CN104730587A - 用于测量岩石润湿性的方法 - Google Patents

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Abstract

用于测量岩石润湿性的方法。一种比较二次采油过程与三次采油过程的方法，二次采油过程和三次采油过程应用于包含油相和水相的基本上流体饱和多孔介质，该方法包括在计算用于油相或者水相的润湿性指数修改因子中使用弛豫时间测量，由此比较三次采油过程与二次采油过程。

Description

用于测量岩石润湿性的方法
本申请是申请号为201080064054.4、申请日为2010年11月19日、发明名称为“用于测量岩石润湿性的方法”的申请的分案申请。
技术领域
本发明涉及润湿性的测量。具体而言，本发明涉及测量如下多孔介质的润湿性特性和/或其中改变，该多孔介质中具有包含的流体，例如包括两相或者更多相（其中至少一相是液体）的混合相流体。
背景技术
在油气行业中，取得对含油气（hydrocarbon-bearing）地下地层（subsurface formation）（“储集层（reservoir）”）的润湿性特性或者润湿条件的理解可能特别有利。例如这一理解可以帮助优化现场开发，因为润湿性可能对储量（reserve）计算和/或储集层的动态行为具有影响。
润湿性可以定义为一种流体在存在其他不混溶流体（immiscible fluid）时在固体表面上展开或者粘附于固体表面的倾向。
因此例如润湿性可以描述岩石被某个相（例如水或者油）覆盖的相对偏好。例如，如果岩石对于水比对于油而言具有大得多的亲合性，则岩石可以称为亲水的（water-wet）。因此，在亲水的多孔岩石在它的孔内包水合和油相的情况下，孔的基本上所有内表面将由水层覆盖。在这一情况下，水可以称为“润湿相”。
反言之，在油润湿多孔岩石的情况下，孔的基本上所有内表面将由油层覆盖。在这一情况下，油可以称为“润湿相”。
类似地，混合润湿性的多孔岩石可以包含亲水的一些孔和油润湿的一些孔。单独孔的一些区域可以是亲水的而其他区域是油润湿的。
在实践中，将理解极端亲水的或者油润湿在含油储集层中罕见。
然而应当理解，对于多孔岩石内的两相流体，润湿相将覆盖更多孔表面区域并且具有比非润湿相更强的与孔壁的表面亲和性。
在包括气相的流体系统（例如气体-液体系统）中，可以安全地假设气体不是润湿相。
多孔岩石的润湿性将依赖于岩石类型并且也将受存在于孔内的任何矿物影响。例如干净沙岩或者石英可以是极端亲水的，而含油储集层的多数岩石地层通常可以有混合润湿性。对于储集层，从原始亲水的状态向混合润湿状态的润湿性变更可能在原油向储集层圈闭（trap）中迁移并且随着地质时间储集层的水饱和度减少降至原生水饱和度之后出现。储集层润湿性依赖于原油组成、原生水化学性和岩石表面的矿物学以及温度和储集层的压力和饱和度历史。含油地层中的初始流体饱和度分布依赖于储集层级和孔级处的毛细管力与重力之间的均衡。润湿状态可以随着孔和孔喉几何形状变化。在石油迁移过程期间，重力不足以克服微孔内的大毛细管压力，并且因此微孔通常保持完全原生水饱和，因此保留它们的原始亲水状态。尽管大孔经常被油侵入，但是大孔的岩石表面上的原生水膜通常保持。大孔内的润湿性变更依赖于这一水膜的稳定性。在极端条件下，水膜可以稳定并且完全涂覆大孔的表面区域，由此阻止油相具有与孔表面的直接接触。因此随着地质时间，大孔保持亲水。替代地，大孔的整个表面可能已经变得被油相涂覆，使得大孔是油润湿的。通常，大孔表面部分地与水相和油相二者接触，并且因此具有混合润湿特性。
传统上，已经在实验室中使用Amott或者美国矿物局（USBM）指数来表征润湿性。然而通常用来确定这些指数的方法为入侵式并且很耗费时间。另外它们不能容易传送到现场。
已知核磁共振（NMR）技术可以用来断定关于多孔介质内所含流体的信息。有利地，使用NMR技术提供一种用于确定储集层岩石中的流体的原位（in situ）润湿性的非入侵式手段，即NMR测量过程未干扰岩石的孔内的流体分布。因此NMR技术可以应用于监视包括润湿性变更的正在进行中的动态过程，诸如老化和二次或者三次采油过程。
质子（1H）NMR技术可以特别好地适合于研究多孔介质内的包含水相和烃相（hydrocarbon phase）（例如，水和油）的流体。
NMR光谱学可以用来测量流体的自旋-晶格（纵向）弛豫时间（T1）和/或自旋-自旋（横向）弛豫时间（T2）。例如质子（1H）NMR光谱学测量用于流体内的质子的弛豫时间。根据这些测量，可以有可能阐明关于流体和/或多孔介质的某些信息。
例如可以取得芯样本用于使用基于陆地的NMR设备的后续分析。
替代地，NMR测井（logging）工具可以有利地是向下打眼部署的。这样的工具通常运用所谓的低场光谱学。
然而NMR测井工具也遭受某些缺点。例如它们不能使用于加衬有金属套管（casing）的井筒（wellbore）或者其截面中。当前工具通常也仅可以获得接近井筒的区域中（例如通常在与井筒的约4英寸（10厘米）径向距离内）的信息。然而设想将来几代NMR测井工具可能能够获得涉及与井筒更远的区域的信息。
可以在可以被分类为一次、二次和三次阶段的多种阶段中从储集层开采石油。
在一次采油阶段中，储集层的自然能量足以无任何辅助地产油。然而在一次采集期间采集储集层现存原始油的仅约百分之10至15。
然而在一些储集层中，自然储集层压力可能不足以无辅助地沿着生产井驱油上至表面。因此可能有必要人为提升采油量。就这一点而言，已知可以通过向储集层中注入不混溶流体（诸如水或者气体）从而维持储集层压力和/或朝着生产井转移石油来辅助从储集层的产油。注入这样的不混溶流体一般开采现存原始油的约百分之20至40。
当未修改流体（通常为海水或者其他容易获取的水）时，这一过程可以被分类为二次采油过程（替代地为二次模式过程）。一般而言，这样的二次采油过程可以称为注水（water flood）或者水驱。
当已经以某一方式对待流体以修改它的性质时，这一过程可以被分类为三次采油过程。例如三次采集过程可以包括低盐度水驱，其中处理源水（诸如海水）以在向储集层中注入之前减少它的盐度，以及如下过程，在这些过程中，待注入的流体包括一个或者多个特殊选择的添加剂，例如化学物和/或微生物。通过适当修改注入流体，三次采油过程可以用来提升来自储集层的采油量和/或延长储集层的开采寿命。通常，三次采油过程可以从储集层转移二次采油过程未转移的石油。三次采集过程可以常称为增强采油（EOR）过程。EOR技术赋予最终对现有原始油的百分之30至60或者更多的最终采集的前景。
在储集层的开采寿命期间可以运用不同采油方法。例如初始可以通过一次采集方法开采储集层。然而在一段时间之后，储集层压力可能下降并且可能变得有必要利用二次采油过程。二次采油时段可以跟随有EOR过程之一以便最大化从储集层的开采。当然，本领域技术人员将理解其他序列是可能的：例如情况可以是从未以一次采集开采储集层，因为自然储集层压力不足够高；替代地或者除此之外，可以恰在一次采集之后应用EOR时段而这一EOR过程称为二次模式EOR过程。对照而言，可以在完成二次采油过程之后执行EOR过程而这一EOR过程称为三次模式EOR过程。
发明内容
本发明的非排他目的是提供一种用于确定流体饱和多孔介质（诸如在其孔内具有存在的油相和水相的储集层岩石）的润湿性的改进方法。
本发明的另一非排他目的是提供一种用于确定储集层特别是在二次或者三次采油过程之前、期间和/或之后的润湿性特性改变的方法。
根据本发明的第一方面，提供一种比较二次采油过程与三次采油过程的方法，二次采油过程和三次采油过程应用于包含油相和水相的基本上流体饱和多孔介质，该方法包括：
（a）提供多孔介质的第一样本，该样本在其孔内具有已知的初始体积的油相；
（b）测量用于第一样本内的流体的弛豫时间；
（c）使第一样本受到二次采油过程；
（d）在二次采油过程之后测量用于第一样本内剩余的流体的弛豫时间；
（e）提供多孔介质的第二样本，该第二样本在其孔内具有基本上相似的已知初始体积的油相；
（f）测量用于第二样本内的流体的弛豫时间；
（g）使第二样本受到三次采油过程或者在步骤（d）之后并且未执行步骤（e）和（f）的情况下，使第一样本受到三次采油过程；
（h）在三次采油过程之后测量用于第二样本或者第一样本内剩余的流体的弛豫时间；并且
（i）在计算用于油相或者水相的润湿性指数修改因子中使用弛豫时间测量，由此比较三次采油过程与二次采油过程。
可以在实验室中的环境条件执行该方法。替代地，可以在储集层条件或者其实验室仿真之下执行该方法。
多孔介质可以是岩石，优选为来自含油气地层的岩石（储集层岩石）或者其复制物。典型储集层岩石包括沉积岩，诸如碎屑沉积岩和碳酸盐。
多孔介质的该或者每个样本可以是取自芯样本的岩颈（plug）。优选地，当使用多个岩颈时，可以在芯样本的近邻钻出岩颈并且因此期望具有相似岩石性质。这样的岩颈称为“姐妹岩颈”。
替代地，可以在实验室中人为准备该或者每个样本，例如该或者每个样本可以包括填砂（sandpack）。
水相可以包括盐水、淡水、微咸水或者海水。优选地，水相可以在组成上基本上类似于与储集层关联的地层水。可以在实验室中准备合适水相。因此，水相可以包括盐水溶液，该盐水溶液可以包括地层水或者合成地层水。
当多孔介质是从在一次采集之下的储集层取得的岩石时，地层水可以是原生水，即在地层中现有的原始水。原生水可以包含宽范围的总溶解固体（TDS），例如从约100 ppm到100000 ppm（假定约35000ppm）。当岩石取自在二次采集之下的储集层时，地层水可以包括原生水和已经在二次采集期间向储集层中注入的水（例如海水、微咸水、蓄水层水、地表水（诸如河水或者湖水）或者采出水（produced water）的混合物。通常，海水可以具有35000ppm范围的TDS含量。
油相可以包括活原油（live crude oil）、地面脱气原油（常称为“死” 原油）和煤油或者其他提炼油。
二次采油过程可以包括水驱实验和/或吸取实验。水驱和/或吸取实验可以利用盐水溶液。通常，盐水溶液可以包括海水、微咸水、蓄水层水、地表面、采出水、原生水、地层水或者实验室制备的其复制物。
三次采油过程可以包括：低盐度水驱；注入包含一个或者多个特殊选择的制剂或者添加剂（例如微生物、化学物（例如聚合物、碱金属或者表面活化剂））的流体；或者热学方法（例如热水或者蒸汽注入或者原位燃烧）或者气体注入，例如可混溶/不可混溶气体，诸如二氧化碳、烃气或者氮气。
在低盐度水驱中，向多孔介质中注入水溶液，其中水溶液有所选总溶解固体含量和/或所选多价阳离子含量。通常，所选TDS含量可以小于10000ppm、优选地小于8000ppm，例如在500到5000ppm的范围中。有利地，可以选择待注入的水溶液（“注入水”） 以具有比多孔介质中包含的水相（“残留相”）更低的多价阳离子含量。例如注入水的多价阳离子含量与残留相的多价阳离子含量之比优选地小于0.9、更优选地小于0.8、具体小于0.5。
当三次采油过程包括注入包含一个或者多个特殊选择的制剂或者添加剂的流体时，流体可以包括水溶液，其中该或者每个制剂或者添加剂可以按小于10000ppm（例如在从100到6000ppm、优选地从200到5000ppm的范围中）的浓度存在。
适当微生物可以包括杆菌、梭菌、假单胞菌、烃降解菌（hydrocarbon degrading bacteria）和反硝化细菌（denitrifying bacteria）。
适当化学物可以包括聚合物、表面活化剂、碱性物质或者其组合。
优选地，可以使用NMR光谱学来进行弛豫时间测量。
优选地，弛豫时间可以是自旋-自旋（横向）弛豫时间（T2）。替代地，弛豫时间可以是自旋-晶格（纵向）弛豫时间（T1）。
优选地，该方法可以包括通过参照从多孔样本获得的测量来归一化测量的步骤，该样本可以是由单相（例如由水或者油）饱和的。
优选地，该方法可以包括取得用于水相和/或油相的总试样（bulk sample）的参考或者校准弛豫时间测量。
在本发明的第二方面中，提供一种评价包围井筒的区域中的多孔和可渗透含油气地层的润湿性改变的方法，该井筒穿透地层，该方法包括：
（i）在与含油气地层的间隔对应的深度的井筒内定位NMR测井工具；
（ii）测量用于位于含油气地层内的流体的弛豫时间；
（iii）可选地从井筒移开NMR测井工具；
（iv）注入二次或者三次采集过程流体或者EOR过程流体持续一段时间，使得注入已知孔体积或者部分（fractional）孔体积的流体；
（v）可选地关井（shut in）持续一段时间；
（vi）使井恢复开采以及开采并且可选地采集注入的流体；
（vii）在已经开采注入的流体之后，如果必要则在与以前基本上相同的深度在井筒内重新定位NMR测井工具；并且
（viii）测量位于含油气地层内的流体的弛豫时间；
（ix）可选地用与在步骤（iv）中原先使用的不同的采集流体来重复步骤（iv）至（viii）。
优选地，可以在一个或者多个时机重复该方法以测量地层例如在二次和/或三次采油过程之前、期间和/或之后的润湿性特性的改变。
通常，可以在注入井、生产井、测试井和/或新钻井中执行本发明的这一第二方面的方法。
可选地，本发明的这一第二方面的方法可以与单井化学示踪剂测试（SWCT测试）组合，该SWCT测试被设计成在实施的二次采集、三次采集或者EOR过程之后测量原位油饱和度（残留油饱和度）。
当本发明的这一第二方面的方法与SWCTT组合时，通过使用水流体作为注入流体来修改该方法。将水注入流体划分成第一（次要）部分和第二（主要）部分。水注入流体的第一部分由反应化学示踪剂标注（例如酯（诸如乙酸乙酯）），该反应化学示踪剂在关井时段期间与水反应以形成产物示踪剂（product tracer）（例如醇（诸如乙醇）），该示踪剂在存在于地层的孔中的油相中实质上是不可溶的。可选地，水注入流体的第一和第二部分二者由非反应、非分割（物质平衡）示踪剂（例如，异丙醇）标注。在步骤（iv）中使用的水注入流体的第二部分的量通常足以从井筒将水注入流体的第一部分推动至少5英尺（例如在5至15英尺之间）的径向距离。在步骤（v）中关井是必要的以便允许形成可检测（可测量）量的产物示踪剂。通常关井持续从一天到十天的时段。通常，反应示踪剂向产物示踪剂的转换（例如酯到醇的转换）是从10到50%。在关井时段之后，对井回采（back-produced）并且定期采样开采的流体并且立即针对未反应酯示踪剂（例如乙酸乙酯）、产物醇示踪剂（例如乙醇）和可选物质平衡示踪剂（例如异丙醇）的含量来分析该流体。在回采步骤（vi）开始时，未反应的酯示踪剂和产物醇示踪剂叠加于与井筒相距至少5英尺的径向距离的位置处。在不移动的残留油相与移动的水相之间分割未反应的酯示踪剂将对酯的开采延迟了与残留油饱和度直接有关的体积增量。然而产物醇示踪剂未被延迟并且在与水很接近的相同速率流回到井。由于醇未在静止油相中花费时间，所以比未反应的酯示踪剂（例如乙酸乙酯）更早地开采它从而造成在产物醇示踪剂与未反应的酯示踪剂的峰浓度之间的间距。然后使用在酯示踪剂与醇产物示踪剂之间的间距量来计算残留油饱和度。因此，用于具有高残留油饱和度的地层的SWCT测试表明在产物醇示踪剂与反应酯示踪剂之间的大间距，而用于具有低残留油饱和度的地层的测试结果表明在产物醇示踪剂与反应酯示踪剂之间的小间距。可选物质平衡示踪剂允许在所有酯示踪剂反应的情况下或者如果从流体摆脱的气体或者在气举（gas-lift）操作期间使用的气体从开采的水流体剥离一些酯则解译测试结果。使用在步骤（viii）中确定的弛豫时间测量来确定的润湿性指数改变可以与如在SWCT测试期间确定的残留油饱和度相关。
例如在Deans, H.A.和Carlisle, C.T.的SPE/DOE 14886论文"Single- Well Tracer Tests in Complex Pore Systems"（呈现于the Fifth Symposium on EOR Tulsa, 1986年4月20-23日）中更详细描述了SWCT测试。
在本发明的第三方面中，提供一种评价包围新井筒的区域中的多孔和可渗透含油气地层的润湿性改变的方法，该新井筒穿透含油气地层，该改变至少部分归因于钻井泥浆进入地层中，该方法包括：
（i）定位预先存在的井筒，预先存在的井筒穿透含油气地层或者相似地层；
（ii）在与含油气地层的一部分对应的深度处在预先存在的井筒内定位NMR测井工具；
（iii）测量用于位于包围预先存在的井筒的接近井筒的区域内的流体的弛豫时间；
（iv）在从预先存在的井筒移开的新位置处钻出新井筒，由此新井筒穿透含油气地层；
（v）在与含油气地层的一部分对应的深度处在新井筒内定位NMR测井工具；
（vi）测量用于位于包围新井筒的接近井筒的区域内的流体的弛豫时间；并且
（vii）比较来自步骤（iii）和（vi）的弛豫时间测量以评价包围新井筒的接近井筒的区域中的流体的润湿性改变，该改变至少部分归因于钻井泥浆在钻出新井筒期间进入地层中。
NMR测井工具可以是在钻井工具之时的测井电缆（wireline）或者测井。
通常，预先存在的井筒是烃开采井筒，该井筒已经在开采时被放置成使得烃流体存在于井筒的接近井筒的区域中。
可以钻出多个新井筒以便比较钻井泥浆对地层的润湿性的影响，每个新井筒使用具有不同组成（例如包含表面活化剂和/或其他添加剂）的钻井泥浆（例如基于油的钻井泥浆）。
一旦已经已经获得足够现场数据，就可以有可能为每个后续钻出的新井选择更适合的钻井泥浆。
在本发明的第四方面中，提供一种跟踪流体饱和多孔介质的样本的老化的方法，其中流体位于多孔介质的孔结构内，并且流体包括至少两个不混溶成分或者相，至少一个不混溶成分或者相是液体，该方法包括：
（i）取得多孔介质内的流体的弛豫时间分布的第一测量；
（ii）在时间间隔之后取得多孔介质内的流体的弛豫时间分布的第二测量；
（iii）按照后续时间间隔取得多孔介质内的流体的弛豫时间分布的一个或者多个更多测量直至所述弛豫时间分布从一个测量到下一测量基本上不变，由此指示样本完全老化或者至少老化到可接受的程度。
优选地，两个成分或者相可以包括水相和油相。
多孔介质的样本可以是芯样本，例如取自岩石的芯样本（诸如储集层岩石等）。替代地，它可以是通常在实验室中已经特殊制备的填砂等。
可以在时间段内按照规律或者不规律间隔执行对弛豫时间的测量。取得的测量的数量、频率和规律性以及在其期间取得它们的时段可以依赖于大量因素，包括多孔介质的性质和流体的组成。例如可以一天一次或者每几天一次进行弛豫时间测量。
优选地，可以使用NMR光谱仪来测量弛豫时间。
优选地，弛豫时间可以是横向（自旋-自旋）弛豫时间。
在老化之后，可以在更多测试或者实验中使用多孔介质的样本。
根据本发明的另一方面，提供一种在孔尺度和储集层的现场尺度确定润湿性分布特性的方法，即确定润湿性作为孔大小和在储集层的自由水平面以上的高度二者的函数。
在本发明的又一方面中，提供一种用于确定流体承载多孔介质的润湿性特性的计算机实施的方法，该方法包括以下步骤：
接收测量数据，该测量数据指示在定义的流体饱和度存在于多孔介质中的流体的弛豫时间；
接收参考数据，该参考数据指示流体的一个或者多个参考弛豫时间；并且
基于在接收的测量数据与接收的参考数据之间的差值计算润湿性指数，所述润湿性指数指示多孔介质在定义的流体饱和度的润湿性特性。
该方法还可以包括接收多个测量数据，每个测量数据指示存在于多孔介质中的流体的弛豫时间：
i）在不同时间点；
ii）在多孔介质中的不同位置处；或者
iii）在一次、二次或者三次流体采集过程中的至少一个过程之前、之后和/或期间的不同阶段；
分别针对多个测量数据中的每个测量数据计算润湿性指数；并且
基于计算的润湿性指数的比较来计算润湿性指数修改因子，润湿性指数修改因子指示多孔介质的润湿特性的改变。
上文定义的用于确定润湿性特性的方法解耦合某些因素（诸如流体饱和度和微观分布、孔结构、岩石矿物性以及顺磁杂质在孔表面上的分布以及原油组成）与NMR弛豫时间分布并且包括用于润湿性指数的表面覆盖和表面亲和性因子以及和润湿性指数修改因子二者。
这一方法也可以单独评估表面覆盖和表面亲和性对润湿性的贡献。
有利地，润湿性指数修改因子可以用来通过比较二次采油过程的表面覆盖和表面亲和性与三次采油过程的表面覆盖和表面亲和性来评估增强的采油过程的润湿性变更。
该方法还可以包括以下步骤：接收指示参数的参数数据以便计算作为参数的函数的润湿性指数，参数涉及多孔介质的孔大小、毛细管压力、流体饱和度和/或在多孔介质中的自由水平面以上的高度。
上文指代的多孔介质中的不同位置可以涉及布置成穿透多孔介质的第一和第二井筒，计算的润湿性指数修改因子指示在多孔介质的在第一和第二井筒的润湿性特性之间的改变。
存在于多孔介质中的流体可以包括至少两个不混溶流体成分或者相，并且可以针对所述流体成分或者相中的至少一个成分或者相计算润湿性指数。
参考数据可以包括对以下进行的弛豫时间测量中的一个或者多个弛豫时间测量：
i）由单个水相饱和的多孔介质的样本；
ii）由单个油相饱和的多孔介质的样本；和/或
iii）与多孔介质对应的水相和/或油相的总试样。
在应用上文定义的用于确定润湿性特性的方法中已经标识在水驱之后的混合润湿性NMR签名。这一签名由在水驱之后的弛豫时间（T2）峰值表征，该峰值大于大体积原油（bulk crude oil）和完全水饱和芯岩颈的任何弛豫时间（T2）分量、但是小于大体积水（bulk water）的弛豫时间。这一混合润湿性NMR签名可以用来标识包括多个流体分量或者相的多孔介质中的混合润湿性特性。
该方法还可以包括括基于参考数据归一化测量数据。
弛豫时间测量可以是使用NMR光谱学来进行的自旋-自旋（横向）弛豫时间测量。
多孔介质可以包括储集层岩石地层、其样本或者其复制物。
根据上述方面，本发明还提供一种用于确定流体承载多孔介质的润湿性特性的系统，该系统包括：
数据接收装置，被布置成接收测量数据，该测量数据指示在定义的流体饱和度存在于多孔介质中的流体的弛豫时间；
数据接收装置，被布置成接收参考数据，该参考数据指示流体的一个或者多个参考弛豫时间；以及
计算机实施的装置，被布置成基于在接收的测量数据与接收的参考数据之间的差计算润湿性指数，所述润湿性指数指示多孔介质在定义的流体饱和度的润湿性特性。
该系统还可以包括：
数据接收装置，被布置成接收多个测量数据，每个测量数据指示存在于多孔介质中的流体的弛豫时间：
i）在不同时间点；
ii）在多孔介质中的不同位置；或者
iii）在一次、二次或者三次流体采集过程中的至少一个之前、之后和/或期间的不同阶段；
计算机实施的装置，被布置成分别针对多个测量数据中的每个测量数据计算润湿性指数；以及
计算机实施的装置，被布置成基于计算的润湿性指数的比较来计算润湿性指数修改因子，该润湿性指数修改因子指示多孔介质的润湿特性的改变。
附图说明
为了可以更完全理解本发明，现在将仅通过示例并且参照以下附图描述它，在附图中：
图1-1示出了芯岩颈156号和157号在100%水饱和度的T2弛豫时间分布。
图1-2示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在不同毛细管压力的作为孔大小（r）的函数的初始水饱和度（Swi）分布。
图1-3示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在不同毛细管压力的作为弛豫时间的函数的初始水饱和度（Swi）分布。
图1-4示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在182 psi的毛细管压力的对于芯岩颈156号、在100%水饱和度（Sw=1）和在初始水饱和度（Swi=0.2）的作为孔大小（r）的函数的水体积分布。
图1-5示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在182 psi的毛细管压力的对于芯岩颈156号、在初始油饱和度（Soi=0.2）作为孔大小（r）的函数的初始油体积分布。
图1-6示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在182 psi的毛细管压力的对于芯岩颈157号、在100%水饱和度（Sw=1）和在初始水饱和度（Swi=0.2）的作为孔大小（r）的函数的水体积分布。
图1-7示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在182 psi的毛细管压力的对于芯岩颈157号、在初始油饱和度（Soi=0.2）作为孔大小（r）的函数的初始油体积分布。
图1-8示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、对于姐妹岩颈156号和157号、在与总体初始油饱和度0.8对应的毛细管压力182 psi的作为孔大小（r）的函数的初始油饱和度。
图1-9示出了在不同流体饱和度条件的对于大体积原油和对于芯岩颈（156号）的T2弛豫时间分布。
图1-10示出了在不同流体饱和度条件的对于大体积原油和对于芯岩颈（157号）的T2弛豫时间分布。
图1-11示出了对于芯岩颈156号在毛细管压力182 psi的在初始油饱和度老化之后作为孔大小（r）的函数的油相的润湿性指数。
图1-12示出了对于芯岩颈157号在毛细管压力182 psi的在初始油饱和度老化之后作为孔大小（r）的函数的油相的润湿性指数。
图2-1示出了在用三种不同盐度的盐水的水驱之后姐妹芯岩颈的T2弛豫时间分布。
图3-1示出了在毛细管压力100 psi对于MEOR芯岩颈的作为T2弛豫时间的函数的初始水饱和度（Swi）。
图3-2示出了在毛细管压力100 psi对于MEOR芯岩颈的作为孔隙半径（r）的函数的初始水饱和度（Swi）。
图3-3示出了在100%水饱和条件（Sw=1）和在初始水饱和度（Swi=0.28）的作为孔隙半径（r）的函数的水体积分布。
图3-4示出了对于MEOR芯岩颈实验在不同流体饱和度条件的对于大体积原油和对于芯岩颈的T2弛豫时间分布。
图4-1示出了用于在经历微生物增强型采油（MEOR）的第二填砂样本旁边的经历盐水吸取的第一填砂样本的实验设置。
图4-2示出了用于对第一填砂进行的盐水吸取实验的T2分布。
图4-3示出了用于对第二填砂进行的MEOR实验的T2分布。
图4-4是比较用于在盐水吸取之后的第一填砂和在MEOR之后的第二填砂的T2分布的图形。
图4-5是示出了从第一填砂和第二填砂随时间的采油的图形。
图4-6示出了用于100%盐水饱和填砂、100%接种物饱和填砂以及在老化六天之后的接种物饱和填砂的T2分布。
具体实施方式
岩石内的流体饱和孔可以划分成两个区域，即表面区域和体区域。表面区域包括孔的内表面之上的例如具有不多于几个分子的厚度的相对薄层。体区域包括孔的内部体积的剩余部分。
已经发现，用于表面区域中的分子的弛豫时间通常明显小于用于体区域内的分子的弛豫时间。不希望受任何理论限制，这可以归因于对孔壁内的顺磁中心的表面区域内的分子的影响。在质子（1H）NMR光谱学的情况下，它也可以部分地归因于氢质子在岩石表面减少的旋转速度。
在多孔储集层岩石中，孔通常直径小于约100μm。因而，体区域可以占据单独孔的相对小比例。
用于孔中的流体的自旋-自旋弛豫时间可能受来自三个弛豫机制的贡献影响：（i）流体在体区域中的弛豫；（ii）流体在表面区域中的弛豫；以及（iii）归因于流体在施加的磁场的梯度中的自扩散的弛豫。一般而言，可能特别是在流体包含不止一个相（例如水相和油相）时难以分离三个机制的相对贡献。
对于在使用具有短回声时间的低场NMR光谱学（例如如通常可以在油田NMR测井中使用的那样）的情况中的流体饱和介质，可以假设由于自扩散而对自旋-自旋弛豫时间的贡献可以是可忽略的，因为内部磁场梯度中的分子扩散可以是可忽略的。
因此对于100%水饱和多孔介质（在Sw=1时），在快速扩散限制下的水相在孔中的自旋-自旋弛豫时间（T2）的倒数可以表达为：
在等式（1）中，T2,W1是完全水饱和岩石的自旋-自旋弛豫时间，ρ2,w是水相的自旋-自旋弛豫度，T2B,W是水相的体自旋-自旋弛豫时间，A是多孔介质内的孔的表面积，并且V是孔体积。
水相通常包括原生水、地层水等。
在100%水饱和多孔岩石的情况下，经常可以通过忽略体弛豫项来近似等式（1）。可以做到这一点，因为水在储集层的多孔岩石内的弛豫时间比大体积水的弛豫时间短得多。因此：
V/A比值可以用来按照下式测量孔大小：
其中k是依赖于孔形状并且对于平坦孔或者断裂、圆柱形孔和球形孔分别等于1、2和3的几何常数，并且r是用于平坦孔或者断裂的孔的孔径的一半并且是用于圆柱形或者球形孔的孔隙半径。
对于多孔介质的孔隙和孔喉的喉模型，孔隙与孔喉之比（BTR）可以定义为：
其中r是如下孔隙的半径，该孔隙经过具有半径R的孔喉连接到另一孔隙。
可以例如通过比较汞注入实验所确定的孔喉大小分布与NMR DDIF（归因于内场扩散的衰减）所确定的孔隙大小分布或者通过使用电子显微镜方法分析岩石样本的薄界面来确定BTR。
NMR CPMG（Carr-Purcell-Meiboom-Gill）脉冲序列是用于测量T2弛豫时间的最普遍方法。脉冲序列由跟随有一系列“m”180°脉冲的90°脉冲构成以在每个180°脉冲之后生成回声，这形成串列“m”个回声作为结果（其中“m”是整数）。在相邻180°脉冲之间的时间间隔是回声时间TE。
对于简单大体积流体（诸如水），回声幅度如下式给出的那样作为回声时间的单指数函数衰减：
其中M(mTE)是横向磁化，并且M(0)是与初始横向磁化对应的信号幅度。
流体承载（例如水）多孔介质通常包括孔大小的宽分布。因而总NMR信号是来自多孔介质的所有单独孔内的流体的信号之和。它可以在横向磁化的CPMG测量中表达为多指数衰减：
其中A i 是具有特性弛豫时间T 2,i 的第i个分量的信号幅度。
遵循等式（6）的数据的逆拉普拉斯变换将产生T2弛豫时间分布。在快速扩散限制和弱扩散耦合体制（regime），可以按照等式（3）将T2分布线性转换成孔大小分布。
所有（n个）分量的信号幅度（Ai）之和如等式（7）中陈述的那样等于初始横向磁化的信号幅度：
信号幅度（Ai）与具有弛豫时间T2i的第i个分量的孔体积分数直接成比例。
芯分析过程经常从用溶剂将储集层芯岩颈清洁成强亲水的状态开始。在一次排水过程（为了模拟原油迁移）（诸如实验室中的排水毛细管压力实验）期间，使用多孔板或者离心技术通过空气或者油来使初始地使完全水饱和芯岩颈解饱和。例如当使用利用空气或者氮气转移水的多孔板技术时，在已经施加转移压力并且压力已经均衡以固定毛细管压力（Pc）之后，可以通过测量从芯岩颈开采的水量来确定剩余水饱和度。如果施加的压力超过给定芯的阈值压力，则空气或者氮气将入侵芯并且占据芯的中心而剩余水作为层涂覆芯的表面。如果施加的压力未超过孔的阈值压力，则孔将保持完全水饱和。根据用于具有零接触角的水-空气或者水-氮系统的杨氏-拉普拉斯等式，在毛细管压力（Pc）与保持完全水饱和的阈值圆柱形孔喉半径（Rt）之间的关系由下式给出：
其中σ是对于空气-水系统而言为72mN/m的界面张力或者表面张力。
在含油储集层中，一次排水毛细管压力曲线支配在油-水接触以上的初始水和油饱和度。在油迁移过程期间，通过在均衡条件下在水与油之间的密度差产生的重力来平衡毛细管压力。因而作为在自由水平面以上的高度（H）的函数的流体分布是：
其中Pc是毛细管压力，ρw和ρo分别是储集层中的水相和油相的密度，g是重力加速度，并且H是在储集层中的自由水平面以上的高度。
根据等式（4）和（3），在阈值毛细管压力，对应最大完全水饱和孔隙半径（rt）和水相的阈值自旋-自旋弛豫时间（T2,t）按照下式与阈值孔喉半径（Rt）有关：
在非润湿相（气体或者油）使水相解饱和期间，如果施加的压力未超过孔隙的阈值毛细管压力，则孔隙将保持完全水饱和。如果施加的压力超过给定孔隙的阈值毛细管压力，则非润湿相将经过连接的孔喉入侵孔隙并且将占据孔隙的中心而剩余水相在孔壁的表面上形成涂层。在阈值毛细管压力，假设非润湿相（空气或者油）入侵的孔隙中的剩余水相的层的厚度等于阈值孔喉半径Rt。为了在计算在解饱和过程期间的初始水饱和度，孔隙和孔喉模型也假设孔喉的体积与孔隙的体积相比可忽略。
因此，在解饱和过程期间，可以按照下式确定作为孔隙半径（r）、毛细管压力（Pc）和孔形状因子（k）的函数的初始水饱和度Swi：
如果，则；或者如果，则。 
其中如上文讨论的那样，k对于平坦孔或者断裂、圆柱形孔和球形孔分别等于1、2和3。Swi的物理边界条件为 。
对于具有水和油的两相系统，可以按照下式确定作为孔隙半径（r）、毛细管压力（Pc）和孔形状因子（k）的函数的初始油饱和度SOi：
如果，则；或者如果，则。
将等式（3）和（11）代入等式（12a）中给出对于完全水饱和孔隙作的为自旋-自旋弛豫时间T2,W1、毛细管压力（Pc）和孔形状因子（k）的函数的初始水饱和度Swi：
如果，则；或者如果，则。
对于具有水和油的两相系统，可以按照下式确定作为自旋-自旋弛豫时间（T2,W1）、毛细管压力（Pc）和孔形状因子（k）的函数的初始油饱和度SOi：
如果，则；或者如果，则。
作为示例，对于球形孔形状模型，其中k=3，等式（12a）、（12b）、（13a）和（13b）可以分别被简化为等式（14a）、（14b）、（15a）和（15b）：
如果，则；或者如果，则。
如果，则；或者如果，则。
如果，则；或者如果，则。
如果，则；或者如果，则。
因而等式（14a）和（15a）可以用来分别确定如图1-2和1-3中所示在多个不同毛细管压力（例如在七个不同毛细管压力）作为孔大小的函数并且如果希望则作为T2弛豫时间的函数的初始水饱和度。
替代地，可以在一次排水过程期间分析在孔尺度的初始水饱和度分布及其与弛豫时间T2分布的关系时将孔介质建模为规则多边形管。
通过将等式（2）应用于规则N边多边形管（其中N是整数，例如3、4、5或者6），我们发现如果忽略完全水饱和规则多边形管的T2弛豫时间的体弛豫和扩散弛豫分量则T2分布与规则多边形的边心距（L）直接成比例：
多孔岩石是初始完全水饱和并且强亲水的，而接触角为零。当将多孔介质建模为规则多边形管时，按照下式给出毛细管阈值压力PCt：
对于运用规则多边形管的模型，在一次排水过程期间，如果施加的压力恰好超过等式（17）中定义的阈值毛细管压力，则非润湿相（例如油或者空气）可以入侵给定的管。因而非润湿相占据作为具有半径L的圆柱体的孔的中心。
随着施加的压力进一步增加，非润湿相转移越来越多的水。因而剩余水驻留于孔空间的角落中并且作为涂覆孔壁的薄水膜。所有更小孔（这些孔的阈值压力大于施加的压力）不能被非润湿相入侵并且保持完全水饱和，例如：
对于，                                        
在规则多边形管的已经被非润湿相入侵的孔中，孔空间的角落中的剩余水的曲率半径（Rc）按照下式与毛细管压力（Pc）有关：
对于规则N边多边形管的非润湿相入侵的孔，可以忽略孔壁的表面上的水膜的薄涂层的体积。因而可以使用下式来确定作为T2,W1弛豫时间、毛细管压力（Pc）和N的函数的初始水饱和度Swi：
对于，，或者对于，  
类似地，可以使用下式来确定作为孔大小（L）、毛细管压力（Pc）和N的函数的初始水饱和度Swi：
对于，，或者对于，  
其中如上文讨论的那样，L是规则N边多边形管的边心距并且N是规则N边多边形管的边数。
对于具有水和油的两相系统，可以按照下式确定作为在100%水饱和度的自旋-自旋弛豫时间（T2,W1）、毛细管压力（Pc）和N的函数的初始油饱和度SOi：
对于，，或者对于，  
类似地，对于具有水和油的两相系统，可以按照下式确定作为孔大小（L）、毛细管压力（Pc）和N的函数的初始油饱和度SOi：
对于，，或者对于，  
将等式（9）代入等式（12a）、（12b）、（13a）、（13b）、（20a）、（20b）、（20c）和（20d）给出作为在含油气储集层中的自由水平面以上的高度（H）的函数的初始流体饱和度分布。
可以按照下式根据关于孔大小（r）、毛细管压力（Pc）的初始水饱和度（Swi(r, Pc)）和孔大小分布函数Ai(r)确定总体初始水饱和度（Swi）：
观测到当对具有规则多边形管的多孔介质建模时，r可以在等式21中替换为L。
类似地，可以按照下式根据关于自旋-自旋弛豫时间（T2）、毛细管压力（Pc）的初始水饱和度（Swi(r, Pc)）和自旋-自旋弛豫时间（T2）分布函数Ai(T2)确定总体初始水饱和度（Swi）：
以与等式（1）相似的方式，对于100%油饱和多孔介质，在快速扩散限制下的油相在孔中的自旋-自旋弛豫时间（T2）的倒数可以表达为：
在等式（23）中，T2,O1是完全油饱和岩石的自旋-自旋弛豫时间，ρ2,O是油相的自旋-自旋弛豫度，T2B,O是油相的体自旋-自旋弛豫时间，A是多孔介质内的孔的表面积，并且V是孔体积。
对于多孔介质中的100%油饱和大孔，在快速扩散限制下的油相在大孔中的自旋-自旋弛豫时间（T2,O1,L）的倒数可以表达为：
在等式（24）中，AL是多孔介质内的大孔的表面积，并且VL是大孔的体积。
在本发明中开发的初始水和油饱和度模型及其阈值毛细管压力（PCt）、阈值孔隙半径（rt）和阈值孔-喉半径（Rt）以及阈值阈值自旋-自旋弛豫时间（T2,t）可以用来将孔大小分布分割成具有初始水饱和度100%的小孔以及初始由水和油饱和的更大孔。用于小孔的截止孔半径（rc）将依赖于包括毛细管压力、界面张力和孔几何形状的多个因素。本领域技术人员将能够选择用于在由水100%饱和的小孔与初始由水和油二者饱和的更大孔之间的特定含油气地层的截止孔半径。
在一次排水之后，油入侵储集层中的大孔。如果入侵的油相未接触孔壁的表面，则储集层岩石保持亲水并且油相仅提供对弛豫时间的体弛豫贡献。如果油相开始接触孔壁的表面，则来自表面弛豫机制和体弛豫机制二者的贡献生效并且润湿性变更过程出现。在部分油饱和多孔介质的润湿性变更之后，在快速扩散下的油相在大孔中的自旋-自旋弛豫时间（T2）的倒数可以表达为：
在等式（25）中，是油相在部分油饱和大孔的初始油饱和度SOi的自旋-自旋弛豫时间，SOiL代表油入侵的大孔的初始油相饱和度，ρ2,Oi代表油相在初始油相饱和度SOi的自旋-自旋弛豫度，AoiL是油相接触的大孔的表面积，并且VL是大孔的体积。
随着在老化期间的润湿性变更，水驱或者EOR过程主要出现于含油大孔中，也可以制定用于大孔的润湿性指数。在初始油饱和（Soi）条件，将用于油相入侵的大孔的油相润湿性指数定义为：
其中Soi,L是油相入侵的大孔中的初始油饱和度。
本发明允许基于两个因素（即与流体直接接触的孔表面的部分和相对表面弛豫度（该弛豫度是对于多孔介质（对于相同多孔介质）在不同饱和状态的表面弛豫度之比））定义NMR润湿性指数。这一新定义的相对表面弛豫度消除其他因素（例如，岩石矿物性和存在于孔表面上的顺磁杂质）对表面弛豫度的影响并且与在孔表面与存在于孔空间中的流体之间的亲和性直接有关。
类似地，在水吸取、水驱和/或EOR过程之后的残留油饱和度（Sor）条件，将用于在一次排水过程期间的水相入侵的大孔的油相润湿性指数（WIor,L）定义为：
其中Soi,L是在一次排水过程期间的油相入侵的大孔中的残留油饱和度。
在水吸取、水驱和/或EOR过程之后的残留油饱和度（Sor）条件，将用于油相入侵的大孔的水相润湿性指数（WIW,L）定义为：
其中SW,L是在一次排水过程期间的油相入侵的大孔中的残留油饱和度处的水饱和度。
通过分析在芯老化之前和之后的初始水和初始油饱和状态的弛豫时间（T2）分布，可以确定自旋-自旋弛豫时间截止（T2,C）以将油相入侵的大孔的孔体积进一步分割成其中未出现润湿性变更的更小孔和其中确实出现润湿性变更的更大孔。因而将用于其中出现润湿性变更的的那些更大孔的油相润湿性指数定义为：
等式（26d）中的所有项用来描述更大孔（其中润湿性变更在芯老化之后出现）中的润湿性指数、自旋-自旋弛豫时间（T2）和初始油饱和度。是在初始油饱和度的油相的自旋-自旋弛豫时间，是在100%油饱和度的油相的自旋-自旋弛豫时间，并且是油相入侵的大孔（其中润湿性变更在芯老化之后出现）中的初始油饱和度。
在初始油饱和度（Soi）条件，将作为孔半径（r）和毛细管压力（PC）的函数的用于油相的润湿性指数定义为：
观测到当对具有规则多边形管的多孔介质建模时，r可以在等式27中替换为L。
将等式（12b）代入等式（27）中给出对于孔隙和孔喉模型的作为孔大小（r）和毛细管压力（Pc）的函数的、油相的润湿性指数（WI）：
如果，则；或者如果，则  
将等式（13b）代入等式（27）中给出对于孔隙和孔喉模型的作为自旋-自旋弛豫时间（T2）和毛细管压力（Pc）的函数的、油相的润湿性指数（WI）：
如果，则；或者如果，则  
将等式（20c）代入等式（27）中给出对于规则N边多边形管模型的作为自旋-自旋弛豫时间（T2）和毛细管压力（Pc）的函数的、油相的润湿性指数（WI）：
如果，则；或者如果，则  
将等式（20d）代入等式（27）中给出对于规则N边多边形管模型的作为孔大小（L）和毛细管压力（Pc）的函数的、油相的润湿性指数（WI）：
对于，；或者对于，则  
将等式（9）代入等式（27）、（28a）、（28b）、（29a）、（29b）给出作为在含油气储集层中的自由水平面以上的高度（H）的函数的润湿性指数。
注意弛豫度受表面亲和性以及任何顺磁材料在孔表面上或者附近的存在所影响。本领域技术人员将了解可以从文献获得用于流体弛豫度的值，但是这些值可能并非总是可靠地准确。除此之外或者替代地，可以通过实验确定弛豫度值。
考虑如下情形，在该情形中取得或者预备两个流体饱和多孔样本，这些样本在它们的孔内包含油和水的某一比例。可以使用水驱或者盐水吸取过程（即二次采油过程）从样本之一并且使用微生物或者化学EOR过程（即三次采油过程）开采油。
在前一种情况（例如水驱）下，水相的自旋-自旋弛豫时间（T2）的倒数可以表达为：
在等式（30）中，是在水驱之后在残留油饱和度Sor1的水相的自旋-自旋弛豫时间，ρ2,w1是在水驱之后的水相的自旋-自旋弛豫度，T2B,W1是水相的体自旋-自旋弛豫时间，AW1是在水驱之后与水相接触的孔的内表面积，SW1是在水驱之后的水饱和度水平，并且V是孔体积。在两相系统中，将注意。
在后一种情况下（例如在微生物EOR（下文称为MEOR）之后或者在化学EOR过程之后或者在低盐度水注入EOR过程之后），水相的自旋-自旋弛豫时间（T2）的倒数可以表达为：
在等式（31）中，是在EOR注水（flood）之后在第二残留油饱和度Sor2的水相的自旋-自旋弛豫时间，ρ2,w2是在EOR注水之后的水相的自旋-自旋弛豫度，T2B,W2是水相的体自旋-自旋弛豫时间，AW2是在EOR注水之后与水相接触的孔的内表面积，SW2是初始水饱和度水平，并且V是孔体积。在两相系统中，将注意。
可以通过参考针对100%水饱和度的情形（即如上式（1）描述的那样）来归一化等式（30）和（31）以根据下式给出润湿性指数：
其中等式（32）给出用于在水驱或者吸取之后的水相的润湿性指数：
其中等式（33）提供用于在MEOR或者EOR注水之后的水相的润湿性指数。
在多孔介质内的流体的自旋-自旋弛豫时间分布测量中，关于孔内的流体分布和/或孔的结构的信息经常可以叠加于彼此上。因此实现上文描述的归一化以便解耦合这一叠加的信息。
通过将等式（33）除以等式（32），可以针对水相导出NMR润湿性指数修改因子（WIMFw），该因子例如比较EOR与水驱过程。在下式（34）中示出了这一点：
应当注意等式（33）和（34）提供的定义适合于二次或者三次模式采油过程。
类似地，用于在具有残留油饱和度Sor1的水驱（或者吸取）和具有残留油饱和度Sor2的EOR过程之后的油相的润湿性指数可以分别定义为等式（35）和（36）：
在等式（35）中，WI o 是用于在水驱（或者吸取）之后的油相的润湿性指数，Sor1表示在水驱之后的第一残留油饱和度，是在第一残留油饱和度的油相的自旋-自旋弛豫时间，ρ2,o1是在第一残留油饱和度的油相的自旋-自旋弛豫度，T2B,O是油相的体自旋-自旋弛豫时间，AO1是与油相接触的孔的内表面积，T2,O1是对于完全由油相饱和（100%油相饱和度）的多孔介质的、油相的自旋-自旋弛豫时间，ρ2,O是油相的自旋-自旋弛豫度，T2B,O是油相的体自旋-自旋弛豫时间，并且A是多孔介质内的孔的表面积。因此等式（35）涉及二次采油过程。
在等式（36）中，WI O,EOR 是用于在增强型采油注水之后的油相的润湿性指数，SOr2表示在EOR注水之后的第二残留油饱和度，是在第二残留油饱和度的油相的自旋-自旋弛豫时间，ρ2,O2是在第二残留油饱和度的油相的自旋-自旋弛豫度，T2B,O是油相的体自旋-自旋弛豫时间，AO2是多孔介质内的与油相接触的孔的表面积，T2,O1是在100%油相饱和度的油相的自旋-自旋弛豫时间，ρ2,O是油相的自旋-自旋弛豫度，T2B,O是油相的体自旋-自旋弛豫时间，并且A是多孔介质内的孔的总表面积。因此等式（36）涉及三次采集过程。
在比较EOR过程与水驱（或者吸取）过程时用于油相的NMR润湿性指数修改因子（WIMFO）定义为：
尽管已经在自旋-自旋弛豫时间（T2）方面定义上述等式（32）至（37）的NMR润湿性指数和润湿性修改因子，但是应当注意它们也适用于自旋-晶格弛豫时间（T1）的测量。当使用T1而不是T2时，在等式中必须使用ρ1而不是ρ2。
也应当注意弛豫时间的NMR测量一般记录弛豫时间分布。如后文将描述的那样，正是向上文阐述的等式中输入来自适当分布的峰值（即最常见弛豫时间）或者均值。
现在将描述一种用于确定流体承载多孔介质的润湿性特性的系统。该系统包括被布置成接收测量数据的数据接收装置，该测量数据指示在定义的流体饱和度的存在于多孔介质中的流体的弛豫时间。应当理解，如上文说明的那样，针对其测量弛豫时间的流体可以包括存在于多孔介质中的流体的水相或者油相。定义的流体饱和度可以例如是如分别关于等式（26a）至（26c）定义的初始油饱和度、残留油饱和度或者在残留油饱和度的水饱和度。
该系统还包括被布置成接收参考数据的数据接收装置，该参考数据指示流体的一个或者多个参考弛豫时间；例如等式（26a）中的参考弛豫时间是100%油饱和多孔介质的自旋-自旋弛豫时间和油相的体自旋-自旋弛豫时间。形式为一个或者多个软件部件（诸如润湿性指数计算部件）的计算机实施的装置被布置成计算相关润湿性指数（该指数如上文描述的那样指示多孔介质的润湿性特性）。例如根据上文定义的等式（26a）至（29b）和（32）至（36）基于接收的测量数据与接收的参考数据之间的差计算润湿性指数。计算的润湿性指数指示多孔介质在定义的流体饱和度的润湿性特性。
该系统也可以接收计算润湿性指数而需要的任何其他相关数据，诸如指示孔大小、毛细管压力和/或残留油饱和度的数据。
该系统也可以包括被布置成接收多个数据的数据接收装置，多个数据中的每个数据指示存在于多孔介质中的流体的弛豫时间。例如可以如下文将通过参照各种示例进一步描述的那样在不同时间点、在多孔介质中的不同位置或者在一次、二次或者三次流体采集过程中的至少一个过程之前、之后和/期间的不同阶段测量弛豫时间。在这一情况下，该系统包括被布置成分别针对多个测量数据中的每个测量数据计算润湿性指数的计算机实施的装置（诸如润湿性指数计算部件）。该系统还包括被布置成基于计算的润湿性指数的比较来计算上文在等式（37）中描述的润湿性指数修改因子的计算机实施的装置。这后一种计算可以由润湿性指数修改因子计算部件执行。计算的润湿性指数修改因子指示多孔介质的润湿性特性的改变。
该系统优选地是包括常规操作系统和存储部件（诸如系统总线，该系统总线连接随机访问存储器（RAM）、硬盘、中央处理单元（CPU）、输入/输出适配器（这些适配器促进连接到用户输入/输出设备）并且在一些实施例中与网络上的其他设备互连）的处理系统。RAM包含如下操作系统软件，该软件以已知方式控制处理系统的低级操作。RAM在其执行期间包含润湿性指数计算部件、润湿性指数修改因子计算部件和任何其他软件部件。每个软件部件可配置有在操作地耦合或连接到处理系统的一个或者多个数据库或者其他存储部件中存储的测量和/或预定数据。
现在将通过参照附图和示例描述本发明。
示例
一般实验室过程
在实验室中执行示范本发明原理的实验。
可以对被设计成模拟储集层岩石（例如填砂）的实验室准备样本或者取自现场的芯岩颈样本执行实验。
当使用芯岩颈样本时，可以优选取得单个芯岩颈并且然后将这划分成多个更短的所谓“姐妹岩颈”。这将帮助保证在特定实验中使用的岩颈样本尽可能相似。
一般而言，必须先准备和老化样本或者芯岩颈。
例如当样本是芯岩颈时，它可以在它的孔内起初包含许多物质例如原生水、钻井泥泥、原油。如果认为必需，则使用溶剂来清洁芯岩颈样本以去除这些物质。
一旦已经清洁样本（如果必需），则它然后由水相饱和，该相可以旨在于模拟可以在特定储集层内发现的原生水。
然后向样本添加油相从而转移水相的一部分以提供所需水相与油相之比。在实验室中，可以有可能控制条件，使得初始油相饱和度水平（Soi）与初始水相饱和度水平（Swi）之和等于一（unity），即。这意味着孔完全充满并且仅包含两相。然而一般而言，更可能的是将略小于一，因为其他相（诸如空气）可能少量存在于孔内。
将选择初始油相饱和度水平（Soi）以复制可能在储集层内发现的条件。例如可以按所需量向样本添加油以给出从0.4到0.9的初始油饱和度水平。初始油饱和度水平可以例如为约0.4、0.5、0.6、0.7、0.8或者0.9。
然后允许样本老化以允许流体（即水相和油相）将它们本身重新分布到样本的孔内直至达到均衡分布。
例如将理解当样本由水相饱和时（即在添加任何油之前），水相将占据样本的全部孔体积。考虑单个孔，当向样本添加油时，油相一般将初始转移来自孔的体区域的水相。水相将保持与孔表面接触。在老化期间，油相和水相将在孔内重新分布，例如使得油相接触孔表面的一部分。因而在老化之后，孔将在混合润湿性状态下。
润湿性控制储集层中的流体分布并且因此对流动行为、残留油饱和度和相对渗透性施加重大影响。因而润湿性也对储集层性能具有重大影响。因而更希望测试样本内的润湿性分布代表储集层。
因而重要的是允许老化过程在样本使用于任何后续实验中之前运行它的过程。如果老化未完成或者未基本上完成，则基于这样的后续实验的结果的任何预测可能易有更高错误程度，因为样本将未接近地复制储集层条件。
样本的完整或者充分老化可能需要长时间，例如往往是若干周或者甚至若干月级别。
通过取得规律的T2分布测量，可以监视老化过程。例如可以每天或者每几天取得T2分布测量。
T2分布将随着相在孔之间重新分布（例如随着更多油接触孔表面）而改变。当样本已经充分或者完全老化时，T2分布将不再从取得一个测量到取得下一测量明显改变。方便地，可以通过观测并且绘制T2分布的对数均值的趋势来跟踪老化过程，该分布将趋向于朝着老化过程的结束调稳（settle）于特定值或者周围。
当从芯样本获得测试样本时，可以通过用溶剂清洁该或者每个芯样本、继而获取有代表性的初始油和水饱和度并且在原油中老化（例如通过浸泡）持续一段时间以重新建立储集层润湿性来恢复储集层润湿性。
可以对测试样本执行吸取（油转移）实验。这些可以是强制的吸取实验或者自发的吸取实验。
可以使用具有回声时间0.2ms和共振频率2MHz的Carr-Purcell-Meiboom-Gill（CPMG）脉冲序列来取得各种T2弛豫时间测量。可以使用逆拉普拉斯变换算法将获得的CPMG数据反转成T2弛豫时间分布。
例1
在芯老化和低盐度水以及高盐度海水吸取过程期间的NMR润湿性研究
选择两个砂石储集层芯岩颈样本156和157号作为一对。通过利用热溶剂流过（flow through）的方法来清洁岩颈。
在芯清洁之后表征岩颈。岩颈样本156号和157号的直径是3.8cm并且它们的长度分别是7.7cm和7.6cm。芯岩颈样本156号和157号具有近似0.15的多孔性和近似25mD的渗透性。
在毛细管压力为182psi时使用局限的多孔板技术通过氮气将两个芯岩颈样本驱动成初始水饱和度（Swi）0.2。
向流体静力学芯保持器中插入两个芯样本并且施加400psi的标称地静压力（overburden pressure）。两个芯岩颈在初始水饱和度（Swi）条件由煤油饱和。原油样本被加热至68℃的储集层温度并且经由0.5微米过滤器注入到芯样本中。在注入原油之前，煤油被甲苯缓冲物转移以防止来自原油的沥青质沉积，如果原油接触煤油则其可能发生。在初始水饱和度（Swi）和初始油饱和度（Soi）的两个芯岩颈样本在流体静力学芯保持器中被加热至68℃的温度并且然后老化持续三周的时段。在老化时段期间每周刷新1.5孔体积的原油。
两个芯岩颈在它们的饱和历史的每个阶段经历NMR弛豫时间T2分布的调查：
● 在100%水饱和度；
● 在芯老化之前的初始水饱和度（Swi）和初始油饱和度（Soi）；
● 在芯老化之后的初始水饱和度（Swi）和初始油饱和度（Soi）；
● 在吸取之后（用海水或者低盐度盐水）的残留油饱和度（Sor）；
● 在100%油饱和度。
此外，对原油的大体积样本和对大体积水样本（海水和低盐度盐水）测量NMR弛豫时间T2响应。
合成地层盐水组成用作老化的岩颈样本内的水相。下文在表1-1中给出合成盐水的组成细节。
表1-1
在芯老化之后，两个芯岩颈放置于吸取计（imbibiometer）中。芯岩颈156号浸没于低盐度盐水中而芯岩颈157号浸没于合成海水中。吸取计放在实验室炉中并且维持在68℃的温度。监视由于自发吸取而开采的油。
下文在表1-2中阐述合成海水的组成。
表1-2
通过用消电离的水稀释合成海水来获得低盐度盐水，使得总溶解固体含量按照质量为1500ppm。
两个盐水吸取实验表明水饱和度水平更快上升并且对于低盐度盐水（芯岩颈样本156号）比对于高盐度盐水（芯岩颈样本157号）达到更高最终值。在42天吸取之后的最终水饱和度差值为4.2个饱和度单位（对于高盐度盐水为42.2%并且对于低盐度盐水为46.4%（见表1-3））。
表1-3 对于岩颈样本156号和157号的自发吸取实验结果
表1-3
图1-1示出了在100%水饱和度（Sw = 1）对于姐妹岩石芯岩颈156号和157号的T2弛豫时间分布。在100%水饱和度对于两个岩颈的弛豫时间分布几乎相同,从而指示两个岩颈具有很相似的孔大小分布。
在空气转移水时对于两个岩石芯岩颈156号和157号执行多孔板实验，其中并且。施加的毛细管压力是使用等式（8）确定的、与0.11μm的阈值毛细管孔喉半径（Rt）对应的182 psi（即）。测量的总体初始水饱和度是0.2。
对于圆柱形孔喉和球形孔隙模型的作为孔大小的函数的初始水饱和度（Swi）分布（等式14a）用来匹配在毛细管压力182 psi的确定总体初始水饱和度0.2与等式（21），由此提供26.1μm/s的有效水弛豫度ρ2,w和1.5的孔隙与孔喉之比（BTR）的匹配参数。确定的匹配参数在等式（14a）中用来确定如图1-2中所示在六个不同毛细管压力（即5、10、25、50、100和400 psi）作为孔大小的函数的初始水饱和度分布。
类似地，对于圆柱形孔喉和球形孔隙模型作为弛豫时间（T2）的函数的初始水饱和度（Swi）分布（等式15a）用来匹配在毛细管压力182 psi的确定总体初始水饱和度0.2与等式（22），由此提供26.1μm/s的有效水相弛豫度ρ2,w和1.5的BTR的匹配参数。确定的匹配参数在等式（15a）中用来确定如图1-3中所示在六个不同毛细管压力（即5、10、25、50、100和400 psi）的作为弛豫时间（T2）的函数的初始水饱和度分布。
在182 psi的毛细管压力对于芯岩颈156号确定在100%水饱和度（Sw=1）和在初始水饱和度（Swi = 0.2）的作为孔大小（r）的函数的水体积分布；在图1-4中示出了这些分布。在BTR为1.5、有效水相弛豫度ρ2,w为26.1μm/s而表面张力为72mN/m时根据圆柱形孔喉和球形隙模型计算水体积分布（等式（14a））。从图1-1的芯岩颈156号的弛豫时间T2分布曲线转换图1-4中的在完全水饱和条件（Sw=1）的作为孔大小的函数的水体积分布曲线。通过将图1-4的完全水饱和曲线中的幅度乘以用于图1-2中所示在毛细管压力182 psi的曲线的对应初始水饱和度值（Swi）来确定图1-4的作为孔大小的函数的初始水体积分布曲线。
在图1-5中示出了对于芯岩颈156号在182 psi的毛细管压力和在0.2的初始油饱和度的作为孔大小的函数的初始油体积分布，并且在BTR为1.5、有效水相弛豫度ρ2,w为26.1μm/s并且表面张力为72mN/m时根据圆柱形孔喉和球形孔隙模型计算该分布（等式（14b））。
在图1-6中示出了在182 psi的毛细管压力对于芯岩颈157号在完全水饱和条件（Sw = 1）和在初始水饱和度（Swi = 0.2）的作为孔大小的函数的初始水体积分布。在BTR为1.5、有效水相弛豫度ρ2,w为26.1μm/s而表面张力为72mN/m时根据圆柱形孔喉和球形孔隙模型计算这些（等式（14a））。从芯岩颈157号的弛豫时间T2分布曲线（图1-1）转换图1-6的在完全水饱和条件（Sw=1）的为孔大小的函数的水体积分布。通过将图1-6中的完全水饱和曲线的幅度乘以（图1-2中的182 psi曲线的）对应初始水饱和度值（Swi）来确定图1-6中的作为孔大小的函数的初始水体积分布曲线。
在图1-7中示出了对于芯岩颈157号在182 psi的毛细管压力和在0.2的初始油饱和度的作为孔大小的函数的初始油体积分布，并且在BTR为1.5、有效水相弛豫度ρ2,w为26.1μm/s而表面张力为72mN/m时根据圆柱形孔喉和球形孔隙模型计算该分布（等式（14b））。
在图1-8中示出了对于姐妹芯岩颈156号和157号在182 psi的毛细管压力和0.8的对应总初始油饱和度的作为孔大小的函数的初始油饱和度。这是在BTR为1.5、有效水相弛豫度ρ2,w为26.1μm/s并且表面张力为72mN/m时根据圆柱形孔喉和球形孔隙模型以及等式（14b）来计算的。
图1-9示出了在不同饱和状态（即在100%盐水饱和度（标注为SW1）、在100%油饱和度（标注为So1）、在老化之前（标注为Swi）和在老化持续三周之后（标注为老化@Swi）以及在利用低盐度水的自发吸取之后（标注为吸取）的初始油和水饱和度）对于大体积原油（标注为大体积原油）和对于芯岩颈156号的弛豫时间（T2）分布。
比较对于大孔在老化之前和之后对于芯岩颈156号的弛豫时间T2分布表明老化的岩石样本的T2弛豫时间分布比对于未老化的岩石样本短。这之所以出现是因为油相接触孔壁的表面并且导致大孔中的润湿性变更。在大孔中，老化过程向左手侧转变T2弛豫时间分布，具有相似标度而又保留相似形状。因此，大孔中的老化过程向更短T2弛豫时间转变总体T2弛豫时间分布转变。这可以由T2弛豫时间的峰值从41884μs向31910μs的转变近似地代表。这一转变在等式（28a）中用于计算在老化之后的作为孔大小的函数的油相润湿性指数分布。用于大体积原油和100%油饱和芯岩颈的T2弛豫时间峰值也用作向等式（28a）中的输入。对于芯岩颈156号在图1-11中示出了作为孔大小的函数的确定润湿性指数。
图1-9中呈现的结果示出了在老化之前和之后的初始水和油饱和度的T2弛豫时间分布对于小于2521μs的T2弛豫时间分量几乎不变，这些分量反映如下小孔中的初始水和油的T2弛豫时间分布，这些小孔保持强亲水性而在老化之后油相的润湿性指数为零。将2521μs的T2弛豫时间截止（T2C）应用于在老化之前的在初始水和油饱和度的弛豫时间T2分布，确定小孔中的总初始水和油饱和度为0.214 PV（孔体积）。在老化之前，初始油相未接触岩石粒表面并且保持为非润湿相并且因此表现岩石中的体弛豫特性。
将2521μs的T2弛豫时间截止应用于大体积原油的T2弛豫时间分布，确定小孔中的初始油相与总初始油相的孔体积比为0.093，这给出完全覆盖孔表面的初始水相量为0.14 PV。此外，在小孔中有0.074 PV的初始油相在老化之后未与孔壁表面接触。将小孔中的确定的初始油饱和度0.074 PV应用于作为孔大小的函数的油相体积分布，确定1μm的孔半径截止值rc。这给出如下边界条件，该条件对于小于1μm的孔半径实现接触角度（θ）为零以及油相的润湿性指数（WIoi）为零和水相的润湿性指数（WIwi）为1，即对于r<rc，θ=0并且WIoi=0并且WIwi=1。
在下表1-4中示出了在老化之后的初始油饱和度（T2,O(Soi)）、在100%油相饱和度（T2,O1）对于芯岩颈样本156号的油相的T2弛豫时间分布峰值以及对于大体积原油样本的弛豫时间（T2）峰值（T2B,O）。
表1-4
使用大孔中的确定的初始油饱和度（即SOi,M=0.912）和T2弛豫时间分布的峰值（表1-4中所示）作为向润湿性指数计算部件中的输入，润湿性指数计算部件根据等式（26d）执行步骤并且输出用于在老化之后在更大孔中的油相的平均润湿性指数值0.59（WIoi,M=0.59）
图1-10示出了在不同饱和状态（即在100%盐水饱和度（标注为SW1）、在100%油饱和度（标注为So1）、在老化之前（标注为Swi）和在老化持续三周之后（标注为老化后）以及在利用高盐度水的自发吸取之后（标注为吸取）的初始油和水饱和度）对于大体积原油（标注为大体积原油）和对于芯岩颈157号的弛豫时间（T2）分布。
比较对于大孔在老化之前和之后对于芯岩颈157号的T2弛豫时间分布表明老化的岩石样本的T2弛豫时间分布比对于未老化的岩石样本短。这之所以出现是因为油相接触孔壁的表面并且导致大孔中的润湿性变更。在大孔中，老化过程向左手侧转变T2弛豫时间分布，具有相似标度而又保留相似形状。因此，大孔中的老化过程向更短T2弛豫时间转变总体T2弛豫时间分布。这可以由T2弛豫时间的峰值从50210μs向38254μs的转变近似地代表。这一转变在等式（28a）中用于计算在老化之后作为孔大小的函数的油相润湿性指数分布。用于大体积原油和100%油饱和芯岩颈的T2弛豫时间峰值也用作向根据等式（28a）执行步骤的润湿性指数计算部件中的输入。作为孔大小的函数的确定润湿性指数然后由润湿性指数计算部件输出，并且针对芯岩颈157号在图1-12中示出该指数。
图1-10中呈现的结果示出了在老化之前和之后的初始水和油饱和度的T2弛豫时间分布对于小于3309μs的T2弛豫时间分量几乎不变；这些分量反映如下小孔中的初始水和油的T2弛豫时间分布，这些小孔保持强亲水性而在老化之后油相的润湿性指数为零。将3309μs的T2弛豫时间截止（T2C）应用于在老化之前的初始水和油饱和度的T2弛豫时间分布，确定小孔中的总初始水和油饱和度为0.2524 PV（孔体积）。在老化之前，初始油相未接触岩石粒表面并且保持为非润湿相并且因此表现岩石中的体弛豫特性。
将3309μs的T2弛豫时间截止应用于大体积原油的T2弛豫时间分布，确定小孔中的初始油相与总初始油相的孔体积比为0.1189，这给出完全覆盖孔壁表面的初始水相的量为0.1586 PV。此外，在小孔中有0.0938 PV的初始油相在老化之后未与孔壁表面接触。将小孔中的确定的初始油饱和度0.0938 PV应用于作为孔大小的函数的油相体积分布，确定1μm的孔半径截止值rc。这给出如下边界条件，该条件对于小于1μm的孔半径实现接触角度（θ）为零以及油相的润湿性指数（WIoi）为零和水相的润湿性指数（WIwi）为1，即对于r<rc，θ=0并且WIoi=0并且WIwi=1。
在下表1-5中示出了在老化之后的初始油饱和度（T2,O(Soi)）、在100%油相饱和度（T2,O1）对于芯岩颈样本157号的油相的T2弛豫时间峰值以及对于大体积原油样本的弛豫时间（T2）峰值（T2B,O）。
表1-5
使用大孔中的确定的初始油饱和度（即SOi,M=0.939）和T2弛豫时间分布的峰值（表1-5中所示）作为向润湿性指数计算部件中的输入，润湿性指数计算部件根据等式（26d）执行步骤并且输出用于在老化之后在更大孔中的油相的平均润湿性指数值0.41（WIoi,M=0.41）。
表1-6示出了在自发低盐度盐水吸取之后的残留油饱和度（T2,O(Sor)）和在100%油相饱和度（T2,O1）对于芯岩颈样本156号的油相的T2弛豫时间峰值以及对于大体积原油样本的T2弛豫时间峰值（T2B,O）和在自发低盐度盐水吸取之后在油相入侵的大孔中的残留油饱和度值（Sor,L）。
表1-6
润湿性指数计算部件使用等式（26b）和表1-6中的数据来确定在自发低盐度盐水吸取之后的残留油饱和度（Sor）对于芯岩颈样本156号的NMR油相润湿性指数，从而给出输出油相润湿性指数0，这指示强亲水的状态。
表1-7示出了在自发高盐度海水吸取之后的残留油饱和度（T2,O(Sor)）和在100%油相饱和度（T2,O1）对于芯岩颈样本157号的油相的T2弛豫时间峰值以及对于大体积原油样本的弛豫时间（T2）峰值（T2B,O）和在自发高盐度海水吸取之后在油相入侵的大孔中的残留油饱和度值（Sor,L）。
表1-7
润湿性指数计算部件可以使用等式（26b）和表1-7中的数据来计算在自发海水吸取之后的残留油饱和度对于芯岩颈样本157号的NMR油相润湿性指数，这给出输出油相润湿性指数0.17，从而指示混合润湿状态。
该对芯岩颈156号和157号的NMR研究表明低盐度盐水自发吸取导致比海水吸取更亲水的状态，并且因而增加采油。
例2
对于利用高盐度盐水和不同低盐度盐水的水驱的NMR润湿性研究
在这一示例中，使用不同盐度的盐水作为注入水对三个姐妹芯岩颈样本实现水驱实验。
芯岩颈样本的渗透性是158mD。准备样本并且老化成17.6%的初始水相饱和度（即Swi = 0.176）。水相是合成地层水。油相是地面脱气油（STO）。
三个姐妹芯岩颈中的第一姐妹芯岩颈受到高盐度地层水驱。高盐度水的总溶解固体（TDS）含量是33435mg/l。
三个姐妹芯岩颈中的第二姐妹芯岩颈受到低盐度盐水1号（二次模式）水驱。低盐度盐水1号的TDS含量是3144mg/l。
三个姐妹芯岩颈中的第三姐妹芯岩颈受到低盐度盐水2号（二次模式）水驱。低盐度盐水2号的TDS含量是441mg/l。
图2-1示出了用于以下样本的T2弛豫时间：（i）体STO；（ii）在100%水饱和度（标注为SW1）的芯岩颈之一；（iii）在初始水和初始油饱和度在老化之后的芯岩颈之一；（iv）在高盐度水驱之后的残留油饱和度（标注为高盐度Sor）的三个姐妹芯岩颈中的第一姐妹芯岩颈；（v）在低盐度盐水1号水驱之后的残留油饱和度（标注为低盐度1号Sor）的三个姐妹芯岩颈中的第二姐妹芯岩颈；以及（vi）在低盐度盐水2号水驱之后的残留油饱和度（标注为低盐度2号Sor）的三个姐妹芯岩颈中的第三姐妹芯岩颈。
在图2-1中，从在三个不同盐度的水驱之后的残留油饱和度的T2弛豫时间分布中标识混合润湿状态签名，而在每个情况下T2峰弛豫时间高于大体积原油和完全水饱和芯岩颈的那些T2峰弛豫时间。
图2-1清楚地示出了在17.6%的初始水饱和度（Swi）随STO老化的样本的T2弛豫时间分布的主要分量与体STO的T2弛豫时间分布相比已经向左手侧转变。这可能是由于当油相由于样本的润湿状态变更而在老化之后与孔表面接触时的表面弛豫效应。
对于三个姐妹芯岩颈在它们的相应水驱之后的三个T2弛豫时间分布示出了从老化样本的T2弛豫时间分布的明显形状改变而油峰明显减少并且在光谱的右手侧上出现附加峰。新的附加分量具有比用于体STO的最长弛豫时间值更大的弛豫时间值。因此这些分量清楚地源于注入水并且另外确认混合润湿状态的发展。由于孔表面的显著部分已经变成由原油覆盖，所以已经限制与注入水接触的表面积，这导致用于注入水的T2弛豫时间急剧增加。然而用于注入水的T2弛豫时间由于注入水与孔表面的部分接触而小于大体积水的T2弛豫时间。另外，分析用于注入水的主要成分的T2分布表明弛豫时间的趋势随着注入水的盐度减少而减少。这指示润湿性变更而油润湿趋势随着注入水的盐度减少而减少。对于优化的低盐度水观测到最低油润湿趋势。
使用先前描述的润湿性指数修改因子的定义，定量地分析润湿性在不同盐度的采油过程期间的改变。图2-1示出了体STO的T2弛豫时间的所有分量小于160ms。因此，在水驱之后，T2分布的比160ms长的分量必须源于水相。因此分别对于高盐度水驱、低盐度水驱和优化的低盐度水驱计算弛豫时间分布的比160ms长的对数均值为T2w(Sor1)=580ms、T2w(Sor2)=446ms、T2w(Sor3)=393ms。芯注水确定的残留油饱和度分别针对高盐度水驱、低盐度水驱和优化的低盐度水驱是与0.531的SW1、0.679的SW2和0.776的SW3对应的0.469的Sor1、0.321的Sor2和0.224的Sor3。用于水相的体弛豫时间是T2B,W=2298ms。向等式（34）中输入在高盐度水驱之后、在低盐度水驱（低盐度盐水1号）之后和在优化的低盐度水驱（低盐度盐水2号）之后的残留油饱和度确定的T2弛豫时间值。通过与高盐度水驱比较，润湿性指数修改因子计算部件使用等式（34）来计算和输出的计算的水相润湿性指数修改因子（WIMFW）分别对于低盐度水驱和优化的低盐度水驱是1.79和2.39。
实验结果表明：与高盐度水驱相比，低盐度水驱和优化的低盐度水驱已经明显改进采油因子和水相润湿性指数二者。
例3
对于MEOR芯注水的NMR润湿性研究
在这一示例中，运用具有近似30%的多孔性和近似130mD的渗透性的三个姐妹芯岩颈。在100%地层水饱和度（SW1）、在100%原油饱和度（So1）、在储集层条件下的MEOR芯注水之后并且在芯岩颈在氧化氘（D2O）储集层中的47天扩散之后的残留油饱和度获得NMR T2弛豫时间分布以获得油相仅在储集层条件下的MEOR过程之后的残留油饱和度条件下的弛豫时间分布。也针对大体积原油样本获得NMR T2弛豫时间分布.
使用孔隙和孔喉模型。在100psi的毛细管压力（0.689MN/m2）分别对于MEOR芯岩颈在图3-1和3-2示出了作为T2弛豫时间的函数和作为孔大小的函数的初始水饱和度。在100%水饱和度（Sw=1）和在束缚（irreducible）（初始）水饱和度（Swi=0.28）在图3-3中示出了水体积分布作为孔隙半径的函数。使用孔隙和孔喉模型来确定的在油未入侵的小孔中的初始水饱和度（Swis）是0.097，这与在完全水饱和芯岩颈的T2弛豫时间分布的左手侧处的小峰的总水饱和度一致。
图3-4示出了大体积原油（标注为原油）、在100%水饱和度条件（标注为SW1）和在100%油饱和条件（标注为So1）以及在储集层条件下的MEOR芯注水之后的残留油饱和度条件（标注为Sor+Swor）和在芯岩颈在MEOR残留油饱和度（Sor）条件下在大氧化氘（D2O）储集层中扩散持续47天之后的残留油饱和条件（标注为Sor D2O）下的芯岩颈的T2弛豫时间分布。氧化氘（D2O）替换原先存在于芯岩颈中的水（H2O）从而允许确定油相（Sor）的T2弛豫时间分布；这是因为不能用低场NMR光谱仪检测氧化氘（D2O）。通过从在储集层条件下的MEOR芯注水之后的T2弛豫时间分布（标注为Sor+Swor）减去残留油相信号（Sor D2O）来确定在MEOR残留油饱和度（标注为Swor）的油相的T2弛豫时间分布。
表3-1示出了在MEOR之前和之后的不同饱和度条件对于大体积原油和芯岩颈的图3-4中所示弛豫时间分布的峰T2弛豫时间值以及在一次排水过程期间在油入侵的大孔中的残留油饱和度（SorL）和水饱和度（SwL）。
表3-1
在MEOR之后，润湿性指数计算部件计算和输出的（在一次排水过程期间的油入侵的大孔的）润湿性指数对于油相（WIor,L）为0.13并且对于水相（WIW,L）为0.67。润湿性指数计算部件分别使用等式（26b）和（26c）来计算这些值。这一结果表明在储集层条件下的MEOR芯注水过程导致芯岩颈样本具有更多亲水和更少油润湿状态。
例4
填砂实验
在这一示例中，对旨在于模拟多孔岩石地层的两个填砂110号、210号执行自发吸取实验。通过在盐水中初始饱和生产的砂（从油储集层获得）并且部分干燥砂以去除过量盐水来准备填砂。砂/盐水然后与油混合成已知重量的油、盐水和砂。从每个填砂的表面去除过量油和/或盐水。然后老化两个填砂。准备两个填砂以便尽可能相似。
在老化之后，填砂之一旨在于受到盐水吸取以从其开采油，而另一个旨在于受到MEOR过程。
在自发吸取实验中，准备和老化的样本仅浸泡或者浸没于水流体的本体中，通过毛细管作用向样本中汲取该流体以转移油。吸取的流体处于环境压力。
执行用于每个老化的填砂内的流体的T2分布的初始NMR测量。
图4-1示出了如下实验设置，在该实验设置中，两个填砂110号、210号没人容纳于相似装置内，两个装置1、2并排定位。
第一组装置1包括与器皿120以及填砂110螺纹啮合的基部190，填砂110位于基部190上和器皿120内。在基本上竖直方向上从器皿120向上延伸的是伸长管130，该管130与器皿120的内部体积有流体连通。管130在它的顶端配备有龙头（tap）140，该龙头140用于控制流体从管130向位于龙头140远处的开口150的通过。管130和器皿120均由玻璃制成。管130在它的外侧上配备有用于评价其中所含流体的量或者水平面的标记。
而且，从器皿120的侧壁向外延伸的是入口管160，该入口管160提供与器皿120的内部体积的流体连通。入口管160连接到与流体源（未示出）连通的流体供应线路170。入口管160配备有用于控制流体从流体供应线路170流动并且经过入口管160流入器皿120中的龙头180。
流体源包括用于流体本体的容器。流体供应线路170与容器的下部分连通，使得在使用时容器中的流体的重量迫使流体沿着供应线路170。在装置1中，流体包括简单的盐水溶液。
第二组装置2包括与器皿220以及填砂210螺纹啮合的基部290，填砂210位于基部290上和器皿220内。在基本上竖直方向上从器皿220向上延伸的是伸长管230，该管230与器皿220的内部体积流体连通。管230在它的顶端配备有龙头240，该龙头240用于控制流体从管230向位于龙头240远处的开口250的通过。管230和器皿220均由玻璃制成。管230在它的外侧配备有用于评价其中所含流体的量或者水平面的标记。
而且，从器皿220的侧壁向外延伸的是入口管260，该入口管260提供与器皿220的内部体积的流体连通。入口管260连接到与流体源（未示出）连通的流体供应线路270。入口管260配备有龙头280，该龙头280用于控制流体从流体供应线路270的流动并且经过入口管260流入器皿220中。流体源包括用于流体本体的容器。流体供应线路270与容器的下部分连通，使得在使用时容器中的流体的重量迫使流体沿着供应线路270。在装置2中，流体包括盐水溶液，其中溶解两株（strain）微生物（第一株能够生成生物膜而第二株能够修改砂的表面润湿性质）。
如上文描述的那样准备填砂110和210。因而将理解填砂110、210在包含于实验装置中之前老化。因此，填砂110、210包含已知体积的水相（盐水）和油相（原油）。
在装置1中执行的油转移实验中，当盐水溶液经由线路170从容器流入器皿120中，龙头180和150初始打开。一旦管130内的所得流体水平面达到预定高度（通常接近于管130外侧上的标记的最高处），龙头180、150就闭合。优选地，龙头180在龙头150之前不久闭合。
随着实验在龙头180、150闭合之后进展，盐水溶液被吸取到填砂110中，由此转移原油。在管130内测量转移的原油的体积。
在装置2中执行的油转移实验中，龙头280和250初始打开而盐水溶液经由线路270从容器流入器皿220中。一旦管230内的所得流体水平面达到预定高度（通常接近于管230外侧上的标记的最高处），龙头280、250就闭合。优选地，龙头280在龙头250之前不久闭合。
随着实验在龙头280、250闭合之后进展，盐水溶液被吸取到填砂210中，由此转移原油。在管230内测量转移的原油的体积。
将理解装置2中执行的实验除了沿着线路270供应的盐水溶液包含两株微生物之外与上文关于装置1描述的实验完全相同。
吸取的溶液（转移的石油）的体积和T2分布图在两个实验之间的差异可以归结于微生物对在油与填砂内的孔壁之间的界面活动（例如润湿性）的影响。
在油转移实验结束时，取得填砂内剩余的流体的NMR T2弛豫时间测量（在残留油饱和度）。
然后比较用于两个填砂的结果。
可以通过测量用于油相和水相的总试样、由水相100%饱和的可比较多孔样本和由油相100%饱和的可比较多孔样本的T2弛豫时间分布来获得用于后续数据分析的有用参考点。
图4-2示出了用于如下多个样本的T2分布（μs），即：（i）在盐水吸取之后的残留油饱和度的填砂110；（ii）在老化之后但是在盐水吸取之前的填砂110；（iii）由水相100%饱和的可比较填砂样本；（iv）由油相100%饱和的可比较填砂样本；以及（v）体油相样本。
样本（iii）、（iv）和（v）代表用于后续数据分析的有用参考点。获得用于水相的总试样的T2弛豫时间数据经常也将是有用的。
分布曲线未落在彼此上面。具体而言，可以注意到用于盐水吸取的曲线的峰出现于比用于在老化之后并且在盐水吸取之前的填砂的曲线的峰更高的弛豫时间。这是因为盐水吸取转移来自填砂的油。
图4-3与图4-2相似，但是示出了来自MEOR实验的数据。因而图4-3示出了用于以下样本的T2分布（μs）：（i）在MEOR吸取之后的残留油饱和度的填砂210；（ii）在老化之后但是在MEOR吸取之前的填砂210；（iii）由水相100%饱和的可比较填砂样本；（iv）由油相100%饱和的可比较填砂样本；以及（v）体油相样本。
同样，分布曲线未落在彼此上面。具体而言，可以注意用于MEOR吸取的曲线的峰出现于比用于在老化之后并且在盐水吸取之前的填砂的曲线的峰更高的弛豫时间。
在图4-4中，在相同轴上呈现来自图4-2和图4-3的在残留油饱和度的T2分布曲线。发现用于在盐水吸取之后的第一填砂110的残留油饱和度（Sor1）为12.6%和用于在MEOR吸取之后的第二填砂210的残留油饱和度（Sor2）为8.1%。如清楚可见的那样，两个曲线未落在彼此上面。因此可以比较用于在盐水吸取之后的第一填砂110的T2分布（i）和在MEOR吸取之后的第二填砂210的T2分布（ii）。用于MEOR吸取实验的曲线如与用于盐水吸取实验的曲线相比朝着更短弛豫时间转变。具体而言，用于MEOR实验的峰弛豫时间向比用于盐水实验的峰弛豫时间更短的时间转变。这可以归因于在水相与孔壁之间的更强互作用，即用于水相的增加的润湿性。因此，MEOR吸取过程可以释放粘附未被盐水吸取过程转移的油的至少一部分。
图4-5用于示范如与经由盐水吸取从填砂110实现的采油（i）相比、使用MEOR过程从填砂210实现的改进的采油（ii）。图4-5示出了相对于时间（t（分钟））绘制的称为采油因子的数量，采油因子是在吸取期间已经从填砂转移的、在吸取之前在填砂内的油（已知量，因为在样本准备期间添加油）的比例（表达为百分比）的测量。通过分别记录装置1和2的管130和230内的油体积来测量转移的油的量。
如可见的那样，从填砂的采油速率在从约500分钟向前变平至慢得多的速率之前初始相对快地上升。在初始时段（在该时段期间采油速率相对快速）之后，用于MEOR实验（填砂210）的采油因子在任何给定时间比用于盐水实验（填砂110）的采油因子始终更高。在多于8500分钟之后取得的读数分别记录用于盐水吸取（填砂110）和MEOR（填砂210）的“最终”采油因子85.5%和90.6%。
下表4-1示出了对于对填砂110执行的盐水吸取过程在不同饱和度条件下来自自旋-自旋弛豫时间分布的峰值。
表4-1。
T2B,W2是用于大体积水相样本的峰弛豫时间。T2B,O是用于体油相样本的峰弛豫时间。T2,W(SW=1)是用于由水相饱和的可比较填砂的峰弛豫时间。T2,O(So=1)是用于由油相饱和的可比较填砂的峰弛豫时间。T2W(Sor1)是在完成对装置1中的填砂110进行的盐水吸取（油转移）实验之后测量的峰弛豫时间。T2,O(Soi)是在老化填砂110之后测量的峰弛豫时间。
SW1是在装置1中进行的油转移（盐水吸取）实验结束时在填砂110内的最终水饱和度水平。Soi是老化的填砂110中的初始油饱和度水平。
可以根据Soi和采油因子计算SW1，因为Soi对于给定的实验室准备样本是已知的并且通过实验确定采油因子。例如考虑准备成使得的填砂，其中并且 ，该填砂然后受到采油实验，该实验返回80%的采油因子。在这一情况下，残留油饱和度水平将是0.14（即Soi的20%），并且残留水相饱和度水平将是0.86。
可以向上文阐述的等式中插入表4-1中所示值以便计算所需的湿润性指数。
例如通过向根据等式（26a）执行步骤的润湿性指数计算部件中输入值，润湿性指数计算部件输出的油相润湿性指数（初始为用于填砂110的油饱和度条件，WIoi）是0.56。
类似地，如果湿润性指数计算部件被布置成根据等式（32）执行步骤，则计算的是水相可湿润性指数（在盐水吸取过程之后的残留油饱和度（Sor1）条件，WIW）为0.87。
下表4-2示出了与表4-1的等同数据，但是关于对填砂210这些的MEOR过程。
表4-2。
T2B,W2是用于大体积水相样本的峰弛豫时间。T2B,O是用于体油相样本的峰弛豫时间。T2,W(SW=1)是用于由水相饱和的可比较填砂的峰弛豫时间。T2,O(So=1)是用于由油相饱和的可比较填砂的峰弛豫时间。T2W(Sor2)是在完成对装置2中的填砂210进行的盐水吸取（油转移）实验之后测量的峰弛豫时间。T2,O(Soi)是在老化填砂210之后测量的峰弛豫时间。
SW2是在对装置2中的填砂210进行的油转移（MEOR）实验结束时在填砂内的最终水饱和度水平。Soi是老化的填砂210中的初始油饱和度水平。可以用与SW1相似的方式计算SW2。
可以向上文阐述的等式中插入表4-2中所示值以便计算所需的湿润性指数。
根据等式（26a），润湿性指数计算部件可以计算油相润湿性指数（在用于填砂210的初始油饱和度条件，WIoi）是0.56。注意这是与用于填砂110的值相同的值，这将提示两个填砂样本如情况可以的那样在经历盐水吸取或者MEOR吸取之前如希望的那样同等地相似。
如果湿润性指数计算部件被布置成根据等式（33）执行步骤，则可以计算的是对于在MEOR吸取过程之后的填砂210在残留油饱和度（Sor2）条件的水相可湿润性指数为WIW,EOR=1.45。这是比用于在盐水吸取之后的填砂110的值明显高得多的值，这意味着多孔介质（填砂）由于MEOR过程的润湿性修改效果而在MEOR过程之后变成相对更亲水。
使用这些值和等式（34），湿润性指数修改因子计算部件有可能计算与盐水吸取相比的由于MEOR过程所致的用于水相的可湿润性指数修改因子为WIMFW=1.66。这提示MEOR过程与盐水吸取过程相比导致对亲水状态的很强润湿性修改。
执行又一填砂实验作为附加控制。因此使用用来准备填砂110、210的相同开采的砂来准备填砂。砂由接种物100%饱和（通过浸入接种物中）。接种物是与在用于填砂210的MEOR吸取实验中使用的包含两株微生物的盐水溶液相同的组成。在去除过量接种物之后，留下填砂老化持续六天以允许生物膜生长于砂的表面上。这一老化时间对应于填砂210受到MEOR吸取的时间段（6天）。应当注意，在这一控制实验中运用的填砂未暴露于原油。由于不存在原油，所以没有对填砂中的水相的表面覆盖的改变（即填砂保持由接种物100%饱和）。
图4-6示出了用于以下的T2弛豫时间分布：（i）在不存在微生物时的100%盐水饱和填砂（取自图4-3）、（ii）在老化之前的100%接种物饱和填砂和（iii）在老化持续6天之后的100%接种物饱和砂。可见在老化之前的100%接种物饱和填砂的T2弛豫时间分布与用于100%盐水饱和填砂的T2弛豫时间分布很相似。然而在6天老化之后，100%接种物饱和填砂的T2弛豫时间分布已经明显向左手侧转变。认为弛豫时间分布的转变由生物膜的生长引起（由于生成生物膜的微生物株而产生）。这一生成的生物膜（通常包括生物聚合物）粘附到砂粒表面，这减少水相的移动性、由此减少T2弛豫时间（生物膜允许水相更强地粘附到砂粒）。结果也表明NMR T2弛豫时间分布测量可以用于非入侵式地监视多孔介质中的生物膜生长。
如上文讨论的那样，基于用于在由盐水100%饱和时（在Sw=1）的填砂210的峰T2弛豫时间值，发现计算的水相润湿性指数（在MEOR过程之后的残留油饱和度 WIw,EOR）为1.45。这一润湿性指数因此考虑表面修改微生物株的表面覆盖修改效果和生成微生物的生物膜株的表面亲和性修改效果。
表4-3与表4-2相似在于它示出了对于填砂210在MEOR吸取过程期间在不同饱和条件的T2弛豫时间分布的峰值。然而在表4-3中，用于在老化持续6天之后的100%接种物饱和填砂的峰T2弛豫时间值（73.475ms）用于100%水相饱和状态（Sw=1）。当应用这一数据以计算用于填砂210的润湿性指数时，可以抵消由于生成的生物膜所致的表面亲和性修改效果，因为用于在老化之后的100%接种物饱和填砂的峰T2弛豫时间值的转变仅可以由于生物膜生长于填砂上而出现。使用等式（33）和表4-3中的数据，润湿性指数计算部件计算的水相润湿性指数（在用于填砂210的在MEOR过程之后的残留油饱和度（Sor2）条件，WIW,EOR）是0.92。这一润湿性指数因此仅考虑由于修改表面润湿（界面）性质的微生物株而产生的表面覆盖修改效果。改变砂的表面润湿或者界面性质的微生物株可以释放来自砂的油并且由此减少油相的表面覆盖并且增加水相的表面覆盖。
表4-3。
将理解根据本发明的NMR技术可以用来确认或者确定采油过程、特别是三次模式采油过程对于特定储集层岩石类型的相对有效性。因而可以有可能为给定的储集层选择最优或者最适合的采油过程。
尽管前述示例示范本发明的方法在实验室内的应用，但是设想方法也将在实验室以外（例如在油田中）有用地适用，其中将希望测量润湿性和/或其中改变。
例如可以在现场中执行实验，其中向下钻进NMR测井可以用来获得在井筒周围的含油气地层区域中的润湿性数据。可以使用与含油气地层有液压连通的下层蓄水层的向下钻进NMR测井在现场中获得用于大体积水相的NMR数据。可以使用已经从含油气地层开采的原油样本来获得用于体油相的NMR数据。
可能有必要作出原始油饱和度作为用于计算地层内的现存油量的估计的基础。而且，可能需要饱和度分布图。
设想也将有可能使用NMR来评价润湿性特性的任何改变和/或钻井过程可能引起的对给定地层的损坏的程度。
在钻井期间，井筒将通常是充满钻井流体（也称为钻井泥浆）。钻井流体可以从井筒渗出并且渗入地层的接近井筒的区域中，这又可以从井筒转移走油。
因此将理解在地层的接近井筒的区域内的饱和度条件将由于钻井流体渗入地层中而随着与井筒的距离变化。例如由于钻井流体渗入地层中，与井筒邻近的岩石可能不再具有地层的原始油饱和度水平。通过使用NMR测井工具来测量接近井筒的区域的润湿性特性，可以有可能通过断定岩石在与井筒的什么距离具有原始油饱和度水平来确定钻井泥浆的渗透程度。
因此可以比较由于钻井流体存在于地层内所致的在接近井筒的区域中的润湿性改变。
将基于油的钻井泥浆与表面活化剂一起使用可以改变地层的润湿性条件。因而将理解本发明的技术可以用来评价和/或比较不同钻井流体或者泥浆对地层的接近井筒的区域的润湿性特性的影响。
类似地，可以在二次模式采油过程（例如水（或者盐水）驱或者三次模式采油过程（诸如MEOR））之后执行比较性润湿性测试。
也应当注意可以在注入井和/或生产井中执行NMR测井。例如在注入井的情况下，NMR测井可以用来测量用于在接近井筒的区域中的流体的弛豫时间。因此设想可以有可能断定例如在水驱或者EOR过程之后已经在地层的接近井筒的区域内留下多少油。
将理解质子（1H）NMR可以特别好地适合于研究如下多孔介质，这些多孔介质中包含如下流体，这些流体包括水相和烃相。然而预期其他NMR模式可以用于调查多孔介质中的其他混合相流体系统并且本发明的原理可以在使用此类其他NMR光谱学模式时适用。

Claims (4)

1.一种评价包围井筒的区域中的多孔和可渗透含油气地层的润湿性改变的方法，所述井筒穿透所述地层，所述方法包括：
（i）在与所述含油气地层的间隔对应的深度在所述井筒内定位NMR测井工具；
（ii）测量用于位于所述含油气地层内的流体的弛豫时间；
（iii）可选地从所述井筒移开所述NMR测井工具；
（iv）向所述含油气地层内注入二次或者三次采集过程流体或者EOR过程流体持续一段时间，使得向所述地层中注入已知孔体积或者分数孔体积的所述流体；
（v）可选地关井持续一段时间；
（vi）使所述井返回到开采并且开采并且可选地采集注入的流体；
（vii）在已经开采注入的流体之后，如果必要则在与以前基本上相同的深度在所述井筒内重新定位所述NMR测井工具；并且
（viii）测量位于所述含油气地层内的所述流体的弛豫时间；
（ix）可选地用与在步骤（iv）中原先使用的采集流体不同的采集流体重复步骤号（iv）至（viii）。
2.如权利要求1所述的方法，其中在一个或者多个时机重复所述方法以测量所述地层在二次和/或三次采油过程之前、期间和/或之后的所述润湿性特性的改变。
3.如权利要求1或者2所述的方法，其中所述方法与单井化学示踪剂（SWCT）测试组合，其中在步骤（iv）中向所述含油气地层中注入的所述二次或者三次采集流体是划分成次要部分和主要部分的水流体，其中所述次要部分由反应化学示踪剂标注，所述化学反应示踪剂与水反应以形成在所述地层的所述烃相中不可溶的产物示踪剂，并且其中：
在步骤（iv）中，在水相的所述主要部分之前向所述地层中注入由所述反应化学示踪剂标注的水流体的所述次要部分，并且所述水流体的所述主要部分的量足以从所述井筒将水流体的所述次要部分推动至少5英尺的径向距离；
在步骤（v）中，关井持续用于所述反应化学示踪剂与水反应以形成可检测量的所述产物示踪剂的充分时间段；
在步骤（vi）中，从所述含油气地层回采所述水流体并且针对反应化学示踪剂含量和产物示踪剂含量分析所述水流体，并且根据在所述产物示踪剂与反应化学示踪剂的峰浓度之间的分析的间距确定残留油饱和度；并且
使用在步骤（viii）中确定的所述弛豫时间测量来计算的在所述二次或者三次采油过程之后的所述润湿性指数改变与根据所述SWCT测试从在产物示踪剂和反应示踪剂的所述峰浓度之间的所述间距确定的所述残留油饱和度相关。
4.如权利要求3所述的方法，其中所述反应化学示踪剂是乙酸乙酯并且所述产物示踪剂是乙醇。
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