CN1235061C - 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 - Google Patents
应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1235061C CN1235061C CN02131591.4A CN02131591A CN1235061C CN 1235061 C CN1235061 C CN 1235061C CN 02131591 A CN02131591 A CN 02131591A CN 1235061 C CN1235061 C CN 1235061C
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- echo
- magnetic field
- nmr
- signal
- shape
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 title claims abstract description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 40
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 47
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 30
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 14
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 12
- 230000010287 polarization Effects 0.000 claims description 9
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 claims description 6
- 238000012113 quantitative test Methods 0.000 claims description 5
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims 4
- 238000000685 Carr-Purcell-Meiboom-Gill pulse sequence Methods 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 abstract description 4
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 2
- 230000009545 invasion Effects 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 description 14
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 11
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- 238000012565 NMR experiment Methods 0.000 description 2
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 238000002372 labelling Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000013604 expression vector Substances 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000010978 jasper Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- NCYVXEGFNDZQCU-UHFFFAOYSA-N nikethamide Chemical compound CCN(CC)C(=O)C1=CC=CN=C1 NCYVXEGFNDZQCU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000004451 qualitative analysis Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 231100000241 scar Toxicity 0.000 description 1
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 1
- GOLXNESZZPUPJE-UHFFFAOYSA-N spiromesifen Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C)=C1C(C(O1)=O)=C(OC(=O)CC(C)(C)C)C11CCCC1 GOLXNESZZPUPJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
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
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
- G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
- G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
- G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
- 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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
本发明提供一种利用核磁共振(NMR)技术确定在地层内的流速的方法和装置,在其中限制共振区的形状以获得对径向流动或垂直流动的灵敏度(当使用超过一个以上的NMR工具时可以获得这两种灵敏度)。基于绝热脉冲的应用,应用衰减幅值、频移或受激励的脉冲测定使用这些NMR工具的流速(这里自旋沿磁场而不沿着横平面存储以便利用回波衰减和频移)。基于所描述的流速的NMR测量,可以获得其它的井眼参数比如渗透性的直接测量值、钻井对井眼损坏的估计、地层压力、泥浆渗液的侵入速率或在取样操作的过程中细微的泥浆颗粒的迁移率。
Description
技术领域
本发明涉及地球井眼(wellbore)的录井(well logging)领域,更具体地说涉及应用核磁共振技术在地球地层中测量流速及应用所测量的流速确定各种其它的重要录井参数的方法。
背景技术
录井提供了可以用于确定给定的井眼的地层的“质量”的各种参数。这些参数包括如下这些系数:地层压力、电阻率、空隙度、被束缚的流体体积和液体渗透性。用于评价给定的地层的质量的这些参数例如可以提供在该地层中存在的碳氢化合物量,以及从地层中抽取这些碳氢化合物的难度的指标。因此液体渗透性—碳氢化合物从地层的孔中流过的能力—是确定特定的井位具有商业可行性的重要因素。
有多种公知的技术用于确定液体渗透性以及其它的录井参数。例如,大家知道如何从核磁共振(NMR)测量中导出渗透性。一般地通过使在地层中的原子核的磁矩绕轴进动来实现NMR测量。通过给地层施加较强的极化的静态磁场(B0)可以建立原子核进动所围绕的轴,比如通过应用永磁体(即极化)。这种磁场使质子自旋在平行于所施加磁场的方向上排列(这个步骤有时称为纵向磁化,它使原子核被“极化”了)。如下文更完整地描述,极化并不立即产生,而是根据时间常数T1产生,并且可能需要长达几秒钟的时间才产生(甚至高达8秒或更长)。在足够的时间后,建立了平行于B0的热平衡极化。
接着,产生了一系列的射频(RF)脉冲以便施加共振磁场B1。第一RF脉冲(称为90°脉冲)必须足够强以将磁化从B0基本旋转到横平面(即,横向磁化)。旋转角度如下:
α=B1γtp (1)
并且通过本领域人员公知的方法将该角度调整到90°(tp是脉冲长度,γ是磁旋比—一种原子核常数)。施加附加的RF脉冲(在α=180°时称为180°脉冲)以产生自旋回波串。通常根据脉冲序列比如误差校正CPMG(Carr Purcell Meiboom Gill)NMR脉冲序列施加附加的RF脉冲以有利于快速且精确的数据采集。选择RF脉冲的频率以激励在所研究的试样的特定的区域中的特定原子核自旋。在这个区域的中心将RF脉冲的旋转角度调整到90°和180°。
两个时间常数与纵向和横向磁化的弛豫过程相关。这些时间常数的特征在于在施加每个90°脉冲之后返回到磁化强度分量的热平衡速率。自旋点阵弛豫时间(T1)是返回到它的热平衡的纵向磁化分量的时间常数(在施加静态磁场之后)。自旋-自旋弛豫时间(T2)是返回到它的热平衡值(为0)的横向磁化的时间常数。一般地,应用脉冲序列(如上文所描述的CMPG脉冲序列)测量T2的分布。此外,B0通常是不均匀的并且横向磁化随着更短的时间常数T2 *衰减,这里:
在不存在运动和扩散的情况下,随着特征时间T’的衰减仅仅是由B0的不均匀性引起的。在这种情况下,它是完全可逆的并且在连续的回波中可恢复。连续回波的幅值随着T2衰减。一旦得到T2分布,就可以确定其它的地层特征比如渗透性。
如果回波衰减比预定的更快,例如,如果测量探头在测量的过程中产生了运动,则应用T2分布可能会产生问题。在这些情况下,所得的数据的质量可能降低。因此,例如,由于较快的录井速度引起的测量设备的位移、崎岖不平的井眼状况或在边录井边钻井(LWD)的过程中钻柱的振动可能阻碍获得精确的测量结果。
此外,公知的是,T2分布并不总是精确代表孔尺寸。例如,G.R.Coates等人(“A New Characterization of Bulk-Volume IrreducibleUsing Magnetic Resonance”,SPWLA第38届年度录井研讨会,1997年6月15-18日)描述了通过将每个弛豫时间与毛细束缚水的比分数相关来测量束缚流体体积。这种方法假设每个孔尺寸具有固有的不可压缩的含水饱和度(即,与孔的尺寸无关,某些水总是束缚在孔中)。此外,在水湿岩石中的碳氢化合物的存在改变了在T2分布和孔尺寸之间的相关性。
地层的液体渗透性是油气层的最重要的特征之一并且也是最难获得的定量测量值之一。通常从NMR实验中产生的T2分布中导出渗透性,该T2分布代表孔尺寸分布。最后,渗透性与T2数据相关。这种确定渗透性的方法具有几个缺陷,因此有时不适用。
通常应用误差校正CPMG脉冲序列测量T2分布。为了提供有意义的结果,所记录的脉冲串的长度必须至少为T2 max。在这个时间周期中以及在在先的预极化过程中,这种测量对测量设备的位移敏感。此外,在某些情况下,T2分布并不代表孔尺寸分布,例如在水湿岩石中的碳氢化合物改变了在T2分布和孔尺寸分布之间的相关性。最后,应用基于所测量的最大数据组的几个现象公式实现在孔尺寸分布和地层的渗透性之间的相关性,显示了相对较弱的相关性。在碳酸盐中,因为地层的复杂的孔形状使得这些公式不成立。
测量渗透性的更直接的方法是应用封隔器(packer)或探测工具测量所感应的流率。这种测量仍然要求包括油层和工具的几何结构、泥饼和侵入带的地层特性曲线的大量的模拟实验。然而,如果可以获得流速则可以极大地减少进行模拟所需的努力。比较有利的是获得流速以便用于确定进行模拟所需的各种参数,因此可以减少进行模拟所需的变量的数量。
至少为了上述的原因,本发明的一个目的是应用NMR技术提供一种确定流速的装置和方法。
本发明的进一步目的是利用流速的NMR测量提供一种确定渗透性的方法。
本发明的进一步目的是应用流速的NMR测量提供一种确定钻井对地层的损坏程度、地层压力、泥浆渗滤速率和在取样的过程中在侵入带中的变化。
发明内容
根据本发明的原理通过提供利用核磁共振(NMR)技术确定流速和基于该流速的测量值提供其它的井眼参数的测量值的方法和装置来实现本发明的上述目的和其它的目的。优选的实施例包括不需知道T2或压力分布就确定流速的方法和装置。应用NMR技术进行流速的测量,在这种NMR技术中根据所需的径向或垂直的灵敏度改变共振区的形状。在一种要求已知T2的实施例中测量回波幅值的衰减。如果径向和垂直灵敏度都希望,则在单个的井眼工具中可以提供多个NMR设备,其中每个NMR设备被设计成测量特定的方位。
在本发明的另一优选实施例中,应用频移的NMR测定而不是信号衰减来确定流速。这些技术的优点也在于不需要参考测量,因为没有应用信号衰减的检测。通过分析回波形状而不是回波幅值或通过标准的NMR一维频率选择或二维方法可以实现这些。在进一步的其它的优选实施例中,使用编码脉冲替代常规的90°脉冲,以绝热脉冲替代常规的180°脉冲。如果B0梯度较小则这些技术比较有利,例如,在B0鞍点的情况下,因为仅要求一种均匀的磁场B1而不要求B0梯度。
本发明应用NMR技术获得流速的方法和装置也应用于在井眼钻探的运行过程中确定各种井眼参数。例如,通过使流体在地层内流动比如使流体从地层流进NMR工具或流进井眼,结合差压测量可以使用流速的NMR测定来提供渗透性的直接的小规模测量,因为NMR数据提供流速的非常局部的测量。可替换的是,本发明的NMR技术可以用于获得钻井对地层损坏的评估。
此外,本发明的NMR技术可以用于通过在井眼中建立条件(例如通过应用封隔器模块)以在泥饼上不存在井眼流体渗漏并同时测量在泥饼和地层之间的界面上的压力来测定地层压力。应用本发明的NMR技术可以测定的另一重要的参数是泥浆渗漏速率(有时称为侵入)。这种参数尤其重要,因为它提供了所使用的泥浆体系的质量的直接测量并且可以提供潜在的问题的预先指示。此外,本发明的NMR技术可以用于监测在取样操作的过程中侵入带的变化。在这种情况下,一般来说,重要的是监测在实施取样的地方可能引起地层的堵塞的细微泥浆颗粒(或“微粒”)的迁移。此外,虽然在此描述了各种操作参数的测定,但是在本领域的人员应该理解的是应用本发明的NMR技术可以获得各种其它参数。
附图说明
附图1所示为根据本发明的原理用于测量流速的NMR录井装置的一种实施例的示意图;
附图2a所示为根据本发明的原理代表可以结合附图1的NMR录井装置使用的一个NMR工具部件的一种实施例的平面示意图;
附图2b所示为根据本发明的原理代表可以结合附图1的NMR录井装置使用的一个NMR工具部件的一种实施例的截面示意图;
附图3a所示为根据本发明的原理代表可以结合附图1的NMR录井装置使用的一个NMR工具部件的另一种实施例的平面示意图;
附图3b所示为根据本发明的原理代表可以结合附图1的NMR录井装置使用的一个NMR工具部件的另一种实施例的截面示意图;
附图4所示为根据本发明的原理代表可以结合附图2和附图3的NMR录井装置使用的一个压力测量工具部件的一种实施例的侧面示意图;
附图5所示为根据本发明的原理NMR录井装置的另一实施例的示意图;
附图6a-e所示为根据本发明对于给定的回波所采集的交换分布和频移的影响的示意实例;
附图7所示为说明根据本发明的原理确定流速的步骤的流程图;以及
附图8所示为说明根据本发明使用绝热脉冲回波的脉冲序列。
具体实施方式
本发明的方法和装置应用几种技术来从NMR测量中确定关于给定地层的各种定性参数。最初的技术提供了测定地层压力和/或泥浆渗漏速率的地层流体速度(即流速)的测量值。为实现这些技术,NMR工具必须包括能够在地层中产生流动(一个工具部件)并在用于测量所产生的流动的地层中产生NMR壳层(第二工具部件)的能力。在通过局部压力梯度的测量(例如,将第三工具部件加入到钻柱中)来实施在此所描述的基本技术时,本发明的技术还可以提供渗透性和/或表层损坏(即在井眼和原始地层之间的区域)的测定。
在此结合流速的测定描述在井眼中使流体流动的各种方法。例如,在钻井的过程中,通过外部设备比如钻井用泵可以改变在井眼中的流体的压力。可替换的是,可以使用工具比如在附图1中所示并在下文将要描述的工具将流体泵送到封隔器间隔中或从其中汲出流体(在这种情况下不进行钻井)。在再一种使流体流动的方法是通过使用位于垫块上的通道,如在附图3a和3b所示并且在下文中描述,在这种情况下流体可再次泵送入工具中或从其中送出。
已有确定流速的不同的公知方法。例如,NMR技术可以利用交换梯度(switched gradient)来对流动和扩散进行编码。然而,在某些情况下产生交换梯度可能比较困难(如果不是不可能的话),并且在存在较大的静态梯度下,它们可以被忽略。可以产生本发明的回波测量值以使它们仅取决于静态梯度B0或B1磁场而不取决于交换梯度,因此,它可以工作于“里面传到外面”NMR情况,在这种情况下在磁体结构的外面进行测量。
附图1所示为测量流速的NMR录井设备100的示意性实例。录井设备100包括四个模块,这四个模块包括封隔器102、NMR工具104、封隔器106和NMR工具108。虽然所示的录井设备100具有四个模块,但是本领域的人员将会理解的是可以使用录井工具的各种其它组合,包括在此没有提到的其它的公知的录井工具。例如,可以使用录井设备100而不用NMR工具108,在这种情况下设备100仅有三个模块。
如附图1所示,录井设备100位于先前已经在地层112中钻好的井眼110中。录井设备100通过录井缆线114悬挂在井眼110中。通过钻杆或盘管在井眼中传送录井设备100也在本发明的意图之内。如下文更加详细地描述,本发明的原理还可以用于边录井边钻井(LWD)操作中,在这种情况下录井设备100(或可应用模块(例如封隔器))位于在钻头(未示)下面的钻柱(未示)中。在附图1中还示出了将在下文更加详细地解释的流线116和共振线118和120。
公知的是,在通过脉冲序列激励的时刻在所测量的设备的磁场分布图中共振的物质相对于它的空间位置的净位移导致降低了所测量的信号幅值A的衰减幅值(DA)。这种位移可以是实际位移、平移扩散或两者的组合的乘积。常规的NMR多回波实验校正到高度的扩散,因此由于在检测时的扩散引起的仅仅间隔总的位移的给定的足够短的回波比较重要。然而,只要在由流动引起的位移至少与由扩散引起的位移可相比则即使在存在扩散的情况下仍然可以检测定向流动。
第I回波的损失可由损失系数表征:λi=Ai/A0 i,这里A0 i是在相同的情况下的第I回波的幅值,除了没有的位移以外。重要的是,损失系数独立于所研究的物质的弛豫时间分布,如果位移是通过具有恒定的标量的速度v的均速运动引起的,则该损失系数矢量仅是v的函数(即,单个变量)。因此,速度v可以从损失系数矢量λ^(在此字符“^”表示矢量)中确定。这就要求以不同的速度进行几次测量。假设所测量的响应矢量为Av^={A1,......,An},并且假设所测量的响应如对于v=0产生响应矢量S0^={A0 1,......,A0 n},则通过λ^={A1/A0 1,......,An/A0 n}直接给出特征损失系数矢量。因此,对于具有已知的磁场分布图和固定脉冲序列的给定测量装置,可以计算λ^(v)的查询表,从该表中可以得出v。
本发明的方法和装置根据产生共振区的磁场分布图B0和B1应用激励脉冲,在共振区中通过脉冲将自旋激励到特定的形状。根据所测量的流体流动的总体方向选择特定的形状。例如,如果流动是所需测量的重要分量,则构造在流速测量中所使用的NMR工具以确定一薄的且长的圆柱形共振区。圆柱形共振区基本不受垂直位移(比如录井钻柱114的垂直运动)的影响,而同时对径向运动特别敏感。例如,应用类似于在Numar公司的MRLL工具中使用的B0的非对称梯度设计可以产生它。
在另一方面,如果垂直位移是重要的因素,则可以将NMR工具构造成提供基本为扁平的环面形状(类似于扁平环形圈饼)的共振区。扁平的环面形状共振区对垂直位移特别敏感,例如,通过应用Jasper~Jackson鞍点设计并调整在鞍点处的拉莫尔频率之上的工作频率可以产生这种共振区(参见US4,350,955)。在径向和垂直位移都是重要参数时,可以使用两个NMR工具比如附图1的工具104和108。在这种情况下,NMR工具104可以被构造成形成圆柱形共振区,而NMR工具108可以被构造成形成扁平的环面共振区。此外,如果存在梯度B1磁场,则在共振时也可以利用鞍点形B0。
除了从损失系数λi中确定流速v之外,也可以通过分析在频域或时域中的回波形状确定流速。或者,可以利用如下的事实来获取运动的特征并进一步增强分辨率:流动可以使回波的相位在(常规的NMR“旋转”坐标系的)x-y平面中平移。因此仅通过在频域或时域中对所记录的回波相位的定量分析可以唯一地确定校正矢量λ^(v),而不要求知道T2的分布。在单调梯度G的情况下,通过对回波形状的定性分析可以获得关于流动方向的信息。
如上文所描述,附图1所示为包括两个NMR工具104和108的NMR录井设备100的一种实施例,NMR工具104和108中的每个都被构造成测量流速的不同的方面。由于NMR工具104被构造成测量径向位移,因此通过共振线118示出了它的共振区,而共振线120说明了NMR工具108的垂直取向的共振区(注意流动线116流经共振线118和120)。此外,使用封隔器来产生特定的流路。例如,附图1所示为在井眼110的隔离部分中在封隔器102和106之间的NMR工具104。封隔器102和106分别利用膨胀部件122和124来有效地密封一部分井眼。然后,NMR工具104通过使流体经过流体入口通道从井眼流入工具本身来产生流体流动。这在隔离区域中产生了局部压力变化,这种压力变化在地层中产生流体流动(如在附图1中的流线116所示)。
附图2a,2b,3a和3b所示为结合附图1的NMR工具或其他的NMR工具结构根据本发明的原理可以用于测量流速的NMR工具部件的实施例。附图2a,2b,3a和3b的NMR工具部件以及在附图4中所示的NMR工具部件包括在靠在井眼的壁上时提供压力测量的能力(与在附图1中所示的设备相反,该设备必须通过封隔器模块使它远离井眼壁)。此外,虽然在附图1中所示的设备的磁场为轴向对称,然而在附图2a,2b,3a,3b和4中所示的NMR工具部件的磁场不必轴向对称。
附图2a和2b说明了可以在NMR工具108、NMR工具504(下文描述)或没有示出的其它的NMR工具结构上使用的NMR工具垫200的一种实施例。垫200包括衬板202、密封元件204和压力监测探头206。此外,类似于附图1的共振线120的共振区208(但是与共振线120相反的是不轴向对称)说明了对沿着连接压力探头206(附图2a的)的假想线的运动的敏感度。如果与录井设备100一起使用,则垫200实际旋转90°以使共振区208与共振线120一致。此外,为了利用压力监测探头206,必须将垫200构造成能够将它靠着井眼壁放置(例如,参见在附图5中所示的NMR工具结构和下文相应的文字描述)并且在探头206和地层之间形成液压连通。
附图3a和3b所示为NMR工具垫300的另一实施例,该NMR垫300可以用于NMR工具108、NMR工具400和500(在下文中描述)或可将其构造成产生两个不同的共振区(即垂直的和水平的)的单个NMR工具(未示)中。垫300包括衬板302、密封元件304、测量压力方位梯度316的压力监测探头306、测量高度梯度322的压力监测探头312和将流体引入录井设备的流体入口通道314。此外,共振区308说明了对径向运动的敏感性,而共振区318说明了对垂直运动的敏感性。应该注意的是,由于压力传感器没有放置在地层中,因此没有测量压力降的径向分量。假设在水平面上地层是均质的,则径向渗透性分量基本类似于方位分量。因此,通过探头306获得方位测量提供了径向答案。
应该注意的是,根据本发明的原理,成形的共振区并不必要仅仅限制到圆柱体和扁平的圆环,上文所描述的工具仅仅是说明本发明如何应用于这种设备。例如,附图2a和3a的垫一般对在圆周方向上的运动,即在井孔内的钻柱的旋转,敏感。因此,本发明可以用于产生在一个方向上比任何其它方向更小的特定形状的共振区,并且更小的方向比较有利,因为它提供了基本不受在该方向上的运动影响的测量。例如,垂直的运动基本不影响薄的且长的圆柱形区。
附图4所示为根据本发明的原理可以使用的录井设备400的另一实施例。不使用单个的垫300来执行广泛的功能(因此增加了制造这种垫的复杂性和费用),在设备400例如结合附图2a的垫200使用时提供了一种变型方案。设备400包括压力监测探头402,404和406、另一NMR工具(未示)和用于取样地层流体的流体取样探头408,而不包括垫300的流体入口通道314(参见附图3a)。
设备400具有多种应用。首先,NMR探头402、404和406可用于获得在侵入区(即受钻井破坏的地层区)的小规模渗透性测量(在垂直和水平方向两个方向上)。第二,探头406和408可用于通过在探头(假设在探头406和408之间的间隔足够大)之间实施压力干扰测试来执行“更深的”渗透性测量。探头408可用于通过使流体流入探头产生压力脉冲。两个不同的渗透性测量的比较(即,小规模的或侵入区的测量以及“更深的”或原生油层)提供了关于地层不均匀性的信息。此外,如果例如从阵列电阻率测井中可得到损坏区的范围,则也可以确定“表层”的值。
本领域的人员可以理解的是虽然已经描述了三个特定的录井结构,但是还有用于实施本发明的原理的多个其它的组合。例如,在设备400上可以相对于探头402设置第五探头。在这种结构中,探头404,406和408可以具有在附图3a中的类型,而探头402和第五探头可以具有在附图2a中所示的类型。设备400将也具有使用在此所描述的NMR技术确定小规模渗透性的同时应用压力干扰测试测定渗透性的能力。
附图5所示为本发明的另一实施例的示意图,在该实施例中NMR录井设备500测量局部压力梯度以便可以测定参数比如渗透性和表层损坏。录井设备500包括NMR工具504和封隔器506和508。封隔器507和508如上文所描述地运行以在地球地层中产生特定的流路。NMR工具504包括压力传感器530和NMR工具垫534和536,每个NMR工具垫可以都类似于在上文中所描述的NMR工具垫。例如,NMR工具垫534可以用于在包围井眼510中的地层中形成共振区518。更重要的是,NMR工具504也包括将压力传感器530按压在井眼壁511上以便可以获得局部压力梯度测量的可移动弹簧532。
为确定表层损坏,探头534和536确定小规模渗透性(即损坏区的局部渗透性)。然后流体流进在封隔器模块506和508之间的区域以产生较大的压力脉冲,这破坏了泥饼密封。使用该压力脉冲执行在封隔器探头和位于封隔器区域之外的另一探头(未示)之间的干扰测试。本领域的普通的人员将会理解到在应用设备500时在破坏泥饼密封和干扰测试之前必须进行小规模NMR渗透性测量。此外,除了位于在封隔器506和508之间的压力计(未示)之外,还可以利用设备500测定表层和地层压力。
在测定地层压力时,利用封隔器模块506和508来隔离井眼的一部分。在没有泥浆滤液侵入地层(渗漏流体速度为零)时利用NMR504产生用于进行感测的共振壳层518。压力监测探头530感测在井眼的泥饼的其它侧面上的压力,而同时位于在封隔器之间的另一压力传感器(未示)监测在封隔器间隔中的压力。然后将流体引入或注入直到存在零流体速度状态,在这一速度点下在封隔器间隔中的压力应该与地层压力相同。
在存在均匀的梯度磁场时简化定量解析方法,因为在均匀的梯度G^中在位移矢量r^(t)和共振频率δω的变化之间的关系也是一个参数的函数:G^·r^=δω。因此,共振频率的每次变化对应于特定的位移,并且在回波I的时间I*te时的δωi能够与平均速度r/(I*te)相关。因此从标准NMR交换实验方面讲给定的回波串的每个回波I代表具有不同的“混合”时间(I*te)的实验。然而,通过一起使用所有的回波以抽取速度可以提高信号噪声比。例如,回波形状的分析(或回波谱f(ω))仅提供了关于总的自旋过去运动的地方的信息,但快速并且有效,因此需要少数几次实验。如果要求更多的信息,比如确定自旋正在运动的地方,则可以执行频率选择实验(一维或二维),但这种实验需要更多的测量时间并且要求多次实验。作为与前面所描述的NMR技术的变型,本发明的这种实施例要求根据它们的共振频率通过在施加激励脉冲之后或之前紧接着施加RF脉冲标记自旋。最简单的标记方法是产生与饱和模式相关的共振频率的饱和序列。然后通过将在两个不同的时间上的共振频率相关可以获得速度测量。
附图6a-6e所示为第I回波的二维交换频谱的不同的示意性实例。附图6a所示为在不存在位移和平移扩散的情况下的第I回波的二维分布602。附图6b所示为表示较强的扩散的影响(或饱和位移)的第I回波的二维分布604。附图6c所示为在具有给定的速度v的较低的磁场中发生的位移的结果的二维分布606。附图6d所示为由具有相同的速度但相反的方向的运动(即成为高磁场)产生的类似的二维分布608。最后,附图6e所示为将在附图6d中所示的速度加倍的结果(不管是否加倍速度(v)、“混合”时间(I*te)或回波数(2*I))结果都相同)。附图6a-6e所示为在本实施例中仅仅频移影响了流速的测定(如上文所描述相对于衰减幅值)。本领域的普通的人员将会理解到在附图6a-6e中所示的数据没有进行编码(即仅仅测量了回波形状),以曲线投影的形式而不是频谱出现,如在附图6e中的虚曲线612和614所示。如果需要的话对于每个附图6a-6d也可以产生类似的投影。
附图7所示为本发明用于测定流速的方法的流程图。在步骤702中,将工具放置在井眼中(主要取决于工具和所需的参数,步骤702可以作为钻井操作的一部分或者例如在需要局部梯度压力测量时与钻井操作分开执行)。在步骤704中以任何公知的方式感应流体以使其流动。例如,应用设备通过从井孔的顶部外部泵送或通过应用在录井工具本身上的泵送通道,如在附图3a中所示(即流体入口通道314)。
在步骤706中通过例如使用极化地层的一部分(即纵向磁化)的永磁体给地层施加较强的极化的静态磁场。然后在步骤708中根据磁场分布图B0和B1施加振动磁场以产生具有由所需的运动敏感性决定的特定形状的共振区。该振动磁场是给形成共振区的地层施加RF脉冲串的结果。根据所需的轴线灵敏度选择由RF信号的特定序列所确定的共振区的特定形状。例如,对于要求受到钻柱的垂直位移的影响最小的测量,可以产生薄的且长的圆柱形共振区。
所施加的RF脉冲序列激励在地层中产生自旋回波串的特定核自旋。在步骤710中测量通过振动磁场所产生的自旋回波。在步骤712中确定衰减系数(例如,如果没有运动则衰减损失系数为1)。最后,在步骤714中从衰减损失系数中导出流速。本领域的普通的人员将会理解到其它的参数比如渗透性要求的其它的步骤在附图7中没有示出(例如,为了确定渗透性,必须增加测量局部压力梯度的步骤)。
流速的共振频率变化的测量的一个优点是对于相同的条件共振频率测量提供比前文所述的衰减幅值实施例小得多的位移速度检测。然而,频率选择性分析(一维和二维两种情况)要求一种均匀的梯度磁场,该梯度磁场不要求回波形状和衰减分析。因此,在存在均匀梯度并且要求很厚的共振区的情况下,共振频率测量特别有利。此外,根据自由流体、束流、速度或具有岩面的流体相互作用可以分析位移扩展以提供关于地层和在其中存在的流体的附加信息。
先前所描述的流速的多个NMR测量方法依赖于较高的B0的梯度。因此,在需要进行鞍点测量的情况下这些测量技术没有用。鞍点工具可以用于测量流速,然而,存在脉冲幅值B1梯度。已有多种公知的技术用于施加磁场梯度以产生受激发的回波,然而,这些技术都要求在施加均匀的B1再聚焦脉冲和均匀的B1读取脉冲之后的不均匀的B1编码脉冲。将里面传到外面的NMR鞍点工具自然地产生所需的较强的不均匀B1磁场(从RF线圈),并且不能简单地实现基本均匀的B1磁场。
根据本发明再聚焦/读脉冲可以通过应用在附图8中所示的绝热方法以不均匀的B1磁场实现。例如,在编码脉冲802(它使在纵向和横向之间的自旋盘旋)之后,施加绝热再聚焦脉冲串(AFP)804以产生回波串。然后通过施加负编码脉冲806使回波串反绕以使脉冲串解码。然后,通过正好在施加检测序列810之前给共振区施加绝热快速半通道脉冲(AHP)808可以绝热地进行激励。
通过如下的方式可以实现检测序列810:给共振区中施加绝热快速半通道脉冲—在共振区之外以某一频率开始,改变再聚焦脉冲以使它扫过整个共振区,并停在共振频率上。可替换的是,B0磁场可以改变而不改变频率。此外,如果存在扩散,则通过施加具有多个再聚焦脉冲的多回波序列(比如再聚焦脉冲序列804)以在施加偶数再聚焦脉冲时产生本身能够抵消的相位误差可以抑制它的影响。为检测序列,可以应用单个的回波或多个回波串。通过施加绝热半通道脉冲以将自旋旋转到横平面通过绝热脉冲可以提供有效的激励。
测量流速的能力提供了其它优点。例如,NMR装置可以安装在钻柱内并在钻井操作的停顿的过程中操作以提供即时的反馈。一种可以确定的特别有用的参数是基于θ如下表示的达西(Darcy’)公式的渗透性的直接测量:
这里v表示渗漏速度,μ表示流体粘度,K表示渗透性(张量)和p是流体压力的局部值。在在此所提出的测量规模下在地球地层中,实质上通过两个独立的值kh和kv(即分别为水平分量和垂直分量)测定渗透性K。
通过应用上述的NMR测量确定局部流体流速,可以直接获得kh和kv的值(假设设置探头以测量局部压力梯度,比如在附图4和5中所示的结构)。例如,Kv=μvz/dp/dz。假设流体粘度μ已知,通过应用压力监测探头容易获得dp/dz,因为基于上述的NMR测量值中的一个测量值确定vz,所以可以确定Kv。如果假设渗透性在横平面中是各向同性的,则应用压力监测探头的压力梯度的方位测量值和流体速度的测量值(如上文所述)提供Kh(基于Kh=μvθrw/dp/dθ的导数)。一旦确定了Kh和Kv,在这种情况下也就在确定了原地的渗透性K。然而,应该指出的是,如上文所述,因为在钻井操作的过程中不能获得局部压力梯度测量(因为传感器探头必须放置靠着井眼壁),在钻井操作的过程也不能获得渗透性测量值。
应用本发明的流速测量可以确定的另一参数是钻井损坏的估计(即由于钻井操作引起的到地层中径向距离rd的渗透性的变化)。在流体流进井眼中时通过测定与地层的改变区相关的“表层”S或附加的压力降可以确定这种估计(由于这种估计也依赖于局部压力梯度的测量值,在钻井操作的过程中也不能执行它)。S的测定至少部分地基于原始地层和损坏地层的渗透性。因此,通过下式计算表层S:
这里rw是井眼半径,K∞和Kd分别是原始地层和损坏区的渗透性。因此,一旦例如通过阵列电阻率录井测定了rd,则可以构造损坏区的详细的深度分解模型并且可以测定表层的值。
也可以采用地层压力的测量,然而,在进行钻井时这种测量(如上文所解释)也不能使用。通过应用如上文所描述的速度测量原理可以测量地层压力,并且检测在地层流体处于静止(即不运动)时的状态。通过在监测所测量的速度的同时控制井眼压力可以实现这些。在所测量的速度为0时,在测试深度上的局部压力必须等于地层的压力(比如没有流体从井眼流入地层(即侵入)或从地层流入井眼)。在那种情况下应用常规的工具可以测定的泥浆压力是地层压力的精确测量。
应该承认的是确定零速度状态可能很难,因为在低速下分辨率降低。在那种情况下,在以离散步幅调整井眼压力的同时可以测量地层速度。可以对作为局部井眼压力函数的所测量的速度的曲线进行外推以测定在将要产生零速度的情况下的压力。虽然在压力速度关系中可以证明泥饼的导水率的非线性,但是仍然需要这种步骤,在该步骤中禁止将井压力减小到正好在地层压力之下。
为了在测量中容易控制、安全或精确的缘故,在希望调整在整个井眼的压力时,通过应用如上文所描述的在附图5中所示的原理可以确定局部地层压力。应用三个模块的录井设备可以实施测量地层压力的NMR实验,在这种录井设备中径向敏感NMR工具位于两个封隔器模块之间(如模块504、506和508所示)。封隔器模块506和508隔离了井眼510的一部分,并且NMR模块504可以包括抽空单元,该抽空单元给隔离区间注入流体和/或从隔离区间吸收流体以调整在井眼的隔离部分中的压力。常规的压力探头503也可以应用在直接测量砂层表面的界面(即在泥饼和地层之间的界面)的压力的封隔器间隔内以精确地测量泥饼的导水率。这种技术不适合于低渗透性地层,在这种低渗透性地层中在用于测试的时间周期中不可能获得稳定的压力条件。
泥饼本身的演变是另一重要的参数,根据上文所描述的速度的NMR测量可以确定这个参数。重要的是要能够确定泥浆滤液进入地层(即侵入)的损失率,它是所使用的泥浆体系的总体质量的精确指示。通过在与井眼同心的圆柱形表面上对流体流动测量的积分可以确定泥浆渗漏速率。只要附近存在稳态条件该结果就是侵入流体的容积通量的直接测量(例如,泥浆滤液侵入地层的速率应该基本恒定)。因此,这个参数也不能在进行钻井的同时测定。
Claims (33)
1.一种利用至少一个核磁共振工具确定流体在地球地层中的流速的方法,所述核磁共振工具放置在所述地层中的井眼中且产生静态磁场以及测量所感应的磁信号,所述方法包括:
感应所述流体以使其流动;
把源于所述核磁共振工具的静态磁场施加到地层空间中,所述静态磁场对受到所述静态磁场影响的地层的一部分进行极化;
将一振动磁场施加到所极化部分的一个特定部分以感应产生可测量的信号,根据磁场分布B0和B1施加所述振动磁场以在所述地层中形成具有对应于所需的灵敏度的特定形状的共振区;
测量所感应的信号;
从所测量的感应信号中确定衰减损失系数;以及
基于所确定的衰减损失系数导出流速。
2.权利要求1所述的方法,其中所需的灵敏度对应于径向流动,并且形状是薄且长的圆柱壳形。
3.权利要求1所述的方法,其中所需的灵敏度对应于垂直流动,并且共振区是扁平的环形区。
4.权利要求1所述的方法,其中所述具有特定形状的共振区对圆周运动敏感。
5.权利要求1所述的方法,其中测量所感应的信号包括:
测量所感应的信号的振幅。
6.权利要求1所述的方法,其中从自旋回波中产生所感应的信号,每个自旋回波具有回波形状和相位,通过在时域中定量分析回波形状和回波相位来确定衰减损失系数。
7.权利要求1所述的方法,其中从自旋回波产生所感应的信号,每个自旋回波具有回波形状和相位,通过在频域中定量分析回波形状和回波相位来确定衰减损失系数。
8.权利要求1所述的方法,其中从自旋回波产生所感应的信号,每个自旋回波具有回波形状和相位,所述方法进一步包括:
通过在频域中定量分析回波形状确定流动方向。
9.权利要求1所述的方法,其中从自旋回波产生所感应的信号,每个自旋回波具有回波形状和相位,所述方法进一步包括:
通过在时域中定量分析回波形状确定流动方向。
10.权利要求1所述的方法,其中共振区是鞍点形状。
11.权利要求1所述的方法,其中所需的灵敏度包括径向流动和垂直流动,并且施加振动磁场包括:
通过第一核磁共振工具施加第一振动磁场,根据特定的磁场分布B0和B1施加所述第一振动磁场以在所极化部分的第一特定部分中形成具有薄且长的圆柱壳形的共振区,以感应产生对径向流动敏感的可测量的信号;以及
通过第二核磁共振工具施加第二振动磁场,根据特定的磁场分布B0和B1施加所述第二振动磁场以在极化部分的第二特定部分中形成具有扁平的环形的共振区,以感应产生对垂直流动敏感的可测量的信号。
12.权利要求11所述的方法,其中第一和第二核磁共振工具包括在钻井柱内,并且在钻探井眼的同时进行流速的核磁共振测量。
13.权利要求11所述的方法,进一步包括:
进行局部压力梯度测量;
从由第一核磁共振工具所感应的可测量信号导出流速的水平分量;
从由第二核磁共振工具所感应的可测量信号导出流速的垂直分量;
从水平分量、垂直分量和局部压力梯度测量值导出渗透性的测量值。
14.权利要求1所述的方法,其中所述核磁共振工具被包括在钻井柱内,并且在钻探井眼的同时进行流速的核磁共振测量。
15.权利要求1所述的方法,进一步包括将扩散与所感应的流体流动区别开。
16.权利要求1所述的方法,其中施加振动磁场包括:
施加一个再聚焦脉冲序列,该再聚焦脉冲序列用于感应要产生的自旋回波,所述自旋回波对应于可测量的信号。
17.权利要求16所述的方法,其中根据CPMG脉冲序列施加再聚焦脉冲序列。
18.一种利用核磁共振技术在地球地层中的井眼中测量流速的装置,所述装置包括:
第一核磁共振工具,所述第一核磁共振工具提供第一静态磁场以对受到所述第一静态磁场影响的地层的第一部分进行极化,并给所极化部分的一个特定部分提供第一振动磁场以感应产生可测量的信号,根据特定磁场分布B0和B1提供所述第一振动磁场以产生具有对应于所需的灵敏度的特定形状的第一共振区,所述第一核磁共振工具包括用于测量所感应的信号的第一测量电路;
从所测量的感应信号中确定衰减损失系数的电路;以及
从所确定的衰减损失系数中导出流速的电路。
19.权利要求18所述的装置,其中第一核磁共振工具被构造成使第一共振区呈薄且长的圆柱壳形。
20.权利要求18所述的装置,其中第一核磁共振工具被构造成使第一共振区为一个扁平的环形区。
21.权利要求18所述的装置,其中第一核磁共振工具被构造成使第一共振区为鞍点形。
22.权利要求18所述的装置,其中第一测量电路测量所感应信号的幅值。
23.权利要求18所述的装置,其中从自旋回波中产生所感应的信号,每个回波具有回波形状和相位,并且所述用于确定衰减损失系数的电路在时域中分析回波形状和回波相位以确定衰减损失系数。
24.权利要求18所述的装置,其中从自旋回波中产生所感应的信号,每个回波具有回波形状和相位,并且所述用于确定衰减损失系数的电路在频域中分析回波形状和回波相位以确定衰减损失系数。
25.权利要求18所述的装置,其中从自旋回波中产生所感应的信号,每个回波具有回波形状和相位,所述装置进一步包括用于通过在频域中分析回波形状以确定流动方向的电路。
26.权利要求18所述的装置,其中从自旋回波中产生所感应的信号,每个回波具有回波形状和相位,所述装置进一步包括用于通过在时域中分析回波形状以确定流动方向的电路。
27.权利要求18所述的装置,其中所述用于导出流速的电路还把扩散与感应的流体流动区分开。
28.权利要求19所述的装置,进一步包括:
第二核磁共振工具,所述第二核磁共振工具提供第二静态磁场以对受到所述第二静态磁场影响的地层的第二部分进行极化,并给所极化部分的特定部分提供第二振动磁场以在第二特定的部分中感应产生可测量的信号,根据特定磁场分布B0和B1提供所述第二振动磁场以产生具有对应于不同于第一核磁共振工具的灵敏度的所需的灵敏度的特定形状的第二共振区,所述第二核磁共振工具包括用于测量在第二特定的部分中所感应的信号的第二测量电路。
29.权利要求28所述的装置,其中第一和第二核磁共振工具被包括在钻柱内,并且可以在钻探井眼的同时进行流速的核磁共振测量。
30.权利要求28所述的装置,其中第一和第二核磁共振工具连接在井眼内的钻柱上,所述装置进一步包括:
连接到钻柱的第一和第二封隔器模块,所述第一核磁共振工具位于在第一和第二封隔器模块之间的钻柱上。
31.权利要求28所述的装置,其中第一和第二核磁共振工具连接到在井眼内的钻柱,所述装置进一步包括:
第一和第二封隔器模块,所述第一和第二封隔器模块安装在钻柱上以使第一核磁共振工具安装在第一和第二封隔器模块之间;以及
能够测量在地层和泥饼之间的界面上的压力的压力测量探头,所述压力测量探头安装在第一和第二封隔器模块之间的钻柱上。
32.权利要求31所述的装置,其中所述用于从所确定的衰减损失系数中导出流速的电路,从由第一核磁共振工具所感应的可测量信号中导出流速的水平分量,和从由第二核磁共振工具所感应的可测量信号中导出流速的垂直分量,所述装置进一步包括:
从水平分量、水平分量和来自压力测量探头的局部梯度压力测量值中导出渗透性的测量值的电路。
33.权利要求18所述的装置,其中所述核磁共振工具被包括在钻柱中,并且在进行井眼钻探时可以进行流速的核磁共振测量。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/951,914 US6528995B1 (en) | 2001-09-10 | 2001-09-10 | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same |
US09/951914 | 2001-09-10 |
Related Child Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN2007101622346A Division CN101126816B (zh) | 2001-09-10 | 2002-09-10 | 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 |
CNB2005100672160A Division CN100357764C (zh) | 2001-09-10 | 2002-09-10 | 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN1407351A CN1407351A (zh) | 2003-04-02 |
CN1235061C true CN1235061C (zh) | 2006-01-04 |
Family
ID=25492321
Family Applications (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN02131591.4A Expired - Fee Related CN1235061C (zh) | 2001-09-10 | 2002-09-10 | 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 |
CNB2005100672160A Expired - Fee Related CN100357764C (zh) | 2001-09-10 | 2002-09-10 | 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 |
CN2007101622346A Expired - Fee Related CN101126816B (zh) | 2001-09-10 | 2002-09-10 | 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 |
Family Applications After (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CNB2005100672160A Expired - Fee Related CN100357764C (zh) | 2001-09-10 | 2002-09-10 | 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 |
CN2007101622346A Expired - Fee Related CN101126816B (zh) | 2001-09-10 | 2002-09-10 | 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (6) | US6528995B1 (zh) |
CN (3) | CN1235061C (zh) |
AU (1) | AU2002300756B2 (zh) |
CA (1) | CA2401940C (zh) |
GB (1) | GB2384315B (zh) |
MX (1) | MXPA02008715A (zh) |
NO (1) | NO323315B1 (zh) |
Families Citing this family (74)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6492809B1 (en) * | 1998-12-04 | 2002-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Preconditioning spins near a nuclear magnetic resonance region |
US6566874B1 (en) * | 1998-07-30 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on nuclear magnetic resonance measurements |
US6518756B1 (en) * | 2001-06-14 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
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 |
US6774628B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance imaging using phase encoding with non-linear gradient fields |
FR2838120B1 (fr) | 2002-04-04 | 2004-06-11 | Chryso Sas | Compositions de cure de mortiers ou betons assurant la retention d'eau(pendant la prise) et procede de mise en oeuvre |
US6714009B2 (en) * | 2002-05-16 | 2004-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method for the inversion of CPMG measurements enhanced by often repeated short wait time measurements |
US6765380B2 (en) * | 2002-05-23 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining wettability of an oil reservoir using borehole NMR measurements |
FR2840298B1 (fr) * | 2002-05-30 | 2005-04-08 | Chryso Sas | Composition de traitement de surfaces de mortiers ou betons frais assurant simultanement retention d'eau et capacite d'adhesion renforcee |
US6937013B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | NMR tool for making formation evaluation measurements using gradient echoes |
US6956370B2 (en) * | 2002-10-04 | 2005-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing ringing in NMR measurements by combining NMR signals having a spin echo and spurious signal component |
US6856132B2 (en) * | 2002-11-08 | 2005-02-15 | Shell Oil Company | Method and apparatus for subterranean formation flow imaging |
US6808028B2 (en) * | 2002-12-03 | 2004-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus utilizing NMR measurements to gather information on a property of the earth formation surrounding a wellbore |
US6954066B2 (en) * | 2003-04-01 | 2005-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abnormal pressure determination using nuclear magnetic resonance logging |
US7463027B2 (en) * | 2003-05-02 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for deep-looking NMR logging |
US6897652B2 (en) * | 2003-06-19 | 2005-05-24 | Shell Oil Company | NMR flow measurement while drilling |
US6958604B2 (en) * | 2003-06-23 | 2005-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for J-edit nuclear magnetic resonance measurement |
US6933719B2 (en) * | 2003-07-03 | 2005-08-23 | Exxonmobil Research And Engineering Co. | Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR |
GB2405935A (en) * | 2003-09-10 | 2005-03-16 | Rolls Royce Plc | NMR methods of measuring fluid flow rates |
CA2828175A1 (en) | 2003-10-03 | 2005-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for t1-based logging |
US7180288B2 (en) * | 2004-11-10 | 2007-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole NMR flow and formation characterization while sampling fluids |
US7372263B2 (en) * | 2005-11-23 | 2008-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for measuring cased hole fluid flow with NMR |
US7528600B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for downhole time-of-flight sensing, remote NMR detection of fluid flow in rock formations |
US7486070B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Devices, systems and methods for assessing porous media properties |
US7459907B2 (en) * | 2006-12-28 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Flow measurement using NMR |
BRPI0819090A2 (pt) * | 2007-10-12 | 2015-04-22 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para determinar propriedades do material dentro de uma parte de um fluido, e dentro de uma parte de uma formação subterrânea, e para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea |
WO2009058980A2 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Schlumberger Canada Limited | Formation testing and evaluation using localized injection |
US7804297B2 (en) * | 2008-01-30 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Methodology for interpretation and analysis of NMR distributions |
US8330460B2 (en) * | 2008-01-30 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining multiscale similarity between NMR measurements and a reference well log |
US8297354B2 (en) | 2008-04-15 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method for determining formation parameter |
WO2009129289A2 (en) | 2008-04-15 | 2009-10-22 | Schlumberger Canada Limited | Formation treatment evaluation |
US7746069B2 (en) * | 2008-05-21 | 2010-06-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining a radial profile of a formation parameter indicative of formation treatment efficiency |
EP2313610B1 (en) | 2008-07-14 | 2012-10-17 | Schlumberger Technology B.V. | Formation evaluation instrument and method |
US7675287B2 (en) * | 2008-07-29 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating formation skin damage from nuclear magnetic resonance measurements |
US9176252B2 (en) * | 2009-01-19 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating petrophysical parameters and invasion profile using joint induction and pressure data inversion approach |
US8330459B2 (en) * | 2009-05-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for NMR measurements in small boreholes |
US8471560B2 (en) * | 2009-09-18 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Measurements in non-invaded formations |
US8860412B2 (en) * | 2010-08-31 | 2014-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for measuring NMR characteristics in production logging |
US9507047B1 (en) | 2011-05-10 | 2016-11-29 | Ingrain, Inc. | Method and system for integrating logging tool data and digital rock physics to estimate rock formation properties |
EP2795343A4 (en) * | 2011-11-23 | 2015-08-19 | Jutta Gaguen | METHOD AND SYSTEM FOR MEASURING THE RELATIVE SPEED BETWEEN A VEHICLE AND THE SURROUNDING ATMOSPHERE |
US20130181706A1 (en) * | 2012-01-18 | 2013-07-18 | Baker Hughes Incorporated | System and method to estimate a property of a fluid flow |
WO2013119222A2 (en) * | 2012-02-08 | 2013-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nuclear magnetic resonance logging tool having multiple pad-mounted atomic magnetometers |
US10370965B2 (en) | 2012-02-13 | 2019-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining a permeability or mobility of a radial flow response of a reservoir |
US9465133B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole differentiation of light oil and oil-based filtrates by NMR with oleophilic nanoparticles |
WO2014133537A1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole differentiation of light oil and oil-based filtrates by nmr with oleophilic nanoparticles |
US10174569B2 (en) | 2013-06-20 | 2019-01-08 | Aspect International (2015) Private Limited | NMR/MRI-based integrated system for analyzing and treating of a drilling mud for drilling mud recycling process and methods thereof |
US9494503B2 (en) | 2013-11-06 | 2016-11-15 | Aspect Imaging Ltd. | Inline rheology/viscosity, density, and flow rate measurement |
US10197696B2 (en) * | 2013-11-15 | 2019-02-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | NMR logging interpretation of solid invasion |
US10060842B2 (en) | 2013-12-24 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole viscosity sensor with smart fluid |
US9891300B2 (en) | 2014-08-21 | 2018-02-13 | University Of Virginia Patent Foundation | Method and apparatus for acquiring magnetic resonance data |
US20170336489A1 (en) * | 2014-11-03 | 2017-11-23 | Aspect Imaging Ltd. | Mri method for measuring velocity profiles in drilling mud |
EP3215863B1 (en) * | 2014-11-07 | 2020-12-09 | Koninklijke Philips N.V. | Method and system for generating mr images of a moving object in its environment |
US10338267B2 (en) * | 2014-12-19 | 2019-07-02 | Schlumberger Technology Corporation | Formation properties from time-dependent nuclear magnetic resonance (NMR) measurements |
WO2016116926A1 (en) | 2015-01-19 | 2016-07-28 | Aspect International (2015) Private Limited | Nmr-based systems for crude oil enhancement and methods thereof |
CN106053299B (zh) | 2015-04-12 | 2020-10-30 | 艾斯拜克特Ai有限公司 | 非圆形横截面管道中的流体的nmr成像 |
CN106324010A (zh) | 2015-07-02 | 2017-01-11 | 艾斯拜克特Ai有限公司 | 使用mr设备对在管道中流动的流体的分析 |
CN106324009B (zh) * | 2015-07-06 | 2018-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 岩心驱替实验设备和实验方法 |
US10466381B2 (en) * | 2015-12-28 | 2019-11-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | NMR logging in formation with micro-porosity by using first echoes from multiple measurements |
US10900303B2 (en) * | 2016-03-31 | 2021-01-26 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Magnetic gradient drilling |
US10655996B2 (en) | 2016-04-12 | 2020-05-19 | Aspect Imaging Ltd. | System and method for measuring velocity profiles |
CN106153662A (zh) * | 2016-06-17 | 2016-11-23 | 北京大学 | 岩心应力敏感性的测量方法 |
AU2017288054A1 (en) * | 2016-07-01 | 2019-01-17 | Nmr Services Australia | Downhole diffusion coefficient measurement |
CN107064838B (zh) * | 2017-04-25 | 2023-04-28 | 北京青檬艾柯科技有限公司 | 一种能够形成变梯度静磁场的磁体***结构及测量方法 |
CN107525819A (zh) * | 2017-07-17 | 2017-12-29 | 中国石油大学(北京) | 核磁共振流体分析仪探头以及核磁共振流体分析仪 |
CN108254588B (zh) * | 2018-01-11 | 2020-06-09 | 中国石油大学(北京) | 核磁共振测量流体流速的方法与装置 |
CN108414560B (zh) * | 2018-03-06 | 2020-07-07 | 中国石油大学(华东) | 一种核磁-驱替联用装置评价致密油充注过程的方法 |
CN108918573A (zh) * | 2018-08-23 | 2018-11-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油水两相流组分含量测量方法及*** |
CN109001243B (zh) * | 2018-08-30 | 2020-06-30 | 中国地质大学(北京) | 一种采用低场核磁共振评价煤的动态水锁效应的方法与装置 |
US10562541B1 (en) * | 2018-11-15 | 2020-02-18 | GM Global Technology Operations LLC | Contextual autonomous vehicle support through speech interaction |
CN109597134B (zh) * | 2019-01-28 | 2020-02-18 | 吉林大学 | 基于绝热脉冲激发源的核磁共振地下水探测装置及其方法 |
CN110761782B (zh) * | 2019-11-13 | 2024-02-09 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种用于地质导向的方位随钻核磁共振测井装置 |
CN111637962B (zh) * | 2020-06-05 | 2021-04-20 | 无锡鸣石峻致医疗科技有限公司 | 一种剪切波衰减系数测量方法与*** |
US12044124B2 (en) | 2021-02-05 | 2024-07-23 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for real-time hole cleaning using a graphical user interface and user selections |
US12037857B2 (en) | 2021-11-30 | 2024-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for determining hole cleaning efficiency based on wellbore segment lengths |
Family Cites Families (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US4532473A (en) | 1983-05-18 | 1985-07-30 | General Electric Company | NMR method for measuring and imaging fluid flow |
GB9021257D0 (en) * | 1990-09-29 | 1990-11-14 | Guilfoyle David N | Method and apparatus for measuring the flow of a fluid through porous media by echo planar imaging |
US5212447A (en) * | 1990-12-03 | 1993-05-18 | Numar Corporation | Apparatus and technique for nmr diffusion measurement |
US5387865A (en) * | 1991-09-20 | 1995-02-07 | Exxon Research And Engineering Company | Permeability determination from NMR relaxation measurements for fluids in porous media |
US5289124A (en) * | 1991-09-20 | 1994-02-22 | Exxon Research And Engineering Company | Permeability determination from NMR relaxation measurements for fluids in porous media |
US5629623A (en) * | 1992-07-30 | 1997-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling |
US5705927A (en) | 1992-07-30 | 1998-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling including a shortened or truncated CPMG sequence |
US5428291A (en) | 1993-07-01 | 1995-06-27 | Exxon Research And Engineering Company | Determination of fluid transport properties in porous media by nuclear magnetic resonance measurements of fluid flow |
US6133795A (en) * | 1994-06-24 | 2000-10-17 | Williams; Roscoe Charles | Oscillator circuit |
AU711508B2 (en) * | 1995-03-23 | 1999-10-14 | Schlumberger Technology B.V. | Nuclear magnetic resonance borehole logging apparatus and method |
US5698979A (en) * | 1996-02-23 | 1997-12-16 | Western Atlas International, Inc. | Method for NMR diffusion measurement |
US5769252A (en) * | 1996-12-05 | 1998-06-23 | Volpe And Koenig, P.C. | Container closure which converts from a child resistant to a non-child resistant configuration |
US6255817B1 (en) * | 1997-06-23 | 2001-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution |
US6268727B1 (en) * | 1997-06-24 | 2001-07-31 | Southwest Research Institute | Measurement of flow fractions flow velocities and flow rates of a multiphase fluid using ESR sensing |
US6166543A (en) * | 1997-09-25 | 2000-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring nuclear magnetic resonance |
US6140816A (en) * | 1997-12-12 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining the permeability of sedimentary strata |
US6111408A (en) | 1997-12-23 | 2000-08-29 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques for downhole measurements |
US6237404B1 (en) * | 1998-02-27 | 2001-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for determining a drilling mode to optimize formation evaluation measurements |
US7501817B1 (en) * | 1998-03-03 | 2009-03-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for generating an axisymmetric magnetic field |
US6291995B1 (en) * | 1998-03-03 | 2001-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for generating a pulse sequence |
US6246236B1 (en) * | 1998-03-03 | 2001-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining a nuclear magnetic resonance measurement while drilling |
US6232778B1 (en) * | 1998-06-11 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for obtaining NMR bound fluid volume using partial polarization |
US6326784B1 (en) * | 1998-11-05 | 2001-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution using gradient coils |
US6566874B1 (en) * | 1998-07-30 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on nuclear magnetic resonance measurements |
US6492809B1 (en) * | 1998-12-04 | 2002-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Preconditioning spins near a nuclear magnetic resonance region |
US6346813B1 (en) * | 1998-08-13 | 2002-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface formations |
US6107796A (en) * | 1998-08-17 | 2000-08-22 | Numar Corporation | Method and apparatus for differentiating oil based mud filtrate from connate oil |
US6570381B1 (en) * | 1999-03-25 | 2003-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance well logging method and apparatus |
US6297632B1 (en) * | 1999-07-19 | 2001-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on spin echoes obtained with nuclear magnetic resonance measurements |
US6400149B1 (en) * | 2001-05-24 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance apparatus and method for generating an axisymmetric magnetic field having straight contour lines in the resonance region |
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 |
US6518757B1 (en) * | 2002-03-08 | 2003-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Use of CPMG sequences with phase cycled refocusing pulses in inside-out NMR for phase encoded imaging and to eliminate coherent ringing within one scan |
-
2001
- 2001-09-10 US US09/951,914 patent/US6528995B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-08-27 AU AU2002300756A patent/AU2002300756B2/en not_active Ceased
- 2002-08-29 GB GB0220004A patent/GB2384315B/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-06 MX MXPA02008715A patent/MXPA02008715A/es active IP Right Grant
- 2002-09-09 NO NO20024297A patent/NO323315B1/no not_active IP Right Cessation
- 2002-09-09 CA CA002401940A patent/CA2401940C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-10 CN CN02131591.4A patent/CN1235061C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-10 CN CNB2005100672160A patent/CN100357764C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-10 CN CN2007101622346A patent/CN101126816B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-12 US US10/242,111 patent/US6710596B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-12 US US10/242,593 patent/US6518758B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-12 US US10/242,592 patent/US6531869B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-12 US US10/242,588 patent/US6642715B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-12 US US10/241,965 patent/US6538438B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101126816B (zh) | 2011-04-20 |
US6531869B1 (en) | 2003-03-11 |
US6518758B1 (en) | 2003-02-11 |
CA2401940A1 (en) | 2003-03-10 |
US20030052674A1 (en) | 2003-03-20 |
NO20024297D0 (no) | 2002-09-09 |
GB2384315B (en) | 2006-03-22 |
AU2002300756B2 (en) | 2004-12-02 |
US6642715B2 (en) | 2003-11-04 |
US20030052673A1 (en) | 2003-03-20 |
CN1407351A (zh) | 2003-04-02 |
NO20024297L (no) | 2003-03-11 |
CN101126816A (zh) | 2008-02-20 |
CN1673777A (zh) | 2005-09-28 |
GB0220004D0 (en) | 2002-10-09 |
US20030052672A1 (en) | 2003-03-20 |
CN100357764C (zh) | 2007-12-26 |
US6710596B2 (en) | 2004-03-23 |
GB2384315A (en) | 2003-07-23 |
NO323315B1 (no) | 2007-03-12 |
MXPA02008715A (es) | 2004-03-26 |
US6538438B1 (en) | 2003-03-25 |
US6528995B1 (en) | 2003-03-04 |
CA2401940C (en) | 2007-05-15 |
US20030052675A1 (en) | 2003-03-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN1235061C (zh) | 应用核磁共振在井眼中测量流速的方法和装置及其应用 | |
EP1625422B1 (en) | Formation-based interpretation of nmr data for carbonate reservoirs | |
US7486070B2 (en) | Devices, systems and methods for assessing porous media properties | |
US7746069B2 (en) | Method of determining a radial profile of a formation parameter indicative of formation treatment efficiency | |
CN1484044A (zh) | 通过比较不同勘测深度处的核磁共振响应来探测烃的方法 | |
CA2562217C (en) | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using nmr and applications using same | |
AU2005200131B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
AU2005200133B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
AU2005200135B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
AU2005200130B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
AU2005200132B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
GB2403545A (en) | Measuring Formation Pressure of an Earth Formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20060104 Termination date: 20170910 |