RU2104565C1 - Способы измерения диффузии посредством ядерного магнитного резонанса (варианты) - Google Patents

Способы измерения диффузии посредством ядерного магнитного резонанса (варианты) Download PDF

Info

Publication number
RU2104565C1
RU2104565C1 SU5011289/25A SU5011289A RU2104565C1 RU 2104565 C1 RU2104565 C1 RU 2104565C1 SU 5011289/25 A SU5011289/25 A SU 5011289/25A SU 5011289 A SU5011289 A SU 5011289A RU 2104565 C1 RU2104565 C1 RU 2104565C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
magnetic field
frequency
field gradient
echo
gradient
Prior art date
Application number
SU5011289/25A
Other languages
English (en)
Inventor
Пэлтиел Эви
Il]
Original Assignee
Ньюмар Корпорейшн
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 Ньюмар Корпорейшн filed Critical Ньюмар Корпорейшн
Application granted granted Critical
Publication of RU2104565C1 publication Critical patent/RU2104565C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G01R33/48—NMR imaging systems
    • G01R33/54—Signal processing systems, e.g. using pulse sequences ; Generation or control of pulse sequences; Operator console
    • G01R33/56—Image enhancement or correction, e.g. subtraction or averaging techniques, e.g. improvement of signal-to-noise ratio and resolution
    • G01R33/563—Image enhancement or correction, e.g. subtraction or averaging techniques, e.g. improvement of signal-to-noise ratio and resolution of moving material, e.g. flow contrast angiography
    • G01R33/56341—Diffusion imaging

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Nuclear Medicine, Radiotherapy & Molecular Imaging (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Radiology & Medical Imaging (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Vascular Medicine (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)

Abstract

Использование: изобретение относится к измерениям, касающимся буровой скважины, а точнее к измерениям буровой скважины с использованием ядерного магнитного резонанса. Сущность изобретения: способы измерений включают в себя приложение статического магнитного поля с заранее выбранными параметрами в заданной области скважины, приложение высокочастотного поля с заранее выбранной частотой, длительностью и величиной и записи параметров по меньшей мере одного эхо-сигнала. Согласно одному из вариантов перед приложением высокочастоного поля прикладывают фиксированный градиент магнитного поля, согласно другому варианту - импульсный градиент магнитного поля. Определяют коэффициент диффузии из записанных параметров эхо-сигнала. 3 с. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Изобретение относится к измерениям, касающимся буровой скважины, а точенее к измерениям буровой скважины с использованием ядерного магнитного резонанса.
Из патентной литературы известны различные способы для осуществления измерений буровой скважины с применением ядерного магнитного резонанса. Наиболее полезные способы и устройства для осуществления такой технологии описаны в [1] правами на которые обладает правоприемник настоящей заявки. Патент США 4933638 описывает способ, который основан на этом.
Известно выполнение лабораторных испытаний на определение коэффициента самодиффузии в колонках породы, то есть скорости, с которой молекулы материала хаотично перемещаются внутри самого материала. Обеспечение колонок породы для испытаний представляет собой процесс, требующий больших затрат средств и времени, поэтому он непригоден для взятия образцов из скважины большой протяженности.
[1] рассматривает измерения скважинного ЯМР, использующие постоянный магнит, статическое магнитное поле которого проявляет градиент, являющийся функцией расстояния до магнита. [1] не рассматривает использование отдельно прикладываемого градиента магнитного поля с независимой регулировкой параметров в дополнение к статического магнитному полю.
В изобретении делается попытка создать способ и устройства для выполнения с помощью ядерного магнитного резонанса измерений в буровой скважине коэффициента самодиффузии и присущего времени поперечной релаксации.
Итак, согласно предпочтительного варианту осуществления изобретения создан способ выполнения измерений, касающихся буровой скважины, с помощью ядерного магнитного резонанса, включающий в себя стадии создания градиента магнитного поля в желаемом месте вдоль буровой скважины, осуществления по меньшей мере одного, а предпочтительно двух или более экспериментов с применением ядерного магнитного резонанса при наличии градиента магнитного поля, восприятия диффузионного эффекта при затухании по меньшей мере первого эхо-сигнала, и определения из него коэффициента диффузии.
Согласно одному из вариантов осуществления изобретения градиент магнитного поля постоянен по времени. Как вариант, может быть обеспечен выключаемый градиент магнитного поля.
Согласно одному из вариантов осуществления изобретения стадия выполнения по меньшей мере одного эксперимента с применением ядерного магнитного резонанса включает в себя осуществление двух экспериментов с применением ядерного магнитного резонанса, так что они отличаются по меньшей мере одним из следующих параметров:
1. временем, в течение которого обеспечивается возможность диффузии молекул;
2. величиной градиента магнитного поля;
3. временем, в течение которого прилагаются импульсы, если используются импульсы напряженности магнитного поля.
Точнее, два эксперимента могут отличаться друг от друга только интервалами между эхо-сигналами. В таком случае T2 (время поперечной релаксации) и D (коэффициент диффузии) могут быть получены из измеренных амплитуд и скоростей затухания.
Как вариант, когда градиенты постоянны и сами по себе представляют собой функцию силы магнитного поля, два эксперимента могут отличаться по применяемой высокой частоте. Различие по частоте сопровождается изменением величины градиента магнитного поля.
При расширении описанного способа может выполняться более двух таких экспериментов. Результаты повторных экспериментов после этого могут быть проинтегрированы и усреднены для повышения отношения сигнала к шуму, при этом два или более различных эксперимента могут быть использованы для вычисления коэффициента диффузии и времени T2 поперечной релаксации.
При другом расширении несколько таких экспериментов могут быть объединены в один эксперимент путем выдачи всех требуемых данных из сигналов одного возбуждения. Это может быть выполнено путем изменения упомянутых параметров в течение одной последовательности. В качестве иллюстративного примера: первые несколько эхо-сигналов отстоят друг от друга на один фиксированный интервал времени, следующие несколько эхо-сигналов - на другой интервал и т.д.
Единый эксперимент с фиксированными параметрами, такими как интервал между эхо-сигналами, величина градиента магнитного поля и продолжительность может быть осуществлен для установления верхней границы значения коэффициента диффузии, нижней границы T2 или каждого T2 для D, когда одна из этих величин известна.
Согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения коэффициент диффузии D может быть применен для определения по меньшей мере одного из следующих нефтефизических параметров:
селективность вода/углеводород;
уровень насыщения водой и углеводородом;
проницаемость;
размер пор и распределение пор по размеру;
вязкость нефти.
фактор F вида формации, который представляет собой меру среднего повышения электрического удельного сопротивления вследствие извилистости формации;
q - мерное изображение формации.
Согласно варианту осуществления изобретения создано устройство для измерений, касающихся буровой скважины, с помощью ядерного магнитного резонанса, содержащее:
устройство для создания градиента магнитного поля в желаемом месте вдоль буровой скважины;
устройство для проведения по меньшей мере одного эксперимента при наличии градиента магнитного поля;
устройство для восприятия диффузионного эффекта при затухании по меньшей мере первого эхо-сигнала;
устройство для определения коэффициента диффузии из указанного восприятия.
Согласно варианту осуществления изобретения также создано устройство для выполнения измерений, касающихся буровой скважины, с применением ядерного магнитного резонанса, которое содержит:
устройство для применения статического магнитного поля для поляризации ядерных сигналов в материале в данной зоне буровой скважины, тем самым создается намагниченность объема в зоне, представляющий интерес;
устройство для применения поля высокой частоты в зоне, представляющей интерес, с заданными частотой, длительностью и модулем с тем, чтобы обеспечить нахождение по меньшей мере части вектора намагниченности в горизонтальной плоскости, определяемой относительно плоскости буровой скважины;
устройство для применения фиксированного градиента магнитного поля в зоне, представляющей интерес, вызывая тем самым диффузию атомов и молекул материала в упомянутой зоне;
устройство для применения рефокусирующего импульса высокой частоты в зоне, представляющей интерес;
устройство, предназначенное для того, чтобы вновь применить фиксированный градиент магнитного поля в зоне, представляющей интерес, вызывая тем самым диффузию атомов и молекул материала в упомянутой зоне;
устройство для получения спинового эхо-сигнала посредством ядерного магнитного резонанса;
устройство для получения коэффициента диффузии D или затухания T2 спиновых эхо-сигналов из амплитуд эхо-сигнала.
Согласно варианту осуществления изобретения также создано устройство для проведения измерений, касающихся буровой скважины, с применением ядерного магнитного резонанса, содержащее:
устройство для применения статического магнитного поля с целью поляризации ядерных спинов в материале в данной зоне буровой скважины, создавая намагничивание объема в зоне, представляющей интерес;
устройство для применения поля высокой частоты в зоне, представляющей интерес, с выбранными частотой, длительностью и модулем для обеспечения того, чтобы по меньшей мере часть вектора намагничивания лежала в горизонтальной плоскости, определяемой относительно плоскости буровой скважины;
устройство для применения включаемого по времени градиента магнитного поля в зоне, представляющей интерес, вызывая тем самым диффузию атомов и молекул материала в упомянутой зоне;
устройство для применения рефокусирующего импульса высокой частоты в зоне, представляющей интерес;
устройство, предназначенное для того, чтобы вновь применить фиксированный градиент магнитного поля в зоне, представляющей интерес, чтобы тем самым вызвать диффузию атомов и молекул материала в упомянутой зоне;
устройство для получения спинового эхо-сигнала посредством ядерного магнитного резонанса;
устройство для получения коэффициента D диффузии или затухания T2 спиновых эхо-сигналов из амплитуд эхо-сигналов.
Описанные способы пригодны для использования в условиях отличающихся от условий буровой скважины, и с материалами, отличающимися от материалов буровой скважины. Способы обладают преимуществом, заключающимся в том, что испытуемый материал может находиться снаружи от испытательного устройства.
На фиг. 1 представлена блок-схема, иллюстрирующая устройство для определения коэффициента диффузии в буровой скважине в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения, когда градиент магнитного поля постоянен по времени; на фиг.2 - блок-схема, иллюстрирующая устройство для определения коэффициента диффузии в буровой скважине согласно альтернативного варианту осуществления изобретения, в котором имеет место пульсация градиента магнитного поля; на фиг. 3 и 4 - соответственно импульсы высокой частоты и эхо-сигналы, а также последовательности градиента магнитного поля, которые используются согласно одному из вариантов осуществления изобретения; на фиг. 5 и 6 - соответственно импульсы высокой частоты и эхо-сигналы, а также последовательности градиента магнитного поля, которые используются согласно одному из вариантов осуществления изобретения.
Если теперь обратиться к фиг.1, то она в относительно общем виде иллюстрирует устройство для определения коэффициента диффузии в буровой скважине посредством ядерного магнитного резонанса согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения. Устройство включает в себя первую часть 6, которая располагается так, чтобы ее можно было опускать в буровую скважину 7, имеющую продольную ось 8, с тем чтобы исследовать природу материалов в непосредственной близости от буровой скважины, лежащих в зоне 9 в целом цилиндрической конфигурации, отстоящей от буровой скважины и окружающей ее.
Первая часть 6 предпочтительно содержит в целом цилиндрический постоянный магнит 10, предпочтительно имеющий круглое поперечное сечение и расположенный вдоль продольной оси 11, которая предпочтительно соосна с продольной осью 8 буровой скважины. Согласно альтернативному варианту осуществления изобретения может быть применено большое количество постоянных магнитов 10. По ходу описания один или более постоянных магнитов 10 будут рассматриваться совместно и упоминаются как постоянный магнит 10, а их общая продольная ось будет указываться как продольная ось 11.
Первая часть 6 также содержит одну или более катушечные обмотки 16, которые предпочтительно расположены на поверхности постоянного магнита, так что каждый виток катушки лежит в плоскости, фактически параллельной плоскости, содержащей ось намагничивания 12 постоянного магнита и продольную ось 11. Точнее, ось 13 катушечных обмоток 16 фактически перпендикулярна как продольной оси 11 буровой скважины, так и оси намагничивания 12 постоянного магнита.
Постоянный магнит 10 и катушечные обмотки 16 предпочтительно заключены в неэлектропроводящий, неферромагнитный защитный корпус 18. Корпус и его содержимое далее будут упоминаться как зонд 19.
Катушечные обмотки 16 совместно с согласующей цепью 20 передатчика/приемника образуют цепь передатчика/приемника. Согласующая цепь 20 передатчика/приемника обычно включает в себя конденсатор резонанса, переключатель передатчика/приемника, а также согласующую электрическую схему для передатчика и приемника и подсоединена к усилителю 24 мощности высокой частоты и к предварительному усилителю 26 приемника.
Все из описанных элементов обычно содержатся в корпусе 28, который проходит через буровую скважину. Как вариант, некоторые из указанных элементов могут и не содержаться в корпусе 28 и могут находиться над поверхностью грунта.
То, что обозначено блоком 30, представляет собой электрическую схему управления для устройства, предназначенного для каротажа, включающую в себя компьютер 32, который создает управляющий выходной сигнал к пульсационному программирующему устройству 34, которое принимает входной сигнал высокой частоты от источника 36 переменной высокой частоты. Пульсационное программирующее устройство 34 управляет работой источника 36 переменной высокой частоты, а также приводом 38 высокой частоты, который принимает входной сигнал от источника 36 переменной высокой частоты и выдает сигнал к усилителю 24 мощности высокой частоты.
Выходной сигнал предварительного усилителя 26 приемника высокой частоты подается к приемнику 40 высокой частоты, который принимает входной сигнал от устройства 44 для сдвига по фазе. Устройство 44 для сдвига по фазе принимает входной сигнал от источника 36 переменной высокой частоты. Приемник 40 выдает сигнал через аналого-цифровой преобразователь с буфером 46 к компьютеру 32 для обеспечения желаемых выходных данных при каротаже скважины для дальнейшего использования и анализа.
Некоторые или все из элементов, описанных выше как находящихся в блоке 30, предпочтительно располагаются в скважине. Как вариант, такие элементы могут быть расположены в корпусе, находящемся над поверхностью грунта.
Если теперь обратиться к фиг. 2, то на нем в относительно общем виде представлено устройство для определения коэффициента диффузии в буровой скважине посредством ядерного магнитного резонанса согласно альтернативному предпочтительному варианту осуществления изобретения. Устройство включает в себя первую часть 106, которая располагается таким образом, чтобы опускаться в буровую скважину 107, с тем чтобы исследовать природу материалов вблизи от буровой скважины.
Первая часть 106 содержит магнит или большое количество магнитов 108, которые создают предпочтительно фактически однородное статическое магнитное поле в объеме исследования 109. Первая часть 106 также содержит катушечную антенну 116 высокой частоты, которая создает магнитное поле высокой частоты в объеме исследований 109, причем это поле фактически перпендикулярно статическому магнитному полю.
Катушка для градиента магнитного поля либо большое количество катушек 110 создают градиент магнитного поля в объеме исследования 109. Это дополнительное содействие магнитному полю имеет направление, предпочтительно коллинеарное с фактически однородным полем и имеет фактически равномерный градиент магнитного поля, который может или не может быть включен и выключен подачей постоянного тока, текущего через катушку или катушки 110. Магнит или магниты 108, антенна 116 и катушка 110 напряженности, образующие часть 106, также указываются, как зонд.
Антенна совместно с согласующей цепью 120 передатчика/приемника обычно включает в себя конденсатор резонанса, переключатель передатчика/приемника и согласующую электрическую схему для переключателя и приемника, и подсоединена к усилителю 124 мощности высокой частоты и предварительному усилителю 126 приемника.
Источник энергии 129 создает постоянный ток, требуемый для катушек 110 генерации градиента магнитного поля.
Все описанные элементы обычно располагаются в корпусе 128, который проходит через буровую скважину. Как вариант, некоторые из указанных элементов могут быть расположены выше поверхности грунта.
То, что указано в блоке 130, представляет собой электрическую схему управления для устройства, предназначенного для каротажа, которая в целом может быть идентична схеме, описанной применительно к блоку 30 в связи с вариантом осуществления согласно фиг. 1A, с добавлением пульсационного программирующего устройства 146.
Пульсационное программирующее устройство 146 управляет источником 129 питания катушек градиента, обеспечивающим или не обеспечивающим течение тока, а следовательно создание градиента поля в соответствии с командами компьютера 32.
Некоторые или все из упомянутых элементов, располагаемых в корпусе, находящемся над поверхностью грунта, вместо этого могут быть расположены ниже поверхности грунта.
Если теперь обратиться к фиг. 3 и 4, то на них соответственно представлены импульсы высокой частоты и эхо-сигналы, а также последовательности градиента магнитного поля, которые используются согласно одному из вариантов осуществления изобретения. В этом варианте изобретения имеют место следующие рабочие стадии:
1. прилагается статическое магнитное поле для поляризации ядерных спинов в материале в заданной зоне буровой скважины, обеспечивая тем самым намагничивание объема в зоне, представляющей интерес. Поле и обеспечиваемое таким образом коллинеарное намагничивание определяют вертикальное направление;
2. к зоне, представляющей интерес, прилагается градиент магнитного поля. Это обладающее градиентом поле может либо не может быть частью статического магнитного поля первой стадии;
3. поле высокой частоты прилагается к зоне, представляющей интерес, с предварительно выбранной частотой, длительностью и модулем, чтобы заставить по меньшей мере часть вектора намагниченности лежать в горизонтальной плоскости, определяемой по отношению к вертикальной оси;
4. устанавливается интервал времени t, в течение которого атомы и молекулы материала в зоне, представляющей интерес, могут диффундировать внутри магнитного поля с фиксированной напряженностью;
5. рефокусирующий импульс высокой частоты прилагается к зоне представляющей интерес;
6. повторяется стадия 4;
7. выдается спиновый эхо-сигнал посредством ядерного магнитного резонанса;
8. из амплитуды эхо-сигнала получается коэффициент диффузии D либо его верхняя граница или затухание T2 спинового эхо-сигнала, либо его нижняя граница;
9. по меньшей мере один раз повторяются стадии с 1 по 7 с различными t или величиной градиента магнитного поля;
10. из амплитуд эхо-сигналов некоторых или всех экспериментов получаются D и/или T2.
Понятно, что стадии с 4 по 7 могут последовательно повторяться много раз, с тем чтобы получить достаточно длинную амплитудную последовательность эхо-сигналов, откуда более выразительно может быть получено время поперечной релаксации.
Кроме того можно оценить, что стадия 8 не требуется, если как D, так и T2 неизвестны и не могут рассматриваться как оказывающие влияние на скорость затухания. Стадия 9 и 10 не требуются, если величина D или T2 известны. В этом случае неизвестные T2 или D могут быть получены из одного эксперимента. Подобным же образом требуется не более одного эксперимента, когда известно, что D или T2 оказывают существенное влияние на затухание амплитуды эхо-сигнала.
Также можно оценить преимущество повторения эксперимента и интегрирования показаний измерений с тем, чтобы получить достаточно обоснованные и выразительные результаты.
Также понятно, что стадия 5, как вариант, может быть заменена применением двух или более импульсов, комбинированное действие которых состоит в рефокусировке ядерных спинов с выдачей стимулированного эхо-сигнала на стадии 7 и обеспечением большего времени для диффузии между этими импульсами.
Если теперь обратиться к фиг. 5 и 6. то на них соответственно представлены импульсы высокой частоты и эхо-сигналы, а также последовательности градиента магнитного поля, которые применяются согласно другому варианту изобретения. В этом варианте осуществления изобретения имеют место следующие рабочие стадии:
1. описанная стадия 1;
2. описанная стадия 3;
3. подается выключаемый по времени импульс градиента магнитного поля, в течение которого в зоне, представляющей интерес, могут диффундировать атомы и молекулы материала. Типичные амплитуда, длительность и частота импульса составляют 0,1-30 G/см за 0,1-10 мс;
4. описанная стадия 5;
5. повторение стадии 3;
6. описанная стадия 7;
7. получение из амплитуд эхо-сигналов коэффициента диффузии D либо его верхней границы или затухания T2 спинового эхо-сигнала, либо его нижней границы;
8. повторение стадий с 1 по 6 с различными значениями по меньшей мере для одной из следующих переменных: величины градиента магнитного поля на стадиях 3 и 5; длительности градиента магнитного поля на стадиях 3 и 5; синхронизации на стадиях 3, 4, 5 и 7;
9. получение коэффициента диффузии и/или T2 из данных, полученных посредством ядерного магнитного резонанса.
Можно оценить, что стадии с 3 по 6 могут быть последовательно повторены большое количество раз для того, чтобы получить достаточно длинную последовательность амплитуд эхо-сигналов, откуда более выразительно может быть определено время поперечной релаксации.
Кроме того, можно оценить и то, что стадия 7 не требуется, если как D, так и T2 неизвестны и не могут рассматриваться как оказывающие влияние на скорость затухания. Стадии 8 и 9 не требуются, если известно значение D или T2. В этом случае неизвестные T2 или D могут быть получены из одного эксперимента. Подобным же образом требуется не более одного эксперимента, когда известно, что D или T2 оказывают существенное влияние на затухание амплитуды эхо-сигнала.
Также можно оценить и то, что может быть использована иная зависимость по времени градиента магнитного поля, чем квадратичный импульс согласно фиг. 6. Точнее, когда производится выключение пульсационного градиента, нет необходимости в уменьшении величины градиента и могут быть применены синусоидальные и другие зависимости.
Кроме того, можно оценить преимущество повторяющегося эксперимента и интегрирование показаний измерений для получения обоснованных и выразительных результатов.
Также понятно, что стадия 4, как вариант, может быть заменена применением двух или более импульсов, комбинированным действием которых является рефокусирование ядерных спинов с выдачей стимулированного эхо-сигнала на стадии 6 и обеспечением большего времени для диффузии между этими импульсами.
Девиация коэффициента диффузии D может осуществляться посредством использования следующих уравнений для случая постоянного градиента.
an = Ae-nte(1/T2+D(ГGte)2/12)
или для случая пульсационного градиента
an= Ae-n(te/T2+D(ГGδ)2(delta-δ/2)) ,
где A - величина сигнала при te _→ 0 или нулевом времени. A может быть известна, но может и не быть известна;
n - количество эхо-сигналов;
an - измеренная амплитуда;
te - внутренний интервал эхо-сигналов, применяемый экспериментатором;
T2 - характерное время поперечной релаксации жидкости при местных физических и химических условиях; T2 либо может, либо не может быть известно до измерений;
D - коэффициент диффузии жидкости при местных условиях. D либо может, либо не может быть известен до измерений;
Г - гиромагнитное отношение излучаемого изотопа (2 π•х4,26 КГц/Гаусс для водорода);
G - величина градиента магнитного поля, прилагаемая в исследуемом объеме при проведении эксперимента, G известна;
δ - длительность импульса градиента магнитного поля, дельта - время между двумя импульсами градиента магнитного поля, которые предшествуют каждому эхо-сигналу.
Рассматриваются четыре случая.
1. Два из трех параметров жидкости в исследуемом объеме - A, T2 и D - известны. Тогда из приведенных уравнений может быть получен третий параметр. Например, если A и T2 известны и измерена амплитуда a1 первого эхо-сигнала, то для постоянного градиента
D = [-te/T2-ln(a1/A]•12/(ГG)2te3
Большое количество эхо-сигналов, а также повторяемые измерения могут повысить статистическую достоверность результатов.
2. Амплитуда A известна ни T2, ни D не известны и установлена только верхняя границы для D и/или нижняя граница для T2. Верхняя граница для D получается из указанных уравнений посредством замены выражения te/T2 на ноль. Нижняя граница для T2 получается путем принятия D = 0. Такие границы могут быть весьма полезны в ряде случаев, например при выделении углеводорода из воды на основе D либо T2 или при выделении легкой фракции из тяжелой нефти.
3. A известно или не известно, но это не представляет интереса. Записывается несколько эхо-сигналов и вычисляется явная скорость затухания. Например, в случае постоянного градиента явное время поперечной релаксации составляет:
T (явн) 2 = [1/T2+D(ГGte)2/12]-1
Это получается из наиболее подходящего процесса измерения амплитуд an эхо-сигналов для их представления:
an = Ae-лс
где: C = te/T (явн) 2 , в котором T (явн) 2 является подбираемым параметром.
Как вариант, посредством деления всех амплитуд на одну из амплитуд эхо-сигналов, например a1, полученные отношения в первой части будут представлены следующим образом:
an/ai= exp[-(nte-te)/T (явн) 2 ]
A выносится за скобки, а D и T2 или каждая из их границ могут быть получены из упомянутого уравнения, касающегося T (янв) 2 , T2 и D. Вновь верхняя граница для D получается при принятии 1/T2 равным нулю и решением для D, а нижняя граница для T2 получается при принятии D, равным нулю.
Как вариант, T2 или D, либо каждая из их границ, могут быть получены при повторении одного и того же эксперимента по меньшей мере дважды, изменяя один или более из следующих параметров: te, G, дельта или δ .
4. Если D и T2 известны, а упомянутые границы представляют собой несущественные приближения, очевидно время релаксации должно быть вычислено по меньшей мере дважды для двух экспериментов, отличающихся по меньшей мере одним из следующих параметров: te, G, дельта или δ . В тех случаях, что и предпочтительный вариант осуществления этого изобретения, для которого градиент G также является функцией силы поля, а следовательно функцией резонансной частоты, достаточны два или более эксперимента, отличающиеся резонансной частотой.
Удобно, хотя и необязательно переписать соотношение между T (явн) 2 , T2 и D в виде следующего выражения:
Figure 00000002

Уравнение для R2 и D представляет собой линейное управление, например:
R (явн) 2 = R2+D(Гte2)/12
для варианта осуществления с фиксированным градиентом. Два или более отличающихся эксперимента позволяют получить группу из двух или более линейных уравнений для T2 и D, имеющих различные величины R (явн) 2 . Из этой группы из двух или более уравнений T2 и D могут быть получены либо точным решением двух линейных уравнений, выдающих значения двух неизвестных, либо наилучшим образом (например, посредством наименьших квадратов) группой из трех или более отличающихся экспериментов.
Можно оценить, что несколько экспериментов описанного типа могут быть объединены в один эксперимент путем выдачи всех требуемых данных из сигналов от одного возбуждения. Это может выполняться посредством изменения упомянутых параметров в течение одной последовательности. Например, первые несколько эхо-сигналов отстоят через один фиксированный интервал времени, несколько последующих через другой интервал и т.д.
Понятно, что изобретение не ограничено тем, что конкретно указано и описано выше. Объем изобретения определяется только формулой изобретения, которая приведена ниже.

Claims (14)

1. Способ проведения скважинных измерений ядерного магнитного резонанса (ЯМР), предусматривающий при каждом измерении приложение статического магнитного поля с заранее выбранными параметрами для поляризации ядерных спинов в веществе в заданной области скважины, что создает объемное намагничивание этой области и приложение к этой области высокочастотного поля с заранее выбранной частотой, длительностью и величиной для обеспечения того, чтобы по меньшей мере часть намагничивания лежала в плоскости, практически перпендикулярной к направлению статического магнитного поля, для того, чтобы генерировать по меньшей мере один эхо-сигнал, и запись параметров по меньшей мере одного эхо-сигнала, отличающийся тем, что осуществляют 1) перед приложением высокочастотного поля приложение фиксированного градиента магнитного поля с заранее выбранными параметрами для этой области, что позволяет атомам и молекулам в этой области рассеиваться в поле градиента, 2) приложение к этой области перефокусированного высокочастотного импульса, 3) получение спинового эхо-сигнала ЯМР со связанной амплитудой аn эхо-сигнала и 4) получение коэффициента D диффузии и/или времени Т2 обратной релаксации из амплитуды эхо-сигнала и заранее выбранных параметров статического магнитного поля высокочастотного поля и градиента магнитного поля с использованием выражения
Figure 00000003

где G величина градиента магнитного поля;
te межэховый промежуток;
A величина эхо-сигнала в нулевой момент времени;
n число эхо-сигналов;
Т2 время обратной релаксации текучей среды;
D коэффициент диффузии текучей среды;
Г гиромагнитный коэффициент изучаемого изотопа (2π•4,26 кГц/Гc для водорода).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что повторяют операции 2) и 3) для получения множества эхо-сигналов и для получения из них величин Т2 и/или D.
3. Способ проведения скважинных измерений ЯМР, предусматривающий при каждом измерении приложение статического магнитного поля с заранее выбранными параметрами для поляризации ядерных спинов в веществе в заданной области скважины, что создает объемное намагничивание этой области, и приложение к этой области высокочастотного поля с заранее выбранной частотой, длительностью и величиной для обеспечения того, чтобы по меньшей мере часть намагничивания лежала в плоскости, практически перпендикулярной к направлению статического магнитного поля, для того, чтобы генерировать по меньшей мере один эхо-сигнал, и запись параметров по меньшей мере одного эхо-сигнала, отличающийся тем, что осуществляют 1) приложение импульсного градиента магнитного поля с заранее выбранными параметрами к этой области, что позволяет атомам и молекулам в этой области рассеиваться в поле градиента, 2) приложение к этой области перефокусированного высокочастотного импульса, 3) повторение операции 1), 4) получение спинового эхо-сигнала ЯМР со связанной амплитудой аn эхо-сигнала, и 5) получение коэффициента D диффузии и/или времени Т2 обратной релаксации из амплитуды эхо-сигнала и заранее выранных параметров статического магнитного поля, высокочастотного поля и градиента магнитного поля с использованием выражения
Figure 00000004

где G величина градиента магнитного поля;
te межэховый промежуток;
A величина эхо-сигнала в нулевой момент времени;
n число эхо-сигналов;
аn измеренная амплитуда эхо-сигнала;
Т2 время обратной релаксации текучей среды;
D коэффициент диффузии текучей среды;
Г гиромагнитный коэффициент изучаемого изотопа (2π•4,26 кГц/Гc для водорода);
δ -длительность импульса градиента магнитного поля;
delta время между двумя следующими друг за другом импульсами градиента магнитного поля.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что повторяют операции 1) 4) для получения множества эхо-сигналов и для получения из них величин Т2 и/или D.
5. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что изменяют по меньшей мере один из следующих параметров: 1) время te межэхового промежутка и 2) прикладываемую высокую частоту.
6. Способ по п.3 или 4, отличающийся тем, что изменяют по меньшей мере один из следующих параметров: 1) временной период, в течение которого прикладывают градиент магнитного поля, 2) промежуток между двумя следующими друг за другом приложениями градиента магнитного поля, 3) величину градиента магнитного поля, 4) время te межэхового промежутка и 5) прикладываемую высокую частоту.
7. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что выполняют два или более измерения ЯМР для получения набора по меньшей мере из двух линейных уравнений для неизвестных параметров определяющего выражения.
8. Способ по п.3 или 4, отличающийся тем, что выполняют два или более измерения ЯМР для получения набора по меньшей мере из двух линейных уравнений для неизвестных параметров определяющего выражения.
9. Способ по п.7, отличающийся тем, что указанные два или более измерений ЯМР отличаются по меньшей мере одним из следующих параметров: 1) временем te межэхового параметра, 2) величиной G градиента магнитного поля и 3) частотой прикладываемого высокочастотного поля.
10. Способ по п.8, отличающийся тем, что указанные два или более измерения ЯМР отличаются по меньшей мере один из следующих параметров: 1) временем te межэхового промежутка, 2) величиной G градиента магнитного поля, 3) длительностью импульса градиента магнитного поля, 4) временем delta между двумя следующими друг за другом импульсами градиента магнитного поля и 5) частотой прикладываемого высокочастотного поля.
11. Способ по любому из пп.3, 4, 6, 8 или 10, отличающийся тем, что указанный градиент магнитного поля является включаемым градиентом поля с амплитудой импульса около 0,1 30 Гс/см и длительностью δ импульса примерно 0,1 10 мс.
12. Способ по любому из пп.1 4, 7 11, отличающийся тем, что осуществляют использование коэффициента D диффузии для определения по меньшей мере следующих нефтефизических параметров: селективность воды/углеводорода, уровни насыщения воды и углеводорода, проницаемость, размер пор и распределение размеров пор, вязкость нефти, коэффициент F формы формации, который является мерой среднего увеличения электрического сопротивления вследствие извилистости формации, q-мерное изображение формации.
13. Способ проведения скважинных измерений ЯМР, предусматривающий обеспечение статического магнитного поля заранее выбранной величины в желательной области вдоль скважины, приложение высокочастотного поля заранее выбранных частоты, длительности и величины для генерирования по меньшей мере одного эхо-сигнала, запись параметров по меньшей мере одного эхо-сигнала для обнаружения эффекта диффузии на указанном по меньшей мере одном эхо-сигнале, отличающийся тем, что А) обеспечивают градиент магнитного поля с заранее выбранными параметрами в желательной области вдоль скважины, причем упомянутый градиент магнитного поля прикладывают на заранее заданную длительность по времени, что позволяет молекулам в упомянутой области диффундировать, В) определяют коэффициент диффузии и/или времени обратной релаксации из записанных параметров упомянутого по меньшей мере одного эхо-сигнала.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что при приложении высокочастотного поля прикладывают два или более перефокусированных высокочастотных импульсаров для получения эхо-сигнала.
15. Способ по п.13, отличающийся тем, что при приложении градиента магнитного поля напряженность градиента магнитного поля изменяют синусоидально.
SU5011289/25A 1990-12-03 1991-12-02 Способы измерения диффузии посредством ядерного магнитного резонанса (варианты) RU2104565C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/624,975 US5212447A (en) 1990-12-03 1990-12-03 Apparatus and technique for nmr diffusion measurement
US07/624.975 1990-12-03
PCT/US1991/009045 WO1992009901A1 (en) 1990-12-03 1991-12-02 Apparatus and technique for nmr diffusion measurement

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2104565C1 true RU2104565C1 (ru) 1998-02-10

Family

ID=24504087

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU5011289/25A RU2104565C1 (ru) 1990-12-03 1991-12-02 Способы измерения диффузии посредством ядерного магнитного резонанса (варианты)

Country Status (11)

Country Link
US (1) US5212447A (ru)
EP (1) EP0489578B1 (ru)
JP (1) JP3204707B2 (ru)
CN (1) CN1063139A (ru)
AT (1) ATE125955T1 (ru)
CA (1) CA2056821C (ru)
DE (1) DE69111765T2 (ru)
IL (2) IL100109A (ru)
MX (1) MX9102351A (ru)
RU (1) RU2104565C1 (ru)
WO (1) WO1992009901A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002057809A1 (fr) * 2001-01-19 2002-07-25 Joint Stock Company Of Closed Type Scientific And Industrial Firm On Geophysical And Geoecological Works 'karotazh', Npf 'karotazh' Procede de diagraphie utilisant la resonance magnetique nucleaire et dispositif correspondant

Families Citing this family (88)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5557200A (en) * 1991-05-16 1996-09-17 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance determination of petrophysical properties of geologic structures
US5387865A (en) * 1991-09-20 1995-02-07 Exxon Research And Engineering Company Permeability determination from NMR relaxation measurements for fluids in porous media
US5497087A (en) * 1994-10-20 1996-03-05 Shell Oil Company NMR logging of natural gas reservoirs
DZ1936A1 (fr) * 1994-10-20 2002-02-17 Shell Int Research Diagraphie par résonance magnetique nucleaire du gaz naturel dns des réservoirs.
US5680043A (en) * 1995-03-23 1997-10-21 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance technique for determining gas effect with borehole logging tools
AU711508B2 (en) * 1995-03-23 1999-10-14 Schlumberger Technology B.V. Nuclear magnetic resonance borehole logging apparatus and method
DZ2053A1 (fr) * 1995-06-21 2002-10-20 Shell Int Research Diagraphie par résonance magnétique nucléaire de gisement de gaz naturel.
US5565775A (en) * 1995-06-23 1996-10-15 Exxon Research And Engineering Company Producible fluid volumes in porous media determined by pulsed field gradient nuclear magnetic resonance
US5696448A (en) * 1995-06-26 1997-12-09 Numar Corporation NMR system and method for formation evaluation using diffusion and relaxation log measurements
EP0852737B1 (en) * 1995-09-25 2004-11-03 Numar Corporation Lithology-independent gradient nmr gas detection
US5936405A (en) * 1995-09-25 1999-08-10 Numar Corporation System and method for lithology-independent gas detection using multifrequency gradient NMR logging
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
US6005389A (en) * 1996-03-15 1999-12-21 Numar Corporation Pulse sequences and interpretation techniques for NMR measurements
US6023163A (en) * 1996-06-14 2000-02-08 Schlumberger Technology Corporation Well logging method and apparatus for determining gas and diffusion coefficient using NMR
US6531868B2 (en) 1996-12-30 2003-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and methods for formation evaluation while drilling
US6051973A (en) * 1996-12-30 2000-04-18 Numar Corporation Method for formation evaluation while drilling
US6204663B1 (en) 1997-03-26 2001-03-20 Numar Corporation Pulse sequence and method for suppression of magneto-acoustic artifacts in NMR data
US6081116A (en) * 1997-04-21 2000-06-27 Baker Hughes Incorporated Nuclear magnetic resonance apparatus and method for geological applications
US6166540A (en) * 1997-06-30 2000-12-26 Wollin Ventures, Inc. Method of resistivity well logging utilizing nuclear magnetic resonance
US6069477A (en) * 1997-09-05 2000-05-30 Western Atlas International, Inc. Method for improving the accuracy of NMR relaxation distribution analysis with two echo trains
US6094048A (en) * 1997-12-18 2000-07-25 Shell Oil Company NMR logging of natural gas reservoirs
US6111408A (en) * 1997-12-23 2000-08-29 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques for downhole measurements
US6097184A (en) * 1997-12-31 2000-08-01 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance well logging to determine gas-filled porosity and oil-filled porosity of earth formations without a constant static magnetic field gradient
AR015217A1 (es) 1998-01-16 2001-04-18 Numar Corp UNA HERRAMIENTA DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (RMN) PARA CONDUCIR MEDICIONES DE UNA FORMACION DE TIERRA QUE RODEA UN POZO DE SONDEO, UN METODO PARA EFECTUAR DICHAS MEDICIONES MIENTRAS SE EFECTUA EL TALADRO Y UNA DISPOSICIoN PARA HACER MEDICIONES DE RMN.
US6023164A (en) * 1998-02-20 2000-02-08 Numar Corporation Eccentric NMR well logging apparatus and method
US6246236B1 (en) 1998-03-03 2001-06-12 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for obtaining a nuclear magnetic resonance measurement while drilling
US6184681B1 (en) 1998-03-03 2001-02-06 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for computing a distribution of spin-spin relaxation times
US6291995B1 (en) 1998-03-03 2001-09-18 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for generating a pulse sequence
WO1999053300A1 (en) * 1998-04-14 1999-10-21 California Institute Of Technology Method and system for determining analyte activity
US6492809B1 (en) 1998-12-04 2002-12-10 Schlumberger Technology Corporation Preconditioning spins near a nuclear magnetic resonance region
US6326784B1 (en) 1998-11-05 2001-12-04 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution using gradient coils
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
US6400147B1 (en) * 1998-11-05 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Downhole NMR tool having a programmable pulse sequencer
DE69941493D1 (de) 1998-11-16 2009-11-12 California Inst Of Techn Gleichzeitige bestimmung von gleichgewichts- und kinetischen eigenschaften
US6316940B1 (en) 1999-03-17 2001-11-13 Numar Corporation System and method for identification of hydrocarbons using enhanced diffusion
US6369567B1 (en) 1999-03-19 2002-04-09 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance method and apparatus for determining pore characteristics of rocks and other porous materials
DE60026309T2 (de) 1999-05-10 2006-12-14 California Institute Of Technology, Pasadena Verwendung eines räumlich-zeitlichen reaktionsverhaltens in sensor-arrays zur detektion von analyten in fluiden
US7122152B2 (en) * 1999-05-10 2006-10-17 University Of Florida Spatiotemporal and geometric optimization of sensor arrays for detecting analytes fluids
US6631333B1 (en) * 1999-05-10 2003-10-07 California Institute Of Technology Methods for remote characterization of an odor
US6661226B1 (en) 1999-08-13 2003-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. NMR apparatus and methods for measuring volumes of hydrocarbon gas and oil
US6890715B1 (en) * 1999-08-18 2005-05-10 The California Institute Of Technology Sensors of conducting and insulating composites
US6255819B1 (en) 1999-10-25 2001-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for geologically-enhanced magnetic resonance imaging logs
GB2357149A (en) 1999-12-08 2001-06-13 Topspin Medical MRI using non-homogeneous static field
US6522136B1 (en) 1999-12-10 2003-02-18 Schlumberger Technology Corporation Well logging technique and apparatus for determining pore characteristics of earth formations using magnetic resonance
US6541969B2 (en) 1999-12-15 2003-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for improving the vertical resolution of NMR logs
US6646437B1 (en) 2000-04-07 2003-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for clay typing using NMR-based porosity modeling
US6459262B1 (en) 2000-04-25 2002-10-01 Baker Hughes Incorporated Toroidal receiver for NMR MWD
US6704594B1 (en) 2000-11-06 2004-03-09 Topspin Medical (Israel) Limited Magnetic resonance imaging device
US6577125B2 (en) 2000-12-18 2003-06-10 Halliburton Energy Services, Inc. Temperature compensated magnetic field apparatus for NMR measurements
US7135862B2 (en) 2001-03-13 2006-11-14 Halliburton Energy Services, Inc NMR logging using time-domain averaging
FR2822053B1 (fr) 2001-03-15 2003-06-20 Stryker Spine Sa Organe d'ancrage avec bague de securite pour systeme d'osteosynthese rachidienne
US6518756B1 (en) * 2001-06-14 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging
US6525534B2 (en) 2001-06-15 2003-02-25 Halliburton Energy Services, Inc. System and methods for NMR signal processing without phase alternated pair stacking
US6650114B2 (en) * 2001-06-28 2003-11-18 Baker Hughes Incorporated NMR data acquisition with multiple interecho spacing
US6528995B1 (en) * 2001-09-10 2003-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same
FR2832255B1 (fr) * 2001-11-13 2004-11-26 France Telecom Peigne et procede de derivation d'un cablage preexistant
US6774628B2 (en) * 2002-01-18 2004-08-10 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance imaging using phase encoding with non-linear gradient fields
US6856132B2 (en) 2002-11-08 2005-02-15 Shell Oil Company Method and apparatus for subterranean formation flow imaging
US20050150778A1 (en) * 2002-11-18 2005-07-14 Lewis Nathan S. Use of basic polymers in carbon black composite vapor detectors to obtain enhanced sensitivity and classification performance for volatile fatty acids
US6937014B2 (en) * 2003-03-24 2005-08-30 Chevron U.S.A. Inc. Method for obtaining multi-dimensional proton density distributions from a system of nuclear spins
US7463027B2 (en) * 2003-05-02 2008-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for deep-looking NMR logging
US6859034B2 (en) * 2003-05-09 2005-02-22 Baker Hughes Incorporated Time-domain data integration of multiple gradient, multiple TE echo trains
CA2852097A1 (en) * 2003-10-03 2005-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. System and methods for t1-based logging
WO2005036338A2 (en) * 2003-10-04 2005-04-21 Halliburton Energy Services Group System and methods for upscaling petrophysical data
WO2005065277A2 (en) 2003-12-24 2005-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Contamination estimation using fluid analysis models
WO2005067569A2 (en) * 2004-01-04 2005-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for detecting hydrocarbons with nmr logs in wells drilled with oil-based muds
JP4997380B2 (ja) * 2005-04-11 2012-08-08 学校法人慶應義塾 試料中のプロトン性溶媒の易動性を局所的に測定する方法、試料中のプロトン性溶媒の易動性を局所的に測定する装置
DE102005028475B4 (de) * 2005-06-20 2008-04-03 Siemens Ag Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung von Koeffizienten eines Diffusionstensors mittels magnetischer Resonanz
US8427145B2 (en) 2010-03-24 2013-04-23 Schlumberger Technology Corporation System and method for emulating nuclear magnetic resonance well logging tool diffusion editing measurements on a bench-top nuclear magnetic resonance spectrometer for laboratory-scale rock core analysis
US9562989B2 (en) 2011-06-07 2017-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Rotational indexing to optimize sensing volume of a nuclear magnetic resonance logging tool
US9304179B1 (en) 2011-08-12 2016-04-05 University Of New Brunswick Method of magnetic resonance imaging combining phase and frequency encoding
US9405035B2 (en) 2012-01-10 2016-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Enhanced transmitter and method for a nuclear magnetic resonance logging tool
US9541513B2 (en) 2013-01-03 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Method for nuclear magnetic resonance diffusion measurements
US10228335B2 (en) 2013-01-03 2019-03-12 Schlumberger Technology Corporation Method for nuclear magnetic resonance diffusion measurements
DE102013201616B3 (de) * 2013-01-31 2014-07-17 Siemens Aktiengesellschaft TSE-basierte, gegen lokale B0-Feldvariationen unempfindliche MR-Mulitschicht-Anregung
US10295636B2 (en) 2013-10-28 2019-05-21 Schlumberger Technology Corporation Integrated circuit for NMR systems
US10422914B2 (en) * 2014-06-09 2019-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Magnetic resonance systems and methods employing multi-shape pulse sequences for parallel measurements
US9851315B2 (en) 2014-12-11 2017-12-26 Chevron U.S.A. Inc. Methods for quantitative characterization of asphaltenes in solutions using two-dimensional low-field NMR measurement
SE1551719A1 (sv) 2015-12-29 2016-12-20 Cr Dev Ab Method of extracting information about a sample by nuclear magnetic resonance measurements
US10634746B2 (en) 2016-03-29 2020-04-28 Chevron U.S.A. Inc. NMR measured pore fluid phase behavior measurements
IT201600119648A1 (it) * 2016-11-25 2018-05-25 Karnak Medical S R L Dispositivo ad emissioni elettromagnetiche pulsate
US10444397B2 (en) * 2016-11-29 2019-10-15 Schlumberger Technology Corporation NMR well logging instrument and method with synthetic apertures
EP3968045A1 (en) 2020-09-14 2022-03-16 Rohde & Schwarz GmbH & Co. KG Imaging system and method for material characterization of a sample

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4717878A (en) * 1986-09-26 1988-01-05 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

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3258658A (en) * 1966-06-28 Magnetic cylinder squares
US3258681A (en) * 1966-06-28 Nuclear magnetism well logging by en- hancement of proton polarization in weak polarizing fields
US2779885A (en) * 1951-11-28 1957-01-29 Hartford Nat Bank & Trust Co Electrical apparatus in which a permanent magnet is included in the magnetic circuit
GB842531A (en) * 1958-12-24 1960-07-27 Mullard Ltd Permanent magnets
US3223898A (en) * 1962-05-11 1965-12-14 Frances Budreck Variable magnet
US3213357A (en) * 1962-10-22 1965-10-19 California Research Corp Earth formation and fluid material investigation by nuclear magnetism relaxation rate determination
US3483465A (en) * 1966-03-25 1969-12-09 Schlumberger Technology Corp Nuclear magnetism logging system utilizing an oscillated polarizing field
US3667035A (en) * 1970-03-17 1972-05-30 Texaco Development Corp Nuclear magnetism logging
US4350955A (en) * 1980-10-10 1982-09-21 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Magnetic resonance apparatus
US4424478A (en) * 1981-01-07 1984-01-03 Bukhshtaber Eliazar Y Device for exciting master generator of self-contained power units for transportation facilities
US4424487A (en) * 1981-06-02 1984-01-03 Phillips Petroleum Company Dispersion coefficient determination
GB2141236B (en) * 1983-06-09 1986-12-10 Nat Res Dev Nuclear magnetic logging
NL8402249A (nl) * 1984-07-17 1986-02-17 Philips Nv Kernspin resonantie apparaat met een permanente magnetische magneet.
US4719423A (en) * 1985-08-13 1988-01-12 Shell Oil Company NMR imaging of materials for transport properties
US4710713A (en) * 1986-03-11 1987-12-01 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4717877A (en) * 1986-09-25 1988-01-05 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques
US4717878A (en) * 1986-09-26 1988-01-05 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002057809A1 (fr) * 2001-01-19 2002-07-25 Joint Stock Company Of Closed Type Scientific And Industrial Firm On Geophysical And Geoecological Works 'karotazh', Npf 'karotazh' Procede de diagraphie utilisant la resonance magnetique nucleaire et dispositif correspondant
US7075298B2 (en) 2001-01-19 2006-07-11 Karotazh Method and apparatus for well logging using NMR with a long conductive rare-earth magnet and excitation compensation in the area of the long magnet

Also Published As

Publication number Publication date
IL100109A0 (en) 1992-08-18
IL100109A (en) 1996-03-31
MX9102351A (es) 1992-06-01
JP3204707B2 (ja) 2001-09-04
WO1992009901A1 (en) 1992-06-11
DE69111765D1 (de) 1995-09-07
CN1063139A (zh) 1992-07-29
CA2056821C (en) 1998-07-07
IL100255A0 (en) 1992-09-06
US5212447A (en) 1993-05-18
ATE125955T1 (de) 1995-08-15
JPH07151715A (ja) 1995-06-16
DE69111765T2 (de) 1995-12-14
EP0489578B1 (en) 1995-08-02
EP0489578A1 (en) 1992-06-10
CA2056821A1 (en) 1992-06-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2104565C1 (ru) Способы измерения диффузии посредством ядерного магнитного резонанса (варианты)
AU711508B2 (en) Nuclear magnetic resonance borehole logging apparatus and method
US4717878A (en) Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques
US5309098A (en) Nuclear magnetic resonance detection of geologic structures
EP0237323B1 (en) Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques
EP1236057B1 (en) Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus
US6859034B2 (en) Time-domain data integration of multiple gradient, multiple TE echo trains
US6650114B2 (en) NMR data acquisition with multiple interecho spacing
GB2299171A (en) NMR borehole gas logging
US20020175682A1 (en) Rapid nmr multi-frequency t1 and t2 acquisition for earth formations evaluation with mwd or wireline tools
CA2366156C (en) Nuclear magnetic resonance method and apparatus for determining pore characteristics of rocks and other porous materials
US7564240B2 (en) Method and apparatus for measuring free induction decay signal and its application to composition analysis
WO2002095447A2 (en) Nmr apparatus and method utilizing pulsed static magnetic fields
EP0295134A2 (en) Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and methods
US10890685B2 (en) Apparatus and methods for determining properties of hydrogen-containing samples using nuclear magnetic resonance
US4724385A (en) Acoustic paramagnetic logging tool
US6316940B1 (en) System and method for identification of hydrocarbons using enhanced diffusion
RU2251097C2 (ru) Ямр спектроскопия с использованием средства ямр с градиентным полем
US10724975B2 (en) Apparatus and methods for determining properties of liquid-bearing solids using nuclear magnetic resonance
CA2324015C (en) System and method for identification of hydrocarbons using enhanced diffusion
CA2119785A1 (en) Nuclear magnetic resonance detection of geologic structures

Legal Events

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

Effective date: 20031203