NO315065B1 - Nukle¶r magnetisk resonansloggeapparat for borehull og fremgangsmåte ved logging for å bestemme et volum av hydrokarboner uavhengig av endiffusjonskoeffisient - Google Patents
Nukle¶r magnetisk resonansloggeapparat for borehull og fremgangsmåte ved logging for å bestemme et volum av hydrokarboner uavhengig av endiffusjonskoeffisient Download PDFInfo
- Publication number
- NO315065B1 NO315065B1 NO19961198A NO961198A NO315065B1 NO 315065 B1 NO315065 B1 NO 315065B1 NO 19961198 A NO19961198 A NO 19961198A NO 961198 A NO961198 A NO 961198A NO 315065 B1 NO315065 B1 NO 315065B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pulses
- magnetic field
- gradient
- antenna
- pulse
- Prior art date
Links
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 title claims description 102
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 title claims description 74
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 56
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 61
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 61
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims description 55
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 43
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 claims description 38
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 28
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 7
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 47
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 46
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 description 44
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 18
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 17
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 17
- 238000001472 pulsed field gradient Methods 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 238000000685 Carr-Purcell-Meiboom-Gill pulse sequence Methods 0.000 description 9
- 230000006870 function Effects 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 6
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 5
- 238000002075 inversion recovery Methods 0.000 description 4
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 238000012552 review Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 2
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000005311 nuclear magnetism Effects 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 2
- JJLJMEJHUUYSSY-UHFFFAOYSA-L Copper hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Cu+2] JJLJMEJHUUYSSY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- WAEMQWOKJMHJLA-UHFFFAOYSA-N Manganese(2+) Chemical compound [Mn+2] WAEMQWOKJMHJLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001070 Techron Polymers 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229940071106 ethylenediaminetetraacetate Drugs 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 239000006101 laboratory sample Substances 0.000 description 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 1
- 230000005389 magnetism Effects 0.000 description 1
- 229910001437 manganese ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000001225 nuclear magnetic resonance method Methods 0.000 description 1
- 238000000655 nuclear magnetic resonance spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000005298 paramagnetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000000264 spin echo pulse sequence Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår et apparat og metoder for å bestemme karakteristikker til undergrunnsformasjoner som omgir et borehull, og mer bestemt apparat og en fremgangsmåte for kjernemagnetisk resonans-(NMR-)borehullslogging for å bestemme restoljemetning og andre formasjonskarakteristikker.
Et vesentlig mål ved evalueringen av hydrokarbonførende undergrunnsformasjoner er nøyaktig bestemmelse av volumer av olje og vann i et porerom i sedimentære bergarter. Målinger gjort med signaler fra loggeinstrumenter er blitt benyttet til å skaffe estimater for disse volumer. Imidlertid er metodene omtrentlige og er anvendelige som grove veivisere til produksjonsstrategier. Den mest troverdige måling av produserbare fluidvolumer er å virkelig produsere fluider fra formasjonen, såsom med bruk av en borestrengtest, eller ved å benytte en loggeinnretning som ekstraherer fluider, fra formasjonene.
De ovennevnte metoder er anvendelige for å estimere olje- og vannmetninger i formasjoner hvorfra olje ennå ikke er blitt produsert. Når et nytt reservoar oppdages blir det først produsert ved naturlig hydraulisk trykk og deretter ved flømming av formasjonen med vann tvunget ned gjennom en nabobrønn. Disse er primære og sekundære utvinningsmetoder. De er relativt kostbare å iverksette, men etterlater en vesentlig mengde restolje på stedet. Restoljen utgjør generelt ca. 30 % av den totale olje som opprinnelig var rommet i reservoaret.
Fremgangsmåter benyttet til å ekstrahere den store mengde restolje som blir til overs etter sekundær utvinning er betegnet tertiær eller øket oljeutvinning (EOR). En rekke EOR-fremgangsmåter blir benyttet, innbefattet dampflømming, blandbare fluidsveip og andre metoder. Alle slike metoder er relativt kostbare. Økonomien til EOR avhenger kritisk av mengden av restolje i formasjonen, dvs. restoljemetningen (ROS). Eksisterende fremgangsmåter til bestemmelse av ROS er ofte ikke nøyaktige nok til å bestemme den økonomiske levedyktighet av EOR-prosjekter, og en av hensiktene med den foreliggende oppfinnelse er å forbedre nøyaktigheten ved ROS-bestemmelser for dette og andre formål.
Eksisterende kjernemagnetiske resonansloggeinnretninger kan bestemme ROS og andre formasjonskarakteristikker, men med begrensninger. For mer enn 20 år siden kommersialiserte innehaveren av den foreliggende søknad en loggeinnretning kalt "kjernemagnetismeverktøy"- Dette verktøyet har en stor spole hvortil likestrøm påtrykkes. Det resulterende statiske felt polariserer kjernespinn (protoner) i et område omtrent 0,3 m i radius sentrert på foringen på hvilken spolene er montert. Strømmen slås deretter av, og kjernespinnet i de polariserte områder preseserer i jordens magnetfelt og induserer en spenning i spolen. Protonsignålet velges ved bruk av et båndpassfilter. Det tidsrom likestrømmen føres gjennom spolen før den slås av, varieres systematisk. Ved å korrelere amplituden til den mottatte spenning med tidsrommet likestrømmen var på umiddelbart før målingen, kan de kjernemagnetiske resonansegenskapene til materialet i grunnformasjonen bestemmes. Denne typen verktøy kari foreta en måling av ROS. Fordi kjernemagnetiske resonanslogginger har relativt grunne undersøkelsesdybder, blir prøvevolumer typisk flømmet til restoljemetning ved invasjon av boreslamfiltrat [N.R. Morrow, I. Chatzis, D. Siegel, J.J. Taber, "Corrections to In-Situ Measurements of Residual Oil for Flushing at the Wellbore", Journal of Canadian Petroleum Technology, bind 24, nr. 4, side 54 (juli 1985)]. Etter at en brønn er boret blir en vannoppløsning av mangan kompleksert med etylendiamintetraacetat (Mn-EDTA) innført i brønnhullet og tillatt å trenge inn i formasjonen. Det paramagnetiske manganion reduserer NMR-relaksasjonstiden til vannfraksjonen til mindre enn 25 ms, slik at vannfraksjonen blir usynlig overfor NMR-loggeinnretningen. Fordi Mn-EDTA ikke er løselig i olje, blir det kjernemagnetiske resonanssignal fra oljen upåvirket, slik at amplituden av signalet detektert av loggeinnretningen er omtrent proporsjonal med ROS.
Når en NMR-loggeinnretning benyttes på den omtalte måte, kan det være uvisshet hvorvidt Mn-EDTA-oppløsningen i tilstrekkelig grad har mettet formasjonen over hele undersøkelsesvolumet til loggeinnretningen og som strekker seg flere inches inn i formasjonen. Hvis Mn-EDTA ikke foreligger i tilstrekkelig konsentrasjon, vil ROS bli overestimert. Ved bruk av denne loggemetode går brukerne derfor til ekstraordinære tiltak for å sikre at porevannet er gjennommettet med Mn-EDTA [G. Setser, M.R. Williams, "Measurement of Remaining Oil Saturation in Northern Michigan Using Nuclear Magnetism Log Data and Pressure Core", Society of Petroleum Engineers, Paper 14276 (1985)]. Prosedyren innbefatter typisk å kjøre en rekke borehullogginger før og etter tilførselen av Mn-EDTA. Fordi mangan ikke benyttes i den opprinnelige boreprosess, er det også nødvendig å rømme hullet for å innføre den. Disse trinn medfører en betydelig utgift..
I senere år er det blitt foreslått og/eller utviklet .forbedrede kjernemagnetiske brønnloggeinnretninger og -metoder. En oversikt over disse innretninger og metoder er gitt i US-patent nr. 5 023 551, overført til samme innehaver som ved den foreliggende søknad. Det refererte patent 5 023 551 gjennomgår også grunnprinsippene for NMR og NMR-logging, og en del. av denne gjennomgang vil bli oppsummert. Henvisning kan gjøres til 5 023 551 for ytterligere detaljer.
NMR har vært en vanlig laboratorieteknikk i 40 år, og en teoretisk beskrivelse kan fås i Abragam, Principles of Nuclear Magnetism, Clarendon Press (Oxford 1961) og Farrar og Becker, Pulse and Fourier Transform NMR, Academic Press (New York 1971). NMR er basert på den kjennsgjerning at kjernen til mange elementer har vinkelmoment ("spin") og et magnetisk moment. Kjernespinnet innretter seg selv langs et ytre påført statisk magnetfelt. Likevektsituasjonen kan forstyrres ved en puls fra et oscillerende magnetfelt som vipper spinnene bort fra den statiske feltretning. Vinkelen som spinnene er vippet med kan styres av eksperimentatoren, som forklart nedenfor.
Etter vipping skjer to ting samtidig. Først preseserer spinnene rundt det statiske felt ved en bestemt frekvens (dvs. Larmor frekvensen), gitt ved a>o = yBo, hvor Bo er styrken til det statiske felt og y det gyromagnetiske forhold, en kjernekonstant. For det annet vender spinnet tilbake til likevekt i henhold til eh utsvingningstid kjent som "spinngitterrelaksasjonstid" eller Tl. For hydrogenkjerner er y/2n=4258 Hz/Gauss slik at det for et statisk felt på 235 Gauss er presesjonsfrekvensen 1 MHz. Tl styres helt av den molekylære omgivelse, og utgjør typisk 10-1000 ms for vann og olje i bergarter.
Også forbundet med spinnet til molekylære kjerner er en annen relaksasjonstid kjent som "spin-spin-relaksasjonstid" eller T2. Ved slutten av en 90° vippepuls er alle spinnene vendt i en felles retning perpendikulært til det statiske felt, og de preseserer alle på Larmor frekvensen. På grunn av små inhomogeniterer i det statiske felt forårsaket av ikke-perfekt instrumentering eller mikroskopiske materialheterogeniteter, vil imidlertid hvert kjernespinn presesere med noe forskjellig rate. Etter et tidsrom som er langt sammenlignet med . presesjonsperioden, men kortere enn Tl vil spinnene følgelig ikke lenger presesere unisont. Når denne "avfasning" skyldes statisk feltinhomogenitet i apparatet, kalles avfasningen T2<*>. Når det skyldes egenskaper i materialet kalles avfasningstiden T2. T2 og T2<*> kan måles uavhengig. For væsker i bergarter er T2 omtrent 2/3 av Tl.
Som ovennevnt er parameterne Tl og T2 følsomme for molekylært miljø. F.eks. kan T2 være flere sekunder i en ubegrenset lavviskositetsvæske såsom vann, mens den kan være så kort som 10 ms i et fast stoff. Væsker inneholdt i porer i bergarter frembyr et mellomliggende tilfelle med T2 i området fra flere titalls til hundrevis av millisekunder, avhengig av porestørrelsen og fluidviskositeten.
I den grunnleggende NMR-måling benyttes puls av et oscillerende felt på prøven for å vippe spinnene til kjernene i prøven. Vinkelen (i radianer) som spinnene vippes med, er gitt av ligningen
hvor y er det gyromagnetiske forhold, Bi er lineært polarisert oscillerende feltstyrke og tp er varigheten av pulsen. Vippepulser på nitti og hundreogåtti grader er det mest vanlige.
De preseserende spinnene detekteres av spenning indusert i en spole. Bare den komponent av kjernemagnetiseringen som preseserer i planet perpendikulært til det statiske felt kan avføles av spolen. Følgelig vil et signal bli generert etter en 90° vippepuls, men ikke etter en 180° vippepuls. I realiteten preseserer spinnet ikke i . det hele tatt etter en 180° vippepuls, men vender bare langsomt tilbake langs Bo-' aksen til likevektsretningen. Ved måling av spinn-gitter relaksasjonstiden Tl er det kjent mange forskjellige metoder både i materialvitenskapen og i medisinen. "Inversjonsgjenvinnings-"metoden foreslår at etter at kjernene har innrettet seg selv langs det statiske magnetfelt, benyttes en 180° puls for å reversere spinnretningene. Over tid avtar spinnene mot deres likevektsretning i henhold til Tl, men ingen måling gjøres ennå da 180° pulsen ikke induserer et signal i spolen. Før utsvingningen er fullført, blir den imidlertid avbrutt av en 90° puls som dreier spinnet inn i måleplanet (induserer et signal i spolen). Imidlertid varer det målbare signal bare så lenge som spinnene preseserer unisont. Etter hvert som de avfaser faller nettomagnetiseringen, selv om alle spinnene forblir i tverrplanet. Følgelig svinger signalet eksponentielt ut med tidskonstanten T2<*>, også kjent som "fri induksjonsutsvingning". Heldigvis er den informasjon som er av interesse amplituden til signalet straks etter den "utleste" 90° puls. Denne amplitude avhenger av "gjenvinningstiden" (x) mellom den opprinnelige 180° puls og 90° pulsen. Etter en bestemmelse av amplitude blir . spinnsystemet tillatt til å helt relaksere tilbake til likevekt. Pulssekvensen blir deretter gjentatt, foretrukket flere ganger med forskjellige gjenvinningstider. Detekterte amplituder blir deretter plottet mot x med utsvingningen typisk uttrykt som en enkelt eksponential.
lnversjonsgjenvinningsmetoden for å måle Tl er blitt benyttet av laboratorier i omtrent 40 år. Den er meget tidkrevende og derfor uønsket for brønnlogging og andre undersøkelser av materialegenskaper. For å overvinne noen av ulempene i inversjonsgjenvinning, har andre metoder såsom preparasjonsgjenvinning, statisk tilstand og magnetiseringsbevaring blitt utviklet. Henvisning kan gjøres til det ovenfor bemerkede US-patent nr. 5 023 551.
Selv om mange forskjellige fremgangsmåter for å måle Tl er blitt utviklet, har det utviklet seg en enkelt standard kjent som CPMG-sekvensen (Carr-Purcell-Meiboom-Gill) for å måle T2.1 faste stoffer hvor T2 er meget kort, kan T2 bestemmes fra utsvingningenav det fri induksjonssignal. 1 væsker hvor T2<*> « T2 blir den fri induksjonsutsvingning et mål på de apparatinduserte inhomogeniteter. For å måle en sann T2 i slike situasjoner, er det nødvendig å kansellere virkningen av de apparatinduserte inhomogeniteter. For å oppnå dette benyttes en serie av pulser. Først får en 90° puls spinnene til å begynne å presesere. Deretter benyttes en 180° puls for å holde spinnene i måleplanet, men får spinnene som sprer seg i tverrplanet til å reversere retning og refokusere. Gjentatt reversering av spinnene med bruk av 180° pulser, gir en rekke "spinnekko". Denne rekkefølge av 180° pulser etter en initial 90° puls er Carr-Purcell-sekvensen som måler den irreversible avfasing (dvs. T2) på grunn av materialegenskaper.
Mens Carr-Purcell sekvensen synes å skaffe en løsning for å eliminere apparatinduserte inhomogeniteter, ble det funnet av Meiboom og Gill at hvis en 180° puls i Carr-Purcell sekvensen var noe feilinnstilt, ville tverrmagnetiseringen jevnt bli rotert ut av tverrplanet. Som en følge ville betydelige feil komme inn i bestemmelsen av T2. Meiboom og Gill fant på en modifikasjon av Carr-Purcell sekvensen slik at etter at spinnene er vippet 90° og begynner å avfase, blir bærerne av 180° pulsene faseforskjøvet relativt til bæreren av 90° pulsen. Som et resultat kanselleres enhver feil som forekommer under en likepuls i CPMG-sekvensen av en motsatt feil i den odde puls.
Det ovennevnte US-patent nr. 5 023 551 viser blant annet en forbedret pulssekvens til bruk i NMR-borehullslogging, kalt hurtig inversjonsgjenvinning/CPMG (FIR/CPMG). Denne pulssekvens kan gis i NMR-notasjon som
[Wj-lSO-Ti^O-ftcp-lSO-tcp-echoJjji
hvor j=l ,3,...,J, hvor J er antallet ekkoer innsamlet i CPMG-sekvensen og typisk i størrelsesorden 100-200, men alltid større enn 10, i=l,2,...,I, hvor I er antallet gjenvinningstider, Wj er ventetider, t; er gjenvinningstider og tcp er Carr-Purcell avstanden. Målinger av signaler indusert på formasjonen som et resultat av magnetfeltene gjøres på hver av en rekke forhåndsbestemte antall ekko. I en utførelse vist i US-patent nr. 5 023 551 er hver ekkomåling av CPMG-sekvensen en måling av den integrerte amplitude til ekkoet, fremfor en måling av den største amplitude av det mottatte ekko. Bestemmelse av Tl, T2 og amplituden Mo blir deretter gjort på basis av målingene. For en eller flere av Tl, T2 amplitudebestemmelser, kan formasjonsparametre såsom porøsitet og permeabilitet, utledes med bruk av relasjoner kjent i teknikken.
US-patent 5055788 omhandler også et NMR leggeapparat ifølge "den kjente teknikken, som på samme måte som apparatet i US-patent 5023551 er vedheftet med en rekke ulemper.
En metode som her er av interesse er pulsfeltgradient(PFG-) kjernemagnetisk resonans som lenge har blitt benyttet i laboratoriet til å måle diffusjonskoeffisienten til materialer [se f.eks. E.O. Stejskal, J.E. Tanner, "Spin Diffusion Measurements: Spin Echoes in the Presence of a Time-Dependent Field Gradient", Journal of Chemical Physics, 42,288 (1965)]. PFG-pulssekvensene er vist på fig. 1. Etter at kjernespinnet er polarisert av det statiske felt, vipper en 90° radiofrekvent-puls dem til tverrplanet. Deretter blir en magnetisk feltgradientpuls benyttet. En 180° radiofrekvent-puls fulgt av en annen gradientpuls refokuserer spinnet til et ekko. Ekkoamplituden kan skrives
A(2t) er ekkoamplituden hvor 2x er tiden for ekkodannelsen. A(0) er proporsjonal med antall spinn i resonans, D er fusjonskoeffisienten, y er det gyromagnetiske . forhold for den resonerte kjerne, g er styrken av den påtrykte magnetiske feltgradient, 5 er gradientpulsbreddén og A er tiden mellom forkantene til to gradientpulser, som vist på fig. 1. Fig. 2 som plotter fase med hensyn på tid, viser hvordan pulsfeltgradientsekvensen er anvendelig for måling av diffusjonskoeffisienten til et stoff i gradientfeltet. Forskjellen i oppførsel mellom et spinn som har beveget seg og et som ikke har det, kan betraktes. Etter påtrykking av 90° pulsen, og forut for den første gradientpuls, viser begge spinn en relativt langsom faseforandring (avfasing) på grunn av bakgrunnsgradienten. Gradientpulsen resulterer i en hurtig faseforandring, og deretter, etter gradientpulsen, fortsetter den langsomme faseforandring. 180° pulsen reverserer spinnet, og de begynner nå å forandre fase i den motsatte retning (tilbakefase) langsomt, bortsett fra under påtrykking av den annen gradientpuls. For et spinn som ikke har beveget seg vesentlig, vil fasen vende tilbake til null (dens opprinnelige fase) og bidra til spinnekkoet. Et spinn som har beveget seg (diffundert) til en signifikant forskjellig posisjon i gradientfeltet, vil imidlertid ikke tilbakefase til null, og vil ikke bidra til ekkoet. ■ Betraktet på basis av kjernemagnetisk resonans er den viktigste forskjell mellom olje og vann viskositet. Viskositeten til mange råoljer er minst en størrelsesorden større enn vannets. Viskositeten er relatert til diffusjonskoeffisienten ved relasjonen
hvor D er selvdiffusjonskoeffisienten til en ren væske, k er Boltzmanns konstant, T er den absolutte temperatur, (N/V) er molekyltalltettheten, t| er viskositeten og c er en konstant hvis nummeriske verdi ligger rundt 1/6 for en lang rekke væsker [J.C.M. Li, P. Chang, "Self-Diffusion Coefficient and Viscosity in Liquids", Journal of Chemical Physics 23, 518 (1955)]. Når to fluider som foreligger i NMR-undersøkelsesområdet har forskjellige diffusjonskoeffisienter, adderer signalene fra . de to fluider i spinnekkoet. Hvis det er en stor forskjell i diffusjonskoeffisienten, er det således mulig å finne en kombinasjon av pulssekvensparametre for hvilke bidraget til den raskt diffunderende væske elimineres fra ekkbsignalet, mens bidraget fra det langsomt diffunderende væske hovedsakelig er upåvirket. Denne fremgangsmåte er blitt benyttet til å undersøke signalet fra et oppløsningsmiddel slik at NMR-spektret til det langsomt diffunderende oppløste stoff kan undersøkes (P.C.M van Zijl, C.T.W. Moonen, "Complete Water Suppression for Solutions of T C? rtl i■»+■anfl
Journal of Magnetic Resonance 87, 18 (1990)]. I en metode her utnyttes den forholdsvis store forskjell mellom diffusjonskoeffisientene til olje og vann for å skjelne komponentene i NMR-signalet fra olje og vann.
I samsvar med en utførelsé av oppfinnelsen skaffes det en kjernemagnetisk résonansmetode for å bestemme volumet av hydrokarboner i et undersøkelsesområde i undergrunnsformasjoner som omgir et borehull, omfattende trinn for: a) å anordne en loggeinnretning som kan beveges gjennom borehullet, b) å generere fra loggeinnretningen et statisk magnetfelt i et volum i formasjonen rettet mot en side av loggeinnretningen, c) å generere fra loggeinnretningen en sekvens av magnetfeltpulser i undersøkelsesområdet i formasjonene og å detektere kjernemagnetiske resonansspinnekkostyrker fra formasjonene. Oppfinnelsen er kjennetegnet ved at den videre omfatter trinn for: d) å variere en parameter i sekvensen av magnetfeltpulser som får ekkostyrken til å variere på grunn av diffusjonen av fluidarter inne i formasjonene, og å gjenta trinn c) en rekke ganger for å detektere ekkostyrken til ytterligere kjernemagnetiske spinnekkoer fra formasjonene, og e) å bestemme volumet av hydrokarboner uavhengig av en diffusjonskoeffisient, i undersøkelsesområdet for jordformasjonéne fra de detekterte spinnekkostyrker. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen omfatter trinn (e) å bestemme volumet av hydrokarboner fra ekkostyrker forbundet med diffusjonstider lengre enn den forhåndsbestemte diffusjonstid. I en utførelse av oppfinnelsen omfatter trinn (c) å generere en sekvens av RF-magnetfeltpulser og magnetfeltgradientpulser. I denne utførelse omfatter trinnene for å generere pulser av magnetfeltgradient i formasjoner å benytte en likestrøm på en elektrisk ledende sløyfe i loggeinnretningen.
I en utførelse herav er sekvensen av pulser og ekkoene i trinn (c)
90-tg-pfg-tr-l 80-tfi-pfg-tr-echor[Tj-l 80-Xi-echoi+1]j,
hvor pfg er en pulset feltgradient, tg er tiden mellom 90° pulsen og den pulsede feltgradient, U er tiden mellom den pulsede feltgradient og dén reverserende 180° puls, echoj er det første spinnekko, Xj er Carr-Purcell. avstandene for påfølgende reverserende 180° pulser og ekkoer (i = 1,2,...).
I en annen utførelsé herav er sekvensen av pulser og ekkoer
90-tt-90-tr90-t1-echoi-[Ti-l 80-Ti-echoi+i]i
hvor ti er tiden mellom den initiale 90° puls og den annen 90° puls, t, er tiden mellom de andre og tredje 90° pulser og x; er Carr-Purcell avstandene (tidsrommene) for påfølgende reverserende 180° pulser og ekkoer (i=l,2,...);d) gjentar trinn (c) en rekke ganger med forskjellige tider ti eller ts og i e) beregnes volumet av oljen i undersøkelsesområdet på basis av spinnekkoene detektert i trinnene (c) og (d).
Oppfinnelsen vedrører også et kjernemagnetisk loggeapparat som angitt i krav 15.
Videre trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil være lettere innlysende fra den følgende detaljerte beskrivelse tatt sammen méd den ledsagende tegning. Fig. 1 viser et diagram som gjengir en kjent pulssekvens med pulset feltgradient foT kjernemagnetisk resonans. Fig. 2 viser et diagram for fasen med hensyn på tid for et forflyttet (diffusert) spinn og et bevegelsesløst spinn, utsatt for pulssekvensen på fig. 1. Fig. 3 viser et diagram, delvis i blokkform, av et kjernemagnetisk resonansloggeapparat som kan benyttes ved realisering av en utførelse av
i
oppfinnelsen.
Fig. 4 viser et snittdiagram av et parti av det kjernemagnetiske resonansloggeapparat på fig. 3. Fig. 5 viser et perspektivriss av RF-antennen til det kjernemagnetiske resonansloggeapparat på fig. 3. Fig. 6 viser et tverrsnitt av RF-antennen på fig. 5, tatt gjennom et snitt definert av pilene 6-6 på fig. 5. Fig. 7 viser et diagram av en utførelse av en kjernemagnetisk resonanspulssekvens benyttet i en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 8A viser et diagram som gjengir typen av kjernemagnetiske resonansdata som en funksjon av en magnetfeltgradient som er nyttig for å forstå en utførelse av oppfinnelsen.
Fig. 8B viser kurver som er nyttige for å forstå fig. 8A.
Fig. 9 viser et perspektivdiagram av et parti av en loggeinnretning som innbefatter en antenne for å frembringe en magnetfeltgradient i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 10 viser et perspektivdiagram av et parti av en loggeinnretning som innbefatter en antenne for å frembringe en magnetfeltgradient i samsvar med en annen utførelse av oppfinnelsen. Fig. 11 viser et perspektivriss av hylsen til en RF-antenne som er blitt modifisert slik at dens konstruksjon også kan benyttes som en antenne for å frembringe en magnetfeltgradient. Fig. 12 viser et tverrsnitt av antenneskallet i utførelsen eller -hylsen på fig. 11. Fig. 13 viser et blokkdiagram av en utførelse av elektronikken som kan benyttes ved realisering av en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 14 viser et fiytdiagram av en rutine for å styre et prosessoruirdersystem i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 15 viser et fiytdiagram av en rutine representert med en blokk i rutinen på fig. 14, for å påføre en pulssekvens og lagre ekkoresponser. Fig. 16A og 16B er diagrammer av ytterligere kjernemagnetiske resonanspulssekvenser. Fig. 17 er et fiytdiagram av en rutine som kan benyttes for å styre et prosessorundersystem i samsvar med en ytterligere utførelse av oppfinnelsen. Fig. 18 er et fiytdiagram av rutinen på fig. 17, for å påføre en pulssekvens og lagre ekkoresponser. Fig. 19 er et diagram av en kjernemagnetisk resonanspulssekvens som kan benyttes i en annen utførelse av oppfinnelsen. Fig. 20 er et diagram av en kjernemagnetisk Hahn-resonanspulssekvens.
Fig. 21 viser en CPMG-sekvens modifisert for å bestemme diffusjon.
Fig. 22 viser stimulert ekko (STE).
Fig. 23 viser gjentatt refokusering av det stimulerte ekko (første ekko).
Fig. 24 viser en scoptrase av STE og refokuserte ekkoer.
Fig. 25 viser den tilnærmede kvadratiske feltstyrke i undersøkelsesområder for borehull NMR-verktøy. Fig. 26 viser amplituden til stimulert spinnekko i arbitrære enheter som en funksjon av kodingstid.
På fig. 3 er det vist et apparat for å undersøke undergrunnsformasjoner 31 gjennomboret av et borehull 32 og som kan benyttes ved realisering av utførelser av oppfinnelsen. Borehullet 32 er typisk, men ikke nødvendigvis, fylt med en borevæske eller -slam som inneholder fint fordelte faste stoffer i suspensjon og slamkake 16 er vist på veggene i borehullet.
Et undersøkelsesapparat eller loggeinnretning 30 er opphengt i borehullet 32 på en. armert kabel 33, hvis lengde hovedsakelig bestemmer den relative dybde for innretningen 30. Kabellengden styres ved passende midler ved overflaten såsom en trommel- og vinsjmekanisme (ikke vist). Overflateutstyr, gjengitt ved 7, kan være av vanlig type og kan innbefatte prosessorundersystem og kommuniserer med nedhullsutstyret. Som beskrevet i US-PS nr. 5 055 788, har innretningen 30 en flate 14 som er formet for intimt å kontaktere borehull veggen, med minimale spalter eller avstander og en inntrekkbar arm 15 som kan aktiveres for å presse verktøylegemet 13 mot borehullveggen under en loggekjøring, med flaten 14 presset mot veggens overflate. Selv om verktøyet 13 er vist som et enkelt legeme, kan verktøyet alternativt omfatte separate komponenter såsom en patron, sonde eller skliramme og verktøyet kan kombineres med andre loggeverktøy. Selv om det er illustrert et kabel oppheng, kan alternative former av fysiske bære- og kommunikasjonslinjer benyttes, f.eks. i et måling-under-boring-system.
Loggeinnretningen 30 innbefatter en magnetgruppe 17 og en RF-antenne 18 posisjonert mellom gruppen 17 og veggen i inngrep med flaten 14. Magnetgruppen 17 frembringer et statisk magnetfelt Bo i områder som omgir verktøyet 13. Antennen 18 frembringer på valgte tidspunkter et oscillerende magnetfelt Bj som fokuseres inn i formasjonen 31 og er overlagret det statiske felt Bo innenfor de deler av formasjonen som vender mot flaten 14. "Undersøkelsesvolumet" til verktøyet, vist med strekpunkterte linjer på fig. 3, befinner seg i et vertikalt langstrakt område rett foran verktøyflaten 14 hvor det er et punkt ved hvilket magnetfeltet frembragt av magnetgruppen 17 har en romlig gradient som er tilnærmet null. Som beskrevet i det omtalte patentskrift, kan verktøyet 13 foreta målinger ved magnetisk å vippe kjernespinnet til partikler i formasjonen 31 med en puls av oscillerende felt Bi og deretter detektere presesjonen av de vippede partikler i det statiske, homogene felt Bo innenfor undersøkelsesvolumet over et tidsrom.
Fig. 4 viser en magnetgruppe 17 av typen vist i en utførelse av det omtalte patentskrift US-PS nr. 5 055 788. Magnetgruppen innbefatter to permanentmagneter 24 og 26 som er generelt montert parallelt innenfor et metallegeringslegeme 27. Legemet 27 bør være av et materiale med lav magnetisk permeabilitet slik at det ikke interfererer med det statiske magnetfelt. Magnetene 24 og 26 er stykker som er langstrakte i lengderetningen av borehullet.
Magnetpolene til hver magnet befinner seg ikke på de minste flater av stykket, vanligvis betraktet som endene til stavmagneter, men i stedet forekommer polene på to motsatte kanter av magnetstykket og vender til henholdsvis høyre og venstre på figuren. Innenfor formasjonen 31 er derfor magnetfeltet Bo som omgir magnetene forholdsvis konstant langs lengderetningen av borehullaksen. I gjengivelsen på fig. 4 er magneter 24, 26 symmetrisk montert på to sider av legemet 27 med nordpolene vendt i samme retning, dvs. retningen av flaten 14 til verktøyet. En eller flere permanentmagneter kan benyttes.
Som beskrevet i det omtalte patent skrift US nr. 5 055 788, har metallegemet 27 på forsiden 14 et halvsylindrisk formet hulrom, sliss eller spor 28 som vender mot . formasjoner som står i inngrep med flaten 14. Hulrommet 28 er innrettet til å motta en RF-antenne 18 som er vist på fig. 5-6. Antennen 18 er plassert utenfor metallegemet 27 (fig. 4) på verktøyet og er derved skjermet mot elektromagnetisk kommunikasjon med områder i borehullet som ligger bak legemet 27 eller regioner i andre formasjoner i retninger som.fanges opp av legemet 27. Antennen 18 reagerer således bare på magnetfelt som oppstår i fronten av veggen som står i inngrep med flaten 14, dvs. felt som oppstår i formasjonen 31 i nærheten av antennen 18.1 den viste utførelse i det omtalte patentskrift er legemet 27 laget av metallegeringskledning, stivt festet til den innvendige metallavstivning som omgir de fleste komponenter av verktøyet bortsett fra antennen 18, innbefattet kretskomponenter, magnetgruppen 17 og det hydrauliske system til armen 15. Patentskriftet påpeker at legemet 27 alternativt kan være konstruert av andre materialer, så lenge den samlede konstruksjon er tilstrekkelig sterk og magnetfeltet til magnetgruppen 17 kan gjennomtrenge legemet <q>g komme inn i den tilstøtende formasjon 31. 1 det omtalte patentskrift US nr. 5 055 788, benyttes antennen 18 både som RF-sender for å frembringe et oscillerende felt i formasjoner og som en mottagerantenne for å detektere koherente magnetiske signaler som kommer fra preseserende protoner (spinn) etter at det oscillerende felt er bragt til opphør. Antennen, som har et legeme 29 og en langstrakt sentersonde 42, over hvilke signaler påtrykkes og detekteres, tjener effektivt som en strømsløyfe som frembringer et oscillerende magnetfelt Bi (se fig. 6) innenfor undersøkelsesvolumet som er perpendikulært til det statiske magnetfelt Bo (som er radialt i undersøkelsesvolumet). Legemet 29 er trauformet og har endeplater 40, 41 med senterlederen eller -sonden 42 utragendé fra en endeplate 40 til den annen endeplate 41, parallell til og sentrert i det halvsylindriske trau 29. US-patent nr. 5 153 514 viser at trauantennen, som kan fylles med feritt, kan ha en indre ledende
hylse som er adskilt fra et stållegeme av et gummilag som undertrykker magnetoakustisk ringing. Før konstruksjonen av antennene som her er benyttet ytterligere beskrives, skal noe av den underliggende teori behandles.
Når to fluider som forekommer i området for NMR-undersøkelsen har forskjellige diffusjonskoeffisienter, adderer signalene fra de to fluider i spinnekkoet. Hvis det således er en stor forskjell i diffusjonskoeffisienter, er det mulig å finne en kombinasjon av pulssekvensparametre for hvilken bidraget fra den raskt diffuserende væske er eliminert fra ekkosignalet, mens bidraget fra den langsomt diffuserende væske hovedsakelig er upåvirket. I en metode heri blir den relativt store forskjell mellom diffusjonskoeffisientene for hydrokarbon og vann (olje og vann eller gass og vann) utnyttet for å skjelne komponentene i NMR-signalet fra hydrokarbon og fra vann.
I en utførelsé herav benyttes en pulssekvens som innbefatter pulsede feltgradienter. Et eksempel på dette er vist på fig. 7. [Henvisning kan også gis til US-PS nr. 5 212 447 hvor det foreslås å benytte en pulssekvens med pulsede feltgradienter med bestemmelse av en diffusjonskoeffisient]. Etter en 90° vippepuls og en gradient puls, benyttes en fasereverserende 180° puls (på tidspunktet t) etterfulgt av en annen gradientpuls. Spinnekkoet (etter avfasing til null) forekommer på tidspunktet 2t. Fasereverseringspulser på 180° blir deretter benyttet på CPMG-måte for hvert 2x med spirmekkoer med suksessivt lavere amplitude forekommende tidsrom x etter hver fasereverserende puls. De første tre fasereverserende pulser og de første tre spinnekkoer er vist på figuren og det skal forstås at det kan være mange fler av hver. I NMR-nntasion er nul«sekvensen
hvor tg er tiden mellom 90° pulsen og den pulsede feltgradient (ca. t-A/2 i dette eksempel), pfg er den pulsede feltgradient, tr er tiden mellom den pulsede feltgradient og den reverserende 180° puls (ca. A/2 i dette eksempel), echoi er det første spinnekko og xj er Carr-Purcell-avstandene (tidsrommene) for påfølgende reverserende 180° pulser og ekkoer (i = 1,2,...). Sekvensen vil bli betegnet som en "PFG-CPMG"-sekvens. Den initiale ekkostyrke kan representert som hvor y er det gyromagnetiske forhold, g er pfg-amplituden, 8 er pfg-pulsbredden og l<2> er den midlere kvadratiske diffusjonslengde hvor D er diffusjonskoeffisienten og A er tiden mellom gradientpulsene. Derfor kan lienine f61 skrives som
Som tidligere bemerket adderes signalene fra fluidene i spinnekkoen når to fluider foreligger og har forskjellige diffusjonskoeffisienter. For olje og vann vil derfor
. ligning (8) være
hvor V0]je er volumfraksjonen av olje, Vw er volumfraksjonen av vann, D0ije er diffusjonskoeffisienten for olje og Dw er diffusjonskoeffisient for vann. Imidlertid i et avsnitt "Bestemmelse av olje- og vannmetninger uten å bestemme diffusjonskoeffisienter, nedenfor, drøftes løsninger for V0ii og Vw uten bruk av diffusjonskoeffisienter, som i heldigste fall er usikre.
Verdiene av initial ekkostyrke M som en funksjon av en gradientpulsparameter (igjen, g, 8 og/eller A) kan også benyttes til å finne V0ije ved å benytte verdier for
M som påvirkes nesten utelukkende av pljekomponenten i det undersøkte formasjonsområde (og med eksklusjon av vannkomponenten i det undersøkte formasjonsområde). Som beskrevet ovenfor kan det gjøres en sondring på basis av forskjellen i diffusjonskoeffisienter mellom olje og vann, slik at ved å velge gradientpulsparametre som reduserer eller eliminerer signalet fra den raskere diffuserende væske (vannet), kan signalet fra oljen benyttes til å bestemme V0n. Fig. 8A viser formen av en typisk datakurve med punkter som representerer den initiale ekkostyrke M(g) for forskjellige verdier av gradientpulsamplituden g for en situasjon hvor olje og vann foreligger i en sandsten. Fig. 8B illustrerer hvorfor kurven på fig. 8A har sin karakteristiske form med to partier med forskjellig helning. På fig. 8B, representerer kurven med større helning (gjengitt strekpunktert) M(g) med hensyn til g-karakteirstikken for et stoff (f.eks. vann) som har en relativt høy diffusjonskoeffisient og kurven med lavere helning, i brutt punktert linje representerer M(g) med hensyn på g-karakteirstikken for et stoff (f.eks. olje) som har en relativt lav diffusjonskoeffisient. Totalsignalet som fås fra . begge substanser vil addere dem og resultere i en karakteristisk form lik den på fig. 8A. Igjen med henvisning til fig. 8A, kan man ved å benytte pulssekvenser med verdier av g som resulterer i datapunkter på det grunnere skrånende parti av kurven (hvor vannkomponenten har liten eller ingen virkning), ekstrapolere kurven som vist i den punkterte linje for å skaffe en total signalverdi som er representativ for den oljefylte porøsitet eller volumet V0i\- Minst to punkter og foretrukket flere på det grunnere skrånende parti av kurven kan benyttes til å finne . ekstrapolasjonslinjen. Skjæringen av linjen skaffer volum av olje og helningene til de to partier er henholdsvis proporsjonale til diffusjonskoeffisientene for oljen og den totale yæskemengde. Proporsjonalitetskonstanten kan være ukjent.
Mens fig. 8A og 8B viser kurver for olje og vann, skal det forstås at f.eks. vann og gass vil ha kurver med helt forskjellige helninger (i et slikt tilfelle en høyere helning for gass, hvor molekylene diffuserer mye hurtigere enn i en væske) og kunne skjelnes på tilsvarende måte. En trekomponentmodell (olje, gass, vann) kunne også benyttes.
Følgelig kan et totalsignal som skyldes to eller flere stoffer benyttes til å bestemme volumet av hydrokarboner i en jordformasjon. Totalsignalet kan benyttes på minst to måter: For direkte å angi volumet av hydrokarboner som en logg av formasjonen og til å karakterisere en annen formasjonsparameter. Spesifikt kunne signalet benyttes i tolkningsmetoder for eksempelvis mer nøyaktig å angi porøsitet.
På fig, 9-11 er det vist utførelser av en antenne i en loggeinnretning som kan benyttes til å frembringe pulsfeltgradienter. Loggeinnretningen vist på fig. 9 er av den generelle art beskrevet i US-PS nr. 5 055 788 og 5 153 514 og vist delvis på fig. 4-6. På fig. 9 og 10 er huset for permanentmagneten vist ved 27, permanentmagneten er vist ved 24, 26 og forsiden av RF-antennen 18 er representert skyggelagt ved 518.1 utførelsen på fig. 9 er antennen for å generere magnetfeltgradientene en spole 550 (med en vinding eller en rekke vindinger) og spolen 550 er koblet med en strømkildeforsyning, som beskrevet i forbindelse med fig. 13. Antennen 550 kan vikles i et isolerende materiale (såsom epoksy) og legges i sandwich mellom forsiden av magnethuset og en sliteplate (ikke vist), dannet av et umagnetisk og urhetallisk materiale, såsom tung plast, som er montert på forsiden av loggeinnretningen. En sliteplate er f.eks. beskrevet i US-PS nr. 5 153 514.1 drift, når en likestrøm påtrykkes antennen 550, vil magnetfeltlinjene generelt være som angitt ved punkterte linjer på figuren. Hvis lengdeaksen av borehullet betraktes som z-retningeri og den retning verktøyet vender i er betraktet som y-retningen (se koordinataksene på fig. 9), så vil i et undersøkelsesområde gradienten til magnetfeltet for utførelsen på fig. 9 være dBy/dy, dvs. at gradienten vil ligge i radialretningen med hensyn til borehullaksen. [Den statiske feltretning i undersøkelsesområdet er i y-retningen og RF-feltretningen i undersøkelsesområdet [x-retningen].
I utførelsen på fig. 10 er det anordnet to spoler 560 og 570 (hver med en eller flere vindinger) og spolene energiseres slik at strømmer sirkulerer i dem i motsatte retninger, og dermed resulterer i magnetfeltlinjer som representert på figuren i punktert strek. I dette tilfelle vil magnetfeltgradienten i undersøkelsesområdet være dBy/dz. Igjen kan disse spoler vikles i et isolerende medium som lagt i sandwich mellom flaten på loggeinnretningen og én sliteflate. Det skal forstås at spolen eller spolene også kunne være orientert for å skaffe en magnetfeltgradient dBy/dx i undersøkelsesområdet. Fig. 11 og 12 viser en annen utførelse av en antenne for å frembringe magnetfeltgradienten. I denne utførelse benyttes en modifikasjon av RF-antennen beskrevet i US-PS nr. 5 055 788 og 5 153 514. slik at den modifiserte antenne også kan frembringe magnetfeltgradienten. Fig. 11 viser den modifiserte RF-antenne som generelt har form av et trau som vist i de omtalte patentskrifter, og som kan være fylt med en feritt (ikke vist). Som også beskrevet i patentskriftet US nr. 5 153 514, kan antenne]egemet ha en indre ledende hylse adskilt fra legemet (som kan være dannet av stål) ved et gummilag for undertrykkelse av magnetoakustisk ringing. I samsvar med modifikasjonen herav, er det ledende trau splittet i lengderetningen som vist på fig. 11 og strømkilden påtrykkes over de to halvdelene 1131, 1132. Den andre ende av den splittede antenne er kortsluttet, som gjengitt ved den ledende endeplate 1135. Strømmen som i tverrsnittet på fig. 12 er vist å strømme i en av to halvparter av legemet og ut av det andre, resulterer i typen av magnetfelt som er vist med punktert strek. I dette tilfelle er magnetfeltgradienten i undersøkelsesområdet lik den i utførelsen på fig. 9 og kan betegnes dBy/dy. Fig. 13 viser et blokkdiagram av elektronikken som kan benyttes i utførelser av den foreliggende oppfinnelse. Elektronikken kan f.eks. være plassert i legemet 27 eller i en separat kassett eller sonde. Elektronikken forbundet med RF-drift av RF-antennen 18 kan være av den art som er beskrevet i USrpatent nr. 5 055 788 og henvisning kan gjøres til dette patentskrift for ytterligere detaljer. En oscillatorkrets 1305 er anordnet og utgangen fra denne er koblet til en faseskifter 1310 som står under styring av en koblingsurkrets (representert ved blokk 1390) som i sin tur styres av et prosessorundersystem, representert ved 1350 for å styre fasen til signalene som gis ut fra denne slik at signalene benyttes til å danne pulsene såsom 90°- og 180°-pulsene kan genereres på kjent måte. Prosessorundersystemet 1350 kan f.eks. omfatte en mikroprosessor med forbundet minne, klokke og inngangs/utgangskretser (ikke separat vist). Utgangen på faseskifteren 1310 er koblet til en amplitudemodulator 1315 som også arbeider under styring av koblingsurkretsen 1390 (som i sin tur står under styring av prosessorundersystemet 1350). Amplitudemodulatoren danner pulsformen som beskrevet i ytterligere detalj i US-patent nr..5 055 788. Utgangen fra amplitudemodulatoren 1315 er koblet til en effektforsterker 1325 hvis utgang i sin tur er koblet med RF-antennen 18. Som beskrevet i det ovennevnte US-patent nr. 5 055 788 er det anordnet en Q-bryterkrets 1340 og som også er koblet til RF-antennen for raskt å dempe en eventuell ringing. RF-antennen 18 er også koblet til mottakerkretser som innbefatter en duplekser 1360 som virker til å beskytte mottakerkretsen mot høyeffektsignaler under overføring. Utgangen på duplekseren 1360 er koblet til en detektorkrets 1365 som mottar et referansesignal som kan utledes fra oscillatorkretsen, som igjen beskrevet i det anførte US-patent nr. 5 055 788. Detektorkretsen 1365 kan svitsjes på passende måte. Utgangen på detektorkretsen 1365 er koblet til en digitaliseirngskrets 1365 som står under styring av koblingsurkretsen og utgangen på digitaliseringskretsen 1375 er koblet til prosessorundersystemet 1350. Fig. 13 viser også et ytterligere parti av elektronikken og benyttes til å frembringe gradi en spul sen i samsvar méd en utførelse herav. En likestrømspenningskilde 1381 er anordnet og kan være av den art som selges av Techron Company i Elkhart, Indiana. Utgangsnivået til strømkilden styres av prosessorundersystemet 1350. Utgangen på likestrømkilden 1381 er koblet til gradientantennen, f.eks. antennen som vist på fig. 9-11 via en svitsjekrets 1383 som styres av prosessorundersystemet 1350 via koblingsurkretsen 1390.1 drift styrer prosessorundersystemet 1350, programmert i samsvar med flytdiagrammene beskrevet nedenfor, senderkretsene til elektronikken for å levere sendersignaler til RF-antennen for å påtrykke gradientpulser til PFG-antennen eller -antennene og å aktivere mottakerpartiet av elektronikken for å detektere og behandle spinnekkoene mottatt av RF-antennen. Som vist på fig. 14 er det vist en rutine for å styre en prosessor, såsom prosessorundersystemet på fig. 13 og/eller delvis en opphullsprosessor i utstyret 7 i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. I rutinen på fig. 14 varieres en eller flere parametre av gradientpulsene (f.eks. amplituden g og/eller gradientpulsvarigheten 5) for å påvirke hurtigheten til avfasingen og bmfasingen (f.eks. av diffuserende spinn). Tidsintegralet til gradientpulsene er tilnærmet g5, og det er dette produkt som varieres i den foreliggende utførelse (ved å variere g, 5 eller begge). Blokken 1420 representerer initialiseringen av g8 til en startverdi. Pulssekvensen på fig. 7 blir deretter påtrykket og de detekterte spinnekkoer lagret, som representert i blokk 1430. Rutinen representert i blokk 1430 er beskrevet i forbindelse med fig. 15 og henvisning skal for øyeblikket gjøres til fig. 15. Som vist der representerer blokken 1505 påtrykking av en 90° puls, med bruk av styring av senderkretsene som tidligere beskrevet i forbindelse med fig. 13. Etter en ventetid på tg (blokk 1510), påtrykkes den første gradientpuls, med bruk av prosessorstyring av kretsene på fig. 13 for å energisere gradientspolen (representert med blokken 1525). Etter et tidsrom tr (blokk 1530) påtrykkes en 180° reverseringspuls (igjen med bruk av senderkretsene på fig. 13, som representert ved blokk 1540). Etter en ventetid tg (blokk 1545) påtrykkes den annen gradientpuls (blokk 1550). Kretsene på fig. 13 blir deretter svitsjet til en mottakingsmode (som representert ved blokk 1560) for deteksjon og lagring av spinnekkoet. Som beskrevet, f.eks. i ovennevnte US-patent nr. 5 023 551, kan toppen av spinnekkoet, arealet under spinnekkoet eller begge detekteres og lagres. En reverseringspulsindeks initialiseres, som representert ved blokk 1565. Det undersøkes deretter (desisjonsblokk 1570) hvorvidt den siste 180° reverseringspuls . er blitt sendt, dvs. hvorvidt reverseringspulsindeksen har nådd sin maksimalverdi. Hvis ikke, økes reverseringspulsindeksen (blokk 1575) og etter en ventetid x (blokk 1580 - den totale ventetid på 2x siden den foregående 180° puls), påtrykkes den neste 180° reverseringspuls (blokk 1585), etterfulgt av svitsjing til mottakingsmoden for deteksjon og lagring av det neste spinnekko (blokk 1590). Det gås deretter tilbake til desisjonsblokken 1570 og sløyfen 1595 fortsettes inntil det forhåndsbestemte antall av 180° reverseringspulsoverføring og spinnekkodeteksjoner er blitt implementert, hvorpå det gås til blokken 1440 på fig. 14.
Igjen med henvisning til fig. 14 representerer blokken 1440 bestemmelsen og lagringen av den første spinnekkostørrelsesklasse (eller areal, alt etter som) fra den lagrede sekvens av spinnekkoer. Kort sagt bestemmes amplituden til det første ekko ved å generere eksponensialkomponentene (Laplace
transformasjonskoeffisientene) av spinnekkoene og deretter å summere koeffisientene for effektivt å ekstrapolere for å finne den første ekkoamplitude. Denne type ekstrapolasjon er vel kjent og henvisning kan f.eks. gjøres til Butler
o.a., "Estimating solutions Of First Kind Integral Equations With Non-Negative Constraints And Optimal Smoothing", SIAM Journal of Numerical Analysis, bind 18, nr. 3, juni 1981. Deretter gås det til desisjonsblokken 1450 og det gjøres en undersøkelse om hvorvidt den siste variasjon av gradientpulsarealet (g5) er blitt nådd. Hvis ikke, økes g5 (blokk 1460) f.eks. ved å øke g, og det gås tilbake til blokken 1430. Sløyfen 1465 fortsetter deretter inntil siste verdi av gS er blitt nådd, hvorpå det gås til blokken 1480. Denne blokken representerer bestemmelsen av V0;i fra den initiale spinnekkoamplitude (eller arealer) tidligere bestemt uttrykkt ved diagrammet på fig. 8, ved å benytte verdier av g som resulterer i datapunkter på kurven og deretter interpolere for å finne V0ji. Som tidligere beskrevet kan verdier for V0;i, Vw også fås ved simultan løsning for flere verdier av M som funksjon av g. Behandlingen kan deretter implementeres for det neste dybdenivå.
En såkalt "stimulert ekko"-sekvens kan benyttes ved utøvelse av en utførelse av oppfinnelsen. Stimulert ekko er blitt benyttet til laboratoriemålinger av materialer i mange år. [Se for eksempel Tanner, "Use Of The Stimulated Echo In NMR,, Diffusions Studies", Journal Of Chemical Physicsj bind 52, nr. 5, mars 1970, og mer nylig Latour et al., "Improved PFG Stimulated Echo Method For The Measurement of Diffusion In Inhomogeneous Fields", Journal of Magnetic Resonance, serie B, bind 101, februar 1993 og Latour et al., "Time-Dependent Diffusion Coefficient of Fluids in Porous Media as a Probe of Surface-to-Volume Ratio", Journal of Magnetic Resonance, serie A, bind 101, februar 1993. Se også US-PS nr. 5 212 447 hvor det foreslås å benytte en stimulert ekkosekvens for å bestemme en diffusjonskoeffisient]. Et eksempel på en stimulert ekkopulssekvens, som i Latour et al., er vist på fig. 16A. Den typiske 90° puls benyttes for å vippe spinnene til tverrplanet. Spinnene kan nå påvirkes av magnetiseringsutsvingning, f.eks. fra små gradienter i det statiske magnetfelt. Etter et tidsrom tj (som typisk er meget mindre enn diffusjonstiden som skal måles) benyttes deretter en annen 90° puls for å orientere spinnet i en retning parallell til det statiske felt. Spinnene kan forestilles å være "lagret", da de er i Bo-retningen, slik at de ikke preseseres og ikke er påvirket av magnetfeltgradienten. Etter et tidsrom ts leveres en annen 90° puls og denne vipper spinnene tilbake og inn i tverrplanet: Nå oppfører spinnene seg som om de to siste 90° pulser hadde vært,en 180° reverseringspuls og omfasingen begynner, slik at et ekko fås etter et tidsrom som svarer til tidsrommet ti mellom de to første 90° pulser. Da diffusjonen ikke opphørte i løpet av tiden da spinnene var "lagret", vil ekkoet reagere på diffusjonseffekter. Følgelig kan relativt lange diffusjonstider måles i nærvær av en moderat magnetfeltgradient.- Dette skyldes at spinnene som ikke har beveget seg i en vesentlig distanse i magnetfeltgradienten vil bidra til ekkoet (da det ikke lett vil svinge ut under den tid de befinner seg i "lagring"), mens spinnene som har beveget seg hovedsakelig til et annet sted i det statiske magnetfelt vil ikke omfase og bidra til ekkoet. På fig. 16A er pulsfeltgradientene vist under intervallene ti, som benyttet i Latour et al. ovenfor. Fig. 16B viser sekvensen uten pulsede feltgradienter, til bruk når tilstrekkelig magnetfeltgradient foreligger uten dem. Etter det første spinnekko kan påfølgende sykler avfase reversering og ekko implementeres, slik det ble illustrert ovenfor på fig. 7 og som representert på fig. 16B.
Fig. 17 viser et fiytdiagram av en rutine for å styre prosessorundersystemet med bruk.av en pulssekvens av typen vist på fig. 16B. I rutinen på fig. 17 varieres tidsrommet ti eller tidsrommet ts (eller begge) for å variere den effektive diffusjonstid. Blokken 1710 representerer initialiseringen av tidsrommene tj og ts. Pulssekvensen på fig. 16B blir deretter påtrykt og de detekterte spinnekkoer lagret, som representert ved blokk 1720. Rutinen representert av blokk 1720 er beskrevet i samband med fig. 18 og det vil for øyeblikket bli henvist til fig. 18. Som vist der, representerer blokken 1805 påtrykkingen av en 90° puls, med bruk av styring av sendekretsene som tidligere beskrevet i samband med fig. 13. Etter en ventetid tj
(blokk 1810) påtrykkes en annen 90° puls, som representert ved blokk 1815. Etter en ventetid ts (blokk 1820) påtrykkes deretter en annen 90° puls som representert ved blokk 1830. Kretsene på fig. 13 blir deretter svitsjet til en mottakingsmode (som representert ved blokk 1850) for deteksjon og lagring av spinnekkoet. Som bemerket ovenfor kan toppen av spinnekkoet, arealet under spinnekkoet eller begge detekteres og lagres. Hvis bare et enkelt ekko benyttes, kan det implementeres en retur til blokk 1730 på fig. 17. Hvis ytterligere spinnékkoer skal dannes og detekteres i pulssekvensen, initialiseres en reverseringspulsindeks som representert ved blokk 1865. Det gjøres deretter en forespørsel (desisjonsblokk 1870) om hvorvidt den siste 180° reverseringspuls er blitt sendt, dvs. hvorvidt reverseringspulsindeksen har nådd sin maksimalverdi. Om ikke økes reverseringspulsindeksen (blokk 1875) og etter en ventetid t (blokk 1880), påtrykkes en 180° reverseringspuls (blokk 1885), etterfulgt av svitsjing til mottakingsmoden for deteksjon og lagring av det neste spinnekko (blokk 1890). Det gås deretter tilbake til blokken 1870 og sløyfen 1895 fortsettes inntil det forhåndsbestemte antall av. 180° reverseringspulsoverføringer og spinnekkodeteksjoner er blitt komplementert, hvorpå det gås til blokken 1730 på fig. 17.
Igjen med henvisning til fig. 17 representerer blokken 1730 bestemmelsen og lagringen av amplituden eller arealet (alt etter som) av ekkoresponsen fra en eller flere spinnekkoer, som ovenfor. Det gås deretter til desisjonsblokken 1740 og det gjøres en forespørsel om hvorvidt den siste verdi av ti eller ts er blitt nådd. Hvis ikke økes ti eller ts (blokk 1760) og det vendes tilbake til blokk 1720. Sløyfen 1770 fortsetter deretter inntil den siste verdi av t] eller ts er blitt nådd, hvorpå det gås til blokk 1750. Som beskrevet ovenfor, representerer denne blokken bestemmelsen av Voil fra ekkoamplituderesponsen som tidligere ble bestemt. Igjen kan f.eks. simultanligninger eller en ekstrapolasjonsmetode benyttes. På fig. 8A kan den horisontale akse være diffusjon sti den. Som også tidligere omtalt, kan verdier for Vw fås. Behandling kan deretter implementeres for det neste dybdenivå.
Ved bruk av metodene beskrevet i sambånd med fig. 16-18, skal det forstås at andre typer loggeinnretninger, f.eks. typen beskrevet i den samtidige US patentsøknad serienr. 08/041,643, overdratt til samme innehaver som den foreliggende oppfinnelse, kan benyttes om ønsket og kan gi relativt større konstante magnetfeltgradienter.
I de ovenstående metoder benyttes en magnetfeltgradient med fordel for å skaffe spinnekkoer som inneholder nyttig informasjon om diffusjonsegenskapene til formasjonsvæskene. I tillegg til gradientene som kan påtrykkes ved apparatet, er det magnetfeltgradienter inne i porøse media. Størrelsen til disse gradientene er tilnærmet
g = —— : (io)
hvor AXV er forskjellen i volumetrisk suseptibilitet mellom kornmaten al et og porefluidet, R er en størrelse som karakteriserer poregeometrien og Bo størrelsen av det statiske magnetfelt uttrykt av apparatet [L.E. Drain, "The Broadening of Magnetic Resonance Lines Due to Field Inhomogeneities in Powdered Samples", Proceedings of the Physical society, 80, 1380 (1962), J.A. Glaser, K.H. Lee, "On the lnterpretation of Water Nuclear Magnetic Resonance Relaxation Times in Heterogeneous System", Journal of American Chemical Society 96, 970 (1974)]. I bergarter kan disse gradientene grovt være noen få G/cm når det statiske magnetfelt er ca. 500 Gauss. Innvendige gradienter bidrar til svekkingen av signalene fra raskt diffuserende arter [E.O. Stejskal, J.E. Tanner, "Spin Diffusion Measurements: Spin Echoes in the Presence of a Time-Dependent Field Gradient", Journal of Chemical Physics, 42,288 (1965)]. For Stejskal-Tanner-sekvensen er ekkostyrken for en art med en diffusjonskoeffisient D
A(2t) = A(0)exp -y2D|-j-cJGg + 8^A-|jG3}j x.
exp -y-'d|-G0-G 5(t? + ti) + 5J(ti + Ta) +js^Sr ]
I denne ligningen er Go den innvendige gradient, som i en enkel modell er gitt av ligning (10), t] er tiden mellom den initiale 90° puls og starten på den første gradientpuls og t2 er tiden fra slutten av den annen gradientpuls til sentrum av ekkoet. Andre symboler ble definert i forbindelse med ligning (3).
Om de innvendige gradienter er store nok er pulsgradienter ikke nødvendige for diffusjonseditering. En Hahn spinnekko sekvens [E.L. Hahh, "Spin Echoes", Physical Review 80,580 (1950)] kan benyttes. Denne sekvensen er vist på fig. 20.
Ekkoet er svekket i henhold til
A( 2z) = A{ 0) exp— fDGU^ (i'2)
slik åt øking av t raskt vil ødelegge signalet fra en hurtig diffuserende art hvis de innvendige gradienter er tilstrekkelig store.
Hvis de innvendige gradienter i formasjoner som logges er betydelige, kan en metode med bruk av en pulssekvens med styring av prosessorsubsystemet 1350 for å reversere polariteten til strømmen levert til spolen eller spolene på fig. 9-12 benyttes for visse gradientpulser i pulssekvensen. En pulssekvens som kan benyttes er av den type som er beskrevet i Latour et al., "Time-Dependent Diffusion Coefficient Of Fluids In Porous Media As A Probe Of Surface-To-Volume Ratio", Journal Of Magnetic Resonance, serie A, 101, 342-346, februar 1993. Henvisning kan også gjøres til Latour et al., "Improved Pulse Field Gradient Stimulated Echo Method For The Measurement Of Diffusion In Inhomogeneous Fields", Journal Of Magnetic Resonance, serie B, bind 101, 72-77, februar 1993, og til R.M. Cotts et al., "Pulsed Field Gradient Stimulated Echo Metods For Improved NMR Diffusion Measurements In Heterogeneous Systems", Journal Of Magnetic Resonance, bind 83, 252, juni 1989. Som beskrevet i disse publikasjoner, er effekten av innvendige gradienter i laboratoireprøver tilbøyelig til å kanselleres ut når det benyttes en pulssekvens som har 180° pulser etterfulgt av gradientpulser som veksler i polaritet. I den foreliggende utførelse blir virkningen av gradienter i undergrunnsformasjoner redusert eller eliminert ved å benytte gradientfeltspoler for å implementere pulser med vekslende polariteter som en del av typen av pulssekvens vist på fig. 19.1 eksemplet på fig. 19 er tiden mellom den initiale 90° vippepuls og den første 180° reverseringspuls t og tiden mellom den påfølgende 180° pulser er 2x. Gradientpulsene har jevn avstand mellom 180° pulsene og har skiftende polariteter. Etter den initiale sekvens (som er vist å innbefatte to par av gradientpulser, men som kan innbefatte flere eller mange flere) benyttes i dette eksempel en 90° puls, på samme måte som i eksemplet på fig. 16, for å oppnå en operasjon av typen "stimulert ekko", hvor spinnene "lagres" i retningen av det statiske felt i et tidsrom ts. Etter en ytterligere 90° puls for å ta spinnet ut av den "lagrede" tilstand, gjentas initialsekvensen og spinnekkoet mottas og behandles etter et tidsrom x etter den endelige 180° puls. Om ønsket kan en CPMG-sekvens føyes til denne pulssekvensen for gjentatt å refokusere det første ekko. På denne måte kan meget mer nøyaktige estimater av amplituden til det første ekko fås, som beskrevet ovenfor.
Oppfinnelsen kan implementeres med et NMR-kab el verktøy opphengt fra en kabel i borehullet. Se US-patent nr. 5 055 787 (Kleinberg et al.) som eksempel.
Oppfinnelsen kan også implementeres med et NMR-logging-under-boring-verktøy montert på en borestreng i et borehull. Se US patentsøknad serienr. 07/922,254
(Kleinberg et al.) som eksempel. Med begge typer verktøy kan pulssekvensen endres som beskrevet i denne søknad. Hvert verktøy kan også romme to sett av magneter, RF-spole etc. for separat å utføre NMR-målinger, idet hvert sett arbeider på en pulssekvens som er forskjellig fra den annen. I tillegg kan to verktøy av samme type forbindes i serie slik at et verktøy i serien arbeider på en pulssekvens som er forskjellig fra den til det andre verktøy.
Bestemmelse av olje- og vannmetninger uten å
bestemme diffusjonskoeffisienter
En av de viktigste mulige anvendelser av kjernemagnetisk resonans-(NMR-)logging er bestemmelsen av volumer av gass, olje og vann i den flømmede sone beskrevet ovenfor.
US-patent nr. 5 212 447 (Paltiel) hentyder til bestemmelse av forskjellige petrofysiske størrelser fra NMR-data. Alle disse metoder krever bestemmelse av en diffusjonskoeffisient. Beregningen av en diffusjonskoeffisient er problematisk av en rekke grunner. For å beregne diffusjonskoeffisient fra NMR-data med statisk feltgradient, er det nødvendig å kjenne styrken av den statiske magnetfeltgradient. I noen borehulloggeverktøy, frembringer permanentmagneter et felt som er meget ujevnt i rom og ikke har noen enkelt veldefinert magnetfeltgradient. For å beregne en diffusjonskoeffisient fra pulsede feltgradientdata, er det nødvendig med tidsintergralene til de magnetiske feltgradientpulser. Kjennskap til tidsintegralene kan kreve en eller flere av de følgende: komponenter og kretser som er meget stabile med hensyn til variasjoner i temperatur, ekstra kalibreringsprosedyrer eller ekstra sensorer for å måle tidsintegralet til gradientpulser under borehullmålinger. Disse krav øker kostnaden av verktøyet eller øker tiden som er nødvendig for borehullmålingen.
Oppfinnerne har imidlertid oppdaget hvordan disse usikkerheter skal unngås. Det er ikke nødvendig å finne diffusjonskoeffisienten for å bestemme gass-, olje- eller vannmetninger fra kjernemagnetiske resonansloggeverktøydata. Metoden som her er beskrevet krever at minst en pulssekvensparameter må økes med kjente multiplikative faktorer under målesyklusen. Imidlertid er det ikke nødvendig med noen absolutt kjennskap til pulssekvens- eller verktøyparametre.
I den følgende utvikling vises det hvordan det skal løses for størrelser for V0ii, Vw og Vg, henholdsvis volumene av olje, vann og gass i formasjonen, Disse størrelser kan oeså uttrvkkes ved hielD av Dorøsitet os fluidmetninaer:
a er en verktøykalibreringskonstant, <J> er porøsiteten til formasjonen, So, Sw og Sg er metningene av henholdsvis olje, vann og gass og HIo, HIW og HIg er henholdsvis hydrogenindeksene for olje, vann og gass. Ovenfor er det diskutert et antall metoder for å benytte kontrasterende diffusjoner for å kvantifisere olje, vann og gass i undersøkelsessonen for NMR-verktøyet. I det følgende påvises bestemmelsen av V0ij og Vw. Den samme metode kan benyttes for enhver blanding av to fluider i jordformasjonen, f.eks. vann/gass eller olje/gass. En representativ ligning er hvor Mi er signalnivået som skyldes bruken av en pulssekvens med parameteren 8, g og A, symbolene er forklart tidligere. For korthets skyld kan dette omskrives som Betrakt en annen måling, i hvilken en av de følgende forandringer gjøres: (1)8 økes med en faktor ^2; (2) g økes med en faktor V2 eller (3) A økes med en faktor på 2. Da resultatet av denne annen måling
Ved kombinasjon av (17) og (18) og antagelse av definisjonen M0 = V0n + Vw, kan A og B uttrykkes ved hjelp av målingene Mi og M2 og de petrofysiske størrelser av interesse V0n og Vw
Bemerk at ligningene (19a) og (19b) benytter motsatte fortegn mellom de to ledd. Valget gjøres slik at A,B>0 og avhenger av forholdet V0n/Vw.
Betrakt nå en tredje måling hvori et tall m, ikke lik 1 eller 2 velges og en av de følgende forandringer gjøres relativt til verdiene benyttet i den første måling: (1) i økes med en faktor på Vm, (2) g økes med en faktor ^m eller (3) A økes med en faktor m. Da resultatet av denne tredje måling
Tilsvarende gjøres en fjerde måling hvor et tall n, ikke lik 1,2 eller m velges og ei av de følgende forandringer gjøres relativt til verdiene benyttet i den første målinj (1)5 økes med en faktor Vn, (2) g økes med en faktor Vn eller (3) A økes med en faktor n. Da resultatet av denne fjerde måling
Ligningene (20) og (21) er to ligninger med to ukjente V„ji og Vw. Generelt kan ikke disse ligninger løses analytisk. Men de kan imidlertid løses nummerisk.
Kombinasjoner med andre målinger
Den ovenstående prosedyre kan forenkles hvis andre borehullmålinger gjøres på den samme formasjon. Hvis temperaturen, trykket og fluidsammensetningene er kjente, kan hydrogenindeksene lett beregnes [se f.eks. Schlumberger Log Interpretation Principles/Applications (1987)]. Hvis porøsiteten er kjent fra en annen måling, er den følgende relasjon nyttig
Således kan de ovenstående ligninger betraktelig forenkles i eksemplet hvor bare olje og vann foreligger (Sg=0), og bare tre målinger er nødvendige.
Tre fluider foreligger
Nærværet av tre fluider kompliserer den ovenstående analyse. Den m<te> måling kan beskrives av ligningen
For å løse for V0ji, Vw og Vg i fravær av annen logginformasjon, er det nødvendig å gjøre seks målinger. Hver måling er karakterisert ved en entydig faktor m som ikke behøver å være et helt tall, slik at en av de følgende er sant: (1)8 økes med en faktor Vm, (2) g økes med en faktor Vm eller (3) A økes med en faktor m. Resultatet er løsbart med bruk av seks ligninger og seks ukjente, A,B;C, V0ji, Vw og Vg. Bare de siste tre er av interesse, da A,B og C er funksjoner av verktøy- og pulssekvensparametre. Verktøy- og pulssekvensparametrene kan være vanskelig eller kostbare å bestemme.
Vi fremlegger pulsede NMR-sekvenser som innsamler informasjon hurtigere enn tidligere kjente måleprotokoller. Det er vist at verken evnen til å pulse feltgradienten eller dens romlige jevnhet er vesentlig.
Kjernemagnetisk resonans med pulsede feltgradienter, behandlet ovenfor, er en metode for å observere molekulær diffusjon. Grunnprinsippet for denne måling er som følger: Raten av kjernepresesjon er proporsjonal med styrken av det påtrykte statiske felt. Hvis det statiske felt er posisjonsavhengig, er presesjonsraten og derfor fasevinkelen til presesjonene etter et tidsrom 8, posisjonsavhengig, dvs. posisjonen av et spinn er innkodet i dens fasevinkel for presesjonen. Anta at fasen til presesjonen ved en RFrpulssekvens inverteres (multipliseres med -1) (såsom i Hahn-spinnekkoet) og la spinnene presesere i det samme inhomogene felt i samme tidsrom 8, slik at fasekodingen reverseres. Hadde spinnene forblitt stasjonære ved slutten av denne perioden, ville fasen til hvert spinn være den samme: Dette er prinsippet for Hahns spinnekkoet. Et kjemespinn i bevegelse iakttar de forskjellige feltstyrker (presesjonsrater) under forover- og reversert fasekoding. Følgelig inntar dens presisjonsfase en forskyvning som er proporsjonal med det indre produkt av feltgradienten og forskyvnigen av spinnene mellom forover- og den reverse faseinnkoding.Volumbevegelse av samplet fører til en faseforskyvning, det totale NMR-signal, men molekylær diffusjon får imidlertid hvert kjemespinn til å ha en slumpmessig fase som fører til en reduksjon i signalåmplituden.
NMR-målinger er beryktet for deres lave signal-støyforhold. Diffusjonsmålinger kan ytterligere forverre denne situasjonen da diffusjonen observeres via en reduksjon i NMR-signalet. Det er derfor helt nødvendig å utvikle pulssekvenser som samler diffusjonsinformasjon så effektivt som mulig.
Pulssekvensene som skal beskrives er relevante for et NMR-apparat som kan utsette prøven for pulser av RF-magnetfelt perpendikulært til et kraftig magnetfelt med en romlig gradient. Igjen er frekvensen til RF-magnetfeltet 7B0, hvor B0 er størrelsen av det statiske magnetfelt og y= 2,675 x IO<4> radi aner/s/G auss som er den gyromagnetiske forhold for protoner. Et apparat som er relevant for denne søknad er f.eks. beskrevet i US-patent nr. 5 055 787 og 5 055 788 av 8. oktober 1991. Den statiske feltgradient frembragt av dette apparatet er ujevn i prøven. Ujevnheten av gradienten innfører en uoverstigelig komplikasjon i NMR-målingen. Evnen til å pulse eller på annen måte modulere gradienten til det statiske felt er ikke nødvendig.
Notasjon for pulssekvenser
I vår notasjon frembringer en 90°x RF-puls en 90° nutasjon omkring x-aksen i det roterende koordinatsystem [Farrar og Becker, Fourier Transform and Pulse NMR, Academic Press]. Dette betyr at RF-pulsen er slik at yBiT/2=7t/2 hvor t og Bi er varigheten og amplituden til RF-magnetfeltet i prøven. Indeksen i 90°x henviser til faseskiftet benyttet på RF-pulsen, indeksene x, y og -x svarer til 0,90 og 180° faseskift. Faseskiftet bestemmer retningen av RF-pulsen i det roterende koordinatsystem. I figurene betegnes skjematisk RF-pulsene med vertikale linjer. . De er typisk pulser med en bredde på 1-100 ms dg inneholder en rekke sykluser av RF-feltet.
Faseveksling: Den første puls i sekvensene vist på fig. 21-23, 90°+,, angir at hele sekvensen skal utføres først av en 90°x-puls og deretter med 90°.x-puls. Alle målinger utført i den senere sekvens skal subtraheres fra deres motstykker i den tidligere sekvens. Denne operasjonen (faseveksling) kansellerer instrumentbaselinjen og de fleste støy- og spuriøse spinnekkoer frembragt av RF-pulser [A. Sezginer, R.L. Kleinberg, M- Fukuhara og L.L. Latour, "Very Rapid Simultaneous Measurement of Nuclear Magnetic Resonance Spin-Lattice Relaxation Time and Spin-Spin Relaxation Time", Journal of Magnetic Resonance, bind 92, sidene 504-527, 1991; R.L. Kleinberg, A. Sezginer og M. Fukuhara, "Nuclear Magnetic Resonance Pulse Sequences for use with Borehule Logging Tools", US-PS 5 023 551, 11. juni 1991].
CPMG-sekvens
Den tilsynelatende relaksasjonsrate iakttatt av Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG)-sekvensene i bulkvæsker har to komponenter: spinn-spinn-relaksasjon og diffusjon.
D er volumdiffusjonskoeffisienten, g = V|Bo| gradienten til den statiske feltintensitet og 2t er ekkoavstanden. (For enkelthets skyld antas at D, g, T2 har enkeltstående verdier, de er ikke fordelt over et verdiområde).
Stimulerte ekko (STE)
Det stimulerte spinnekko (se fig. 22) har blitt standardsekvensen i diffusjonsstudier fordi den tillater observasjoner av diffusjon over relativt lange tidsrom (av størrelsesorden spinngitterrelaksasjonstiden, T])[E.L. Hahn, "Spin Echoes", Physical Review, bind 80, nr. 4, sidene 580-594, 1950]. Amplituden til STE er
Amplituden til et stimulert spinnekko er bare halvparten av amplituden til et Hahn ekko. Under diffusjonstiden A blir.imidlertid posisjonsinformasjonen lagret i amplituden til langsmagnetiseringen, derfor kan posisjonskodingen frembragt av de to første pulser holdes i så lang tid som noen få timer til.
Pulssekvens: STE/CPMG
Det stimulerte spinnekko fokuseres flere hundre ganger som i CPMG-sekvensen og samler dem i mer signaler (se fig. 23). Fig. 23 viser at det stimulerte ekko (det første ekko) gjentatt kan refokuseres som i CPMG-sekvensen. Ekkoavstanden er så kort at relaksasjonsraten ikke påvirkes av diffusjonen. Denne sekvensen er vel egnet til observasjon av diffusjonen over lange tidsrom (av størrelsesorden T[) og effektiv signalinnsamling. Den kan benyttes med enten pulsede (strekpunkteirte) eller statiske (heltrukken) feltgradient. Ekkoavstanden (2tcP) er så kort at
diffusjon ikke påvirker den apparente spinn-spinn-relaksasjonsrate. Amplituden til det n-te ekko er
Parameterne A, T) og T2 kan fås ved hjelp av standard NMR-målinger.
Fig. 24 viser en virkelig skoptrase av det stimulerte ekko (STE) og de første tre refokuserte ekkoer (0,4 ms avstand). Typisk hundre til tusen ekkoer formes før signalet svinger ut på grunn av spinn-spinn-relaksasjonen. Variasjonen i ekkoamplitudene skyldes feltinhomogeniteter og de kan predikeres. Skoptrasen er undertrykket mellom ekkoene hvor 180°y pulsene påtrykkes.
Ujevne gradienter
I konvensjonelt bildeutstyr frembringes romlige, jevne feltgradienter på gradientspolene drevet av pulsgeneratorer og -forsterkere. I borelogging er det ikke mulig å frembringe enten et konstant statisk hull eller en konstant feltgradient i jordformasjon. Videre er typiske statiske feltgradienter for borehull-NMR-instrumenter sammenlignbare med gradienter som kan frembringes fra nedhullsspoler. Bruk av statiske gradienter fører til et enklere instrument. Nedenfor skal det konsentreres på bruken av statiske gradienter, selv om pulssekvensene . beskrevet ovenfor i samme grad kan benyttes på pulsede feltgradienter.
Borehull-NMR-verktøyet til Schlumberger har tilnærmet kvadratiske statiske feltstyrker i deres undersøkelsesområde (se fig. 25).
Størrelsen av feltgradienten V|Bø|| omtrent proporsjonal med avstanden for et punkt ved sentrum av den følsomme sone (når <g*> gj). Det skal nedenfor vises at ujevne feltgradienter kompliserer, men gjør ikke tolkingen av felteksperimentgradientene ubrukelige.
I typisk borehullogging, kan ikke vann- og oljemolekyler diffusere langt nok til å sample den kvadratiske n, instrumentene er tilnærmet kvadratiske i sine undersøkelsesområder (f.eks. Bo = 41 OG + (y^x<2>) (20 G/cm<2>). Dette gir ujevne gradienter.
For typiske parametre (^=150 ^s, T2=150 ms),- gir gjentatt refokusering av det simulerte ekko, en forbedring med en faktor på 250 (24 dB) i si gn al/støy effektforh ol det.
Feltgradienten vist på fig. 25 forandrer seg ikke signifikant på 200 um:
(-gl=g2=20 G/cm<2> på fig. 25). For å beregne det totale signal.via (24) kan hvert infinitesimal del av sampelet behandles som et sampel med en konstant gradient For et rektangulært følsomt område med størrelse [-ai, ar] x [-a2, a2] er den stimulerte ekkoamplitude
hvor amplituden A er proporsjonal med lengden av undersøkelsesområdet i den
tredje dimensjon med porøsiteten av prøven og erf(z)=(l/ Vs") I e-a er
:-z'- • feilfunksjonen.
Denne beregningen er vist på fig. 26 (selvtrukne kurver) som plotter stimulerte spinnekkoer som en funksjon av fasekodingstiden 8. Sirklene betegner målinger utført på en vannprøve og plussfortegn betegner målinger utført på en oljeprøve
. [S6 viskositetsstandard, Cannon Instrument Company, State College, PA 16804],'. og de heltrukne linjer beregnes i henhold til teorien som her er beskrevet. To regimer er synlig på figuren: i det flate området til venstre, er slumpmessige
faséforskyvninger på grunn av diffusjon neglisjerbare sammenlignet med "Vmår«m^ <.> ■ ■ ■<->
På den delen av fig. 26 som er lengst til høyre er slumpmessige faséforskyvninger på grunn av diffusjonen store sammenlignet med en omdreining. I dette regime er nærmere verdien av feilfunksjonen seg i (30) enheten, således reduserer amplituden av det stimulerte ekko til
Bemerk at i et kvadratisk varierende magnetfelt, vil ekkoet på amplituden oppføre seg lik 8"<2> asymptotisk, noe som er mindre fremtredende enn exp(-5<2>...) avhengigheten i en jevn gradient.
Denne beregning ble tilpasset målinger utført på olje og vann i henhold til pulssekvensen vist på fig. 23 med bruk av 1500 refokuserte ekkoer fra det stimulerte ekko. Amplitudene vist på fig. 26 ble beregnet ved å tilpasse en eksponensiell utsvingning til følgen av 1500 spinnekkoer.
Claims (22)
1. Fremgangsmåte til bestemmelse av volumet av hydrokarboner i et undersøkelsesområde i grunnformasjoner som omgir et borehull, omfattende trinn for: a) å anordne en loggeinnretning som kan beveges gjennom borehullet, b) å generere fra loggeinnretningen et statisk magnetfelt i et volum i formasjonen rettet mot en side av loggeinnretningen, c) å generere fra loggeinnretningen en sekvens av magnetfeltpulser i undersøkelsesområdet i formasjonene, og å detektere kjernemagnetiske resonansspinnekkostyrker fra formasjonene, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter trinn for d) å variere en parameter i sekvensen av magnetfeltpulser som får ekkostyrken til å variere på grunn av diffusjonen av fluidarter inne i formasjonene, og å gjenta trinn c) en rekke ganger for å bestemme ekkostyrken til ytterligere kjernemagnetiske spinnekkoer fra formasjonene, og . e) å bestemme volumet av hydrokarboner, uavhengig av en diffusjonskoeffisient, i undersøkelsesområdet av grunnformasjonene fra de detekterte spinnekkostyrker.
2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved' at trinn (e) omfatter å bestemme volumet av hydrokarboner fra ekkostyrke forbundet med diffusjonstid lengre enn den forhåndsbestemte diffusjonstid.
3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at trinn (c) omfatter å generere en sekvens av RF-magnetfeltpulser og magnetfeltgradientpulser.
4. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, karakterisert ved at trinn (c) omfatter å generere en sekvens av RF-magnetfeltpulser og magnetfeltgradientpulser.
5. Fremgangsmåte i henhold til krav 3, karakterisert ved at trinnet for å generere pulser av magnetfeltgradient i formasjonene omfatter å påtrykke en likestrøm i en elektrisk ledende sløyfe i loggeinnretningen.
6. Fremgangsmåte i henhold til krav 3, karakterisert ved at retningen av borehullaksen går i z retningen, retningen av det statiske magnetfelt i et undersøkelsesområde av formasjonen er i y-retningen og retningen av RF-magnetfeltet i undersøkelsesområdet er x-retningen, idet x,y og z er innbyrdes ortogonale og retningen av magnetfeltgradienten i undersøkelsesområdet er y- eller z-retningen.
7. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at den dessuten omfatter å bestemme diffusjonskoeffisienten for olje i undersøkelsesområdet for formasjonene.
8. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at den dessuten omfatter å bestemme volumet av vann i undersøkelsesområdet av formasjonene.
9. Fremgangsmåte i henhold til krav 3, karakterisert ved at genereringen av magnetfeltgradientpulsene innbefatter å generere magnetfeltgradientpulser med en polaritet og å generere magnetfeltgradientpulser med motsatt polaritet.
10. Fremgangsmåte i henhold til krav 9, karakterisert ved at sekvensen av RF-magnetfeltpulser innbefatter en sekvens av 180° pulser med magnetfeltgradientpulsene mellom 180° pulsene, idet magnetfeltgradientpulsene har vekslende polaritet.
11. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at magnetfeltpulsene er RF-pulser og at sekvensen av pulser og ekkoer er
90-tr90-ts-90-ti-echo
hvor t] er tiden mellom den initiale 90° puls og den annen 90° puls og ts er tiden mellom den andre og tredje 90° pulser.
12. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, karakterisert ved at magnetfeltpulsene er RF-pulser, og at sekvensen av pulser og ekkoer er
90-t]-90-ts-90-ti-echo
hvor ti er tiden mellom den initiale 90° puls og den annen 90° puls og ts er tiden mellom den andre og tredje 90° pulser.
13. Fremgangsmåte i henhold til krav 12, karakterisert ved at den dessuten omfatter å bestemme volumet av olje i undersøkelsesområdet av formasjonene.
14. Fremgangsmåte i henhold til krav 12, karakterisert ved at den dessuten omfatter å bestemme volumet av vann i undersøkelsesområdet av formasjonene.
15. Kjernemagnetisk loggeapparat til å bestemme en karakteristikk for formasjoner som omgir et borehull, omfattende en loggeinnretning som kan beveges gjennom borehullet,
en anordning i loggeinnretningen for å generere et statisk magnetfelt i et volum av formasjonen rettet mot en side av loggeinnretningen, en anordning i loggeinnretningen; karakterisert ved at den videre omfatter midler i loggeinnretningen for å generere en sekvens av RF-magnetfeltpulser og magnetfeltgradientpulser i formasjonene og for å detektere kjernemagnetiske resonansspinnekkoer fra formasjonene, omfattende en RF-antenne som omfatter en trauformet leder anordnet i loggeinnretningen med den åpne ende av trauet vendt mot borehull veggen, og hvor en gradientfeltantenne omfatter et delt legeme for den trauformede lederen, kortsluttet ved en ende, organer for å påtrykke en sekvens av RF-pulser til RF-antennen, og en detektorkrets koblet til RF-antennen og
en anordning for å.bestemme karakteristikken til formasjonene fra de detekterte spinnekkoer.
16. Apparat i henhold til krav 15, karakterisert ved at det videre omfatter en gradientfelt-sløyfeantenne for å generere et gradientmagnetfelt og en anordning for å påtrykke pulser av likestrøm til gradientfeltantennen, hvor gradientfeltantennen omfatter minst en spole.
17. Apparat i henhold til krav 15, karakterisert ved at det videre omfatter en gradientfelt-sløyfeantenne for å generere et gradientmagnetfelt og en anordning for å påtrykke pulser av likestrøm til gradientfelt-sløyfeantennen, hvor gradientfeltantennen omfatter en ledende sløyfe dannet fra minst en del av RF-antennen.
18. Apparat i henhold til krav 15, karakterisert ved at RF-antennen omfatter en trauformet leder anordnet i loggeinnretningen ved den åpne ende av trauet vendt mot borehullveggen, og at gradientfeltantennen omfatter minst en . spole anordnet over den åpne ende av trauantennen.
19. Apparat i henhold til krav 15, karakterisert ved at minst en spole omfatter et apparat tilstøtende spoler i samme plan.
20. Apparat i henhold til krav 15, karakterisert ved at RF-antennen omfatter en trauformet leder anordnet til loggeinnretningen ved den åpne ende av trauet vendt mot borehullveggen og at gradientfeltantennen omfatter det delte legeme til den trauformede leder, kortsluttet ved en ende.
21. Apparat i henhold til krav 15, karakterisert ved at den dessuten omfatter en anordning for å påtrykke pulser og likestrøm til gradientfeltantennen og en anordning for å svitsje retningen av strømmen påtrykket gradientfeltantennen slik at polariteten til den genererte magnetfelt reverseres.
22. Apparat i henhold til krav 17, karakterisert ved at den dessuten omfatter en anordning for å påtrykke pulser av likestrøm til gradientfeltantennen og 33 .,*.-■— ~"* at poeten trt
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US39499495A | 1995-03-23 | 1995-03-23 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO961198D0 NO961198D0 (no) | 1996-03-22 |
NO961198L NO961198L (no) | 1996-09-24 |
NO315065B1 true NO315065B1 (no) | 2003-06-30 |
Family
ID=23561257
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19961198A NO315065B1 (no) | 1995-03-23 | 1996-03-22 | Nukle¶r magnetisk resonansloggeapparat for borehull og fremgangsmåte ved logging for å bestemme et volum av hydrokarboner uavhengig av endiffusjonskoeffisient |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5796252A (no) |
AU (1) | AU711508B2 (no) |
CA (1) | CA2172424C (no) |
GB (1) | GB2299170B (no) |
NO (1) | NO315065B1 (no) |
Families Citing this family (99)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6956371B2 (en) | 1995-10-12 | 2005-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for detecting diffusion sensitive phases with estimation of residual error in NMR logs |
US6512371B2 (en) * | 1995-10-12 | 2003-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for determining oil, water and gas saturations for low-field gradient NMR logging tools |
US5698979A (en) * | 1996-02-23 | 1997-12-16 | Western Atlas International, Inc. | Method for NMR diffusion measurement |
MY122012A (en) * | 1996-03-14 | 2006-03-31 | Shell Int Research | Determining a fluid fraction in an earth formation |
US6051973A (en) | 1996-12-30 | 2000-04-18 | Numar Corporation | Method for formation evaluation while drilling |
US6531868B2 (en) | 1996-12-30 | 2003-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for formation evaluation while drilling |
US6166540A (en) * | 1997-06-30 | 2000-12-26 | Wollin Ventures, Inc. | Method of resistivity well logging utilizing nuclear magnetic resonance |
US6111408A (en) * | 1997-12-23 | 2000-08-29 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques for downhole measurements |
US6097184A (en) * | 1997-12-31 | 2000-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance well logging to determine gas-filled porosity and oil-filled porosity of earth formations without a constant static magnetic field gradient |
AR015217A1 (es) | 1998-01-16 | 2001-04-18 | Numar Corp | UNA HERRAMIENTA DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (RMN) PARA CONDUCIR MEDICIONES DE UNA FORMACION DE TIERRA QUE RODEA UN POZO DE SONDEO, UN METODO PARA EFECTUAR DICHAS MEDICIONES MIENTRAS SE EFECTUA EL TALADRO Y UNA DISPOSICIoN PARA HACER MEDICIONES DE RMN. |
US6023164A (en) * | 1998-02-20 | 2000-02-08 | Numar Corporation | Eccentric NMR well logging apparatus and method |
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 |
US6184681B1 (en) | 1998-03-03 | 2001-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for computing a distribution of spin-spin relaxation times |
US6727696B2 (en) * | 1998-03-06 | 2004-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Downhole NMR processing |
US6492809B1 (en) * | 1998-12-04 | 2002-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Preconditioning spins near a nuclear magnetic resonance region |
US6326784B1 (en) | 1998-11-05 | 2001-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution using gradient coils |
AU737283B2 (en) * | 1998-07-30 | 2001-08-16 | Schlumberger Holdings Limited | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution using gradient coils |
US6346813B1 (en) * | 1998-08-13 | 2002-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface formations |
US6891369B2 (en) * | 1998-08-13 | 2005-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus for fluid analysis |
US6107796A (en) * | 1998-08-17 | 2000-08-22 | Numar Corporation | Method and apparatus for differentiating oil based mud filtrate from connate oil |
US6255818B1 (en) | 1998-08-18 | 2001-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for performing magnetic resonance measurements |
US6377042B1 (en) | 1998-08-31 | 2002-04-23 | Numar Corporation | Method and apparatus for merging of NMR echo trains in the time domain |
US6429654B1 (en) * | 1998-09-11 | 2002-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Nuclear magnetic resonance pulse sequence for improving signal-to-noise ratio |
US6366087B1 (en) * | 1998-10-30 | 2002-04-02 | George Richard Coates | NMR logging apparatus and methods for fluid typing |
US6229308B1 (en) | 1998-11-19 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation using magnetic resonance logging measurements |
US6316940B1 (en) | 1999-03-17 | 2001-11-13 | Numar Corporation | System and method for identification of hydrocarbons using enhanced diffusion |
US6570381B1 (en) * | 1999-03-25 | 2003-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance well logging method and apparatus |
AU768699B2 (en) * | 1999-04-19 | 2004-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Nuclear magnetic resonance measurements in well logging using an optimized rephasing pulse sequence |
AU2004200906B2 (en) * | 1999-04-19 | 2007-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Nuclear magnetic resonance measurements in well logging using an optimized rephasing pulse sequence |
US6661226B1 (en) | 1999-08-13 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | NMR apparatus and methods for measuring volumes of hydrocarbon gas and oil |
US6331775B1 (en) * | 1999-09-15 | 2001-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Gas zone evaluation by combining dual wait time NMR data with density data |
US6255819B1 (en) | 1999-10-25 | 2001-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for geologically-enhanced magnetic resonance imaging logs |
US6600497B1 (en) * | 1999-11-15 | 2003-07-29 | Elliot A. Gottfurcht | Apparatus and method to navigate interactive television using unique inputs with a remote control |
US7020845B1 (en) | 1999-11-15 | 2006-03-28 | Gottfurcht Elliot A | Navigating internet content on a television using a simplified interface and a remote control |
US6522136B1 (en) * | 1999-12-10 | 2003-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging technique and apparatus for determining pore characteristics of earth formations using magnetic resonance |
US6541969B2 (en) | 1999-12-15 | 2003-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for improving the vertical resolution of NMR logs |
US20040199932A1 (en) * | 2000-03-03 | 2004-10-07 | Gottfurcht Elliot A. | Navigating web content with a simplified interface using directional input |
US6611881B1 (en) | 2000-03-15 | 2003-08-26 | Personal Data Network Corporation | Method and system of providing credit card user with barcode purchase data and recommendation automatically on their personal computer |
US6498484B1 (en) * | 2000-06-15 | 2002-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing ringing in nuclear magnetic resonance well logging instruments |
US6445180B1 (en) * | 2000-06-28 | 2002-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Nuclear magnetic resonance tool with active RF spoiler antenna |
CA2325348C (en) | 2000-11-08 | 2011-01-11 | University Technologies International Inc. | Quantification of bitumen using nmr |
US6577125B2 (en) | 2000-12-18 | 2003-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Temperature compensated magnetic field apparatus for NMR measurements |
US6518755B2 (en) | 2001-04-10 | 2003-02-11 | Baker Hughes Incorporated | Measurement technique and apparatus for high-resolution multi-volume NMR well logging |
US6626027B1 (en) | 2001-06-12 | 2003-09-30 | Intertech Development Company | Method and apparatus for detecting a gas leak using nuclear magnetic resonance |
US6525534B2 (en) | 2001-06-15 | 2003-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for NMR signal processing without phase alternated pair stacking |
US6650114B2 (en) * | 2001-06-28 | 2003-11-18 | Baker Hughes Incorporated | NMR data acquisition with multiple interecho spacing |
US7301338B2 (en) * | 2001-08-13 | 2007-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Automatic adjustment of NMR pulse sequence to optimize SNR based on real time analysis |
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 |
US6686737B2 (en) * | 2001-10-12 | 2004-02-03 | Baker Hughes Incorporated | Amplitude and/or phase modulated NMR pulse sequences |
US6972564B2 (en) * | 2001-11-06 | 2005-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Objective oriented methods for NMR log acquisitions for estimating earth formation and fluid properties |
FR2832255B1 (fr) * | 2001-11-13 | 2004-11-26 | France Telecom | Peigne et procede de derivation d'un cablage preexistant |
US6774628B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance imaging using phase encoding with non-linear gradient fields |
US6984980B2 (en) * | 2002-02-14 | 2006-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for NMR sensor with loop-gap resonator |
US6883702B2 (en) | 2002-03-21 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for NMR measurement of wettability |
US20040150676A1 (en) * | 2002-03-25 | 2004-08-05 | Gottfurcht Elliot A. | Apparatus and method for simple wide-area network navigation |
US6850060B2 (en) | 2002-04-17 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for rapid characterization of diffusion |
US6833698B2 (en) * | 2002-05-15 | 2004-12-21 | Chevrontexaco U.S.A. Inc. | Methods of decoupling diffusion effects from relaxation times to determine properties of porous media containing fluids |
US6937013B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | NMR tool for making formation evaluation measurements using gradient echoes |
US6781371B2 (en) | 2002-09-06 | 2004-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | High vertical resolution antennas for NMR logging |
US6586932B1 (en) | 2002-10-16 | 2003-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Enhanced performance antennas for NMR logging |
US6856132B2 (en) | 2002-11-08 | 2005-02-15 | Shell Oil Company | Method and apparatus for subterranean formation flow imaging |
US6894493B2 (en) * | 2003-01-16 | 2005-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for NMR measurement of magnetic materials |
US6841996B2 (en) * | 2003-01-22 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance apparatus and methods for analyzing fluids extracted from earth formation |
GB2397893B (en) * | 2003-01-30 | 2005-04-06 | Schlumberger Holdings | Permanently eccentered formation tester |
US7493646B2 (en) | 2003-01-30 | 2009-02-17 | United Video Properties, Inc. | Interactive television systems with digital video recording and adjustable reminders |
US7128144B2 (en) * | 2003-03-07 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation testing and sampling apparatus and methods |
US9376910B2 (en) | 2003-03-07 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole formation testing and sampling apparatus having a deployment packer |
US6937014B2 (en) * | 2003-03-24 | 2005-08-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for obtaining multi-dimensional proton density distributions from a system of nuclear spins |
US7463027B2 (en) | 2003-05-02 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for deep-looking NMR logging |
CA2828175A1 (en) | 2003-10-03 | 2005-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for t1-based logging |
WO2005067569A2 (en) * | 2004-01-04 | 2005-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for detecting hydrocarbons with nmr logs in wells drilled with oil-based muds |
US7053611B2 (en) * | 2004-06-04 | 2006-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for using pulsed field gradient NMR measurements to determine fluid properties in a fluid sampling well logging tool |
US7196516B2 (en) * | 2004-08-16 | 2007-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Correction of NMR artifacts due to constant-velocity axial motion and spin-lattice relaxation |
US7412898B1 (en) * | 2006-07-28 | 2008-08-19 | Disney Enterprises, Inc. | Load sensing system including RFID tagged fasteners |
US7253618B1 (en) | 2006-12-19 | 2007-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining more accurate diffusion coefficient distributions of reservoir fluids using Bi-polar pulsed field gradients |
US7564240B2 (en) * | 2007-06-19 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring free induction decay signal and its application to composition analysis |
US7741841B2 (en) * | 2007-12-28 | 2010-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Time-lapsed diffusivity logging for monitoring enhanced oil recovery |
CA2730067A1 (en) * | 2008-07-11 | 2010-01-14 | Schlumberger Canada Limited | Nmr logging of miscible displacement |
US8212567B2 (en) * | 2008-10-20 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Externally mounted band antennae requiring minimal metal cutting on drillstring for reduction of mechanical stresses |
US8258790B2 (en) * | 2008-11-20 | 2012-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Oscillator sensor for determining a property of an earth formation |
US8191416B2 (en) * | 2008-11-24 | 2012-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented formation tester for injecting and monitoring of fluids |
US7999542B2 (en) * | 2009-04-30 | 2011-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining formation parameter |
US8816684B2 (en) * | 2009-11-09 | 2014-08-26 | Vista Clara Inc. | Noise canceling in-situ NMR detection |
US10162026B2 (en) * | 2009-11-09 | 2018-12-25 | Vista Clara Inc. | Noise canceling in-situ NMR detection |
US8427145B2 (en) | 2010-03-24 | 2013-04-23 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for emulating nuclear magnetic resonance well logging tool diffusion editing measurements on a bench-top nuclear magnetic resonance spectrometer for laboratory-scale rock core analysis |
WO2011161683A1 (en) | 2010-06-24 | 2011-12-29 | Ramot At Tel-Aviv University Ltd. | Magnetic resonance analysis using a plurality of pairs of bipolar gradient pulses |
US20120074934A1 (en) * | 2010-09-29 | 2012-03-29 | Derrick Green | Nmr measurements and methods of analyzing nmr data |
US10132894B2 (en) * | 2012-01-11 | 2018-11-20 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance imaging methods |
US9322948B2 (en) | 2012-03-07 | 2016-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining a formation parameter |
US11073633B2 (en) * | 2014-08-27 | 2021-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Nmr asic |
US9823205B2 (en) | 2014-11-17 | 2017-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for determining surface relaxivity of a medium using nuclear magnetic resonance |
US20160161630A1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring Carbon Dioxide Flooding Using Nuclear Magnetic Resonance (NMR) Measurements |
US9851315B2 (en) | 2014-12-11 | 2017-12-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for quantitative characterization of asphaltenes in solutions using two-dimensional low-field NMR measurement |
US10634746B2 (en) | 2016-03-29 | 2020-04-28 | Chevron U.S.A. Inc. | NMR measured pore fluid phase behavior measurements |
AU2017288054A1 (en) * | 2016-07-01 | 2019-01-17 | Nmr Services Australia | Downhole diffusion coefficient measurement |
CN107907911A (zh) * | 2017-10-17 | 2018-04-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于核磁共振的致密储层含油量测定方法 |
CN110029990B (zh) * | 2019-04-15 | 2022-12-09 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种核磁共振测井方法和装置 |
US20230132047A1 (en) * | 2021-10-22 | 2023-04-27 | Vista Clara Inc. | Switched gradient field measurement techniques for surface nmr |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3657730A (en) * | 1970-01-14 | 1972-04-18 | Shell Oil Co | Method for determining residual hydrocarbons present in a subterranean earth formation |
US3826972A (en) * | 1973-08-17 | 1974-07-30 | Univ Leland Stanford Junior | Method and apparatus for detecting nuclear magnetic resonance |
US4719423A (en) * | 1985-08-13 | 1988-01-12 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials for transport properties |
US5055788A (en) * | 1986-08-27 | 1991-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole measurement of NMR characteristics of earth formations |
US4717877A (en) * | 1986-09-25 | 1988-01-05 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques |
US5212447A (en) * | 1990-12-03 | 1993-05-18 | Numar Corporation | Apparatus and technique for nmr diffusion measurement |
DE69123260T2 (de) * | 1990-12-05 | 1997-06-12 | Numar Corp., Malvern, Pa. | Anordnung zum nmr-messen eines bohrlochs während dessen bohrens |
US5153514A (en) * | 1991-02-19 | 1992-10-06 | Schlumberger Technology Corp. | Antenna and wear plates for borehole logging apparatus |
US5387865A (en) * | 1991-09-20 | 1995-02-07 | Exxon Research And Engineering Company | Permeability determination from NMR relaxation measurements for fluids in porous media |
EP0581666B1 (en) * | 1992-07-30 | 1997-10-01 | Schlumberger Limited | Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling |
US5291137A (en) * | 1992-11-02 | 1994-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Processing method and apparatus for processing spin echo in-phase and quadrature amplitudes from a pulsed nuclear magnetism tool and producing new output data to be recorded on an output record |
US5486762A (en) * | 1992-11-02 | 1996-01-23 | Schlumberger Technology Corp. | Apparatus including multi-wait time pulsed NMR logging method for determining accurate T2-distributions and accurate T1/T2 ratios and generating a more accurate output record using the updated T2-distributions and T1/T2 ratios |
US5363041A (en) * | 1992-12-31 | 1994-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Determining bound and unbound fluid volumes using nuclear magnetic resonance pulse sequences |
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 |
US5497087A (en) * | 1994-10-20 | 1996-03-05 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
US5498960A (en) * | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in reservoirs |
-
1996
- 1996-03-19 AU AU48140/96A patent/AU711508B2/en not_active Ceased
- 1996-03-20 GB GB9605799A patent/GB2299170B/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-03-22 NO NO19961198A patent/NO315065B1/no not_active IP Right Cessation
- 1996-03-22 CA CA002172424A patent/CA2172424C/en not_active Expired - Fee Related
-
1997
- 1997-01-15 US US08/783,778 patent/US5796252A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2299170B (en) | 1997-05-28 |
CA2172424A1 (en) | 1996-09-24 |
NO961198D0 (no) | 1996-03-22 |
NO961198L (no) | 1996-09-24 |
GB9605799D0 (en) | 1996-05-22 |
GB2299170A (en) | 1996-09-25 |
CA2172424C (en) | 2006-02-07 |
AU4814096A (en) | 1996-10-03 |
AU711508B2 (en) | 1999-10-14 |
US5796252A (en) | 1998-08-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO315065B1 (no) | Nukle¶r magnetisk resonansloggeapparat for borehull og fremgangsmåte ved logging for å bestemme et volum av hydrokarboner uavhengig av endiffusjonskoeffisient | |
Behroozmand et al. | A review of the principles and applications of the NMR technique for near-surface characterization | |
US8686724B2 (en) | System for emulating nuclear magnetic resonance well logging tool diffusion editing measurements on a bench-top nuclear magnetic resonance spectrometer for laboratory-scale rock core analysis | |
US5680043A (en) | Nuclear magnetic resonance technique for determining gas effect with borehole logging tools | |
US6856132B2 (en) | Method and apparatus for subterranean formation flow imaging | |
Knight et al. | Field experiment provides ground truth for surface nuclear magnetic resonance measurement | |
US6242912B1 (en) | System and method for lithology-independent gas detection using multifrequency gradient NMR logging | |
US6023163A (en) | Well logging method and apparatus for determining gas and diffusion coefficient using NMR | |
Grunewald et al. | Multiecho scheme advances surface NMR for aquifer characterization | |
Coates et al. | NMR logging | |
NO342538B1 (no) | Metodologi for tolkning og analyse av NMR-avbildninger | |
WO2008106376A2 (en) | Logging method for determining characteristic of fluid in a downhole measurement region | |
BRPI0410179B1 (pt) | método para registro de uma formação de terra e aparelho para utilização em uma formação de terra | |
WO2018217847A1 (en) | Fast measurement and interpretation of downhole multi-dimensional measurement | |
NO312266B1 (no) | Fremgangsmåte for bestemmelse av permeabilitet i poröst medium, spesielt et fluidummettet medium | |
EP3403078B1 (en) | Low gradient nuclear magnetic resonance logging for measurement of light hydrocarbon reservoirs | |
US9541513B2 (en) | Method for nuclear magnetic resonance diffusion measurements | |
Ronczka et al. | Optimization of CPMG sequences to measure NMR transverse relaxation time T 2 in borehole applications | |
US20110137567A1 (en) | Method and Apparatus to Incorporate Internal Gradient and Restricted Diffusion in NMR Inversion | |
US9823205B2 (en) | Methods and systems for determining surface relaxivity of a medium using nuclear magnetic resonance | |
Fay et al. | Investigating internal magnetic field gradients in aquifer sediments | |
US10890685B2 (en) | Apparatus and methods for determining properties of hydrogen-containing samples using nuclear magnetic resonance | |
Elsayed et al. | New technique for evaluating fracture geometry and preferential orientation using pulsed field gradient nuclear magnetic resonance | |
Singh et al. | Seasonal groundwater monitoring using surface NMR and 2D/3D ERT | |
AU2017288054A1 (en) | Downhole diffusion coefficient measurement |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |