Nuclear Magnetic Resonance (NMR) ist eine Methode zur Messung an Gesteinsproben oder Bohrkernen. Es kann auch eine Methode der oberflächennahen Geothermie sein oder in Bohrungen angewendet werden (logging).

Das NMR-Tool misst den Spin (gyromagnetisches Verhältnis) von Wasserstoffkernen und damit die Eigenschaften von Porenflüssigkeiten. Die Reaktion ist im Wesentlichen nur die der Protonen in Flüssigkeiten, da die Kerne in Festkörpern wenig direkten Einfluss auf die Messungen haben. Wasserstoffkerne werden mit einem statischen Magnetfeld ausgerichtet und dann durch einen Hochfrequenzimpuls gestört, der eine Quermagnetisierung beinhaltet. Die Änderung ihrer Ausrichtung ist mit einer Zeitverzögerung (Relaxationszeit) verbunden, die von ihrer unmittelbaren Umgebung im Molekül und damit von der Umgebung des Moleküls abhängt. Gebundenes Wasser führt zu einer kürzeren Relaxationszeit, und die Relaxationszeitanalyse kann die Verteilung der Porengröße, in der sich die Wassermoleküle befinden, sowie die Art des Moleküls (Wasser oder Öl) ergeben.

Das Kernspintomographie-Protokoll (NMRIL) ermöglicht die Bestimmung der mit Flüssigkeit gefüllten Porosität unabhängig von der Lithologie, der Wassersättigung ohne Kenntnis des Salzgehalts und Schätzungen der Permeabilität, des Flüssigkeitstyps, des Prozentsatzes der beweglichen Flüssigkeit (Free-Fluid-Index), und andere Faktoren unter bestimmten Umständen. Es misst die Zerfallsrate des Kernspins von Wasserstoff in Wasser und Öl innerhalb eines dünnen Rings mehrere Zoll in die Formation hinein. Das Ergebnis sind wassergefüllte Porositätseinheiten. Die Ausrichtungsrate ergibt die T1-Relaxationszeit, der Abfall die T2-Relaxationszeit. Die Daten können in verschiedenen Relaxationszeitfenstern auf die Protonenpopulation transformiert werden. Aus diesen Daten berechnetes gebundenes Wasservolumen und freier Flüssigkeitsindex entsprechen den kleinen und großen Poren, um zwischen unbeweglichen und beweglichen Flüssigkeiten zu unterscheiden. Die Permeabilität kann aus Porositäts- und Relaxationszeitberechnungen (Coates et al., 1994) basierend auf lokal etablierten Beziehungen berechnet werden.

NMR bezieht sich auf die Messung von Magnetisierungs Abfall-Kurven (decay curve), die durch Wasserstoffkerne (Protonen) erzeugt werden, die den Porenraum der Gesteinsprobe füllen. Diese Kurven können mit einem Gerät gemessen werden, das ein statisches Magnetfeld, das von Permanentmagneten erzeugt wird, und ein oszillierendes Magnetfeld umfasst, das von einer Antenne bei der Larmor-Frequenz erzeugt wird (Dunn et al., 2002¹). Die gemessenen Magnetisierungs Abfall-Kurve können durch Exponentialkurven mit charakteristischen Zeiten T2, den so genannten transversalen Relaxationszeiten, beschrieben werden. Sie werden sowohl vom Logging-Tool als auch von Laborinstrumenten unter ähnlichen Bedingungen (Sole-Wasser von ca. 20 g/l NaCl und Resonanzfrequenz von ca. 2 MHz) gemessen, sodass sie direkt verglichen und interpretiert werden können.

Die aus NMR-Messungen bei geringer Magnetfeldstärke erhaltenen T₂-Relaxationszeiten sind seit langem als Permeabilitätsindikator in Kombination mit Porosität anerkannt (für eine Übersicht siehe Babadagli und Al-Salmi, 2004²). Die Erfassung solcher Informationen durch Protokollierungswerkzeuge unter offenen Bohrlochbedingungen hat die Permeabilitätsvorhersage aus Bohrlochmessungen erheblich verbessert. Der Hauptgrund ist, dass die Relaxationszeit T2 ein Proxy für die Porengröße gemäß (Godefroy et al., 2001³) ist:

1/T₂ = P₂ S/V + 1/T_2B

• wobei T2 die Relaxationszeit ist, die in einer einzelnen Pore mit Volumen V und Oberfläche S, T2B gemessen wird. Es ist die Relaxationszeit der Volumenflüssigkeit, die die Pore sättigt (T2B ≅ 3000 ms für Wasser bei 30 °C), und ρ2 ist die Oberflächenrelaxation, eine Eigenschaft von Fest-Flüssig-NMR-Wechselwirkungen. Das Verhältnis V/S hat eine Längendimension und charakterisiert den Porenkörper, der sich von der Porenwand unterscheidet, die die Durchlässigkeit bestimmt. Wo mehrere Porengrößen vorhanden sind, können Magnetisierungsabklingkurven von jeder Pore summiert und dann als Funktion der Zeit aufgetragen werden, und die Verteilung der Relaxationszeit T2 kann aus dieser Kurve durch einen mathematischen Inversionsprozess erhalten werden, der die Verteilung der Porengrößen widerspiegelt in gesättigten porösen Medien. Je länger die Abklingzeiten der Magnetisierung sind, desto größer sind die Poren. Umgekehrt sind die Poren umso kleiner, je kürzer die magnetischen Abklingzeiten sind. Der Bereich der messbaren Relaxationszeitenist  ausreichend, um sowohl die Mikro- als auch die Makroporosität in Karbonatsystemen zu bewerten. Dann kann zur Bewertung der Permeabilität k die folgende Art von Beziehung verwendet werden:

_{k = C Ø^a T ^bR}

• wobei Ø für Porosität steht, T_R eine Relaxationszeit ist, die aus der gemessenen Verteilung berechnet wird und eine repräsentative Porengröße ausdrückt, die die Permeabilität bestimmt; Es gibt eine große Anzahl anderer Formeln (Babadagli und Al-Salmi, 2004) und die Gleichung ist für eine Formation geeignet, die mit einer einzigen Flüssigkeit (Sole im vorliegenden Fall) gesättigt ist, während viele andere eine Formation behandeln, die mit Öl gesättigt ist und Wasser für Kohlenwasserstoffproduktionsanwendungen. Die Gleichung  hat sich in Sandsteinen bewährt und für diese Formationen wird die Relaxationszeit T_R als logarithmischer Mittelwert T2lm der Verteilung gewählt (Dunn et al., 2002¹). Die Bedeutung dieser Wahl hängt mit dem Vorhandensein von Tonen zusammen, und wenn die Menge an Auskleidungstonen im intergranularen Porenraum zunimmt, nimmt T_2lm ab und ergibt niedrigere Werte. Als Ergebnis werden niedrigere Permeabilitäten berechnet, obwohl die Porosität möglicherweise nicht stark variiert. Für Karbonate könnte es eine ähnliche Begründung geben, die sich mit Mikroporosität befasst, und standardmäßig werden in Abwesenheit von Kernen zum Kalibrieren von C, a und b in der Gleichung ihre Werte auf C = 4, a = 2, b = 4 gesetzt und T_R = T_2lm (mit Einheiten k in mD, T_2lm in ms und Porosität als Volumenanteil). Diese Beziehung wird SDR (Schlumberger-Doll Research) Standardbeziehung genannt (Kenyon et al., 1988⁴), wobei der Koeffizient C an Karbonate im Gegensatz zu Sandsteinen angepasst ist, um im Wesentlichen die geringere Oberflächenrelaxation von Karbonaten zu berücksichtigen. Die SDR-Gleichung hat eine theoretische Grundlage, die von der Kornpackungstheorie abgeleitet ist (Banavar und Schwartz, 1987⁵; Chauveteau et al., 1996⁶) und sollte als solche nur als Richtlinie betrachtet werden; die Exponenten a und b sind jedoch nicht universell, insbesondere im Zusammenhang mit Carbonaten. Beispielsweise wurde für einen Datensatz von Karbonaten aus dem Nahen Osten TR als Modus der Verteilung T2mode und a=0,60, b=2,44 gewählt (Fleury et al., 2001). Für ausführlichere Beschreibungen der NMR-Physik sei auf die Veröffentlichung von Vincent et al. verwiesen. (2011⁷).

Direktverweise

¹ Dunn, K.-J., D.J. Bergman, G.A. Latorraca, Nuclear magnetic resonance: Petrophysical and Logging Applications (1st ed.), Seismic exploration : v.32. Pergamon (2002)

² Babadagli, T., S. Al-Salmi A review of permeability-prediction methods for carbonate reservoirs using well-log data SPE Reserv. Eval. Eng., 7 (2004), pp. 75-88, 10.2118/87824-PA

³ Godefroy, S., J.-P. Korb, M. Fleury, R.G. Bryant, Surface nuclear magnetic relaxation and dynamics of water and oil in macroporous media, Phys. Rev. E ., 64 (2001), p. 13, 10.1103/PhysRevE.64.021605

⁴ Kenyon, W.E.,  Petrophysical principles of applications of NMR logging, Log Anal., 38 (1997), pp. 21-43

⁵ Banavar, J.R., L.M. Schwartz Magnetic resonance as a probe of permeability in porous media Phys. Rev. Lett., 58 (1987), pp. 1411-1414, 10.1103/PhysRevLett.58.1411

6 Chauveteau, G., Nabzar, L., Attar, Y.E., Jacquin, C., 1996. Pore structure and hydrodynamics in sandstones, in: Proceedings of the International Symposium of the Society of Core Analysts (SCA). Presented at the International symposium of the Society of Core Analysts, 8-10 September, Montpellier, France, p. 12.

⁷ Vincent, B., B. Brigaud, H. Thomas, F. Gaumet, Giant subaqueous carbonate dunes: a revised interpretation of large-scale oo-bioclastic clinoforms in the middle Jurassic of the Paris Basin and its implications, Facies, 67 (2021), p. 12, 10.1007/s10347-021-00621-4

Webseite

https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0375650523000615?dgcid=author

Literatur

Jorand, R., A. Fehr, A. Koch, C. Clauser, 2010, Study of the variation of thermal conductivity with water saturation using nuclear magnetic resonance, J. Geophys. Res., 116 (2011), p. B08208, 10.1029/2010JB007734

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