DE69629377T2

DE69629377T2 - Nmr anordnung und verfahren zur formationsbewertung mittels bohrlochdiffusions- und relaxationsmessungen

Info

Publication number: DE69629377T2
Application number: DE69629377T
Authority: DE
Inventors: R. George COATES; Duncan Mardon; L. Daniel MILLER
Original assignee: Numar Corp
Current assignee: Numar Corp
Priority date: 1995-06-26
Filing date: 1996-06-20
Publication date: 2004-06-09
Anticipated expiration: 2016-06-21
Also published as: EP0835463A1; CN1193387A; DE69629377D1; WO1997001772A1; CA2226010A1; US5696448A; EP0835463B1; EP0835463A4; MX9800087A; CA2226010C; CN1132019C

Description

GEBIET DER ERFINDUNG
Die vorliegende Erfindung betrifft Systeme zum Erhalten von quantitativen und qualitativen Messungen einer geologischen Struktur unter Verwendung von magnetischen Kernresonanz-Techniken (NMR-Techniken). Insbesondere betrifft diese Erfindung ein effizientes NMR-Bohrlochmeßsystem und ein Verfahren zum Erhalten von Informationen, die sich auf eine geologische Struktur beziehen, auf der Basis von Relaxations- und Diffusionseigenschaften unterschiedlicher Fluida innerhalb der Struktur.
HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Petrophysikalische Parameter einer geologischen Formation, die typischerweise dazu verwendet werden, zu bestimmen, ob die Formation wirtschaftliche Mengen von Kohlenwasserstoffen liefert, umfassen die Formationsporosität ϕ, die Fluidsättigung, das Volumen der Formation und ihre Permeabilität K. Die Formationsporosität ist das Porenvolumen pro Einheitsvolumen der Formation; sie ist der Anteil des gesamten Volumens einer Probe, die von Poren oder Hohlräumen eingenommen wird. Die Sättigung S einer Formation ist der Anteil ihres Porenvolumens, das von dem Fluid, das von Interesse ist, eingenommen wird. Somit ist die Wassersättigung S_W der Anteil des Porenvolumens; das Wasser enthält. Die Wassersättigung einer Formation kann von 100 zu einem kleinen Wert variieren, der durch Öl nicht verdrängt werden kann, und wird als die irreduzible Wassersättigung S_Wirr bezeichnet. Für praktische Zwecke kann angenommen werden, daß die Öl- oder Kohlenwasserstoffsättigung der Formation S_o gleich S_o = 1 – S_W ist. Offensichtlich ist, falls der Porenraum der Formation vollständig mit Wasser gefüllt ist, d. h. falls S_W = 1 ist, eine derartige Formation ohne Interesse für die Zwecke der Suche nach Öl. Andererseits wird die Formation, falls für sie S_Wirr gilt, alle Kohlenwasserstoffe und kein Wasser liefern. Schließlich ist die Permeabilität K einer Formation ein Maß für die Leichtigkeit, mit der Fluida durch die Formation fließen können, d. h. ihres Lieferungsvermögens.
Das NMR-Bohrlochmessen ist eines der wichtigsten Verfahren, das in der Vergangenheit entwickelt wurde, um diese und andere geologischen Formationsparameter, die von Interesse sind, zu bestimmen. Das NMR-Bohrlochmeßverfahren beruht auf der Beobachtung, daß, wenn eine Anordnung von magnetischen Momenten, wie denjenigen von Wasserstoffkernen, einem statischen Magnetfeld ausgesetzt wird, sie dazu neigt, sich entlang der Richtung des Magnetfelds auszurichten, was zu einer Massenmagnetisierung führt. Die Rate, mit der ein Gleichgewicht bei einer solchen Massenmagnetisierung bei Vorsehen eines statischen Magnetfelds erreicht wird, ist durch den Parameter T1 gekennzeichnet, der als Spin-Gitter-Relaxationszeit bekannt ist. Ein weiterer verwandter und häufig verwendeter NMR-Bohrlochmeßparameter ist die sogenannte Spin-Spin-Relaxationszeitkonstante T2 (auch als transversale Relaxationszeit bekannt), die aufgrund der Nichthomogenitäten in dem örtlichen Magnetfeld über dem Abtastvolumen des Bohrlochwerkmeßzeugs mit der Relaxation in Beziehung steht.
Ein weiterer Meßparameter, der bei NMR-Bohrlochmessungen verwendet wird, ist die Formationsdiffusion D. Im allgemeinen bezieht sich Diffusion auf die Bewegung von Atomen in einem gasförmigen oder flüssigen Zustand aufgrund ihrer Wärmeenergie: Der Diffusionsparameter D hängt von der Porengröße der Formation ab und ist als separater Permeabilitätsindikator vielversprechend. Bei einem gleichmäßigen Magnetfeld hat die Diffusion eine geringe Wirkung auf die Zerfallsrate der gemessenen NMR-Echos. Bei einem Gradientenmagnetfeld bewirkt die Diffusion jedoch, daß sich Atome von ihren ursprünglichen Positionen zu neuen Positionen bewegen, wobei die Bewegungen auch bewirken, daß diese Atome unterschiedliche Phasenverschiebungen im Vergleich zu Atomen, die sich nicht bewegt haben, erfahren und so einen Beitrag zu einer schnelleren Relaxationsrate leisten. Deshalb ist eine Gradientenmagnetfelddiffusion ein Bohrlochmeßparameter, der unabhängige Informationen über die Struktur der geologischen Formation, die von Interesse ist, und die Eigenschaften der Fluida in diesen und über ihre Wechselwirkung liefern kann.
Es wurde beobachtet, daß die Mechanismen, die die Werte von T1, T2 und D bestimmen, von den molekularen Dynamik der Probe, die getestet wird, abhängen. Bei Massenvolumenflüssigkeiten, die typischerweise in großen Poren der Formation gefunden werden, ist die molekulare Dynamik eine Funktion der molekularen Größe und intermolekularen Wechselwirkungen, die für jedes Fluid unterschiedlich sind. So haben Wasser und verschiedene Arten von Öl jeweils unterschiedliche T1-, T2- und D-Werte. Andererseits unterscheidet sich die molekulare Dynamik in einem heterogenen Medium wie einem porösen Feststoff, der Flüssigkeit in seinen Poren enthält, signifikant von der Dynamik der Massenflüssigkeit und hängt im allgemeinen von dem Mechanismus der Wechselwirkung zwischen der Flüssigkeit und den Poren des festen Mediums ab. Es ist so offensichtlich werden, daß eine korrekte Interpretation der Messungsparameter T1, T2 und D wertvolle Informationen bezüglich der Arten der betreffenden Fluida, der Struktur der Formation und anderer Bohrlochmeßparameter, die von Interesse sind, liefern kann.
Literaturstellen des Stands der Technik zeigen, daß die scheinbare Relaxationsrate, die bei den Spätechos beobachtet wird, die Poren- und Fluideigenschaften widerspiegeln, die mit Poren verbunden sind, die für die Förderung am geeignetsten sind, die allgemein als freier Fluidraum bezeichnet werden. Diese Literaturstellen erörtern typischerweise Messungen der Spin-Gitter-Relaxation T1 bei Felsproben, die vollständig mit Wasser gesättigt oder unter Verwendung eines Luftverdrängungsverfahrens entsättigt sind. Jedoch wird der praktischere Fall, wenn ein unterschiedlicher Anteil von Öl in dem Porenraum in der Testprobe vorhanden ist, teilweise aufgrund der komplexeren Meßwertinterpretation selten überhaupt berücksichtigt.
Für viele praktische Zwecke wird angenommen, daß T1 und T2 in einem schwachen Feld grob die gleichen petrophysikalischen Informationen liefern. Siehe beispielsweise Kleinberg et al., Nuclear Magnetic Resonance of Rocks: T1 vs. T2, SPE 26470, das bei der 68. Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, Houston, TX, 1993, vorgelegt wurde. In einer Bohrlochmeßumgebung ist das Messen der transversalen Relaxationszeit T2 jedoch oft vorzuziehen, weil es effizienter ist. Standardverfahren zur Interpretation von gepulsten NMR-Meßdaten beruhen auf der Beziehung zwischen der Relaxationszeit T2 und der Felsporengröße (Verhältnis von Volumen zur Oberfläche), von der bekannt ist, daß sie für mit Wasser gesättigten (S_W = 1) Fels existiert. Wenn Standardmeßwert-Interpretationsverfahren jedoch bei einem teilweise mit Öl gesättigten Fels angewandt werden, können sie zu irreführenden Ergebnissen bezüglich der Permeabilität und anderer Formationseigenschaften führen, die von der Porengröße abhängen. Dies ist auf die Tatsache zurückzuführen, daß das Relaxationszeitverhalten von Öl hauptsächlich durch die Viskosität und andere molekulare Eigenschaften des Öls bestimmt wird und zumindest bei wasserbenetztem Fels den Relaxationswirkungen zwischen Poren und Oberfläche gegenüber relativ unempfindlich ist. Es ist deshalb klar, daß die Verwendung des T2-Parameters allein nicht ausreicht, um die Wirkungen unterschiedlicher Fluida in einer geologischen Formation, die von Interesse ist, vollständig zu charakterisieren und diese zu erklären. Allein genommen können die Diffusionsmessungen, die Informationen über die Viskosität der Fluida enthalten, in gleicher Weise die Wirkungen verschiedener Fluida in einer komplexen geologischen Formation nicht analysieren.
US 4,719,423 und US 5,212,447 offenbaren die Verwendung von T2- und D-Parametern, zeigen jedoch nicht, wie die Messungen in Kombination verwendet werden können, um die Bestimmung der petrophysikalischen Eigenschaften zu verbessern.
Zusammengefaßt wurde, obgleich eine Anzahl von gegenwärtig verfügbaren NMR-Meßparametern Informationen über die Struktur einer geologischen Formation und die Fluidzusammensetzung der Formation enthalten, bis jetzt kein folgerichtiges NMR-Bohrlochmeßverfahren vorgeschlagen; um diese Meßparameter genau zu interpretieren, indem den unterschiedlichen Wirkungen der einzelnen Fluida Rechnung getragen wird. Dieser Mangel kann zu einer ungenauen oder irreführenden Meßdateninterpretation führen, die ihrerseits kostspielige Fehler in der Praxis der Ölexploration verursachen kann. Deshalb besteht ein Bedarf an einem NMR-System und -Verfahren zur Schaffung einer folgerichtigen und genauen Bewertung von geologischen Formationen unter Verwendung einer Kombination von unterschiedlichen Meßwertmessungen, um den Wirkungen der unterschiedlichen Fluida Rechnung zu tragen.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Dementsprechend ist es eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein System und ein Verfahren zur Interpretation von Bohrloch-NMR-Messungen der Porenfluiddiffusion zu schaffen, das mit einem Gradient-NMR-Bohrlochmeßwerkzeug durchgeführt wird.
Es ist eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein NMR-System und -Verfahren für die gleichzeitige Bestimmung der Porengröße und der Wassersättigung in der Nähe des Bohrlochs zu schaffen.
Es ist eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein NMR-System und -Verfahren zur Schätzung der Kohlenwasserstoffviskosität einer geologischen Formation auf der Grundlage eines Satzes von vorbestimmten Parametern und NMR-Bohrlochmeßwertmessungen zu schaffen.
Es ist eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung, den mit Bezug auf Kohlenwasserstoff korrigierten T2-Parameter zu bestimmen, der für intrinsische Permeabilitätsbestimmungen verwendet wird.
Verschiedene Aspekte der Erfindung sind in den beiliegenden unabhängigen Ansprüchen definiert. Einige bevorzugte Merkmale sind in den abhängigen Ansprüchen definiert.
Diese und andere Aufgaben werden gemäß einer erfindungsgemäßen Ausführungsform durch ein neues System und Verfahren zur Interpretation von NMR-Messungen der Porenfluiddiffusions-D- und T2-Parameter gelöst, die mit einem NMR-Bohrlochmeßwerkzeug unter Verwendung eines Gradientenmagnetfelds durchgeführt werden. Das System und Verfahren der vorliegenden Erfindung beruhen auf einem einfachen Modell für die Diffusion und Relaxation von Wasser-Öl-Mischungen in einem wasserbenetzten Fels. Gemäß diesem Modell wird die T2- und D-Messungskombination verwendet, um die Wirkungen der Porengröße von den Wirkungen der Ölviskosität und Sättigung bei NMR-Bohrlochmessungen zu trennen. Durch Modellieren der T2- und D-Reaktion bezüglich einer bestimmten Ölviskosität und einem bestimmten Satz von Werkzeugparametern können die Gradient-NMR-Bohrlochmeßdaten allein verwendet werden, um sowohl die Porengrößen- als auch die Fluidsättigungsschätzwerte in der Nähe des Bohrlochs zu erhalten.
Das nachstehend beschriebene erfindungsgemäße Verfahren ist für die Verwendung bei anderen Anwendungen als Bohrlochumgebungen und anderen Materialien als denjenigen, die in Bohrlöchern gefunden werden, geeignet. Das Verfahren hat den Vorteil, daß sich das Material, das getestet wird, außerhalb der Testvorrichtung befinden kann.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Die vorliegende Erfindung wird vollständiger aus der nachfolgenden detaillierten Beschreibung im Zusammenhang mit den Zeichnungen verstanden und gewürdigt.
Es zeigt:
1 ein teilweise bildhaftes Teilblockschema einer Bohrlochmeßvorrichtung zum Erhalten von magnetischen Kernresonanz-Messungen einer geologischen Struktur;
2 ein Blockschema der Vorrichtung zur Durchführung von Bohrlochdiffusionsmessungen gemäß einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung;
3 ein Blockschema des Systems gemäß einer spezifischen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung, das die einzelnen Blockkomponenten zum Steuern des Datensammels, zum Verarbeiten der gesammelten Daten und zum Anzeigen der Meßergebnisse zeigt;
4 die Untersuchungskennlinien des bei einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung verwendeten MRIL^®-Werkzeugs;
5A und B HF-Impulse und -Echos und einen festgelegten Magnetfeldgradienten, die gemäß einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung verwendet werden;
6A und B HF-Impulse und -Echos bzw. Magnetfeldgradientensequenzen, die gemäß einer weiteren Ausfüh rungsform der vorliegenden Erfindung verwendet werden;
7 den beschränkten Diffusionskoeffizienten D, normiert mit Bezug auf das Massenfluiddiffusionsvermögen Do, als Funktion der Quadratwurzel der Zeit und eine Frühzeitannäherung an die Funktion;
8A–C die Änderung der T2-Verteilung, wenn sich der Porenraum für die freie Flüssigkeit von 100 wasserführend zur irreduzierbaren Wassersättigung verschiebt;
9 das Wasser-Öl-Mischungsmodell gemäß der vorliegenden Erfindung. Auf der Grundlage der Annahme einer wasserbenetzten Porenoberfläche wird angenommen, daß das Wasser einen "Mantel" um einen Flecken Öl im Mittelpunkt einer kugelförmigen Pore bildet;
10 ein Blockschema, das die Sequenz der Verarbeitungsschritte gemäß einer bevorzugten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens zeigt;
11 eine Reihe von T2 – D/Dow-Koordinatendarstellungen, die gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren durch Variieren der Modellparameter der Öl-und-Wasser-Mischung erhalten wurden;
12A–C kumulative T2-Verteilungen, die bei Sw = 1; und Sw = Swi für Öle mit zwei unterschiedlicher Viskosität gemessen wurden;
13A,B T2- und D-Messungen für die Proben der 12 auf T2 – D/Dow-Koordinatendarstellungen, die jeweils für leichtere bzw. schwerere Öle berechnet wurden;
14 eine potentielle Anwendung des Modells auf die Analyse von Diffusionsmeßwertdaten. Das gezeigte Meßwertbeispiel ist aus einem flachen Bohrloch in einem Sandsteinreservoir im westlichen Kanada genommen;
15 die Korrelation zwischen T2 und der Ölviskosität, die zum Abschätzen der Viskosität von T2- und D-Messungen gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren verwendet werden kann.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORM
Unter Bezugnahme auf 1 ist ein Bohrloch 10 in der Formation 12 gezeigt, das Strukturen aufweist, die unter Verwendung des Verfahrens und der Vorrichtung gemäß der vorliegenden Erfindung zu untersuchen sind. Innerhalb des Bohrlochs befindet sich ein Bohrlochmeßwerkzeug 16, das an einem Kabel 18 hängt, das über Seilscheiben 20 und 22 geführt ist, wobei die Stellung des Kabels 18 durch einen Motor 24 bestimmt wird.
Der obere Teil des Bohrlochmeßwerkzeugs 16 weist eine Telemetrieelektronik 26, eine Gammastrahlenabtastelektronik 28 und eine Magnetresonanzbildgebungselektronik (MRI) 30 auf. Eine MRI-Sonde 32 hängt an der Unterseite der Sonde, um für die umgebende geologische Formation eine Erregung zu liefern. Das Erregungsfeld hat eine im allgemeinen zylindrische Form, wie durch das Bezugszeichen 34 dargestellt ist. Verbesserte Vorrichtungen und Meßmethoden, die für die Sonde 32 verwendet werden können, sind im allgemeinen in den US-Patenten Nr. 4,710,713; 4,717,876; 4,717,877; 4,717,878, 5,212,447; 5,280,243; 5,309,098 und 5,412,320 beschrieben, die sich alle im gemeinsamen Besitz des Abtretungsempfängers der vorliegenden Erfindung befinden.
Apparatur
Es wird jetzt auf 2 Bezug genommen, die in einer relativ allgemeinen Form die Apparatur zur Durchführung der NMR-Bestimmungen des Bohrlochdiffusionskoeffizienten gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt. Die Apparatur umfaßt einen ersten Bereich 106, der zum Absenken in ein Bohrloch 107 angeordnet ist, um die Art der Materialien in der Nachbarschaft des Bohrlochs zu untersuchen.
Der erste Bereich 106 umfaßt einen Magneten oder eine Vielzahl von Magneten 108, der bzw. die ein vorzugsweise im wesentlichen gleichmäßiges, statischen Magnetfeld in einem Untersuchungsvolumen 109 erzeugt bzw. erzeugen. Der erste Bereich 106 umfaßt auch eine HF-Antennenspule 116, die ein HF-Magnetfeld an dem Untersuchungsvolumen 109 erzeugt, wobei das Feld im wesentlichen rechtwinklig zu dem statischen Magnetfeld ist.
Eine Magnetfeldgradientenspule oder eine Vielzahl von Spulen 110 erzeugt bzw. erzeugen einen Magnetfeldgradienten am Untersuchungsvolumen 109. Dieser zusätzliche Beitrag zu dem Magnetfeld weist eine Feldrichtung auf, die vorzugsweise zu dem im wesentlichen gleichmäßigen Feld kollinear ist und einen im wesentlichen gleichmäßigen Magnetfeldgradienten aufweist, der durch Schalten des Gleichstroms, der durch die Spule oder Spulen 110 fließt, ein- und ausgeschaltet werden kann oder nicht. Der Magnet oder die Magnete 108, die Antenne 116 und die Gradientenspule 110, die den Bereich 106 bilden, werden auch als Sonde bezeichnet.
Die Antenne zusammen mit einer Sender/Empfänger-(T/R)-Anpassungsschaltung 120 weist typischerweise einen Resonanzkondensator, einen T/R-Schalter und sowohl eine Anpassungsschaltung für den Sender als auch für den Empfänger auf und ist an einen HF-Leistungsverstärker 124 und einen Empfänger vorstärker 126 gekoppelt. Eine Stromversorgung 129 liefert den Gleichstrom, der für die den Magnetfeldgradienten erzeugenden Spulen 110 erforderlich ist. Alle vorstehend beschriebenen Elemente sind normalerweise in einem Gehäuse 128 enthalten, das durch das Bohrloch geführt wird. Alternativ können einige der vorstehend angegebenen Elemente oberirdisch angeordnet sein.
In einem Block 130 ist die Steuerschaltung für die Bohrlochmeßvorrichtung, einschließlich eines Computers 50, enthalten, der einen Steuerausgang zu einer Impulsprogrammiereinrichtung 60 liefert, die ein HF-Eingangssignal von einer HF-Quelle 36 variabler Frequenz empfängt. Die Impulsprogrammiereinrichtung 60 steuert den Betrieb der HF-Quelle 36 variabler Frequenz sowie einen HF-Treiber 38, der ein Eingangssignal von der HF-Quelle 36 variabler Frequenz empfängt und ein Ausgangssignalan den HF-Leistungsverstärker 124 liefert.
Das Ausgangssignal des HF-Empfängervorverstärkers 126 wird an einen HF-Empfänger 40 geliefert, der ein Eingangssignal von einem Phasenschieber 44 empfängt. Der Phasenschieber 44 empfängt ein Eingangssignal von der HF-Quelle 36 variabler Frequenz. Der Empfänger 40 liefert ein Ausgangssignal an den Computer 50 über einen A/D-Wandler mit einem Puffer 46, um die gewünschten Bohrlochmeßausgabedaten zur weiteren Verwendung und Analyse bereitzustellen. Eine Impulsprogrammiereinrichtung 146 steuert die Stromversorgung 129 der Gradientenspule, wobei sie den Stromfluß und somit die Erzeugung von statischen oder gepulsten Feldgradienten in Übereinstimmung mit den Befehlen des Computers 50 einschaltet und ausschaltet. Einige oder alle der Elemente, die vorstehend als in einem oberirdischen Gehäuse angeordnet beschrieben sind, können statt dessen unterirdisch angeordnet sein.
3 ist ein Blockschema des Systems gemäß einer spezifischen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung, das ein zelne Blockkomponenten zum Steuern des Datensammelns, des Verarbeitens der gesammelten Daten und des Anzeigens der Meßergebnisse zeigt. In 3 umfaßt die MRI-Elektronik 30 eine MRI-Sondensteuereinrichtung und eine Impulsechoerfassungselektronik. Das Ausgangssignal der Erfassungselektronik wird durch einen Datenprozessor 52 zum Analysieren der Relaxationscharakteristika der Sonde verarbeitet. Das Ausgangssignal des Datenprozessors 52 wird zu der Parameterschätzeinrichtung 54 geliefert. Eine Meßzyklussteuereinrichtung 55 liefert der MRI-Sonde ein geeignetes Steuersignal. Die verarbeiteten Daten der Bohrlochmessung werden im Datenspeicher 56 gespeichert. Der Datenprozessor 52 ist mit der Anzeigeeinrichtung 58 verbunden, die eine graphische Anzeige von einem oder mehreren Meßparametern, möglicherweise den Anzeigedaten des Datenspeichers 56 überlagert, bereitstellen kann. Die Komponenten des erfindungsgemäßen Systems, die in 3 gezeigt sind, können in Hardware oder Software oder irgendeiner Kombination davon, die für praktische Zwecke geeignet ist, implementiert werden.
Die Kalibrierung des Werkzeugs kann mittels einer multidimensionalen Regressionsanalyse unter Verwendung von optimal ausgewählten und vorbereiteten Laborproben durchgeführt werden. Solche Regressionstechniken sind Fachleuten bekannt und sind beispielsweise in den folgenden Literaturstellen K. Fukunaga, Introduction to Statistical Pattern Recognition, Academic Press, 1972; Bhattacharyya & Johnson, Statistical Concepts and Methods, Wiley & Sons, 1977; und Devijver & Kittler, Pattern Recognition – A Statistical Approach, Prentice Hall, 1982, beschrieben. Bei einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird das Werkzeug in einem Wassertank kalibriert, d. h. unter einer Bedingung von 100 Porosität. Die Probe ist Leitungswasser mit Kupfer(II)sulfat dotiert. Das Dotieren verkürzt die T1-Relaxationszeit von Wasser von etwa 3 Sekunden auf etwa 200 Millisekunden, was wiederum die Erholungszeit verringert, die zwischen jedem Experiment erforderlich ist, und folglich die Gesamt zeit verringert, die zum Kalibrieren des Werkzeugs benötigt wird.
4 zeigt die Untersuchungskennlinien des MRIL^®-Werkzeugs, das bei einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung verwendet wird. Die gezeigte statische Feldstärke B_o und der gezeigte Gradient G am Resonanzdurchmesser für Wasserstoff sind für eine Standardsonde mit einem Durchmesser von 6 Zoll (15,24 cm), die bei 720 kHz, 25°C arbeitet, gedacht. Die tatsächlichen Parameter B_o, G und der Resonanzdurchmesser (die Tiefe der Untersuchung) hängen von der Betriebsfrequenz und -temperatur ab. Wie in 4 gezeigt, liefert das Werkzeug einen quasilinearen Gradienten von etwa 17 Gauss/cm bei einem Nenndurchmesser der Untersuchung von 16 Zoll (40,6 cm). Die Spin-Diffusion in dem Gradientenmagnetfeld des Werkzeugs leistet einen Beitrag zu einer schnelleren Relaxation, die bei den längeren Echozwischenabständen TE₁ ausgeprägter ist. Vorzugsweise kombinieren die bei der Diffusionsbohrlochmessung verwendeten TE-Paare den Mindest-TE für das Werkzeug (bei einer spezifischen Ausführungsform etwa 1,2 Millisekunden) mit irgendeinem Wert aus einem Satz von Standardwerten für das Werkzeug (bei einer spezifischen Ausführungsform 2,4, 3,6, 6 Millisekunden Echoabstände). Alternative Echozwischenabstandspaare können falls notwendig verwendet werden.
NMR-Messungen bei festgelegtem Gradienten
Erfindungsgemäß können Parameter, die von Interesse sind, wie T2 und D, unter Verwendung von Diffusionsmessungen des festgelegten Gradienten oder des gepulsten Gradienten erhalten werden. Bezug wird jetzt auf 5A und 5B genommen, die HF-Impulse und Echos bzw. einen festgelegten Magnetfeldgradienten, die gemäß einer erfindungsgemäßen Ausführungsform verwendet werden, zeigen. Kurz gesagt, umfaßt diese Bohrlochmeßtechnik, die nachstehend detaillierter beschrieben ist, das Messen von Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) Spin-Echos, wo ein oder mehrere Meßparameter geändert wird bzw. werden. Bei einer bevorzugten Ausführungsform ist der Parameter, der zwischen aufeinanderfolgenden Messungen geändert wird, der Echozwischenabstand TE.
Im allgemeinen finden die nachfolgenden Arbeitsschritte statt, um Schätzungen der gewünschten Meßparameter oder Grenzen für ihre Werte unter Verwendung des erfindungsgemäßen Systems zu erhalten:

1. Ein statisches Magnetfeld wird angelegt, um die nuklearen Spins in dem Material in einem gegebenen Bereich des Bohrlochs zu polarisieren, wodurch eine Massenmagnetisierung in dem Bereich, der von Interesse ist, geschaffen wird. Das so erzeugte Feld und die so erzeugte kollineare Magnetisierung definieren eine vertikale Richtung.
2. Ein Magnetfeldgradient wird an den Bereich angelegt, der von Interesse ist. Dieses Gradientenfeld kann Teil des statischen Magnetfelds des ersten Schritts sein oder nicht.
3. Ein HF-Feld wird an den Bereich, der von Interesse ist, mit einer im voraus ausgewählten Frequenz, Dauer und Größenordnung angelegt, um zu bewirken, daß sich mindestens ein Teil der Magnetisierung in einer horizontalen Ebene befindet, die relativ zur vertikalen Achse gebildet ist.
4. Eine Zeitspanne t, während welcher Atome und Moleküle des Materials in dem Bereich, der von Interesse ist, innerhalb eines festgelegten Magnetgradientenfelds diffundieren können.
5. Ein refokussierender HF-Impuls wird an den Bereich angelegt, der von Interesse ist.
6. Schritt 4 wird wiederholt.
7. Das NMR-Spin-Echo wird erhalten.
8. Der Diffusionskoeffizient D oder eine Obergrenze desselben oder der Spin-Echo-Zerfall T2 oder eine Untergrenze desselben wird aus der Echoamplitude abgeleitet.
9. Die Schritte 1 bis 7 werden mindestens einmal mit unterschiedlichem t oder unterschiedlicher Magnetfeldgradientenstärke wiederholt.
10. D und/oder T2 werden aus den Echoamplituden einiger oder aller Experimente abgeleitet.

Es ist zu erkennen, daß die Schritte 4 bis 7 mehrfach nacheinander wiederholt werden können, um eine ausreichend lange Echoamplitudenreihe, aus der die transversale Relaxationszeit bedeutungsvoller abgeleitet werden kann, zu erhalten.
Es ist weiterhin zu erkennen, daß die Schritte 9 und 10 nicht erforderlich sind, falls entweder D oder T2 bekannt ist. In diesem Fall kann der unbekannte T2- oder D-Parameter aus einem einzigen Experiment abgeleitet werden. In gleicher Weise ist nicht mehr als ein Experiment erforderlich, wenn bekannt ist, daß entweder D oder T2 den Zerfall der Echoamplitude im wesentlichen beherrscht.
Der Vorteil des Wiederholens des Experiments und der Integrierung der Messungsanzeigen, um statistisch gültige und bedeutungsvolle Ergebnisse zu erhalten, wird auch erkannt.
Es wird auch anerkannt, daß Schritt 5 alternativ durch das Anlegen von zwei oder mehr Impulsen ersetzt werden kann, deren kombinierte Wirkung die Refokussierung der nuklearen Spins ist, die bei Schritt 7 ein stimuliertes Echo ergeben, und mehr -Zeit für die Diffusion zwischen diesen Impulsen gestattet.
Bei einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung ist der Parameter, der bei der Diffusionsmessung mit festgelegtem Gradienten geändert wird, der Echozwischenabstand TE. Die Spin-Echo-Daten, die bei jedem TE gemessen werden, werden zunächst getrennt verarbeitet, um ein Paar von Relaxationszeitverteilungen, eine für jeden TE, zu erhalten. Jede Verteilung wird dann auf einen einzigen, charakteristischen Relaxationszeitwert T2_R durch Mitteln von entweder 1) der gesamten Verteilung oder 2) den langsam relaxierenden Komponenten, die dem Volumen der freien Flüssigkeit (FFI) entsprechen, reduziert. Der beschränkte Diffusionskoeffizient D wird dann aus dem Unterschied der Relaxationsrate
berechnet, wobei TE₁ und TE_s die langen und kurzen TE-Werte des TE-Messungspaars sind. Die Gleichung 1 ist nur der Unterschied zwischen zwei Carr-Purcell-Gleichungen für die diffusionsinduzierte Relaxationsrate T2D^–1 bei jedem TE,
wobei γ das gyromagnetische Verhältnis (= 2_π × 4258 rad/Sek./Gaus für Protonen) ist. Das intrinsische T2, das nicht von TE abhängt, wird dann durch Ersetzen der Gleichung 2, bei der der Parameter D aus der Gleichung 1 für einen der Abstands-TE bewertet wird, zu dem Ausdruck für die gesamte Relaxationsrate T2_R ^–1 berechnet, d. h. T21R = T2–1 + T21D (3)
Die Gleichungen 1 bis 3 können so verwendet werden, um Schätzungen der T2- und D-Parameter aus den Relaxationsraten T2_R ^1– zu erhalten, die aus den Zerfallssignalen bei zwei unterschiedlichen Echozwischenabständen bewertet wurden.
NMR-Diffusionsmessungen bei gepulstem Feldgradienten Jetzt wird Bezug genommen auf 6A und 6B, die HF-Impulse und Echos bzw. Magnetfeldgradientensequenzen zeigen, die gemäß einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Erfindung verwendet werden. Um Schätzungen der gewünschten Meßparameter oder Grenzen für ihre jeweiligen Werte unter Verwendung des erfindungsgemäßen Systems zu erhalten, finden die nachfolgenden Arbeitsschritte statt:

1. Ein statisches Magnetfeld wird angelegt, um die nuklearen Spins in dem Material in einem gegebenen Bereich des Bohrlochs zu polarisieren, wodurch eine Massenmagnetisierung in dem Bereich, der von Interesse ist, geschaffen wird. Das so erzeugte Feld und die so erzeugte kollineare Magnetisierung definieren eine vertikale Richtung.
2. Ein HF-Feld wird an den Bereich, der von Interesse ist, mit einer im voraus ausgewählten Frequenz, Dauer und Größenordnung angelegt, um zu bewirken, daß sich mindestens ein Teil der Magnetisierung in einer horizontalen Ebene befindet, die relativ zur vertikalen Achse gebildet ist.
3. Ein zeitgeschalteter Magnetfeldgradientenimpuls wird angelegt, mittels dessen die Atome und Moleküle des Materials in dem Bereich, der von Interesse ist, diffundieren können. Typische Impulsamplitude, -dauer und -frequenz sind 0.1–30 G/cm für 0,1–10 ms.
4. Ein refokussierender HF-Impuls wird an den Bereich angelegt, der von Interesse ist.
5. Wiederholen von Schritt 3.
6. Das NMR-Spin-Echo wird erhalten.
7. Der Diffusionskoeffizient D oder eine Obergrenze desselben oder der Spin-Echo-Zerfall T2 oder eine Untergrenze desselben wird aus den Echoamplituden abgeleitet.
8. Wiederholen der Schritte 1 bis 6 mit einem unterschiedlichen Wert für mindestens eine der nachfolgenden Variablen: Magnetfeldgradientenstärke der Schritte 3 und 5; Magnetfeldgradientendauer der Schritte 3 und 5; zeitliche Abstimmung der Schritte 3, 4, 5 und 7.
9. Ableiten des Diffusionskoeffizienten und/oder von T2 aus den erhaltenen NMR-Daten.

Es ist zu erkennen, daß die Schritte 3 bis 6 mehrfach nacheinander wiederholt werden können, um eine ausreichend lange Echoamplitudenreihe, aus der die transversale Relaxationszeit bedeutungsvoller abgeleitet werden kann, zu erhalten.
Es ist weiterhin zu erkennen, daß der Schritt 7 nicht erforderlich ist, falls sowohl D als auch T2 unbekannt sind und keiner als die Zerfallsrate beherrschend angesehen werden kann. Die Schritte 8 und 9 sind nicht erforderlich, falls entweder D oder T2 bekannt ist. In diesem Fall kann das unbekannte T2 oder D aus einem einzigen Experiment abgeleitet werden. In gleicher Weise ist nicht mehr als ein Experiment erforderlich, wenn bekannt ist, daß entweder D oder T2 den Zerfall der Echoamplitude im wesentlichen beherrschen.
Es ist weiterhin anerkannt, daß für die zeitliche Abhängigkeit des Magnetfeldgradienten auch ein anderer als der quadratische Impuls von 6B verwendet werden kann. Insbesondere sollte, wenn der gepulste Gradient abgeschaltet wird, die Gradientenstärke nicht notwendigerweise abnehmen und sinusförmige und andere Abhängigkeiten könnten verwendet werden.
Der Vorteil des Wiederholens des Experiments und der Integrierung der Messungsanzeigen, um statistisch gültige und bedeutungsvolle Ergebnisse zu erhalten, wird auch erkannt.
Es wird auch anerkannt, daß Schritt 4 alternativ durch das Anlegen von zwei oder mehr Impulsen ersetzt werden kann, deren kombinierte Wirkung die Refokussierung der nuklearen Spins ist, die bei Schritt 6 ein stimuliertes Echo ergeben und mehr Zeit für die Diffusion zwischen diesen Impulsen gestatten.
Analyse der NMR-Diffusionsdaten
Die Ableitung des Diffusionskoeffizienten D kann unter Verwendung der folgenden Gleichungen für den Fall eines konstanten Gradienten durchgeführt werden:
oder für den gepulsten Gradienten:
worin:
A die Größe des Signals zum Zeitpunkt te -> 0 oder Null ist.
A kann bekannt sein oder nicht;
n die Echozahl ist;
an ihre gemessene Amplitude ist;
TE der Echozwischenabstand ist, der von dem Experimentator angelegt wird;
T2 die transversale Eigenrelaxationszeit der Flüssigkeit bei den physikalischen und chemischen Bedingungen an Ort und Stelle ist; T2 kann vor der Messung bekannt sein oder nicht; D der Diffusionskoeffizient des Fluids unter den Bedingungen an Ort und Stelle ist. D kann vor der Messung bekannt sein oder nicht;
γ das gyromagnetische Verhältnis des untersuchten Isotops (2π × 4,26 kHz/Gauss für Wasserstoff) ist;
G die Größe des Magnetfeldgradienten ist, der von dem experimentellen Aufbau dem Volumen, das untersucht wird, zur Einwirkung gebracht wird. G ist bekannt;
δ die Dauer des Magnetfeldgradientenimpulses ist; und delta die Zeit zwischen den beiden Magnetfeldgradientenimpulsen ist, die jedem Echo vorausgehen.
In Abhängigkeit von dem spezifischen Parameter, der von Interesse ist, und den verfügbaren Informationen können vier unterschiedliche Fälle in Erwägung gezogen werden:

I. Zwei von den drei Parametern der Flüssigkeit in dem Untersuchungsvolumen – A, T2 und D – sind bekannt. Der dritte kann dann aus den vorstehend angegebenen Gleichungen abgeleitet werden. Falls beispielsweise A und T2 bekannt sind und die erste Echoamplitude a₁ gemessen wird, dann ist für einen konstanten Gradienten D = [–TE/T2 – ln(a1/A)]*12/(γ)2TE3 Mehr Echos sowie wiederholte Messungen können die statistische Gültigkeit dieses Ergebnisses verbessern.
II. Die Amplitude A ist bekannt, weder T2 noch D sind bekannt, aber nur eine obere Grenze für D und/oder eine untere Grenze für T2 wird gesucht. Eine obere Grenze für D wird aus den vorstehend angegebenen Gleichungen durch Ersetzen des TE/T2-Ausdrucks durch Null erhalten. Eine untere Grenze für T2 wird durch Festlegen von D = 0 erhalten. Solche Grenzen können in verschiedenen Fällen sehr nützlich sein, beispielsweise beim Unterscheiden von Kohlenwasserstoff von Wasser auf der Grundlage von entweder D oder T2 oder beim Unterscheiden von Leichtöl von Schweröl.
III. A ist entweder bekannt oder unbekannt, jedoch nicht von Interesse. Mehrere Echos werden aufgezeichnet und die scheinbare Zerfallsrate wird berechnet. Als Beispiel für den Fall des konstanten Gradienten ist die scheinbare transversale Relaxationszeit: T2R = [1/T2 + D(γGTE)2/12]–1

Sie wird abgeleitet aus einem am besten geeigneten Verfahren der Messung der Echoamplituden, an zu ihrer Darstellung an = Ae–nc wobei C = TE/T2_R ist, wobei T2_R ein Anpassungsparameter ist.
Alternativ sind durch Teilen aller Amplituden durch eine der Echoamplituden, beispielsweise a₁ die erhaltenen Verhältnisse rechts von an/a1 = exp[–(nTE – TE)/T2R]darzustellen.
A wird ausgeklammert und D, T2 oder eine ihrer Grenzen können aus der vorstehend erwähnten Gleichung abgeleitet werden, die sich auf T2_R, T2 und D bezieht. Wiederum wird die obere D-Grenze durch Einstellen von 1/T2 auf Null und Lösen mit Bezug auf D erhalten und die untere T2-Grenze wird durch Einstellen von D auf Null erhalten.
Alternativ können T2 oder D oder eine ihrer Grenzen aus der mindestens zweifachen Wiederholung des gleichen Experiments unter Variieren von einem oder mehreren der folgenden Parameter abgeleitet werden: TE, G, delta oder δ.

IV. Falls sowohl D als auch T2 unbekannt sind und die vorstehend erwähnten Grenzen unzureichende Annäherungen sind, sollte die scheinbare Relaxationszeit mindestens zweimal für zwei Experimente berechnet werden, die sich in mindestens einem der nachfolgenden Parameter unterscheiden: TE, G, delta oder δ. In Fällen wie demjenigen einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung, für die der Gradient G auch eine Funktion der Feldstärke und somit eine Funktion der Resonanzfrequenz ist, sind zwei oder mehr Experimente, die sich in der Resonanzfrequenz unterscheiden, ausreichend.

Es ist bequem, obgleich nicht notwendig, die Beziehung zwischen T2_R, T2 und D als folgende Relaxationsratenparameter neu zu schreiben: R2R = 1/T2R und R2 = 1/T2.
Die Gleichung für R2 und D ist linear, d. h.: R2R = R2 + D(γGTE2)/12für die Ausführungsform mit dem festgelegten Gradienten. Die zwei oder mehr verschiedenen Experimente ergeben einen Satz von zwei oder mehr linearen Gleichungen für T2 und D, die unterschiedliche Werte von R2_R haben. Aus diesem Satz von zwei oder mehr Gleichungen können T2 und D entweder durch die explizite Lösung der zwei linearen Gleichungen abgeleitet werden, die die Werte der zwei Unbekannten ergeben oder der besten Anpassung (wie die kleinsten Quadrate) für einen Satz von drei oder mehr unterschiedlichen Experimenten.
Es wird anerkannt, daß mehrere Experimente des vorstehend beschriebenen Typs zu einem einzigen Experiment durch Erfassen aller erforderlichen Daten aus den Signalen einer einzigen Erregung kombiniert werden können. Dies kann durch Änderung der vorstehend erwähnten Parameter während einer einzigen Sequenz bewirkt werden. Als veranschaulichendes Beispiel: die ersten paar Echos werden durch eine festgelegte Zeitspanne beabstandet, die nächsten paar durch eine weitere und so weiter.
Es ist bekannt, daß der beschränkte Diffusionskoeffizient D für ein Fluid in einem porösen Medium eine abnehmende Funktion der Diffusionszeit t ist. 7 zeigt den eingeschränkten Diffusionskoeffizienten D, normalisiert auf das Massenfluiddiffusionsvermögen Do als Funktion der Quadratwurzel der Zeit. Es wurde für kurze Diffusionszeiten ge zeigt, daß der Wert von D, der von einem NMR-Experiment mit gepulstem Feldgradienten (PFG) erhalten wurde, durch
gegeben ist, worin Do das Diffusionsvermögen des Massenfluids und A/V das Verhältnis von Porenoberfläche zum – volumen ist. Die Beziehung zwischen der Frühzeitannäherung in Gleichung 4 und dem vollständig nichtlinearen Verhalten von D als Funktion der Zeit t ist schematisch in 7 gezeigt.
Eine kleinere Komplikation tritt auf, wenn man versucht, PFG mit den NMR-Schätzungen mit festgelegtem Gradienten des Diffusionsparameters D zu vergleichen. Das Problem besteht darin, daß, da die Messung im letzteren Fall das zweifache Wurzelziehen (d. h. zwei TE) verwendet, ein einzelner Wert von t nicht als Ausgangsmessungsparameter definiert ist. Im Gegensatz hierzu ist die Diffusionszeit ein expliziter Parameter bei dem PFG-NMR-Test; t ist einfach die Zeit zwischen den Gradientenimpulsen. Um die beiden Messungen miteinander zu vergleichen, muß eine einzige effektive Diffusionszeit t_eff für das Experiment mit dem festgelegten Gradienten definiert werden. Wir finden aus einer heuristischen Analyse der Gleichung 3:
Es ist zu beachten, daß t_eff in Richtung auf das längere TE gewichtet ist; z.B. für das Echoabstandspaar 1,2, 3,6 msec, t_eff = 3,4 msec.
Die Gleichung 5 ist eine Annäherung, die die Wirkung der beschränkten Diffusion und die Wirkungen außerhalb der Resonanz ignoriert, die sich aus dem starken Gradienten und der breiten Bandbreite der Messung ergeben. Es wurde bestimmt, daß die Korrektur mit Bezug auf diese Wirkungen relativ gering ist, so daß die Gleichung 5 für die praktische Analyse der Diffusionsbohrlochmeßdaten ausreichend genau ist.
NMR-Relaxations- und Diffusionsmodellieren
Die Gegenwart von Öl als zweitem Porenfluid kompliziert die Anwendung der Standard-NMR-Interpretationsschemata, die (explizit oder implizit) annehmen, daß die Relaxationszeit linear proportional zur Porengröße (dem Verhältnis von Volumen zur Oberfläche) ist. Das Kombinieren von Diffusionsund Relaxationsmessungen gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung ermöglicht es, Porengrößenwirkungen von den Wirkungen der variierenden Ölviskosität bei dem Massenrelaxationszeitverhalten zu trennen. Insbesondere schafft diese Kombination die Fähigkeit zum Abschätzen von sowohl den Fluidsättigungen als auch der Formationsporengröße in der Nähe des Bohrlochs unter Verwendung einer einzigen Messung wie nachstehend detaillierter gezeigt ist.
Begrifflich ist es nützlich, zunächst Überlegungen darüber anzustellen, wie die Relaxation eines komplexen Fluids, das zwei unterschiedliche Komponenten umfaßt, wie Öl und Wasser, durch den Übergang von einer Formation voller Wasser (S_W = 1) zur Erdölführung bei irreduzierbarem Wasser beeinflußt wird. Dieser Übergang ist in 8A–C gezeigt, wo ersichtlich ist, daß sich die T2-Verteilung ändert, wenn sich der Porenraum mit freier Flüssigkeit von 100 Wasserführung (8A) zu einer irreduzierbaren Wassersättigung (8C) verschiebt. Die T2-Verteilung einer Ölgruppe, die von der Relaxationseigenschaft des Massenöls bestimmt wird, ist in 8B gezeigt.
Wie aus 8A–C ersichtlich ist, spiegelt die gemessene oder scheinbare Relaxation T2_R einer Formation die Fluidkomponenten auf einzigartige Weise wider. Wenn die Poren in dem Fels mit Wasser benetzt werden und der Fels bei T2_R wassergesättigt ist, stellt die T2_R-Relaxation die Porengröße ziemlich direkt dar; in dem Fall, in dem sich Öl in den gleichen, mit Wasser benetzten Poren befindet, ist die Bohrlochmeßinterpretation komplexer, da die T2_R-Messungen auch die Relaxationseigenschaften des Massenöls widerspiegeln.
Aus einem einfachen Porenniveau-Modell für das NMR-Verhalten von Öl- und Wassermischungen in einer einzigen, wasserbenetzten Pore, das nachstehend dargestellt wird, wird erfindungsgemäß ein signifikanter Einblick gewonnen, der zu einem neuen Bohrlochmeßinterpretationswerkzeug führt.
9 zeigt das vorgeschlagene Modell, das eine einzige, kugelförmige Pore ist, die sowohl Öl als auch Wasser enthält. Auf der Grundlage der Annahme einer wasserbenetzten Porenoberfläche wird angenommen, daß das Wasser einen "Mantel" um einen Flecken Öl im Mittelpunkt der Pore bildet. Bei diesem Modell wird die Wirkung der sich ändernden Wassersättigung Sw als Erhöhung oder Verringerung der Größe des Ölfleckens dargestellt. Die Wasser-Öl-Mischung der kugelförmigen Pore weist eine Relaxationsrate auf, die im allgemeinen von dem Ausdruck in der vorstehenden Gleichung 3 beherrscht wird. In bedeutender Weise ist die gemessene Relaxationsrate T2_Ri ^–1 für jedes Fluid i = Wasser) oder O(Öl) selbst die Summe einer intrinsischen (zeitunabhängigen) Relaxationsrate und einer diffusionsinduzierten (zeitabhängigen) Relaxationsrate, d. h. T21Ri = T21i + T21Di . (6)
Die Gleichung 6 gibt an, daß die Wasser-Öl-Mischung so zwei unterschiedliche Relaxationsraten aufweist, d. h. biexponentielle Zerfallseigenschaften. Falls man Schätzungen der individuellen Relaxationsraten von sowohl den Öl- als auch den Wasserkomponenten erhalten kann, wäre es dann unter Verwendung der Gleichung 6 möglich, das Verhalten der Mischung wie nachstehend detaillierter gezeigt zu modellieren.
Wenn man sich dann den einzelnen Eintragungen auf der rechten Seite der Gleichung 6 zuwendet, nehmen wir zunächst an, daß die Eigenrelaxationsrate des Öls die gleiche ist wie diejenige für Volumenöl, d. h. T2O –2 = T2Volumenöl –1 (7)
Die Gleichung 7 ist ein mathematischer Ausdruck der Annahme, daß die Kreuzrelaxationswirkungen zwischen Öl und Wasser auf die Ölrelaxationsrate vernachlässigbar sind. Die Eigenrelaxationsrate des Wassers ist andererseits durch
gegeben, worin A und V jeweils der Porenoberflächenbereich und das -volumen sind und ρ₂ die Oberflächenrelaxivität ist. Bei kugelförmigen Poren ist A/V = 3R, worin R der Porenradius ist. Das Einsetzen von S_W = 1 in die Gleichung 8 ergibt die wohlbekannte Beziehung zwischen T2 und der Porengröße für eine mit Wasser gefüllte Pore. Für den Fall, in dem Sw < 1 ist, wird die Gleichung 8 auf der Grundlage einer Erweiterung des Schnelldiffusionsmodells auf die Situation verwendet, bei der ein Teil des Porenvolumens durch Öl eingenommen wird. (In dem Bereich einer schnellen Diffusion gibt es einen schnellen Austausch über die molekulare Diffusion zwischen den sich schnell relaxierenden Spins auf den Porenoberflächen und dem Massenfluid. Ein schneller Austausch homogenisiert die Magnetisierung in der gesamten Pore, was zur Beobachtung einer einzigen Relaxationsrate führt, die das volumengewichtete Mittel des Massenfluids und der Ober flächenrelaxationsraten ist.) Unter der Annahme eines wasserbenetzten Zustands ändert sich der Grenzflächenbereich zwischen Wasser und Pore nicht, wenn S_W variiert. Dementsprechend zeigt die Gleichung 8, daß der relevante Längenmaßstab für die Relaxation von Wasser in einer teilweise mit Öl gefüllten Pore der Parameter u = S_W(V/A) ist.
Der diffusionsinduzierte Beitrag zu der beobachteten Relaxationsrate für jedes Fluid ist durch die Carr-Purcell-Gleichung
dargestellt, in der D_i der effektive Diffusionskoeffizient für das Fluid i ist, γ das gyromagnetishe Verhältnis ist, G der Magnetfeldgradient ist und τ die Pulsechozeitverzögerung ist (d. h. die Hälfte des Echozwischenabstands TE bei einer CPMG-Impulssequenz). Im allgemeinen ist D_i < D_oi, d. h. das beschränkte Diffusionsvermögen, kleiner als das Diffusionsvermögen des Massenfluids aufgrund der Beschränkung der Diffusion durch das (feste) poröse Medium und durch das andere (nichtmischbare) Fluid, das den Porenraum teilweise ausfüllt.
Die beschränkte Diffusion sowohl in Öl als auch in Wasser wird durch die einfache Verlängerung der Kurzdiffusionszeitannäherung für den beschränkten Diffusionskoeffizienten modelliert, der von Mitra et al. (Mitra, P. P. et al., Diffusion Propagator As A Probe Of The Structure Of Porous Media, Phys. Rev. Lett., 68, 3555–3558, 1992) eingeführt. In Wasser ist das D/Do-Verhältnis durch
angegeben, worin
und S_o = 1 – S_W die Ölsättigung ist. Für den Fall von S_W = 1, verringert die Gleichung 10A das Ergebnis von Mitra (1992). Der Parameter ß_W hat die Einheiten der Länge und stellt eine charakteristische Diffusionslänge für Wassermoleküle dar, die während der Echoabstandszeit TE = 2_τ auftritt.
Der beschränkte Diffusionskoeffizient für das Öl ist durch
gegeben, worin
und D/D_o für Öl (Gleichung 11A) eine andere Sättigungsabhängigkeit als Wasser (Gleichung 10A) zeigt, weil die Öldiffusion durch eine einzige "reflektierende" Oberfläche (der Grenzfläche zwischen Öl und Wasser) beschränkt ist, während die Wasserdiffusion durch zwei Oberflächen, die Grenzfläche zwischen Öl und Wasser und die Porenwand, beschränkt ist. Das vorstehende System von Gleichungen stellt ein Vorwärtsmodell für T2 und D in jedem Fluid dar. Öl und Wasser entspannen sich beide mit ihren eigenen T2_R Relaxationszeiten, die auf unterschiedliche Weise von der Porengröße und der Sättigung abhängen. Folglich weist ein für die Fluidmischung in der Pore gemessenes Signal im allgemeinen einen biexponentiellen Verfall auf, d. h.
Erfindungsgemäß kann die Gleichung 12 zusammen mit den Gleichungen 6 bis 11A, B verwendet werden, um den Spin-Echo-Zerfall für Öl-Wasser-Mischungen in einer wasserbenetzten Pore als Funktion der Sättigung, Porengröße und Ölviskosität (die T₂ und D davon steuert) und für jedes gewünschte Paar von Echoabständen zu simulieren.
Insbesondere können für eine ausgewählte Wassersättigung S_W simulierte Relaxationsraten T2_Ri ^–1 für sowohl die Öl- als auch die Wasserkomponente unter Verwendung der Gleichung 6 berechnet werden. Diese Relaxationsraten können aus den Gleichungen 7, 8 und 9 bestimmt werden, indem die Werte für die effektiven Diffusionskoeffizienten D_i aus den Gleichungen 10A, B und 11A, B ersetzt werden. Wenn als nächstes die berechneten Relaxationsraten T2_Ri in der Gleichung 12 ersetzt werden, kann ein simuliertes NMR-Zerfallssignal erhalten werden, das sowohl die physikalischen Eigenschaften der Öl- und Wasserkomponenten in der Formation als auch das Verhältnis dieser Komponenten widerspiegelt.
Erfindungsgemäß wird das simulierte Zerfallssignal als nächstes in Übereinstimmung mit den vorstehend dargelegten Meßmethoden verarbeitet, um eine scheinbare Eigenrelaxation T₂ und die Diffusion D der Wasser-Öl-Mischung zu berechnen. Die Berechnung kann für einen Bereich von Parametern wiederholt werden, der vorzugsweise dem Bereich für die tatsächlichen Parameter der Fluida in einer geologischen Formation, die von Interesse ist, entsprechen sollte. Die Ergebnisse des Verfahrens können bequemerweise als Koordinatendarstellung von T2 gegenüber D gezeigt werden, bei der Parameter mit konstantem Wert als Linien in dem zweidimensionalen T2 – D-Raum gezeigt werden.
Wie aus den Gleichungen 7 bis 11A, B ersichtlich ist, ist es, um die benötigten Relaxationsraten T2_Ri zu berechnen, notwendig, die Parameter des NMR-Werkzeugs, einschließlich des Magnetfeldgradienten G und der Echozwischenabstände TE, zu ersetzen. Des weiteren ist-es notwendig, entweder Schätzungen für die Werte der Fluidparameter D_oi, T2_i, _volumen und Oberflächenrelaxivität ρ₂ zu messen oder zu erhalten. Bei einer bevorzugten Ausführungsform wird aus Gründen der Einfachheit ein Modell mit kugelförmiger Pore angenommen, so daß nur der Radius R der Pore als getrennter Parameter verbleibt. Das Verfahren der NMR-Bohrlochmeßinterpretation wird unter Bezugnahme auf 10 vollständiger dargestellt, die ein Blockschema ist, das die Sequenz der Verarbeitungsschritte gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt.
Wie in 10 gezeigt, wird bei einer bevorzugten Ausführungsform das erfindungsgemäße Verfahren in Schritt 310 begonnen, indem die Werte für die T2- und D_o-Parameter des Rohöls unter Lagerstättenbedingungen erhalten werden. Solche Werte können unter Verwendung der Labor-NMR-Messung von Ölproben oder alternativ durch Schätzen solcher Parameterwerte aus der gemessenen Ölviskosität oder der Schwere von Öl erhalten werden.
In Schritt 320 sind die NMR-Datenerfassungsparameter, einschließlich der Werte für das Echozwischenabstandspaar TE_1,s und den Magnetgradienten G = f(f, T), als Funktion der Betriebsfrequenz f und der Meßtemperatur T festgelegt.
In Schritt 330 wird die Oberflächenrelaxivität der Felsformation durch Labor-NMR-Messungen an Kernprobe(n), NMR-Bohr- 1ochmeßdaten aus einer Wasserzone oder durch einige standardisierte Werte für Matrixlithologie wie dies in der Technik bekannt ist, geschätzt. Es ist zu beachten, daß die Schritte 310, 320 und 330 bei praktischen Messungen ausgetauscht oder kombiniert werden können.
Schritt 340 des Verfahrens legt das T2 – D-Verarbeitungsverfahren fest, wobei der Schritt aus dem Erhalten eines mittleren Werts einer vollen T2_R-Verteilung für jeden Abstand TE besteht. Ein solcher mittlerer Wert kann auch unter Verwendung einer Freiflüssigkeits-T2_R-Teilverteilung und Erhalten der T2- und D-Verteilungen aus den T2_R-Verteilungen berechnet werden.
In Schritt 350 werden die Vorwärtsmodell-T2 und -D/Do der Öl-Wasser-Mischungen für unterschiedliche Bereiche von Werten für S_W berechnet. Vorzugsweise werden die Ergebnisse in einer zweidimensionalen T2 – D-Gitterauftragung dargestellt, die auf einer Anzeige 58 in 3 angezeigt werden können. Schließlich wird in Schritt 360 eine tatsächliche NMR-Messung aus dem Bohrloch mit den vorab berechneten Werten in dem T2 – D-Gitter verglichen und verwendet, um eine gleichzeitige Schätzung der tatsächlichen Wassersättigung S_W der Formation an dem Meßpunkt und eine Schätzung des Porenradius R zu erhalten. Wie in 10 angegeben ist, können Zwischenergebnisse und Meßdaten nahe an der Echtzeit auf der in 3 gezeigten Anzeige 58 angezeigt werden. Des weiteren kann der Anwender gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung die gemessenen Daten vergleichen, wenn sie mit Bezug auf unterschiedliche Simulationsmodelle berechnet werden, die für verschiedene Bereiche der erwarteten Parameter vorbestimmt und vor den NMR-Messungen im Datenspeicher 56 gespeichert werden können.
Der nachfolgende Abschnitt über die Bohrlochmeßinterpretation und die nachfolgenden veranschaulichenden Beispiele liefern mehr Details was die praktische Verwendung des beschriebenen Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung betrifft.
Das T2 – D-Bohrlochmeßinterpretationsmodell Das mathematische Modell für die Diffusion und Relaxation einer Öl-Wasser-Mischung, die in einer einzigen wasserbenetzten Pore enthalten ist, zusammen mit den vorstehend entwickelten Parametermeßtechniken führt direkt zu einer neuen praktischen Bohrlochmeßinterpretationsvorrichtung, die eine Koordinatendarstellung von T2 gegenüber D für Öl-Wasser-Mischungen als Funktion der Porengröße, Sättigung und Ölviskosität ist. Der normalisierte Diffusionskoeffizient D/Dow, bei dem Dow das Massendiffusionsvermögen von Wasser (bei der Formationstemperatur) ist, wird statt D aufgetragen, um Daten für die Wirkungen der Temperatur zu normalisieren. Eine Reihe solcher Koordinatendarstellungen ist in 11 gezeigt. Die Konturen der konstanten Sättigung und des Porenradius bilden ein krummliniges Gitter auf den Koordinatendarstellungen; die Konturen der Konstante Sw sind der steilere Satz von Kurven. So stellt das Lokalisieren eines Datenpunkts auf einer solchen Koordinatendarstellung ein Mittel zur Bestimmung der Porengröße und der Fluidsättigung in der Nähe des Bohrlochs aus den NMR-Bohrlochmeßdaten allein dar.
Die Lage und Form der Konturen auf der Koordinatendarstellung von T2 gegenüber D, die in 11 gezeigt ist, hängt sowohl von den Fels- und Fluideigenschaften als auch von den Meßparametern TE₁, TE_S und G ab. Die beiden wichtigsten Kontrollparameter sind die Oberflächenrelaxivität ρ und die Viskosität des Öls v, die ihrerseits die T2- und Massendiffusionsvermögens-Do-Parameter des Öls steuern. 11 zeigt die Wirkungen des Variierens dieser Parameter innerhalb von Nennbereichen auf den Konturmuster. Die Relaxivität steuert die Stellung der Sw = 1 Linie auf dem Gitter; höhere Werte von ρ ziehen die Kontur nach unten und nach rechts. Die Viskosität steuert die vertikale Stellung und Trennung der Konturen der konstanten Porengröße. Für leichte bis mittelschwere Öle hängt T2 hauptsächlich von der Porengröße ab, während D hauptsächlich von S_W abhängt. Wenn die Ölviskosität zunimmt, nehmen T2 und D beide ab, was die Wirkung des Zusammendrückens des Gitters an dem unteren S_W-Ende hat, wodurch die Empfindlichkeit der Koordinatendarstellung mit Bezug auf Abänderungen der Porengröße abnimmt. Es ist zu beachten, daß die Diffusion selbst für schwerere Öle ein brauchbarer Sättigungsindikator bleibt. Das erfindungsgemäße Verfahren wird in den nachstehenden Beispielen vollständiger dargestellt.
Beispiel 1
Als Zeichen für die Gültigkeit des vorstehend entwickelten Modells wurden Labor-NMR-Messungen von Öl und Wasser bei drei zusammenpassenden Kernproben (Stopfenproben) von Bentheimsandstein (Resaturierungsporosität = 23,0 pu, Klinkenberg perm = 2240 md) unter Verwendung einer im Handel erhältlichen NMR-Kernanalysiervorrichtung, die bei G = 17 Gauss/cm und 32°C arbeitet, durchgeführt. Messungen bei 4 Echozwischenabständen von 0,5 bis 5 msec wurden bei zwei Sättigungsniveaus durchgeführt: 1) Sw = 1 und 2) bei S_W = Swi = 5% (gravimetrisch bestimmt). Die zwei Proben mit. irreduzierbarem Zustand wurden hergestellt, indem zunächst ein anfänglich wassergesättigter Kern auf 150 psi Kapillardruck von Luft zu Salzlauge zentrifugiert wird, gefolgt von Öleinpressen. 12A zeigt kumulative T2-Verteilungen, die bei Sw = 1 gemessen wurden; die Ergebnisse bei Sw = Swi für zwei Öle unterschiedlicher Viskosität sind in 12B und 12C gezeigt. Die Eigenschaften dieser Öle sind in der nachfolgenden Tabelle gezeigt.
Öleigenschaften bei 32°C
Die angegebenen Viskositäten wurden von dem Lieferanten (Cannon Instruments, Inc., State Collage, PA) erhalten, während die gezeigten T2- und D2-Werte aufgrund von NMR-Messungen erhalten wurden.
Die diffusionsinduzierte Verschiebung zu kürzeren T2_R-Relaxationszeiten, wenn TE zunimmt, ist für die wassergesättigte Probe am ausgeprägtesten (12A). Die Probe mit irreduzierbarem Zustand mit dem leichteren S3-Öl (12B) zeigt eine geringere, jedoch klar beobachtbare Verschiebung, insbesondere bei den zwei längeren TE-Werten (2 und 5 msec). Im Gegensatz dazu zeigt die Probe mit dem schwereren S20-Öl (12C) eine sehr geringe Verschiebung. Der Bereich der Echoabstände, die bei diesen beiden Tests verwendet wurden, ist mit demjenigen vergleichbar, der bei der Bohrlochmessung verwendet wurde. Folglich geben die in 12A–C gezeigten Ergebnisse an, daß für Ölviskositäten von mehr als 10 bis 20 cP, die molekulare Diffusion in dem Öl für die Messung mit dem Bohrlochmeßwerkzeug zu langsam ist. Deswegen muß jede Diffusionswirkung, die für Öl-Wasser-Mischungen in Felsen, die solch schwerere Öle enthalten, gemessen wird, nur auf die Diffusion in der Wasserphase zurückzuführen sein.
Intrinsische T2- und D-Werte für die drei in 12A–C gezeigten Proben wurden durch Kombinieren der Messungen erhalten, die bei allen vier Echoabständen durchgeführt wurden. Das Verfahren der verwendeten Lösung war im wesentlichen das gleiche wie dasjenige, das vorstehend angegeben ist mit der Ausnahme, daß eine Lösung der kleinsten Quadrate verwendet wird, um das überbestimmte System der vier Carr-Purcell-Gleichungen (eine für jedes TE) für die beiden Unbekannten (T2 und D) zu lösen.
Die T2- und D-Ergebnisse für alle drei Bentheim-Proben sind als Punkte in 13A,B aufgetragen. Die Probe mit dem irreduzierbaren Zustand mit dem leichteren S3-Öl ist in 13A gezeigt, während 13B die Daten für das schwerere Öl zeigt; der S_W = 1 Punkt wird in beiden Darstellungen gezeigt. Die gezeigten Gitter wurden unter Verwendung der gemessenen Öleigenschaften, die in der vorstehenden Tabelle angegeben sind, berechnet. Der verwendete Relaxivitätswert (24 μm/sec) wurde bestimmt durch Anpassen der T2-Verteilung für eine wassergesättigte Bentheim-Probe, die bei G = 0, TE = 0,5 msec gemessen wurde, an eine Porenvolumenverteilungskurve, die durch eine Hochdruckquecksilberinjektion erhalten wurde.
Die Datenpunkte für die Öl- und Wassermischungen in Bentheimsandstein, die in 13A und 13B gezeigt sind, stehen mit den bekannten Sättigungsniveaus in Kernen in Einklang. Die Sw = 1-Datenpunktauftragungen in der Nähe der korrekten Kontur und der Swi-Punkt ergeben das korrekte Sw = 5%. Der S_W = 1 Punkt liegt tatsächlich etwas außerhalb der entsprechenden Kontur. Dies könnte ein Zeichen dafür sein, daß die Relaxitiviät, die zur Berechnung des Gitters verwendet wurde, zu niedrig ist. Eine weitere Möglichkeit ist, daß die Labordaten richtig sind und daß das Modell das D von Wasser in dem Fels unterschätzt, wobei die Daten sich als identisch zu Dow erweisen, d. h. die Diffusion ist vollständig unbeschränkt. Aufgrund der bei diesen Experimenten verwendeten kurzen TE's und der großen Porengröße des Bentheimsandsteins ist die Frühzeitannäherung von D (Gleichung 4) klar gültig, so daß der Grund dafür, warum das Modell D unterschätzen könnte, unklar ist.
Die Porengrößenschätzungen von T2 und D für die Probe mit dem irreduzierbaren Zustand mit S3 Öl (13A) macht auch physikalisch Sinn. Der Porenradiuswert von des Sw = 1 Punkts beträgt etwa 50 μm, was für Bentheimsandstein angemessen zu sein scheint. Die Quecksilberinjektionsdaten zeigen eine einzige, scharfe Spitze an einem Porenverengungsradius von 18 μm. Folglich ergeben die NMR und die Quecksilberinjektion zusammen ein Größenverhältnis von Porenkörper zu Porenverengung von ~3, was wiederum angemessen zu sein scheint.
Beispiel 2: Bohrlochmeßdaten
14 zeigt eine Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens auf die Analyse der Diffusionsbohrlochmeßdaten. Das gezeigte Beispiel stammt aus einem flachen Bohrloch in einer Sandsteinlagerstätte im westlichen Kanada. Die Diffusionsbohrlochmeßdaten wurden mit einem 2,4 msec TE-Paar unter Verwendung eines Werkzeugs einer früheren Generation erfaßt, das in der Nähe von 940 kHz und G = 24 Gauss/cm arbeitete. Der gemessene Intervall ist durch eine lange Übergangszone (915 bis 925 m) gekennzeichnet, die die dünne Ölzone bei irreduzierbaren Bedingungen (910 bis 915 m) von einer darunter liegenden Wasserzone trennt (14B). Entsprechend dem Eindruck von der herkömmlichen Drahtseilbohrlochmeßfolge (Spuren 1, 2, 3, 14B), verschlechtert sich die Lagerstättenqualität im allgemeinen nach oben von den sauberen Sänden hoher Durchlässigkeit (> 1 Darcy), die die Wasserzone umfassen, zu geschichteten/schiefertonartigen Sänden in der Ölzone. Die von Bohrlochmessungen abgeleiteten Relaxationszeiten, die bei diesem Beispiel zur Berechnung von T2 und D verwendet wurden (Spur 4, 14B) sind die Werte der langsamen Zerfallskomponente (T2_R) aus den biexponentiellen Zwangsanpassungen an die Echogrößen.
Die Koordinatendarstellung (14A) wurde unter Verwendung von Werten von T2 und D für Massenöl berechnet, die von einer Ölprobe aus der Lagerstätte gemessen wurden. Das Rohöl ist ein Öl mit niedrigem GOR mit einer 27–29 API Schwere und einem Wasserstoffindex (bestimmt mittels NMR) von 0,94. CPMG-Messungen, die bei G = 0, TE = 0,5 msec gemacht wurden, zeigen eine breite Relaxationszeitverteilung, wobei die T2_R-Komponenten im Bereich von einigen wenigen bis zu einigen hundert Millisekunden liegen, was wahrscheinlich einen breiten Bereich von Molekulargewichts-Kohlenwasserstoffen widerspiegelt, die das Rohöl ausmachen. Die Lochbodentemperatur betrug bei diesem Bohrloch 28°C, was nahe der Labormeßtemperatur (32°C) war. Deshalb wurden die gemessenen Öl-T2- und D-Werte direkt verwendet, d. h. es wurde keine Temperaturkorrektur bei den Öleigenschaften vor Berechnung der Koordinatendarstellung vorgesehen (14A).
Die Ergebnisse für T2 und D sind in Koordinatendarstellungsform in 14A und als Bohrlochmeßkurven in 14B (Spuren 4 und 5) gezeigt. In der Koordinatendarstellung werden unterschiedliche Symbole verwendet, um die Punkte für die Wasserzone (+), die Übergangszone (o) und die Ölzone (*) zu unterscheiden. Diese Kodierung macht den geordneten Verlauf von Punkten entlang einer diagonalen Richtung über dem Gitter sichtbar. Entsprechend diesem Modellverhalten bewegen sich Punkte nach unten und nach links, wenn die Tiefe und Sw zunehmen.
Die Sättigungs- und Porenradiuskurven (Spur 6, 14B) sind auch gezeigt, die durch Interpolieren von Punkten auf dem Gitter berechnet werden (14A). Zum Zwecke der Maßstabskompatibilität sind die Einheiten des Porenradius als Mikron/100 dargestellt (d. h. der Kurvenwert ist mit 100 zu multiplizieren, um den Porenradius in μm zu erhalten). Entsprechend der bekannten Lagerstättengeologie zeigt die berechnete Porengröße einen stetigen Wert von etwa 30 μm in dem Sandintervall mit sauberem Wasser und nimmt allmählich in Richtung auf den Bereich von 10 bis 15 μm in der Ölzone ab.
Dieses Beispiel zeigt auch die potentielle Gefahr der allei nigen Verwendung einer T2-Messung zum Abschätzen der Porengröße der Formation. Beispielsweise beträgt die scheinbare Porengröße von T2 allein (= 3ρ × T2 für kugelförmige Poren) in der Übergangszone (T2 = 200 msec) etwa 10 μm, während die wahre Porengröße –30 μm beträgt. Es ist zu beachten, daß dieser Fehler selbst bei relativ geringen Ölsättigungen auftritt.
Die NMR-abgeleitete Wassersättigung (Sw-T2D in Spur 6, 14B) ist bei ~75% in der Übergangszone und den Ölzonen im wesentlichen konstant, während Sw von der herkömmlichen Porosität und tiefen Widerstandsfähigkeit (Sw-Rt) stetig nach oben in Richtung auf Werte in der Nähe von 20% in der Ölzone abnimmt. Die Trennung zwischen den beiden Kurven gibt so ein Anzeichen für das Volumen von Öl, das durch den Schlammfiltrateinbruch in das empfindliche Volumen des NMR-Bohrlochmeßwerkzeugs bewegt wird.
Kommentare
Um den Umfang der vorliegenden Erfindung vollständig zu würdigen, sind einige Beobachtungen angebracht. Beispielsweise kann erkannt werden, daß es die Schnelldiffusionseigenschaft von Gas gegenwärtig schwierig macht, die sich auf das Vorhandensein von Gas in der Formation beziehenden Parameter zu messen. Dementsprechend wurde das vorstehend beschriebene Verfahren hauptsächlich im Zusammenhang mit Wasser-Öl-Mischungen erörtert. Es kann jedoch erkannt werden, daß das vorgeschlagene Modell auf direkte Weise erweitert werden kann, um eine Komponente zu umfassen, die mit dem Vorhandensein von Gas in Beziehung steht, was den Nachweis von Gas unter Verwendung des gleichen T2 – D-Verfahrens ermöglichen würde.
Es wird des weiteren erkannt, daß unter der Annahme der Kenntnis von einem der drei Formationsparameter: Porengröße R, Wassersättigung Sw und Ölviskosität ein Modell konstruiert werden kann, bei dem die T2 – D-Messungskombination gleichzeitig eine Schätzung der verbleibenden beiden Parameter liefern kann. So kann, während sich die vorstehende Erörterung auf die Bestimmung der R- und S_W-Parameter unter der Annahme der Kenntnis der Viskosität konzentriert hat, das Verfahren leicht auf die zwei verbleibenden Schätzungspaare erweitert werden.
Das erfindungsgemäße Verfahren spiegelt im allgemeinen den FFI-Porenraum wider. Entsprechend muß der Vergleich mit anderen auf Bohrlochmessungen basierenden Sättigungsschätzungen die betreffende Volumetrik berücksichtigen. So ist beispielsweise das gesamte Wasser in dem MRIL-Meßraum das FFI-Wasser plus dem gesamten gebundenen Wasservolumen. Weitere diesbezügliche Einzelheiten sind in US 5,557,200 zu finden.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann des weiteren auf die Berechnung von Schätzungen der Fluidviskosität erweitert werden, die ein Schlüsselparameter bei der Darcy Strömungsgleichung ist. Historisch gesehen wurde dieser Parameter nur durch direktes Messen von Fluidproben erhalten. Das vorstehend beschriebene T2 – D-Interpretationsverfahren kann zur Bestimmung der Viskosität unter Verwendung des folgenden Ansatzes bestimmt werden. Ein T2-Wert, der für die Ölgruppe in einer Formation repräsentativ ist, kann zunächst bestimmt werden. Der bestimmte T2-Wert kann als nächstes gegen die Viskosität von Ölproben, die in einem Labor gemessen wurde, kalibriert werden. Der Vergleich weiterer NMR-Meßparameter T2 gegenüber der kalibrierten Viskosität kann ein direkten Anzeichen für die Viskosität der Meßprobe liefern. Insbesondere kann, falls die Wassersättigung S_W relativ niedrig ist, angenommen werden, daß der intrinsische T2-Parameter der Wasser-Öl-Mischung in etwa gleich demjenigen des Öls ist. Die Ölviskosität kann dann direkt unter Verwendung der Korrelation zwischen T2 und der Ölviskosität geschätzt werden. Ein Beispiel dieser Korrelation ist in 15 gezeigt.
Es ist in der Technik bekannt, daß Labordaten eine gute Korrelation zwischen dem Verhältnis des T2-Parameters in mit wassergefüllten Proben zu dem Widerstandsfähigkeitsfaktor F der Formation und der Eigenpermeabilität der Formation zeigen. Untersuchungen des Stands der Technik haben im allgemeinen den Einfluß von Kohlenwasserstoffen auf den T2-Meßparameter nicht erklärt. Da die Relaxationsrate T2 und das D/Do-Verhältnis beide von der Porengröße abhängen, selbst wenn sich die Fluidmischung verändert, neigen die jeweiligen Daten für eine gegebene Porengröße (die mit der Permabilität der Formation in Zusammenhang steht) dazu, einen linearen geometrischen Ort von Punkten zwischen allen Wasser- (Sw = 1) und den irreduzierbaren Sättigungs-S_Wirr-Punkten als Funktion der sich ändernden Fraktion der beiden Fluidkomponenten in der T2 – D/Dow-Koordinatendarstellung zu bilden, die gemäß der vorliegenden Erfindung entwickelt wurde. Dieses Merkmal wurde vorstehend im Zusammenhang mit den konstanten Porenradiuslinien der T2 – D-Koordinatendarstellungen in Betracht gezogen und ist beispielsweise in 13 gezeigt. Deshalb wird angenommen, daß die T2 – D-Koordinatendarstellungen der vorliegenden Erfindung verwendet werden können, um indirekt andere Formationsparameter, die von Interesse sind, einschließlich der Permeabilität, zu schätzen.
Die vorstehend erörterte, bevorzugte Ausführungsform des Systems und des Verfahrens der vorliegenden Erfindung beschäftigt sich hauptsächlich mit der Bestimmung der Sättigungs- und Porengrößenparameter einer geologischen Formation, die von Interesse ist. Es ist in der Technik wohlbekannt, daß diese Parameter verwendet werden können, um zusätzliche Informationen über die Formation, wie ihre Porosität, Permeabilität, Förderungsvermögen und andere, zu erhalten. Verfahren zum Erhalten solcher zusätzlicher Infor mationen wurden im Stand der Technik erörtert und werden nicht noch detaillierter berücksichtigt. Es ist jedoch klar, daß das erfindungsgemäße Verfahren direkt auf die Schätzung solcher zusätzlicher Parameter verwendet werden kann.
Obgleich die vorliegende Erfindung im Zusammenhang mit einer bevorzugten Ausführungsform beschrieben worden ist, ist nicht beabsichtigt auf die spezifische, hier dargelegte Form beschränkt zu sein, sondern sie ist durch die nachstehenden Beispiele definiert.

Claims

Verfahren zum Bestimmen der Zusammensetzung einer geologischen Struktur unter Verwendung eines Gradient-NMR-Bohrlochmeßwerkzeugs, mit den Schritten: Aufprägen eines polarisierenden Gradientmagnetfeldes auf eine geologische Struktur während einer vorbestimmten Zeitdauer; Erregen der Kerne einer Teilchenpopulation in der geologischen Struktur mit einem HF-Feld; Messen von NMR-Signalen, die die Spin-Echo-Relaxation der Teilchenpopulation in der geologischen Struktur wiedergeben; Bestimmen von Werten für die transversale Relaxationszeit T2 der geologischen Struktur aus den gemessenen Signalen; Bestimmen von Werten für den beschränkten Diffusionskoeffizienten D der geologischen Struktur aus den gemessenen Signalen; Modellieren der gemessenen NMR-Signale entsprechend dem Ausdruck
bei dem X die Amplitude des gemessenen NMR-Signals ist; S_w die Wassersättigung ist; T2_RW die scheinbare Relaxationszeit für den Wasseranteil der geologischen Struktur ist; T2_RO die scheinbare Relaxationszeit für den Ölanteil der geologischen Struktur ist; und Ableiten von zusätzlichen petrophysikalischen Eigenschaften der geologischen Struktur aus den T2-Werten und aus den D-Werten und Anzeigen der abgeleiteten Eigenschaften in einer vom Menschen lesbaren Form.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der polarisierende Magnetfeldgradient feststehend ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der polarisierende Magnetfeldgradient pulsförmig ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die scheinbare Relaxationszeit für jeden Anteil der geologischen Struktur durch den Ausdruck dargestellt ist: T2Ri –1 = T2i –1 + T2Di –1 bei dem i = W für Wasser; und i = O für Öl ist; T2_i die Eigenrelaxationsrate des entsprechenden Anteils der geologischen Struktur ist; und T2_Di die diffusionsinduzierte Relaxationsrate des entsprechenden Anteils der geologischen Struktur ist.
Verfahren nach Anspruch 4, bei dem die Eigenrelaxationsraten mit den Ausdrücken berechnet werden können: T2O –2 = T2Volumenöl –1
bei denen A und V der Porenoberflächenbereich bzw. das Volumen sind und ρ₂ die Oberflächenrelaxivität ist.
Verfahren nach Anspruch 5, bei dem die diffusionsindu zierten Relaxationsraten mit den Ausdrücken berechnet werden können:
wobei D_i der effektive Diffusionskoeffizient für das jeweilige Fluid ist; γ das gyromagnetische Verhältnis ist; G der Magnetfeldgradient ist und τ die Puls-Echo-Zeitverzögerung ist.
Verfahren nach Anspruch 6, bei dem die Diffusionskoeffizienten für den Wasser- und Ölanteil durch die Ausdrücke gegeben werden:
für Öl, wobei S_o = 1 – S_W die Ölsättigung ist und
und für Wasser:
wobei
ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die zusätzlichen petrophysikalischen Eigenschaften der geologischen Struktur auf der Grundlage des Modells abgeleitet werden, das in dem Modellierschritt der gemessenen NMR-Signale erhalten wird.
Verfahren nach Anspruch 8, bei dem eine zusätzliche petrophysikalische Eigenschaft der geologischen Struktur die Wassersättigung S_W der geologischen Struktur ist.
Verfahren nach Anspruch 8, bei dem eine zusätzliche petrophysikalische Eigenschaft der geologischen Struktur der scheinbare Porenradius R der Poren der geologischen Struktur ist.
System zum Bestimmen der Zusammensetzung einer geologischen Struktur unter Verwendung eines Gradient-NMR-Bohrlochmeßwerkzeugs, mit einer Einrichtung (108, 110, 129) zum Aufprägen eines polarisierenden Gradientmagnetfeldes auf eine geologische Struktur während einer vorbestimmten Zeitdauer; einer Einrichtung (116) zum Erregen der Kerne einer Teilchenpopulation in der geologischen Struktur mit einem HF-Feld; einer Einrichtung (116, 50) zum Messen von NMR-Signalen, die die Spin-Echo-Relaxation der Teilchenpopulation in der geologischen Struktur wiedergeben; einer Einrichtung (50) zum Bestimmen von Werten für die transversale Relaxationszeit T2 der geologischen Struktur aus den gemessenen Signalen; einer Einrichtung (50) zum Bestimmen von Werten für den beschränkten Diffusionskoeffizienten D der geologischen Struktur aus den gemessenen Signalen; einer Einrichtung (50) zum Ableiten von zusätzlichen petrophysikalischen Eigenschaften der geologischen Struktur aus den T2-werten und aus den D-Werten und Anzeigen der abgeleiteten Eigenschaften in einer vom Menschen lesbaren Form; und einer Einrichtung zum Modellieren der gemessenen NMR-Signalen entsprechend dem Ausdruck
bei dem X die Amplitude des gemessenen NMR-Signals ist; SW die Wassersättigung ist; T2_RW die scheinbare Relaxationszeit für den Wasseranteil der geologischen Struktur ist; und T2_RO die scheinbare Relaxationszeit für den Ölanteil der geologischen Struktur ist.
System nach Anspruch 11, bei dem die Einrichtung (50) zum Ableiten eine Einrichtung zum Ableiten der Wassersättigung S_W der geologischen Struktur auf der Grundlage des Modelles, das in der Einrichtung zum Modellieren der gemessenen NMR-Signale erhalten wird, umfaßt.
System nach Anspruch 11, bei dem die Einrichtung zum Ableiten (50) eine Einrichtung zum Ableiten des scheinbaren Porenradius R der Poren der geologischen Struktur auf der Grundlage des Modelles, das in der Einrichtung zum Modellieren der gemessenen NMR-Signale erhalten wird, umfaßt.
Vorrichtung zum Durchführen von NMR-Messungen, mit einer Einrichtung (108, 110, 129) zum Bereitstellen eines Magnetfeld-Gradients an einer gewünschten Stelle in einem Material, das außerhalb der Quelle des Magnet feldgradients angeordnet ist; einer Einrichtung (116) zum Durchführen von mindestens einer NMR-Messung in Gegenwart von dem Magnetfeld-Gradient, wobei die Messung mindestens ein erstes und ein zweites NMR-Echo-Signal erzeugt; einer Einrichtung (116, 50) zum Fühlen eines Diffusionseffektes auf den Zerfall von mindestens dem ersten und dem zweiten NMR-Echo-Signal hin; einer Einrichtung (50) zum Bestimmen eines Diffusionskoeffizienten D, wobei die Einrichtung zum Bestimmen eine Eingabe von der Einrichtung zum Fühlen empfängt; einer Einrichtung (50) zum Bestimmen einer transversalen T2-Relaxationszeit T2; und einer Einrichtung (50) zum Ableiten von zusätzlichen Eigenschaften des Materials aus den T2-Werten und aus den D-Werten und Anzeigen der abgeleiteten Eigenschaften in einer vom Menschen lesbaren Form; und einer Einrichtung zum Modellieren der gemessenen NMR-Signale entsprechend dem Ausdruck
bei dem X die Amplitude des gemessenen NMR-Signals ist; SW die Wassersättigung ist; T2_RW die scheinbare Relaxationszeit für den Wasseranteil der geologischen Struktur ist; und T2_RO die scheinbare Relaxationszeit für den Ölanteil der geologischen Struktur ist.
Vorrichtung nach Anspruch 14, bei dem die Einrichtung (50) zum Ableiten eine Einrichtung zum Ableiten der Wassersättigung S_W der geologischen Struktur auf der Grundlage des Modelles, das in der Einrichtung zum Modellieren der gemessenen NMR-Signale erhalten wird, umfaßt.
Vorrichtung nach Anspruch 14, bei dem die Einrichtung (50) zum Ableiten des scheinbaren Porenradius R der Poren der geologischen Struktur auf der Grundlage des Modells, das in der Einrichtung zum Modellieren der gemessenen NMR-Signale erhalten wird, umfaßt.