RU2005138145A - Интеграция во временном интервале данных последовательностей эхо-сигналов при различных значениях градиента и времени между эхо-сигналами - Google Patents

Интеграция во временном интервале данных последовательностей эхо-сигналов при различных значениях градиента и времени между эхо-сигналами Download PDF

Info

Publication number
RU2005138145A
RU2005138145A RU2005138145/28A RU2005138145A RU2005138145A RU 2005138145 A RU2005138145 A RU 2005138145A RU 2005138145/28 A RU2005138145/28 A RU 2005138145/28A RU 2005138145 A RU2005138145 A RU 2005138145A RU 2005138145 A RU2005138145 A RU 2005138145A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sequence
magnetic field
static magnetic
echoes
echo signals
Prior art date
Application number
RU2005138145/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2354989C2 (ru
Inventor
Сунхуа ЧЭНЬ (US)
Сунхуа ЧЭНЬ
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us)
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us), Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us)
Publication of RU2005138145A publication Critical patent/RU2005138145A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2354989C2 publication Critical patent/RU2354989C2/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
    • G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
    • G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Claims (36)

1. Способ каротажа толщи горных пород с помощью прибора ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), введенного в проходящую через толщу пород скважину, заключающийся в том, что
а) посредством использования первой последовательности радиоимпульсов получают из первой интересующей зоны первую последовательность из множества эхо-сигналов,
б) посредством использования второй последовательности радиоимпульсов получают из второй интересующей зоны вторую последовательность из множества эхо-сигналов,
в) определяют по меньшей мере один поправочный коэффициент, зависящий по меньшей мере частично от коэффициента диффузии флюида в породе, и
г) объединяют первую и вторую последовательности из множества эхо-сигналов с использованием указанного по меньшей мере одного поправочного коэффициента и получением объединенной последовательности из множества эхо-сигналов, при этом имеет место по меньшей мере одно из следующих условий:
вторая последовательность радиоимпульсов имеет по меньшей мере один параметр, отличный от параметра первой последовательности радиоимпульсов, и
градиент статического магнитного поля в первой зоне отличен от градиента статического магнитного поля во второй зоне.
2. Способ по п.1, в котором вторая зона тождественна первой зоне.
3. Способ по п.1, в котором вторая зона отлична от первой зоны.
4. Способ по п.1, в котором прибор ЯМК представляет собой многочастотный каротажный прибор, а статическое магнитное поле в первой зоне отлично от статического магнитного поля во второй зоне.
5. Способ по п.1, в котором используют прибор ЯМК со средством смещения поля, предназначенным для смещения статического магнитного поля в породе.
6. Способ по п.1, в котором указанный по меньшей мере один параметр является по меньшей мере одним из следующего: частота, промежуток между перефокусирующими импульсами, время поляризации, и число импульсов.
7. Способ по п.1, в котором указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент представляет собой мультипликативный множитель, устанавливающий соотношение между первой и второй последовательностями из множества эхо-сигналов.
8. Способ по п.1, в котором указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент дополнительно зависит от по меньшей мере одного из следующего: (i) градиент статического магнитного поля, относящийся к первой последовательности радиоимпульсов, (ii) градиент статического магнитного поля, относящийся ко второй последовательности радиоимпульсов, (iii) временной интервал между эхо-сигналами, относящийся к первой последовательности радиоимпульсов, (iv) временной интервал между эхо-сигналами, относящийся ко второй последовательности радиоимпульсов, (v) уровень шума для первой последовательности из множества эхо-сигналов и (vi) уровень шума для второй последовательности из множества эхо-сигналов.
9. Способ по п.1, в котором определяют коэффициент диффузии флюида на основе измеренного коэффициента диффузии и вводят поправку на температуру флюида и/или глубину нахождения флюида.
10. Способ по п.1, в котором первая и вторая последовательности радиоимпульсов имеют по существу одинаковую частоту и по существу одинаковый временной интервал между эхо-сигналами, а указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент выражается зависимостью вида
Figure 00000001
где k - индекс эхо-сигнала, ТЕ - временнуй интервал между эхо-сигналами, γ - гиромагнитное отношение, GS - градиент статического магнитного поля, соответствующий первой последовательности из множества эхо-сигналов, GB - градиент статического магнитного поля, соответствующий второй последовательности из множества эхо-сигналов, D - коэффициент диффузии флюида.
11. Способ по п.1, в котором указанный по меньшей мере один параметр включает различные частоты и различные величины ТЕ, а указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент выражается зависимостью вида
Figure 00000002
k - индекс эхо-сигнала, TES - временнуй интервал между эхо-сигналами, соответствующий первой последовательности импульсов, ТЕB - временной интервал между эхо-сигналами, соответствующий второй последовательности импульсов, γ - гиромагнитное отношение, GS - градиент статического магнитного поля, соответствующий первой последовательности импульсов, GB - градиент статического магнитного поля, соответствующий второй последовательности импульсов, Dwater - коэффициент диффузии воды.
12. Способ по п.1, в котором первая и вторая последовательности из множества эхо-сигналов различаются по уровням шума, а указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент зависит от одного из уровней шума.
13. Способ по п.1, в котором первая и вторая последовательности из множества эхо-сигналов различаются по временным интервалам между эхо-сигналами, а указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент зависит от одного из этих временных интервалов.
14. Способ по п.1, в котором указанный по меньшей мере один параметр включает только время ожидания, причем на основе объединенных последовательностей из множества эхо-сигналов дополнительно осуществляют определение объема глинисто-связанной воды и капиллярно-связанной воды.
15. Способ по п.1, в котором указанный по меньшей мере один параметр включает только частоту, причем на основе объединенных последовательностей из множества эхо-сигналов дополнительно осуществляют определение полного распределения пористости.
16. Способ по п.1, в котором первая и вторая интересующие зоны различаются по градиенту связанного с ними статического магнитного поля, причем на основе объединенных последовательностей из множества эхо-сигналов дополнительно осуществляют определение по меньшей мере одного из следующего: (i) эффективная пористость, (ii) глинисто-связанная вода и (iii) объем капиллярно-связанной воды.
17. Способ по п.10, в котором дополнительно
(i) сравнивают общие пористости, полученные из первой и второй последовательностей из множества эхо-сигналов,
(ii) сравнивают суммы эхо-сигналов первой и второй последовательностей из множества эхо-сигналов и
(iii) осуществляют коррекцию поправочного коэффициента на основе указанных сравнений.
18. Способ по п.1, в котором произведения градиента на временнуй интервал между эхо-сигналами для первой и второй интересующих зон различны, и при этом дополнительно осуществляют:
(i) использование интерполяции для приведения частных значений к одинаковой плотности и
(ii) применение зависящей от времени весовой функции.
19. Устройство для использования в толще горных пород, содержащее
а) магнит, размещенный на каротажном приборе, вводимом в проходящую через толщу пород скважину, и создающий статическое магнитное поле в первой и второй интересующих зонах в породе,
б) антенну, размещенную на каротажном приборе и производящую первую и вторую последовательности радиоимпульсов в первой и второй зонах,
в) антенну, размещенную на каротажном приборе и воспринимающую из первой и второй зон первую и вторую последовательности из множества эхо-сигналов,
г) процессор, который
(i) определяет по меньшей мере один поправочный коэффициент, зависящий по меньшей мере частично от коэффициента диффузии флюида в породе, и
(ii) объединяет первую и вторую последовательности из множества эхо-сигналов с использованием указанного по меньшей мере одного поправочного коэффициента с получением объединенной последовательности из множества эхо-сигналов, причем выполняется по меньшей мере одно из следующих условий:
вторая последовательность импульсов имеет по меньшей мере один параметр, отличный от параметра первой последовательности импульсов, и
градиент статического магнитного поля в первой зоне отличен от градиента статического магнитного поля во второй зоне.
20. Устройство по п.19, в котором магнит создает статическое магнитное поле в тождественных первой и второй интересующих зонах.
21. Устройство по п.19, в котором магнит создает статическое магнитное поле в различающихся первой и второй интересующих зонах.
22. Устройство по п.19, в котором каротажный прибор представляет собой многочастотный каротажный прибор, а статические магнитные поля в первой и второй зонах различны.
23. Устройство по п.19, в котором каротажный прибор содержит средство смещения статического магнитного поля в горной породе.
24. Устройство по п.19, в котором указанный по меньшей мере один параметр является по меньшей мере одним из следующего: (I) интервал между перефокусирующими импульсами, (II) время поляризации, и (III) число импульсов.
25. Устройство по п.19, в котором поправочный коэффициент представляет собой мультипликативный множитель, устанавливающий соотношение между первой и второй последовательностями из множества эхо-сигналов.
26. Устройство по п.19, в котором указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент дополнительно зависит от по меньшей мере одного из следующего: (I) градиент статического магнитного поля, относящийся к первой последовательности радиоимпульсов, (II) градиент статического магнитного поля, относящийся ко второй последовательности радиоимпульсов, (III) временной интервал между эхо-сигналами, относящийся к первой последовательности радиоимпульсов, (IV) временной интервал между эхо-сигналами, относящийся ко второй последовательности радиоимпульсов, (V) уровень шума для первой последовательности из множества эхо-сигналов, и (VI) уровень шума для второй последовательности из множества эхо-сигналов.
27. Устройство по п.19, в котором процессор дополнительно осуществляет определение коэффициента диффузии флюида на основе измеренного коэффициента диффузии и введение поправки на температуру флюида и/или глубину нахождения флюида.
28. Устройство по п.19, в котором первая и вторая последовательности радиоимпульсов имеют по существу одинаковую частоту и по существу одинаковый временной интервал между эхо-сигналами, а указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент выражается зависимостью вида
Figure 00000003
где k - индекс эхо-сигнала, ТЕ - временнуй интервал между эхо-сигналами, γ - гиромагнитное отношение, GS - градиент статического магнитного поля, соответствующий первой последовательности радиочастотных эхо-сигналов, GB - градиент статического магнитного поля, соответствующий второй последовательности радиочастотных эхо-сигналов, D - коэффициент диффузии флюида.
29. Устройство по п.19, в котором указанный по меньшей мере один параметр включает различные частоты и различные величины ТЕ, и указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент выражается зависимостью вида
Figure 00000004
где k - индекс эхо-сигнала, TES - временнуй интервал между эхо-сигналами, соответствующий первой последовательности радиоимпульсов, ТЕB - временной интервал между эхо-сигналами, соответствующий второй последовательности радиоимпульсов, γ - гиромагнитное отношение, GS - градиент статического магнитного поля, соответствующий первой последовательности импульсов, GB - градиент статического магнитного поля, соответствующий второй последовательности импульсов, Dwater - коэффициент диффузии воды.
30. Устройство по п.19, в котором имеется различие между уровнями шума первой и второй последовательностей из множества эхо-сигналов, а указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент зависит от одного из уровней шума.
31. Устройство по п.19, в котором имеется различие между временными интервалами между эхо-сигналами первой и второй последовательностей из множества эхо-сигналов, а указанный по меньшей мере один поправочный коэффициент зависит от одного из этих временных интервалов.
32. Устройство по п.19, в котором указанный по меньшей мере один параметр включает только время ожидания, а процессор дополнительно определяет на основе объединенной последовательности эхо-сигналов объем глинисто-связанной воды и капиллярно-связанной воды.
33. Устройство по п.19, в котором указанный по меньшей мере один параметр включает только частоту, а процессор дополнительно определяет на основе объединенной последовательности эхо-сигналов полное распределение пористости.
34. Устройство по п.19, в котором магнит создает статическое магнитное поле в первой и второй интересующих зонах, различных по градиенту связанного с ними статического магнитного поля, а процессор дополнительно определяет на основе объединенных последовательностей из множества эхо-сигналов по меньшей мере одно из следующего: (i) эффективная пористость, (ii) глинисто-связанная вода, и (iii) объем капиллярно-связанной воды.
35. Устройство по п.27, в котором процессор дополнительно:
(I) сравнивает общую пористость, полученную из первой и второй последовательностей из множества эхо-сигналов,
(II) сравнивает суммы эхо-сигналов первой и второй последовательностей из множества эхо-сигналов и
(III) производит коррекцию поправочного коэффициента на основе указанных сравнений.
36. Устройство по п.19, в котором произведение градиента на временной интервал между эхо-сигналами для первой интересующей зоны отлично от произведения градиента на временнуй интервал между эхо-сигналами для второй интересующей зоны, и в котором процессор дополнительно:
(i) осуществляет интерполяцию для приведения частных значений к одинаковой плотности и
(ii) применяет зависящую от времени весовую функцию.
RU2005138145/28A 2003-05-09 2004-05-05 Интеграция во временном интервале данных последовательностей эхо-сигналов при различных значениях градиента и времени между эхо-сигналами RU2354989C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/435,419 2003-05-09
US10/435,419 US6859034B2 (en) 2003-05-09 2003-05-09 Time-domain data integration of multiple gradient, multiple TE echo trains

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005138145A true RU2005138145A (ru) 2007-06-20
RU2354989C2 RU2354989C2 (ru) 2009-05-10

Family

ID=33416944

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005138145/28A RU2354989C2 (ru) 2003-05-09 2004-05-05 Интеграция во временном интервале данных последовательностей эхо-сигналов при различных значениях градиента и времени между эхо-сигналами

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6859034B2 (ru)
CN (1) CN100529792C (ru)
BR (1) BRPI0410179B1 (ru)
GB (2) GB2417784B (ru)
RU (1) RU2354989C2 (ru)
WO (1) WO2004102173A2 (ru)

Families Citing this family (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7301338B2 (en) * 2001-08-13 2007-11-27 Baker Hughes Incorporated Automatic adjustment of NMR pulse sequence to optimize SNR based on real time analysis
US6987385B2 (en) * 2003-05-30 2006-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. System and methods for analyzing carbonate formations while drilling
US7301337B2 (en) * 2003-09-30 2007-11-27 Baker Hughes Incorporated Frequency dithering to avoid excitation pulse ringing
US7298142B2 (en) * 2005-06-27 2007-11-20 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for reservoir fluid characterization in nuclear magnetic resonance logging
CA2694196C (en) * 2007-07-26 2016-05-17 Schlumberger Canada Limited System and method for estimating formation characteristics in a well
US7705592B2 (en) * 2008-02-01 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Two dimensional T1/T2APP-T2APP processing of multi-gradient NMR data
US8131469B2 (en) * 2008-10-03 2012-03-06 Baker Hughes Incorporated Data acquisition and processing for invasion profile and gas zone analysis with NMR dual or multiple interecho spacing time logs
US9335195B2 (en) * 2011-02-16 2016-05-10 Baker Hughes Incorporated Multiphase meter to provide data for production management
WO2013009299A1 (en) 2011-07-12 2013-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Nmr tracking of injected fluids
CN103147740B (zh) * 2012-04-01 2015-11-04 贵州航天凯山石油仪器有限公司 一种测试液面回波时间的方法
US9423365B2 (en) * 2012-04-04 2016-08-23 Schlumberger Technology Corporation T2-cutoff determination using magnetic susceptibility measurements
WO2013184404A1 (en) 2012-06-08 2013-12-12 Schlumberger Canada Limited Methods of investigating formation samples using nmr data
US10067211B2 (en) 2012-12-10 2018-09-04 The General Hospital Corporation System and method for estimating phase measurements in magnetic resonance imaging
US9645277B2 (en) * 2013-02-12 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Estimating molecular size distributions in formation fluid samples using a downhole NMR fluid analyzer
US10393911B2 (en) 2013-04-19 2019-08-27 Halliburton Energy Services, Inc. Nuclear magnetic resonance (NMR) interecho interval control methods and systems
MX2016013317A (es) 2014-05-06 2017-01-18 Halliburton Energy Services Inc Antena tangencial frontal para la adquisicion de registros de pozos mediante resonancia magnetica nuclear (rmn).
US10145925B2 (en) 2014-05-08 2018-12-04 The Arizona Board Of Regents On Behalf Of The University Of Arizona MRI with reconstruction of MR phase image
MX2016014683A (es) 2014-06-09 2017-03-06 Halliburton Energy Services Inc Sistemas y metodos de resonancia magnetica que emplean secuencias de pulsos de multiples formas para mediciones paralelas.
CN105095636B (zh) * 2014-11-21 2019-06-11 深圳迈瑞生物医疗电子股份有限公司 一种整型计算方法、装置及医疗检测设备
CN105301028B (zh) * 2015-09-17 2017-11-07 中国石油大学(北京) 核磁共振有机页岩的组分区分方法和装置
CN105352986B (zh) * 2015-09-25 2017-12-26 中国石油大学(北京) 低场核磁共振岩石有机质检测方法和装置
US10466381B2 (en) * 2015-12-28 2019-11-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc NMR logging in formation with micro-porosity by using first echoes from multiple measurements
CN106066492B (zh) * 2016-06-06 2018-05-22 中国石油大学(华东) 一种核磁共振测井孔隙度回波间隔影响的校正方法
CN105866160B (zh) * 2016-06-16 2017-09-01 中国石油大学(华东) 一种基于纵波约束的核磁共振t2截止值计算方法
CN107605468B (zh) * 2016-07-11 2020-06-09 中国石油天然气股份有限公司 一种确定核磁共振测井的核磁有效孔隙度的方法及装置
CN106383365B (zh) * 2016-10-28 2019-03-19 中国地质大学（北京） 一种利用图版校正火成岩核磁共振孔隙度的方法
DE102018200239B4 (de) * 2018-01-09 2022-09-22 Siemens Healthcare Gmbh Verfahren und Magnetresonanzanlage zur Artefaktvermeidung un-ter Bestimmung von einer von Wirbelströmen hervorgerufenen Phasendifferenz für eine Magnetresonanzanlage
CN113161101B (zh) * 2020-01-20 2023-11-28 中国石油天然气股份有限公司 用于核磁共振测井仪上的永磁体
CN111525285B (zh) * 2020-05-20 2021-04-02 西安黄河机电有限公司 一种稀布阵天线及其设计方法
CN111980663B (zh) * 2020-07-21 2023-08-15 中海油田服务股份有限公司 一种多频多维核磁测井方法和装置
CN112462311B (zh) * 2020-11-09 2021-06-15 无锡鸣石峻致医疗科技有限公司 一种横向磁化矢量衰减时间常数的校正测量方法、装置、计算机设备及非均匀场磁共振系统
US11821862B2 (en) 2021-11-12 2023-11-21 Saudi Arabian Oil Company Method for measuring the spatial water permeability profile of porous media by using non-destructive nuclear magnetic resonance technique
US11788978B2 (en) 2021-11-12 2023-10-17 Saudi Arabian Oil Company Method and system for determining geological models using spatial properties based on nuclear magnetic resonance data
US11573348B1 (en) 2022-01-26 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Method and system using nuclear magnetic resonance well logging for T2 cutoff value estimation

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4710713A (en) * 1986-03-11 1987-12-01 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques
US4717877A (en) * 1986-09-25 1988-01-05 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques
US5212447A (en) * 1990-12-03 1993-05-18 Numar Corporation Apparatus and technique for nmr diffusion measurement
DZ1936A1 (fr) * 1994-10-20 2002-02-17 Shell Int Research Diagraphie par résonance magnetique nucleaire du gaz naturel dns des réservoirs.
DZ2053A1 (fr) * 1995-06-21 2002-10-20 Shell Int Research Diagraphie par résonance magnétique nucléaire de gisement de gaz naturel.
US6242912B1 (en) * 1995-10-12 2001-06-05 Numar Corporation System and method for lithology-independent gas detection using multifrequency gradient NMR logging
US6956371B2 (en) * 1995-10-12 2005-10-18 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for detecting diffusion sensitive phases with estimation of residual error in NMR logs
US6512371B2 (en) * 1995-10-12 2003-01-28 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for determining oil, water and gas saturations for low-field gradient NMR logging tools
US5698979A (en) * 1996-02-23 1997-12-16 Western Atlas International, Inc. Method for NMR diffusion measurement
US6107796A (en) * 1998-08-17 2000-08-22 Numar Corporation Method and apparatus for differentiating oil based mud filtrate from connate oil
US6377042B1 (en) * 1998-08-31 2002-04-23 Numar Corporation Method and apparatus for merging of NMR echo trains in the time domain
US6366087B1 (en) * 1998-10-30 2002-04-02 George Richard Coates NMR logging apparatus and methods for fluid typing
US6316940B1 (en) * 1999-03-17 2001-11-13 Numar Corporation System and method for identification of hydrocarbons using enhanced diffusion
US7135862B2 (en) 2001-03-13 2006-11-14 Halliburton Energy Services, Inc NMR logging using time-domain averaging
US6650114B2 (en) * 2001-06-28 2003-11-18 Baker Hughes Incorporated NMR data acquisition with multiple interecho spacing
US6686737B2 (en) 2001-10-12 2004-02-03 Baker Hughes Incorporated Amplitude and/or phase modulated NMR pulse sequences

Also Published As

Publication number Publication date
GB2429532B (en) 2007-07-18
CN1806182A (zh) 2006-07-19
GB2417784B (en) 2007-01-31
GB0618874D0 (en) 2006-11-01
GB0523274D0 (en) 2005-12-21
BRPI0410179B1 (pt) 2017-04-18
WO2004102173A2 (en) 2004-11-25
GB2429532A (en) 2007-02-28
GB2417784A (en) 2006-03-08
WO2004102173A3 (en) 2005-03-24
BRPI0410179A (pt) 2006-05-16
CN100529792C (zh) 2009-08-19
US6859034B2 (en) 2005-02-22
US20040222791A1 (en) 2004-11-11
RU2354989C2 (ru) 2009-05-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2005138145A (ru) Интеграция во временном интервале данных последовательностей эхо-сигналов при различных значениях градиента и времени между эхо-сигналами
US6570382B1 (en) Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus
US6600316B2 (en) Rapid NMR multi-frequency T1 and T2 acquisition for earth formations evaluation with MWD or wireline tools
US6972564B2 (en) Objective oriented methods for NMR log acquisitions for estimating earth formation and fluid properties
US6541969B2 (en) Method and apparatus for improving the vertical resolution of NMR logs
US6344744B2 (en) Multiple frequency method for nuclear magnetic resonance longitudinal relaxation measurement and pulsing sequence for power use optimization
EP0871045A3 (en) Method and apparatus for measuring total nuclear magnetic resonance porosity
CA2452210A1 (en) Nmr data acquisition with multiple interecho spacing
RU2003114307A (ru) Способ инверсии результатов измерений cpmg с часто повторяющимися измерениями с коротким временем ожидания
CA2563698C (en) Use of measurements made in one echo train to correct ringing in second to avoid use of phase alternated pair in the second
FI117652B (fi) Menetelmä ja laite näytteen testaamiseksi ytimien kvadrupoliresonanssia käyttäen ja pulssijono ytimien kvadrupoliresonanssin liipaisemiseksi
RU98106856A (ru) Способ и устройство для измерения полной пористости методом ядерного магнитного резонанса
GB2334336A (en) NMR well logging
AU2004200905A1 (en) Nuclear magnetic resonance measurements in well logging using an optimized rephasing pulse sequence
EP1328830B1 (en) Nmr sequence for optimizing instrument electrical power usage
EP1332382B1 (en) Method for processing nmr data without phase-alternating-pair (pap) averaging
US10551521B2 (en) Magnetic resonance pulse sequences and processing
CA2455383A1 (en) System and methods for nmr signal processing without phase alternated pair stacking
RU2005119622A (ru) Азимутальная ямр-визуализация свойств горной породы из ствола скважины
US10473601B1 (en) System and method for spatially resolved T1-T2 distribution measurement
WO2007024534A2 (en) The enhancement of nmr vertical resolution using walsh function based inversion
CN110850491B (zh) T2谱反演方法、装置和存储介质
AU2367199A (en) Dual-wait time nmr processing for determining apparent T1/T2 ratios, total porosity and bound fluid porosity
Wu et al. EFFICIENT NMR FLUID TYPING WITH INTERLEAVED CPMG SEQUENCE AT DIFFERENT FREQUENCIES
GB2403553A (en) Improving vertical resolution of NMR logs

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160506