NO336402B1 - Fremgangsmåte for deteksjon av hydrokarboner ved å sammenligne NMR-respons i undersøkelses-volumer i forskjellig radial avstand fra brønnhullet - Google Patents
Fremgangsmåte for deteksjon av hydrokarboner ved å sammenligne NMR-respons i undersøkelses-volumer i forskjellig radial avstand fra brønnhulletInfo
- Publication number
- NO336402B1 NO336402B1 NO20033539A NO20033539A NO336402B1 NO 336402 B1 NO336402 B1 NO 336402B1 NO 20033539 A NO20033539 A NO 20033539A NO 20033539 A NO20033539 A NO 20033539A NO 336402 B1 NO336402 B1 NO 336402B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- magnetic resonance
- nuclear magnetic
- measurements
- nmr
- different
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 80
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 58
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 56
- 230000004044 response Effects 0.000 title description 22
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims description 121
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 103
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 89
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 59
- 238000000685 Carr-Purcell-Meiboom-Gill pulse sequence Methods 0.000 claims description 36
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 29
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 28
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 21
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims description 20
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 claims description 19
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 claims description 18
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 claims description 16
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims description 16
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 14
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 7
- 238000009795 derivation Methods 0.000 claims 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 57
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 42
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 19
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 17
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 16
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 14
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 13
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000002075 inversion recovery Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 3
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 3
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000005298 paramagnetic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 238000000264 spin echo pulse sequence Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003467 diminishing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000009828 non-uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
- G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
- Measurement Of Length, Angles, Or The Like Using Electric Or Magnetic Means (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Oppfinnelsens område
Foreliggende oppfinnelse gjelder det området som angår brønnlogging. Nærmere bestemt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for detekte-ring av hydrokarboner i reservoarer og finsandinntrengning i formasjonen ved bruk av målinger av kjernemagnetisk resonans.
Bakgrunnsteknikk
Leting etter og produksjon av olje og gass er meget kostnadskrevende ar-beidsoperasjoner. Enhver kunnskap om formasjoner som kan bidra til å redusere unødvendig bruk av ressurser ved brønnboring vil være av verdi. Innenfor olje- og gassindustrien er det derfor blitt utviklet forskjellige redskaper som er i stand til å bestemme og angi på forhånd egenskaper ved jordformasjoner. Blant forskjellige redskapstyper, har instrumenter som kan angi kjernemagnetisk resonans (NMR) vist seg å være av uvurderlig nytte. NMR-instrumenter kan anvendes for å bestemme formasjonsegenskaper, slik som volumandelen av poremellomrom og volumandelen av bevegelig fluid som fyller poremellomrommet. Generell bakgrunn for NMR-brønnlogging er beskrevet i US-patentskrift nr. 6,140,817.
Kjernemagnetisk resonans er et fenomen som opptrer i utvalgte atomkjer-negrupper med kjernemagnetiske momenter, hvilket vil si med kvantetall forskjellig fra null.<1>H-(proton) er den atomkjerne som vanligvis detekteres ved NMR-brønn-logging, på grunn av dens naturlige nærvær i stort antall og følsomhet overfor NMR-målinger. Når slike atomkjerner befinner seg i et magnetfelt (B0,"Zeeman-felt"), kan hver kjerne presessere rundt B0-feltets akse med en spesifikk frekvens, nemlig Larmor-frekvensen (a>0), som utgjør en karakteristisk egenskap ved hver atomkjernetype (gyromagnetisk forhold, y) og avhenger av magnetfeltets effektive styrke (B0) på det sted hvor vedkommende atomkjerne befinner seg, hvor co0= yB0.
Både vann og hydrokarboner i formasjonene frembringer NMR-signaler som detekteres under brønnlogging. Det er ønskelig at signalene fra henholdsvis vann og hydrokarboner kan skilles fra hverandre, slik at man kan identifisere hvilke områder i formasjonen som inneholder hydrokarboner. Det er imidlertid ikke alltid lett å skjelne hvilke signaler som skriver seg fra vann og hvilke som skriver seg fra hydrokarboner. Forskjellige fremgangsmåter er blitt foreslått for klart å skjelne mellom signalet fra vann og hydrokarbonsignaler.
Vanlige anvendte NMR-metoderfor hydrokarbondeteksjon kan deles opp i to kategorier. De enkleste metoder går ut på å utføre et lite antall målinger (vanligvis 2) hvorunder bare én av måleparameterne forandres. Forskjellen mellom målingene tolkes da på grunnlag av kjente eller antatte modeller for NMR-respons fra forskjellige fluider. De mest vanlige teknikker av denne type er differensial-spektrum-teknikken (polarisasjonstid, WT, blir forandret) og forskjøvet spektrum/ forhøyet diffusjons-teknikken (ekkoavstand, TE, forandres). Disse metoder drar fordel av det forhold at vann og hydrokarboner ofte har forskjellige relaksasjonstider (Ti og/eller T2) og diffusjonskonstanter. Disse fremgangsmåter er angitt i US-patentskrift nr. 6,366,087 B1, hvor det tilsvarende patent er gitt til Freedman ("Freedman-patentet") og de referanser som er angitt i dette skrift. Freedman-patentet er overdratt til innehaveren av foreliggende oppfinnelse og tas herved inn her som referanse.
Den andre kategori av NMR-hydrokarbondeteksjonsmetoder er mer generell og gjelder fremoverrettet modellering av rekker av NMR-data som er tatt opp med forskjellige parametere, vanligvis TE og WT, i prinsipp også gradienten G kan inngå som en parameter. Det er for tiden to fremgangsmåter av denne type, nemlig MACNMR (Slijkerman et al., 1999, SPE 56768) og MRF, slik som angitt i Freedman-patentet.
Disse NMR-hydrokarbondeteksjonsmetoder sammenligner målinger som er utført i samme eller likeartede undersøkelsesvolumer. Hvis dette ikke er tilfelle, antas det likevel at samtlige opptatte data i målingsrekken kan beskrives ved hjelp av et enkelt sett av fluidmetningsverdier. Ingen av disse fremgangsmåter har gått ut på å undersøke forskjeller mellom NMR-responserfra forskjellige undersøkel-sesdybder.
Under brønnutboring, blir et fluid (borefluid eller slam) pumpet inn i brøn-nen. Dette borefluid tjener til å fjerne borekaks fra brønnen og kjøle ned borkrone-nes bæreflater. Borefluidene kan være vannbaserte eller oljebaserte slamarter. Disse borefluider blir typisk pumpet med høyt trykk for derved å hindre formasjonsfluider fra å ose inn i brønnen før brønnen er ferdigstilt. På grunn av at borefluidene har høyere trykk enn formasjonstrykkene, vil disse fluider kunne filtreres inn i formasjonen, slik at det dannes slamfiltratinntrengning. I tillegg vil finpartikler som er oppslemmet i boreslammene også kunne trenge inn i formasjonen. Slik dette uttrykk benyttes her, gjelder begrepet finpartikler meget små partikler som foreligger i slam eller slamtilsatser. Den grad som borefluider eller finpartikler trenger inn i formasjonen avhenger av flere faktorer, nemlig formasjonens permeabilitet, trykk-forskjellen mellom borehullsfluidene og formasjonen, vedkommende slamtype, samt den tid som har gått siden hullet ble utboret. På grunn av variasjonene i disse parametere, kan den foreliggende informasjonsfront befinne seg i avstander som spenner seg fra noen få millimeter til flere fot innover i formasjonen.
Inntrengningen av borefluider inn i formasjonene er en ulempe ved mange brønnloggingsoperasjoner. Man må da enten punktprøve formasjoner langt bort fra borebrønnen, i håp om at slamfiltratet ikke har nådd frem til det tilsiktede un-dersøkelsesområde, eller man må finne en fremgangsmåte for å skjelne mellom signalene fra slamfiltratet og de som skriver seg fra formasjonsfluider. På lignende måte vil inntrengning av finpartikler fra boreslammene inn i formasjonen føre til heterogenitet i området omkring borehullet. Disse finpartikler kan fysisk tilstoppe eller danne bro over strømningsbaner i porøse formasjoner, hvilket kan føre til skade på vedkommende formasjon.
Skjønt databehandlingsmetoder, slik som MRF-metoden vil være i stand til å separere nitratkomponenterfra andre komponenter i NMR-målingene, utgjør disse post-opptaksmetoder. Det er ønskelig å komme frem til NMR-loggemetoder som kan dra fordel av slaminntrengning i stedet for å stå i motsetning til slik inntrengning, slik at eventuelt nærvær av hydrokarboner i formasjonen lett kan påvi-ses. I tillegg er det ønskelig å komme frem til fremgangsmåter for å detektere finpartikkelinntrengning.
Sammenfatning av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for å påvise hydrokarbonholdige soner i en formasjon som gjennomtrenges av en borebrønn, som omfatter: utførelse av minst to målinger av kjernemagnetisk resonans, hvor disse minst to kjernemagnetiske resonansmålinger tas opp fra hvert sitt innbyrdes forskjellige undersøkelsesvolum i forskjellig radial dybde utover fra borebrønnen, og
bestemmelse av om formasjonen inneholder hydrokarboner ut i fra sammenligning av forskjellen i fluidmetninger som detekteres ved disse minst to kjernemagnetiske resonansmålinger ved de forskjellige undersøkelsesdybder.
En utførelsesform av oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte for brønnlog-ging. En fremgangsmåte for kjernemagnetisk resonanslogging av en formasjon som gjennomtrenges av en borebrønn omfatter innføring av et kjernemagnetisk resonans-måleinstrument bevegelig inn i borebrønnen, utførelse av minst to kjernemagnetiske resonansmålinger, hvor hver av disse minst to kjernemagnetiske resonansmålinger er utført i et undersøkelsesvolum i en særegen forskjellig radial dybde utover fra borebrønnen, samt bestemmelse av om vedkommende formasjon inneholder hydrokarboner ved å sammenligne forskjellen i fluidmetninger som detekteres ved de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger ved de forskjellige undersøkelsesdybder.
En utførelsesform av oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte for å detektere finpartikkel-inntrengning. En slik fremgangsmåte for å påvise finpartikkelinntrengning i en formasjon som omslutter en borebrønn, omfatter utførelse av minst to kjernemagnetiske resonansmålinger, hvor hver av disse minst to kjernemagnetiske resonansmålinger som er tatt ut fra innbyrdes forskjellige undersøkelsesvo-lumer i forskjellig radial dybde fra borebrønnen, og bestemmelse av om finpartikkelinntrengning har funnet sted ved å sammenligne forskjellen i fluidmetninger som detekteres ved de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger ved de forskjellige undersøkelsesdybder.
Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse og de etterfølgende patentkrav.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1 viser et kjernemagnetisk resonansloggingsutstyr.
Fig. 2 viser et kjernemagnetisk resonansinstrument som er i stand til å utfø-re flerfrekvensdetektering. Fig. 3A og 3B viser henholdsvis IR-CPMG- og SR-CPMG pulssekvenser.
Fig. 4 anskueliggjør diffusjons-redigerende pulssekvenser.
Fig. 5 viser simuleringer i samsvar med en viss fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen i en vannmettet sone ved en brønn utboret med vannbasert slam. Fig. 6 viser simuleringer i samsvar med en viss fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen i en oljebasert sone ved en brønn utboret med vannbasert slam. Fig. 7 viser resultatene av simuleringer i samsvar med en viss fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen i en vannmettet sone av en brønn utboret med oljebasert slam. Fig. 8 viser resultatet av simuleringer i samsvar med en viss fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen i en lettoljesone for en brønn utboret med oljebasert slam. Fig. 9 viser tilsvarende simuleringer i samsvar med en viss fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen i en sone med viskositet av mellomverdi i en brønn utboret med et oljebasert slam. Fig. 10A og 10B viser henholdsvis NMR-porøsitet og T2-fordeling utledet ved forskjellige DOI-verdier (grunn og dyp) i en brønn i samsvar med en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen. Fig. 11 viser et flytskjema for en fremgangsmåte i henhold til en viss utfø-relse av oppfinnelsen.
Detaljert beskrivelse
Oppfinnelsen gjelder en fremgangsmåte for å påvise hydrokarboner i reservoarer på grunnlag av sammenligningen av NMR-målinger som er utført i forskjellige volumområder som befinner seg i forskjellige avstander fra borehullets overflate. Den nye generasjon redskaper for NMR-målinger fra ledningskabel og NMR-målinger under utboring er i stand til undersøkelser som utføres i forskjellige dyb-der innover i formasjonen. Utførelser av oppfinnelsen kan anvendes når inntrengningsfronten foreligger innenfor de områder som tilsvarer NMR-målevolumene, eller i det tilfelle inntrengningsfronten vandrer utover i områder som dekkes av NMR-målevolumene på grunn av at slamfiltratet danner en gradient tvers over forskjellige radiale undersøkelsesdybder eller genererer en ikke-uniform fordeling av fluider som spenner over de områder som dekkes av DOI-enhetene.
Fig. 1 viser skjematisk NMR-loggeutstyr. I fig. 1 er det vist et loggeverktøy 30 for kjernemagnetisk resonans (NMR) og innrettet for å undersøke jordformasjoner 31 som gjennomtrenges av et borehull 32. NMR-loggeutstyret 30 er opp-hengt i borehullet 32 på en armert kabel 33, hvis lengde hovedsakelig bestemmer det relative aksiale dybdenivå for utstyret 30. Kabellengden styres av egnede mid- ler på brønnoverflaten, slik som en mekanisme 8 med trommel og vinsj. Overflate-utstyret 7 kan være av vanlig type og kan omfatte prosessor-underutstyr som kommuniserer med nedhullsutrustning som omfatter NMR-loggeutstyret 30.
NMR-loggeutstyret 30 kan utgjøres av en hvilken som helst egnet kjernemagnetisk loggeinnretning, slik at den kan utgjøres av en enhet for bruk i en loggeinnretning på ledningskabel, slik som vist i fig. 1, eller en enhet som kan anvendes med logging-under-utboring (LWD) eller måling-under-utboring (MWD). NMR-loggeutstyret 30 omfatter typisk en innretning for å frembringe et statisk magnetfelt 1 formasjonene, samt en radiofrekvens (RF) antenneinnretning for å frembringe magnetfeltpulser i formasjonen samt for å motta de frembrakte spinnekkoer fra vedkommende formasjoner. Innretningen for å frembringe et statisk magnetfelt kan omfatte en permanentmagnet eller en magnetgruppe, mens RF-antenneinnretningen for å frembringe magnetfeltpulser og motta spinnekkoer fra formasjonene kan omfatte én eller flere RF-antenner.
En variant av NMR-loggeredskaper som kan anvendes ved fremgangsmåter i henhold til foreliggende oppfinnelse vil være kjent innenfor fagområdet. Fig. 2 viser skjematisk noen av komponentene av en viss type NMR-loggeutstyr 30. Fig. 2 viser en første sentralt anordnet magnet eller magnetgruppe 36 samt en RF-antenne 37, som kan være én eller flere hensiktsmessig orienterte spoler. Fig. 2 viser også generelt en anordning av innbyrdes tett inntilliggende tynne sylinder-skall, 38-1, 38-2...38-N, som kan frekvensvelges under et flerfrekvent loggearbei-de. Én slik innretning er omtalt i US-patentskrift nr. 4,710,713. I fig. 2 er en annen magnet eller magnetgruppe 39 vist. Magnetgruppen 39 kan anvendes for å forpo-larisere jordformasjonen forut for undersøkelsesområdet etter hvert som loggeutstyret 30 heves i borehullet i retning av pilen Z. Eksempler på utstyr av denne art omfatter utstyr som er omtalt i US-patentskrifter nr. 5,055,788 og 3,597,681.
Utførelser i henhold til oppfinnelsen gjelder fremgangsmåter for å detektere nærvær av hydrokarboner ved å observere variasjoner i NMR-responser ved forskjellige avstander fra borehullet (forskjellig radial undersøkelsesdybde). Enhver variasjon blir så satt i forbindelse med forskjeller i fluidmetninger, særlig i foreliggende hydrokarbonmetning, som kan skrive seg fra inntrengning av borefluid inn i vedkommende formasjon. For å detektere fluidmetninger, kan flere NMR-parametere anvendes, innbefattet longitudinal relaksasjonstid (Ti), transversal relaksasjonstid (T2), forholdet T1/T2, diffusjonskonstant (D), samt magnetisk feltgra dient (G). Disse parametere påvirker NMR-signalenes størrelse ut i fra flere meka-nismer.
Carr-Purcel-Meiboom-Gill (CPMG)-pulssekvensen er den mest vanlig pulssekvens som benyttes under NMR-brønnlogging. Størrelsen av et NMR-signal som måles i forbindelse med en CPMG-sekvens i nærvær av en feltgradient kan da beskrives på følgende måte:
hvor F(t, Wt, TE, G) er signalamplituden ved tidspunkt t (for det n-te ekko,
t = n x TE) for en måling med WT, TE og G, C(G) er en porøsitetskalibreringsfaktor som kan være forskjellig for hver magnetisk feltgradient (G), <t> er formasjonsporø-siteten, Sj er metningen av fluid j, Hjer hydrogenindeksen for fluidet j, a^-er ampli-tuden av signalet fra den k-te komponent av fluidet j, WT er den effektive polarise-ringstid for en CPMG-måling, T1jiker den longitudinale relaksasjonstid for den k-te komponent av fluidet j, T2j,ker den transversale relaksasjonstid for k-te komponent av fluidet j, G er den magnetiske feltgradienten som frembringes av verktøymag-neten, TE er mellom-ekkoets forsinkelsestid i en CPMG-pulssekvens, y er proto-nets gyromagnetiske forhold, mens Dj,ker diffusjonskonstanten for den k-te komponent i fluidet j.
Ligning (1) er gyldig for standard CPMG-sekvenser og antar at feltgradienten er uniform for hele NMR-målevolumet. Det antas også uhindret diffusjon og fravær av signifikante indre gradienter i formasjonen. En fagkyndig på dette område vil da erkjenne at alternative uttrykk lett vil kunne formuleres hvori disse anta-kelser ikke er påført. Ligningen (1) vil imidlertid være tilstrekkelig for de fleste situasjoner og innebærer ikke noe tap av generalitet for fremgangsmåten. Lignende uttrykk kan likeledes finnes for å beskrive NMR-responser på andre pulssekvenser, slik som diffusjons-redigerende (DE) spinnekko pulssekvens foreslått i Hurli-mann et al, "Diffusion-Editting: New NMR Measurement of Saturation and Pore Geometry," en artikkel som er fremlagt på 2002 Annual Meeting of the Society of Professional Well Log Analysts, Osio, Japan, 2-5 juni, 2002. Denne DE-pulssekvens vil også kunne anvendes på en fremgangsmåte som er beskrevet her.
Som angitt ovenfor, bruker tidligere kjente NMR-hydrokarbondeteksjonsmetoder samme målinger fra det samme volum eller fra likeartede volumer i formasjonen og antar da at disse målinger kan beskrives ved et enkelt sett av fluidmetninger. I motsetning til dette detekteres, ved utførelser av oppfinnelsen, forskjellige fluidmetninger i forskjellige målevolumer. Disse forskjellige fluidmetninger kan fremkomme ved inntrengning av slamfiltrat. Fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen trekker fordel av det forhold at moderne NMR-loggeverktøyer enten har iboende magnetfeltgradienter eller av gradientmuligheter, slik at områder lengre bort fra magneten erfarer lavere magnetfelt enn de områder som ligger nærmere verktøyet.
Som en følge av magnetfeltgradienten, vil hydrogenkjerner danne resonans ved forskjellige Larmor-frekvenser (fordi©0= yB0) i forskjellige avstander fra bore-brønnen. Man kan således måle forskjellige volumer ved forskjellige DOI ved bruk av forskjellige RF-frekvenser. Undersøkelsesvolumene kan med andre ord velges ut i fra spesifikke målefrekvenser. Ved lavere målefrekvenser vil da undersøkel-sesvolumet ligge lenger bort fra verktøyet, hvilket vil si dypere inn i formasjonen. Hvis inntrengningsfronten er slik at den ligger mellom volumer som avsøkes av to (eller flere) NMR-måleprosesser som utføres under en måleopptaksrekke, så vil NMR-data angi mulige forskjeller i fluidmetninger (fluidsammensetninger) som tilsvarer disse volumer). Selv om fluidinntrengningen eller finpartikkelinntrengningen strekker seg utover de volumer som avsøkes ved hjelp av to (eller flere) NMR-måleprosesser, vil det fremdeles være mulig å utlede informasjon angående forskjellige fluidmetninger eller finpartikkelinntrengning på grunn av at inntrengnings-prosessen kan generere en gradient av slamfiltratvolum eller frie fluidvolumer. Som en følge av dette vil i forskjellige avstander fra borebrønnen forskjellige mengder iboende fluider være forskjøvet av det inntrengende slamfiltrat eller inntrengende fine materialpartikler.
Fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen vil følgelig kreve to eller flere
NMR-målinger ved innbyrdes forskjellige undersøkelsesdybder (DOI). I visse utfø-relser vil den undersøkelsesdybde (DOI) som brukes her gjelde radial dybde i retning utover fra borebrønnen. Forskjellene i fluidmetninger (fluidsammensetninger) som detekteres ved disse NMR-målinger ved forskjellige DOI blir da brukt til å bestemme om hydrokarboner foreligger i formasjonen. Forskjellene i fluidmetninger kan detekteres ved hjelp av flere metoder. I det følgende vil flere av disse metoder bli beskrevet. Mens brønnen kan utbores, enten ved tilførsel av vannbasert slam eller oljebasert slam, antas det i det følgende at det benyttes vannbasert slam. En fagkyndig på området vil erkjenne at de slutninger som treffes i den etterfølgende beskrivelse vil måtte modifiseres hvis oljebasert slam benyttes.
I visse utførelser av oppfinnelsen blir forskjellene i fluidmetning i forskjellige undersøkelsesdybder detektert ved hjelp av porøsitetsmålinger. Den tilsynelatende formasjonsporøsitet (eller fluidfylte porøsitet) kan da bestemmes ut i fra de innledende NMR-signalstørrelser (før T2-nedbrytning) som da er direkte proporsjonale med de foreliggende hydrogenmengder som befinner seg i det fluid som foreligger i det undersøkte volum av NMR-verktøyet. I de fleste formasjoner befinner vann seg i fuktefase, mens olje befinner seg i ikke-fuktende fase. Vann vil da bli mer påvirket av paramagnetiske forurensninger på poreoverflatene. Som en følge av dette vil vann typisk ha kortere relaksasjonstider (både Ti og T2) enn de tilsvarende verdier for lette hydrokarboner. Med en typisk NMR-logging kan det hende at polariseringstiden (WT) ikke er tilstrekkelig lang til å gjøre det mulig for samtlige atomkjernetyper å relaksere fullstendig mellom pulssekvensene. Som en følge av dette, blir spinn med lengre Ti (f.eks. lette oljer) ikke fullt polarisert og deres signalamplituder blir undertrykt i forhold til de tilsvarende verdier for spinn med kortere Ti (f.eks. vann). En formasjon vil således synes å ha lavere porøsitet når den er mettet med hydrokarboner. Ut i fra dette fenomen, vil det være slik at hvis signal-amplitudene (og således tilsynelatende porøsitet) for de dypere målinger er lavere enn for de grunnere målinger, vil dette angi nærvær av hydrokarboner med lang Ti, f.eks. gass, kondensat eller lettolje. Det bør bemerkes at den tilsynelatende porøsitet kan brukes for å detektere slaminntrengning hvis gass foreligger i formasjonen, uavhengig av om vannbasert eller oljebasert slam anvendes. Dette forhol-der seg slik fordi gass har en lavere hydrogenindeks, og inntrengning av eventuelt slamfiltrat, vann eller olje vil øke hydrogenindeksen i de grunnere DOI-områder.
I andre utførelser av oppfinnelsen vil forskjellene i fluidmetninger kunne detekteres ved polarisasjonsmålinger. I hver NMR-undersøkelsesdybde (DOI) blir det da tatt opp målinger med forskjellige polarisasjonstider (WT er følsomt for lengre longitudinale relaksasjonstider (Ti) for forskjellige spinntyper. Forskjellige fluider (f.eks. vann eller olje) i formasjonen blir typisk i forskjellig grad påvirket av sine omgivelser. I mindre porer vil f.eks. vannfasen ofte fukte poreflatene, som da kan ha paramagnetiske forurensninger som vil lette spinnrelakseringen (både longitu dinale og transversale relakseringer). I mot setning til dette, vil det i oljefasen ofte foreligge en ikke-fuktende fase og denne blir da ikke påvirket av overflaterelakse-ring. Forskjellige fluidkomponenter i formasjonen vil da følgelig ha forskjellig Ti-relaksasjonstider og NMR-målinger med Ti-kontrast kan da tas opp med forskjellig WT. En måling med lang WT vil tillate samtlige fluidkomponenter (f.eks. vann og hydrokarboner) å være helt eller hovedsakelig polarisert av magnetfeltet. På den annen side vil en måling med kort WT bare tillate komponenter med kort Ti (f.eks. vann) å bli hovedsakelig polarisert og detektert.
Forholdet mellom signalamplituder med henholdsvis lang og kort ventetid
MShort_wT/Miong_,wT kan da anvendes for å gi informasjon med hensyn til hvilke fluid-typer som befinner seg i undersøkelsessonen. Hvis forholdet Mshort_wr/Miong_,wTer vesentlig lavere for de dypere målinger, er dette en anvisning om nærvær av arter med lang Ti, slik som lettolje, kondensat eller gass. En fagkyndig på området vil erkjenne at forskjellen mellom M|0ng_,wTog MShort_wTalternativt kan anvendes i stedet for forholdet mellom disse to komponenter. Hvis forskjellen i dette tilfelle er vesentlig større ved dypere DOI enn for områder nær borebrønnen, så vil nærvær av arter med lang Ti (f.eks. lettolje eller gass) være påvist. Skjønt beskrivelsen ovenfor bruker total signalamplitude, vil en fagkyndig på området erkjenne at forholdet eller forskjellen mellom de to målinger kan være basert på en fri fluidampli-tude.
NMR-målinger med lang og kort WT kan da utføres med hjelp av CPMG-pulssekvens eller hvilke som helst av dens varianter. I tillegg kan en CPMG-pulssekvens anvendes i kombinasjon med pulssekvenser som spesielt er rettet på å utnytte Trrelaksering. En inntrengningsgjenvinningssekvens (IR) eller en met-ningsgjenvinningssekvens (SR) kan f.eks. anvendes i kombinasjon med en CPMG-pulssekvens, slik det er anskueliggjort i fig. 3A og 3B, som da henholdsvis viser en IR-CPMG-pulssekvens og en SR-CPMG-pulssekvens. Ved bruk av disse hybridsekvenser vil man kunne variere gjenvinnings-forsinkelsestiden (RT) i stedet for WT for å utlede Ti-kontrastene.
I andre utførelser av oppfinnelsen kan forskjellene i fluidmetning detekteres ved hjelp av Ti/T2-kontraster. Flere fremgangsmåter er til gjengelig for å måle Ti/T2-forhold. Den vanligste fremgangsmåte omfatter gjentatte CPMG-målinger hvorunder ventetiden eller polariseringstiden varieres. Alternative målinger kan utføres med forskjellige loggehastigheter i separate verktøykjøringer. I dette tilfelle blir forskjellige effektive polariseringstider bestemt ved hjelp av loggehastigheten og forpolariserings-magnetlengden. Variasjoner i forholdene eller forskjellene mellom kalibrerte signalamplituder for henholdsvis lange og korte effektive polariseringstider for målinger ved forskjellig DOI kan brukes for å anslå eventuelt nærvær av hydrokarboner.
I tillegg kan også de IR-CPMG- og SR-CPMG pulssekvenser som er vist i
fig. 3A og 3B også brukes til å angi forholdene Ti/T2. For å oppnå et forhold T1/T2blir NMR-målinger tatt opp med RT og forsinkelsestid (TE) mellom ekkoene variert fra måling til måling. I tillegg kan Ti/T2-kontrasten også utledes ved bruk av en typisk CPMG-pulssekvens. Forskjellen mellom Ti/T2-kontrastene fra målinger med forskjellig DOI kan brukes til å anslå eventuelt nærvær av hydrokarboner. Som angitt ovenfor, har vann typisk T1/T2> 1,0. På den annen side vil hydrokarboner ofte ikke være i kontakt med poreflatene og deres Ti/T2-forhold vil da ofte være i nærheten av 1. Hvis således Ti/T2-forholdet ved dypere DOI er mindre enn i områdene nær borebrønnen, kan det antas at formasjonen har hydrokarboner. Alternativt vil høyere Ti/T2-forhold som observeres ved dypere DOI angi eventuelt nærvær av gass, da T2for gass vanligvis er redusert på grunn av virkningene av rask diffusjon på feltgradienten.
Hvis IR-CPMG brukes som eksempel, vil en pulssekvens for å måle Ti/T2-forholdet være (WT - 180 - RT - CPMG)n, slik som vist i fig. 3A, hvor WT er ventetiden (også kalt "polariseringstiden") for spinn får deres relaksering tilbake til stabil tilstand, RT er gjenvinnings-forsinkelsestiden hvorunder signalene vokser eks-ponensialt tilbake til størrelsene ved stabil tilstand, og CPMG er et typisk CPMG-pulstog.
Med denne IR-CPMG-sekvens vil den første 180-graders puls vende om magnetiseringen (hvilket vil si i retning av -Z-aksen). Etter RT-forsinkelse kan signalet detekteres ved en 90-graders puls. Signalene blir faktisk detektert med en CPMG-sekvens i form av et tog av spinnekkoer. De detekterte spinnekko-størrelser vil ikke bare være påvirket av T2-relakseringsprosessen (under CPMG-sekvensen), men også avTi-relaksasjonsprosessen (under IR-sekvensen), som er kodet av de forskjellige RT-forsinkelsestider. Fig. 3B viser en CPMG-sekvens koplet sammen med en metningsgjenvinnings (SR)-sekvens, i stedet for en inver-sjonsgjenvinnings (IR)-sekvens. Denne sekvens er det henvist til som en "SR- CPMG"-sekvens. Denne SR-CPMG-sekvens, som er vist fig. 3B vil da detektere signalkomponenter som er relaksert tilbake til Z-asken etter RT-forsinkelsen. SR-CPMG kan anvendes i stedet for IR-CPMG i visse utførelser av oppfinnelsen.
I andre utførelser kan forskjeller i fluidmetninger detekteres med diffusjons-metoden. Ved hver DOI utføres målinger med forskjellig mellomekko-avstander (forsinkelser). Ideelt bør mellomekko-avstandene velges slik at produktet GxTE er DOI. Med denne parameterisering vil forskjeller i signalnedbrytningstakten målt ved forskjellige DOI-verdier antyde nærvær av hydrokarbon. Hvis de dypere målinger vise en økt nedbrytningstakt, innebærer dette nærvær av gass. Omvendt vil langsommere nedbrytningstakter for de dypere DOI-verdier angi nærvær av olje med mellomliggende viskositetsverdier. Mer generelt kan målinger med forskjellige TE-verdier utføres ved hver DOI-verdi. I dette tilfelle kan forskjeller i forandringen av nedbrytningstakten ved varierende TE ved hver DOI-verdi brukes for å anta eventuelt nærvær eller fravær av hydrokarbon.
Skjønt fusjonsmålinger kan utføres med en typisk CPMG-sekvens med forskjellig forsinkelse (TE) mellom ekkoene, vil en ny "diffusjons-redigerende" ("DE") spinnekkosekvens utgjøre en bedre fremgangsmåte. Se M.D. Hurliman et al, "Diffusion-Editting: New NMR Measurement of Saturation and Pore Geometry," artikkel fremlagt ved 2002 Annual Meeting of the Society of Professional Well Log Analysts, Osio, Japan 2-5 juni, se også US-patentsøknad med serienummer 09/723,803 inngitt 28. november 2000 av Hurliman, med tittelen "Simplerand More Robust Hydrocarbon Typing with Pulsed NMR." Denne søknad er overdratt til innehaverne av foreliggende oppfinnelse og tas herved inn her som referanse.
DE-sekvenser (se fig. 4) er av lignende art som CPMG-sekvensene bortsett fra at de innledende to ekkoer tas opp med lengre mellomekko-forsinkelser, mens de tredje og påfølgende ekkoer tas opp med kortere mellomekkoforsinkelser. Diffusjonsinformasjon kodes under opptaket av de første to ekkoer, mens tredje og påfølgende ekkoer gir innformasjon om masse- og overflate-relaksasjonstid ved lange opptakstider med liten eller ingen svekking av signalet ved diffusjon. Skjønt diffusjonsinformasjon kodes under opptaket av de første to ekkoer, slik som vist i fig. 4, vil en fagkyndig på området erkjenne at andre antall ekkoer (f.eks. 1, 3, 4, etc.) kan anvendes for å kode diffusjonsinformasjon.
Bruk av vanlig CPMG-sekvens for å kode diffusjonsinformasjon krever lang mellomekkoavstand, hvilket da vil føre til dårlig informasjon om masse- og over flate-relaksasjonstider, da diffusjonsnedbrytning vil svekke signalet etter relativt få ekkoer. En datarekke tatt opp ved hjelp av DE-sekvenser vil følgelig gi diffusjonsinformasjon og mer effektivt signal/støy-forhold i vedkommende spinnekkodata, sammenlignet med en tilsvarende datarekke tatt opp med CPMG-sekvenser. DE-sekvenser kan da gi mer nøyaktige og robuste beregninger av komponenten T2eller diffusjons (D)-fordelinger enn det som er mulig ved hjelp av CPMG-sekvenser.
I andre utførelser av oppfinnelsen kan forskjeller i fluidmetningsverdier detekteres ved MRF-metoden eller lignende metoder som kan frembringe NMR-parametere for de enkelte komponenter ut i fra målinger på en blanding av fluider.
I henhold til denne fremgangsmåte, blir MRF-analyse utført ved bruk av en rekke NMR-målinger ved hver DOI-verdi. Ut i fra denne analyse kan fluidmetninger og fluidegenskaper bestemmes. Denne fremgangsmåte vil da kunne gi de mest omfattende data og kvantitativ analyse, men på bekostning av loggehastigheten.
MRF-metoden er en diffusjonsbasert NMR-fremgangsmåte som kan karak-terisere fluider og kan skjelne forskjellige komponenter (f.eks. olje og vann) fra hverandre i en blanding av fluider (f.eks. formasjonsfluider) basert på innbyrdes forskjellig molekylær-diffusjon. NMR-målinger med forskjellig følsomhet for diffusjon kan tas opp med forskjellige pulssekvenser, innbefattet CPMG-pulssekven-sen eller dens varianter, samt den diffusjons-redigerende (DE)-pulssekvens. MRF-metoden drar fordel av det forhold at nedbrytningen av den transversale magne-tisering målt i et spinnekkoforsøk delvis skriver seg fra molekylær diffusjon av fluidmolekylene. Diffusjon av molekyler i et uhomogent statisk magnetfelt bringer Larmor-presisjonsfrekvensene for spinnene å bli tidsavhengige. Dette fører til uperfekt omfokusering av spinnekkosignalene ved 180°-pulsene, og således til en irreversibel diffusjonsindusert nedbrytning av ekkoene.
MRF-metoden oppretter en omfattende og realistisk relaksasjonsmodell for reservoarfluider. Anvendelse av denne modell på hensiktsmessige rekker av NMR-data kan gjøre det mulig ved MRF-analyse å frembringe anslåtte verdier for enkelte komponenter i formasjonsfluidene. Disse anslåtte verdier for de enkelte komponenter kan f.eks. gi informasjon om fluidmetninger i oversvømt sone og oljeviskositeter. Innledende resultater oppnådd ved hjelp av stasjonslogger krevde bruk av strømgenereringsverktøyer og har fastlagt potensialet for MRF-teknikken. Se R. Freedman et al, "A New NMR-Method of Fluid Characterization in Reservoir Rocks: Experimental confirmation and Simulation Results,"SPEJ, (desember 2001), sidene 452-464, samt Freedman et al., "Field Application of a New Mag-netic Resonance Fluid Characterization Method," artikkel SPE 71713 fremlagt på 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 30. sep-tember-3. oktober.
Det ovenfor beskrevne er eksempler på NMR-kontraster som kan anvendes i utførelser av oppfinnelsen for å detektere inntrengning av slamfiltrat. En fagkyndig på området vil erkjenne at også andre NMR-parametere kan anvendes. De transversale relakseringstider (T2), som hensiktsmessig kan bestemmes ved hjelp av en CPMG-pulssekvens, kan f.eks. også brukes som en kontrast for å sammenligne NMR-målinger som er tatt opp ved forskjellige DOI. I tillegg kan forskjeller i fluidmetninger detekteres ved å kombinere forskjellige fremgangsmåter som er beskrevet ovenfor. Man kan f.eks. kombinere polarisering og diffusjon for å angi kontraster mellom forskjellige DOI. Mottakssekvenser som kombinerer polarisering (Ti-kontrast) og diffusjons-kontrast vil kunne frembringes ved bruk av et relativt lite antall enkeltmålinger. Ved omsorgsfullt valg av opptaksparametere, kan det fast-legges sekvenser som muliggjør logging ved moderate hastigheter.
Visse utførelser av oppfinnelsen gjelder fremgangsmåter for å detektere inntrengning av finpartikler eller slam i sin helhet. Finpartikkelinntrengning vil fysisk tilstoppe porer i formasjonen. Som en følge av dette vil total NMR-porøsitet synes å være mindre i et invadert område (nær borebrønnen) sammenlignet med den tilsvarende verdi for et jomfruelig område (et område langt bort fra borebrønnen). Finpartikkelinntrengning kan antas hvis manglende porøsitet (hvilket vil si mindre porøsitet) detekteres i grunne partier (nærliggende partier) ved DOI-målinger, sammenlignet med tilsvarende verdier fra dypere DOI-målinger.
Utførelser av oppfinnelsen vil nå bli anskueliggjort ved hjelp av følgende ut-førelseseksempler. Det enkleste tilfelle som skal betraktes er en brønn utboret under tilførsel av vannbasert slam. Her vil inntrengning av borefluider innover i formasjonen erstatte noe av foreliggende hydrokarboner og vann i områdene nær borebrønnen med vann fra boreslammet. For en vannmettet formasjon, vil en slik forskyvning ikke føre til noen påvisbar forandring. De fluider som avføles ved NMR-målinger ved forskjellige DOI-verdier vil da hovedsakelig være de samme. I en hydrokarbonsone vil på den annen side forskyvning av hydrokarbonene av vannfiltrat bli merkbar, og en slik forskyvning vil være mer fremtredende i området nær borebrønnen enn i det dypere område. NMR-målinger i området nær bore-brønnen vil derfor inneholde mer bidrag fra vannfiltrat, mens de samme målinger utført på det dypereliggende område vil innholde mindre bidrag fra vannfiltratet.
WT, TE og NE gjelder henholdsvis polarisasjonstid, ekkoavstand og antall ekkoer.
Indeksene a, b og c tilsvarer betegnelsene i fig. 5 og 6.
Fig. 5 og 6 viser resultatene fra simuleringer av NMR-responser i to forskjellige omgivelser, nemlig vannmettet formasjon (fig. 5) og hydrokarbonmettet formasjon (fig. 6). Opptaksparametere for simulerte sekvenser er vist i tabell 1. I fig. 5 og 6 angir indeksbetegnelsene (a) målinger med lang WT, mens indeksbetegnelsene (b) angir målinger ved kort WT og indeksbetegnelsene (c) angir målinger med lang TE. Det bør bemerkes at i hvert tilfelle er GxTE den samme for samsvarende nærmålinger (kurve 1) og dypmålinger (kurve 2). Den samme verdi av GxTE sikrer at diffusjonsvirkningene mellom de to DOI-målinger er den samme eller nesten den samme, slik at øvrige kontraster uten videre kan sammenlignes. Tilfeldig gaussisk støy på henholdsvis 0,5 p.u./ekko og 1,0 p.u./ekko ble lagt til de simulerte signaler for nærmålingene (kurve 1) og dypmålingene (kurve 2). I hvert tilfelle er formasjonsporøsiteten 20 p.u. og inkluderer et 6 p.u. signal fra bundede fluider med en T2-fordeling sentrert ved 5ms.
Simuleringene viser klart forskjellige responser for vannmettet formasjon (fig. 5) og oljesone (fig. 6). I vannmetningssonen overlappes responsene fra de to DOI-områder (kurvene 1 og 2) (fig. 5, betegnelsen (a)-(c)). Dette er ventet på grunn av at forskyvning av formasjonsvann, ved hjelp av filtratvann, neppe kan ventes å frembringe noen påvisbar forskjell mellom NMR-responsene. I motsetning til dette er responsene fra nærmålingene (kurve 1) og dypmålingene (kurve 2) klart forskjellige i den hydrokarbonmettede sone (fig. 6). Atter er dette som forven-tet på grunn av at forskyvning av hydrokarboner ved hjelp av vannfiltrat åpenbart bør være mer utpreget i området nær borebrønnen. Det bør bemerkes at forskjellen mellom NMR-responsene vil være mer utpreget i området (a) enn i områdene (b) og (c). Begge paneler (b) og (c) har kort WT, hvilket da ikke vil være tilstrekkelig for at de fleste hydrokarboner skal bli fullstendig polarisert. De signaler som detekteres i områdene (b) og (c) skriver seg sannsynligvis for størstedelen fra formasjonsvann med raskere relaksering, og forskjellene mellom nærmålingene (kurve 1) og dypmålingene (kurve 2) vil da være mindre.
Målingene i området (a) i fig. 6 ble utført med 8 sekunders WT, som da er tilstrekkelig lang tid for fullstendig polarisering av de fleste kjernetyper. De fleste kjernetyper vil således bli detektert under disse to målinger (kurve 1 og kurve 2). Det vil være åpenbart fra en sammenligning av kurve 1 (nærmåling) ved kurve 2 (dypmåling) at dypmålingene omfatter lengre T2-arter, som da sannsynligvis utgjø-res av hydrokarboner. Hydrokarbonsimuleringsparametrene er faktisk blitt valgt for å etterligne en lettolje (1 cp). Dette er således et eksempel på at T2-kontrast kan anvendes for å antyde nærvær av hydrokarboner ved bruk av fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen.
Situasjonen med oljebasert slam er mer komplisert. I dette tilfelle kan foreliggende olje bli fullstendig eller delvis erstattet av oljefiltratet. Det er da nødvendig å detektere forskjellene mellom de to forskjellige karbontyper, heller enn mellom hydrokarboner og vann slik det var tilfelle ved vannbaserte slamtyper. Hvis det foreligger tilstrekkelig forskjell mellom sammensetningen av henholdsvis oljebasert slamfiltrat og det naturlige foreliggende hydrokarbon og at de forskjellige målevolumer har tilstrekkelig forskjellige relative mengder av naturlig foreliggende fluid og borefluid, så vil teknikken fremdeles kunne anvendes. Fig. 7-9 viser resultatene fra simuleringene av NMR-responsene for nært DOI-område (kurve 1) og dyptliggende DOI-område (kurve 2) for tre situasjoner som kan forekomme i brønner som utbores med oljebasert slam, nemlig henholdsvis for vannsone, lettoljesone og sone med olje som har mellomliggende viskositet. Opptakssekvensparametere er da de samme som de som ble anvendt ved de simuleringer som er vist i fig. 5 og 6, samt er angitt i tabell 1. Fig. 7 viser simuleringsresultater fra en vannsone. Fig. 8 angir simuleringsresultater fra en sone som inneholder lettolje (0,3 cp). Fig. 9 viser simuleringsresultater fra en sone som inneholder olje med mellomliggende viskositet (20 cp). Atter tilsvarer panelområdene (a), (b) og (c) henholdsvis simuleringer med lang WT, kort WT og lang TE. I hvert tilfelle er formasjonsporøsiteten 20 p.u. og omfatter 6 p.u. av bundet fluid med en T2-fordeling sentrert om 5ms. For hydrokarbon-sonesimuleringene (fig. 8 og 9) ble det antatt at en viss grad av restolje var gjen-værende i det nære DOI-volum og at dybmålingene avfølte vesentlig høyere olje-metninger. Detaljer ved fluidmetningene og hydrokarbonviskositeter er angitt i de vedføyde tabeller. Det oljebaserte slamfiltrat ble modulert som en olje med 1 cp og en smal T2-fordeling. Fig. 7 viser at den langsomt avtagende komponent ved den dypere måling (kurve 2) har en Ti-verdi som er sammenlignbar med det kortere enn den som gjelder for nærmålingen (kurve 1). Dette vil fremgå klart fra en sammenligning mellom panelområdet (a) og panelområdet (b). Ut i fra dette resultat, er det forutsagt at denne sone ikke inneholder lette hydrokarboner. Kvantitativ analyse av målingene (b) og (c) ved bruk av MRF-metoden angir at vedkommende hydrokarbon har en viskositet på omtrent 1 cp, hvilket antyder at hydrokarbonsignalet kan skrive seg fra slamfiltratet. Fig. 8 viser at den langsomt nedbrytende komponent for dypmålingen (kurve 2) har en Ti-verdi som er vesentlig høyere enn den som gjelder for nærmålingen (kurve 1). Denne slutning trekkes ut i fra det forhold at signalamplituden for den dypere måling (kurve 2) er redusert i vesentlig grad i forhold til nærmålingen (kurve 1) i panelområdet (b). Ut i fra dette forhold kan det antas at det foreligger nærvær av lette hydrokarboner eller vann i store porer (lang Ti). Denne konklusjon gir ytterligere samarbeid med målinger med lange mellomekko-forsinkelser (TE) som er vist i panelområdet (c) og som da viser en rask nedbrytning som antyder at det fluid som har sammenheng med lange relaksasjonstider har en høy diffusjonskonstant. Skjelningen mellom lettolje og vann i store porer er vanskelig på grunnlag av NMR-data alene. I mange tilfeller av praktisk interesse kan imidlertid store porer/vugger utelukkes, og NMR-responser av samme art som disse kan da tolkes i grader av lett hydrokarbon. Alternativt kan andre målinger (f.eks. av resistivitet) anvendes i kombinasjon med fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen for å skjelne mellom lett olje og vann i store porer.
Det skal nå henvises til fig. 9 og på basis av de målinger som er vist i panelområdene (a) og (b) alene, kan det antas at NMR-responsene for denne sone med olje med mellomviskositet vil ligne responsen fra vannsonen (fig. 7). Målingene i panel (c) angir imidlertid nærvær av en større mengde langsomtdiffuseren- de fluid i det dypere DOI-område. Denne observasjon er ikke i samsvar med en vannsone, hvor en større mengde raskt diffuserende fluid forventes i det dypereliggende DOI-område. En kvantitativ analyse av vedkommende data med bruk av MRF-metoden avdekker en høyere hydrokarbonviskositet for det dypere DOI-område sammenlignet med nærverdien for DOI (skjønt den totale hydrokarbonmetning ikke varierer vesentlig). Dette resultat er i samsvar med nærvær av tungolje eller tungolje med mellomviskositet og som til dels er blitt fylt inn fra det nære DOI-volum.
Fig. 10A-10B viser resultatene av en radial profilering av en brønn. Denne profilering ble utført ved hjelp av et verktøy som er i stand til opptak ved flere frekvenser. To forskjellige frekvenser ble brukt for å avsøke to DOI-områder (nær-område og dyptliggende område). Fig. 10A viser NMR-porøsitet (kurvene 1 og 2 tilsvarende henholdsvis nærliggende og dyptliggende DOI-område). Det vil være åpenbart at i den nedre halvdel av brønnen er porøsiteten ved nærmålingene vesentlig lavere enn den som foreligger for de dypere målinger, hvilket antyder at det foreliggeren partikkelinntrengning i det nærliggende DOI-område. Det bør bemerkes at den øvre halvdel av brønnen er blitt vasket ut, hvilket fremgår av en høyere porøsitet i forbindelse med nærmålingene, på grunn av at det grunne DOI-område "ser" borebrønnen. Fig. 10B viser T2-fordelingene for grunne og dype DOI-områder. Skjønt området med finpartikkelinntrengning synes å ha flere komponenter med lengre T2-komponenter, synes størrelsene av T2-fordelingene i dette område å være lavere. I alle tilfeller antyder en sammenligning mellom fig. 10A og fig. 10B at porøsitet vil være en mer pålitelig indikator på en partikkelinntrengning.
De ovenfor angitte eksempler viser at kontraster i fluidmetninger vil kunne detekteres og kvantifiseres ved flere NMR-målinger i rekkefølge og som finner sted i forskjellige dybdeområder som undersøkes (DOI) og at ut i fra de observerte kontraster vil det være mulig å anslå nærvær av hydrokarboner i vedkommende formasjon eller å fastlegge finpartikkelinntrengning. Disse eksempler viser at kontraster i transversal relaksasjonstid (T2), longitudinal relaksasjonstid (Ti), forholdet mellom longitudinal og transversal relaksasjonstid (T1/T2), diffusjonstakter (D) eller kombinasjoner av disse kan brukes til å detektere variasjoner i fluidmetningene i forskjellige DOI-områder, mens porøsitets- og T2-kontraster kan brukes til å detektere inntrengning av finpartikler. En hvilken som helst opptakssekvens, slik som CPMG, diffusjons-bestemmende pulssekvens, IR-CPMG, SR-CPMG, samt andre, og som kan sonderegistrere variasjoner i NMR-responsen, kan brukes for å utlede disse kontraster.
Mens eksemplene ovenfor viser at anvendbare resultater kan oppnås ut i fra sammenligninger mellom NMR-målinger uten inversjon, vil én fagkyndig på området erkjenne de utførte målinger også kan inverteres for å frembringe fordelinger av NMR-parametere (f.eks. Ti, T2og T1/T2) som så kan anvendes for å forutsi eventuelt nærvær av hydrokarboner i vedkommende formasjon. Spesielt MRF-metoden som er i stand til å angi NMR-parameterfordelingerfor enkelte fluidkomponenter, vil da være den best anvendbare i denne forbindelse.
Fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen for det formål å detektere slamfiltratinntrengning vil være spesielt anvendbare når det gjelder brønner utboret under tilførsel av vannbasert slam. I dette tilfelle vil hver forskjell i NMR-respons, påvist i forskjellige DOI-områder, kunne antyde nærvær av hydrokarboner. Ved om-hyggelig valg av opptaksparametere, f.eks. ved å påvirke produktet TExG til å være det samme for tilsvarende målinger i forskjellige DOI-områder, vil diffusjons-virkninger kunne normaliseres i forhold til feltgradientvariasjoner.
For oljebaserte slam kan forskjellige scenarier (vannsone, lettoljesone, sone med mellomolje, gass) identifiseres ved å sammenligne NMR-responser fra forskjellige DOI-områder med antatt respons for forskjellige scenarier. Kvantitativ analyse av data, f.eks. ved bruk av MRF, kan da anvendes ved å bidra til tolkning av responsene.
Fig. 11 viser et flytskjema for en fremgangsmåte i henhold til en viss utfø-relse av oppfinnelsen. Først tas det da opp en NMR-måling for den første DOI (angitt ved 101). Ved opptaket kan det anvendes en hvilken som helst pulssekvens som er egnet for å oppnå den ønskede kontrast (f.eks. Ti, T2, T1/T2, eller D). Disse pulssekvenser omfatter de som er beskrevet ovenfor, nemlig CPMG eller dens variant, DE-pulssekvens, IR-CPMG og SR-CPMG. Derpå utføres en annen NMR-måling på den andre DOI, ved bruk av samme pulssekvens og lignende opptaksparametere (angitt ved 102). Det er å foretrekke at opptaksparameterne er de samme for så vel første som andre NMR-målinger, bortsett fra mellomekko-forsinkelsen (TE), som fortrinnsvis varierer slik at produktet GxTE er det samme for de to målinger. Som angitt ovenfor, går dette ut på å normalisere virkningene av diffusjon med forskjellige gradienter og å lette sammenligningen mellom de to NMR-målinger. Fremgangsmåten er imidlertid også anvendbar hvis produktet
GxTE ikke er det samme for målinger på forskjellige DOI-områder. For å detektere inntrengning av finpartikler, er det å foretrekke at så vel første som andre NMR-måling bruker samme parametere, slik at måleresultatenes størrelse direkte kan brukes for å utlede den totale NMR-porøsitet eller volumer av fritt fluid, eventuelt T2-fordelinger. Skjønt fig. 11 viser et minimalt opplegg som bare omfatter to målinger på to forskjellige DOI-områder, vil en fagkyndig på området kunne erkjenne at mer enn to målinger kan benyttes for å oppnå samme formål.
Så snart disse målinger er tilgjengelig, blir de sammenlignet for å se om det foreligger noen forskjell i fluidmetninger (fluidsammensetninger) eller hensyn til kontrast for de valgte NMR-responsparametere (f.eks. NMR-porøsitet, fritt fluidvolum, Ti, T2eller D) i de forskjellige DOI-områder angitt ved 103). Atter kan sammenligningen være basert på vedkommende måledata (spinnekko-toget) uten inversjon. Alternativt kan disse måledata inverteres for å frembringe NMR-responsparameterfordelinger (f.eks. Ti, T2, T1/T2og D) for sammenligning. Inver-sjonen kan omfatte bruk av MRF-metoden ("fluidkarakteriseringsmetoder basert på magnetisk resonans").
Eventuell forskjell i fluidmetninger blir så brukt til å anslå nærvær av hydrokarboner i vedkommende formasjon, slik som anskueliggjort i fig. 5-9, og enhver forskjell i fritt fluidvolum eller T2-fordeling kan da brukes for å anslå eventuelt nærvær av finpartikkelinntrengning. Spesifikk tolkning av eventuell forskjell i fluidmetninger vil naturligvis avhenge av den type boreslam som anvendes og kan også være avhengig av de forventede formasjonsegenskaper.
Skjønt deteksjon av kontraster i NMR-målinger på forskjellige DOI-områder ved hjelp av fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen kan anses som en pålitelig anvisning av om hydrokarboner er tilstede, vil fravær av påviste kontraster ikke nødvendigvis innebære fravær av hydrokarboner. Mange faktorer kan bidra til slik manglende påvisning. For eksempel effektiv overskylling av hele området av NMR-volumer vil gi opphav til manglende eller redusert kontrast mellom forskjellige DOI-enheter. På lignende måte vil ytterst grunn eller hindret inntrengning (tungolje, tjære, bitumen) også gi opphav til lav kontrast mellom forskjellige DOI-enheter.
Skjønt oppfinnelsen er blitt beskrevet under henvisning til et begrenset antall utførelser, vil fagkyndige på området som har tilgang til denne fremstilling kunne erkjenne at det kan angis andre utførelser som ikke avviker fra omfanget av den oppfinnelse som er omtalt her. Skjønt utførelser av oppfinnelsen er anskueliggjort ved hjelp av bare to DOI-målinger i de ovenfor angitte utførelseseksempler, vil en fagkyndig på området kunne erkjenne at også flere DOI-målinger kan benyttes. I tillegg kan utførelser av oppfinnelsen praktiseres ved hjelp av et ledningska-belverktøy så vel som et LWD- eller MWD-verktøy. Videre kan forskjellige utførel-ser av oppfinnelsen kombineres med andre typer målinger. Oppfinnelsens omfang vil således bare være begrenset av de etterfølgende patentkrav.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for å påvise hydrokarbonholdige soner i en formasjon som gjennomtrenges av en borebrønn, som omfatter: utførelse av minst to målinger av kjernemagnetisk resonans, hvor disse minst to kjernemagnetiske resonansmålinger tas opp fra hvert sitt innbyrdes forskjellige undersøkelsesvolum i forskjellig radial dybde utover fra borebrønnen, og bestemmelse av om formasjonen inneholder hydrokarboner ut i fra sammenligning av forskjellen i fluidmetninger som detekteres ved disse minst to kjernemagnetiske resonansmålinger ved de forskjellige undersøkelsesdybder.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori det ved utførelse av de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger benyttes en pulssekvens valgt fra følgende pulssekvenser, nemlig en Carr-Purcell-Meiboom-Gill pulssekvens, en diffusjons-redigerende pulssekvens, en Carr-Purcell-Meiboom-Gill pulssekvens med invertert gjenvinning, samt en Carr-Purcell-Meiboom-Gill pulssekvens med metningsgjen-vinning.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, hvori hver av de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger tas opp med hovedsakelig samme parametere bortsett fra forsinkelsestid mellom ekkoer.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, hvori produktet av forsinkelsestid mellom ekkoer og en magnetisk feltgradient for undersøkelsesvolumet er hovedsakelig det samme for hver av de to kjernemagnetiske resonansmålinger.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori trinnet for bestemmelse omfatter utledning av fordelinger av minst én kjernemagnetisk resonansparameter.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, hvori minst én kjernemagnetisk resonansparameter omfatter en parameter valgt fra en parametergruppe bestående av en longitudinal relaksering, en transversal relaksering, et forhold mellom longitudinal relaksering og transversal relaksering, en tilsynelatende porøsitet samt en diffusjonskonstant.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori trinnet for bestemmelse omfatter: utledning av en tilsynelatende porøsitet fra hver av de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger, og sammenligning mellom de tilsynelatende porøsiteter utviklet fra de forskjellige minst to kjernemagnetiske resonansmålinger.
8. Fremgangsmåte som angitt i ett av kravene 1 til 7, som videre omfatter anordning av et instrument for dannelse av kjernemagnetisk resonans bevegelig i borebrønnen.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, som videre omfatter bestemmelse om inntrengning av finpartikler har funnet sted ved å sammenligne de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger innbyrdes.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 9, hvori de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger utføres med hovedsakelig like parametere.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 9, hvori sammenligningen mellom de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger omfatter utledning av en parameter valgt fra en parametergruppe bestående av volumer av fri fluid, porøsitet og bundet fluidvolum.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 9, hvori sammenligningen mellom de minst to kjernemagnetiske resonansmålinger omfatter utledning av tidsfordelinger under transversal relaksering.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US31946202P | 2002-08-12 | 2002-08-12 | |
| US10/065,983 US6703832B2 (en) | 2002-08-12 | 2002-12-06 | Method for detecting hydrocarbons by comparing NMR response at different depths of investigation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20033539D0 NO20033539D0 (no) | 2003-08-11 |
| NO336402B1 true NO336402B1 (no) | 2015-08-17 |
Family
ID=27791135
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20033539A NO336402B1 (no) | 2002-08-12 | 2003-08-11 | Fremgangsmåte for deteksjon av hydrokarboner ved å sammenligne NMR-respons i undersøkelses-volumer i forskjellig radial avstand fra brønnhullet |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6703832B2 (no) |
| CN (1) | CN100504446C (no) |
| CA (1) | CA2435951C (no) |
| GB (1) | GB2394777B (no) |
| NO (1) | NO336402B1 (no) |
| OA (1) | OA12490A (no) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US6954066B2 (en) * | 2003-04-01 | 2005-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abnormal pressure determination using nuclear magnetic resonance logging |
| US20050221495A1 (en) * | 2004-03-31 | 2005-10-06 | Bell Stephen A | Method and composition for improving NMR analysis of formation fluids |
| US7227355B2 (en) * | 2004-05-27 | 2007-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of detecting, quantifying and correcting borehole contaminations from multi-frequency, multi-sensitive-volume NMR logging data |
| US7221158B1 (en) * | 2005-12-12 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Permeability determinations from nuclear magnetic resonance measurements |
| US7603237B2 (en) * | 2006-07-26 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for analyzing data having shared and distinct properties |
| JP5121219B2 (ja) * | 2006-12-07 | 2013-01-16 | ジーイー・メディカル・システムズ・グローバル・テクノロジー・カンパニー・エルエルシー | 磁気共鳴イメージング装置および磁気共鳴イメージング方法 |
| US7538547B2 (en) * | 2006-12-26 | 2009-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for integrating NMR data and conventional log data |
| US7565246B2 (en) * | 2007-03-22 | 2009-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Determination of gas saturation radial profile from multi-frequency NMR data |
| BRPI0814360A2 (pt) * | 2007-07-26 | 2018-06-05 | Prad Res & Development Ltd | método para determinar uma característica da formação, método para determinar a propriedade da formação, e sistema para determinar uma característica da formação |
| US7502691B2 (en) * | 2007-07-31 | 2009-03-10 | Baker Hughes Incorporated | Method and computer program product for determining a degree of similarity between well log data |
| GB2465114B (en) * | 2007-08-31 | 2012-04-04 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for NMR saturation |
| US7746069B2 (en) * | 2008-05-21 | 2010-06-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining a radial profile of a formation parameter indicative of formation treatment efficiency |
| US7675287B2 (en) * | 2008-07-29 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating formation skin damage from nuclear magnetic resonance measurements |
| US8278922B2 (en) | 2009-03-23 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous wettability logging based on NMR measurements |
| US10429535B2 (en) | 2011-10-31 | 2019-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Statistical analysis of combined log data |
| US9772425B2 (en) * | 2012-04-13 | 2017-09-26 | Schlumberger Technologies Corporation | Distinguishing mud filtrate from formation water by multi-DOI NMR |
| AU2013262770B2 (en) * | 2012-05-16 | 2015-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid saturation recovery-inversion recovery pulse sequence for improved NMR logging of boreholes |
| WO2014193386A1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nuclear magnetic resonance tool calibration |
| WO2015053952A1 (en) * | 2013-10-11 | 2015-04-16 | Schlumberger Canada Limited | Nuclear magnetic resonance (nmr) distributions and pore information |
| CN105604548B (zh) * | 2014-11-05 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种基于油基钻井液的地层油判识方法 |
| CN105588934A (zh) * | 2015-12-16 | 2016-05-18 | 中国石油大学(北京) | 石油分子结构检测方法、装置及*** |
| WO2017151140A1 (en) * | 2016-03-04 | 2017-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple depth of investigation nuclear magnetic resonance logging for determining the porosity and pore type of subterranean formations |
| WO2017180123A1 (en) * | 2016-04-14 | 2017-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for obtaining t2 distribution |
| CN105785457B (zh) * | 2016-05-13 | 2018-04-06 | 吉林大学 | 基于双极性脉冲的地面核磁共振横向弛豫时间的测量方法 |
| US10267946B2 (en) | 2016-06-01 | 2019-04-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Magnetic resonance pulse sequences having wait times based on carrier speed |
| CN109828314B (zh) * | 2019-02-01 | 2020-06-23 | 内蒙古科技大学 | 一种采动巷道围岩塑性破坏范围精密探测方法 |
| EP3904839B1 (en) * | 2020-05-01 | 2022-11-02 | Spin Echo Limited | In-situ measurement of relaxation times, hydrogen densities and volumetric concentrations by means of nmr |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3597681A (en) | 1957-01-30 | 1971-08-03 | Chevron Res | Nuclear magnetic well logging |
| US3275931A (en) * | 1962-09-10 | 1966-09-27 | Phillips Petroleum Co | Method of nuclear magnetic resonance well logging |
| US4710713A (en) * | 1986-03-11 | 1987-12-01 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques |
| US5055787A (en) | 1986-08-27 | 1991-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole measurement of NMR characteristics of earth formations |
| 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 |
| US5432446A (en) * | 1992-11-02 | 1995-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole measurement of NMR characteristics of earth formation |
| US5828214A (en) * | 1996-02-23 | 1998-10-27 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for resistivity determination by nuclear magnetic resonance measurement |
| US6166543A (en) | 1997-09-25 | 2000-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring nuclear magnetic resonance |
| US6140817A (en) | 1998-05-26 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance well logging method and apparatus |
| US6232778B1 (en) | 1998-06-11 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for obtaining NMR bound fluid volume using partial polarization |
| WO1999067651A1 (en) | 1998-06-22 | 1999-12-29 | Koninklijke Philips Electronics N.V. | Magnetic position detector |
| US6121774A (en) | 1998-06-22 | 2000-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method for eliminating ringing during a nuclear magnetic resonance measurement |
| US6566874B1 (en) * | 1998-07-30 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on nuclear magnetic resonance measurements |
| US6255818B1 (en) * | 1998-08-18 | 2001-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for performing magnetic resonance measurements |
| US6400147B1 (en) | 1998-11-05 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole NMR tool having a programmable pulse sequencer |
| US6229308B1 (en) | 1998-11-19 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation using magnetic resonance logging measurements |
| US6459992B1 (en) | 1999-07-12 | 2002-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining logging tool displacements |
| 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 |
| US6522138B2 (en) | 2000-03-31 | 2003-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Resolution enhancement for sequential phase alternated pair nuclear magnetic resonance measurements |
| US6498484B1 (en) | 2000-06-15 | 2002-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing ringing in nuclear magnetic resonance well logging instruments |
| US6522137B1 (en) | 2000-06-28 | 2003-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Two-dimensional magnetic resonance imaging in a borehole |
| US6518757B1 (en) | 2002-03-08 | 2003-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Use of CPMG sequences with phase cycled refocusing pulses in inside-out NMR for phase encoded imaging and to eliminate coherent ringing within one scan |
-
2002
- 2002-12-06 US US10/065,983 patent/US6703832B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-07-21 GB GB0316929A patent/GB2394777B/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-24 CA CA002435951A patent/CA2435951C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-29 OA OA1200300190A patent/OA12490A/en unknown
- 2003-08-11 NO NO20033539A patent/NO336402B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-08-12 CN CNB031540597A patent/CN100504446C/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2394777A (en) | 2004-05-05 |
| US6703832B2 (en) | 2004-03-09 |
| CA2435951C (en) | 2006-12-05 |
| NO20033539D0 (no) | 2003-08-11 |
| US20040027122A1 (en) | 2004-02-12 |
| CA2435951A1 (en) | 2004-02-12 |
| OA12490A (en) | 2006-05-24 |
| CN1484044A (zh) | 2004-03-24 |
| CN100504446C (zh) | 2009-06-24 |
| GB2394777B (en) | 2006-03-08 |
| GB0316929D0 (en) | 2003-08-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO336402B1 (no) | Fremgangsmåte for deteksjon av hydrokarboner ved å sammenligne NMR-respons i undersøkelses-volumer i forskjellig radial avstand fra brønnhullet | |
| Freedman | Advances in NMR logging | |
| US6859033B2 (en) | Method for magnetic resonance fluid characterization | |
| US11650347B2 (en) | Fast measurement and interpretation of downhole multi-dimensional measurement | |
| US7804297B2 (en) | Methodology for interpretation and analysis of NMR distributions | |
| AU2007203112B2 (en) | Method for analyzing data having shared and distinct properties | |
| NO335578B1 (no) | Bestemmelse av fuktningsevne i et oljereservoar ved bruk av NMR-borehullsmålinger | |
| NO323315B1 (no) | Fremgangsmate a bestemme fluidstromningshastighet i en undergrunnsformasjon ved bruk av et kjernemagnetisk-resonans-verktoy i et borehull | |
| MXPA03011227A (es) | Sistema y metodo para determinar saturaciones de aceite, agua y gas para herramientas de registro de perforacion de resonancia magnetica nuclear de gradiente de campo debil. | |
| CA2787301A1 (en) | Method for determining rock formation fluid interaction using nuclear magnetic resonance well logging measurements | |
| MX2008008999A (es) | Pelicula de capas multiples resistente a la intemperie. | |
| Branco et al. | NMR study of carbonates wettability | |
| Xiao et al. | Characteristics of the nuclear magnetic resonance logging response in fracture oil and gas reservoirs | |
| NO316763B1 (no) | Fremgangsmate for NMR-logging av naturgass i et hydrokarbonreservoar | |
| NO326613B1 (no) | Fremgangsmate for detektering av hydrokarboner fra NMR-data | |
| Saidian et al. | Pore-structure characterization of a complex carbonate reservoir in South Iraq using advanced interpretation of NMR logs | |
| Delhomme | The quest for permeability evaluation in wireline logging | |
| Dash et al. | New Experimental Method for Enhanced and Fast Saturation of Tight Rock Samples | |
| Henderson | AAPG Methods in Exploration, No. 16, Chapter 6: Nuclear Magnetic Resonance Logging | |
| Al-Zaabi et al. | Advanced Real-Time Reservoir Characterization Utilizing Full Magnetic Resonance Data While Drilling: A Case Study from Abu Dhabi | |
| NO336354B1 (no) | Fremgangsmåte og apparatur for NMR-brønnlogging og måling av magnetiske mineraler | |
| Al-Zaabi et al. | SPE-193187-MS | |
| Claverie et al. | The application of NMR logs for the evaluation of gas reservoirs with low salinity formation waters | |
| Murray et al. | Integrated LWD To Characterize Complex Reservoir Lithology and Fluid Types Offshore Angola | |
| Sun et al. | The impact of T1/T2 ratio on porosity estimation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |