G - Physics – 01 – R
Patent
G - Physics
01
R
G01R 33/44 (2006.01) G01N 24/08 (2006.01) G01V 3/14 (2006.01) G01V 3/32 (2006.01)
Patent
CA 2226010
A simple, pore-level model for diffusion and NMR relaxation of oil-water mixtures in water wet pores has been developed. In addition to lending physical insight into the relaxation time behavior of mixed pore fluids, the model can be used to generate a practical tool for interpreting diffusion log data, i.e., a T2 vs. D cross plot. Locating points on the cross plot simultaneously yields the near wellbore water saturation and the rock pore size. For light oils, T2 is shown to be mainly a pore size indicator whereas D is controlled mainly by Sw. The pore size "resolution" decreases as oil viscosity and/or Sw decreases. A preliminary verification of the model has been made with limited core data and the results of applying the model to interpreting NMR log data are encouraging. The capability to separate the effects of pore size from fluid saturation on NMR response of pore fluids indicates an important potential advantage of the T2 and D measurement combination over standard T2 logging for characterizing formation pore size and related reservoir flow properties.
On a élaboré un modèle simple concernant la diffusion et la relaxation RMN, au niveau des pores, de mélanges huile-eau dans des pores humidifiés par l'eau. Outre qu'il permet de mieux comprendre la physique des comportements des temps de relaxation concernant des fluides mélangés présents dans des pores, ce modèle permet de créer un outil pratique pour interpréter des données d'enregistrements de diffusion, c'est-à-dire une représentation en coordonnées de T2 (temps de relaxation transversale) en fonction de D (coefficient de diffusion). Situer des points sur une telle représentation donne simultanément la saturation en eau et la taille de pores d'une roche à proximité d'un puits de forage. Pour des huiles légères, on démontre que T2 constitue essentiellement un indicateur de taille de pores tandis que D est surtout régi par Sw (saturation en eau). La "résolution" de la taille de pores décroît avec la viscosité de l'huile et/ou Sw. On a effectué une vérification préliminaire de ce modèle avec des données de carottage limitées et les résultats provenant de son application à l'interprétation de données d'enregistrement RMN sont encourageants. La capacité de séparer des effets dûs à la taille des pores et ceux d'une saturation en fluide sur la réponse RMN des fluides de pores indique un avantage potentiel important provenant d'une combinaison de mesures de T2 et D par rapport à l'enregistrement standard de T2 lorsqu'il s'agit de définir les caractéristiques de taille de pore d'une formation et des propriétés connexes d'écoulement hors d'un réservoir.
Coates George R.
Mardon Duncan
Miller Daniel L.
Emery Jamieson Llp
Halliburton Energy Services Inc.
Numar Corporation
LandOfFree
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