NO342538B1

NO342538B1 - Metodologi for tolkning og analyse av NMR-avbildninger

Info

Publication number: NO342538B1
Application number: NO20101090A
Authority: NO
Inventors: Pedro Romero
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2008-01-30
Filing date: 2010-08-02
Publication date: 2018-06-11
Also published as: GB2468824B; WO2009097507A3; WO2009097507A2; GB201012802D0; GB2468824A; US7804297B2; NO20101090L; BRPI0907021A2; US20090189604A1; BRPI0907021B1

Abstract

Pulssekvenser blir påført i et fluid i en jordformasjon i et statisk magnetfelt, og spinn-ekko-signaler blir innhentet med NMR. Signalene blir invertert for å frembringe T2-fordelinger ved flere dyp. Likheter mellom logger av T2-boksene og resistivitets- og/eller gammastrålelogger anvendes for å identifisere og subtrahere bidrag til NMR-signalet fra olje med interne gradienter. Fra de mottatte signalene blir relaksasjons- og diffusjonsegenskaper ved fluidet bestemt. Bestemmelsen tar hensyn til de interne feltgradientene. 1

Description

OPPFINNELSENS OMRÅDE

[0001] Denne oppfinnelsen vedrører anordninger og teknikker for å innhente kjernemagnetisk resonans-(NMR)-målinger i borehull samt fremgangsmåter for å bestemme magnetiske trekk ved formasjoner som krysses av et borehull. Spesifikt vedrører oppfinnelsen utforming av en nøyaktig NMR-måleteknikk som har til mål å definere diffusjonsegenskapene til fluidet i porematrisen i tilstedeværelse av interne magnetfeltgradienter.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

[0002] En rekke forskjellige metoder har vært anvendt for å fastslå tilstedeværelse og for å estimere mengder av hydrokarboner (olje og gass) i jordformasjoner. Disse metodene er konstruert for å bestemme parametere av interesse, omfattende blant annet porøsitet, fluidinnhold og permeabilitet, for bergartsformasjonen rundt borehullet boret for å utvinne hydrokarboner.

Verktøyene innrettet for å frembringe den ønskede informasjonen blir typisk anvendt for å logge borehullet. Mye av loggingen gjøres etter at borehullene er boret. I den senere tid har borehull blitt logget under boring av borehullene. Dette kalles måling-under-boring (MWD – Measurement-While-Drilling) eller loggingunder-boring (LWD – Logging-While-Drilling). Målinger har også blitt tatt under uttrekking av en borestreng fra et borehull; dette kalles måling-under- tripping (MWT – Measurement-While-Tripping).

[0003] Én fremvoksende teknikk anvender NMR-baserte loggeverktøy og metoder for å bestemme, blant annet, porøsitet, hydrokarbonmetning og permeabilitet i bergartsformasjonene. NMR-loggeverktøy eksiterer kjernene i fluidene i de geologiske formasjonene i nærheten av borehullet slik at bestemte parametere, så som spinntetthet, longitudinal relaksasjonstid (i alminnelighet omtalt som "T1" av fagmannen) og transvers relaksasjonstid (generelt omtalt som "T2"), for de geologiske formasjonene kan estimeres. Fra disse målingene blir formasjonsparametere så som porøsitet, permeabilitet og hydrokarbonmetning bestemt, noe som gir verdifull informasjon om beskaffenheten til de geologiske formasjonene og mengden av utvinnbare hydrokarboner.

[0004] Et typisk NMR-verktøy genererer et statisk magnetfelt B0i nærheten av borehullet og et oscillerende felt B1i en retning vinkelrett på B0. Dette oscillerende feltet blir vanligvis påtrykket i form av kortvarige pulser. Formålet med B0-feltet er å polarisere de magnetiske momentene til kjerner parallelt med det statiske feltet, og formålet med B1-feltet er å rotere de magnetiske momentene med en vinkel bestemt av bredden tpog amplituden B1til den oscillerende pulsen. For NMR-logging er den mest vanlige sekvensen CPMG-(Carr-Purcell-Meiboom-Gill)-sekvensen, som kan uttrykkes som:

TW - 90 - (τ - 180 -τ - ekko)n, (1)

der TW er ventetid, 90 er en 90° vippet puls, 180 er en 180° refokuseringspuls og 2τ = TE er avstanden mellom ekkoene.

[0005] Etter at det er vippet 90° presesserer det magnetiske momentet rundt det statiske feltet med en gitt frekvens kjent som Larmor-frekvensen ω, gitt ved ω = γB0, der B0er feltstyrken til det statiske magnetfeltet og γ er det gyromagnetiske forholdet. Samtidig returnerer de magnetiske momentene til likevektsretningen (dvs. linjeført med det statiske feltet) i henhold til en tilbakegangstid kjent som "spinn-gitter-relaksasjonstiden" eller T1. Inhomogeniteter i feltet B0fører til en faseforskyvning av de magnetiske momentene, og for å løse dette problemet blir en 180° puls innlemmet i sekvensen for å refokusere de magnetiske momentene. Denne refokuseringen gir en sekvens av n ekkosignaler. Disse ekkosekvensene blir så behandlet for å frembringe informasjon om relaksasjonstidene. US-patentet 6 466 013 til Hawkes m.fl. og US-patentet 6429 654 til Ilskovich m.fl., som begge er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse, viser bruk av modifiserte CPMG-pulssekvenser med redusert effektkrav der refokuseringspulsens vinkel kan være mindre enn 180°. Disse modifiserte pulssekvensene kan kalles optimalt faseforskyvende pulssekvenser (ORPS – Optimal Rephrasing Pulse Sequences).

[0006] Også forbundet med spinnet av molekylkjernene er en andre relaksasjonstid, T2, kalt den transverse eller spin-spin-relaksasjonstiden. Etter en 90° vippet puls peker alle de spinnende kjernene i samme retning vinkelrett på, eller på tvers av, det statiske feltet, og alle presesserer med Larmor-frekvensen.

Som følge av små fluktuasjoner i det statiske feltet indusert av andre spinnende kjerner eller paramagnetiske urenheter presesserer imidlertid de spinnende kjernene med litt forskjellige frekvenser, og tverrmagnetiseringen faseforskyves med en relaksasjonstid T2.

[0007] Tolkning av kjerne- eller loggdata fra NMR innledes ofte med å invertere CPMG-(eller ORPS)-ekkotilbakegangen i tidsdomenet til en fordeling i T2-parameterdomenet. Generelt avhenger T2-verdien for fluider i porøse bergarter av foredelingen av porestørrelse og typen og antall fluider som metter poresystemet. Som følge av den heterogene beskaffenheten til porøse medier utviser T2-tilbakegangen en multieksponentiell oppførsel. Den grunnleggende likningen som beskriver transvers relaksasjon av magnetisering i fluidmettede porøse medier er:

der M er magnetisering og innvirkningen av diffusjon i tilstedeværelsen av en magnetfeltgradient ikke er ihensyntatt. Likn. (2) er basert på den antagelse at diffusjonseffekter kan sees bort i fra. I et magnetfelt med gradienter bevirker diffusjon til at atomer beveger seg fra deres opprinnelige posisjoner til nye posisjoner, noe som også gjør at disse atomene får forskjellige faseskift sammenliknet med atomer som ikke har beveget seg. Dette bidrar til en høyere relaksasjonsrate.

[0008] Innvirkningen av feltgradienter er gitt ved en likning på formen:

der de første to leddene på høyre side er knyttet til bulkrelaksasjon og overflaterelaksasjon mens det tredje leddet relaterer seg til feltgradienten G ved en likning på formen:

der TE er ekkoavstanden, C er en konstant og D er fluidets diffusivitet.

[0009] US-patentet 6512 371 til Prammer m.fl. beskriver et brønnloggesystem og en fremgangsmåte for å påvise tilstedeværelse og estimere mengden av gassformige og væskeformige hydrokarboner i sonen nær borehullet. Systemet anvender et gradientbasert, multifrekvens NMR-loggeverktøy for å trekke ut signalkomponenter som er karakteristiske for hver type hydrokarbon. Målinger ved forskjellige frekvenser blir flettet sammen for å frembringe, i én enkelt loggeoperasjon, flere datastrømmer svarende til forskjellig gjenopprettelsestid og/eller diffusivitet for samme sted i formasjonen.

[0010] Ett av hovedproblemene med å definere egendiffusjonsparametere for fluidet i porematrisen er knyttet til det faktum at forskjellige fluider som har samme relaksasjonstid og forskjellig diffusjonskoeffisient ikke kan separeres på en effektiv måte. Som følge av den praktiske begrensningen fra signal/støy-forholdet muliggjør ingen av de eksisterende inversjonsmetodene en effektiv og stabil rekonstruksjon av både relaksasjons- og diffusjonsspektrene.

[0011] Et annet problem knyttet til rekonstruksjon av relaksasjons- og diffusjonsspektre forårsakes av interne magnetgradienter. Verdiene til de interne gradientene er typisk ukjente. Følgelig kan ikke diffusjonsparametrene defineres korrekt dersom de interne gradientene ikke tas hensyn til i både måle- og tolkningsmetoden. Disse har vært omhandlet for eksempel i US-patentet 6597 171 til Hurlimann m.fl. og i US-patentet 5698 979 til Taicher m.fl., som er overdratt til samme som denne søknaden og som inntas her som referanse i sin helhet, samt i US-patentet 7049 815 til Itskovich m.fl., som er overdratt til samme som denne søknaden og som inntas her som referanse i sin helhet. Et felles trekk ved alle de kjente metodene angitt over er at de ikke betrakter målinger fra andre logger i prosesseringen av NMR-dataene, og målinger på ett dyp blir prosessert hovedsakelig uavhengig av målinger på andre dyp.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

[0012] Én utførelsesform av oppfinnelsen er fremgangsmåte for å evaluere en jordformasjon. Fremgangsmåten omfatter det å frakte et loggeverktøy inn i et borehull, innhente kjernemagnetisk resonans-(NMR)-signaler ved flere dyp i borehullet, og prosessere NMR-signalene for å frembringe en fordeling av relaksasjonstid ved hvert av de flere dypene, der hver av fordelingene omfatter flere bokser, generere fra de flere relaksasjonstidfordelingene flere NMR-bokslogger av relaksasjonstidverdier for hver av de flere boksene, bestemme et mål for likhet mellom en første logg som indikerer hydrokarboninnhold i formasjonen og hver av de flere NMR-boks-loggene, og anvende likhetsmålet for hver av de flere NMR-boks-loggene for å identifisere en delmengde av de flere NMR-boks-loggene som indikerer hydrokarbon. NMR-signalene kan være spinn-ekko-signaler og relaksasjonstiden kan være transvers relaksasjonstid T2. Likhetsmålet kan være en Pearson-korrelasjonskoeffisient og/eller en p-verdi som beskriver en sannsynlighet for en observert korrelasjonskoeffisient. Den første loggen kan være en gammastrålelogg og/eller en resistivitetslogg. Bestemmelse av målet for likhet kan omfatte krysskorrelasjon av den første loggen med minst én av de flere NMR-boks-loggene og/eller bestemmelse av den gjensidige entropien mellom den første loggen og minst én av de flere NMR-boks-loggene. Fremgangsmåten kan omfatte det å innhente ytterligere spinn-ekko-signaler ved hvert av de flere dypene mens en ekstern magnetfeltgradient påtrykkes, prosessere spinn-ekko-signalene og de ytterligere spinn-ekko-signalene for å frembringe en fordeling av en diffusjonskoeffisient (D) ved hvert av de flere dypene, der hver av diffusjonskoeffisientfordelingene omfatter flere diffusjonsbokser, generere fra de flere diffusjonskoeffisientfordelingene flere diffusjonskoeffisientboks-logger av diffusjonskoeffisientboks-verdier svarende til hver av de flere diffusjonsboksene, bestemme et mål for likhet mellom den første loggen og hver av de flere diffusjonskoeffisientboks-loggene, og anvende likhetsmålet for hver av de flere diffusjonskoeffisientboks-loggene for å identifisere en delmengde av loggene som indikerer hydrokarbon. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å anvende den identifiserte delmengden av loggene og en T2-fordeling ved minst ett av de flere dypene for å frembringe en modifisert T2-fordeling primært påvirket av vann i formasjonen. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å estimere fra den modifiserte fordelingen en vannmetning, leirebundet vann, ikke-reduserbart bundet vann, bevegelig vann og/eller permeabilitet. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å frakte loggeverktøyet inn i borehullet på en føringsanordning valgt fra en kabel og et borerør.

[0013] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er en anordning for å evaluere en jordformasjon. Anordningen omfatter et loggeverktøy innrettet for å bli fraktet inn i et borehull, der loggeverktøyet videre er innrettet for å innhente kjernemagnetisk resonans-(NMR)-signaler ved flere dyp i borehullet. Anordningen omfatter også minst én prosessor innrettet for å behandle NMR-signalene for å bestemme en relaksasjonstidfordeling ved hvert av de flere dypene, der hver av fordelingene omfatter flere bokser; og anvende de flere relaksasjonstidfordelingene for å generere flere NMR-boks-logger av relaksasjonstidsverdier for hver av de flere boksene; bestemme et mål for likhet mellom en første logg som indikerer hydrokarboninnhold i formasjonen og hver av de flere NMR-boks-loggene; og anvende likhetsmålet for hver av de flere NMR-boks-loggene for å identifisere en delmengde av NMR-boks-loggene som indikerer hydrokarbon. NMR-signalene kan være spinn-ekko-signaler og relaksasjonstiden kan være transvers relaksasjonstid T2. Prosessoren kan være innrettet for å anvende et likhetsmål som er en Pearson-korrelasjonskoeffisient og/eller en p-verdi som beskriver en sannsynlighet for en observert korrelasjonskoeffisient. Anordningen kan videre omfatte et resistivitetsloggeverktøy og/eller et gammastråle-loggeverktøy, og prosessoren kan være innrettet for å anvende en gammastrålelogg og/eller en resistivitetslogg som den første loggen. Prosessoren kan være innrettet for å bestemme likhetsmålet ved å anvende en krysskorrelasjon av den første loggen med minst én av de flere NMR-boks-loggene og/eller en bestemmelse av den gjensidige entropien mellom den første loggen og minst én av de flere NMR-boksloggene. Loggeverktøyet kan videre være innrettet for å innhente ytterligere spinnekko-signaler ved hvert av de flere dypene mens det påtrykker en ekstern magnetfeltgradient, og prosessoren kan være videre innrettet for å behandle spinn-ekko-signalene og de ytterligere spinn-ekko-signalene for å frembringe en en diffusjonskoeffisientfordeling ved hvert av de flere dypene, der hver av diffusjonskoeffisientfordelingene omfatter flere diffusjonsbokser; generere, fra de flere diffusjonskoeffisientfordelingene, flere diffusjonskoeffisientboks-logger av diffusjonskoeffisienter som er verdier svarende til hver av de flere diffusjonsboksene; bestemme et mål for likhet mellom den første loggen og hver av de flere diffusjonskoeffisientboks-loggene; og anvende likhetsmålet for hver av de flere diffusjonskoeffisientboks-loggene for å identifisere en delmengde av loggene som indikerer hydrokarbon. Prosessoren kan videre være innrettet for å anvende den identifiserte delmengden av logger og en T2-fordeling ved minst ett av de flere dypene for å bestemme en modifisert T2-fordeling som primært er påvirket av vann i formasjonen. Prosessoren kan videre være innrettet for å estimere fra den modifiserte fordelingen av vannmetning, leirebundet vann, ikkereduserbart bundet vann, bevegelig vann og/eller permeabilitet. Anordningen kan videre omfatte en føringsanordning innrettet for å frakte loggeverktøyet inn i borehullet, der føringsanordningen er en kabel eller et borerør.

[0014] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et datamaskinlesbart medium produkt for bruk med en anordning for å evaluere en jordformasjon. Anordningen omfatter et loggeverktøy innrettet for å bli fraktet inn i et borehull, der loggeverktøyet videre er innrettet for å innhente spinn-ekko-signaler ved flere dyp i borehullet. Produktet har lagrede instruksjoner som når lest av minst én prosessor får den minst ene prosessoren til å behandle spinn-ekko-signalene for å frembringe en fordeling av transvers relaksasjonstid (T2) ved hvert av de flere dypene, der hver av fordelingene omfatter flere vanes; anvende de flere relaksasjonstidfordelingene for å generere flere NMR-boks-logger av relaksasjonstidsverdier for hver av de flere boksene; bestemme et mål for likhet mellom en første logg som indikerer hydrokarboninnhold i formasjonen og hver av de flere NMR-boks-loggene; og anvende likhetsmålet for hver av de flere NMR-boks-loggene for å identifisere en delmengde av NMR-boks-loggene som indikerer hydrokarbon. Det datamaskinlesbare mediet kan være et ROM, et EPROM, et EAROM, et flashminne og/eller et optisk platelager.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0015] Foreliggende oppfinnelse vil best forstås ved å henvise til de følgende figurene, der like referansenummer refererer til like elementer, og der:

Figur 1 viser diagrammatisk et NMR-loggeverktøy i et borehull;

Figur 2 (kjent teknikk) viser et eksempel på anordning av magneter, antenne og avskjerming egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse;

Figur 3 viser et flytdiagram som illustrerer noen av de viktige trekkene ved foreliggede oppfinnelse;

Figur 4 (kjent teknikk) viser et eksempel på fremvisning av resultater oppnådd med bruk av en kjent metode for prosessering av NMR-data;

Figur 5 viser et eksempel på plott av T2-fordelinger oppnådd gjennom prosessering av dataene i figur 4 ved flere dyp;

Figur 6 viser plott av resistivitet, gammastråling, leirebundet vann, ikkereduserbart bundet volum og bevegelig vann over en del av dybdeintervallet vist i figurene 4 og 5;

Figur 7 viser plott av resistivitet, gammastråling og utvalgte T2-boks-logger over dybdeintervallet i figur 6;

Figur 8(a) - (d) illustrerer eksempler på krysskorrelasjoner mellom logger målt i forskjellige kjøringer;

Figur 9(a) viser et eksempel på T2-fordeling over et dybdeintervall som inneholder olje og figur 9(b) viser forskjellige mål for likhet av T2-fordelingen med gammastråle- og resistivitetslogger;

Figur 10 viser (a) en 2D-fordeling av dataene i T2/ diffusivitet-planet, (b) fordelingen i 1D med hensyn til T2-aksen, (c) fordelingen i 1D med hensyn til diffusivitetsaksen og (d) en del av et grafisk visningsgrensesnitt;

Figur 11 viser a todimensjonal fordeling av data i T2/ diffusivitet-planet for et dybdeintervall som inneholder olje;

Figur 12(a) - (b) viser Pearsons korrelasjonskoeffisient og p-verdien for dataene i figur 11;

Figur 13 viser T2-fordelingen for dataene i figur 11 fargekodet i henhold til et likhetsmål;

Figur 14 viser en todimensjonal fordeling av data i T2/ diffusivitet-planet for et vannførende dybdeintervall;

Figur 15(a) - (b) viser Pearsons korrelasjonskoeffisient og p-verdien for dataene i figur 14;

Figur 16 viser petrofacies og tilhørende T2-fordeling ved 100% og ikkereduserbar vannmetning;

Figur 17 viser simuleringsresultater for 100% vannmetning;

Figur 18 viser simuleringsresultater for 100% oljemetning; og

Figur 19 er et mobilitetskart for et reservoar.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0016] Figur 1 viser et borehull 10 boret på vanlig måte inn i en underjordisk geologisk formasjon 12 som skal undersøkes med henblikk på potensielt hydrokarbonsproduserende reservoarer. Et NMR-loggeverktøy 14 har blitt senket inn i hullet 10 ved hjelp av en kabel 16 og passende overflateutstyr (representert diagrammatisk av en trommel 18) og blir hevet gjennom formasjonen 12, som omfatter flere lag 12a til 12g med forskjellig sammensetning, for å logge ett eller flere av formasjonens trekk. NMR-loggeverktøyet kan være forsynt med buefjærer 22 for å holde verktøyet i en eksentrisk posisjon inne i borehullet med den ene siden av verktøyet nær ved borehullsveggen. Permanentmagnetene 23 tilveiebringer det statiske magnetfeltet. Signaler generert av verktøyet 14 blir sendt til overflaten gjennom kabelen 16 og fra kabelen 16 gjennom en annen ledning 19 til passende overflateutstyr 20 for prosessering, registrering, fremvisning og/eller for overføring til et annet sted for prosessering, registrering og/eller fremvisning. Alternativt kan prosessoren være anordnet på et passende sted (ikke vist) nede i brønnhullet, f.eks. i loggeverktøyet 14.

[0017] Figur 2 (kjent teknikk) illustrerer skjematisk et eksempel på utførelse av en anordning egnet for bruk med fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Denne er beskrevet i detalj i US-patentet 6348 792 til Beard m.fl., som er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse og som inntas her som referanse i sin helhet. Tverrsnittsskissen gjennom verktøyet i figur 2 illustrerer en hovedmagnet 217, en andre magnet 218 og en sender/mottaker-antenne omfattende ledninger 219 og kjernemateriale 210. Pilene viser polariseringen (f.eks. fra sydpolen to til nordpolen) til hovedmagneten 217 og den sekundære magneten 218. Et trekk som er verdt å merke seg ved anordningen vist i figur 2 er at polariseringen til magnetene som tilveiebringer det statiske feltet er mot siden av verktøyet, heller enn mot fronten av verktøyet (høyre side i figur2).

[0018] Den andre magneten 218 er posisjonert for å utvide formen til det statiske magnetfelt ved å legge til en andre magnetisk dipol nær ved RF-dipolen definert av ledningene 219 og den myke magnetiske kjernen 210. Denne posisjoneringen flytter senteret til den effektive statiske dipolen nærmere RF-dipolen, og øker med det den asimutiske utstrekningen av undersøkelsesområdet. Den andre magneten 218 reduserer også shunting-effekten fra den magnetiske høypermeabilitetskjernen 210 på hovedmagneten 217. I fravær av den andre magneten ville DC-feltet bli kortsluttet av kjernen 210. Følgelig tjener den andre magneten, i tillegg til å virke som en form-magnet for å forme det statiske feltet til fronten av verktøyet (siden av hovedmagneten), også som en motmagnet (bucking magnet) med hensyn til det statiske feltet i kjernen 210. Fagmannen vil vite at motmagnetfunksjonen og en begrenset formdannelse også enkelt vil kunne oppnås ved å ha en spalte i kjernen; siden en viss form for feltforming er nødvendig på forsiden av verktøyet, tjener imidlertid i én utførelsesform av oppfinnelsen den andre magneten både til feltutforming og til utjevning. Dersom det statiske feltet i kjernen 210 er nær null, blir den magnetostriktive ringingen fra kjernen i hovedsak fjernet.

[0019] Innenfor undersøkelsesområdet er gradienten i det statiske feltet hovedsakelig uniform, og den statiske feltstyrken ligger innenfor forbestemte grenser slik at en får en hovedsakelig uniform Larmor-frekvens. Fagmannen vil vite at kombinasjonen av feltutforming og motmagnetisering (bucking) vil kunne oppnås med andre magnetutførelser enn de vist i figur 2.

[0020] NMR spinn-ekko-signaler blir innhentet med bruk av anordningen i figur 2. Eventuelt kan ytterligere målinger gjøres med bruk av et eksternt gradientfelt som omtalt i Reiderman. Målinger gjort med gradientfeltet gjør det mulig å bestemme diffusivitet. Hvordan disse målingene anvendes beskrives i det følgende.

[0021] Figur 3 viser et flytdiagram som skisserer noen av trinnene i foreliggende oppfinnelse. NMR-målinger blir innhentet 303. I tillegg blir det innhentet gammastrålelogger som angir leirskiferinnholdet i formasjonen, og resistivitetslogger blir innhentet 301. Målingene av resistivitets- og gammastrålelogger kan bli gjort samtidig med innhenting av NMR-dataene, eller, som er mer vanlig, resistivitets-og/eller gammastråleloggene kan bli innhentet i en annen loggkjøring enn NMR-loggene.

[0022] NMR-målingene blir invertert med bruk av kjente metoder for å frembringe en T2-fordeling ved hvert av flere dyp 305. T2-fordelingen karaktriseres ved sine verdier i flere bokser. Figur 5 viser et eksempel på plott av T2-fordelingen ved flere dyp. I det viste eksempelet ble omtrent 30 bokser anvendt med en total tid på over 1024 ms.

[0023] Som en kort digresjon viser figur 4 et eksempel på fremvisning fra kjent prosessering. Spor 1401 viser T2-fordelingen fra en brønn over et dybdeintervall på omkring 183 meter (600 fot). Spor 2403 viser ikke-reduserbart bundet volum 411, bevegelig bundet vann 415 og leirebundet vann 417. Spor 3405 viser den funnede permeabiliteten og spor 4407 viser avviket i bestemmelsen av permeabilitet og porøsitet. Den totale porøsiteten omfatter leirebundet vann (CBW), kapillarbundet vann (også kjent som Bulk Volume Irreducible eller BVI), bevegelig vann og hydrokarboner. Se US 6972 564 til Chen.

[0024] Et viktig trekk ved foreliggende oppfinnelse er at NMR-dataene blir sortert for å generere en NMR-boks-logg for hver av boksene i fordelingen 307.

Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse er basert på identifisering og bruk av likhetstrekk mellom NMR-boks-loggene og resistivitets- og gammastråleloggene. Figur 6 viser en fremvisning av resistivitetslogg 601 over et intervall på 2,44m (8 fot), gammastråleloggen 607, en logg av leirebundet vann (fra figur 4), et plott av BVI 605 og et plott av bevegelig bundet vann 609. Figur 7 viser gammastråle- og resistivitetsplottene, og viser i tillegg en logg av NMR-bokser 2-8 over det samme dybdeintervallet 701, 703, 705, 707, 709 og 711.

[0025] Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er basert på to prinsipper. For det første er en økning i resistivitetsloggen vanligvis en følge av en økning av oljen i formasjonen (forutsatt at gammastrålingen indikerer liten mengde leirskifer).

Følgelig, på dyp der resistiviteten er høy, vil boksen som karakteriserer olje i formasjonen gjerne ha en større verdi. Med henvisning tilbake til figur 3 blir således en dybdelogg innhentet for hver boks i T2-fordelingen 307. Fortsatt med henvisning til figur 3 blir et mål for likhet bestemt mellom T2-boks-loggene og resistivitetsloggen og gammastråleloggen 309. Likhetsmålet er beskrevet nedenfor.

[0026] Likhetstesten kan bli utført ved hjelp av en hvilken som helst lineær eller ikkelineær korrelasjon, avhengig av anvendelsen. Testresultaterer antyder imidlertid bruk av krysskorrelasjon eller bare korrelasjonsmatrisen dersom det ikke er noe dybdeforskyvning mellom loggene. Når oljetoppen er funnet, kan korrelasjonen til viskositeten bestemmes ved hjelp av kjente modeller. Ved å fjerne innvirkningen av oljen eksemplifisert ved oljetoppen 311 fra den opprinnelige T2-fordelingen kan en videre bestemme T2-fordelingen for vannet og således vannmetningen, Sw. Dette er beskrevet nærmere nedenfor etter beskrivelsen i forbindelse med figur 14. I spesialtilfellet med tungolje, og trolig i mer generelle tilfeller, men avhengig av oljens viskositet og graden av vannmetning, er det mer sannsynlig at T2-boks-loggene med negativ korrelasjon med resistivitetsloggene og deres gradienter representerer det bevegelige vannet, som skal fortrenges av oljen når oljemetningen øker. På denne måten er det mulig å spore tilbake T2-fordelingen for vannmetningen ved hjelp av Gaussisk kurvetilpasning eller en tilnærming som den i US-patentet 7363161 til Georgi m.fl., som også genererer en skala for å korrelere T2-boksen med kornstørrelsen. Når en modell for vannets T2-fordeling er funnet, kan en modell for kapillartrykk-kurven og bergartskvalitet (P. Romero, SPWLA 2004) og for relativ permeabilitet (Corey-Burdine) etableres 313. Videre kan det bygges et kryssplott av hydrokarbonets T2-fordeling vs. T2-fordelingen for 100% vannmetning, som angir sonene med forskjellig produktivitetsindeks. Dette er beskrevet nedenfor med støtte i figurene 16-19.

[0027] Fagmannen vil vite at logger innhentet på forskjellige tidspunkter i det samme borehullet ikke alltid vil være perfekt registrert/justert. Dette er illustrert i figur 8. Figur 8(a) viser krysskorrelasjonen mellom resistivitets- og gammastråleloggene. Som forventet er det en negativ korrelasjon mellom de to og en tidsforskyvning lik null fordi loggene ble målt under samme loggkjøring. Figur 8(b) viser krysskorrelasjonen mellom resistivitetsloggen og leirebundet vannloggen. Siden sistnevnte er avledet fra NMR-målinger gjort i en egen loggkjøring er det en dybdeforskyvning på omtrent 2,44m (10 fot) mellom loggene. En tilsvarende forskyvning kan sees i figur 8(c) for ikke-reduserbart bundet volum og i figur 8(d) for bevegelig vann. Et slikt krysskorrelasjonstrinn, selv om det ikke er illustrert i figur 3, kan være nødvendig før bestemmelse av likhet 309. Som et alternativ til å anvende en topp i krysskorrelasjonsmetoden for forskjellige tidsforskyvninger kan den gjensidige entropien mellom to forskjøvne traser anvendes. Entropien er definert som

H(x) = -E{x log(P(x))}, der H(.) er entropien, E{.) er den forventede verdien og P(.) er sannsynlighetstetthetsfunksjonen.

[0028] Vi vil nå gjøre rede for likhetsmål som anvendes i foreliggende oppfinnelse mellom de forskjellige loggene. Disse er kun ment som eksempler og andre mål for likhet vil kunne anvendes med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.

[0029] Det første konseptet er kovarians. Dette er et mål for i hvilken grad variasjonene i variablene er innbyrdes forbundet. Betrakt en tilfeldig vektor

For ethvert par av komponenter er kovariansen definert av forventningen

der μiog er μker middel/forventningsverdiene til Xiog Xk. Kovariansen er da gitt ved kovariansmatrisen:

[0030] Det andre konseptet er korrelasjon. Korrelasjon er en dimensjon mindre enn målet for lineær avhengighet mellom tilfeldige variabler. Pearsons korrelasjonskoeffisient r er det beste estimatet av korrelasjon mellom normalfordelte variabler:

der σiog σker standardavvikene til Xiog Xk. Korrelasjonsmatrisen er:

Svarende til korrelasjonsmatrisen er en korrelasjon/p-verdi-matrise:

Sagt på en enkel måte er en p- verdi sannsynligheten for å gjøre et funn kun som følge av rene tilfeldigheter.

[0031] Figur 9(a) viser et eksempel på midlet T2-fordeling 911 avledet over et dybdeintervall fra målinger gjort i en brønn. Plottet viser midled T2som funksjon av boksnummer. 913 er Pearsons korrelasjonskoeffisient mellom NMR-boks-loggene og gammastråleloggen, mens 915 er Pearsons korrelasjonskoeffisient mellom NMR-boks-loggene og resistivitetsloggen. p-verdien for resistivitet er angitt som 919, mens 917 er p-verdien for gammastrålen. Det skal understrekes at verdiene for 913, 915, 917 og 919 for en hvilken som helst gitt boks er oppnådd med bruk av NMR T2-boks-loggen for den aktuelle boksen. Det kan sees at p-verdiene er nær null bortsett fra for de største boksnumrene, hvilket betyr at det er veldig liten sannsynlighet for at de observerte korrelasjonene er et resultat av tilfeldigheter.

[0032] Tilsvarende prosessering kan gjøres med målinger gjort med en feltgradient for å frembringe plott som funksjon av diffusivitet. Figur 10(c) viser den samme T2-fordelingen 911 som figur 9(a). Figur 10(a) er et todimensjonalt plott i T2/ diffusivitet-planet og figur 10(b) er et plott av Pearsons korrelasjonskoeffisient som funksjon av T2-fordeling og diffusivitet. Linjen 1001 viser den forventede posisjonen til en vannfuktet bergart mens 1003 viser den forventede trenden for en oljemettet bergart. Dybdeintervallet svarende til dette plottet var et vannmettet intervall. Et poeng en kan merke seg er at eksempler gitt senere med bruk av éndimensjonale T2-fordelinger også kan gjøres med éndimensjonale diffusivitetsfordelinger og todimensjonale fordelinger i T2/ diffusivitet-planet.

[0033] Figur 11 viser et todimensjonalt Pearson-korrelasjonsplott av et annet eksempel på feltdata der det er en betydelig mengde olje tilstede, som antydet av de høye verdiene nær oljelinjen 1003.1201 i figur 12(a) viser den midlede NMR T2-fordelingen for dette intervallet, 1203 viser Pearsons korrelasjonskoeffisient mellom gammastråleloggen og den midlede T2-boks-loggen, 1205 viser Pearsons korrelasjonskoeffisient mellom resistivitetsloggen og T2-boks-loggen.1207 og 1209 viser p-verdiene svarende henholdsvis til 1203 og 1205. Figur 12(b) viser den midlede diffusiviteten 1251, Pearson-korrelasjonene av diffusivitetsboksloggene med gammastråling (1253) og resistivitet (1255) og de tilhørende pverdiene 1257, 1259.

[0034] Figur 13 viser den midlede T2-fordelingen fargekodet for å vise korrelasjonen til T2-boks-loggen for en gitt boks med resistivitetsloggen. De høye korrelasjonene i boksene 8-10 indikerer en betydelig oljeforekomst i intervallet.

[0035] Figur 14 viser Pearson-korrelasjonen som funksjon av T2og diffusivitet for et vannfuktet intervall. Merk de høye verdiene nær vannlinjen 1001.1501 i figur 15(a) viser den midlede NMR T2-fordelingen for dette intervallet, 1403 viser Pearsons korrelasjonskoeffisient mellom gammastråleloggen og den midlede T2boks-loggen, 1505 viser Pearsons korrelasjonskoeffisient mellom resistivitetsloggen og T2-boks-loggen. Her er ikke p-verdiene plottet ettersom de er nær null. Figur 15(b) viser den midlere diffusiviteten 1551, Pearson-korrelasjonene til diffusivitetsboks-loggene med gammastråling (1553) og resistivitet (1555).

[0036] Nå med henvisning tilbake til figur 11 blir i én utførelsesform av oppfinnelsen todimensjonal filtrering anvendt på dataene for å dempe ut deler av dataene nær oljelinjen 1003. Etter at denne filtreringen er gjort, vil projeksjonen av de filtrerte dataene ned på T2-aksen gi et estimat av T2-fordelingen til vann i formasjonen. Alternativt kan filtrering gjøres for å dempe ut data som ikke er nær oljelinjen 1003, projisere de filtrerte dataene ned på T2-aksen og subtrahere den projiserte fordelingen fra den opprinnelige T2-fordelingen for å frembringe et estimat av vannets T2-fordeling.

[0036] Figur 16 viser et plott av et antall bergartsprøver av permeabilitet i mD (ordinat) mot porøsitet (ordinat). Også vist i plottet er kurver av konstant porehalsstørrelse: for 0,1 μm (1601), 0,5μm (1603), 2,0 μm (1605), 10 μm (1607) og 40 μm (1609). Også vist i sidepanelet i figur 16 er plott av T2-fordelingen for de fire gruppene bergarter av forskjellig kornstørrelse. I hvert av plottene i sidepanelet er den dominerende kurven den for 100% vannmetning mens den lysere kurven er for ikke-reduserbar vannmetning. Kurvene i plottet er grensene til faciene (familier eller klynger) funnet i prøvesettet. Disse faciene kjennetegnes ved porehalsstørrelsen og har en karakteristisk T1- eller T2-fordeling. Dersom de virkelige T1- eller T2-fordelingene ikke er kjent, kan en ta en karakteristisk T1- eller T2-fordeling for faciene (plott av permeabilitet vs. porøsitet) fra en NMR-faciesoppslagstabell.

[0037] For veldig godt sorterte kornstørrelser (ikke nødvendigvis tilfelle for dataene i figur 16) kan T2-fordelingen til petrofacies (med kornstørrelse som parameter) bli simulert som vist i figur 17. I dette simuleringstilfellet er bruk av metodene til Georgi i hovedsak entoppet, der posisjonen til den logarithmiske T2-middelverdien kan være korrelert med permeabiliteten, f.eks. i henhold til SDR perm-modellen. T2-fordelingen for tre forskjellige kornstørrelser og 100% vannmetning er vist av 1701, 1703, 1705. Boksnumrene svarer til T2-verdier varierende logaritmisk fra 0,25 ms til 16381,37ms. Virkelige bergarter kan omfatte en kombinasjon av entoppede fordelinger, slik at det dannes en flertoppet fordeling.

[0038] Figur 18 viser simulering av forskjellige oljetyper i fravær av feltgradienter (dette betyr er lik naturlig T1– ingen diffusjonseffekt. Når oljens API-egenvekt økes fra rundt 12 (tungolje) til 40 API (lett), viser figur 18 at, generelt, jo lettere oljen blir og således har lavere viskositet, jo mer vil T2- eller T1-fordelingen forskyves mot høyre langs x-aksene (ms eller # Boks). T1- eller T2-fordelingen for olje kan finnes ved hjelp av diffusivitet/T2-avbildninger (DT2-avbildninger) som angitt over. Gass, som har veldig lav viskositet, vil ligge ved den høyre enden av skalaen.

[0039] Ettersom posisjonen til fordelingen langs T2-aksene for en 100% vannmettet prøve ikke bare svarer til kornstørrelse og således facies, men også til permeabilitet (SDR-likning KSDR =a'φ<mi>(T2LM)<Ni>med a: konstant; m, n: eksponentparametere, φ: porøsitet og T2LM: T2logaritimisk middel for fordelingen) og posisjonen til fordelingen for oljeprøver langs de samme T2-aksene svarer til oljens API-egenvekt - og mye bedre til viskositet-, er det mulig å generere et kart av mobilitet (permeabilitet over viskositet). Opptil noen geometrise variabler viser mobiliteten proporsjonaliteten mellom strømningsmengde og differensialtrykk (Darcys lov):

Q = (k/μ)*Δp: ;der Q er strømningsmengden. ;K: permeabilitet, ;μ: viskositet. ;Δp: differensialtrykk. ;Ettersom i alminnelighet den inverse av oljens viskositet er proporsjonal med T2for olje er mobiliteten (k/μ) derfor proporsjonal med T2olje. Siden k er proporsjonal med T2vann, oppnår vi mobilitetskartet ved å multiplisere sammen T2vann*T2olje. Kartet er vist i figur 19.

[0040] Abscissen i dette mobilitetsplottet er viskositetsindikatoren avledet fra T1eller T2som angitt over. Ordinaten er T1- eller T2-fordelingen til vann i et porøst medium. 1901, 1903, 1905 og 1907 refererer henholdsvis til fordelingen av mikroporøsitet, mesoporøsitet, makroporøsitet og megaporøsitet. Se figur 16. 1911, 1913, 1915 og 1917 refererer henholdsvis til ekstra tung olje, tungolje, middels olje og lettolje.

[0041] Generelt, når feltet på kartet for et gitt reservoar eller oljeførende lag ligger i øvre høyre hjørne, er fluidets mobilitet høy 1921 (best med hensyn til produksjon); dersom imidlertid feltet ligger i nedre venstre hjørne, 1923, er det motsatt. I tilfeller der en nøyaktig klassifisering av bergartskvalitet (facies) og oljeviskositet (eller API-egenvekt) med hensyn til T1- eller T2-vinduer, ikke gjelder for ethvert scenario, har kartene en universell gyldighet ettersom det representerer Darcys lov, og kan anvendes for å vise tendenser i en reservoarevaluering. Når felter har en tendens til å ligge over diagonalen med positiv stigning, kan det forstås som at bergartskvaliteten oppveier fluidkvaliteten.

[0042] Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse er beskrevet over i forbindelse med er kabelført NMR-loggeverktøy. Fremgangsmåten kan også anvendes med loggeverktøy som føres på kveilrør i nær horisontale borehull.

Fremgangsmåten kan også anvendes med NMR-følere som blir ført på et borerør, så som en borestreng eller kveilrør for måling-under-boring-(MWD)-anvendelser. I samsvar med standard praksis ved brønnlogging blir resultatene av prosesseringen registrert på et passende medium. Underforstått i prosesseringen av dataene er bruk av et et dataprogram innlemmet på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å utføre styringen og prosesseringen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EAROM, flashminner og optiske platelagre.

Claims

P A T E N T K R A V

1. Fremgangsmåte for å evaluere en jordformasjon, der fremgangsmåten omfatter det å:

frakte et loggeverktøy (14) inn i et borehull (10);

innhente kjernemagnetisk resonans-(NMR)-signaler ved flere dyp i borehullet;

prosessere NMR-signalene for å frembringe en fordeling av relaksasjonstid ved hvert av de flere dypene, der hver av fordelingene omfatter flere bokser;

generere, fra de flere relaksasjonstidfordelingene, flere NMR-boks-logger av relaksasjonstidverdier for hver av de flere boksene;

bestemme et mål for likhet mellom en første logg som indikerer hydrokarboninnhold i formasjonen og hver av de flere NMR-boks-loggene; og anvende likhetsmålet for hver av de flere NMR-boks-loggene for å identifisere en delmengde av de flere NMR-boks-loggene som indikerer hydrokarbon.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der NMR-signalene omfatter spin-ekkosignaler og relaksasjonstiden omfatter transvers relaksasjonstid T2.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der målet for likhet er minst én av: (i) en Pearson-korrelasjonskoeffisient, (ii) en p-verdi som betegner en sannsynlighet for en observert korrelasjonskoeffisient, og (iii) felles informasjon.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der den første loggen er minst én av: (i) en gammastrålelogg og (ii) en resistivitetslogg.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å bestemme likhetsmålet videre omfatter det å utføre minst én av: (i) en krysskorrelasjon av den første loggen med minst én av de flere NMR-boks-loggene, og (ii) bestemmelse av felles informasjon mellom den første loggen og minst én av de flere NMR-boks-loggene.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende det å:

(i) innhente ytterligere spinn-ekko-signaler ved hvert av de flere dypene mens en ekstern magnetfeltgradient påtrykkes;

(ii) prosessere spinn-ekko-signalene og de ytterligere spinn-ekko-signalene for å frembringe en fordeling av en diffusjonskoeffisient (D) ved hvert av de flere dypene, der hver av diffusjonskoeffisientfordelingene omfatter flere diffusjonsbokser;

(iii) generere, fra de flere diffusjonskoeffisientfordelingene, flere diffusjonskoeffisientboks-logger av diffusjonskoeffisientboks-verdier svarende til hver av de flere diffusjonsboksene;

(iv) bestemme et mål for likhet mellom den første loggen og hver av de flere diffusjonskoeffisientboks-loggene; og

(v) anvende likhetsmålet for hver av de flere diffusjonskoeffisientboksloggene for å identifisere en delmengde av diffusjonskoeffisientboks-loggene som indikerer hydrokarbon.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende det å anvende den identifiserte delmengden av loggene og en T2-fordeling ved minst ett av de flere dypene for å frembringe en modifisert T2-fordeling som primært påvirkes av minst én av: (i) vann og (ii) olje i formasjonen.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, videre omfattende det å estimere fra den modifiserte fordelingen minst én av: (i) vannmetning, (ii) leirebundet vann, (iii) ikkereduserbart bundet vann, (iv) bevegelig vann, (v) permeabilitet og (vi) hydrokarboninnhold.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å frakte loggeverktøyet inn i borehullet på en føringsanordning valgt fra (i) en kabel og (ii) et borerør.

10. Anordning for å evaluere en jordformasjon, der anordningen omfatter: et loggeverktøy (14) innrettet for å bli fraktet inn i et borehull (10), der loggeverktøyet videre er innrettet for å innhente kjernemagnetisk resonans-(NMR) signaler ved flere dyp i borehullet; og k a r a k t e r i s e r t v e d at anordningen videre omfatter

minst én prosessor innrettet for å:

(A) prosessere NMR-signalene for å bestemme en relaksasjonstidfordeling ved hvert av de flere dypene, der hver av fordelingene omfatter flere bokser,

(B) anvende de flere relaksasjonstidfordelingene for å generere flere NMR-boks-logger av relaksasjonstidsverdier for hver av de flere boksene,

(C) bestemme et mål for likhet mellom en første logg som indikerer hydrokarboninnhold i formasjonen og hver av de flere NMR-boks-loggene, og (D) anvende likhetsmålet for hver av de flere NMR-boks-loggene for å identifisere en delmengde av NMR-boks-loggene som indikerer hydrokarbon.

11. Anordning ifølge krav 10, der NMR-signalene omfatter spinn-ekko signaler og relaksasjonstiden omfatter transversal relaksasjonstid (T2).

12. Anordning ifølge krav 10, der minst én prosessor videre er innrettet for å anvende, som likhetsmål, minst én av: (i) en Pearson-korrelasjonskoeffisient, (ii) en p-verdi som beskriver sannsynligheten for en observert korrelasjonskoeffisient, og (iii) felles informasjon.

13. Anordning ifølge krav 10, videre omfattende minst én av et gammastråleloggeverktøy og et resistivitetsloggeverktøy, og der den første loggen er minst én av: (i) en gammastrålelogg og (ii) en resistivitetslogg.

14. Anordning ifølge krav 10, der den minst ene prosessoren er innrettet for å bestemme likhetsmålet ved videre å utføre minst én av: (i) en krysskorrelasjon mellom den første loggen og minst én av de flere NMR-boks-loggene, og (ii) bestemmelse av en felles informasjon mellom den første loggen og minst én av de flere NMR-boks-loggene.

15. Anordning ifølge krav 11, der loggeverktøyet videre er innrettet for å innhente ytterligere spinn-ekko-signaler ved hvert av de flere dypene mens det påtrykker en ekstern magnetfeltgradient; og der prosessoren videre er innrettet for å:

(i) prosessere spinn-ekko-signalene og de ytterligere spinn-ekko-signalene for å frembringe en fordeling av en diffusjonskoeffisient ved hvert av de flere dypene, der hver av diffusjonskoeffisientfordelingene omfatter flere diffusjonsbokser;

(ii) generere, fra de flere diffusjonskoeffisientfordelingene, flere diffusjonskoeffisientboks-logger av diffusjonskoeffisientboks-verdier for hver av de flere diffusjonsboksene;

(iii) bestemme et mål for likhet mellom den første loggen og hver av de flere diffusjonskoeffisientboks-loggene; og

(iv) anvende likhetsmålet for hver av de flere diffusjonskoeffisientboksloggene for å identifisere en delmengde av diffusjonskoeffisientboks-loggene som indikerer minst én av: (i) hydrokarbon, og (ii) vann.

16. Anordning ifølge krav 11, der prosessoren videre er innrettet for å anvende den identifiserte delmengden av loggene og en T2-fordeling ved minst ett av de flere dypene for å frembringe en modifisert T2-fordeling som primært påvirkes av vann i formasjonen.

17. Anordning ifølge krav 16, der prosessoren videre er innrettet for å estimere fra den modifiserte fordelingen minst én av: (i) vannmetning, (ii) leirebundet vann, (iii) ikke-reduserbart bundet vann, (iv) bevegelig vann, (v) permeabilitet og (vi) hydrokarboninnhold.

18. Anordning ifølge krav 10, videre omfattende en føringsanordning innrettet for å frakte loggeverktøyet inn i borehullet, der føringsanordningen er valgt fra (i) en kabel, og (ii) et borerør.

19. Datamaskinlesbart medium produkt som har lagrede instruksjoner, som når lest av minst én prosessor får den minst ene prosessoren til å:

prosessere spinn-ekko-signaler oppnådd ved flere dyp i borehullet i jordformasjonen for å estimere en fordeling av transvers relaksasjonstid (T2) ved hvert av de flere dypene, der hver av fordelingene omfatter flere bokser, anvende de flere relaksasjonstidfordelingene for å generere flere NMR-boks-logger av relaksasjonstidsverdier svarende til hver av de flere boksene, bestemme et mål for likhet mellom en første logg, som indikerer innhold av hydrokarbon i formasjonen med hver av de flere NMR-boks-loggene, og anvende likhetsmålet for hver av de flere NMR-boks-loggene for å identifisere en delmengde av NMR-boks-loggene som indikerer hydrokarbon.

20. Medium ifølge krav 19, videre omfattende minst én av: (i) et ROM, (ii) et EPROM, (iii) et EAROM, (iv) et flashminne og (v) et optisk platelager.