CN104246484A - 用于从 nmr 确定润湿性的方法 - Google Patents

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Abstract

描述了基于NMR测量的润湿性表征的方法，所述NMR测量在孔隙尺度下对油和水的表面润湿条件敏感。所述描述的方法利用NMR弛豫(T2)的表面弛豫效应。描述了获得多孔介质的润湿性变化特性的工作流程，所述多孔介质例如是天然状态的或在实验室内预制为某种状态的岩石。还描述了一种用于混合润湿及部分饱和孔隙谱的基础正演模型。所描述的反演的输出结果包括作为多孔介质中孔隙尺寸的函数的连续饱和度及润湿性变化特性，以及在整个孔隙谱上饱和度及润湿性的平均值。

Description

用于从 NMR 确定润湿性的方法
技术领域
本发明总体上涉及用于从核磁共振(NMR)测量结果及其他数据确定润湿性的方法。特别地，本发明涉及基于反演的方法，用于确定在孔隙尺寸范围上的润湿性和饱和度。
背景技术
储油层中岩石的润湿性影响饱和度、毛细管压力(PC)、电学特性、相对渗透率和最终油气采收。在石油工业中，基于PC曲线测量的半经验指数被用于描述芯塞润湿性：(1)Amott或Amott-Harvey指数IAH，以及(2)美国矿业局(USBM)指数，IUSBM。经常地，这些指数不符合尽管已有的行业预期。
NMR是一种显示出对岩石/流体界面非常敏感的技术。最广泛的应用是当所述孔隙是单相100％饱和(例如水)时，测量孔隙尺寸的分布。在此情况下，解释是很简单的，并且基于如下的事实：随着孔隙的减小，表面和体积之比将增加，导致较短的(即改善的)T2弛豫时间。还众所周知的是，所述NMR的T2弛豫时间对部分饱和(油和水)及混合润湿孔隙的存在高度敏感，例如在芯塞处于取自油带的天然状态的情况下。
发明内容
提供本发明内容，旨在介绍一系列概念，这些概念将在以下发明详述中进一步描述。本发明内容并不意图认定要求保护的主题的关键特征或基本特征，也不意图用作限制要求保护的主题的范围的辅助。
根据一些实施例，描述了一种用于表征多孔介质的润湿性的方法。所述方法包括：接收表示多孔介质内的孔隙尺寸的分布的孔隙尺寸分布数据；从体相含水流体接收NMR数据(例如，回波链数据)；从体相油接收NMR数据；以及使用孔隙尺寸分布数据和体相含水流体及体相油的NMR数据，利用用于混合润湿条件下的润湿性及饱和度在多个孔隙尺寸上的孔隙水平分布的正演模型，对NMR数据执行反演，从而在多孔介质的多个孔隙尺寸上为含水流体和/或油流体产生润湿性变化特性。根据某些实施例，在时域中进行所述反演，并且所述NMR数据是例如CPMG、扩散编辑、T1-T2、T2、T2-T2、D-T1及D-T2类型的。所述正演模型可以包括用于饱和度的函数，所述函数沿所述孔隙尺寸谱单调或者非单调地增加或降低，并且所述反演可以包括在所述正演模型中数学约束多个孔隙尺寸上的饱和度值，例如基于所述多孔介质的已知的饱和历程。根据某些实施例，可以通过润湿性变化特性与孔隙尺寸分布数据的加权积分来确定总体润湿性，和/或通过饱和度变化特性与孔隙尺寸分布数据的加权积分来确定总体饱和度。根据某些实施例，所述反演在除时域外的域中进行(例如在T2域中)。
根据某些实施例，描述了一种用于表征多孔介质的润湿性的系统。所述系统包括：NMR测量系统，其适于并被配置为：能对体相含水流体和体相油执行NMR测量且能从NMR测量产生NMR数据；以及处理系统，其被编程且配置为：使用多孔介质的孔隙尺寸分布和NMR数据，利用用于混合润湿条件下的润湿性及饱和度在多个孔隙尺寸上的孔隙水平分布的正演模型，对NMR数据执行反演，从而在多孔介质的多个孔隙尺寸上为含水流体产生润湿性变化特性。根据某些实施例，所述多孔介质是来自地下含烃地层的岩芯样本，例如使用可在井眼中部署的岩芯采样工具获取的岩芯样本。根据某些实施例，至少部分所述NMR测量系统适于被配置在井下，以便当所述流体处于活动状态时，在井下对所述体相含水流体和/或体相油进行所述NMR测量。
本发明描述了一种在NMR测量的基础上基于实验室的润湿性表征方法，所述NMR测量唯独对孔隙尺度下的油和水的表面润湿条件敏感。本发明利用了公知的NMR弛豫的表面弛豫效应(T2)。公开了一种获取多孔介质的NMR润湿性的新的工作流程，所述多孔介质例如是处于天然状态的或在实验室内预制为某种状态的岩石。还公开了一种用于混合润湿及部分饱和T2分布的新的基础正演模型。在本发明的新的输出结果中，有作为所述多孔介质中的孔隙尺寸的函数的连续饱和度及润湿性变化特性。我们使用多个经实验室控制的饱和度和润湿性条件，以及一些岩芯清洗准备技术，通过一组储层及露出碳酸盐芯塞来证明本发明的用途。本发明改进了在实验室中使用的现有方法。
从下面详细的描述连同附图，本发明进一步的特征和优势将会变得更加显而易见。
附图说明
在随后的详细描述中，参照提到的多张附图通过本发明的实施例的非限制性例子，进一步描述本发明，在本发明中的所有附图中，相同的附图标记代表相同的部分，其中：
图1示出了根据某些实施例的PC曲线以及用于计算IAH及IUSBM﹡的面积的定义。
图2示出了根据某些实施例的来自典型情况的D-T2数据的图。
图3-1、3-2和3-3是根据某些实施例的不同形态的三角形孔隙的示意图。
图4示出了根据某些实施例的正演模型的典型实例以及在孔隙谱数据上的Si和Wi的反演输出结果。
图5-1和5-2是根据某些实施例的来自逆拉普拉斯变换(ILT)的T2分布的、油和水分布的以及对强烈油润湿(W接接近于0，即大部分表面被油覆盖)岩石示例反演得到的润湿性及饱和度函数的图。
图6-1和6-2是根据某些实施例的来自ILT的T2分布的以及油和水分布的、和从处于Swirr的强烈水润湿塞子示例反演得到的润湿性及饱和度度函数的图。
图7-1和7-2是根据某些实施例的来自ILT的T2分布的以及油和水分布的、和从处于Sor的水润湿塞子示例反演得到的润湿性及饱和度函数的图。
图8是示出了根据某些实施例的用于从NMR数据确定润湿性和饱和度变化特性的系统的各方面的简图。
图9是示出了根据某些实施例的用于从NMR数据确定润湿性和饱和度变化特性的方法的各方面的框图。
具体实施方式
这里示出的具体内容仅是作为举例和为了本发明的实施例的说明性讨论的目的，且为提供相信是本发明的原理和概念方面的最有用和容易理解的描述而介绍。在这方面，除对于本发明的基本理解所必需的之外，没有致力于更详细地示出本发明的结构细节，借助于附图所作的描述使得对于本领域的技术人员显然的是：在实践中如何可以实施本发明的几种形式。进一步地，在多个附图中，类似的参考标号及标示指代相似的元件。
润湿性在油田开采中是一个重要的参数(E Donaldson，R D Thomas，以及P B Lorenz，“Wettability Detemination and Its Effect on Efficiency”，SPEJournal，(1969)，9，第13-20页；R A Salathiel，“Oil recovery by surface filmdrainage in mixed-wettability rocks”，Journal of Petroleum Technology，(1973)；W G Anderson，“Wettability Literature Survey-Part6:The effects ofWettability on Waterflooding”，Journal of Petroleum Technology(1978)；TOkasha，J Funk以及H Rshidi，“Fifty Years of Measurments in the Arab-DCarbonate Reservoir”，Proceedings of SPE Middle East Oil and Gas Show andConference，(2007年3月)，第1-12页)，然而少有方法对其进行定量。两个最常用的方法是基于Pc曲线测量的定性指数：(1)Amott-Harvey(AH)，及(2)美国矿业局(USBM)方法。
根据某些实施例，描述了一种反演技术，其已经在实验室中一些受控条件下得到验证。传统地，这样的验证已经如下被完成：通过将被研究的NMR润湿性指数与不同的工业标准相关联，从而确定所述NMR方法是否有效。然而，在AH和USBM指数的定性特性(参见S Ma，X Zhang，N RMorrow和X Zhou，“Characterization of wettability from spontaneousimbibition measurements”，Journal of Canadian Petroleum Technology，(1999)，38第13号，第56页)的情况下，这样的评量标准可能产生误导。对多种各不相同的芯塞，包括天然状态、老化的以及清洁后的芯塞，其中显示出，上文所述的NMR润湿性指数提供了更多的信息，并且在严格定义的制备方法的基础上其与期望润湿性更加一致。
一些原则被用于从NMR T2数据中提取作为孔隙尺寸的函数的润湿性和饱和度。所述方法不需要很具体的孔隙几何特征，而是通过所述测量的完全水饱和的弛豫(T2)分布被包含于所述模型中。所述方法利用NMR数据用于两种状态的芯塞(例如，天然状态和完全水饱和)，以及用于两个体相流体样本(例如水和原生石油)。根据某些实施例，分析的一个输出结果是天然状态T2分布，这被分解成油及水的T2谱。第二个输出结果是作为所述孔隙尺寸谱的函数的润湿性指数。所述指数要以在孔隙尺寸分布上平均化，以与传统惯例一致，为所述芯塞在提供-1到1刻度内的单一润湿性指数。
基础物理中，由于表面相互作用，多孔系统中含有的流体的NMR弛豫时间T2相对于其体积值而减短。在由单一相完全饱和及润湿的孔隙系统中，弛豫增强的程度与孔隙直径d相关为T2～d，即更小的孔隙具有更短的T2。在混合饱和孔隙系统的情况中，对于给定体相，从表面弛豫缩短的T2量直接成比例于被此体相润湿的表面分数。因此，可以从在整个孔隙系统上的润湿性平均值得到岩石的明确的NMR润湿性指数。在孔隙中对于给定相的T2也依赖于在此孔隙中此体相的饱和度。这暗示了T2同时对所述孔隙中的润湿性及饱和度以及其自身的孔隙尺寸分布敏感。
为了阐明这些原理，在完全水润湿场景中，当油滴被悬浮于充满水的孔隙中时，油滴被从表面隔离，并且因此表现为具有长T2的体相流体。同时，由于悬浮油在孔隙中的存在，对于水相的孔隙尺寸被有效地减小，从而所述水的T2被减短。类似的原理对于相反的情况仍然成立，即水滴悬浮于油湿及油饱和孔隙中的情况。这些是组成润湿性模型中的正演模型的基本原理，基于此正演模型，进行所述反演。
从2D NMR进行定性解释。图2示出了根据某些实施例的来自典型情况的D-T2数据的曲线图。在主图200中展呈现出了三种D-T2分布：(1)体相水峰值204，(2)沿倾斜相关线230定位的体相脱气原油分布202，以及(3)对于此塞子的天然状态数据206。注意，尽管示出了D-T2分布，但根据某些实施例，所述反演可以只使用T2获得。所述数据在周围条件中获取。水平虚线232对应于水线，而斜虚线230对应于脱气原油相关性，如S-WLO，G J Hirasaki，W V House以及R Kobayashi的“Mixing rules andcorrelations of NMR relaxation time with viscosity,diffusivity,and gas/oil ratioof methane/hydrocarbon mixtures”，SPE Journal，(2002)，7no.1，第23-34页中所描述的。天然状态数据的两个显著特征是：(1)从体相水峰值204的信号的向左移位，其相应于水润湿岩石，以及(2)石油信号202具有类似的移位，其相应于原油润湿所述岩石。
图2中还示出了T2投影图220及D投影图210。T2投影图220中的箭头表示润湿如何由于表面弛豫而引起体相流体响应向左移位，即，更短的T2。明显地是，所有的流体被发现向左移位，这表明所有的流体都在某种程度上润湿了孔隙表面。因此，根据D-T2，该天然状态的塞子被定性地混合润湿，这与天然状态润湿性指数(INMR，IAH，IUSBM﹡)很好地相符，在此情况下所述天然状态润湿性指数的范围在-0.3和-0.2之间。
高级解释：润湿性反演-正演模型。为了更详细地理解正演模型，有用的是首先定义什么是孔隙尺度上的饱和度和润湿性。我们定义饱和度为Si，润湿性为Wi，其中下标i表示第i个孔隙尺寸i。特别地，Si被定义为在第i个孔隙中的水的体积分数，具有表面弛时间T2S,i(∝di)，被限制为0≤Si≤1。Wi被定义为此孔隙被水润湿的壁的表面分数，同样被限制为0≤Wi≤1。图3-1、3-2和3-3是三角形孔隙的不同状态的示意图。特别地，图3-1示出了沉积后的孔隙300，图3-2示出了油迁移后的孔隙300，图3-3示出了由含水泥浆(WBM)滤液侵入或注水冲洗后的孔隙300。图3-1、3-2和3-3图示出了在储层岩石的地质生命周期内在三角形孔隙中Si及Wi是如何可以变化的。在角形孔隙中流体分布及流动的系统分析由Ma等人的“Effect of contactangle on drainage and imbibition in regular polygonal tubes”，Colloids andSurfaces A：Physicochemical and Engineering Aspects，(1996)，117no.3，第273-291页。油/水界面的凹/凸起因于表面张力和粘滞力之间的平衡。
在NMR T2反演后，整个塞子的总体水饱和度SNMR以及润湿性指数INMR根据Si以及Wi在孔隙谱P(T2S,i)(即，孔隙尺寸分布)上的平均值被确定。总体饱和度简单地是由所述孔隙尺寸分布加权的Si平均值，而润湿性指数被换算为传统的-1到1区间。
S NMR = Σ i P ( T 2 S , i ) S i - - - ( 1 )
I NMR = 2 Σ i P ( T 2 S , i ) W i - 1 - - - ( 2 )
所述水饱和度被限制为0≤SNMR≤1，其中，SNMR＝1表明100％水饱和岩石，而SNMR＝0表面100％油饱和岩石。所述润湿性指数INMR被限制为-1≤INMR≤1，其中，INMR＝1表明全部水润湿岩石，INMR＝-1表明全部油润湿岩石，INMR≈0表明混合润湿岩石的中间润湿性。T2S,i被限定为在第i个孔隙内由于表面弛豫导致的弛豫时间，并且P(T2S)被规范化为1。注意，我们已经将表面弛豫T2S以及总弛豫时间T2区分为：1/T2＝1/T2bulk+1/T2S，其中T2bulk是除去孔隙表面的情况下所述流体的体相弛豫分量。为了限制与Si及Wi相关的自由参数的数量，Looyestijn等(参见W.Looyestijn及J.Hofman，“Wettability Index Determination by Nuclear Magnetic Resonance”，Proceedings of SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference，(2005年3月)，以及W j Looyestijn，S I Exploration及P Bv，“Wettability IndexDetermination from NMR Logs”，(2008年4月)，Petrophysics，第130-145页)提出了通过函数描述饱和度Si及润湿性Wi。我们考虑两种类型的函数：
(1)由Looyestijn等人提出的初始4参数函数(参见W.Looyestijn及J.Hofman，“Wettability Index Determination by Nuclear MagneticResonance”，Proceedings of SPE Middle East Oil and Gas Show andConference，(2005年3月)，以及W j Looyestijn，S I Exploration及P Bv，“Wettability Index Determination from NMR Logs”，(2008年4月)，Petrophysics，第130-145页)。此函数是单调的，且特征在于在短及长T2S处的两个高原，并且在两个高原间具有平缓的过渡。这些函数与天然芯塞内的期望流体及润湿性分布合理匹配。
(2)用于饱和度Si的高斯函数允许沿孔隙谱的非单调饱和度变化特性。饱和度的非单调特性可能由于地壳运动和/或油田开发引起的多个排水及吸入事件而产生。
图4示出了根据某些实施例的正演模型的典型实例及在孔隙谱数据上的Si和Wi的反演输出结果。孔隙谱数据上的Si(410)以及润湿性Wi(412)。孔隙卡通图片430及440示出了根据Si和Wi，大孔隙(440)看上去的样子，并且小孔隙(430)看上去的样子。注意，所述孔隙卡通图片旨在图示说明，而不是对应于Si，Wi以及孔隙尺寸的精确值。
反演。表面弛豫理论，包括本文所述的润湿性的理论，被用弛豫时间T2表示。这使得所述表示更清楚和更易于理解。然而，当我们处理真实的实验数据时，我们必须牢记，所述采集是在时域内完成的。为了在T2域内表示结果，使用反演(逆拉普拉斯变换，或ILT)(参见L Venkataramanan，Y-Q Song以及MD Hürlimann，“Solving Fredholm integrals of the first kindwith tensor product structure in2and2.5dimensions”，IEEE Transactions onSignal Processing，(2002)，50no.5，第1017-1026页)。这个过程被公知为不适定问题，不具有唯一解。这个问题通过使用正规化参数来解决，其将所述T2分布施加一定程度的平滑。这个正规化参数允许稳定解，但是以T2分布的细节为代价。正规化参数的使用已经证明对于石油工业中的多数应用是相当可靠和足够的，然而，仍然有待解决的问题：关于改进数据处理的可能性。按照这些规则，根据某些实施例，通过遵循L Venkataramanan，FK Gruber，T M Habashy以及D E Freed的“Mellin transform of CPMG data”，Journal of Magnetic Resonance，(2010)，206no.1第20-31页中描述的相同技术，我们完全避免了拉普拉斯反演。
根据某些实施例，使用与所述反演有关的约束。一个例子是智能网格搜索算法，其具有提供通过其与所述数据拟合的总体质量进行索引的多个解的优势。所述反演的一个优势是我们可以轻易地向所述饱和度Si在所述孔隙谱上引入一个约束，如上文所述，以便稳定在所述孔隙谱上对润湿性Wi的反演。所述饱和度约束基于所述岩石的饱和历程，以及对此问题的一些岩石学洞察。表1不失一般性地示出了，指明有用的饱和度约束的4个普通储层情景：
表1：在反演以及岩石学确证中使用的不同过滤器的描述
NMR润湿性反演结果。NMR润湿性反演可以帮助理解孔隙尺度上的润湿性以及饱和度变化特性的复杂性。下面示出了覆盖多种润湿性类型以及饱和度状态的三个例子：
强烈油润湿岩石S W ＝0→(1-S or )。图5-1和5-2是根据某些实施例，来自ILT的T2分布图，以及取自对强烈油润湿岩石样本进行反演的油及水分布图。图5-1绘出了ILT(510)以及油(512)和水(514)连同总体(516)的分布。图5-2绘出了使用所述反演得到的润湿性(Wi)(520)以及饱和度(Si)(522)函数，以及源自SW＝1的孔隙谱(524)。所述塞子在测量NMR响应前经历的饱和步骤是SW＝0→(1-Sor)。总体水饱和度是SNMR＝0.74，且润湿性指数是INMR＝-0.47。图5-1清楚地示出了在较小孔隙(T2<10-1s)内存在油，而在较大孔隙(T2>10-1s)内存在水。这与塞子的历程一致，其中所述历程由完全油饱和开始，并已经使用水离心被减饱和。注意到所述总体(油+水)拟合具有比ILT更窄以及更好辨别的高峰。就其本身而言这并不是问题，因为所述反演的不拟合被在时域中计算(未示出)，并且进一步地，如已经注意到的，由于正规化，所述ILT倾向于人为地平滑在T2域中的所述解。在图5-2中，所述饱和度函数Si反映了从左侧面板观察的流体分布。对于T2S的大多范围，所述润湿性函数Wi保持很低，正如对于油润湿塞子所期望的。我们注意到Wi在T2S的没有数据的范围内轻微上升，因此我们不推测这一趋势。
强烈水润湿岩石S W ＝1→S wirr 。在图6-1(图610)及6-2(图612)中，我们展示了与图5-1及5-2中的情况完全相反的情况。图6-1及6-2是根据某些实施例，来自ILT的T2分布的图，以及从处于Swirr的示例性水润湿塞子反演得到的油和水的分布图。所述塞子已经经受的饱和步骤是SW＝1→Swirr。总体水饱和度是SNMR＝0.29，并且所述润湿性指数是INMR＝+0.86。所述油和水分布范围被反转，所述润湿性函数是处于较高数值的常数。所述塞子的历程也相反这一事实，支持这些结果；所述芯塞从水饱和开始，并且被油部分减饱和。用于所述芯塞的强制清洗也与高润湿性值一致。
水润湿岩石S W ＝1→S wirr →(1-S or )。图7-1和7-2是根据某些实施例，来自ILT的T2分布的图，以及从处于Sor的示例性水润湿塞子反演得到的油和水的分布图。所述塞子已经经受的饱和步骤是SW＝1→Swirr→(1-Sor)。对于此解，总体水饱和度是SNMR＝0.89，并且所述润湿性指数是INMR＝+0.32。图7-1(图710)及图7-2(图712)中展示出了水润湿塞子被暴露于两个饱和度变化SW＝1→Swirr→(1-Sor)的情况。因为在饱和中的两个变化，我们为Si采用倒高斯分布。在此情况中，倒高斯函数帮助解决困于中间尺寸孔隙中的油。类似地，对于暴露于两个变化SW＝0→(1-Sor)→Swirr的油润湿塞子(数据未被示出)，所述流体分布显示出对应于高斯(未被倒置的)分布的困于中间孔隙中的水。尽管在图5-1，5-2，6-1，6-2，7-1和7-2中示出和描述的所述具体的示例阐明了实验室验证技术并证明了使饱和度变化特性受饱和历程约束的优势，但所述详细特征并不旨在进行限制。
根据某些实施例，描述了可以广泛应用于不同的饱和度及润湿性条件的NMR润湿性反演算法以及基础正演模型的新方法。所述新方法将所述塞子的饱和历程以及一些岩石学洞察考虑进来，以在所述反演的解集上制订一个饱和度过滤器，从而在所述孔隙谱上稳定所述润湿性的解集。根据某些实施例，包含了一个新的NMR反演技术，其不依赖于逆拉普拉斯变换或者正规化参数，而在所述孔隙谱上进一步稳定所述润湿性反演算法。这些新的技术连同岩芯清洗制备技术，已经被用于具有被多个实验室控制的饱和度及润湿性条件的一组储层及露出碳酸盐芯塞。从强制清洗后的润湿性状态以及露出层的知识，已经发现在水润湿岩芯的情况下，其产生的NMR润湿性指数比工业标准更加精确。我们的发现建议，传统的润湿性指数一一对比不是相互评量不同润湿性技术的可靠方式。根据某些实施例，所描述的NMR润湿性指数被用作在实验室中选择碳酸盐芯塞的度量。
图8是示出了根据某些实施例的用于从NMR数据确定润湿性和饱和度变化特性的系统的各方面的简图。在井场800通过缆车820经由电缆822将电缆测井管柱部署在井中而从地下岩石地层802收集岩芯样本。所述测井管柱包括一个或多个电缆测井仪，该电缆测井仪包括岩芯采样工具824和/或NMR工具826。所获取的岩芯样本814被从井场800传送至地面设施850，该地面设施包括一个或多个中央处理单元844，用于执行如本文所述的数据处理过程，以及进行其他处理。设施还包括数据存储系统842，通信以及输入/输出模块840，用户显示器846以及用户输入系统848。根据某些实施例，所述地面设施850可以被定位于远离井场800的位置。根据某些实施例，地层802中的流体和岩石构成井眼NMR的测量，并且产生的NMR数据812被传送至地面实验室设施850。根据某些实施例，所述NMR工具826和/或所述岩芯采样工具824被配置和适于布置于井下钻具组合中，并且在钻井操作中进行测量和/或获取岩芯样本。
地面设施850还包括制备及测量装置816，其适于并被配置为执行所述岩芯的制备以及例如本文所述的各种测量过程，以产生例如润湿性和饱和度变化特性818，然后其可以被用于例如改进产量估计860和/或储层模型862的目的。
图9是示出了根据某些实施例的用于从NMR数据确定润湿性和饱和度变化特性的方法的各方面的框图。在框910中，使用例如对固体样本进行NMR测量的技术获取孔隙尺寸分布数据。根据某些实施例，也可以使用其他方法获取所述孔隙尺寸分布，例如对所述样本是相对均匀(例如砂岩)的情况可特别有用的压汞法。用于获取所述孔隙尺寸分布的另一个公知的方法是数字岩石图像，例如x-射线断层成像方法。在框912中，混合状态流体(例如油)的一个或多个特征被从岩石样本确定。例子包括：从部分饱和状态(即同时包含油和水)的岩石样本确定的T2分布数据。在框914中，第三输入是所述体相流体之一(例如油)的T2分布数据。根据某些实施例，可以使用可部署在井眼内的NMR工具在井下执行所述测量，或者根据另外的实施例，可以在储层条件下使用实验室测量执行测量。根据某些实施例，实验室测量可以针对所述储层条件进行修正，或者可以使用在储层条件下对所述体相流体的模拟响应。在框922中，框910、912和914给出的输入被用于正演模型中，所述正演模型包括沿孔隙尺寸谱非单调上升或下降的饱和度函数。在框924中对所述正演模型执行反演。根据某些实施例，在时域内执行所述反演。可以在所述饱和度值上具有数学约束920下执行所述反演，所述数学约束例如基于已知的饱和历程和/或岩石学洞察。所述反演产生了润湿性Wi变化特性930和/或饱和度Si变化特性932，其可以是作为孔隙尺寸的函数的油分布的形式940，和/或作为孔隙尺寸942的函数的水分布的形式942。根据某些实施例，从孔隙尺寸分布数据910和润湿性Wi变化特性930，可以计算所述样本的总体润湿性。类似地，从孔隙尺寸分布数据910和饱和度Si变化特性932，可以计算样本的总体饱和度。注意，虽然所述油和水分布940及942被技术上包含于反演框924中，但根据某些实施例，它们可被重新计算。此外，根据某些实施例，对于总体塞子的总体水饱和度SNMR及润湿性指数INMR，根据Si及Wi在所述孔隙谱P(T2S,i)(即所述孔隙尺寸分布)上的平均值确定。
根据某些实施例，本文描述的技术不止能够应用于油田工业中。一般地，本文描述的技术可以被用于任何多孔介质是重要特征的领域中，例如医疗，制药，材料科学，建筑，航天以及环境工业中。对于所述技术的应用实例包括：骨骼研究，给药方法，新材料开发，改进的建筑材料(例如水泥)，更轻的机翼以及溢油清理。
虽然上文仅仅详细地描述了一些示例性实施例，但本领域技术人员容易理解，在实质上不脱离本公开的范围的情况下，可以对示例性的实施例进行多种变型。相应地，所有这样的变型应当被包含于下面的权利要求所限定的本发明的范围之内。在权利要求中，功能模块的条款被预期覆盖在此描述的执行所述功能的结构，不仅限于在结构上的等价，还包括等价的结构。因此，尽管钉子和螺钉可能在结构上不等价，因为钉子具有圆柱形表面，以便紧固木质零件，而螺钉具有螺旋形表面，然而在紧固木质零件的环境下，钉子和螺钉可以是等价的结构。申请人的明确意图是不援引35U.S.C.§112第6段用于对本文的任何权利要求作任何限制，除非权利要求明确使用词语“用于…的装置”和相关联的功能。

Claims (35)

1.一种用于表征多孔介质的润湿性的方法，所述方法包括：
接收表示多孔介质内的孔隙尺寸的分布的孔隙尺寸分布数据；
从体相含水流体接收NMR数据；
从体相油接收NMR数据；以及
使用孔隙尺寸分布数据和体相含水流体及体相油的NMR数据，利用用于混合润湿条件下的润湿性及饱和度在多个孔隙尺寸上的孔隙水平分布的正演模型，对NMR数据执行反演，从而在多孔介质的多个孔隙尺寸上为含水流体和/或油流体产生相对于孔隙谱的润湿性变化特性。
2.如权利要求1所述的方法，其中，所述NMR数据是NMR回波链数据，且在时域中执行所述反演。
3.如权利要求1所述的方法，其中，所述NMR数据是选自以下的组的类型：CPMG、扩散编辑、T1-T2、T2、T2-T2、D-T1以及D-T2。
4.如权利要求1所述的方法，其中，所述正演模型包括用于饱和度的函数，所述函数沿孔隙尺寸的谱非单调地增加或减小。
5.如权利要求1所述的方法，其中，反演的执行包括对所述反演使用网格搜索方法。
6.如权利要求1所述的方法，其中，反演的执行包括在正演模型中数学约束在多个孔隙尺寸上的饱和度值。
7.如权利要求6所述的方法，其中，至少部分基于多孔介质的已知的饱和历程约束所述饱和度值。
8.如权利要求7所述的方法，其中，多孔介质最初被强烈油润湿，然后被含水流体冲洗，所述水饱和度被约束为随着孔隙尺寸的增大而单调地增大。
9.如权利要求7所述的方法，其中，多孔介质最初被强烈水润湿，然后被油冲洗，所述水饱和度被约束为随着增孔隙尺寸的增大而单调地减小。
10.如权利要求7所述的方法，其中，多孔介质已经经历油冲洗和水冲洗事件后，所述水饱和度被约束为高斯分布。
11.如权利要求7所述的方法，其中，借助于选自如下组中的饱和技术获知所述饱和历程：岩芯驱替、岩芯离心、储层管理、水驱历史以及产量历史。
12.如权利要求7所述的方法，其中，从独立测量获取饱和度指数，并且总体水饱和度SNMR被约束成处于所述独立测量的固定范围内。
13.如权利要求6所述的方法，其中，通过向多孔介质内注入顺磁性流体获知饱和度。
14.如权利要求1所述的方法，其中，反演的执行包括使用从NMR数据推导的数据数学约束正演模型。
15.如权利要求14所述的方法，其中，使用梅林变换推导数据。
16.如权利要求1所述的方法，其中，在执行反演中，进一步产生相对于孔隙谱的饱和度变化特性。
17.如权利要求16所述的方法，进一步包括：通过润湿性变化特性与孔隙尺寸分布数据的加权积分来确定总体润湿性；以及通过饱和度变化特性与孔隙尺寸分布数据的加权积分来确定总体饱和度。
18.如权利要求16所述的方法，进一步包括：向用户显示作为孔隙尺寸分布的函数的所述润湿性和饱和度变化特性。
19.如权利要求1所述的方法，其中，所述多孔介质是来自地下含烃岩层的岩芯样本。
20.如权利要求1所述的方法，其中，使用选自如下组的技术获取所述孔隙尺寸分布数据：NMR T2孔隙尺寸分布；压汞法；以及x-射线断层成像方法。
21.一种用于表征多孔介质的润湿性的系统，所述系统包括：
NMR测量系统，其适于并被配置为：能对体相含水流体和体相油执行NMR测量且能从NMR测量产生NMR数据；以及
处理系统，其被编程且配置为：使用多孔介质的孔隙尺寸分布和NMR数据，利用用于混合润湿条件下的润湿性及饱和度在多个孔隙尺寸上的孔隙水平分布的正演模型，对NMR数据执行反演，从而在多孔介质的多个孔隙尺寸上为含水流体产生相对于孔隙谱的润湿性变化特性。
22.如权利要求21所述的系统，其中，所述NMR数据是回波链数据，且在时域中执行所述反演。
23.如权利要求21所述的系统，其中，所述多孔介质是来自地下含烃地层的岩芯样本。
24.如权利要求23所述的系统，进一步包括可部署于井眼中且被配置为从地下地层获取岩芯样本的岩芯采样工具。
25.如权利要求21所述的系统，其中，所述NMR测量系统的至少一部分适于部署于井下，以便当流体处于活动状态时在井下进行体相含水流体和/或体相油的NMR测量。
26.如权利要求21所述的系统，其中，对NMR数据的反演进一步产生相对于孔隙谱的饱和度变化特性，且所述处理系统被进一步配置为向用户显示作为孔隙尺寸分布的函数的所述润湿性和饱和度变化特性。
27.一种用于表征有第二流体存在时被第一流体润湿的多孔介质的润湿性的方法，所述方法包括：
从第一和第二体相流体接收NMR数据；
接收表示多孔介质内的孔隙尺寸的分布的孔隙尺寸分布数据；以及
使用孔隙尺寸分布数据和NMR回波链数据，利用用于混合润湿条件下的润湿性及饱和度在多个孔隙尺寸上的孔隙水平分布的正演模型，使用NMR数据在时域中执行反演过程，从而在多孔介质的多个孔隙尺寸上为第一流体产生相对于孔隙谱的润湿性变化特性。
28.如权利要求27所述的方法，其中，所述NMR数据是NMR回波链数据，且在时域中执行所述反演。
29.如权利要求27所述的方法，其中，所述NMR数据是选自以下的组的类型：CPMG、扩散编辑、T1-T2、T2、T2-T2、D-T1以及D-T2。
30.如权利要求27所述的方法，其中，反演的执行包括在正演模型中数学约束在多个孔隙尺寸上的饱和度值。
31.如权利要求27所述的方法，其中，反演的执行包括使用梅林变换。
32.如权利要求31所述的方法，其中，反演的执行包括：至少部分基于多孔介质的已知的饱和历程在正演模型中数学约束在多个孔隙尺寸上的饱和度值。
33.如权利要求32所述的方法，其中，通过向多孔介质内注入顺磁性流体获知饱和度。
34.如权利要求31所述的方法，其中，在执行反演中，进一步产生相对于孔隙谱的饱和度变化特性。
35.如权利要求31所述的方法，其中，所述多孔介质是来自地下含烃地层的岩石样本，所述第一流体是含水的，第二流体是油。
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