CN104838257A - 基于nmr测量和温度/压力循环的沥青质测评 - Google Patents
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Abstract
包含原油的储层中的沥青质含量和其空间分布是确定地层损害和管线损伤的潜在性以及针对油的处理和提炼的计划的重要因素。实例性运用包括储层建模、开发和消耗计划、压力维护以及地面设施管理。已经开发了一种方便的方法，其在温度和/或压力循环期间使用二维NMR技术以量化原油的沥青质含量而无需自储层岩石提取油。可将该技术应用于岩心、井下记录或这两者的组合。
Description
背景技术
沥青质含量是确定用于地下储层建模和用于处理并提炼原油路线的原油物理特性的重要因素。被称为SARA(饱和烃、芳香烃、树脂和沥青质)分析的已知实验室技术对于确定这些亚成分族在多成分原油内的质量体积是相对冗长的方法。在井下或地面构造中快速且可施展的量化沥青质组分的更方便的方法是值得拥有的。
发明内容
提供该发明内容，以引入对在以下详细描述中所进一步描述的概念的选择。该发明内容既不旨在确定所要求主题的关键或必要的特征，也不旨在用作帮助限定所要求保护的主题的范围。
根据一些实施例，描述了一种对来自地下岩层的含油气岩石样本进行沥青质测评的方法。所述方法包括：在沥青质沉淀开始之前的温度和压力条件下进行代表含油气岩石样本的第一NMR测量；将含油气岩石样本的温度和/或压力降低到低于期望的沥青质沉淀开始条件；随后将温度和/或压力条件升高至高于期望的沥青质沉淀开始条件；在高于期望的沥青质沉淀开始条件的条件时，对含油气岩石进行第二NMR测量；以及至少部分地基于第一NMR测量与第二NMR测量的比较测评含油气岩石样本中油的沥青质含量。
根据一些实施例，当岩石样本原地位于地下岩层内时，使用井下NMR工具在井下进行第一NMR测量，根据替代的实施例，当被保持在储层温度和压力条件下时，在地面上(或井下)对岩石样本进行第一NMR测量。根据一些实施例，第一NMR测量时的岩石样本的温度和压力条件基本上与第二NMR测量时的岩石样本的温度和压力条件相同。第一NMR测量和第二NMR测量均是扩散-弛豫NMR测量，例如，扩散-T1或扩散-T2测量。还在从地下地层生产之前进行第一NMR测量。期望的沥青质沉淀开始条件是沥青质-沉淀包络上的沥青质絮凝-溶解的临界点。根据一些实施例，在扩散和弛豫(T1或T2)空间中映射第一测量和第二测量，在倾向于指示岩石样本中明显存在沥青质的流体(软沥青)中测评所述2D(2维)映射图的偏移。该偏移可以指示沥青质关于岩石样本内的孔隙表面的润湿性的不可逆特性。
根据一些实施例，例如，通过使用扩散系数的对数平均方法或人工方法，在来自第一NMR测量和第二NMR测量的数据中，将代表油流体的信号与代表水流体的信号分离。还能够利用在提取的油上进行的饱和烃、芳香烃、树脂和沥青质的实验室分析和在具有和不具有包含的原油的情况下对岩石的一个或多个其他样本的NMR测量执行校准。
根据一些实施例，描述了一种用于对来自地下岩层的含油气岩石样本进行沥青质测评的系统。所述系统包括：适于在沥青质沉淀开始之前的压力条件下或在初始储层温度和压力条件下对地下岩层进行第一NMR测量的井下NMR工具；用于引起并控制含油气岩石样本的温度和压力变化的设施，所述设施被配置为能将样本的温度和/或压力降低到低于期望的沥青质沉淀开始条件的点，随后将温度和/或压力条件升高至高于期望的沥青质沉淀开始条件或返回至初始储层条件并且重新进行寻找由温度或压力循环所导致的信号不同的井下测量。根据一些实施例，可以使用井下岩石采样技术，对相邻井壁中的岩石和原油体积或替代地对从地层壁提取的井下岩石样本进行井下测量。替代性地，当条件高于期望的沥青质沉淀开始条件时，地面NMR测量设施适于对含油气岩石样本进行第二NMR测量，其中，能够至少部分地基于第一NMR测量与第二NMR测量的比较对含油气岩石样本中的沥青质含量进行测评。
根据另一实施例，所述系统包括：适于在储层条件下对地下岩层进行第一NMR测量、由此观察到未将二维的油信号和水信号解析至期望的准确度和精确度的井下NMR工具。因此，利用用于引起并控制含油气和水的岩石样本的温度和压力变化的设施来改变测量条件(温度或压力)，以改善二维信号域中油信号和水信号的分辨率。随后，将样本返回至初始条件，并将在改变的温度或压力下所获得的已分解的信息用作对油和水二维信号的储层条件的解卷积的解释的限制。根据一些实施例，可以使用井下岩石采样技术，对相邻井壁中的岩石和原油体积或替代地对从地层壁提取的井下岩石样本进行井下测量。替代性地，使地面NMR测量设施适于在储层条件和能够改善信号分辨率并将样本返回至初始储层条件的方法的改变条件时对含油气岩石样本进行第二NMR测量。
附图说明
在附图之后的详细描述中，通过主题公开的实施例的非限制性实例参考所注解的多个附图进一步描述主题公开，其中，在整个几幅附图中，相同的附图标记代表相同的零件，并且其中：
图1示出针对具有高沥青质含量(大约4wt％)的散装原油的扩散-T2分布与温度的函数关系；
图2根据一些实施例示出针对环境温度和压力下的处于其保存(即，天然)状态下的碳酸盐岩石的扩散-T2图；
图3根据一些实施例示出针对与图2中一样的、但在100℃的高温下所测量的天然状态的岩心塞的扩散-T2分布；
图4是压力-温度空间中沥青质-沉淀包络(APE)的图；
图5-6是根据一些实施例的示出针对储层岩心样本的模拟2D扩散-T2分布的图；
图7是根据一些实施例的示出用于测评明显量的沥青质是否存在于岩心样本中的方法的多个方面的流程图；以及
图8是根据一些实施例的示出用于测评明显量的沥青质是否存在于岩心样本中的系统的多个方面的图。
具体实施方式
通过实例在本文中示出的细节，只是为了示例性讨论主题公开的实施例，并且，提出这些细节是因为其被认为是最有用且容易理解原理的描述和主题公开的概念方面。在这点上，不试图示出主题公开的超出对主题公开的基本理解是必须的结构细节，描述与附图使主题公开的几种形式可以如何在实践中体现对本领域技术人员显而易见。进一步地，各个附图中的相似附图标记和标号指示相同的元件。
通常在天然状态的井眼地层温度下执行由NMR衰减时间和扩散时间组成的二维NMR信号测量。然而，将该二维空间中的信号分量分离成水和油的弛豫时间和以改变的弛豫时间润湿岩石表面的流体受执行测量时的温度的强烈影响。改变测量温度能够在流体成分之间非常强有力地分离或融合在扩散时域中的信号，同时信号也经历一些较弱的与温度相关的变宽或变窄。典型地，在地层温度下测量这些信号。为了更完整的解释，这些温度效应能够被模拟且补偿，以与实验室的环境条件进行比较。
根据一些实施例，通过小体积调查能够通过加热或冷却设备改变关注的包含储层流体和岩石的井下测量体积的温度，并且能设计并选择该温度以产生分离和加宽NMR信号的最大分辨率。此外，根据一些实施例，局部温度的降低和增加能够被用于关闭和窄化信号，并且然后按需加宽并扩展信号。为了各种目的还可以对温度扫描和循环编程，以便强调多成分油气混合物的某些特性，这些特性关于包含沥青质、蜡以及状态和特性将被温度扫描和循环所修改的其他亚成分的油气的多成分相特性是不可逆的。
根据一些实施例，利用油(和油成分)和水在各种温度下表现不相同的事实描述沥青质分析。尤其是，根据一些实施例，能够使用温度斜坡(自非常冷，假设10℃，至非常高，假设150℃)来通过它们的NMR响应(其可以包括一些岩石力学逆变)来表征流体的独特热力学特性。
储层油可包含高的沥青质含量，并且当沥青质在岩石表面上变得润湿性时，已知沥青质具有不可逆的特性(滞后现象)。根据一些实施例，NMR测量被包括在关于所保持的岩心的压力与温度循环中，其横穿针对沥青质的絮凝-溶解的临界点。然后，能够将研究结论分类为两个广义的类：(1)如果NMR结果在压力和温度循环期间是可重复的(可逆的)，则不能检测出沥青质的影响，并且推断出饱含油的岩心包含极少的沥青质含量；以及(2)如果NMR结果在压力和温度循环期间是不可逆的，则沥青质以不可逆的方式沉积并且润湿岩石表面，并且推断出饱含油的岩心包含明显的沥青质含量(>1wt％)。根据一些实施例，提供了一种使用NMR对保藏的岩心中的沥青质含量的快速原地估计，其能够用来自岩心提取的油的SARA分析来校准。
已知沥青质对散装原油的NMR响应产生明显的影响。例如，图1分别以虚线、点划线和实线示出在10、30和50℃所测量的针对具有高沥青质含量(大约4wt％)的散装原油的扩散-T2分布。居中的图100是2D图，而右屛面110则是扩散的1D投影，以及底屛面120是T2的1D投影。虚线对角线130是已知烷类驻留在的油相关线。图1的数据来自“横向和转动扩散系数的相关：烃油中化学成分的探测(Correlation of Transverse andRotational Diffusion Coefficient:A Probe of Chemical Composition inHydrocarbon Oils)”，Albina R.Mutina，Martin D.Hurlimann，J.phys.Chem.A 2008，112，3291-3301。
增加温度的效果是降低滑油粘度(η)，这导致扩散(～1/ηα)和T2弛豫(～1/ηα)的增加，其中，已知指数α在范围内。同样地，2D图中的多数信号位于针对烷类的对角线油相关线的左侧(已知为5x10-10m2/s2)，其是遍布整个温度范围的高沥青质含量的指示(即，没有溶解)。能够看出，原油的扩散-T2弛豫图作为温度的函数，既是油粘度的好的估量又是沥青质含量的好的指示物。
注意到，4wt％的沥青质由于其非常短的T2弛豫时间是不可见的NMR。图1中示出的NMR信号包括油中其余96wt％的非沥青质成分(软沥青)，其严重地受溶液中4wt％的沥青质的存在的影响。
当沥青质从原油中的溶液中退出时，主要影响是降低导致其余软沥青的扩散和T2增加的油粘度。次要影响是将其余的纯软沥青信号推动到针对烷类的对角线的油相关线上。
在原油浸透多孔岩石的情况下，当沥青质从溶液出来、絮凝并且然后涂覆岩石表面时，额外的效果起作用。在这种情况下，软沥青的粘度较低，并且由此扩散和T2较大，然而，无论它们何时碰到孔隙壁，孔表面上的沥青质都对软沥青产生额外的表面弛豫。这种由于表面弛豫效能的增强的弛豫缩短了软沥青的T2弛豫时间，而不显著地影响扩散。有效效应是再次将软沥青信号驱动至针对烷类的油相关线的左侧。
根据一些实施例，温度与压力以可控方式的斜坡变化和循环将使原油信号以上述方式在宽范围的扩散和T2上偏移。2D空间中各种偏移的程度将取决于饱和油的沥青质的含量和历史。如果达到临界点，其中，沥青质退出并且永久地涂覆孔隙壁，则将检测针对软沥青的增强的表面弛豫，并且在达到临界点之前扩散-T2坐标将不再出现。这将发出不可逆的(即，滞后的)循环的信号，我们已经发现其是原油中高沥青质含量(>1wt％)的识别标志。
图2根据一些实施例示出针对处于其保存(即，天然)状态的碳酸盐岩石的扩散-T2图。扩散-T2分布2D图200是针对环境温度(25℃)下的浸透有油和水的天然状态的岩心塞的。虚线的水平线232是水线，而虚线的对角线230则是针对烷类的油相关线。2D图200中的实线234是分布的DCLM(扩散系数的对数平均)，其被用于分离屛面220中所示的T2投影中的油成分和水成分。具体地，在屛面220中，以虚线示出油，以点线示出水；以及以实线示出全部。
在图2中所示的实例中，用盐水和原油部分地浸透岩石。根据SARA分析，已知饱和原油具有大约4wt％的沥青质浓度，其非常类似于图1中所示的散装原油实例。在环境温度(25℃)下获得图2中的数据。2D图200的分析表明具有短T2～4×10-2秒的信号202主要是油，而在T2～2×100周围的信号204则是油信号与水信号的混合。注意到，在T2～2×100秒处的油信号和水信号的分离是不准确的，因为在这个温度下，水线232和油相关线230在关注的范围处相交。
图3根据一些实施例示出针对与图2中一样的、但在100℃的高温下所测量的天然状态的岩心塞的扩散-T2分布。2D图300中的实线334指示将分布人工分离为T2投影310和320中所示的油和水。在1D扩散投影屛面310和1D T2投影屛面320中，以虚线示出油，以点线示出水，以及以实线示出全部。具有短T2～8×10-2秒的信号302再次(一贯地)主要为油，而现在则清楚地将长T2～2×100秒处的信号分离为油峰值306和水峰值304。
从图3显而易见，天然状态的塞被混合润湿。这同样能够通过分离3个流体峰值302、304和306推导出：(1)部分地润湿水，具有长T2～2×100秒，(峰值304)主要位于(未受限制的)水相关线332上；(2)非润湿油，具有长T2～2×100秒，(峰值306)主要位于针对烷类的对角线的油相关线330上，表明油是软沥青；以及(3)润湿油，具有短T2～8×10-2秒，(峰值302)位于对角线的油相关线330的左侧，表明软沥青与涂覆有沥青质的孔表面接触。
来自图2和3的实例的第一个结论是：与在环境条件下(图2)的测量相比，在升高的储层条件下(图3)的测量导致更清楚的油信号与水信号的分离。第二个结论是：由于沥青质退出、絮凝并涂覆孔隙壁的一些(而非全部)，该碳酸盐岩被混合润湿。换句话说，在该原油中存在明显浓度的沥青质，这与对所开采的油的独立的SARA分析一致。根据一些实施例，原油中明显浓度的沥青质的结论基于如图3中所示的在升高温度和压力下对被浸透的岩心的NMR测量与当在初始储层条件下时对井下地层进行的NMR测量之间的比较。例如，在提取岩心样本之前，能够用井下NMR工具进行该第一NMR测量(未示出)。在温度循环之前与之后的NMR测量之间的比较中，明显沥青质浓度的结论取决于对倾向于指示岩石样本中沥青质的明显存在的流体(软沥青)的信号偏移的观察。所观察到的信号偏移指示沥青质关于表面在岩石样本内的孔的润湿性的不可逆特性。在下面的图5-6中示出了该偏移。根据一些实施例，使用其他类型的NMR 2D图来代替如图2-3中所示的扩散-T2图。例如，根据一些实施例，使用扩散-T1或T1-T2二维图。
图4是压力-温度空间中沥青质-沉淀包络(APE)的图。沥青质-沉淀包络422和424针对溶液中沥青质的稳定性区域划定界限。对于给定实例的储层条件410，主要消耗导致压力降低。当压力达到较高的沥青质-沉淀包络422时，也被称为沥青质-沉淀开始压力，最小可溶解的沥青质将沉淀。当压力继续降低时，更多的沥青质将沉淀，直到达到泡点压力420，并且自溶液释放气体。随着连续的压力降低，已从系统中去除掉足够的气体，并且原油可以开始在较低的沥青质-沉淀包络424下再溶解沥青质。对于关于沥青质的进一步信息，参见：K.Akbarzadeh等人，“沥青质-成问题的但有丰富的潜力(Asphaltenes—Problematic but Rich in Potential)”，油田评论(Oilfield Review)，(2007)。
图5-6根据一些实施例示出针对储层岩心样本的模拟的2D扩散-T2分布的图。该2D图500示出在经过沥青质沉淀开始点之前在初始储层压力与温度下对岩心样本岩石进行第一组NMR测量。这可以是例如来自切割岩心样本或用具有原地的NMR能力的井下取心工具所采样的岩心之前的储层岩石的井下NMR测量。在对应于水的水线532附近示出信号504。信号502在油相关线530的左侧。在没有进一步信息的情况下，信号502可以指示：(1)非润湿的油包含沥青质；(2)润湿的油不包含沥青质；或(3)两者的组合。
在图6中，2D图600示出温度循环之后的第二组NMR测量。已经将岩心样本的温度降低至沥青质沉淀开始点以下，并且然后升高倒退回开始点之上。2D图600示出信号峰值的位置已经自循环之前的位置502偏移至位置602。通过虚线箭头示出该偏移。点划线箭头541、542和543示出能够被解释如下的偏移的分解。从油中退出的沥青质导致软沥青弛豫时间的增加，通过箭头541示出。在沥青质退出导致软沥青弛豫时间(～1/ηα)以及软沥青扩散系数(～1/ηα)的增加之后，降低软沥青的粘度(η)，如由箭头542所示。指数α典型地在范围内。最终，沥青质沉积到孔隙壁并且孔变得油润湿，这导致软沥青的弛豫时间的降低，如由箭头543所示。通过图600中新的信号位置602看出整个偏移。从该偏移能够确定，明显量(即，大于1％wt)的沥青质存在于岩心样本中。根据一些实施例，使用其他类型的NMR 2D图来代替如图5-6中所示的扩散-T2。例如，根据一些实施例，使用扩散-T1或T1-T2二维图。
在图6中，自沥青质退出的T2偏移(541)与自沥青质沉积到孔隙壁上的T2偏移(543)不必是相同量级的。结果是在指数α～0(上面所定义的)导致沿烷类线(530)的可忽略的偏移(542)情况下(这里未示出)，单独地能够通过沿T2轴的541和543的幅度上的不同来检测明显(即，大于1％wt)沥青质。
图7是根据一些实施例的示出用于测评明显量的沥青质是否存在于岩心样本中的方法的多个方面的流程图。在框710中，使用井下NMR工具在井下原地对储层岩石进行第一组扩散弛豫NMR测量。根据替代的实施例，如果在运输至地面和至实验室设施期间保持岩心样本的温度和压力条件的能力存在，则在框712中，能够在实验室中进行第一组NMR测量。为了最大的准确性和可靠性，非常希望在样本首次穿越沥青质沉淀开始点之前进行第一组NMR测量。因此，根据一些实施例，在储层内的压力显著降低之前进行第一组NMR测量(在框710或712中)，储层内的压力显著降低可以发生在例如产能耗尽的期间。
在框714中，将岩心样本的温度和/或压力降低至沥青质沉淀开始点以下的点。在框715中，将温度和/或压力升高至回到沥青质沉淀开始点之上的点。根据一些实施例，进行努力以匹配在其下进行第一组NMR测量的温度和压力条件。在框718中，当在较高的温度/压力条件时，对岩心样本进行第二组扩散弛豫NMR测量。在框720中，基于第一组NMR数据与第二组NMR数据(其能够被绘制，例如，分别诸如图5和6中所示的)的比较进行明显量的沥青质是否存在(例如，>1wt％含量)的测评。
根据一些实施例，各种参数被控制用于本文所描述的沥青质测评技术。首先，应当以受控方式设计框714和716的温度和压力循环，以穿越针对沥青质退出的临界点。其次，应当在不可逆的工艺之前(如在框710或712中)或之后(如在框718中)恰当地获取NMR数据。第三，根据一些实施例，例如通过使用如图2中的DCLM方法或通过使用如图3中的手动“以目估算”方法仔细地选择用于分离2D图中不同流体的技术。本领域技术人员将意识到，这些参数和技术的选择将取决于调查研究的储层岩石和流体、储层条件以及原油中沥青质的相特性的特定组合。根据一些实施例，类似于本文所描述的实例，使用自岩心提取的油的SARA分析执行这种技术的基准标记或校准。
根据一些实施例，能够提供井下工具，其能提取岩石样本的岩心、测量第一NMR、循环温度和/或压力以低于并且然后回到临界点之上、然后测量第二NMR，所有这些保持在井下。或者，能够提供井下工具，其能够在不切割岩石样本的情况下原地地冷却岩石的一部分至低于针对沥青质退出的临界点，同时在冷却之前和之后进行NMR工具测量。在这些情况下，还将完全在井下进行框712-718的操作。
图8是根据一些实施例示出用于测评明显量的沥青质是否存在于岩石样本中的系统的多个方面的图。经由在井822中部署电缆下井仪器串的试井车820将来自地下岩层802的NMR数据在井场800处收集。该下井仪器串包括诸如工具824和826的一个或多个电缆工具。根据一些实施例，电缆工具824是适于进行NMR井下测量的NMR工具，包括收集诸如在图7的框710中所示的T1和/或T2分布的数据。根据一些实施例，使用诸如斯伦贝谢的CMRTM(可组合的磁共振)工具的NMR工具，或能够使用斯伦贝谢的MR-扫描器TM(磁共振扫描器)工具，用于连续的扩散记录。根据一些实施例，电缆工具826是适于自地层802获得岩心样本的井下工具。注意到，根据一些实施例，NMR工具和岩心采样工具运行于不同的时间。
传输所获取的NMR数据810，并且将所获得的岩心样本812传送至井场800至包括用于执行如本文所描述的数据处理过程以及其他处理的一个或多个中央处理单元844的地面设施850。设施还包括存储系统842、通信和输入/输出模块840、用户显示器846和用户输入系统848。根据一些实施例，地面设施850可以位于远离井场800的位置。地面设施850还包括用于如在图7的框714和716中所示地循环温度的温度/压力控制设施814，以及进行如图7的框718中所示的扩散-弛豫测量的NMR设施816。对处理单元844进行编程以执行图7的框720中所示的测评，以便产生对沥青质的测评818。
根据一些替代的实施例，电缆工具824和/或826能够切割岩心样本并且循环样本的温度和/或压力以低于、然后回到针对沥青质退出的临界点之上，并且还能够在循环之前和之后进行NMR测量。根据进一步的替代的实施例，电缆工具824和/或826能够原地冷却岩层802的样本部分而不切割岩心，并且在低于和回到针对沥青质退出的临界点之上的温度循环之前或之后进行NMR测量。在这类替代的实施例中，能够将数据传输至地面设施或能够通过工具在井下对其进行测评。
虽然通过上述实施例描述了主题公开，但是本领域技术人员将理解，可以对所示实施例进行修改和改变而不背离本文所公开的创造性概念。此外，虽然连同各个示例性结构描述了优选的实施例，但是本领域技术人员将意识到，可以使用多种具体结构实施该系统。因此，不应当将主题公开示作由所附权利要求的范围和精神所限制的概念。
Claims (23)
1.一种对来自地下岩层的含油气岩石样本进行沥青质测评的方法，包括：
在沥青质沉淀开始之前的温度和压力条件下，进行代表含油气岩石样本的第一NMR测量；
将所述含油气岩石样本的温度和/或压力降低至低于期望的沥青质沉淀开始条件；
随后将温度和/或压力条件升高至高于期望的沥青质沉淀开始条件；
当在条件高于期望的沥青质沉淀开始条件时，对所述含油气岩石进行第二NMR测量；以及
至少部分地基于所述第一NMR测量与所述第二NMR测量的比较测评所述含油气岩石样本中的油的沥青质含量。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，当所述岩石样本原地位于所述地下岩层内时，使用井下NMR工具在井下进行所述第一NMR测量。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，当岩石样本被保持在储层温度和压力条件下时，在地面对岩石样本进行所述第一NMR测量。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一NMR测量时的所述岩石样本的温度和压力条件与所述第二NMR测量时的所述岩石样本的温度和压力条件基本相同。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一NMR测量和所述第二NMR测量是扩散-弛豫NMR测量。
6.根据权利要求5所述的方法，其中，所述第一NMR测量和所述第二NMR测量是扩散-T2测量。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一NMR测量代表从所述地下岩层生产之前的温度和压力条件下的岩石样本。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，期望的沥青质沉淀开始条件是沥青质-沉淀包络上的沥青质絮凝-溶解的临界点。
9.根据权利要求1所述的方法，还包括：在来自所述第一NMR测量和所述第二NMR测量的数据中，将代表水流体的信号与代表油流体的信号分离。
10.根据权利要求9所述的方法，其中，所述分离依赖来自所述第一NMR测量和所述第二NMR测量的数据的扩散系数的对数平均。
11.根据权利要求9所述的方法，其中，至少部分人工地执行信号分离。
12.根据权利要求1所述的方法，其中，所述测评还部分地基于利用对从岩石的一个或多个其他样本提取的油所进行的饱和烃、芳香烃、树脂和沥青质的实验室分析和对所述岩石的一个或多个其他样本的NMR测量执行的校准。
13.根据权利要求6所述的方法，还包括：
在扩散和T2空间中映射所述第一测量和所述第二测量；以及
在代表倾向于指示岩石样本中沥青质的明显存在的软沥青的流体中测评映射的第一测量和第二测量的偏移。
14.根据权利要求13所述的方法，其中，所述偏移指示沥青质关于所述岩石样本内的孔隙表面的润湿性的不可逆特性。
15.一种用于对来自地下岩层的含油气岩石样本进行沥青质测评的系统，包括：
井下NMR工具，其适于在沥青质沉淀开始之前的压力条件下进行所述地下岩层的第一NMR测量；
用于控制含油气岩石样本的温度和压力的设施，所述设施被配置为能将样本的温度和/或压力降低至低于期望的沥青质沉淀开始条件的点，随后将温度和/或压力条件升高至高于期望的沥青质沉淀开始条件；以及
地面NMR测量设施，其适于当条件高于期望的沥青质沉淀开始条件时对含油气岩石样本进行第二NMR测量，其中，能够至少部分地基于所述第一NMR测量与所述第二NMR测量的比较进行含油气岩石样本中的沥青质含量的测评。
16.根据权利要求15所述的系统，其中，所述第一NMR测量时的所述岩石样本的温度和压力条件与所述第二NMR测量时的所述岩石样本的温度和压力条件基本相同。
17.根据权利要求15所述的系统，其中，所述第一NMR测量和所述第二NMR测量是扩散-弛豫NMR测量。
18.根据权利要求17所述的系统，其中，所述第一NMR测量和所述第二NMR测量是扩散-T2测量。
19.根据权利要求15所述的系统，其中，所述第一NMR测量代表从所述地下岩层生产之前的温度和压力条件下的岩石样本。
20.根据权利要求15所述的系统，其中，期望的沥青质沉淀开始条件是沥青质-沉淀包络上的沥青质絮凝-溶解的临界点。
21.根据权利要求15所述的系统，其中，所述测评还部分地基于利用对从岩石的一个或多个其他样本提取的油所进行的饱和烃、芳香烃、树脂和沥青质的实验室分析和对所述岩石的一个或多个其他样本的NMR测量执行的校准。
22.根据权利要求18所述的系统，还包括处理系统，其被配置并被编程为能部分地基于在扩散和T2空间中映射所述第一测量和所述第二测量以及在代表倾向于指示岩石样本中沥青质的明显存在的软沥青的流体中测评映射的第一测量和第二测量的偏移，执行对沥青质含量的测评。
23.根据权利要求22所述的系统，其中，所述偏移指示沥青质关于岩石样本内的孔隙表面的润湿性的不可逆特性。
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