krav 9, k a r a k t e r i s e r t v e d at instruksjonene, når kjørt av computeren, bevirker at computeren utfører en fremgangsmåte omfattende:

bestemmelse av en boreretning basert på egenskapen for å bore inn i en geologisk sone som omfatter minst én av en hydrokarbonsone, en permeabel sone eller en sone uten skifer.