Title:
Kernspinresonanzmessung mit mehreren Untersuchungstiefen zum Ermitteln der Porosität und des Porentyps von unterirdischen Formationen
Document Type and Number:
Kind Code:
T5

Abstract:

Kernspinresonanzverfahren können verwendet werden, um die Porosität und den Porentyp von unterirdischen Formationen zu ermitteln, bei Berücksichtigung von eindringender Flüssigkeit aus dem Bohrschlamm oder Schlammfiltrat davon in die Formation. Beispielsweise kann die Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) gemessen werden. Anschließend kann ein Vergleich von ϕsh und ϕdeep erfolgen und kann die Porosität (ϕ) eines Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage des Vergleichs von ϕsh und ϕdeep berechnet werden. embedded image





Inventors:
Chen, Songhua, Tex. (Katy, US)
Jachmann, Rebecca Corina, Tex. (Spring, US)
Reiderman, Arcady, Tex. (Katy, US)
Application Number:
DE112016005494T
Publication Date:
08/09/2018
Filing Date:
03/04/2016
Assignee:
Halliburton Energy Services, Inc. (Tex., Houston, US)
International Classes:
E21B47/00; G01R33/44; G01V3/14
Attorney, Agent or Firm:
Fleuchaus & Gallo Partnerschaft mbB, 81369, München, DE
Claims:
Verfahren, umfassend:
Einführen eines Kernspinnwerkzeuges (NMR) in ein Bohrloch, das eine unterirdische Formation penetriert;
Messen einer Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) bei einem ersten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) bei einem zweiten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug, wobei der erste radiale Abstand kleiner ist als der zweite radiale Abstand; und
Berechnen einer Porosität (ϕ) des Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage eines Vergleichs von ϕsh und ϕdeep.

Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend: Bohren eines Bohrlochs, wobei das NMR-Werkzeug ein NMR-Werkzeug zum Protokollieren während des Bohrvorgangs ist.

Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei das Berechnen von ϕ entsprechend C ∗ ϕapp = (Sw ∗ HIw + So ∗ HIo + Sg ∗ HIg) ∗ ϕ erfolgt, wobei eine Scheinporosität (ϕapp) auf dem Vergleich von ϕsh und ϕdeep basiert, C eine Kalibrierungskonstante ist, HI ein Wasserstoffindex ist und S eine Sättigung ist, und wobei die Indizierungen w, o und g Wasser, Öl bzw. Gasbestandteile einer Flüssigkeit in einem gemessenen empfindlichen Volumen sind.

Verfahren nach Anspruch 3, wobei die unterirdische Formation eine unterirdische Formation ist, die eine Flüssigkeit enthält, und wobei der Vergleich von ϕsh und ϕdeep wie folgt lautet:
(1) wenn ϕsh > ϕdeep, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden;
(2) wenn ϕsh < ϕdeep, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden; und
(3) wenn ϕsh ≅ ϕdeep, ist ϕsh, ϕdeep oder ein Mittelwert davon für ϕapp zu verwenden.

Verfahren nach Anspruch 3, wobei die unterirdische Formation eine ein Gas enthaltende unterirdische Formation ist, und wobei der Bohrschlamm ein charakteristisches Bohrschlamm-NMR-Signal (NMRmud), ein charakteristisches Nichtbenetzungsschlammfiltrat-NMR-Signal (NMRnw) oder beide aufweist, wobei NMRmud und NMRnw eine Spin-Gitter-Relaxation (T1), eine Spin-Spin-Relaxation (T2) oder eine Echoabfolge nach Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) sind und wobei der Vergleich von ϕsh und ϕdeep wie folgt lautet:
(1) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist ϕsh für ϕapp zu verwenden;
(2) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud in dem flachen empfindlichen Volumen und nicht im tiefen empfindlichen Volumen nachgewiesen wird, ist ϕapp entsprechend ϕapp=ϕbw,deep+ϕmv,sh(ϕmudϕbw,deepϕmudϕbw,sh)embedded imagezu berechnen, wobei ϕbw,deep eine nicht bewegliche Porosität des tiefen empfindlichen Volumens ist, ϕmv,sh eine bewegliche Porosität des flachen empfindlichen Volumens ist, Φmud eine Porosität des Bohrschlamms ist und ϕbw,sh eine nicht bewegliche Porosität des flachen empfindlichen Volumens ist;
(3) wenn ϕsh < ϕdeep und eine lange Relaxationskomponente in ϕsh abnimmt und eine kurze Relaxationskomponente inϕsh in Relation zu ϕdeep ansteigt, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden;
(4) wenn ϕsh ≅ ϕdeep und NMRnw sowohl im flachen als auch im tiefen empfindlichen Volumen vorhanden ist, ist ϕsh, ϕdeep oder ein Mittelwert davon für ϕapp zu verwenden; und
(5) wenn ϕsh ≅ ϕdeep und NMRnw weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen vorhanden ist, sind entweder:
(A) ein Differenzdruck zwischen dem Bohrschlamm im Bohrloch und der ein Gas enthaltenden unterirdischen Formation zu erhöhen, um den Bohrschlamm in mindestens einen Teil des flachen empfindlichen Volumens zu drücken, und der Vergleich von ϕsh und ϕdeep erneut durchzuführen, oder
(B) eine auf einem Magnetfeldgradienten basierende Diffusionsanalyse durchzuführen, um Sw und Sg zu ermitteln und Sw und Sg zum Berechnen von ϕ entsprechend C ∗ ϕapp = (Sw ∗ HIw + So ∗ HIo + Sg ∗ HIg) ∗ ϕ zu verwenden.

System, umfassend:
ein Kernspinresonanzwerkzeug (NMR);
einen Speicher, der kommunikativ mit dem NMR-Werkzeug gekoppelt ist, wobei der Speicher Software speichert, die bei Ausführung den Prozessor dazu veranlasst:
über das NMR-Werkzeug eine Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) in einer unterirdischen Formation bei einem ersten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) in der unterirdischen Formation bei einem zweiten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug zu messen, wobei der erste radiale Abstand kleiner ist als der zweite radiale Abstand; und
eine Porosität (ϕ) des Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage eines Vergleichs von ϕsh und ϕdeep zu berechnen.

System nach Anspruch 6, wobei die Software den Prozessor dazu veranlasst, ϕ entsprechend C ∗ ϕapp = (Sw ∗ HIw + So ∗ HIo + Sg ∗ HIg) ∗ ϕ zu berechnen, wobei eine Scheinporosität (ϕapp) auf dem Vergleich von ϕsh und ϕdeep basiert, C eine Kalibrierungskonstante ist, HI ein Wasserstoffindex ist und S eine Sättigung ist, und wobei die Indizierungen w, o und g Wasser, Öl bzw. Gasbestandteile einer Flüssigkeit in einem gemessenen empfindlichen Volumen sind.

System nach Anspruch 7, wobei die unterirdische Formation eine unterirdische Formation ist, die eine Flüssigkeit enthält, und wobei Software den Prozessor dazu veranlasst, ϕsh und ϕdeep wie folgt miteinander zu vergleichen:
(1) wenn ϕsh > ϕdeep, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden;
(2) wenn ϕsh < ϕdeep, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden; und
(3) wenn ϕsh ≅ ϕdeep, ist ϕsh, ϕdeep oder ein Mittelwert davon für ϕapp zu verwenden.

System nach Anspruch 7, wobei die unterirdische Formation eine ein Gas enthaltende unterirdische Formation ist, und wobei das System zudem einen Bohrschlamm mit einem charakteristischen Bohrschlamm-NMR-Signal (NMRmud), einem charakteristischen Nichtbenetzungsschlammfiltrat-NMR-Signal (NMRnw) oder beiden umfasst, wobei NMRmud und NMRnw eine Spin-Gitter-Relaxation (T1), eine Spin-Spin-Relaxation (T2) oder eine Echoabfolge nach Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) sind und wobei Software den Prozessor dazu veranlasst, ϕsh und ϕdeep wie folgt miteinander zu vergleichen:
(1) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist ϕsh für ϕapp zu verwenden;
(2) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud in dem flachen empfindlichen Volumen und nicht im tiefen empfindlichen Volumen nachgewiesen wird, ist ϕapp entsprechend ϕapp=ϕbw,deep+ϕmv,sh(ϕmudϕbw,deepϕmudϕbw,sh)embedded imagezu berechnen, wobei ϕbw,deep eine nicht bewegliche Porosität des tiefen empfindlichen Volumens ist, ϕmv,sh eine bewegliche Porosität des flachen empfindlichen Volumens ist, Φmud eine Porosität des Bohrschlamms ist und ϕbw,sh eine nicht bewegliche Porosität des flachen empfindlichen Volumens ist,
(3) wenn ϕsh < ϕdeep und eine lange Relaxationskomponente in ϕsh abnimmt und eine kurze Relaxationskomponente inϕsh in Relation zu ϕdeep ansteigt, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden;
(4) wenn ϕsh ≅ ϕdeep und NMRnw sowohl im flachen als auch im tiefen empfindlichen Volumen vorhanden ist, ist ϕsh, ϕdeep oder ein Mittelwert davon für ϕapp zu verwenden; und
(5) wenn ϕsh ≅ ϕdeep und NMRnw weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen vorhanden ist, sind entweder:
(A) ein Differenzdruck zwischen dem Bohrschlamm im Bohrloch und der ein Gas enthaltenden unterirdischen Formation zu erhöhen, um den Bohrschlamm in mindestens einen Teil des flachen empfindlichen Volumens zu drücken, und der Vergleich von ϕsh und ϕdeep erneut durchzuführen, oder
(B) eine auf einem Magnetfeldgradienten basierende Diffusionsanalyse durchzuführen, um Sw und Sg zu ermitteln und Sw und Sg zum Berechnen von ϕ entsprechend C ϕapp = (Sw ∗ HIw + So ∗ HIo + Sg ∗ HIg) ∗ ϕ zu verwenden.

Verfahren, umfassend:
Einführen eines Kernspinnwerkzeuges (NMR) in ein Bohrloch, das eine unterirdische Formation penetriert;
Messen einer Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) bei einem ersten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) bei einem zweiten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug, wobei der erste radiale Abstand kleiner ist als der zweite radiale Abstand; und
Ermitteln eines Porentyps des Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage eines Vergleichs von ϕsh und ϕdeep.

Verfahren nach Anspruch 10, ferner umfassend: Bohren eines Bohrlochs, wobei das NMR-Werkzeug ein NMR-Werkzeug zum Protokollieren während des Bohrvorgangs ist.

Verfahren nach Anspruch 10 oder 11, wobei der Bohrschlamm eine charakteristische NMR-Eigenschaft für jeden Bohrschlamm aufweist (NMRmud), wobei die NMR-Eigenschaft eine Spin-Gitter-Relaxation (T1), eine Spin-Spin-Relaxation (T2) oder eine Echoabfolge nach Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) ist;
das Verfahren zudem umfassend: das Messen einer Spin-Spin Relaxation für das flache empfindliche Volumen (T2,sh) und einer Spin-Spin-Relaxation für das tiefe empfindliche Volumen (T2,deep); und
wobei der Vergleich von ϕsh und ϕdeep wie folgt lautet:
(1) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist T2,sh zum Ermitteln des Porentyps zu verwenden;
(2) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud in dem flachen empfindlichen Volumen und nicht im tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist T2,deep zum Berechnen des Porentyps zu verwenden;
(3) wenn ϕsh < ϕdeep und eine lange Relaxationskomponente in ϕsh abnimmt und eine kurze Relaxationskomponente in ϕsh in Relation zu ϕdeep ansteigt, ist T2,deep zu verwenden, um den Porentyp zu ermitteln; und
(4) wenn ϕsh ≅ ϕdeep, ist T2,sh, T2,deep oder ein Mittelwert davon zu verwenden, um den Porentyp zu ermitteln.

Verfahren nach Anspruch 12, wobei T2,sh oder T2,deep unter Verwendung der Echoabfolge nach CPMG gemessen wird, und wobei ϕsh ≅ ϕdeep und T2,sh oder T2,deep mit einem niedrigeren G·TE verwendet werden, um den Porentyp zu ermitteln, wobei G ein Magnetfeldgradient des NMR-Werkzeugs für ein jeweiliges empfindliches Volumen ist und TE eine Interechozeit für die Echoabfolge nach CPMG ist.

System, umfassend:
ein Kernspinresonanzwerkzeug (NMR);
einen Speicher, der kommunikativ mit dem NMR-Werkzeug gekoppelt ist, wobei der Speicher Software speichert, die bei Ausführung den Prozessor dazu veranlasst:
über das NMR-Werkzeug eine Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) bei einem ersten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) bei einem zweiten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug zu messen, wobei der erste radiale Abstand kleiner ist als der zweite radiale Abstand; und
einen Porentyp des Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage eines Vergleichs von ϕsh und ϕdeep zu ermitteln.

System nach Anspruch 14, wobei das System zudem einen Bohrschlamm mit einer charakteristischen NMR-Eigenschaft für jeden Bohrschlamm umfasst (NMRmud), wobei die NMR-Eigenschaft eine Spin-Gitter-Relaxation (T1), eine Spin-Spin-Relaxation (T2) oder eine Echoabfolge nach Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) ist; wobei Software den Prozessor dazu veranlasst:
über das NMR-Werkzeug eine Spin-Spin Relaxation für das flache empfindliche Volumen (T2,sh) und eine Spin-Spin-Relaxation für das tiefe empfindliche Volumen (T2,deep) zu messen; und
wobei der Vergleich von ϕsh und ϕdeep wie folgt lautet:
(1) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist T2,sh zum Ermitteln des Porentyps zu verwenden;
(2) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud in dem flachen empfindlichen Volumen und nicht im tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist T2,deep zum Berechnen des Porentyps zu verwenden;
(3) wenn ϕsh < ϕdeep und eine lange Relaxationskomponente in ϕsh abnimmt und eine kurze Relaxationskomponente inϕsh in Relation zu ϕdeep ansteigt, ist T2,deep zu verwenden, um den Porentyp zu ermitteln; und
(4) wenn ϕsh ≅ ϕdeep, ist T2,sh, T2,deep oder ein Mittelwert davon zu verwenden, um den Porentyp zu ermitteln.

System nach Anspruch 15, wobei T2,sh oder T2,deep unter Verwendung der Echoabfolge nach CPMG gemessen wird, und wobei ϕsh ≅ ϕdeep und T2,sh oder T2,deep mit einem niedrigeren G · TE verwendet werden, um den Porentyp zu ermitteln, wobei G ein Magnetfeldgradient des NMR-Werkzeugs für ein jeweiliges empfindliches Volumen ist und TE eine Interechozeit für die Echoabfolge nach CPMG ist.

Description:
HINTERGRUND

Die in der vorliegenden Schrift beschriebenen beispielhaften Ausführungsformen betreffen die Kernspinresonanzmessung (NMR) zum Ermitteln der Porosität und des Porentyps von unterirdischen Formationen.

Beim Bohren eines Bohrlochs in eine unterirdische Formation dringt die Bohrflüssigkeit (oder der Bohrschlamm) in die das Bohrloch umgebende Formation ein. Dieses Eindringen erfolgt über mehrere Schritte. Wenn die Bohrkrone die Formation freilegt, wandert der Bohrschlamm, einschließlich fester Partikel wie Beschwerungsmittel und Bohrgut, zunächst in die Porenräume der Formation in der Nähe der Wand des Bohrloches. In diesem Schritt des Eindringens des Bohrschlammes bilden die Feststoffe einen inneren Schlammkuchen in der Formation am Bohrloch, indem sie die Poren in der Formation überbrücken. Mit Bildung des inneren Schlammkuchens strömt die Flüssigkeit im Bohrschlamm ohne Weiteres in die Formation, was manchmal als Schubinvasion bezeichnet wird. Anschließend beginnt die Bildung eines äußeren Schlammkuchens an der Wand des Bohrloches, nachdem sich der innere Schlammkuchen gebildet hat und die Poren stabil gebrückt sind. Mit Einsetzen der Bildung des äußeren Schlammkuchens dringt die Flüssigkeit im Bohrschlamm in einem niedrigeren Umfang durch einen Mechanismus in die umgebende Formation ein, der als vorübergehendes Eindringen oder statisches Eindringen bekannt ist. Mit Verdickung des äußeren Schlammkuchens nimmt das Eindringen der Flüssigkeit aus dem Bohrschlamm in die umgebende Formation bis zu einem stationären Zustand ab. Selbst wenn die Bildung eines äußeren Schlammkuchens von 2,5 mm Stunden dauern kann, wird davon ausgegangen, dass die signifikanteste Menge an eindringender Flüssigkeit aus dem Bohrschlamm in die umgebende Funktion innerhalb weniger Sekunden erfolgt.

NMR-Werkzeuge werden oftmals verwendet, um die Eigenschaften der Formation in der Nähe des Bohrloches zu untersuchen, wie etwa Porosität und Porentyp. Im Allgemeinen erzeugt das NMR-Werkzeug einen Funkfrequenzerregungsimpuls, der in die Formation eindringt und mit den Flüssigkeiten darin interagiert. Diese Interaktion erzeugt anschließend ein NMR-Signal, das durch das NMR-Werkzeug gemessen wird. Je nach den Parametern für den Funkfrequenzerregungsimpuls und die NMR-Signalerfassung können verschiedene NMR-Eigenschaften gemessen werden. Da NMR-Messungen die Zusammensetzung der Flüssigkeit abfragen, die mit dem Funkfrequenzerregungsimpuls interagiert, kann der Umfang der eindringenden Flüssigkeit aus Bohrschlämmen Auswirkungen auf NMR-Messungen und die daraus abgeleiteten Eigenschaften der Formation haben. Bei NMR-Messungen während des Bohrvorgangs ändert sich die Zusammensetzung der Flüssigkeit in dem untersuchten Teil der Formation durch die Schubinvasion und das vorübergehende Eindringen, wodurch sich der Fehler im Zusammenhang mit den NMR-Messungen und den daraus abgeleiteten Eigenschaften der Formation erhöht.

Figurenliste

Die nachstehenden Figuren sind zur Veranschaulichung bestimmter Aspekte der Ausführungsformen enthalten und sollen nicht als ausschließliche Ausführungsformen betrachtet werden. Der offenbarte Gegenstand ist zu beträchtlichen Modifikationen, Änderungen, Kombinationen und Äquivalenten hinsichtlich Form und Funktion in der Lage, wie für den Fachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung ersichtlich.

  • 1 ist eine 2-dimensionale Darstellung von T2app,sh νs. T2app,deep für die in Gleichung 8 beschriebenen Carr-Purcell-Meiboom-Gill-Sequenzen (CPMG).
  • 2 veranschaulicht ein NMR-Werkzeug zum Messen empfindlicher Volumina in unterschiedlichen Tiefen in einer umgebenden unterirdischen Formation.
  • 3 veranschaulicht eine beispielhafte Bohranordnung zum Durchführen der in der vorliegenden Schrift beschriebenen NMR-Analyseverfahren.
  • 4 veranschaulicht ein Wireline-System, das sich zum Durchführen der in der vorliegenden Schrift beschriebenen NMR-Analyseverfahren eignet.

DETAILLIERTE BESCHREIBUNG

Die in der vorliegenden Schrift beschriebenen beispielhaften Ausführungsformen betreffen NMR-Verfahren zum Ermitteln der Porosität und des Porentyps von unterirdischen Formationen, bei Berücksichtigung von eindringender Flüssigkeit aus dem Bohrschlamm oder Schlammfiltrat davon in die Formation. Die in der vorliegenden Schrift beschriebenen NMR-Verfahren können mit NMR-Werkzeugen zum Protokollieren während des Bohrvorgangs, NMR-Werkzeugen zum Messen während des Bohrvorgangs, Wireline-NMR-Werkzeugen, Slickline-NMR-Werkzeugen und dergleichen durchgeführt werden.

Im vorliegenden Zusammenhang bezieht sich der Begriff „Vollschlamm“ auf den Bohrschlamm mit der darin enthaltenen Flüssigkeit und den darin enthaltenen festen Partikeln. Im vorliegenden Zusammenhang bezieht sich der Begriff „Schlammfiltrat“ auf die Flüssigkeit des Bohrschlamms, die während des Eindringens in die umgebende Formation gefiltert wird.

Im vorliegenden Zusammenhang bezieht sich der Begriff „Porosität“ auf ein Maß dafür, inwieweit ein Gestein oder ein anderes Material durchlässig ist (d.h. nicht massiv).

Im vorliegenden Zusammenhang bezieht sich der Begriff „empfindliches Volumen“ auf das Volumen der Formation, das mittels NMR untersucht wird. Die Stärke des empfindlichen Volumens wird durch die Parameter für den Funkfrequenzerregungsimpuls (z. B. die Bandbreite des Funkfrequenzrefokussierungsimpulses in einem Echoabfolge-Decay nach Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG)) und den Magnetfeldgradienten des Protokollierungsgerätes ermittelt.

Im Allgemeinen ist die Amplitude des NMR-Signals einer Flüssigkeit proportional zur Anzahl an Protonen im empfindlichen Volumen. Bei entsprechender Kalibrierung kann die Amplitude des NMR-Signals in die Protonendichte im empfindlichen Volumen umgewandelt werden. In porösen Gesteinen ist die Amplitude des NMR-Signals (dargestellt durch A) proportional zur Scheinporosität der Formation (dargestellt durch ϕapp), durch Gleichung 1 gegeben, wobei C die Kalibrierungskonstante ist, ϕ die Porosität ist, HI der Wasserstoffindex ist und S die Sättigung ist (auf einer Skala von 0-1 auf der Grundlage des Prozentwertes der Zusammensetzung der Flüssigkeit), und wobei die Indizierungen w, o und g die Wasser-, Öl- bzw. Gasbestandteile der Flüssigkeit im empfindlichen Volumen sind. A=Cϕapp=(SwHIw+SoHIo+SgHIg)ϕembedded image

Die Kalibrierungskonstante (c) kann durch Messen der Amplitude des NMR-Signals eines gefüllten Behälters (Sw = 1) mit einer Flüssigkeit mit einem bekannten HIw ermittelt werden, die einen ϕ = 100 % aufweist. In der Regel sind die HI für Wasser und Öl im Wesentlichen nahe 1. Eine leichte Abweichung kann bei Wasser mit einem hohen Salzgehalt beobachtet werden. Zusätzlich können leichte Abweichungen hinsichtlich HIo auf der Grundlage der Dichte des Öls beobachtet werden (ρo). Gleichung 2 liefert eine Schätzung für HIo. HIo=9ρo(0.15+0.2(0.9ρo)2)embedded image

Bei Downhole-Anwendungen liegt der größte Unsicherheitsfaktor beim Ableiten von ϕ in dem Gas, das im empfindlichen Volumen vorhanden ist, da HIg in der Regel deutlich unter 1 liegt. In der Regel ist HIg bei unerschlossenen Gasvorkommen, die unter einem hohen Druck stehen, etwa 0,4. Bei erschöpften Gasvorkommen kann HIg jedoch signifikant niedriger sein.

Zusätzlich kann bei Formationen mit oder ohne signifikante Gaskonzentrationen die Unsicherheit hinsichtlich der Ableitung von ϕ auf das empfindliche Volumen zurückgeführt werden und kann ϕapp dementsprechend nicht repräsentativ für die Formation sein. Beispielsweise können Vibrationen oder radiale Bewegungen des NMR-Werkzeugs und eine Bohrlochrauigkeit (d.h. kleinere Variationen in der Oberfläche des Bohrlochs) dazu führen, dass das empfindliche Volumen teilweise im Bohrloch liegt, wo die Porosität des Schlamms wesentlich höher ist als die Porosität der Formation, da ein Großteil des Schlamms flüssig und nicht fest ist. Wenn das empfindliche Volumen teilweise im Bohrloch liegt, führt dies zu einer künstlichen Erhöhung von ϕapp und dementsprechend von ϕ. In einem anderen Beispiel können die im Bohrschlamm vorhandenen Feststoffe in das empfindliche Volumen eindringen, wobei es sich um ein Volumen handelt, das andernfalls durch eine Flüssigkeit eingenommen würde. Dies führt zu einer künstlichen Abnahme von ϕapp und dementsprechend von ϕ.

Um die durch die vorstehend erwähnten Probleme verursachte Unsicherheit zu verringern, misst die vorliegende Anwendung den ϕapp für zwei oder mehr empfindliche Volumina und vergleicht anschließend den ϕapp für jedes der empfindlichen Volumina für eine Qualitätskontrolle beim Ermitteln von ϕ.

Im vorliegenden Zusammenhang bezieht sich der Begriff „ϕsh“ auf die Scheinporosität, die einem flachen empfindlichen Volumen entspricht, das näher am NMR-Werkzeug liegt als ein tiefes empfindliches Volumen. Zudem bezieht sich „ϕdeep“ auf die Scheinporosität, die dem tiefen empfindlichen Volumen entspricht. Das heißt, dass das flache empfindliche Volumen in einem geringeren radialen Abstand vom NMR (oder Bohrloch) liegt als das tiefe empfindliche Volumen.

Die NMR-Eigenschaften, die als ϕapp gemessen werden können, sind eine Spin-Gitter-Relaxationszeit (T1), eine Spin-Spin-Relaxationszeit (T2) oder ein Echoabfolge-Decay nach Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG).

In einer eine Flüssigkeit enthaltenden Formation, in der die vorstehend beschriebenen Bedenken zum Gas minimal sind, kann ϕsh ≅ ϕdeep (z. B. innerhalb von etwa 5 % zueinander) darauf hindeuten, dass ϕsh für die Formation repräsentativ ist. Dementsprechend können ϕsh, ϕdeep oder ein Mittelwert daraus als ϕapp zum Berechnen von ϕ verwendet werden.

In einer eine Flüssigkeit enthaltenden Formation, in der die vorstehend beschriebenen Bedenken zum Gas minimal sind, kann ϕsh > ϕdeep darauf hindeuten, dass der Bohrschlamm (auch als Vollschlamm bezeichnet) zu einem Teil von ϕsh beiträgt, was auf Vibrationen oder radiale Bewegungen des NMR-Werkzeugs und eine Bohrlochrauigkeit zurückzuführen sein kann. Dementsprechend kann ϕdeep als ϕapp zum Berechnen von ϕ verwendet werden.

In einer eine Flüssigkeit enthaltenden Formation, in der die vorstehend beschriebenen Bedenken zum Gas minimal sind, kann ϕsh < ϕdeep auf eine Überbrückung der Poren im flachen empfindlichen Volumen hindeuten, die durch Feststoffe aus dem Bohrschlamm verursacht wird, die in das flache empfindliche Volumen eindringen. Dementsprechend kann ϕdeep als ϕapp zum Berechnen von ϕ verwendet werden.

In einer ein Gas enthaltenden Formation können zusätzlich zum Vergleichen von ϕsh und ϕdeep die Gegenwart, die Abwesenheit oder das Ausmaß des NMR-Signals, das dem (1) Schlammfiltrat (in der vorliegenden Schrift als ein „charakteristisches Schlammfiltrat-NMR-Signal“ oder „NMRfiltrate“ bezeichnet), (2) dem Vollschlamm (in der vorliegenden Schrift als ein „charakteristisches Vollschlamm-NMR-Signal“ oder „NMRmud“) oder (3) beiden entspricht, verwendet werden, um den Umfang zu ermitteln, in dem die jeweilige Flüssigkeit in die Formation eingedrungen ist. Derartige Informationen zum Eindringen können dann verwendet werden, um zu ermitteln, welcher der ϕsh oder ϕdeep als ϕapp beim Berechnen von ϕ zu verwenden ist. Zusätzlich können je nach Berechnung die Benetzungs- oder Nichtbenetzungseigenschaften des Schlammfiltrates von Interesse sein. Dementsprechend werden die NMR-Signale, die dem Benetzungs- und Nichtbenetzungsschlammfiltrat entsprechen, in der vorliegenden Schrift als ein „charakteristisches Benetzungsschlammfiltrat-NMR-Signal“ (oder „NMRwet“) bzw. als das „charakteristische Nichtbenetzungsschlammfiltrat-NMR-Signal“ (oder „NMRnw“) bezeichnet.

Im vorliegenden Zusammenhang bezieht sich der Begriff „Benetzungsflüssigkeiten“ auf Flüssigkeiten, die einen guten Kontakt mit einer festen Oberfläche halten, insbesondere mit der unterirdischen Formation, wobei dieser auf anziehende intermolekulare Interaktionen zwischen der Flüssigkeit und den Mineralienmolekülen auf der Oberfläche zurückzuführen ist. Umgekehrt bezieht sich eine „Nichtbenetzungsflüssigkeit“ im vorliegenden Zusammenhang auf eine Flüssigkeit, die den Kontakt mit einer festen Oberfläche minimiert, insbesondere mit der unterirdischen Formation, wenn die Flüssigkeit und die Oberfläche zusammengebracht werden.

In einer ein Gas enthaltenden Formation kann ϕsh > ϕdeep darauf hindeuten, dass das Schlammfiltrat signifikanter in das flache empfindliche Volumen eingedrungen ist als in das tiefe empfindliche Volumen. Der NMRfiltrαte kann verwendet werden, um den Umfang zu ermitteln, in dem die Flüssigkeit in die Formation eingedrungen ist. Wenn die Verteilung von T2 beispielsweise das NMR-Signal ist, das in den empfindlichen Volumina gemessen wurde, kann die Gegenwart des charakteristischen Schlammfiltrat-NMR-Signals (T2,Filtrat) in der T2,sh darauf hindeuten, dass das Schlammfiltrat mindestens teilweise in das flache empfindliche Volumen eingedrungen ist.

In einer ein Gas enthaltenden Formation, wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen zu beobachten ist, kann der gesamte Bohrschlamm nicht in die empfindlichen Volumina eingedrungen sein. Dementsprechend würden die Feststoffe des Bohrschlamms das NMR-Signal im flachen empfindlichen Volumen nicht beeinflussen und könnte ϕsh als ϕapp zum Berechnen von ϕ verwendet werden.

In einer ein Gas enthaltenden Formation, wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud im flachen empfindlichen Volumen und nicht im tiefen empfindlichen Volumen zu beobachten ist, ist das flache empfindliche Volumen mit einem Signal vom Vollschlamm kontaminiert, was auf eine Bohrlochrauigkeit und/oder eine Bewegung/Vibrationen des NMR-Werkzeugs zurückzuführen sein kann. In derartigen Fällen kann der ϕapp anhand der Summe der effektiven nicht beweglichen (gebundenes Wasser) Porosität (ϕbw,true) und der effektiven beweglichen Porosität (ϕmv,true) berechnet werden, wobei die effektive bewegliche und nicht bewegliche Porosität aus verschiedenen empfindlichen Volumina stammen können.

T2cutoff entspricht der Größengrenze zwischen kleinen Poren, die gebundene Flüssigkeit enthalten, und größeren Poren, die freie Flüssigkeiten enthalten, und kann verwendet werden, um die Teile des NMR-Signals zu ermitteln, die zum Berechnen oder Annähern von jeweils ϕmv,true und ϕbw,true verwendet werden.

Da der jeweilige T2 des NMRmud in der Regel unter dem T2cutoff liegt, ist das Berechnen des gebundenen Wassers anhand der Messung des tieferen empfindlichen Volumens genauer (d.h. ϕbw,true ≈ ϕbw,deep). Der ϕbw,deep kann durch Integrieren der Teilporositäten berechnet werden, die dem T2 ≤ T2cutoff entsprechen.

Das NMR-Signal des flachen empfindlichen Volumens kann verwendet werden, um ϕmv,true zu berechnen oder anzunähern. Insbesondere bezieht sich ϕmv,true auf die bewegliche Porosität im flachen empfindlichen Volumen (0mv,sh) nach Gleichung 3, wobei f die Fraktion des empfindlichen Volumens ist, die mit dem Vollschlamm kontaminiert ist. Zudem kann die nicht bewegliche Porosität des flachen empfindlichen Volumens (ϕbw,sh) durch Gleichung 4 dargestellt werden, wobei ϕmud die Porosität des Vollschlamms ist. Anschließend kann, vorausgesetzt, dass ϕbw,true ≈ ϕbw,deep, wie vorstehend beschrieben, Gleichung 5 zum Berechnen von f abgeleitet werden. Durch Kombinieren der Gleichungen 4 und 5 wird Gleichung 6 zum Berechnen von ϕapp abgeleitet. ϕmv,sh=ϕmv,true(1f)embedded imageϕbw,sh=ϕbw,true(1f)+fϕmudembedded imagef=ϕbw,shϕbw,deepϕmusϕbw,deepembedded imageϕmv,true=ϕmv,sh(ϕmudϕbw,deepϕmudϕbw,sh)embedded image

Dementsprechend kann ϕapp, der entsprechend der vorstehenden Beschreibung Φbw,true + Φmv,true ist, entsprechend Gleichung 7 für eine ein Gas enthaltende Formation berechnet werden, wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud im flachen empfindlichen Volumen und nicht im tiefen empfindlichen Volumen beobachtet wird. ϕapp=ϕbw,deep+ϕmv,sh(ϕmudϕbw,deepϕmudϕbw,sh)embedded image

In einer ein Gas enthaltenden Formation kann ϕsh < ϕdeep, wo für das flache empfindliche Volumen die langen Relaxationskomponenten des NMR-Signals niedriger sind und die kurzen Relaxationskomponenten im NMR-Signal größer sind als für das tiefe empfindliche Volumen, darauf hindeuten, dass die Feststoffe aus der Bohrflüssigkeit in das flache empfindliche Volumen eingedrungen sind, da lange Relaxationskomponenten einer NMR-Reaktion in porösen Medien in der Regel Flüssigkeiten in größeren Poren entsprechen und kurze Relaxationskomponenten einer NMR-Reaktion in porösen Medien in der Regel Flüssigkeiten in kleineren Poren entsprechen, und dass die Feststoffe in die größeren Poren in der Formation eingedrungen sind, wodurch die Zahl der großen Poren gesunken und die Zahl der kleineren Poren gestiegen sind. Dementsprechend kann ϕdeep als ϕapp zum Berechnen von ϕ verwendet werden.

In einer ein Gas enthaltenden Formation kann ϕsh ≅ ϕdeep darauf hindeuten, dass entweder keine Flüssigkeit in die beiden empfindlichen Volumina eingedrungen ist oder Flüssigkeit vollständig in die beiden empfindlichen Volumina eingedrungen ist.

Bei ϕsh ≅ ϕdeep, wenn die kontinuierliche Fluidphase im Schlamm die Nichtbenetzungsphase ist, wie etwa Öl, und der NMRnw sowohl im flachen empfindlichen Volumen als auch im tiefen empfindlichen Volumen vorhanden ist, ist das Schlammfiltrat in beide empfindlichen Volumina eingedrungen. Die Nichtbenetzungsphase der Flüssigkeit des Bohrschlamms wird verwendet, um die Gegenwart oder Abwesenheit des Eindringens festzustellen, wenn ϕsh ≅ ϕdeep, da die entsprechende Relaxationszeit nicht durch die Porengröße beeinflusst wird. Dementsprechend können ϕsh, ϕdeep oder ein Mittelwert daraus als ϕapp zum Berechnen von ϕ verwendet werden.

Bei ϕsh ≅ ϕdeep, wenn die kontinuierliche Fluidphase im Schlamm die Nichtbenetzungsphase ist, wie etwa Öl, und NMRnw nicht in den empfindlichen Volumina nachweisbar ist, ist eine signifikante Menge des Schlammfiltrates in keines der empfindlichen Volumina eingedrungen, was auf ein geringes bis gar kein Eindringen von Flüssigkeit hindeuten kann.

In einigen Fällen mit geringem oder gar keinem Eindringen von Flüssigkeit kann der Differenzdruck zwischen dem Bohrschlamm im Bohrloch und der Formation erhöht werden, um das Schlammfiltrat in mindestens einen Teil des flachen empfindlichen Volumens zu drücken. Anschließend können die Messung und Auswertung von ϕsh und ϕdeep erneut vorgenommen werden, wie bei den Schritten Wischen oder Fließen.

In einigen Fällen mit geringem bis gar keinem Eindringen von Flüssigkeit können die vorstehenden Verfahren für die Schätzung der Gasporosität nicht eindeutig sein. In einem derartigen Fall kann eine auf einem Magnetfeldgradienten basierende Diffusionsanalyse durchgeführt werden, um Sw und Sg aus Gleichung 1 zu ermitteln, die anschließend verwendet werden können, um ϕ entsprechend Gleichung 1 zu berechnen.

Beispielsweise können zusätzliche NMR-Messungen im Rahmen einer auf einem Magnetfeldgradienten basierenden Diffusionsanalyse vorgenommen werden. Beispielhafte NMR-Messungen können mindestens zwei Messungen von Echoabfolgen nach CPMG mit einem verschiedenen Satz von G · TE-Parametern umfassen, wobei G der Magnetfeldgradient des Protokollierungswerkzeugs im jeweiligen empfindlichen Volumen ist und TE die Interechozeit für eine Echoabfolge nach CPMG ist. Die beiden Echoabfolgen können von denselben oder von zwei verschiedenen empfindlichen Volumina erhalten werden. Wenn die mindestens zwei Echoabfolgen vom selben empfindlichen Volumen stammen, sind die beiden TE unterschiedlich. Wenn die mindestens zwei Echoabfolgen von verschiedenen empfindlichen Volumina mit verschiedenen G stammen, ist es gleichermaßen zulässig, die Kombination Gsh · TEsh > Gdeep · TEdeep oder das Gegenteil auszuwählen. In der Praxis kann es bevorzugt sein, den größeren TE bei dem empfindlichen Volumen anzuwenden, bei dem G ebenfalls größer ist, um den Kontrast zu maximieren. Wenn beispielsweise Gdeep < Gsh,, wird das Protokollierungsprogramm auf die Erfassung der beiden CPMG für die beiden verschiedenen empfindlichen Volumina geschaltet, wobei die Interechozeiten so ausgewählt werden, dass (GshTEsh)2(GdeepTEdeep)2>>1,embedded imageso dass ein ausreichender Kontrast des Gassignals in T2app,sh vs.T2app,deep gewährleistet ist.

In einigen Fällen können die zusätzlichen NMR-Messungen durch eine gemeinsame Inversion der beiden in Gleichung 8 beschriebenen CPMG-Sequenzen weiter ausgewertet werden, wobei das Ergebnis in einer 2-dimensionalen Darstellung angezeigt wird, wie in 1 veranschaulicht. Die Decay-Funktionen der beiden Echoabfolgen können als Gleichung 8 geschrieben werden, wobei i der Index für die erste und die zweite Echoabfolge ist (d.h. entweder = sh oder deep) und der beobachtete T2i durch Gleichung 9 beschrieben wird. Ei(lTE)=j=1Nϕjexp(lTET2i,j)embedded image1T2i=1T2int+γ2(GTE)i2D12embedded image

Durch Auswählen, dass (G · TE)sh für das tiefere empfindliche Volumen signifikant größer sein soll als (G · TE)deep des flachen empfindlichen Volumens, wird Gleichung 10 abgeleitet, die für Flüssigkeiten bei 1 liegt und nur bei Gasen aufgrund des großen D-Koeffizienten signifikant größer ist als 1, und, wenn (G · TE)sh so ausgewählt ist, dass er eine ausreichende Empfindlichkeit für Gas T2shT2deepembedded imageaufweist, größer als über 5. Wenn beispielsweise Gdeep = 1 G/cm, TE = 0,4 ms und Gsh = 2.5G/cm, TE = 3,5 ms, ändert sich der T2app für Gas und dementsprechend der ϕapp von über 1 s auf etwa 0,2 s bei 100 °C und 4000 psi. Ratiodeep:sh=T2app,deepT2app,sh=1T2int+γ2(GTE)sh2D121T2int+γ2(GTE)deep2D12[1+γ2(GTE)sh2DT2int12]embedded image

Die Echoabfolge im tiefen empfindlichen Volumen kann durch Gleichung 11 ausgedrückt werden und die Echoabfolge im flachen empfindlichen Volumen kann durch Gleichung 12 ausgedrückt werden. Edeep(lTE)=j=1Nϕjexp(lTET2deep,j)=j=1Nϕjexp(lTERjT2sh,i)embedded imageEsh(lTE)=j=1Nϕjexp(lTET2app,sh,i)embedded image

Durch gemeinsames Invertieren dieser beiden Echoabfolgen wird ein Satz ℛ = (Rj,T2app,sh,j} erhalten. ℛ wird anschließend in den Scheinrelaxationszeitsatz (ℚ = (T2app,shsh,j/Rj,T2app,sh,j} = {T2app,deep,j,T2app,sh,j} umgewandelt, wobei ℚ in einer 2D-Querschnittsdarstellung angezeigt wird, wie in 2 veranschaulicht, wobei die Signale für Flüssigkeit und Gas getrennt sind.

In Relation zum Ermitteln des Porentyps der Formation (auch als Porentypisierung bezeichnet) ist die NMR-Relaxationszeit der Benetzungsphase der Bohrschlammflüssigkeit proportional zum Verhältnis von Porenvolumen (V) zur Porenoberfläche (S), wie in Gleichung 100 beschrieben, wobei V/S oftmals als die Porengröße betrachtet wird, ρ die Oberflächenrelaxation ist und die Indizierungen 1 und 2 für T1 bzw. T2 stehen. 1T1 or 2=1T1 or 2,bulk+ρ1 or 2SVembedded image

Im Allgemeinen ist die Mengenrelaxationsrate wesentlich kleiner als der zweite Term auf der rechten Seite von Gleichung 100. Dementsprechend werden die NMR-Relaxationszeiten als zur Porengröße proportional betrachtet. Selbst wenn die Mengen- und Oberflächenrelaxationszeiten (T1 or 2,bulk und ρ1 or 2) in Gleichung 13 vergleichbar sind, können Informationen zur Porenstruktur nach wie vor abgeleitet werden, da sich die Mengenrelaxationszeit ohne Weiteres messen und berücksichtigen lässt. Für diejenigen Poren, die mit einem Öl gefüllt sind, das die Oberfläche der Pore nicht benetzt (eine Nichtbenetzungsflüssigkeit), ist die Oberflächenrelaxation sehr gering, so dass die gemessene Relaxationszeit im Wesentlichen in der Nähe des Wertes für die Mengenrelaxationszeit liegt. Dementsprechend ist die NMR-Messung der Nichtbenetzungsflüssigkeit unempfindlich für die Informationen zur Porengröße von Poren, die mit der Nichtbenetzungsflüssigkeit gesättigt sind. Zur Porentypisierung können die Porengrößen anhand der Poren ermittelt werden, die mit einer Benetzungsflüssigkeit gesättigt sind, wie etwa Wasser, bei der es sich entsprechend der Beschreibung in der vorliegenden Schrift um das Schlammfiltrat handeln kann, das in die Formation eindringt. Dementsprechend wird zum Zwecke der Porentypisierung das signifikante Eindringen der Benetzungsphase des Schlammfiltrates bevorzugt und wird die Porentypisierung im Allgemeinen bevorzugt vom flachen empfindlichen Volumen abgeleitet.

Durch die mögliche Gegenwart eingedrungener Feststoffe (Überbrückung der Poren), Bohrlochrauigkeit oder durch den Bohrvorgang herbeigeführte laterale Vibrationen, durch die eine Kontamination mit Vollschlamm und/oder Flüssigkeitstypen im NMR-empfindlichen Volumen verursacht wird, können dieselben in der vorliegenden Schrift in Bezug auf die Porosität beschriebenen ϕsh und ϕdeep miteinander verglichen und entsprechend angewendet werden, um den Porentyp der Formation zu ermitteln. Eine Beschreibung der Verwendung von ϕ zum Ermitteln des Porentyps ist in der US-Patentanmeldung mit der Nummer PCT/US2015/017790 beschrieben.

Zur Porentypisierung kann, wenn ϕsh > ϕdeep und kein NMRmud in beiden empfindlichen Volumen beobachtet wird, der T2,sh zur Porentypisierung eingesetzt werden.

Zur Porentypisierung kann, wenn ϕsh < ϕdeep und für das flache empfindliche Volumen die langen Relaxationskomponenten des NMR-Signals niedriger sind und die kurzen Relaxationskomponenten im NMR-Signal größer sind als für das tiefe empfindliche Volumen, der T2,deep zur Porentypisierung eingesetzt werden. Zusätzlich kann das Porositätsdefizit (Δϕ = ϕdeep - ϕsh) verwendet werden, um Beschädigungen der Formation in der Nähe des Bohrloches zu melden, die durch eindringende feste Partikel verursacht wurden.

Zur Porentypisierung kann, wenn ϕsh ≅ ϕdeep, der T2,sh, T2,deep oder ein Mittelwert davon zur Porentypisierung eingesetzt werden. Die bevorzugte Wahl ist jedoch diejenige, die dem minimalen G · TE entspricht.

Für beide in der vorliegenden Schrift beschriebenen Verfahren zur Ermittlung der Porosität und zur Porentypisierung können mehr als zwei empfindliche Volumina gemessen, analysiert und miteinander verglichen werden. Beispielsweise können drei empfindliche Volumina (z. B. flach, mittel und tief) gemessen und miteinander verglichen werden. Anschließend kann ϕsh ≅ ϕint > ϕdeep beispielsweise darauf hindeuten, dass das Schlammfiltrat in das flache und das mittlere empfindliche Volumen eingedrungen ist. Dementsprechend kann der ϕsh, ϕint oder ein Mittelwert davon verwendet werden, um ϕ zu ermitteln, und kann der T2,sh, T2,int oder ein Mittelwert davon zur Porentypisierung verwendet werden.

Verschiedene Konfiguration des NMR-Werkzeuges können verwendet werden, um die NMR-Eigenschaften von empfindlichen Volumina bei verschiedenen Tiefen in der Formation zu messen.

2 veranschaulicht ein NMR-Werkzeug 10 zum Messen empfindlicher Volumina 22,24,26 in unterschiedlichen Tiefen in einer umgebenden unterirdischen Formation 18. Das NMR-Werkzeug ist entlang einem Bohrstrang 20 angeordnet und umfasst drei NMR-Funkfrequenzspulen 12,14,16. Jede NMR-Funkfrequenzspule 12,14,16 ist so konfiguriert, dass sie entsprechende empfindliche Volumina 22,24,26 in vorgegebenen radialen Abständen 32,34,36 vom NMR-Werkzeug misst. Wie veranschaulicht, messen zwei der NMR-Funkfrequenzspulen 12,16 empfindliche Volumina 22,26 bei denselben radialen Abständen 32,36 in die Formation 18. Eine derartige Konfiguration ermöglicht eine Mittelwertbildung des ϕapp bei dem radialen Abstand 32,36. Bei alternativen Ausführungsformen können die radialen Abstände 32,34,36 unterschiedlich sein, damit ϕsh, ϕint und ϕdeep entsprechend der Beschreibung in der vorliegenden Schrift gemessen werden können.

Andere bekannte Konfigurationen für NMR-Werkzeuge können umgesetzt werden, um die gewünschte Anzahl an empfindlichen Volumina in den gewünschten radialen Abständen vom Werkzeug zu untersuchen. Beispielsweise kann die Funktion Feldformen verwendet werden, wenn das NMR-Werkzeug eine einzelne NMR-Funkfrequenzspule enthält.

3 veranschaulicht eine beispielhafte Bohranordnung 100 zum Durchführen der in der vorliegenden Schrift beschriebenen NMR-Analyseverfahren. Während 3 im Allgemeinen eine landgestützte Bohranordnung darstellt, ist anzumerken, dass der Fachmann ohne Weiteres erkennen wird, dass die hierin beschriebenen Grundsätze ebenso auf Unterwasser-Bohrvorgänge anwendbar sind, die schwimmende oder seegestützte Plattformen und Bohranlagen einsetzen, ohne von dem Umfang der Offenbarung abzuweichen.

Wie dargestellt kann die Bohranordnung 100 eine Bohrplattform 102 umfassen, die einen Bohrturm 104 stützt, der einen Kloben 106 zum Anheben und Absenken eines Bohrstrangs 108 aufweist. Der Bohrstrang 108 kann unter anderem Bohrrohr und Rohrwendel umfassen, wie dem Fachmann im Allgemeinen bekannt. Eine Mitnehmerstange 110 stützt den Bohrstrang 108, wenn er durch einen Drehtisch 112 abgesenkt wird. Ein Bohrmeißel 114 ist an dem distalen Ende des Bohrstrangs 108 angebracht und wird entweder durch einen Untertagemotor und/oder über Drehung des Bohrstrangs 108 von der Bohrlochoberfläche angetrieben. Wenn der Meißel 114 sich dreht, erzeugt er ein Bohrloch 116, das verschiedene unterirdische Formationen 118 penetriert. Entlang dem Bohrstrang 108 ist Ausrüstung zum Protokollieren während des Bohrvorgangs oder Messen während des Bohrvorgangs 136 enthalten.

In der vorliegenden Anmeldung kann die Ausrüstung zum Protokollieren während des Bohrvorgangs oder Messen während des Bohrvorgangs 136 eine NMR-Analyse der unterirdischen Formation 118 proximal zum Bohrloch 116 durchführen. Die Ausrüstung zum Protokollieren während des Bohrvorgangs oder Messen während des Bohrvorgangs 136 kann die gemessenen Daten an einen Prozessor 138 an der Oberfläche drahtgebunden oder drahtlos übertragen. Die Übertragung der Daten ist allgemein an Linie 140 veranschaulicht, um die übertragbare Kopplung zwischen dem Prozessor 138 und der Ausrüstung zum Protokollieren während des Bohrvorgangs oder Messen während des Bohrvorgangs 136 zu zeigen, und zeigt nicht zwingend den Weg an, über den die Kommunikation erreicht wird.

Eine Pumpe 120 (z. B. eine Spülpumpe) zirkuliert Bohrschlamm 122 durch ein Zuführrohr 124 und zu der Mitnehmerstange 110, die den Bohrschlamm 122 durch das Innere des Bohrstrangs 108 und durch eine oder mehrere Öffnungen in dem Bohrmeißel 114 unter Tage befördert. Der Bohrschlamm 122 wird dann über einen Ringraum 126, der zwischen dem Bohrstrang 108 und den Wänden des Bohrlochs 116 definiert ist, zurück an die Oberfläche zirkuliert. An der Oberfläche tritt der rezirkulierte oder verbrauchte Bohrschlamm 122 aus dem Ringraum 126 aus und kann über eine verbindende Flussleitung 130 zu einer oder mehreren Flüssigkeitsaufbereitungseinheit(en) 128 befördert werden. Nach Passieren der Flüssigkeitsaufbereitungseinheit(en) 128 wird ein „gereinigter“ Bohrschlamm 122 in einer nahegelegenen Rückhaltegrube 132 (d.h. einer Spülungsgrube) abgelagert. Während sie als am Auslass des Bohrlochs 116 über den Ringraum 126 angeordnet dargestellt ist, wird es dem Fachmann ohne Weiteres ersichtlich sein, dass die Fluidaufbereitungseinheit(en) 128 an jeder anderen Stelle in der Bohranordnung 100 angeordnet sein kann/können, um ihre ordnungsgemäße Funktion zu erleichtern, ohne von dem Umfang des Umfangs der Offenbarung abzuweichen.

Chemikalien, Flüssigkeiten, Zusatzstoffe und dergleichen können über einen Mischtrichter 134, der kommunikativ an die Rückhaltegrube 132 gekoppelt oder anderweitig damit in Fluidkommunikation ist, dem Bohrschlamm 122 zugegeben werden. Der Mischtrichter 134 kann unter anderem Mischer und verwandte Mischausstattung umfassen, die dem Fachmann bekannt sind. Bei anderen Ausführungsformen können die Chemikalien, Flüssigkeiten, Zusatzstoffe und dergleichen dem Bohrschlamm 122 jedoch an einer beliebigen anderen Stelle in der Bohranordnung 100 zugegeben werden. Bei mindestens einer Ausführungsform könnte zum Beispiel mehr als eine Rückhaltegrube 132 vorliegen, wie etwa mehrere Rückhaltegruben 132 in Reihe. Zudem kann die Rückhaltegrube 132 für eine oder mehrere Flüssigkeitslagereinrichtungen und/oder -einheiten stehen, wo die Chemikalien, Flüssigkeiten, Zusatzstoffe und dergleichen gelagert, aufgearbeitet und/oder reguliert werden können, bis sie dem Bohrschlamm 122 zugegeben werden.

Der Prozessor 138 kann ein Teil von Computerhardware sein, die verwendet wird, um die in der vorliegenden Schrift beschriebenen verschiedenen veranschaulichenden Blöcke, Module, Elemente, Komponenten, Verfahren und Algorithmen umzusetzen. Der Prozessor 138 kann so konfiguriert sein, dass er eine oder mehrere Sequenzen von Anweisungen, Programmierinstanzen oder Code ausführt, die auf einem nicht flüchtigen computerlesbaren Medium gespeichert ist/sind. Bei dem Prozessor 138 kann es sich beispielsweise um Folgendes handeln: einen Universalmikroprozessor, einen Mikrocontroller, einen Digitalsignalprozessor, einen anwendungsspezifischen integrierten Schaltkreis, einen Universalschaltkreis, eine programmierbare Logikvorrichtung, eine Steuerung, eine Zustandsmaschine, eine gattergesteuerte Logik, diskrete Hardwarekomponenten, ein künstliches neuronales Netzwerk oder eine beliebige ähnliche geeignete Einheit, die Berechnungen oder andere Datenbearbeitungsvorgänge durchführen können. Bei einigen Ausführungsformen kann Computerhardware zudem Elemente, wie etwa beispielsweise einen Speicher (z. B. Direktzugriffsspeicher (RAM), Flash-Speicher, Nur-Lese-Speicher (ROM), programmierbaren Nur-Lese-Speicher (PROM), löschbaren programmierbaren Nur-Lese-Speicher (EPROM)) Verzeichnisse, Festplatten, Wechseldatenträger, CD-ROMs, DVDs oder eine beliebige andere ähnliche geeignete Speichervorrichtung oder ein beliebiges anderes ähnliches geeignetes Speichermedium, einschließen.

In der vorliegenden Schrift beschriebene ausführbare Sequenzen können mit einer oder mehreren Sequenzen von Code implementiert werden, die in einem Speicher enthalten sind. In einigen Ausführungsformen kann derartiger Code in dem Speicher von einem anderen maschinenlesbaren Medium gelesen werden. Die Ausführung der Anweisungssequenzen, die in dem Speicher enthalten sind, kann dazu führen, dass ein Prozessor 138 die in der vorliegenden Schrift beschriebenen Prozessschritte ausführt. Ein oder mehrere Prozessoren 138 in einer Multiverarbeitungsanordnung können ebenfalls eingesetzt werden, um Anweisungssequenzen in dem Speicher auszuführen. Zusätzlich kann eine festverdrahtete Schaltung anstelle von oder in Kombination mit Softwareanweisungen verwendet werden, um verschiedene in der vorliegenden Schrift beschriebene Ausführungsformen zu implementieren. Demnach sind die vorliegenden Ausführungsformen nicht auf eine spezifische Kombination von Hardware und/oder Software beschränkt.

Im vorliegenden zusammenhang bezieht sich ein maschinenlesbares Medium auf ein beliebiges Medium, das direkt oder indirekt Anweisungen für einen Prozessor 138 zur Ausführung bereitstellt. Ein maschinenlesbares Medium kann viele Formen annehmen, einschließend zum Beispiel nicht-flüchtige Medien, flüchtige Medien und Übertragungsmedien. Nicht-flüchtige Medien können beispielsweise optische und Magnetplatten einschließen. Flüchtige Medien können zum Beispiel einen dynamischen Speicher einschließen. Übertragungsmedien können zum Beispiel Koaxialkabel, Draht, Glasfaser und Drähte einschließen, die einen Bus bilden. Übliche Formen von maschinenlesbaren Medien können zum Beispiel Disketten, flexible Platten, Festplatten, Magnetbänder, andere ähnliche magnetische Medien, CD-ROMs, DVDs, andere ähnliche optische Medien, Lochkarten, Lochstreifen und ähnliche physikalische Medien mit Lochmustern, RAM, ROM, PROM, EPROM und Flash-EPROM einschließen.

3 veranschaulicht eine Bohranordnung 100, wobei die Verfahren das Bohren des Bohrloches 116 bei Durchführung der NMR-Messungen mit der Ausrüstung zum Protokollieren während des Bohrvorgangs oder Messen während des Bohrvorgangs 136 durchgeführt werden. Allgemeiner ausgedrückt, können die in der vorliegenden Schrift beschriebenen Verfahren das Einführen eines NMR-Werkzeugs in das Bohrloch umfassen, wobei es sich bei dem NMR-Werkzeug um ein NMR-Werkzeug zum Protokollieren während des Bohrvorgangs, ein NMR-Werkzeug zum Messen während des Bohrvorgangs, ein Wireline-NMR-Werkzeug, Slickline-NMR-Werkzeug und dergleichen handeln kann.

4 veranschaulicht beispielsweise eine Protokollierungsanordnung 200 mit einem Wireline-System, das sich zum Durchführen der in der vorliegenden Schrift beschriebenen NMR-Analyseverfahren eignet. Wie veranschaulicht, kann eine Plattform 210 mit einem Bohrturm 212 ausgestattet sein, der ein Hubwerk 214 stützt. Das Bohren von Öl- und Gasbohrlöchern wird beispielsweise in der Regel unter Verwendung eines Strangs von Bohrstangen ausgeführt, die miteinander verbunden sind, um einen Bohrstrang zu bilden, der durch einen Drehtisch 216 in ein Bohrloch 218 abgesenkt wird. Hier wird angenommen, dass der Bohrstrang vorübergehend aus dem Bohrloch 218 entfernt wurde, damit ein NMR-Werkzeug 220 mittels Wireline 222, Slickline oder eines anderen Kabels in das Bohrloch 218 abgesenkt werden kann. In der Regel wird das NMR-Werkzeug 220 bis in einen Bereich von Interesse abgesenkt und anschließend mit einer im Wesentlichen konstanten Geschwindigkeit nach oben gezogen. Auf dem Weg nach oben können im NMR-Werkzeug 220 enthaltene Geräte verwendet werden, um Messungen an der unterirdischen Formation 224 neben dem Bohrloch 218 durchzuführen, wenn das NMR-Werkzeug 220 vorbeiläuft.

Die NMR-Relaxationsdaten können zur Speicherung, Verarbeitung und Analyse an eine Vermessungseinrichtung 228 kommuniziert werden. Die Vermessungseinrichtung 228 kann mit elektronischen Geräten für verschiedene Arten der Signalverarbeitung ausgestattet sein, einschließlich einer Steuerung oder einem Prozessor ähnlich dem Prozessor 138 aus 1 zum Durchführen der in der vorliegenden Schrift beschriebenen NMR-Analyseverfahren.

In der vorliegenden Schrift offenbarte Ausführungsformen umfassen Ausführungsform A, Ausführungsform B, Ausführungsform C und Ausführungsform D.

Bei Ausführungsform A handelt es sich um ein Verfahren, umfassend: das Einführen eines Kernspinnwerkzeuges (NMR) in ein Bohrloch, das eine unterirdische Formation penetriert; das Messen einer Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) bei einem ersten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) bei einem zweiten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug, wobei der erste radiale Abstand kleiner ist als der zweite radiale Abstand; und das Berechnen einer Porosität (ϕ) des Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage eines Vergleichs von ϕsh und ϕdeep.

Bei Ausführungsform B handelt es sich um ein System, umfassend: ein Kernspinresonanzwerkzeug (NMR); einen Speicher, der kommunikativ mit dem NMR-Werkzeug gekoppelt ist, wobei der Speicher Software speichert, die bei Ausführung den Prozessor dazu veranlasst: über ein NMR-Werkzeug eine Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) in einer unterirdischen Formation bei einem ersten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) in der unterirdischen Formation bei einem zweiten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug zu messen, wobei der erste radiale Abstand kleiner ist als der zweite radiale Abstand; und eine Porosität (ϕ) des Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage eines Vergleichs von ϕsh und ϕdeep zu berechnen.

Die Ausführungsformen A und B können gegebenenfalls ein oder mehrere der folgenden enthalten: Element 1: wobei das Berechnen von ϕ entsprechend C ∗ ϕapp = (Sw ∗ HIw + So ∗ HIo + Sg ∗ HIg) ∗ ϕ erfolgt, wobei eine Scheinporosität (ϕapp) auf dem Vergleich von ϕsh und ϕdeep basiert, C eine Kalibrierungskonstante ist, HI ein Wasserstoffindex ist und S eine Sättigung ist, und wobei die Indizierungen w, o und g Wasser, Öl bzw. Gasbestandteile einer Flüssigkeit in einem gemessenen empfindlichen Volumen sind; Element 2: Element 1 und wobei die unterirdische Formation eine unterirdische Formation ist, die eine Flüssigkeit enthält, und wobei der Vergleich von ϕsh und ϕdeep wie folgt lautet:

  1. (1) wenn ϕsh > ϕdeep, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden; (2) wenn ϕsh < ϕdeep, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden; und (3) wenn ϕsh ≅ ϕdeep, ist ϕsh, ϕdeep oder ein Mittelwert davon für ϕapp zu verwenden; Element 3: Element 1 und wobei die unterirdische Formation eine ein Gas enthaltende unterirdische Formation ist, und wobei der Bohrschlamm ein charakteristisches Bohrschlamm-NMR-Signal (NMRmud), ein charakteristisches Nichtbenetzungsschlammfiltrat-NMR-Signal (NMRnw) oder beide aufweist, wobei NMRmud und NMRnw eine Spin-Gitter-Relaxation (T1), eine Spin-Spin-Relaxation (T2) oder eine Echoabfolge nach Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) sind und wobei der Vergleich von ϕsh und ϕdeep wie folgt lautet: (1) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud nicht in dem flachen oder dem tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist ϕsh für ϕapp zu verwenden; (2) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud in dem flachen empfindlichen Volumen und nicht im tiefen empfindlichen Volumen nachgewiesen wird, ist ϕapp entsprechend ϕapp=ϕbw,deep+ϕmv,sh(ϕmudϕbw,deepϕmudϕbw,sh)embedded imagezu berechnen, wobei ϕbw,deep eine nicht bewegliche Porosität des tiefen empfindlichen Volumens ist, ϕmv,sh eine bewegliche Porosität des flachen empfindlichen Volumens ist, ϕmud eine Porosität des Bohrschlamms ist und ϕbw,sh eine nicht bewegliche Porosität des flachen empfindlichen Volumens ist; (3) wenn ϕsh < ϕdeep und eine lange Relaxationskomponente in ϕsh abnimmt und eine kurze Relaxationskomponente in ϕsh in Relation zu ϕdeep ansteigt, ist ϕdeep für ϕapp zu verwenden; (4) wenn ϕsh ≅ ϕdeep und NMRnw sowohl im flachen als auch im tiefen empfindlichen Volumen vorhanden ist, ist ϕsh, ϕdeep oder ein Mittelwert für ϕapp zu verwenden; und (5) wenn ϕsh ≅ ϕdeep und NMRnw weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen vorhanden ist, sind entweder: (A) ein Differenzdruck zwischen dem Bohrschlamm im Bohrloch und der ein Gas enthaltenden unterirdischen Formation zu erhöhen, um den Bohrschlamm in mindestens einen Teil des flachen empfindlichen Volumens zu drücken, und der Vergleich von ϕsh und ϕdeep erneut durchzuführen, oder (B) eine auf einem Magnetfeldgradienten basierende Diffusionsanalyse durchzuführen, um Sw und Sg zu ermitteln, und Sw und Sg zum Berechnen von ϕ entsprechend c * ϕapp = (Sw ∗ HIw + So ∗ HIo + Sg ∗ HIg) ∗ ϕ zu verwenden; und Element 4: das Verfahren zudem umfassend: Bohren des Bohrlochs, wobei es sich bei dem NMR-Werkzeug ein NMR-Werkzeug zum Protokollieren während des Bohrvorgangs handelt. Beispielhafte Kombinationen sind unter anderem Element 1 in Kombination mit Element 4; Elemente 1 und 2 in Kombination mit Element 4; und Elemente 1 und 3 in Kombination mit Element 4.

Bei Ausführungsform C handelt es sich um ein Verfahren, umfassend: das Einführen eines Kernspinnwerkzeuges (NMR) in ein Bohrloch, das eine unterirdische Formation penetriert; das Messen einer Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) bei einem ersten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) bei einem zweiten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug, wobei der erste radiale Abstand kleiner ist als der zweite radiale Abstand; und das Ermitteln eines Porentyps des Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage eines Vergleichs von ϕsh und ϕdeep.

Bei Ausführungsform D handelt es sich um ein System, umfassend: ein Kernspinresonanzwerkzeug (NMR); einen Speicher, der kommunikativ mit dem NMR-Werkzeug gekoppelt ist, wobei der Speicher Software speichert, die bei Ausführung den Prozessor dazu veranlasst: über ein NMR-Werkzeug eine Scheinporosität (1) eines flachen empfindlichen Volumens (ϕsh) bei einem ersten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug und (2) eines tiefen empfindlichen Volumens (ϕdeep) bei einem zweiten radialen Abstand vom NMR-Werkzeug zu messen, wobei der erste radiale Abstand kleiner ist als der zweite radiale Abstand; und das Ermitteln eines Porentyps des Teils der unterirdischen Formation auf der Grundlage eines Vergleichs von ϕsh und ϕdeep.

Die Ausführungsformen C und D können gegebenenfalls ein oder mehrere der folgenden enthalten: Element 5: wobei der Bohrschlamm eine charakteristische NMR-Eigenschaft für jeden Bohrschlamm aufweist (NMRmud), wobei die NMR-Eigenschaft eine Spin-Gitter-Relaxation (T1), eine Spin-Spin-Relaxation (T2) oder eine Echoabfolge nach Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) ist; das Verfahren zudem umfassend: das Messen einer Spin-Spin Relaxation für das flache empfindliche Volumen (T2,sh) und einer Spin-Spin-Relaxation für das tiefe empfindliche Volumen (T2,deep); und wobei der Vergleich von ϕsh und ϕdeep wie folgt lautet: (1) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud weder im flachen noch im tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist T2,sh zum Ermitteln des Porentyps zu verwenden; (2) wenn ϕsh > ϕdeep und NMRmud in dem flachen empfindlichen Volumen und nicht im tiefen empfindlichen Volumen nachweisbar ist, ist T2,deep zum Berechnen des Porentyps zu verwenden; (3) wenn ϕsh < ϕdeep und eine lange Relaxationskomponente in ϕsh abnimmt und eine kurze Relaxationskomponente in ϕsh in Relation zu ϕdeep ansteigt, ist T2,deep zu verwenden, um den Porentyp zu ermitteln; und (4) wenn ϕsh ≅ ϕdeep, ist T2,sh, T2,deep oder ein Mittelwert davon zu verwenden, um den Porentyp zu ermitteln; Element 6: Element 5 und wobei T2,sh oder T2,deep unter Verwendung der Echoabfolge nach CPMG gemessen wird, und wobei ϕsh ≅ ϕdeep und T2,sh oder T2,deep mit einem niedrigeren G · TE verwendet werden, um den Porentyp zu ermitteln, wobei G ein Magnetfeldgradient des NMR-Werkzeugs für ein jeweiliges empfindliches Volumen ist und TE eine Interechozeit für die Echoabfolge nach CPMG ist; und Element 7: Bohren eines Bohrlochs, wobei das NMR-Werkzeug ein NMR-Werkzeug zum Protokollieren während des Bohrvorgangs ist. Beispielhafte Kombinationen sind unter anderem Element 5 in Kombination mit Element 7; und Elemente 5 und 6 in Kombination mit Element 7.

Sofern nicht anders angegeben, sind sämtliche Zahlen, die Mengen von Bestandteilen, Eigenschaften wie etwa Molekulargewicht, Reaktionsbedingungen und so weiter ausdrücken, die in der vorliegenden Patentschrift und den damit verbundenen Patentansprüchen verwendet werden, derart aufzufassen, dass sie in allen Fällen durch den Ausdruck „etwa“ modifiziert werden. Dementsprechend handelt es sich bei den numerischen Parametern, die in der folgenden Patentschrift und den beigefügten Patentansprüchen dargelegt sind, sofern nicht das Gegenteil angegeben ist, um Annäherungen, die je nach den erwünschten Eigenschaften, welche anhand der Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung erhalten werden sollen, variieren können. Zumindest und nicht als Versuch, die Anwendung der Äquivalenzlehre auf den Umfang des Patentanspruchs zu beschränken, sollte jeder numerische Parameter wenigstens angesichts der Anzahl der wiedergegebenen signifikanten Stellen und durch Anwenden von gewöhnlichen Rundungstechniken ausgelegt werden.

In der vorliegenden Schrift sind eine oder mehrere veranschaulichende Ausführungsformen, die die in der vorliegenden Schrift offenbarten erfindungsgemäßen Ausführungsformen einschließen, dargestellt. Der Klarheit halber werden nicht alle Merkmale einer physischen Umsetzung in dieser Anmeldung beschrieben oder gezeigt. Es versteht sich, dass bei der Entwicklung einer physischen Ausführungsform, welche die Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung einbindet, zahlreiche umsetzungsspezifische Entscheidungen getroffen werden müssen, um die Ziele des Entwicklers zu erreichen, wie etwa Übereinstimmung mit systembezogenen, geschäftsbezogenen, regierungsbezogenen und anderen Einschränkungen, die sich je nach Umsetzung und von Zeit zu Zeit unterscheiden. Wenngleich die Bemühungen seitens eines Entwicklers zeitaufwändig sein können, stellen derartige Bemühungen für den Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung gleichwohl ein routinemäßiges Unterfangen dar.

Obwohl Zusammensetzungen und Verfahren hierin als verschiedene Komponenten oder Schritte „umfassend“ beschrieben werden, können die Zusammensetzungen und Verfahren auch „im Wesentlichen bestehen aus“ den verschiedenen Komponenten und Schritten oder daraus „bestehen“.

Folglich ist die vorliegende Erfindung gut geeignet, um die erwähnten Ziele und Vorteile sowie diejenigen, die damit zusammenhängen, zu erreichen. Die vorstehend offenbarten konkreten Ausführungsformen sind lediglich veranschaulichend, da die vorliegende Erfindung modifiziert und auf verschiedene, jedoch äquivalente Arten umgesetzt werden kann, welche für den Fachmann, für den die in dieser Patentschrift enthaltenen Lehren von Vorteil sind, ersichtlich sind. Ferner sind keine Einschränkungen bezüglich der in der vorliegenden Schrift gezeigten Details zu Aufbau oder Gestaltung beabsichtigt, sofern nicht in den nachfolgenden Ansprüchen beschrieben. Demnach versteht es sich, dass die bestimmten veranschaulichenden Ausführungsformen, welche vorstehend offenbart wurden, abgeändert, kombiniert oder modifiziert werden können, und alle derartigen Abwandlungen in dem Umfang und Geist der vorliegenden Erfindung berücksichtigt werden. Die in der vorliegenden Schrift veranschaulichend offenbarte Erfindung kann in Abwesenheit eines beliebigen Elements, das hierin nicht spezifisch offenbart wird, und/oder eines beliebigen hierin offenbarten optionalen Elements auf geeignete Weise ausgeführt werden. Während Zusammensetzungen und Verfahren als verschiedene Komponenten oder Schritte „umfassend“, „enthaltend“ oder „einschließend“ beschrieben werden, können die Zusammensetzungen und Verfahren auch „im Wesentlichen bestehen aus“ den verschiedenen Komponenten und Schritten oder daraus „bestehen“. Alle vorstehend offenbarten Zahlen und Bereiche können in gewissem Maße variieren. Wenn ein numerischer Bereich mit einer Untergrenze und einer Obergrenze offenbart ist, werden konkret eine beliebige Zahl und ein beliebiger Bereich, der in den Bereich fällt, offenbart. Insbesondere ist jeder in der vorliegenden Schrift offenbarte Wertebereich (der Form „von etwa a bis etwa b“, oder äquivalent „von ungefähr a bis b“) so auszulegen, dass er jede Zahl und jeden Bereich darlegt, die/der in dem breiteren Wertebereich enthalten ist. Zudem haben die in den Ansprüchen verwendeten Begriffe ihre gewöhnliche, herkömmliche Bedeutung, sofern sie durch den Patentinhaber nicht ausdrücklich und eindeutig anders definiert sind. Des Weiteren sind die wie in den Patentansprüchen verwendeten unbestimmten Artikel „ein“ oder „eine“ hierin derart definiert, dass sie ein oder mehr als eines des Elements bezeichnen, das sie einleiten.

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG

Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.

Zitierte Patentliteratur

  • US 2015/017790 [0041]