RU2115142C1 - Способ и устройство определения состава геологических структур методом ядерного магнитного резонанса - Google Patents

Способ и устройство определения состава геологических структур методом ядерного магнитного резонанса Download PDF

Info

Publication number
RU2115142C1
RU2115142C1 RU94026261A RU94026261A RU2115142C1 RU 2115142 C1 RU2115142 C1 RU 2115142C1 RU 94026261 A RU94026261 A RU 94026261A RU 94026261 A RU94026261 A RU 94026261A RU 2115142 C1 RU2115142 C1 RU 2115142C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
relaxation
geological structure
magnetic resonance
spin echo
nuclear magnetic
Prior art date
Application number
RU94026261A
Other languages
English (en)
Other versions
RU94026261A (ru
Inventor
Р.Коутс Джорджес
Н.Миллер Мелвин
К.Баутон Джон
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
Publication of RU94026261A publication Critical patent/RU94026261A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2115142C1 publication Critical patent/RU2115142C1/ru

Links

Images

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
    • 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)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
  • Monitoring And Testing Of Nuclear Reactors (AREA)

Abstract

Изобретение относится к системам получения количественной и качественной информации относительно геологических структур. Способ определения состава геологической структуры предусматривает проведение начального измерения сигналов ядерного магнитного резонанса и проведение анализа полученной последовательности сигналов релаксации спинового эха для определения оптимального интервала дискретизации. Полученный оптимальный интервал дискретизации используют при последующем получении множества последовательных измерений данных, относящихся к геологической структуре. Реализация изобретения обеспечивает повышение эффективности и скорости каротажа. 2 с. и 5 з. п. ф-лы, 5 ил.

Description

Изобретение относится к системам получения количественных и качественных измерений для геологических структур и, более конкретно, к способу и устройству, использующим метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) для получения информации, относящейся к геологической структуре.
Известно, что использование методов ЯМР гарантирует быстрое и не сопровождающееся разрушениями определение пористости, подвижной жидкости и проницаемости горных пород (см. Timur A. Pulsed Nuclear Magnetic Resonance Studies of Porosity Movable Fluid, and Permeability of Sandstones, Journal of Petroleum Technoloqy, June 1969, р. 775.
Известно, что, если совокупность магнитных моментов, например магнитных моментов ядер водорода, подвергается воздействию статического магнитного поля, то они будут стремиться ориентироваться в направлении магнитного поля с образованием объемной намагниченности. Скорость, с которой устанавливается равновесное состояние в такой объемной намагниченности при приложении статического магнитного поля, характеризуется параметром Т1, называемым временем спин-решеточной релаксации.
Механизм, определяющий значение Т1, зависит от динамики молекул. В жидких средах динамика молекул является функцией размера молекул и межмолекулярных взаимодействий. В неоднородных средах, например в пористом твердом теле, в порах которого содержится жидкость, существенное значение имеет динамика молекул ближе к поверхности твердого тела, отличающаяся от динамики молекул в объеме жидкости. Поэтому можно ожидать, что параметр Т1 дает ценную информацию при каротаже скважин.
Известны способы нарушения равновесного состояния совокупности магнитных моментов, например магнитных моментов ядер углерода, при проведении измерений параметра Т1. Каждый из этих способов позволяет измерить параметр Т1 горной породы в пределах определенного объема ("чувствительного объема"), определяемого главным образом формой магнитного поля, окружающего магнитную структуру. Отношение сигнал/шум при измерениях ограничено отношением чувствительного объема к однородности магнитного поля в пределах упомянутого объема и увеличивается пропорционально этому отношению.
При любой конструкции измерительного прибора, основанного на принципе ЯМР, прибор будет реагировать только на ядра в пределах чувствительного объема. Границы чувствительного объема определяются с помощью диаграмм направленности передающих и приемных антенн с учетом структуры магнитного поля и полосы пропускания приемника. Радиочастота, на которую ядро реагирует или излучает при возбуждении, пропорциональна плотности потока магнитного поля, в котором находится ядро. Коэффициент пропорциональности зависит от вида ядра. Для ядер водорода этот коэффициент равен 42,5759 МГц/ Тесла. Если полоса пропускания приемника ЯМР увеличивается от 1,30 до 1,31 МГц, то измерительный прибор будет чувствительным к ядрам водорода в тех зонах магнитного поля, в которых плотность потока колеблется между 30,5 и 30,8 мТ, при условии, что диаграмма направленности антенны обеспечит прием сигнала с достаточного уровня от упомянутых зон.
Если необходимо исследовать ядра, находящиеся в определенной области, то необходимо структуру магнитного поля, диаграмму направленности антенны и полосу пропускания приемника настроить таким образом, чтобы обеспечить чувствительность только к этой области. Поскольку отношение сигнал/шум результирующего сигнала пропорционально корню квадратному ширины полосы пропускания приемника, то важно минимизировать изменение магнитного поля в пределах требуемого чувствительного объема; чем выше однородность магнитного поля, тем лучше отношение сигнал/шум. Так как отношение сигнал/шум увеличивается также и с повышением частоты, то весьма важным фактором будет номинальная интенсивность магнитного поля в пределах этого объема. Причем не имеет значения, определяется ли номинальная интенсивность как центральное значение, среднее значение или какое-либо иное значение в пределах диапазона, соответствующего чувствительному объему, поскольку существенны лишь большие различия в отношении сигнал/шум.
Известен способ исследования геологических пород и жидких материалов путем определения скорости ядерной магнитной релаксации (см. патент США N 3213357), при котором осуществляют измерение свободной процессии ядерных магнитных моментов протонов в магнитном поле земли посредством приложения относительно мощного поляризующего поля постоянного тока к окружающей горной породе для ориентирования спинов протонов примерно перпендикулярно магнитному полю земли. Поляризующее поле должно прикладываться в течение интервала времени, приблизительно равного пяти интервалам времени спин-решеточной релаксации (Т1), чтобы гарантировать достаточную поляризацию. По окончании поляризации поле быстро отключается. Поскольку спины протонов не способны отслеживать такое резкое изменение поля, они сохраняют ориентацию перпендикулярно магнитному полю Земли и прецессируют относительно этого поля на частоте ларморовской прецессии, соответствующей локальному магнитному полю земли (примерно от 1300 до 2600 Гц в зависимости от местоположения).
Спиновая прецессия наводит в измерительной приемной катушке синусоидальный сигнал, амплитуда которого пропорциональна плотности протонов в горной породе. Этот сигнал затухает с постоянной времени Т2 (время поперечной релаксации из-за наличия неоднородностей в локальном магнитном поле в пределах чувствительного объема.
Наиболее близкими к изобретению являются способ и устройство определения состава геологической структуры по патенту США N 4933638, МПК G 01 R 33/20, 1990. Данный известный способ включает операции приложения в течение заданного периода времени поляризующего магнитного поля к геологической структуре, измерения сигналов ЯМР, характеризующих релаксацию спинового эха совокупности частиц в упомянутой геологической структуре, формирования последовательности сигналов релаксации спинового эха, характеризующих упомянутую совокупность частиц, и получения множества последовательных измерений данных, относящихся к геологической структуре. Известное устройство для определения состава геологической структуры содержит средство для приложения поляризующего магнитного поля к исследуемой геологической структуре в течение заданного периода времени и средство для измерения в течение заданного временного интервала сигналов ЯМР, характеризующих релаксацию спинового эха совокупности частиц в геологической структуре.
Задачей изобретения является создание способа и устройства для определения состава геологической структуры, которые обеспечивают повышение эффективности и оптимизации скорости каротажа на основе использования временного окна переменной длительности для улучшения качества сигнала, получаемого при измерениях конкретных геологических структур.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения состава геологической структуры, включающем операции приложения в течение заданного периода времени поляризующего магнитного поля к геологической структуре, измерения сигналов ЯМР, характеризующих релаксацию спинового эха совокупности частиц в упомянутой геологической структуре, формирования последовательности сигналов релаксации спинового эха, характеризующих упомянутую совокупность частиц, и получения множества последовательных измерений данных, относящихся к геологической структуре, в соответствии с изобретением осуществляют проведение начального измерения сигналов ЯМР, характеризующих релаксацию спинового эха совокупности частиц в геологической структуре, и проведение анализа полученной последовательности сигналов релаксации спинового эха для определения оптимального интервала дискретизации и используют определенный оптимальный интервал дискретизации в операции получения множества последовательных измерений данных, относящихся к геологической структуре.
При этом операция анализа предпочтительно включает осуществление регрессионного анализа упомянутой последовательности сигналов.
Кроме того, предпочтительно, что временной интервал для начального измерения сигналов ЯМР выбирают равным примерно 300 мс.
Также предпочтительно, что оптимальный интервал дискретизации выбирают меньшим или равным временному интервалу для начального измерения сигналов ЯМР, предпочтительно равному примерно 300 мс.
Указанный технический результат также достигается тем, что устройство для определения состава геологической структуры, содержащее средство для приложения поляризующего магнитного поля к геологической структуре в течение заданного периода времени и средство для измерения в течение заданного временного интервала сигналов ЯМР, характеризующих релаксацию спинового эха совокупности частиц в геологической структуре, в соответствии с изобретением содержит средство анализа сигналов релаксации спинового эха для определения оптимального интервала дискретизации, относящихся к геологической структуре.
При этом средство анализа сигналов релаксации спинового эха предпочтительно содержит средство для выполнения регрессионного анализа.
В способе и устройстве, соответствующих изобретению, для улучшения качества сигнала и скорости каротажа использованы средства регистрации эхо-сигналов с окном переменной длительности. Для оценки качества релаксации проводятся первоначальные испытания образца геологической структуры. Если в результате испытаний обнаруживается, что образец относится к породе с медленной релаксацией, то для измерения эхо-сигналов используется полное время. Однако, если в результате испытаний устанавливается, что образец относится к породе с быстрым затуханием волн, то продолжительность окна регистрации эхо-сигналов уменьшается. Это обеспечивает повышение эффективности за счет максимизации количества проводимых измерений на основе оптимизации интервалов дискретизации для конкретных исследуемых геологических структур.
Изобретение поясняется на примере осуществления, иллюстрируемом чертежами, на которых показано следующее:
на фиг. 1 - схематичное представление устройства каротажа скважины для измерения ЯМР геологической структуры;
на фиг. 2 - графическое представление сигналов спин-эховой релаксации в виде зависимости амплитуды от времени для геологической структуры, исследуемой с использованием устройства на фиг. 1;
на фиг. За - графическое представление временных окон интервалов дискретизации для использования при определении характеристик затухания амплитуды выборки сигналов в соответствии с изобретением;
на фиг. 3б - графическое представление относительной крутизны характеристик для выборок с быстрой и медленной релаксацией;
на фиг. 4 - блок-схема устройства, обеспечивающего регулирование интервалов сбора данных в соответствии с изобретением.
На фиг. 1 представлена буровая скважина 10, окруженная горными породами 12 и 14. Внутри скважины 10 установлен каротажный зонд 16, подвешенный на кабеле 18, проходящем по шкивам 20 и 22. Положение кабеля 18 определяется электромотором 24.
Верхняя часть каротажного зонда 16 содержит телеметрический электронный блок 26, электронный блок регистрации гамма-лучей 28 и электронный блок отображения магнитного резонанса 30. Зонд 32 блока отображения магнитного резонанса 30 непосредственно соединен с данной частью последнего и обеспечивает возбуждение окружающей геологической породы. Поле возбуждения 34 имеет в общем цилиндрическую форму.
Электронный блок отображения магнитного резонанса 30 включает в себя электронное устройство управления сигналами, излучаемыми зондом 32, и электронное устройство обнаружения и приема сигналов спин-спиновых импульсных эхо-сигналов от исследуемой структуры.
Импульсное измерение релаксации спиновых эхо-сигналов выборки в однородной изотропной среде отражает характеристики пор, выраженные через отношение поверхности к объему. В типичных горных породах, которые наиболее часто встречаются при каротаже скважин, горные породы представлены сложными смесями минералов, которые характеризуются широким разнообразием размеров пор. Следовательно, измеренная релаксация спинового эхо-сигнала в такой окружающей среде является довольно сложным явлением, отражающим отклонения в отношениях поверхности к объему пор и в характере взаимодействий поверхность - жидкость.
Изобретение основывается на обнаружении того факта, что для временного окна релаксации эхо-сигналов существует связанный с ним диапазон отклика, характеризующего отношение поверхность - объем. Следовательно, за счет правильного выбора временных окон для регистрации спиновых эхо-сигналов появляется возможность определения относительной доли компонентов, селектируемых по отношению поверхность - объем. Изменения во времени релаксации можно также использовать в качестве меры наиболее характерного для условий измерения размера пор в породе.
На фиг. 2 представлены сигналы релаксации спинового эха в виде зависимости амплитуды от времени для геологической структуры, исследуемой с помощью системы на фиг. 1. Временные интервалы между импульсами находятся в пределах от 1,5 до 3 мс. Временные интервалы A-H получены для различных размеров частиц. Так, например, интервал A получен для частиц размером более 500 мкм, а интервал H - для частиц размером более 8 мкм.
Калибровка процедуры осуществляется на основе многомерного регрессионного анализа с использованием оптимально выбранных и приготовленных лабораторных образцов. Такие методы регрессионного анализа известны специалистам в данной области техники (см., например, K.Fukunaqa, Introduction to statistical Pattern Recoqnition, Academic Press, 1972; Bhattacharyya, Johnson, Statistical Concepts and Methods, Wiley & Sons, 1977; Devijver, Kittler, Pattern Recoqnition. A Statistical Approach, Prentice Hall, 1982).
В соответствии с изобретением работа передатчика и устройств регистрации эхо-сигналов синхронизирована для получения полного спектра релаксации Т2 (обычно 300 мс). Процедуру обычно калибруют относительно состояния самой медленной релаксации.
Однако для большинства буровых скважин основная часть пород состоит из структур с очень мелкими порами, типичными для сланцевых и сланцево-песчаных пород. Поскольку интервал записи обычно равен полным 300 мс, то частота повторения измерений и, следовательно, скорость каротажа существенно уменьшаются для таких сланцевых пород. Настоящее изобретение использует временное окно переменной длительности для регистрации эхо-сигналов, что обеспечивает улучшение качества сигнала и повышение скорости каротажа. На фиг.3а представлены сигналы релаксации спинового эха в виде зависимости амплитуды от времени для конкретной геологической структуры. Крутизна характеристики амплитуды импульсов является характерной для конкретной исследуемой геологической формации. Фиг. 3б иллюстрирует крутизну характеристик амплитуды импульсов, соответствующих быстрому затуханию (порода с очень мелкими порами), среднему затуханию (порода со средним размером пор) и медленному затуханию (порода типа продуктивного пласта). Интервалы W1, W2, W3 соответствуют временным интервалам дискретизации, обеспечивающим оптимизацию приема импульсов спинового эха и соответственно сбора информации, относящейся к конкретному геологическому составу породы. Например, окно W1 представляет собой временной интервал, оптимизирующий сбор данных для структур с очень мелкими порами. Окна W2 и W3 оптимизируют сбор данных для структур со средним и большим размером пор соответственно.
В соответствии с изобретением, для определения специфических характеристик релаксации исследуемой геологической структуры проводят начальное измерение сигналов ЯМР. Полученную при этом информацию используют для выбора интервала дискретизации, оптимизирующего сбор данных для конкретной структуры пор исследуемой породы.
На фиг. 4 представлена блок-схема устройства, обеспечивающего регулирование интервалов сбора данных, в соответствии с изобретением. Как упоминалось выше, сначала осуществляется начальное измерение для определения характеристик релаксации выборки сигналов. Начальное измерение проводится в течение полного цикла 300 мс. Выходной сигнал от электронного устройства обнаружения и приема в составе электронного блока 32 обрабатывают в процессоре амплитуды 44 для осуществления исходного регрессионного анализа характеристик релаксации. Выходной сигнал процессора амплитуды 44 поступает во временной селектор эхо-сигналов 46, в котором осуществляется выбор оптимального временного интервала дискретизации. Этот временной интервал реализуется с помощью контроллера цикла измерения 48, который посылает соответствующий управляющий сигнал на вышеупомянутое электронное устройство управления сигналами, излучаемыми зондом 32. После выбора оптимального временного интервала дискретизации получают повторные выборки данных, которые обрабатываются в процессоре амплитуды 44. Обработанные данные хранятся в запоминающем устройстве 50.
Если данные начальных измерений указывают на то, что выборка имеет характеристику медленной релаксации, то для последующих выборок сохраняется полный интервал (например, 300 мс). Однако, если данные начальных измерений указывают на то, что исследуемая порода имеет характеристики быстрой релаксации, то для последующего сбора данных используют укороченный интервал дискретизации (например, 50-100 мс). Уменьшение окна регистрации выборок дает возможность системе осуществить дополнительные измерения за тот же период времени, который в противном случае был бы необходим для проведения только одного измерения. Эти дополнительные измерения особенно полезны для изучения пород, имеющих характеристики очень быстрой релаксации, для которых типичны очень низкие уровни сигналов. Таким образом, изобретение обеспечивает возможность проведения более эффективных измерений для пород с быстрым затуханием волн при одновременном сохранении качества текущего отношения сигнал/шум в породах с медленной релаксацией.

Claims (7)

1. Способ определения состава геологической структуры, включающий операции приложения в течение заданного периода времени поляризующего магнитного поля к геологической структуре, измерения сигналов ядерного магнитного резонанса, характеризующих релаксацию спинового эха совокупности частиц в упомянутой геологической структуре, формирования последовательности сигналов релаксации спинового эха, характеризующих упомянутую совокупность частиц, и получения множества последовательных измерений данных, относящихся к геологической структуре, отличающийся тем, что осуществляют проведение начального измерения сигналов ядерного магнитного резонанса, характеризующих релаксацию спинового эха совокупности частиц в геологической структуре, и проведение анализа полученной последовательности сигналов релаксации спинового эха для определения оптимального интервала дискретизации и используют определенный оптимальный интервал дискретизации в операции получения множества последовательных измерений данных, относящихся к геологической структуре.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что операция анализа включает осуществление регрессионного анализа упомянутой последовательности сигналов.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что временной интервал для начального измерения сигналов ядерного магнитного резонанса выбирают равным примерно 300 мс.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальный интервал дискретизации выбирают меньшим или равным упомянутому временному интервалу для начального измерения сигналов ядерного магнитного резонанса.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что упомянутый временной интервал для начального измерения сигналов ядерного магнитного резонанса выбирают равным приблизительно 300 мс.
6. Устройство для определения состава геологической структуры, содержащее средство для приложения поляризующего магнитного поля к геологической структуре в течение заданного периода времени и средство для измерения в течение заданного временного интервала сигналов ядерного магнитного резонанса, характеризующих релаксацию спинового эха совокупности частиц в геологической структуре, отличающееся тем, что содержит средство анализа сигналов релаксации спинового эха для определения оптимального интервала дискретизации для получения данных, относящихся к геологической структуре.
7. Устройство по п.6, отличающееся тем, что средство для анализа сигналов релаксации спинового эха содержит средство для выполнения регрессионного анализа.
RU94026261A 1991-11-27 1992-11-25 Способ и устройство определения состава геологических структур методом ядерного магнитного резонанса RU2115142C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/800,599 US5309098A (en) 1991-05-16 1991-11-27 Nuclear magnetic resonance detection of geologic structures
US800599 1991-11-27

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU94026261A RU94026261A (ru) 1996-04-20
RU2115142C1 true RU2115142C1 (ru) 1998-07-10

Family

ID=25178830

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU94026261A RU2115142C1 (ru) 1991-11-27 1992-11-25 Способ и устройство определения состава геологических структур методом ядерного магнитного резонанса

Country Status (8)

Country Link
US (1) US5309098A (ru)
EP (1) EP0614538B1 (ru)
AR (1) AR247950A1 (ru)
CA (1) CA2117291C (ru)
DE (1) DE69228387T2 (ru)
MX (1) MX9206856A (ru)
RU (1) RU2115142C1 (ru)
WO (1) WO1993011451A1 (ru)

Families Citing this family (59)

* 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
US5530350A (en) * 1991-11-20 1996-06-25 Auburn International, Inc. Magnetic resonance analysis in real time, industrial usage mode
US5596274A (en) * 1992-12-31 1997-01-21 Schlumberger Technology Corporation Determining bound and unbound fluid volumes using nuclear magnetic resonance pulse sequences
US5497087A (en) * 1994-10-20 1996-03-05 Shell Oil Company NMR logging of natural gas reservoirs
US5680043A (en) * 1995-03-23 1997-10-21 Schlumberger Technology Corporation Nuclear magnetic resonance technique for determining gas effect with borehole logging tools
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
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
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
US6005389A (en) * 1996-03-15 1999-12-21 Numar Corporation Pulse sequences and interpretation techniques for NMR measurements
US6051973A (en) * 1996-12-30 2000-04-18 Numar Corporation Method for formation evaluation while drilling
US6531868B2 (en) 1996-12-30 2003-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and methods 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
US6177794B1 (en) 1997-05-13 2001-01-23 The Regents Of The University Of California Use of earth field spin echo NMR to search for liquid minerals
US6166540A (en) 1997-06-30 2000-12-26 Wollin Ventures, Inc. Method of resistivity well logging utilizing nuclear magnetic resonance
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
WO1999036801A1 (en) 1998-01-16 1999-07-22 Numar Corporation Method and apparatus for nuclear magnetic resonance measuring while drilling
US6023164A (en) * 1998-02-20 2000-02-08 Numar Corporation Eccentric NMR well logging apparatus and method
FR2781053B1 (fr) 1998-07-10 2000-08-11 Commissariat Energie Atomique Caracterisation d'un milieu permeable poreux par rmn de gaz polarise
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
US6661226B1 (en) 1999-08-13 2003-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. NMR apparatus and methods for measuring volumes of hydrocarbon gas and oil
US6255819B1 (en) 1999-10-25 2001-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for geologically-enhanced magnetic resonance imaging logs
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
US6624629B1 (en) * 2000-05-08 2003-09-23 Schlumberger Technology Corporation Optimizing characteristics of RF pulses used in NMR measurements
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
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
US7117733B2 (en) * 2004-04-07 2006-10-10 Baker Hughes Incorporated Dynamic logging speed
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
FR2832255B1 (fr) * 2001-11-13 2004-11-26 France Telecom Peigne et procede de derivation d'un cablage preexistant
US6859032B2 (en) * 2001-12-18 2005-02-22 Schlumberger Technology Corporation Method for determining molecular properties of hydrocarbon mixtures from NMR data
US6856132B2 (en) 2002-11-08 2005-02-15 Shell Oil Company Method and apparatus for subterranean formation flow imaging
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
EP1642156B1 (en) * 2003-05-02 2020-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for nmr logging
WO2005036208A2 (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
US7176682B2 (en) * 2004-01-04 2007-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for detecting hydrocarbons with NMR logs in wells drilled with oil-based muds
CN100373172C (zh) * 2004-10-21 2008-03-05 北京大学 用岩石核磁共振弛豫信号测量地层岩石物性的设备及测量方法
US20110093199A1 (en) * 2009-09-29 2011-04-21 Kittridge Mark Gerard Characterization of logging tool performance
WO2012170014A1 (en) 2011-06-07 2012-12-13 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
CA2861236A1 (en) 2012-02-08 2013-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Nuclear magnetic resonance logging tool having multiple pad-mounted atomic magnetometers
AU2013394368A1 (en) * 2013-07-15 2016-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Nuclear magnetic resonance (NMR) logging tool calibration
US20160025825A1 (en) * 2014-07-25 2016-01-28 Gersh Z. Taicher Nuclear magnetic resonance apparatus and methods
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
WO2017069739A1 (en) * 2015-10-20 2017-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Logging tool ferrites and methods of manufacture
US10634746B2 (en) 2016-03-29 2020-04-28 Chevron U.S.A. Inc. NMR measured pore fluid phase behavior measurements
US11947069B2 (en) 2018-05-15 2024-04-02 Schlumberger Technology Corporation Adaptive downhole acquisition system
US11828900B2 (en) * 2018-09-28 2023-11-28 Schlumberger Technology Corporation Elastic adaptive downhole acquisition system
AU2022293576A1 (en) 2021-06-18 2024-02-01 Terrasee Tech, LLC Determining presence and depth of materials in the earth

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3213357A (en) * 1962-10-22 1965-10-19 California Research Corp Earth formation and fluid material investigation by nuclear magnetism relaxation rate determination
US4728892A (en) * 1985-08-13 1988-03-01 Shell Oil Company NMR imaging of materials
US4710713A (en) * 1986-03-11 1987-12-01 Numar Corporation Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques
US4717876A (en) * 1986-08-13 1988-01-05 Numar NMR magnet system for well logging
US5055788A (en) * 1986-08-27 1991-10-08 Schlumberger Technology Corporation Borehole measurement of NMR characteristics of earth formations
US4933638A (en) * 1986-08-27 1990-06-12 Schlumber Technology Corp. Borehole measurement of NMR characteristics of earth formations, and interpretations thereof
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
NO882570L (no) * 1987-06-11 1988-12-12 Numar Corp Nukleaer magnetisk resonansavfoelingsanordning.

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
US, патент, 5023551, G 01 R 33/2 0, 1991. *

Also Published As

Publication number Publication date
MX9206856A (es) 1993-05-01
EP0614538B1 (en) 1999-02-03
CA2117291C (en) 2003-04-22
US5309098A (en) 1994-05-03
WO1993011451A1 (en) 1993-06-10
AR247950A1 (es) 1995-04-28
RU94026261A (ru) 1996-04-20
EP0614538A4 (en) 1996-12-27
DE69228387D1 (de) 1999-03-18
EP0614538A1 (en) 1994-09-14
DE69228387T2 (de) 1999-09-30
CA2117291A1 (en) 1993-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2115142C1 (ru) Способ и устройство определения состава геологических структур методом ядерного магнитного резонанса
US4350955A (en) Magnetic resonance apparatus
JP2517720B2 (ja) 核磁気共鳴検知装置とその技術
US6049205A (en) Multiple frequency method for nuclear magnetic resonance longitudinal relaxation measurement and pulsing sequence for power use optimization
US6600316B2 (en) Rapid NMR multi-frequency T1 and T2 acquisition for earth formations evaluation with MWD or wireline tools
EP0646250B1 (en) Nuclear magnetic resonance determination of petrophysical properties of geologic structures
US5212447A (en) Apparatus and technique for nmr diffusion measurement
CA2172424C (en) Nuclear magnetic resonance borehole logging apparatus and method
US8093056B2 (en) Method and apparatus for analyzing a hydrocarbon mixture using nuclear magnetic resonance measurements
US4717877A (en) Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques
US6023163A (en) Well logging method and apparatus for determining gas and diffusion coefficient using NMR
CA2366156C (en) Nuclear magnetic resonance method and apparatus for determining pore characteristics of rocks and other porous materials
Ronczka et al. Optimization of CPMG sequences to measure NMR transverse relaxation time T 2 in borehole applications
CA2119785A1 (en) Nuclear magnetic resonance detection of geologic structures
Ronczka et al. Optimization of CPMG sequences for NMR borehole measurements
GB2367900A (en) NMR sensing apparatus and method