RU98106856A - Способ и устройство для измерения полной пористости методом ядерного магнитного резонанса - Google Patents
Способ и устройство для измерения полной пористости методом ядерного магнитного резонансаInfo
- Publication number
- RU98106856A RU98106856A RU98106856/28A RU98106856A RU98106856A RU 98106856 A RU98106856 A RU 98106856A RU 98106856/28 A RU98106856/28 A RU 98106856/28A RU 98106856 A RU98106856 A RU 98106856A RU 98106856 A RU98106856 A RU 98106856A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- density
- porosity
- determining
- diagram
- Prior art date
Links
- 238000001225 nuclear magnetic resonance method Methods 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 32
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 32
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims 20
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 claims 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims 4
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 claims 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 1
Claims (17)
1. Способ измерения характеристики пласта земной коры, проходимого буровой скважиной, включающей следующие этапы: создание в скважине осциллирующих магнитных полей для возбуждения множества сигналов спинового эха от выбранных ядер пласта; измерение сигналов спинового эха и определение значения каждого сигнала; разделение совокупности значений на первое множество и второе множество, в которых первое множество содержит ранние эхо-сигналы, а второе множество - остальные эхо-сигналы; подразделение второго множества на систему групп; формирование значения оконной суммы для каждой группы второго множества и получение таким образом системы оконных сумм; и определение характеристики пласта на основании системы значений оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.
2. Способ по п.1, включающий также этап формирования выходной диаграммы и распределения времени релаксации в зависимости от значений оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.
3. Способ по п.2, включающий также этап определения, на основании распределения времени релаксации, оценки полной пористости пласта.
4. Способ по п.2, включающий также этап определения, на основании распределения времени релаксации, объема, занимаемого в пласте водой, связанной глиной.
5. Способ по п.3, включающий также дальнейшие этапы формирования выходной диаграммы плотности пласта; определения плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности; и определения характеристики пласта по газу на основании плотностной пористости и полной пористости, определенной на этапе определения объема, занимаемого в пласте водой, связанной глиной.
6. Способ по п.3, включающий также дальнейшие этапы формирования выходной диаграммы плотности пласта; определения плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности; и определения пористости пласта с поправкой, учитывающей влияние газа на выходную диаграмму на основании плотностной пористости и полной пористости, определенной на этапе определения объема, занимаемого в пласте водой, связанной глиной.
7. Способ по п.1, включающий также этапы установки бурового устройства; бурения скважины в пласте земной коры с помощью бурового устройства; измерения сигналов спинового эха в процессе бурения скважины.
8. Устройство для измерения характеристики каждого слоя земной коры, проходимого буровой скважиной, содержащее каротажный прибор, включающий, в свою очередь, средства для создания осциллирующих магнитных полей с целью возбуждения совокупности сигналов спинового эха от определенных ядер пласта и средства для приема сигналов спинового эха измерения значения каждого сигнала; средство для разделения совокупности значений на первое множество и второе множество, причем первое множество содержит ранние эхо-сигналы, а второе множество - остальные эхо-сигналы; средство для подразделения второго множества на систему групп; средство для формирования значения оконной суммы для каждой группы второго множества и получения таким образом системы оконных сумм; и средство для определения характеристики пласта на основании системы значений оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.
9. Устройство по п.8, содержащее, кроме того, средство для формирования выходной диаграммы и распределения времени релаксации в зависимости от значений оконных сумм и значений каждого сигнала первого множества.
10. Устройство по п.9, содержащее, кроме того, средство для определения, на основании распределения времени релаксации, оценки полной пористости пласта.
11. Устройство по п.9, содержащее, кроме того, средство для определения, на основании распределения времени релаксации, объема, занимаемого в пласте водой, связанной глиной.
12. Устройство по п.10, содержащее, кроме того, средство для формирования выходной диаграммы плотности пласта; средство для определения плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности; и средство для определения характеристики пласта по газу на основании плотностной пористости, определенной на этапе формирования выходной диаграммы и распределения времени релаксации.
13. Устройство по п.10, содержащее, кроме того, средство для формирования выходной диаграммы плотности пласта; средство для определения плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности; и средство для определения пористости пласта с поправкой, учитывающей влияние газа на выходную диаграмму на основании плотностной пористости и полной пористости, определенной на этапе формирования выходной диаграммы и распределения времени релаксации.
14. Устройство по п.8, в котором каротажный прибор, содержит прибор, опускаемый в буровую скважину на троссе.
15. Устройство по п.8, в котором каротажный прибор, содержит прибор, установленный на буровом оборудовании и работающий в процессе бурения.
16. Способ измерения характеристики пласта земной коры, проходимого буровой скважиной, включающей следующие этапы определение, на основании распределения времени релаксации, оценки полной пористости пласта; формирование выходной диаграммы плотности пласта; определение плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности и определение пористости пласта с поправкой, учитывающей влияние газа на выходную диаграмму на основании плотностной пористости и полной пористости.
17. Способ измерения характеристики пласта земной коры, проходимого буровой скважиной, включающий следующие этапы создание в скважине осциллирующих магнитных полей для возбуждения множества сигналов спинового эха от выбранных ядер пласта; обработку сигналов спинового эха для определения полной пористости пласта; формирование выходной диаграммы плотности пласта; определение плотностной пористости пласта на основании диаграммы плотности и определение пористости пласта с поправкой, учитывающей влияние газа на выходную диаграмму на основании плотностной пористости и полной пористости.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US4205997P | 1997-04-09 | 1997-04-09 | |
| US60/042,059 | 1997-04-09 | ||
| US08/873,981 US6147489A (en) | 1997-04-09 | 1997-06-12 | Method and apparatus for measuring total nuclear magnetic resonance porosity |
| US08/873,981 | 1997-06-12 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98106856A true RU98106856A (ru) | 2000-02-10 |
| RU2187132C2 RU2187132C2 (ru) | 2002-08-10 |
Family
ID=26718826
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98106856/28A RU2187132C2 (ru) | 1997-04-09 | 1998-04-08 | Способ и устройство для измерения полной пористости методом ядерного магнитного резонанса |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6147489A (ru) |
| EP (1) | EP0871045B1 (ru) |
| CN (1) | CN1143140C (ru) |
| AR (1) | AR012382A1 (ru) |
| AU (1) | AU744400B2 (ru) |
| BR (1) | BR9801865A (ru) |
| CA (1) | CA2232022C (ru) |
| CO (1) | CO4700574A1 (ru) |
| EG (1) | EG21097A (ru) |
| ID (1) | ID20808A (ru) |
| MX (1) | MXPA98002303A (ru) |
| NO (1) | NO323006B1 (ru) |
| OA (1) | OA10761A (ru) |
| RU (1) | RU2187132C2 (ru) |
| TN (1) | TNSN98047A1 (ru) |
| TR (1) | TR199800610A3 (ru) |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6184681B1 (en) * | 1998-03-03 | 2001-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for computing a distribution of spin-spin relaxation times |
| US6559639B2 (en) * | 1998-10-02 | 2003-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating permeability without determinating a distribution of relaxation times |
| US6331775B1 (en) | 1999-09-15 | 2001-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Gas zone evaluation by combining dual wait time NMR data with density data |
| US6646437B1 (en) * | 2000-04-07 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for clay typing using NMR-based porosity modeling |
| 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 |
| US6774628B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance imaging using phase encoding with non-linear gradient fields |
| GB2388188B (en) * | 2002-04-12 | 2005-09-07 | Reeves Wireline Tech Ltd | A method of through-casing gas detection |
| US6833698B2 (en) * | 2002-05-15 | 2004-12-21 | Chevrontexaco U.S.A. Inc. | Methods of decoupling diffusion effects from relaxation times to determine properties of porous media containing fluids |
| US7075297B2 (en) * | 2002-08-09 | 2006-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Combining NMR, density, and dielectric measurements for determining downhole reservoir fluid volumes |
| GB2409729B (en) * | 2002-08-09 | 2006-04-26 | Schlumberger Holdings | Combining NMR, density, and dielectric measurements for determining downhole reservoir fluid volumes |
| 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 |
| US7253617B1 (en) * | 2006-03-15 | 2007-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for characterizing heavy oil components in petroleum reservoirs |
| WO2009048781A1 (en) * | 2007-10-12 | 2009-04-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Non-destructive determination of the pore size distribution and the distribution of fluid flow velocities |
| US8731888B2 (en) * | 2007-12-19 | 2014-05-20 | Exxonmobil Upstream Company | Gamma ray tool response modeling |
| US7804297B2 (en) * | 2008-01-30 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Methodology for interpretation and analysis of NMR distributions |
| EP2348337B1 (en) | 2010-01-14 | 2014-04-16 | Services Pétroliers Schlumberger | Corrected porosity measurements of underground formations |
| RU2453831C2 (ru) * | 2010-04-29 | 2012-06-20 | Игорь Яковлевич Кононенко | Способ петрофизических исследований образцов горных пород большого диаметра в полевых условиях |
| RU2495407C1 (ru) * | 2012-01-24 | 2013-10-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) Федеральный Университет" (ФГАОУ ВПО КФУ) | Устройство прецизионного перемещения полноразмерного керна в датчике ямр |
| CA2879537A1 (en) | 2012-07-24 | 2014-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods of data inversion |
| WO2015021088A1 (en) * | 2013-08-06 | 2015-02-12 | Schlumberger Canada Limited | Methods for determining a saturation-height function in oil and gas reservoirs |
| WO2015088551A1 (en) * | 2013-12-13 | 2015-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Switching an operating mode of an nmr logging tool |
| US20160047935A1 (en) * | 2014-08-12 | 2016-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for estimation of hydrocarbon volumes in unconventional formations |
| US9915750B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-03-13 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatuses to remove a net detected residual magnetization in a nuclear magnetic resonance (NMR) operation |
| 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 |
| US11187825B2 (en) | 2015-11-12 | 2021-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method for formation evaluation of organic shale reservoirs using well logging data |
| US10634746B2 (en) | 2016-03-29 | 2020-04-28 | Chevron U.S.A. Inc. | NMR measured pore fluid phase behavior measurements |
| CN106802433B (zh) * | 2016-12-28 | 2019-03-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 岩层电阻率校正方法及装置 |
| RU2668636C1 (ru) * | 2017-12-12 | 2018-10-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский государственный университет" (СПбГУ) | Способ определения диаметра пор пористых объектов |
| CN109856176B (zh) * | 2019-03-27 | 2022-03-08 | 中国石油大学(华东) | 基于nmr和ltna的致密储层全尺寸孔隙定量表征方法 |
| CN113125485B (zh) * | 2019-12-30 | 2023-10-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 柱塞岩样含油饱和度无损测量方法及装置 |
| CN111537543B (zh) * | 2020-06-03 | 2021-04-16 | 中国矿业大学 | 低场核磁共振测定页岩黏土与脆性矿物相对含量的方法 |
| FR3111706B1 (fr) | 2020-06-19 | 2022-06-03 | Ifp Energies Now | Procédé pour déterminer le volume poreux d'un échantillon de milieu poreux |
| CN112505085B (zh) * | 2021-02-05 | 2021-04-09 | 西南石油大学 | 基于核磁共振的孔隙度有效应力系数测定方法 |
| CN113447514B (zh) * | 2021-06-25 | 2024-07-19 | 中国矿业大学 | 一种用于地质体含水量测量的微型核磁共振装置 |
| CN117805000B (zh) * | 2024-03-01 | 2024-06-18 | 江苏龙城精锻集团有限公司 | 针对氢化环境下材料内部微孔隙的检测方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5055787A (en) * | 1986-08-27 | 1991-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole measurement of NMR characteristics of earth formations |
| US5557200A (en) * | 1991-05-16 | 1996-09-17 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance determination of petrophysical properties of geologic structures |
| US5486762A (en) * | 1992-11-02 | 1996-01-23 | Schlumberger Technology Corp. | Apparatus including multi-wait time pulsed NMR logging method for determining accurate T2-distributions and accurate T1/T2 ratios and generating a more accurate output record using the updated T2-distributions and T1/T2 ratios |
| US5291137A (en) * | 1992-11-02 | 1994-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Processing method and apparatus for processing spin echo in-phase and quadrature amplitudes from a pulsed nuclear magnetism tool and producing new output data to be recorded on an output record |
| US5363041A (en) * | 1992-12-31 | 1994-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Determining bound and unbound fluid volumes using nuclear magnetic resonance pulse sequences |
| US5498960A (en) * | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in reservoirs |
| US5680043A (en) * | 1995-03-23 | 1997-10-21 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance technique for determining gas effect with borehole logging tools |
| DZ2053A1 (fr) * | 1995-06-21 | 2002-10-20 | Shell Int Research | Diagraphie par résonance magnétique nucléaire de gisement de gaz naturel. |
| US6032101A (en) * | 1997-04-09 | 2000-02-29 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating formations using NMR and other logs |
-
1997
- 1997-06-12 US US08/873,981 patent/US6147489A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-03-11 CA CA002232022A patent/CA2232022C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-03-13 AU AU58452/98A patent/AU744400B2/en not_active Ceased
- 1998-03-16 EP EP98400616A patent/EP0871045B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-03-20 BR BR9801865-5A patent/BR9801865A/pt not_active IP Right Cessation
- 1998-03-24 MX MXPA98002303A patent/MXPA98002303A/es active IP Right Grant
- 1998-03-25 ID IDP980424A patent/ID20808A/id unknown
- 1998-03-30 CO CO98017504A patent/CO4700574A1/es unknown
- 1998-04-02 TR TR1998/00610A patent/TR199800610A3/tr unknown
- 1998-04-05 EG EG38698A patent/EG21097A/xx active
- 1998-04-06 TN TNTNSN98047A patent/TNSN98047A1/fr unknown
- 1998-04-08 NO NO19981635A patent/NO323006B1/no not_active IP Right Cessation
- 1998-04-08 AR ARP980101639A patent/AR012382A1/es not_active Application Discontinuation
- 1998-04-08 RU RU98106856/28A patent/RU2187132C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-04-09 CN CNB981062938A patent/CN1143140C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-04-09 OA OA9800042A patent/OA10761A/en unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU98106856A (ru) | Способ и устройство для измерения полной пористости методом ядерного магнитного резонанса | |
| RU2187132C2 (ru) | Способ и устройство для измерения полной пористости методом ядерного магнитного резонанса | |
| US6531868B2 (en) | System and methods for formation evaluation while drilling | |
| US6570382B1 (en) | Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus | |
| US6972564B2 (en) | Objective oriented methods for NMR log acquisitions for estimating earth formation and fluid properties | |
| JP2000514181A (ja) | 層状累層の電気検層 | |
| CA2531072C (en) | Fluid flow properties from acoustically stimulated nmr | |
| CA2288447A1 (en) | Formation evaluation using magnetic resonance logging measurements | |
| RU99124409A (ru) | Оценка пластов с использованием каротажных измерений методом магнитного резонанса | |
| CN1458536A (zh) | 由短等待时间测量值增强的cpmg测量值的变换方法 | |
| RU2005138145A (ru) | Интеграция во временном интервале данных последовательностей эхо-сигналов при различных значениях градиента и времени между эхо-сигналами | |
| CA2172424A1 (en) | Nuclear magnetic resonance borehole logging apparatus and method | |
| CA2460986A1 (en) | Method and system for using conventional core data to calibrate bound water volumes derived from nmr logs | |
| CN1213291C (zh) | 渗透率的估算方法及所用的核磁共振测井仪 | |
| CA2689618A1 (en) | Water mapping using surface nmr | |
| CN104280703B (zh) | 一种基于脉冲梯度磁场的d‑t2脉冲施加方法 | |
| CN1260581C (zh) | 用于从nmr数据检测碳氢化合物的方法 | |
| US20230068555A1 (en) | Correction of distorted gradient distributions in nuclear magnetic resonance logging | |
| Stoll et al. | Shallow seismic experiments using shear waves | |
| CN101004394A (zh) | 核磁共振岩心快速分析方法 | |
| Yamamoto et al. | Crosswell tomography imaging of the permeability structure within a sandstone oil field | |
| RU2001121198A (ru) | Определение водонасыщенности и фракции пласта песка с использованием инструмента формирования изображения удельного сопротивления в буровой скважине, инструмента поперечного индукционного каротажа и тензорной модели водонасыщенности | |
| SU1053036A1 (ru) | Способ поверки аппаратуры акустического каротажа | |
| AU2004258093B2 (en) | Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR | |
| Chitale et al. | Petrophysical Formation Evaluation of Carbonate Reservoirs by Integrating Borehole Images with Other Logs: Analyzing Facies to Define Flow Units |