NO340530B1

NO340530B1 - Fremgangsmåte og anordning for reservoarfluidbestemmelse i NMR-logging

Info

Publication number: NO340530B1
Application number: NO20080087A
Authority: NO
Inventors: Songhua Chen; Gabor G Hursan
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2005-06-27
Filing date: 2008-01-07
Publication date: 2017-05-02
Also published as: GB2443346A; AU2006261780B2; GB0724941D0; US20060290350A1; CN101283291A; US7298142B2; NO20080087L; RU2008102574A; RU2393509C2; WO2007002678A3; WO2007002678A2; AU2006261780A1; GB2443346B; CA2613216C; CN101283291B; CA2613216A1

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

[0001]Den foreliggende fremstilling vedrører generelt et nedhulls nukleærmagnetisk resonans (NMR) -apparat, databehandling og fortokningsmetoder for evaluering av en karakteristikk av en region, og spesielt for detektering og kvantifisering av en gassførende jordformasjon i en undergrunnsregion.

[0002]US 2002/0067164 A1 er relatert til NMR-målinger og metoder for analysering av NMR-data. Annen kjent bakgrunnsteknikk er beskrevet i US 2005/0040822 A1, US 5,486,762 og US 2003/0214286 A1. NMR-brønnlogging er en metode anvendt for å undersøke undergrunnsregioner som kan inneholde vann, olje- og/eller gass-reserver. Kjernene av kjemiske elementer har et karakteristisk impulsmoment (spinn) og et magnetisk moment, og ved å detektere og analysere reaksjonen av kjernene overfor utøvede magnetfelt kan karakteristikkene av spesifikke kjerner utledes. I nærvær av et eksternt utøvet statisk magnetfelt (B0), blir kjernespinnene magnetisert og innretter seg selv parallelt til B0-feltet. Ved å utøve et radiofrekvens (RF) -pulstog med en spesifikk frekvens på de magnetiserte kjerner genereres et impuls RF magnetfelt (BO som tipper, eller vipper spinnene bort fra retningen av B0-feltet. Hvis RF-frekvensen (©) hovedsakelig samsvarer med betingelsen for NMR (© = yB0), hvor Y er den magnetomekaniske faktor, vil da den første puls (heri referert til som A-pulsen) reorientere magnetiseringen for å starte presesjon og etterfølgende pulser (heri referert til som B-pulser) generere spinn-ekkosignaler. En RF-pulssekvens, kjent som CPMG (Carr-Purcell-Meiboom-Gill) -sekvensen anvendes typisk for brønn-logging.

[0003]Ved slutten av en A-puls, er spinnene orientert på tvers av B0-feltet og presesserer omkring retningen av B0-feltet ved Larmor-frekvensen (co0= yBo) og den transversale magnetisering bringes ut av fase med en transversal relakserings-tidskonstant (T2) også kjent som spinn-spinn-relaksasjonstiden. Gjentatt tipping og relaksasjon av spinnene resulterer i NMR spinn-ekko-signalet, som så kan detekteres og analyseres for olje- og/eller gassfeltleting.

[0004]Eksisterende metoder anvender dobbelte ventetid (TW) -logger og "IV kontrasten mellom gass- og andre formasjonsfluider for gassdeteksjon og for gassmetningsanslag. En slik metode er basert på den antakelse at vannsignalene er fullstendig polarisert ved både kort og lang ventetid, TW, men gass-signalet er bare delvis polarisert. Differansen mellom de to bidrar således bare fra gassen. Hvis tre faser koeksisterer i det NMR-detekterte sensitive volum, spesielt hvis sakte relakserende vannsignal og lettolje- eller oljebaserte sandfiltrater er tilstede i formasjonen, kan deteksjon være vanskelig eller begrenset. Andre metoder for å innsamle og behandle mulitiple ventetiddata for TVanslag anvender forbedrede loggkvalitetsdata ved bruk av en oppsummering av ekko-metoden, som er mer nyttig hvis alt det delvis polariserte signal er gassignal. Sikkerheten av signalet reduseres imidlertid for å oppdage gass ved bruk av denne metode for brønner boret med OBM (oljebasert slam), og den etterfølgende invasjon av OBMF (oljebasert slamfiltrat) inn i det sensitive volum, eller formasjoner inneholdende storporet vann eller lettolje. Fagkyndig menneskelig fortolkning er således nødvendig for å anvende eksisterende tekniske metoder. Følgelig foreligger innenfor dette område et behov for en robust NMR-deteksjons- og analysemetode som overvinner disse mangler.

KORT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0005]Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. En utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer en fremgangsmåte for oppnåelse av en parameter av interesse vedrørende en region nær en nukleærmagnetisk resonans

(NMR) loggeverktøy i stand til å generere et magnetfeltgradient G, og pulssekvenser egnet for undergrunns brønnlogging, idet kjernene i regionen underkastes en impuls NMR-metode og ved at de er produktive for NMR-loggedata, har kjernene i regionen karakteristisk en lengderetnings relaksasjonstid Ti-fordeling og en tilsynelatende tverr-retnings relaksasjonstid T2app-fordeling. I respons til NMR-loggedataene defineres en R-fordeling som R = T^ 2aPP, nevnte T2app og R-fordelinger behandles som separate datamengder ("bins"), sammen med NMR-loggedataene, ifølge en to-dimensjonal inversjonsmodell, og et signalintensitetskart av R versus T2app tilveiebringes som er representative for parameteren av interesse vedrørende regionen. I respons til et høyintensitets signal på kartet er innenfor et første område av T2app-verdier som er like eller større enn omtrent en første T2app-terskelverdi og lik eller mindre enn omtrent en andre T2app-terskelverdi og et første område av R-verdier er lik elle større enn omtrent en definert R-terskelverdi, identifiserer dette nærværet av et lett hydrokarbon innfor regionen.

[0006]En ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer en fremgangsmåte for detektering og kvantifisering av lette hydrokarboner i en undergrunnsregion nær et nukleærmagnetiske resonans NMR (loggeverktøy) i stand til å generere et magnetfelt og en feltgradient G, og pulssekvenser egnet for undergrunns-brønnlogging, idet kjernene i regionen underkastes en impuls NMR-metode og er produktive for NMR-loggedata, idet kjernene i regionen karakteristisk kan være en lengderetnings relaksasjonstid Ti-fordeling og en tilsynelatende tverr-retnings relaksasjonstid T2app-fordeling. NMR-loggedata tilveiebringes fra regionen, og i respons til de innsamlede NMR-loggedata defineres en R-fordeling som R = T^ 2app, idet T2app og R-fordelingene behandles som separate datamengder ("bins") sammen med NMR-ekkodata, ifølge en to-dimensjonal inversjonsmodell, og et signal-intensitetskart av R versus T2app tilveiebringes som er karakteristisk for kjernene i regionen. I respons til lokaliseringen av et høyintensitets signal på kartet identifiseres en gassførende sone i regionen. Et lett hydrokarbonsignal representeres på kartet av et høyintensitets signal som forekommer i et første område av R-verdier og et første område av Topp-verdier, og et flytende fasesignal er representert på kartet av et høyintensitets signal som forekommer i et andre område av R-verdier og et andre område av T2app-verdier.

[0007]En ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer et nukleærmagnetisk resonans (NMR) brønnloggeapparat for detektering og kvantifisering av lette hydrokarboner i en undergrunns region. Apparatet inkluderer en feltgradientgenerator i stand til å utøve en statisk magnetfeltgradient på en undergrunnsregion, en signalgenerator i stand til å utøve sekvenser av magnetiske pulser til regionen, en signalmottaker i stand til å motta informasjon fra kjerner i regionen responsivt til magnetfeltgradienten og de magnetiske pulser, en behandlingskrets konfigurert til å behandle den mottatte informasjon, og et lagringsmedium, som kan leses av behandlingskretsen, som lagrer instruksjoner for utøvelse av behandlingskretsen for utøvelse av fremgangsmåteutførelsesformer av oppfinnelsen. I en utførelsesform mottas NMR-loggedata vedrørende regionen og i respons til de mottatte NMR loggedata defineres en R-fordeling som R = T^ 2aPP, idet T2app og R-fordelingene behandles som separate datamengder ("bins"), sammen med NMR-loggedataene, ifølge en to-dimensjonal inversjonsmodell, og et signal-intensitetskart av R versus T2app genereres som er karakteristisk for kjernene i regionen. Nærværet av en gassførende sone i regionen tydes i respons til et høyintensitets signal på kartet å være innenfor et første område av T2app-verdier lik eller større enn omtrent en første T2app-terskelverdi og lik eller mindre enn omtrent en andre T2app-terskelverdi, og et første område av R-verdier å være lik eller større en omtrent en definert R-terskelverdi. Nærværet av en flytende fasesubstans i regionen tydes i respons til et høyintensitetssignal på kartet med en R-verdi lik eller større enn, men hovedsakelig nær 1 for en hvilken som helst verdi av T2app.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0008]Med henvisninger til de eksempelvise tegninger hvori like elementer er gitt tilsvarende henvisningstall i de vedføyde figurer viser:

[0009]Fig. 1 et eksempelvis brønnloggeapparat for utøvelse av en utførelsesform av oppfinnelsen;

[0010]Fig. 2 og 3 viser grafiske representasjoner som illustrerer forholdet mellom densitetsfunksjonerfO^app,^) og g(T2app,R) i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen;

[0011]Fig. 4A og 4B viser grafiske representasjoner av eksempelvise løsninger av signalintensitets-funksjonen g(T2app,R) i samsvar med utførelsesformer av oppfinnelsen;

[0012]Fig. 5 viser en grafisk representasjon av en sannsynlig observering på en T^ og T2app-loggsammenlikning for en gass-sone, hvor nærværet av et gass-signal krever en sammenlikning av de to logger;

[0013]Fig. 6 viser en grafisk representasjon av grenseterskelverdien ("cutoff threshold value") Rc som utøvet på et to-dimensjonalt signalintensitets-avbildningskart g(T2app,R) i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen;

[0014]Fig. 7 viser en grafisk representasjon av rekonstruerte en-dimensjonale Tr og T2app-fordelinger i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen;

[0015]Fig. 8 viser et flytskjema av en fremgangsmåte i samsvar med en utførelses-form av oppfinnelsen; og

[0016]Fig. 9 viser i loggform 2D NMR-bilder liknende avbildningene i figurene 4A og 4B i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0017]Utførelsesformer av oppfinnelsen tilveiebringer en nukelærmagnetisk resonans (NMR) borehull-loggemetode og apparat for utøvelse av en sekvens av magnetiske feltpulser til en undergrunnsregion slik at regionen eksiteres på en slik måte som muliggjør at en databehandlingsmetode kan identifisere og kvantifisere lette hydrokarboner fra NMR-loggedataene. En to-dimensjonal inversjonsmetode anvendes for å oppnå avbildninger av forholdet ^/T^pp versus T2app fra NMR-logger innsamlet ved bruk av flere ventetider (TW), som representeres av et signal-intensitetskart. Utførelsesformer, beskrevet heri, er midlertidig ikke begrenset til anvendelsen av flere ventetider. Metoden er særlig nyttig og robust for detektering og kvantifisering av lette hydrokarboner som f.eks. gass og tilbakekondensater. I en ytterligere utførelsesform kan teknikken også anvendes for å detektere forekomsten av store druserom i karbonatformasjoner.

[0018]En utførelsesform av oppfinnelsen er særlig nyttig i situasjoner hvor en stor diffusjonskontrast, og følgelig en stor ^/T^pp-kontrast eksisterer. Som sådanne er utførelsesformer av oppfinnelsen nyttig for å skjelne gass fra væsker, som f.eks. olje og vann. I stedet for de eksisterende metodologier med invertering av en-dimensjonale T:- og T2-relaksasjonstider separat, eller invertering av to - dimensjonale T^ og T2-relaksasjonstider samlet, vil det i en eksempelvis utførelses-form innses at en direkte inversjon av T^ 2app versus T2app frembyr signifikante fordeler.

[0019]Først tilveiebringer de høye TifT2app kontraster mellom gass og væske en distinktiv signatur på en TifT2app versus T2app avbildning (kart) som letter robust datafortolkning. For det andre, ved selektering av frekvensene (og således magnetfeltgradienten) og/eller interekkotid (TE), innsnevres gass T2app til et smalt område, f.eks. fra omtrent 40 (msek) til omtrent 150 msek. Gassignallokaliseringen på ^/T^pp versus T2app-avbildningen er således alltid smalt definert, noe som vesentlig forenkler datafortolkning. For det tredje kan fysiske begrensninger som f.eks. TifT2app lettere anvendes for å redusere noen støyinduserte usikkerheter. Videre, er det også vanskelig å konstruere Ti/T^pp-forholdet fra T : og T2basert på forutbestemte tider (dvs. datamengder ("bins") ettersom inversjonsartifakter og støyeffekter gjør datamengde-til-datamengde ("bin-by-bin") -beregninger nesten umulig. Datamengde-til-datamengde ("bin-to-bin") -forhold virker for det meste bare for gassbrønner hvor en signifikant mengde gass-signal er tydelig. Fordelaktig, virker metodene beskrevet heri, endog når gassmetningsnivåene er relativt små. I tillegg virker eksempelvise utførelsesformer som anvender inversjonsbehandlingsmetoden beskrevet heri bra endog når ekkodataene er forholdsvis støyende (i en saltmettet slambrønn, f.eks.). Ytterligere utførelsesformer av oppfinnelsen muliggjør at Ti-spektra kan rekonstrueres fra de gjenvundne T^ 2aPP og tilsvarende T2app-spektra.

[0020]I det følgende anvendes den følgende terminologi:

D = Diffusivitet av fluid.

G = Magnetisk feltgradient. Generelt er G NMR-verktøyets feltgradient. For typiske brønnloggeverktøy, som f.eks. "MREX"-verktøyet som kan fås fra Baker Hughes Incorporated, er G frekvensavhengig. En frekvensavhengig G er imidlertid ikke en nødvendighet. I én utførelsesform har NMR-loggeverktøyet en magnetfeltgradient G på omtrent 20 eller 30 gaus/cm.

Ti = Lengderetningsrelaksasjonstid.

T2= Tverretningsrelaksasjonstid.

T2app = Tilsynelatende T2, hvori 1/T2,app = 1/T2,int+ 1/T2,diff.

T2buik= Bulk T2, som er T2-relaksasjonstiden målt i bulktilstanden. For ikke-fuktende fluider, 1/T2bU|k« 1/T2,int-

T2diff= Tilleggs T2-svekking på grunn av diffusjon i et gradientfelt, hvor 1/T2diff=

(y G ■ TE)2 D/12.

T2int<=>Intrinsik T2, in"2,int<=>1/T2buik<+>in"2surf.

T2sUrf= Overflate T2, som er overflatebidraget av T2-relaksasjonstiden.

TE = Interekkotid, som er tiden mellom to tilstøtende ekkoer. I en utførel-sesform har NMR-loggeverktøyet en ekkotidavstand TE på omtrent 1 millisekund.

TW = Ventetid, som er tiden mellom de siste data innsamlet i det foregående data-akvisisjonstilfelle og den første eksitasjonspuls av det øyeblikkelige data-akvis isjonsti lfel le med den samme frekvens.

Y = Gyromekanisk faktor.

[0021]Fig. 1 er en eksempelvis utførelsesform av et nukleærmagnetisk resonans (NMR) brønnloggeapparat 100 egnet for detektering og kvantifisering av lette hydrokarboner i en undergrunnsregion. I en eksempelvis utførelsesform inkluderer apparatet 100 en magnetfelt- og feltgradientgenerator 105, som f.eks. en permanent-magnet, en RF-signalgenerator 110, en resonanskrets og mottaker 115, en behandlingsenhet 120 og et lagringsmedium 125. I en eksempelvis anvendelse henger loggeapparatet 100 ned i et borehull 130 via en kabel 135, en snorskive 140, et drivhjul 145 og overflateutstyr 150, som styrer senke- og hevevirkningen av kabelen 135 som representert ved hjelp av styreledningen 155. Apparatet 100 kan presses mot en side av borehullet 130 via en styrearm 160. Feltgradientgeneratoren 105 er i stand til å utøve en statisk magnetfeltgradient G mot undergrunnsregionen, generelt representert ved 165. Signalgeneratoren 110 er i stand til å utøve en sekvens av magnetpulser til regionen 165 og signalmottakeren 115 er i stand til å motta informasjon, og spesifikt nukleærmagnetisk resonans NMR-informasjon, fra kjernene i regionen 165 i respons til magnetfeltgradienten fra feltgradientgeneratoren 105 og magnetpulsene fra signalgeneratoren 110. Kjernene i regionen, som er utsatt for en impuls NMR-teknikk, er produktive for NMR-ekkodata, og har karakteristisk en lengderetnings-relaksasjonstid Ti-fordeling og en tilsynelatende tverretningsrelaksasjonstid T2app-fordeling. I en utførelsesform styres og behandles pulsene signalgeneratoren 110 og informasjonen mottatt ved signalmottakeren 115 av behandlingskretsen 120. Lagringsmediet 125, som kan leses av behandlingskretsen 120, lagrer instruksjoner for utøvelse ved hjelp av behandlingskretsen 120 for utføring av fremgangsmåteutførelsesformene ifølge oppfinnelsen og som nå skal drøftes mer detaljert.

[0022]NMR-responsen (M) målt med en CPMG akvisisjonssekvens kan uttrykkes med betegnelser for T| og T2app som

hvor, det dobbelte integral er integrert over hele tidenT2app og T|, og hvori t representerer den tid ved hvilken det øyeblikkelige ekko innsamles og som er lik tiden mellom tilstøtende ekkoeer (TE) multiplisert med ekko-indeksen drøftet i det følgende.[0023]I likning (1) er alle fluidrelaksasjonsegenskaper innleiret i den todimensjonale relaksasjons-fordelingsfunksjon f(T2app, Ti). Fra definisjonen av T| og T2app følger det at Ti>T2apP. I eksempelvise utførelsesformer av oppfinnelsen er denne begrensning innført med den variable R, hvor R = Ti/T^pp, slik at responsfunksjonen av likning (1) kan reformuleres som

hvor g(T2app, R) definerer en signalintensitetsfunksjon som løses for bruk av en numerisk to-dimensjonal inversjonsmetode som skal drøftes mer detaljert i det følgende.

[0024]Grafiske representasjoner som illustrerer forholdet mellom densitetsfunksjoner f(T2app.Ti) og g(T2app,R) er vist i figurene 2 og 3, hvor rektangulære modelldomener er definert slik at de inkluderer de mest vanlige fluidegenskaper som forekommer i brønnloggingsanvendelser med eksempelvise NMR-loggeverktøy ifølge teknikkens stand. Omdannelse mellom de to modeller kan ses ved å sammenlikne de tre ekvivalente fluidegenskapsområder 170, 175, 180 som er merket med liknende skraveringsmønstre. I den eksempelvise utførelsesform vist ved figurene 2 og 3, kan en gassholdig vannfuktet porøs formasjon avbildes hvor vanndelen er representert ved T^w) = 30 msek, T2diff(w) = 300 msek, og gassdelen er representert ved T^g) = 3000 msek, T2difK9) = 200 msek. Ved å anvende terminologiforholdene som tidligere er presentert, kan de T2app-verdier for vanndelen og gassdelen beregnes som T2app(w) = (300<*>30) / (300+30) = 27,3 msek og T2app(g) = (200<*>3000) / (200+3000) = 187,5 msek. Ved å anvende definisjonen for R = "H/T^pp fås R(w) = 1,1 og R(g) = 16. Posisjonene av disse typiske fluider på T^versus T2app-kartet og R versus T2app-kartet er illustrert ved en fylt oval 185 for vann og en tom oval 190 for gass, i figurene 2 og 3. Som det kan ses hever R versus T2app representasjon mye færre modellparametere i y-aksedimensjonen for å spenne over det samme fluidområde, som effektivt tar hensyn til oppløsningsproblemer som skyldes det begrensede antall forskjellige ventetids TW-verdier i en typisk nedhulls NMR-måling.[0025]Likningen (2) kan representeres i nummerisk form som hvori forholdet R = Ti/T^pp ekspanderes til

[0026]I likning (4), er den variable k definert som k = T1/T2int, som er omtrent lik 1 for fluider av interesse i borehullslogging slik, at det resulterer i at R er avhengig av diffusiviteten D av fluidet i regionen 165. Ettersom Dgass<»>maks(D0ije, Dvann), er forholdet R = T^ 2app nær 1 for et væskefasesignal, men mye større enn 1 for et gassfasesignal. Som et resultat av dette distinktive trekk mellom gass og væsker, er utførelsesformer av oppfinnelsen spesielt nyttige for gassidentifisering.

[0027]I likning (3) refererer T-indeksen til den i-nde T2app relaksasjonstid T2appi), T-indeksen refererer til den j-nde T: (R<*>T2app) relaksasjonstid (Rj<*>T2apPj), "k"-indeksen (ekko-indeksen) refererert til det k-nde ekko som innsamles ved (t=k<*>TE) eller (tk), og T-indeksen refererer til den l-nde ventetid TW|). Matrisen my refererer til oppløsningskartet for signalintensitetsfunksjonen g(T2app, R).

[0028]Som det kan ses fra likning (3), kan utførelsesformer av oppfinnelsen anvende multiple ventetid (TW) -data. Alternative utførelsesformer kan imidlertid anvende enkelt ventetids- TW (data).

[0029]Løsningen av likning (3) som gir verdier for matrise my, involverer en to-dimensjonal (2D) inversjonsbehandlingsmetode som gir et kart 225 av T1/T2app versus T2app-fordelinger, som illustrert ved figurene 3, 4A og 4B. I motsetning til dette, beregner den endimensjonale (1D) inversjonsbehandlingsmetode bare den tilsynelatende T2. I likhet med kravet med å innføre T2intidatamengdene ("bins") og diffusivitets Drdatamengdene ("bins") i 1 D-metoden, krever utførelsesformer av den heri beskrevne 2D-metode en forutbestemmelse av både T2appi-datamengdene ("bins") henholdsvis forholdet ( R=T^ 2app( j) datamengder ("bins"), som er representert ved indeksene i likning 3.

[0030]Ved å behandle ( TifT2app) parameterne avhengig av hverandre, blir disse ukjente generiske parametere datamengder ("bins"), i stedet for å knytte dem til individuelle fluidtyper. Følgelig gjennomføres fluidtypefortolkning ifølge den foreliggende oppfinnelse i parameterdomenet snarere enn ved inversjonstrinnet. Som sådanne, er utførelsesformer av oppfinnelsen forskjellig fra forovermodellerings-baserte inversjonsmetoder, som f.eks. "SIMET" (samtidig inversjon av flere ekkotog).

[0031]Så snart fordelingene av R = T^ 2app og T2app er bestemt kan fordelingen av R og T2app anvendes for å generere en Ti-fordeling ved å anvende den følgende matriselikning, hvor matriksparameterne er avbildet i fet skrift. og effekttettheten ("power density")Pjav Ti-fordelingen kan rekonstrueres fra T2apPi-fordelingen ved bruk av mjj(T2apPj) ifølge den følgende likning

[0032]Ved å reformulere likning (3) til en matriselikning oppnås

og hvori dj inkluderer alle ekkoer som kan samles fra flere ekkotog, dvs., hvori W(l) er lengden av det l-te ekkotog og w(n) er det w-nde element av det n-nde ekkotog. For en gitt i-nde T2app-relaksasjonstid blir det j-nde element av mir løsningskartet, og hvori U(l) er lengden av T2app-vektoren tilsvarende den l-te R, og u(v) er den u-nde T2app-verdi av den v-nde R. For å sikre konsekvente indekser mellom likning (3) og likning (7), kan de eksponentielle betegnelser i likning (3) som anvendt for å likning (7) skrives som

[0033]Fra det foregående, vil det innses at likning (8) er representativ for de observerte NMR-ekkodata Mj, som utgjør en venstre side av likningen (7), og Mjrepresenterer de ukjente intensiteter av g(T2app, Rj), som er på den høyre side av likning (7). Følgelig, og for å løse for mj, må man multiplisere begge sider av likning (7) ved hjelp av den inverse av den todimensjonale matrise Ay fra likning (11). Løsningen av denne resulterer i den j-nde verdi av signalintensitetskart my for hver i-nde T2app.

[0034]På grunn av forekomsten av støy i NMR-loggedata, og den dårlige tilstands-karakter av matrise A, kan løsningen på likning (7) være krevende. For å hjelpe til med en passende løsning for matrisen m, som reduserer tilfeldige støyeffekter og tilveiebringer en jevnere kurvetilpasning av modell til data, anvendes en regularisert ikke-negativ minste kvadraters formulering til inversjonsmodellen ifølge den følgende likning.

[0035]I likning (12), står uttrykket" || ||" for den euklidske norm for sitt vektor-argument (eller den maksimum singulære verdi av matrise-argumentet). Det første uttrykk || Am—d || i likning (12) kommer fra likning (7) og representerer den minste kvadraters del som tjener til å minimere mistilpasningen ved sammenpasningen av modellmatrisen m til datamatrisen d. Det andre uttrykk a || Wmm || i likning (12) er en reguleringsbetegnelse som tjener til å "forringe" løsningen ved å tilpasse modell-matriksmatrisen m til datamatrisen d til en minimum "min" nivå som er høyere enn modellen og data alene slik at løsningen blir stabil og jevnere.

[0036]Regularisasjonsparameteren a anslås fra resultatene av en forholdsvis billig preliminær ikke-begrenset inversjon, slik at den balanserer bidragene av mistilpas-nings- (første) og stabilisator- (andre) betingelser. Den frembringer liknende cc-estimater til den velkjente L-kurve- eller S-kurve-metode med en mindre kostnad. Matrise Wmviser ytterligere informasjon om den ønskede løsning, som er drøftet mer detaljert senere. Metoden med regularisering og minste kvadraters minimering er ikke begrenset til en spesiell algoritme og anvender kjente metoder.

[0037]For å sortere ut en nyttig og stabil løsning, er stabilisatorbetingelsen i likning (12) definert slik at Wmer ikke-singulær. I en eksempelvis utførelsesform, er det enten identitetsmatrisen eller en n-te derivatoperatør, som tvinger løsningen til å være liten og/eller jevn. I NMR-loggingsanvendelser er det imidlertid ofte ønskelig å etterstrebe løsninger med en høy spektral oppløsning fra støyende data. Slike skarpe trekk kan oppnås ved å anvende fokuserende stabilisatorer, hvor den grunnleggende idé er beskrevet som følger. Etter oppnåelse av en initial løsning, typisk ved hjelp av en jevn stabilisator, er meget små elementer ms<s-max(m)/mk. En liten mk resulterer i en stor vekt på stabilisatoren i det andre trinnet, noe som tvinger det spesielle elementet til å bli enda mindre. Prosedyren gjentas inntil ingen ytterligere elementer ekskluderes, dvs. kun de elementene med signifikant bidrag er tilbake. I utøvelsen av denne prosess bør det omhyggelig påses å unngå overfokusering hvor bare ett eller et fåtall elementer blir tilbake. Dette kan oppnås ved å definere forskjellige termineringskriterier, eller ved å utøve ytterligere sidebegrensninger, som nå skal beskrives.

[0038]Utførelsesformer beskrevet heri som anvender 2D inversjonsmetoden med T2app som én av dimensjonene har en distinktiv fordel fremfor de metoder som involverer T2intpå grunn av den direkte forbindelse til de standard 1D T2app-spektra. Ved også selektivt å kontrollere data-akvisisjonsparameterne (som f.eks. frekvens og TE), styres T2app for gass forutsigbart i midten av det vanlig forekommende T2app-området. Vann i dette T2app-området har generelt bare en liten diffusjonseffekt. Teoretisk samsvarer oppsummeringen av g(T2app,R) langs R de T2app-spektra avledet fra et enkelt fullstendig polarisert ekkotog. En begrensning kan derfor konstrueres som krever at summen av de tilsvarende 2D-parametere skal være den samme som den lett tilgjengelige T2app-fordeling. Dvs. at summen av det to-dimensjonale intensitetskart 225 er begrenset i den vertikale retning i forhold til T2app-aksen slik at den er den samme som en tilsvarende standard en-dimensjonal T2app-fordeling. Denne begrensning tjener ikke bare som en nyttig sidebegrensning i den fokuserende inversjon, men den gjør også 1D- og 2D-inversjonsmetode-restultatene konsistente. Denne sidebegrensningsmetodikk refereres til som en 1 D-begrensning.

[0039]Et eksempelvist resultat fra en utførelsesform av 2D-inversjonsmetoden er et sett av 2D-avbildninger liknende de som er vist i fig. 4A og 4B, som kan presenteres i farger, nyanser av grått, høy og lav densitet, punktering, variert kryss-skravering, eller hvilken som helst annen visuelt definerende plan. I de eksempelvise utførelsesformer, vist i fig. 4A, 4B, er signalintensitetene fra løsningen av g(T2app, R), alternativt referert til som løsningskartet 225, vært avsatt og illustrert i forhold til en fargekodet bildeintensitetsskala, hvor rødt representerer høy signalintensitet og blått representerer en lav signalintensitet. Her viser fig. 4A et gass-signal 195, mens fig. 4B illustrerer et oljesignal 200. På grunn av at gass har en høyere R-verdi enn både olje eller vann, vises det eventuelt forekommende gass-signal ved den øvre midtdel av 2D-avsetningen (se fig. 4A). Hvis intervallet av interesse bare har et væskesignal, er det lyse punkt (høy signalintensitet) nær bunnen av 2D-avsetningen (se fig. 4B). Den horisontale lokalisering (langs T2app-aksen) av gass-signalet på 2D-avbildningen avhenger av gassegenskapene (f.eks. tørr eller våt gass), miljøet (f.eks. temperatur og trykk), og gassbestanddelene (f.eks. metan eller etan), så vel som forsøksbetingelser (f.eks. frekvens og TE). For datainnsamlet med den kjente standard-"PoroPerm"+gass-sekvensakvisisjon, vises gass-signalet vanlig i T2app-området mellom 64 msek til 256 msek. En vannsignallokalitet avhenger av porestrukturer og en oljesignallokalisering avhenger av viskositet.

[0040]I tillegg til R-avsetningen kan en rekonstruert THogg avsettes sammen med T2app-loggen. Den følgende tabell 1 gir opplysning om hvorledes et gass-signal skal identifiseres fra en sammenlikning mellom T^ og T2app-logger.

[0041]Fig. 5 viser en sannsynlig iakttakelse på en T^ og T2app-loggsammenlikning for en gass-sone, hvor nærværet av et gass-signal 205 krever en sammenlikning av de to logger. Som med figurene 4A og 4B kan illustrasjonen i fig. 5 vises i farge, nyanser av grått, eller hvilken som helst annen visuelt definerende plan.

[0042]I tillegg til den kvalitative observasjon av den en-dimensjonale T^ og T2app-logg kan den klare separasjon av gassfasen og væskefasen i den to-dimensjonale representasjon og/eller i - og T2-apparatloggene, anvendes for å kvantifisere gass og væske som fyller porevolum og de tilsvarende metninger.

[0043]Det tilsynelatende volum av gass kan oppnås ved å oppsummere intensitetene i domenet definert som R > Rc, hvori Rc er definert som en grense-terskelverdi ("cutoff threshold value") av R. Grenseverdien Rc er definert slik at høyintensitetssignaler med en verdi R lik eller større enn Rc er kategorisert som lette hydrokarbonsignaler og høyintensitetssignaler med en verdi R < enn Rc er kategorisert som væskefasesignalet. Det tilsynelatende volum av gass (VT) i region 165 bestemmes ved oppsummering av de lette hydrokarbonsignalintensiteter i kartet 225-doment definert av R lik eller større enn Rc. Det virkelige gassvolum (Vg) oppnås ved å anvende en hydrogenindeks-korreksjon (Hlg) på det tilsynelatende gassvolum (VT) slik at et Hl-korrigert porevolum defineres, ifølge den følgende likning:

[0044]Væskeporevolumet i regionen 165 bestemmes ved oppsummering av intensitetene i kartet 225 definert ved R < Rc, hvori en hydrogen-indekskorreksjon, om nødvendig, kan foretas. Den totale porøsitet i regionen 165 oppnås ved å oppsummere det reelle gass (Hi korrigert) -porevolum med væskeporevolumet. Gass-metningen, som er en funksjon av det Hl-korrigerte porevolum og den totale porø-sitet, bestemmes ved å bestemme forholdet mellom det reelle gassvolum og det totale porevolum.

[0045]Fig. 6 viser anvendelsen av grenseterskelverdien ("cutoff threshold value") Rc 210 til 2D signalintensitetsavbildingskartet 225 av g(T2app,R). Grensene av parameterdomenet og verdien av Rc beregnes ved å ta hensyn til borehulls-temperatur, borhullstrykk, gass-sammensetningene i området, akvisisjonsparametere G og TE, og måling av støy. T2app-grenser bestemmes ved hjelp av TE og feltgradientverdien G anvendt for innsamling av ekkotogene, og den fluidegenskap som kan påvirkes av temperatur og trykk. For eksempel er en typisk T2app for "MR Explorer" ("MR Explorer" er et magnetresonans-kabelloggeverktøy for åpent borehull som kan fås fra Baker Hughes Incorporated) og har et dataområde mellom 0,5 og 2048 msek. Diskretisasjonsdensiteten anvendt for volummodellering velges typisk til å være kvadratroten av 2, men er ikke begrenset til dette tall.

[0046]I beregningen av den øvre grense i R, er det ønskelig å begrense antallet av ukjente i IR-retningen slik at de ikke signifikant overstiger antallet av forskjellige ventetimer (TW). Det er imidlertid ønskelig for den øvre grense IR signifikant å overstige den høyeste forventede fluid R verdi slik at gass-signalet er merkbart separert fra fluidsignalene. Ettersom T : > T2app er minimumsverdien av R alltid 1.

[0047]Som et eksempel, i en typisk "PoroPerm+Gas" akvisisjon med 6 forskjellige ventetimer (TW), er det ønskelig at antallet av forskjellige R-verdier ikke er større enn 9. Ved anvendelse av den samme datamengde ("bin") -inkrementer som for T2app, oppnås en verdi av Rmax = 16, som etterlater nok rom for å separere gass-signalet fra de fleste flytende fasesignaler, som har en R-verdi som nesten alltid er under 4 til 6, i tilfellet av TE < 0,6 msek. I en utførelsesform selekteres en Rc på 10, slik at signal-intensitetene har en verdi R > 10 som er representativ for en gass-fasesubstans, og signalintensiteter med en verdi R < 10 er representativ for en flytende fasesubstans, som er vist i fig. 6.

[0048]Med henvisning til fig. 7, kan den en-dimensjonale T^ og T2app-fordeling 215, 220 oppnås fra 2D intensitetsavsetningen 225 ved oppsummering av den 2D intensitetsavsetning langs pilretningene 230, 235 som peker mot de 1D avsetninger 215, 220. For eksempel, kan den 1D T2app-fordeling 220 bestemmes ved oppsummering av det 2D intensitetskart 225 på en vertikal måte (pilen 235) i forhold til T2app-aksen, og den 1D Trfordeling 215 kan bestemmes ved oppsummering av det 2D intensitetskart 225 fra T2app-aksen på en diagonal måte (pilen 230) mot R-aksen. I fig. 7 er høyintensitetssignaler vist ved mørke ovaler 240, 245 ot 250. De 1D representasjoner kan anvendes for å oppnå standard NMR-avleveringsdyktige resultater, f.eks. MCBW (MR leirebundet vann), MBVI (MR bulkvolum irreduserbart), MB VM (MREX bulkvolum bevegelig), og MPHS (MR total porøsitet), MPHE (MR effektiv porøsitet), og MPRM (MR permeabilitet) som eksempler. T2app-og T^ fordelingene kan også rekonstrueres i logger i respons til fordelingen som er blitt bestemt på en dybde-til-dybdebasis.

[0049]I en utførelsesform og fra de rekonstruerte 1D T2app-og Ti-fordelinger kan nærværet av en gassførende sone i region 165 bestemmes i respons til et høy-intensitets signal med en T2app relaksasjonstid på mindre enn omtrent 512 msek, og en T| relaksasjonstid lik eller større enn omtrent 512 msek og lik eller mindre enn omtrent 8192 msek.

[0050]^-behandling er innsensitiv til de meget hurtigrelakserende fluidkomponenter som f.eks. CBWog noen BVI på grunn av at det anvendes et begrenset antall korte TW. T2app gir imidlertid alltid mer nøyaktig CBW- og BVI-informasjon. Det anbefales således å anvende T2app basert på snarere enn den Ti-baserte CBWog BVI.

[0051]I samsvar med den foregående drøftelse vil det innses at utførelsesformer av oppfinnelsen inkluderer et NMR-brønnloggeverktøy 100 i stand til å generere en magnetfeltgradient G, en pulsekko-tidsavstand TE og en pulsventetid TW egnet for undergrunns brønnlogging, og i stand til å utøve fremgangsmåten 300 vist i flytskjemaet i fig. 8.

[0052]Med henvisning til fig. 8 og i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen trenges 305 NMR-ekkodata (også heri referert til som NMR loggedata i relasjon til en logg), videre en R-fordeling som definert i 310 ifølge likning (4), og et signal-intensitetskart 225 genereres 320 ved behandling 315 av T2app- og R-fordelingene som separate datamengder ("bins") sammen med NMR-ekkodata i samsvar med likninger (3) og (7), hvor den inverse av den to-dimensjonale matrise A fra likning (11) anvendes for å løse matrisen m. Det resulterende signalintensitetskart 225 (avbildet i illustrativ form i fig. 3, 6 og 7, og i nummerisk løsningsform ved figurene 4A og 4B) er generelt representativ for en parameter av interesse vedrørende regionen 165, og er i en utførelsesform spesifikt representativ for nærværet av lett hydrokarbon inne i regionen 165, som vist ved fig. 4A. Ifølge læren beskrevet heri vedrørende R versus T2app-karakteristikkene av gassfase og flytende fasesubstanser i region 165, er det mulig å identifisere 325 nærværet av lett hydrokarbon fra lokaliseringen av et høyintensitets signal på kartet 225. I en eksempelvis utførelsesform og med henvisning til fig. 4A, forekommer et gass-signal, som betyr en gassførende sone inne i regionen 165, på kartet 225 med et første område av T2app-verdier lik eller større enn omtrent 16 msek og lik eller mindre enn omtrent 256 msek, og et første område av R-verdier lik eller større enn omtrent 10. I en ytterligere eksempelvis utførelsesform har det lette hydrokarbonsignal, representert på kartet 225, en verdi av T2app lik eller større enn omtrent 66 msek. I en ytterligere eksempelvis utførelsesform og med henvisning til fig. 4B, forekommer et flytende fasesignal, som betyr en flytende fasesubstans i regionen 165, på kartet 225 ved en R-verdi lik eller omtrent 1 for en hvilken som helst verdi av T2app. Fra forskjellige kartsignaturer kan en gassførende sone identifiseres som inneholdende retrogradkondensater eller tørre gasser.

[0053]En eksempelvis utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer også en 2D skjermvisning av et NMR-bilde av R versus T2app i loggform, som nå skal drøftes med henvisning til fig. 9. Som anvendt heri refererer betegnelsen loggform til en serie av flere skjermvisninger av NMR-datarelative til dybden av loggeverktøyet, hvor hver visning refereres til som et spor. I fig. 9 er spor 1 til 6 av en NMR-logg vist, hvor sporene 1 til 5 viser typiske utlesinger kjent innfor brønnloggingsindustrien, og sporet 6 viser en serie av kart 225 i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen. Her er de individuelle bilder (kart) av R versus T2app (heri også referert til som rammer) separert av en hvit linje, hvor hvert bilde representerer dataene tilsvarende midten av det angjeldende dybdeintervall definert av avstanden mellom de to hvite linjer. Utførelsesformer av oppfinnelsen er imidlertid ikke begrenset til å vise bare middeldataene, men kan også inkludere visning av analytiske resultater som gjelder dataene fra dybdeintervallet, som f.eks. en gjennomsnittsberegnet verdi. Ved å tilveiebringe et 2D NMR-kart av RS versus T2app i loggform kan man lett identifisere nærværet av et lett hydrokarbonsignal i regionen 165, som vist ved blokkdelen 255 i ramme 7 av serien av kart 225 på sporet 6 i fig. 9.

[0054]Som tidligere drøftet, kan en utførelsesform av apparatet 100 inkludere behandlingskrets 120 og lagringsmedium 125, hvor lagringsmedium 125 kan leses av behandlingskretsen 120 og lagrer instruksjoner for utførelse av behandlingskretsen 120 for gjennomføring av metoden 300 ifølge de utførelsesformer som er drøftet i det foregående. Det vil imidlertid innses at behandlingen av dataene logget av apparatet 100 kan foregå lokalt eller ikke. For eksempel kan en utførelsesform av oppfinnelsen inkludere et lokalt lagringsmedium 125 ved apparatet 100, men en fjernbehandlingskrets 120 ved overflateutstyret 150. En ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen kan inkludere et fjernlagringsmedium 125 og en fjernbehandlingskrets 120 ved overflateutstyret 150, med et kommunikasjonsledd som f.eks. en fast kopling (ikke vist) som løper langs kabelen 135, eller via et trådløst kommunikasjonsskjema. Utførelsesformer av oppfinnelsen er således ikke begrenset til lokal behandling av de innsamlede data.

[0055]I lys av det foregående, kan utførelsesformer av oppfinnelsen utføres i form av datamaskinimplementerte fremgangsmåter og apparater for utøvelse av disse fremgangsmåter. Andre utførelsesformer av oppfinnelsen kan gis form av datamaskin-program-kodeholdige instruksjoner inneholdt i fysiske media, som f.eks. disketter, CD-ROM, diskettstasjoner eller hvilket som helst annet datamaskinlesbart lagringsmedium som kan tilveiebringe et datamaskinprogramprodukt, hvori datamaskinprogramkoden settes inn i og utøves av datamaskinen, idet data maskinen blir et apparat for utøvelse av oppfinnelsen. Videre utførelsesformer av oppfinnelsen kan ha form av datamaskinprogramkode, f.eks., uansett om den er lagret i et lagringsmedium, lagret inn i og/eller utøvet av en datamaskin, eller overført over et eller annet overføringsmedium, som f.eks. over elektriske ledninger eller kabler, gjennom fiberoptikk, eller via elektromagnetisk stråling, hvori, når datamaskinprogramkoden lades inn og utøves av en datamaskin, blir datamaskinen et apparat for utøvelse av oppfinnelsen. Når de implementeres på en standard mikroprosessor konfigurerer datamaskinprogramkode-segmentene mikroprosessoren til å skape spesifikke logiske kretser. Den tekniske effekt av de gjennomførbare instruksjoner er å generere en g(T2app, R) signalintensitetskart-karakteristikk av kjernene ved en undergrunnsregion for å identifisere en gassførende sone i regionen i respons til lokaliseringen av et høyintensitetssignal på kartet.

[0056]Mens oppfinnelsen er blitt beskrevet med henvisning til eksempelvise utførelsesformer, vil det av de fagkyndige innses at forskjellige endringer kan foretas og ekvivalenter kan erstatte elementene deri uten å gå utenfor oppfinnelsens omfang. I tillegg kan mange modifikasjoner foretas for å tilpasse en spesiell situasjon eller materiale til oppfinnelsens lære uten å gå utenfor det essensielle omfang derav. Det er derfor ment at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til den spesielle utførelsesform som beskrevet som den beste eller bare eneste modus tatt i betraktning for utøvelse av oppfinnelsen, men at oppfinnelsen vil inkludere alle utførelsesformer som faller innenfor omfanget av de etterfølgende patentkrav. Videre, angir bruken av betegnelsene første, andre, etc. ikke noen rekkefølge eller betydning, men snarere anvendes betegnelsen, første, andre, etc. for å skjelne ett element fra et annet. Videre, angir bruken av betegnelsene en, ett, etc. ikke noen begrensning av mengde men angir snarere nærværet av minst én av de anførte objekter.

Claims

1. Fremgangsmåte for oppnåelse av en parameter eller informasjon av interesse vedrørende en undergrunnsregion (165) som undersøkes ved hjelp av et nukleærmagnetisk resonans- (NMR) verktøy (100) som er i stand til å generere et magnetfelt (B )og en pulssekvens egnet for å undersøke regionen (165), idet verktøyet (100) er responsivt for en magnetfeltgradient (G), idet kjernene i regionen (165) underkastes pulssekvensen, idet kjernene i regionen karakteristisk har en longitudinal relaksasjonstid Ti-fordeling og en tilsynelatende transversal relaksasjonstid T2app-fordeling,

T2jntrepresenterer intrinsik transversal relaksasjonstid, 1/T2int<=><1/T>2bulk<+>1/T2surf, T2buikrepresenterer transversal relaksasjonstid målt i bulktilstand, T2surfrepresenterer overflatebidrag av transversal relaksasjonstid, og T2diffrepresenterer transversal relaksasjonstid på grunn av diffusjon i magnetfeltgradienten, idet NMR-verktøyet (100) er i stand til å frembringe NMR-data responsive til kjernene, idet fremgangsmåten omfatter: i respons til NMR-dataene, definering av en R-fordeling, hvor R representerer Ti/T2app, behandling i uavhengige datamengder ("bins") av T2app og R-fordelingene sammen med NMR-dataene ifølge en inversjonsmodell, tilveiebringing av et signalintensitetskart av R versus T2app som er representativ for parameteren eller informasjonen av interesse, og i respons til et definert-intensitetssignal på kartet, hvor hver av T2app og R er henholdsvis avgrenset, innenfor definerte områder, som identifiserer parameteren eller informasjonen av interesse inne i regionen (165), hvor fremgangsmåten omfatter: definering av en grenseverdi Rc, slik at definert-intensitetssignaler med en verdi av R, større enn grenseverdien Rc, kategoriseres som lette hydrokarbonsignaler, og definert-intensitetssignaler med en verdi R, mindre enn grenseverdien Rc, kategoriseres som flytende fasesignaler, hvor fremgangsmåten videre omfatter: bestemmelse av et tilsynelatende volum av gass i regionen (165) ved oppsummering av de lette hydrokarbonsignalintensiteter i kartdomenet som defineres av R til å være lik eller større enn Rc, og bestemmelse av et reelt volum av gass i regionen (165) ved å anvende en gass-hydrogen-indekskorreksjon til det tilsynelatende gassvolum, slik at det defineres et Hl-korrigert porevolum; og/eller bestemmelse av et flytende fase porevolum i regionen (165) ved oppsummering av signalintensitetene i kartdomenet definert ved R mindre enn Rc.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter: bestemmelse av en total porøsitet i regionen (165) ved oppsummering av det Hl-korrigerte porevolum med det flytende porevolum; og bestemmelse av en gassmetning som en funksjon av det Hl-korrigerte porevolum og den totale porøsitet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert vedat: T2app-området omfatter en første T2app terskelverdi på 16 millisekunder (msek) og en andre T2app terskelverdi på 256 msek; og R-området omfatter en verdi lik eller større enn 10.

4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 1 -3, karakterisert vedat: NMR-verktøyet (100) er i stand til å generere en magnetfeltgradient (G) på omtrent 30 gauss/cm, og en ekkotid TE-avstand på omtrent 1 msek.

5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,karakterisert vedat den ytterligere omfatter: i respons til et definert-intensitetssignal på kartet med en R-verdi lik eller større enn, men hovedsakelig nær 1, å identifisere nærværet av en flytende fasesubstans inne i regionen (165).

6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, karakterisert vedat kartet omfatter celler som representerer signalintensiteter som en funksjon av T2app og R, og videre omfattende: bestemmelse av en en-dimensjonal T2app-fordeling ved oppsummering av det to-dimensjonale intensitetskart på en vertikal måte i forhold til T2app-aksen; og bestemmelse av en en-dimensjonal -fordeling ved oppsummering av det to-dimensjonale intensitetskart fra T2app-aksen på en diagonal måte mot R-aksen.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert vedat den videre omfatter: rekonstruering av de en-dimensjonale T2app- og Ti-fordelinger til logger i respons til fordelingene som er blitt bestemt på en dybde-til-dybde-basis.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert vedat den ytterligere omfatter: i respons til et definert-intensitetssignal med en T2app relaksasjonstid mindre enn omtrent 512 msek, og en Ti relaksasjonstid lik eller større enn omtrent 512 msek og lik eller mindre enn omtrent 8192 msek, å identifisere nærværet av en gass-førende sone i regionen (165).

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert vedat: identifisering av nærværet av en gassførende sone omfatter identifisering av retrograd-kondensater og tørre gasser ved hjelp av forskjellige kartsignaturer.

10. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, karakterisert vedat den ytterligere omfatter: gjennomføring av en regularisert ikke-negativ minste kvadraters formulering på inversjonsmodellen for det formål å redusere tilfeldige støyeffekter og for å tilveiebringe en jevnere kurvetilpasning av modell til data.

11. Fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 6-9, karakterisert vedat den ytterligere omfatter: begrensning av summen av det to-dimensjonale intensitetskart i den vertikale retning i forhold til T2app-aksen til å være den samme som en tilsvarende standard en-dimensjonal T2app-fordeling.

12. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, karakterisert vedat den to-dimensjonale inversjonsmodell er i samsvar med den følgende likning:

hvori: M representerer NMR-ekkodata, t representerer tiden mellom tilstøtende ekkoer multiplisert med en ekko-indeks, TW representerer ventetiden, og g(T2app,R) representerer løsningskartet.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter: fremvisning av en serie av 2D NMR-avbildninger av R versus T2app i loggform.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat: magnetfeltgradienten (G) er intrinsik til NMR-verktøyet (100).

15. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert vedat: R-området omfatter en R-verdi lik eller mindre enn 16.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert vedat: det definerte-intensitetssignal er et høyintensitetssignal.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: innsamling av nevnte NMR-data; og i respons til de innsamlede NMR-data, definering av nevnte R-fordeling.

18. Datamaskinprogramprodukt omfattende et datamaskinlesbart medium med datamaskinlesbare programkodeanordninger innarbeidet i mediet, idet de datamaskinlesbare program kodeanordninger er i stand til å implementere fremgangsmåten ifølge ethvert av de foregående krav.

19. Nukleærmagnetisk resonans- (NMR) apparat for detektering og kvantifisering av en parameter eller informasjon av interesse i en undergrunnsregion (165), idet apparatet omfatter: en feltgradientgenerator (105) i stand til å utøve en magnetfeltgradient på regionen (165); en signalgenerator (110) i stand til å utøve en sekvens av magnetpulser på regionen (165); en signalmottaker (115) i stand til å motta informasjon fra kjerner i regionen (165) responsivt til magnetfeltgradienten og de magnetiske pulser; en behandlingskrets (120) konfigurert til å behandle den mottatte informasjon; og et lagringsmedium (125) som kan leses av behandlingskretsen (120) og som lagrer instruksjoner for utøvelse av behandlingskretsen (120), idet kretsen (120) er konfigurert til å: motta NMR-data vedrørende regionen (165), og utføre fremgangsmåten ifølge krav 1.

20. Apparat ifølge krav 19, karakterisert vedat lagringsmediet (125) ytterligere lagrer instruksjoner for utøvelse av behandlingskretsen (120) for: skjermvisning av en serie av 2D NMR-avbildninger av R versus T2app i loggform.

21. Apparat ifølge krav 19 eller 20, karakterisert vedat: feltgradientgeneratoren (105) er i stand til å utøve en statisk magnetfeltgradient.