DE60027603T2

DE60027603T2 - Verfahren zur abschätzung von petrophysikalischen gesteinsparametern unter verwendung von temperaturmodifizierten nmr-daten

Info

Publication number: DE60027603T2
Application number: DE60027603T
Authority: DE
Inventors: Edmund John Bethel FORDHAM; Mark Ridgefield FLAUM; S. Terizhandur Bethel RAMAKRISHNAN; E William Ridgefield KENYON; David Brookfield ALLEN
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 1999-02-03
Filing date: 2000-01-24
Publication date: 2007-05-16
Anticipated expiration: 2020-01-25
Also published as: NO20013800D0; AU8463401A; MXPA01007823A; NO20013800L; WO2001086322A3; EP1259836A2; CA2365110A1; DE60027603D1; EP1259836B1; CA2365110C; WO2001086322A2; US6115671A; NO333814B1

Description

Gebiet der Erfindung
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Schätzen von petrophysikalischen Gesteinsparametern von unterirdischen Gesteinsformationen bei Öl- und Gasbohrungen und insbesondere auf einen Prozess zum Verwenden temperaturmodifizierter NMR-Daten, die genauere petrophysikalische Interpretationen bei Carbonatgestein ergeben.
HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Die Kernmagnetresonanz (NMR) als Bohrlochmesstechnik ergibt nicht immer sinnvolle Ergebnisse. Das Problem bei der NMR-Protokollierung ist teilweise eine Folge falscher Annahmen, was vor allem bei Carbonatgestein zutrifft. Carbonate sind besonders unangenehm, weil große Schwankungen ihrer Porengrößen und über die gesamten Körner verteilte organische Stoffe irreführende Ergebnisse hervorrufen können. Die herkömmliche Interpretation von NMR-Messungen basiert auf mehreren möglicherweise falschen Annahmen, nämlich:

1) Neben dem Massenrelaxationsmechanismus, das Abklingen bzw. der Zerfall der Magnetisierung, weil sich Wassermoleküle an der Oberfläche des Korns ausbreiten, wo sie eine verstärkte Relaxationsrate erfahren. Dies wird als Ergebnis ihrer Wechselwirkung mit lokalen Magnetfeldern, die mit paramagnetischen Verunreinigungen in dem Korn zusammenhängen, angenommen.
2) Der Porenraum ist in einzelne Poren unterteilt, die sich gegenseitig nicht beeinflussen.
3) Innerhalb jeder Pore wird die Magnetisierung als gleichmäßig angenommen. Die Grundlage für die letztere Annahme ist, dass ρV_s/D << 1, wobei D der Diffusionskoeffizient in dem angesammelten Fluid ist, V_s das Verhältnis des Volumens zur Oberfläche der Pore ist und ρ das Oberflächen-Relaxationsvermögen ist. Die charakteristische Abkling- oder Zerfallszeitkonstante der Spin-Spin-Relaxation jeder Pore ist dann gegeben durch: 1/T2 = ρ/Vs + 1/T2b, (1)wobei T_2b die Massenrelaxationszeit ist.
4) Der Magnetisierungszerfall kann als Integral der Beiträge aller solcher Komponenten, die durch die Vielzahl von Poren mit unterschiedlichem Volumen-Oberfläche-Verhältnis bedingt sind, dargestellt werden. Wenn die Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion von T₂ g(T₂) ist, kann dieses Integral durch eine Anzahl eingeführter, geeigneter Prozeduren in Komponenten, die durch g(T₂) dargestellt sind, aufgelöst werden. In der Praxis wird g(T₂) allgemein als repräsentativ für die Porengrößenverteilung betrachtet.

Die obigen Annahmen besitzen im Allgemeinen Schwachpunkte, wobei insbesondere einige davon für Carbonatgestein nicht gelten. Der gemessene Zerfall ist nicht ohne weiteres auf Porengrößen übertragbar. (Annahme 4). Invertierte T₂-Verteilungen in korngestützten Carbonaten sind unimodal, wohingegen petrographische Untersuchungen zeigen, dass diese wenigstens bimodal sind. Petrographen zeigen, dass die Körner aus Mikritpartikeln zusammengesetzt sind, die die intragranulare Porosität bilden. Das Anordnen von Poren verschiedener Größen nebeneinander und die Streuung von magnetischen Momenten unter diesen Poren führt zu einer Störung der Beziehung zwischen T₂ und der Porengröße. (Annahme 3).
Unlängst haben wir entdeckt, dass NMR-Tests, die an Carbonatgesteinsproben von Ölbohrungen im Nahen Osten durchgeführt wurden, temperaturabhängig sind. Die Temperaturabhängigkeiten stehen im Gegensatz zu dem allgemeinen Vertrauen auf die NMR-Antwort in fluidgesättigtem Gestein. Der Stand der Technik basierte auf der Voraussetzung, dass für die NMR-Antwort keine wesentlichen Temperaturabhängigkeiten bestehen. Eine nähere Untersuchung dieser Arbeit legt nahe, dass diese Schlussfolgerungen nur für Sandsteinmedien gültig sind. Aus Carbonatmedien erhaltene Daten waren schlicht inkonsistent. Überdies zeigt auch ein jüngster Vergleich von Labor-Kerndaten mit Daten, die aus Protokollen, die bei Bohrungen im Nahen Osten vorgenommen wurden, erhalten wurden, Inkonsistenzen.
Die in Übereinstimmung mit der vorliegenden Erfindung durchgeführten Untersuchungen bestätigen die Schlussfolgerung des Standes der Technik hinsichtlich einer begrenzten Anzahl von Sandsteinmedien. Das heißt, dass eine Änderung als Reaktion auf die Temperatur gering oder nicht gegeben ist. Jedoch zeigten Kernproben, die den bei den Vergleichsdaten zitierten Bohrungen im Nahen Osten entnommen wurden, eine Temperaturabhängigkeit, die mit den beobachteten Diskrepanzen zwischen Labor-Kerndaten und Protokolldaten im Einklang steht.
Das Ausmaß der Temperaturabhängigkeit ist für die Interpretation der NMR-Protokollierung sehr bedeutsam. Insbesondere wird die herkömmliche Praxis der Verwendung einer empirisch ermittelten "Kappung" in der Relaxationszeitverteilung vollkommen ungültig, sofern nicht umfassende Korrekturen an Korrelationen, die bei Raumtemperatur erhalten werden, vorgenommen werden. (Siehe auch WO 97/14063, wo eine Sondentemperaturmessung beschrieben ist.)
Im Zusammenhang mit fortgeschritteneren Modellen der NMR in wassergesättigtem Gestein lassen sich die Daten nur durch eine Temperaturabhängigkeit des intrinsischen kernmagnetischen Relaxationsvermögens der Gesteinsporenoberflächen erklären. Die unlängst vorgeschlagene Interpretationsmethode für Carbonatsysteme mit dualer Porosität des Typs, der als "peloider Grainstone" oder "peloider Packstone" bekannt ist, liefert noch einen erwarteten Längenmaßstab für große, intergranulare Poren, jedoch kann sie keinen korrekten Längenmaßstab für Mikroporen liefern, sofern er nicht mittels einer Bestimmung des Relaxationsvermögens im Labor als Funktion der Temperatur erweitert wird.
Durch Wählen einer Laborkorrelation, die für die bekannten geologischen und mineralogischen Eigenschaften der Schicht unter der Oberfläche, die anhand von anderen Daten a priori bekannt sind oder an Ort und Stelle mittels weiterer Bohrlochmesswerkzeugen bestimmt werden, geeignet ist, kann die Interpretation des Carbonatgesteins so angepasst werden, dass der Temperaturabhängigkeit Rechnung getragen wird. In dieser Weise angepasst liefert die Methode sowohl für die intergranularen Poren als auch für die Mikroporen der in der Carbonatgeologie häufigen Systeme mit dualer Porosität Längenmaßstäbe. Wenn auch der abgeleitete intergranulare Porenlängenmaßstab durch den hier offenbarten Temperatureffekt nur gering beeinflusst wird, wird der Mikroporenlängenmaßstab stark beeinflusst. Alle beiden Längenmaßstäbe sind beim Schätzen der Übertragungseigenschaften wie etwa der spezifischen elektrischen Leitfähigkeit und der Wasserdurchlässigkeit wichtig. Die Letztere ist beim Bewerten von unterirdischen Formationen von großer Wichtigkeit, weil sie bestimmt, wie leicht das Fördern von möglicherweise vorhandenen Kohlenwasserstoffen ist. Die Erstere ist wichtig, weil sie die Interpretation von zugeordneten Protokollen des spezifischen elektrischen Widerstands beeinflusst. Die Protokolle des spezifischen elektrischen Widerstands sind eine Hauptquelle der Daten für das Schätzen, wie viele Kohlenwasserstoffe vorhanden sein können.
Die vorliegende Erfindung fasst zwei gleichwertige Verfahren zum Erhalten zuverlässiger NMR-Ergebnisse für begrenztes Fluid und freies Fluid in Carbonatgesteinformationen, die auf dem Einstellen von T₂-Daten hinsichtlich der Temperatur basieren, ins Auge. Die Erfindung zeichnet sich außerdem durch eine verbesserte Methode des Bestimmens der petrophysikalischen Gesteinseigenschaften aus, wobei diese Methode an eine weitere Anwendung angepasst ist, um die neu entdeckte Temperaturabhängigkeit des Relaxationsvermögens zu umfassen.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Gemäß der vorliegenden Erfindung werden ein Kernmagnetresonanz-Protokollierungssystem nach Anspruch 1 und Verfahren zum Erhalten genauer Formationseigenschaften nach den Ansprüchen 5, 7 und 9 geschaffen.
Der Aspekt der Erfindung, der der herkömmlichen Praxis am nächsten kommt, zeichnet sich durch zwei gleichwertige Verfahren zum Erhalten zuverlässiger Ergebnisse für begrenztes Fluid und für freies Fluid aus. Die herkömmliche Praxis stützt sich implizit auf die oben erwähnten Annahmen, nämlich auf: (2) Pore unabhängig, (4) additive Magnetisierungsabnahmen. Die Erfindung behält diese Annahmen in dem ersten Verfahren bei. Das erste Verfahren erlaubt im Rahmen der Anwendung von Gl. 1 der Annahme (3) eine erwartete Schwankung des Oberflächen-Relaxationsvermögens ρ, wie sie experimentell in Carbonatgestein festgestellt wird. Das Verfahren verwendet die herkömmliche T₂-Verteilung, die allgemein als äquivalent zu einer Porengrößenverteilung betrachtet wird, bei der jede Porengröße "a" (streng genommen das Volumen-Oberfläche-Verhältnis V/S) einer bestimmten Relaxationszeit T₂ zugeordnet ist und die Proportionalität wie in der folgenden Gleichung, die nun anhand von Hunderten von Quellen, die mit der NMR-Protokollierung zu tun haben, gefunden worden ist, das Oberflächen-Relaxationsvermögen ist: 1/T2 = ρS/V = ρ/a (2)
Die herkömmliche Praxis ist es, durch Laborversuche eine so genannte "T₂-Kappung" oder T_2c zu bestimmen, die die Verteilung in kleine Poren (die so betrachtet werden, dass sie Fluid in Strömungen zurückhalten, woher der Begriff "begrenztes Fluid" stammt) und größere Poren (die ein Strömen von Fluid zulassen, was als "freies Fluid" bezeichnet wird) unterteilt. Dies hat scheinbar bei Versuchen, die bei Labor- oder Raumtemperatur durchgeführt werden, eine gewisse Gültigkeit.
Wenn jedoch berücksichtigt werden muss, dass sich ρ mit der Temperatur verändert, führt die NMR-Protokollierung von Formationen um das Bohrloch bei der Temperatur θ in erster Linie zu einer der Temperatur θ entsprechenden T₂-Verteilung, die mit g^(θ)(T₂) bezeichnet werden kann. In dem herkömmlichen Interpretationsparadigma ist jede Relaxationszeit T₂, die einer Porengröße "a" entspricht, gegeben durch: a = ρ(θ)T2 (3)
Jedoch wird die die T₂-Kappung, T_2c, bei Raumtemperatur RT bestimmt. Dies entspricht einer kritischen Porengröße a_c: ac = ρ(RT)T2c, (4)die die Aufteilung zwischen begrenztem und freiem Fluid bestimmt.
Um die herkömmliche Interpretation von T₂-Verteilungen vorzunehmen, muss ein Analytiker nun entweder (i) die T₂-Verteilung g^(θ)(T₂) auf die Raum temperatur abgleichen, bevor er T_2c anwendet, oder (ii) T_2c auf die Bohrlochtemperatur θ abgleichen, bevor er die herkömmliche Integration anwendet, um das begrenzte und das freie Fluidvolumen zu liefern. Die Prozeduren sind gleichwertig, jedoch verfolgt die Analyse etwas verschiedene Wege.
In dem zweiten, verbesserten Verfahren Erfindung werden die so genannten "modellbasierten Interpretationen", die der Gegenstand der Anmeldung lfd. Nr. 08/932.141, eingereicht am 16. September 1997 (die hier durch Verweis aufgenommen ist) sind, Temperaturmodifikationen unterzogen. Diese "modellbasierten Interpretationen" beziehen sich auf die Physik der Diffusion in typischen Carbonatporengeometrien. Dieses zweite Verfahren vermeidet insbesondere die oben erwähnte auf die Porengrößen bezogene Annahme (2), nämlich, dass die Poren unabhängig wirken. Dies wird nun für Carbonate als unrichtig angesehen. Das zweite Verfahren der Erfindung umfasst die Temperaturabhängigkeit des Oberflächen-Relaxationsvermögens, einen numerischen Parameter, der in den Rechenmodellen der früheren Anmeldung explizit erscheint.
Das erste und das zweite Verfahren werden im Zuge der nachfolgenden genauen Beschreibung der bevorzugten Ausführungsformen näher erläutert.
Die Temperatur bei irgendeiner bestimmten Tiefe im Bohrloch kann durch ein Thermometer in dem NMR-Werkzeug gemessen werden oder aus vorhergehenden Messungen in dem Bohrloch oder anderen Bohrlöchern auf demselben Feld bekannt sein. Die Temperatur kann auch aus empirischen Beziehungen, die die Temperatur mit der Tiefe in dem Öl- oder Gasfeld, in der die NMR-Protokollierung stattfindet, in einen Zusammenhang bringen, abgeleitet werden.
Es ist eine Aufgabe dieser Erfindung, ein neuartiges Verfahren zum Bestimmen des begrenzten Fluids und des freien Fluids in Carbonatgestein zu schaffen.
Es ist eine weitere Aufgabe dieser Erfindung, ein verbessertes Verfahren der Verwendung von temperaturabgeglichenen NMR-Daten, um die Eigenschaften von Carbonatgestein bei modellbasierten Interpretationen zu bestimmen, zu schaffen, das ferner die Schätzungen von petrophysikalischen Parametern verbessert, indem die Diffusion innerhalb der Porengeometrie des Gesteins modelliert wird.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Ein vollständiges Verständnis der vorliegenden Erfindung kann durch Bezugnahme auf die begleitenden Zeichnungen gewonnen werden, wenn diese in Verbindung mit der nachfolgenden genauen Beschreibung betrachtet werden, wobei in den Zeichnungen:
1 eine schematische Seitenansicht in situ eines typischen Bohrloch-NMR-Instruments in einem Bohrloch zur Durchführung von Messungen der umgebenden Formationen in Übereinstimmung mit dieser Erfindung zeigt;
2 einen Ablaufplan der temperaturabgeglichenen NMR-Protokollierungsprozedur dieser Erfindung zeigt;
3 einen Ablaufplan einer alternativen Ausführungsform der temperaturabgeglichenen NMR-Protokollierungsprozedur dieser Erfindung zeigt;
4 ein Diagramm zeigt, das darstellt, wie die T₂-Verteilung unter Anwendung der in 2 gezeigten Prozedur nach der Temperatur abgeglichen wird; und
5 ein Diagramm zeigt, das darstellt, wie die T₂-Verteilung unter Anwendung der in 3 gezeigten Prozedur nach der Temperatur abgeglichen wird;
6 einen Ablaufplan eines verbesserten Verfahrens der NMR-Protokollierung zeigt, der ein temperaturmodifiziertes Modell nach den Lehren einer früheren Anmeldung veranschaulicht;
7 ein Diagramm beispielhafter Relaxationsdaten, die im Bohrloch erhalten werden können, zeigt; und
8 ein Diagramm zeigt, das eine geglättete Kurve von rauschfreien Relaxationsdaten darstellt, die durch die in 6 ausgedrückte modellbasierte Inversionsprozedur auf der Grundlage der in 7 gezeigten wirklichen Daten berechnet worden ist.
BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORM
Allgemein gesagt, spiegelt die Erfindung die Entdeckung wider, dass Carbonatformationen unzuverlässige Bohrloch-NMR-Ergebnisse ergeben. Diese Ergebnisse müssen nach der Temperatur korrigiert werden. Die Erfindung zeichnet sich durch zwei gleichwertige Verfahren zum Erhalten zuverlässiger NMR-Ergebnisse für begrenztes Fluid und freies Fluid in Carbonatgesteinsformationen aus, die auf dem Abgleichen oder Einstellen der T₂-Daten hinsichtlich der Temperatur basieren.
In 1 ist ein typisches NMR-Werkzeug 13 gezeigt. Das NMR-Werkzeug 13 ist in einem Bohrloch 10 in der Nähe von Formationen 11 und 12 angeordnet. Das NMR-Werkzeug 13 wird durch eine Drahtleitung 8, die mit Oberflächeninstrumenten 7 kommuniziert, in das Bohrloch 10 abgesenkt. Die Fläche 14 des Werkzeugs ist so gestaltet, dass sie mit den Bohrlochoberflächen in engen Kontakt gelangt. Zu diesem Zweck wird ein ausfahrbarer Arm 15 verwendet, der das NMR-Werkzeug 13 gegen die Wand des Bohrlochs presst. Das Werkzeug weist eine magnetische Anordnung 17 und eine Antenne 18 auf, die verwendet werden, um die der NMR-Prüfung zugeordnete oszillierende Magnetfeldkennlinie zu erzeugen und zu messen. Gewisse Aspekte der NMR-Prüfung erfordern außerdem, dass der Untersuchungsbereich vorpolarisiert wird, was durch eine Komponente 19 vollbracht wird. Eine ausführlichere Besprechung dieses Werkzeugs und weiterer Werkzeuge, die für die Bohrloch-NMR-Erforschung verwendet werden, kann durch Bezugnahme auf das US-Patent Nr. 5.055.787 erhalten werden. Das in 1 gezeigte NMR-Werkzeug befindet sich dezentriert in dem Bohrloch und besitzt ein Messglied, das gegen die Formation geschoben wird, wie gezeigt ist. Andere NMR-Werkzeuge, wie etwa das in dem US-Patent Nr. 4.710.713 beschriebene Werkzeug können sich zentriert in dem Bohrloch befinden.
Die 2 und 3 zeigen mittels jeweiliger Ablaufpläne 100 und 200 die neuartigen temperaturabgeglichenen Verfahren der Erfindung. Die Verfahren verwenden die gewöhnliche T₂-Verteilung, die allgemein als äquivalent zu einer Porengrößenverteilung betrachtet wird, bei der jede Porengröße "a" (streng genommen das Volumen-Oberfläche-Verhältnis V/S) einer bestimmten Relaxationszeit T₂ zugeordnet ist und die Proportionalität wie in der folgenden Gleichung, die nun anhand von Hunderten von Quellen, die mit der NMR-Protokollierung zu tun haben, gefunden worden ist, das Oberflächen-Relaxationsvermögen ist: 1/T2 = ρS/V = ρ/a (5)
Die herkömmliche Praxis ist es, durch Laborversuche eine so genannte "T₂-Kappung" oder T_2c zu bestimmen, die die Verteilung in kleine Poren, die so betrachtet werden, dass sie Fluid in Strömungen zurückhalten (daher der Begriff "begrenztes Fluid"), und größere Poren, die ein Strömen von Fluid zulassen (daher "freies Fluid"), unterteilt.
Wenn jedoch berücksichtigt wird, dass sich ρ mit der Temperatur verändert, führt die NMR-Protokollierung von Formationen um das Bohrloch bei der Temperatur θ in erster Linie zu einer der Temperatur θ entsprechenden neuen T₂-Verteilung, die mit g^(θ)(T₂) bezeichnet werden kann. In dem herkömmlichen Interpretationsparadigma ist jede Relaxationszeit T₂, die einer Porengröße "a" entspricht, gegeben durch: a = ρ(θ)T2 (6)
Jedoch wird die die T₂-Kappung, T_2c, bei Raumtemperatur RT bestimmt. Dies entspricht einer kritischen Porengröße a_c: ac = ρ(RT)T2c, (7)die die Aufteilung zwischen begrenztem und freiem Fluid bestimmt.
Um die herkömmliche Interpretation von T₂-Verteilungen vorzunehmen, muss der Analytiker nun entweder (i) die T₂-Verteilung g^(θ)(T₂) auf die Raumtemperatur abgleichen, bevor er T_2c anwendet, oder (ii) T_2c auf die Bohrlochtemperatur θ abgleichen, bevor er die herkömmliche Integration anwendet, um das begrenzte und das freie Fluidvolumen zu liefern.
Um die herkömmliche Interpretation von T₂-Verteilungen vorzunehmen, kann das neuartige Verfahren der Erfindung entweder (i) die T₂-Verteilung g^(θ)(T₂) auf die Raumtemperatur abgleichen, bevor T_2c angewendet wird, oder (ii) T_2c auf die Bohrlochtemperatur θ abgleichen, bevor die herkömmliche Integration angewendet wird, um das begrenzte und das freie Fluidvolumen zu liefern. Diese gleichwertigen Prozeduren sind in den 2 bzw. 3 gezeigt und werden nachstehend ausführlicher beschrieben. Der einzige Unterschied ist, ob der Analytiker die Darstellung der allgemeinen Anzeige von T₂-Daten, die auf die Bohrlochtemperatur θ bezogen sind, wie in 3 gezeigt ist, oder jene, die auf die Raumtemperatur bezogen sind, wie in dem in 2 gezeigten Verfahren erklärt ist, wählt.
Das Verfahren von 2 (Raumtemperaturbezug) stimmt mit der allgemeinen Praxis der Vornahme von "umgebungsbezogenen Korrekturen" an Bohrloch-Protokollierungsdaten, die durch ein geeignetes Werkzeug, wie es in 1 gezeigt ist, erhalten werden, überein. Die Daten werden so dargestellt, wie erwartet wird, wenn die Messung bei Raumtemperatur anstatt bei der Temperatur θ durchgeführt wird.
Es wird gewöhnlich angenommen, dass ρ über alle Gesteinsporen hinweg gleichmäßig ist. Indem diese einfache Annahme getroffen wird und angenommen wird, dass sich die Menge an Fluid in Poren mit der Größe "a" mit der Temperatur nicht verändert, kann die Porengröße bei den zwei Temperaturen wie folgt mit T₂ in eine Beziehung gebracht werden: a = ρ(RT)T2(a, RT) = ρ(θ)T2(a, θ) (8)
Auf einer logarithmischen Skala von T2 (wie sie herkömmlich verwendet wird), bedeutet dies eine Verschiebung der Kurve für g^(θ), um g^(RT) zu erhalten, um einen festen Abstand log(ρ(θ)/ρ(RT)), wobei das Verhältnis ρ(θ)/ρ(RT) im Labor bestimmt werden kann. Dies ist das in 2 gezeigte Verfahren.
4 zeigt ein Diagramm von freiem Fluid über g(T₂). Es ist zu sehen, dass das Beziehen der Daten auf die Raumtemperatur zu einem Verschieben der Kurve nach links von g^(θ)(T₂) nach g^(RT)(T₂) als eine Funktion der Temperaturkorrektur führt.
Alternativ kann das Verfahren von 3 verwendet werden, um stattdessen T_2c nach der Temperatur abzugleichen, weil die kritische Porengröße a_c, die freies Fluid von begrenztem Fluid trennt, dieselbe bleibt. Wegen des Unterschieds von ρ, wird betrachtet: ac = ρ(RT)T2(RT) = ρ(θ)T2(θ) (9)oder äquivalent: T2c(θ) = T2c(RT)[ρ(RT)/ρ(θ)] (10)
Wiederum bedeutet dies, auf der herkömmlichen log T₂-Achse, eine Verschiebung der Position von T_2c um einen Betrag von log(ρ(RT)/ρ(θ)), wie in 5 gezeigt ist. Es sei angemerkt, dass dies derselbe Abstand, jedoch in der entgegengesetzten Richtung, zu der an g^(θ) vorgenommenen Verschiebung, um g^(RT) zu erhalten, von 4 laut dem Verfahren von 2 ist.
Die Verfahren nach den 2 und 3 sind mathematisch äquivalent. Jedoch bezieht das Verfahren nach 2 sämtliche Daten auf die Raumtemperatur, was mit den herkömmlichen Praktiken der "umgebungsbezogenen Korrekturen" bei der Protokollanalyse im Allgemeinen stärker übereinstimmt, während das Verfahren nach 3 die Daten auf die Bohrlochtemperatur bezieht. Das Verfahren nach 3 ist aufgrund dessen, dass die kritische Porengröße a_c nahezu unverändert bleibt, während sich ihre zugeordnete Relaxationszeit entsprechend jeder Veränderung des Relaxationsvermögens ρ verändert, etwas leichter zu erklären.
Um nochmals auf 2 zu verweisen, ist ein Ablaufplan 100 dieser Erfindung durch das Korrigieren der Daten in dem Bohrloch nach der temperaturabhängigen Veränderung des Relaxationsvermögens ρ gekennzeichnet. Im Schritt 101 wird das NMR-Werkzeug 13 (1) in das Bohrloch gesetzt. Im Schritt 102 werden bei der Temperatur θ die Spinechos der NMR-Relaxationsdaten gemessen. Im Schritt 103 wird eine auf die Temperatur θ bezogene T₂-Verteilung erhalten. In Übereinstimmung mit der Erfindung muss die T₂-Verteilung im Hinblick auf eine umgebungsbezogene Korrektur im Schritt 104 hinsichtlich der Temperatur korrigiert werden, um im Schritt 105 die temperaturkorrigierte T₂-Verteilung zu erhalten. Im Schritt 107 werden die Ergebnisse angezeigt und interpretiert. Im Schritt 108 werden die Daten über die T₂-Verteilungsbereiche, begrenzt durch die T₂-Kappung, integriert, während im Schritt 109 das begrenzte Fluidvolumen und der Index für freies Fluid bestimmt werden. Der Integrationsschritt 108 verwendet die herkömmliche Eingabe der T₂-Kappung 110, um die T₂-Verteilung aufzuteilen. Wie bei dem Verfahren im Stand der Technik können am Punkt B zusammen mit der Messung der Temperatur θ im Schritt 112 weitere Bohrlochdaten 111 eingeführt werden.
In 3, die ein alternatives Verfahren 200 dieser Erfindung zeigt, wird das Relaxationsvermögen ρ hinsichtlich der Temperaturschwankung im Labor (d. h. bei Raumtemperatur (RT)) korrigiert. Im Schritt 201 wird das NMR-Werkzeug 10 in das Bohrloch eingeführt. Im Schritt 202 werden bei der Temperatur θ die Relaxationsdaten gemessen. Im Schritt 203 wird die auf die Temperatur θ bezogene T₂-Verteilung ohne Temperaturabgleich erhalten. Die T₂-Kappungs-Partitionierung der im Labor bei der Raumtemperatur RT bestimmten T₂-Verteilung im Schritt 204 wird in Übereinstimmung mit der Erfindung dazu verwendet, um im Schritt 205 die umgebungsbezogene Korrektur der Temperatur auf die Bohrlochtemperatur θ durchzuführen. Im Schritt 206 wird die neue temperaturkorrigierte T₂-Kappung erhalten. Diese Daten werden im Schritt 207 dazu verwendet, die T₂-Verteilung für die Integration einzustellen, womit im Schritt 208 das begrenzte Fluidvolumen und der Index für freies Fluid erhalten werden. Wie bei herkömmlichen Prozeduren können am Punkt B weitere Bohrlochdaten 209 eingeführt werden, während im Schritt 210 die Temperatur θ gemessen wird, die dazu verwendet wird, um in den Schritten 205 und 206 die T₂-Kappung einzustellen. Die T₂-Verteilung bei der Temperatur θ kann für eine weitere Analyse im Schritt 211 angezeigt werden.
In 6 veranschaulicht ein Ablaufplan 20 die verbesserte Prozedur, die für eine NMR-Protokollierung, die das in 1 gezeigte Protokollierungswerkzeug 13 verwendet, verwendet wird. Im Schritt 322 wird das Protokollierungswerkzeug 13 in das Bohrloch abgesenkt. Im Schritt 324 werden über das Werkzeug 13 NMR-Relaxationsdaten ohne Temperaturabgleich erhalten. Diese Daten sind im Allgemeinen verrauscht, wie in 7 gezeigt ist. Am Punkt B können weitere Bohrlochdaten aus demselben Bohrloch (Block 344) mit den Temperaturdaten kombiniert werden, um genaue Daten für nachfolgende Verfahrensschritte zu erhalten (Blöcke 328, 330 bzw. 322).
Die Parameter Temperaturleitfähigkeit bzw. Diffusität D₀ (Block 330), die Massenrelaxation T_2B (Block 332) und das Relaxationsvermögen ρ (Block 350) werden in Laboruntersuchungen bestimmt, so dass sie in dem Ablaufplan von 6 als a priori bekannt angenommen werden.
Das Protokollierungswerkzeug 13 misst im Block 326 die Temperatur zur Aufnahme in die temperaturabhängigen physikalischen Daten des Interpretationsalgorithmus der Schritte 328, 330 und 332. Die Daten umfassen Eigenschaften des Fluids oder von mineralischen Stoffen, Schritt 328, das Diffusionsvermögen, Schritt 330, und die Massenrelaxationszeit, Schritt 332. Diese Daten werden dazu verwendet, im Schritt 334 ein Modell für die NMR-Antwort bei einer gegebenen Porengeometrie in der Gesteinsformation zu konstruieren.
In Übereinstimmung mit den neuartigen Aspekten dieser Erfindung wird im Schritt 350 auch das Oberflächen-Relaxationsvermögen ρ, das eine Eigenschaft der mineralischen Oberfläche ist, verwendet, um im Schritt 334 das Modell zu konstruieren. Bis zu dieser Erfindung wurde das Relaxationsvermögen ρ niemals nach der Temperatur abgeglichen, was durch die Linie 352 gezeigt ist.
Im Schritt 336 werden außerdem Testwerte für die geometrischen Parameter der Gesteinsporen verwendet, um im Schritt 334 das Modell zu konstruieren. Als Nächstes werden im Schritt 338 simulierte Relaxationsdaten von dem NMR-Modell erhalten, die am Punkt A mit im Schritt 324 wirklich gemessenen Relaxationsdaten kombiniert werden. Die kombinierten Daten, Linie 340, werden dazu verwendet, im Schritt 336 die geometrischen Parameter einzustellen, um die beste Anpassung zu erhalten. Diesbezüglich entsprechen die simulierten Relaxationsdaten aus dem Schritt 338 "einer besten Anpassung mit Hilfe der Fehlerquadratmethode", wie durch die geglättete Kurve in 8 gezeigt ist. Im Schritt 342 werden die besten Schätzwerte der geometrischen Parameter ausgegeben. Diese besten Schätzwerte werden dann dazu verwendet, die petrophysikalischen Gesteinseigenschaften wie etwa die Durchlässigkeit oder den spezifischen elektrischen Widerstand zu schätzen.
Nachdem die Erfindung hiermit beschrieben ist, ist das durch die Patenturkunde zu Schützende in den nachstehend beigefügten Ansprüchen dargelegt.

Claims

Kernmagnetresonanz-Protokollierungssystem zum Erhalten genauer Formationseigenschaften in einem Bohrloch (10), das umfasst: ein Formationsuntersuchungsinstrument (13), das Mittel zum Messen der Kernmagnetresonanz-Relaxation in Formationen (11, 12) um das Bohrloch besitzt, wobei das Instrument (13) zusätzliche Temperaturmessmittel zum Messen der Temperatur besitzt; Aufzeichnungsmittel, die mit dem Formationsuntersuchungsinstrument (13) funktional verbunden sind, um Daten von Messungen im Bohrloch der Relaxation und der Temperatur aufzuzeichnen; und Verarbeitungsmittel, die den Aufzeichnungsmitteln zugeordnet sind, um aus den Kernmagnetresonanz-Relaxationsdaten eine T₂-Verteilung zu erhalten, wobei T₂ die Relaxationszeit ist, dadurch gekennzeichnet, dass die Verarbeitungsmittel so beschaffen sind, dass sie die Relaxationsmessungen in Bezug auf eine Temperaturdifferenz zwischen der Bohrlochtemperatur und der Raumtemperatur einstellen, indem sie eine auf die Bohrlochtemperatur bezogene T₂-Kappung erhalten, um genaue Formationseigenschaften zu erhalten, wobei die T₂-Kappung die Verteilung in kleine und große Poren unterteilt.
Kermagnetresonanz-Protokollierungssystem nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Formationsuntersuchungsinstrument ein Werkzeug (13) mit einem Sensorkissen, das gegen die Formation (11, 12) gepresst wird, umfasst.
Kernmagnetresonanz-Protokollierungssystem nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Formationsuntersuchungsinstrument ein Kernmagnetresonanz-Werkzeug (13), das in dem Bohrloch (10) zentriert werden kann, umfasst.
Kernmagnetresonanz-Protokollierungssystem nach Anspruch 1, ferner gekennzeichnet durch Aufzeichnungsmittel, die mit dem Formationsuntersuchungsinstrument funktional verbunden sind, um die eingestellten Daten aufzuzeichnen, um genaue Formationseigenschaften bereitzustellen.
Verfahren zum Erhalten genauer Formationseigenschaften in einem Bohrloch (10), das die folgenden Schritte umfasst: a) Erhalten von Kernmagnetresonanz-Relaxationsdaten und der Bohrlochtemperatur und Erhalten einer T₂-Verteilung g^(Θ)(log T₂) hiervon (103, 203), wobei T₂ die Relaxationszeit ist, gekennzeichnet durch die folgenden Schritte: b) Korrigieren der T₂-Verteilungsdaten entsprechend der Umgebung, um eine T₂-Verteilung g^(RT)(log T₂) zu erhalten, die auf die Raumtemperatur bezogen ist; c) Bestimmen eines Indexes des begrenzten Fluidvolumens und des freien Fluids in Abhängigkeit von den Relaxationsdaten durch Integrieren der auf die Raumtemperatur bezogenen T₂-Verteilung (109, 208) über die T₂-Bereiche, die durch die T₂-Kappung begrenzt sind, wobei die T₂-Kappung die Verteilung in kleine und große Poren unterteilt; und d) Bilden von Formationseigenschaften in Abhängigkeit von den Kernmagnetresonanz-Relaxationsdaten und der auf die Temperatur bezogenen T₂-Verteilung.
Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Formation Carbonatgestein enthält.
Verfahren zum Erhalten genauer Formationseigenschaften in einem Bohrloch (10), das die folgenden Schritte umfasst: a) Erhalten von Kernmagnetresonanz-Relaxationsdaten und von Temperaturdaten im Bohrloch (101, 201); b) Erhalten einer T₂-Verteilung g^(Θ)(log T₂) aus den Kernmagnetresonanz-Relaxationsdaten (103, 203), wobei T₂ die Relaxationszeit ist, gekennzeichnet durch die folgenden Schritte: c) Erhalten einer auf die Bohrlochtemperatur bezogenen T₂-Kappung (104), wobei die T₂-Kappung die Verteilung in kleine und große Poren unterteilt; d) Integrieren der T₂-Verteilung über Bereiche, die durch die temperaturbezogene T₂-Kappung begrenzt sind, um einen Index für begrenztes Fluidvolumen und freies Fluid zu erhalten (108, 207); und e) Bilden von Formationseigenschaften in Abhängigkeit von den Kernmagnetresonanz-Relaxationsdaten.
Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Formation Carbonatgestein enthält.
Verfahren zum Erhalten genauer Formationseigenschaften in einem Bohrloch (10), das die folgenden Schritte umfasst: a) Erhalten von Relaxations- und Temperaturdaten im Bohrloch (322), wobei T₂ die Relaxationszeit ist, gekennzeichnet durch die folgenden Schritte: b) Konstruieren eines Kernmagnetresonanz-Modells für eine gegebene Porengeometrie einer Gesteinsformation unter Verwendung geometrischer Parameter der Gesteinsporen und unter anderem des von der Temperatur abhängigen Oberflächen-Relaxationsvermögens (334); c) Erhalten simulierter Relaxationsdaten, die aus dem im Schritt (b) konstruierten Kernmagnetresonanz-Modell erhalten werden (338); d) Kombinieren der NMR-Relaxationsdaten im Schritt (a) mit simulierten Relaxationsdaten des Schrittes (c); e) Einstellen der geometrischen Parameter der Gesteinsporen, um eine beste Übereinstimmung zu erhalten; und f) Schätzen der Gesteinsformationseigenschaften anhand der im Schritt (e) eingestellten geometrischen Parameter (342).
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Modellkonstruktionsschritt (b) den folgenden weiteren Schritt umfasst: g) Schätzen der Temperatur im Bohrloch (326).
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Modellkonstruktionsschritt (b) den folgenden weiteren Schritt umfasst: g) Messen der Temperatur im Bohrloch (326).
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt (b) des Konstruierens des Kernmagnetresonanz-Modells den folgenden weiteren Schritt umfasst: h) Verwenden des a priori geschätzten Diffusionsvermögens D₀ (330).
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt (b) des Konstruierens des Kernmagnetresonanz-Modells den folgenden weiteren Schritt umfasst: h) Verwenden einer a priori geschätzten Massenrelaxation T_2B (332).
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Schritt (b) des Konstruierens des Kernmagnetresonanz-Modells den folgenden weiteren Schritt umfasst: h) Verwenden des a priori geschätzten Oberflächen-Relaxationsvermögens ρ (350).
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Modellkonstruktionsschritt (b) die folgenden weiteren Schritte umfasst: h) Ableiten der Bohrlochtemperatur (326); i) a priori Schätzen des Diffusionsvermögens D₀ (330); j) a priori Schätzen der Massenrelaxation T_2B (332); und k) a priori Schätzen des Oberflächen-Relaxationsvermögens ρ (350).