CN108368739B - 通过使用来自多次测量的第一回波而在具有微孔隙度的地层中进行nmr测井 - Google Patents

通过使用来自多次测量的第一回波而在具有微孔隙度的地层中进行nmr测井 Download PDF

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Abstract

本发明描述了一种用于估计地下材料的性质的方法，所述方法包括：经由穿透所述地下材料的井孔来运送载体；使用设置在所述载体上的磁共振(NMR)工具在所述地下材料中的感兴趣体积中执行至少两次NMR测量，其中(i)第一次NMR测量具有第一等待时间和第一个第一回波时间且第二次NMR测量具有第二等待时间和第二个第一回波时间，(ii)所述第一等待时间和所述第二等待时间小于或等于500毫秒，并且(iii)所述第一个第一回波时间与所述第二个第一回波时间不同；至少接收所述第一次NMR测量的所述第一回波并且至少接收所述第二次NMR测量的所述第一回波；以及通过同时使用所述至少两个测量的第一回波来估计所述地下材料的所述性质。

Description

通过使用来自多次测量的第一回波而在具有微孔隙度的地层 中进行NMR测井
相关申请的交叉参考
本申请要求2015年12月28日提交的美国申请No.14/979998的权益，所述美国申请以引用的方式整体并入本文中。
背景技术
将井孔钻探到地表中以用于许多应用，诸如烃生产、地热生产和二氧化碳隔离。为了有效地使用钻探井孔的昂贵资源，分析员采集与被钻探的地质地层有关的详细信息是重要的。
核磁共振(NMR)工具是对于执行含烃地层或上覆页岩的性质的详细测量特别有用的一种类型的井下工具。除了其它之外，NMR测量用以确定岩层的孔隙度、烃饱和度以及渗透率。在上覆页岩中，孔隙度可以是由粘土束缚水引起的，因为在这个页岩中可能不存在烃类。NMR测井工具用以激发在井孔周围的地质地层中的流体的原子核，使得可以测量地质地层的某些NMR参数(诸如NMR孔隙度)、纵向弛豫时间(在本领域通常称作T1)以及横向弛豫时间(在本领域通常称作T2)。根据这些测量，确定孔隙度、渗透率和烃饱和度，这提供关于地质地层的构成的有价值的信息以及可萃取烃的量。关于执行NMR测量的教导可以参考以下参考文献：George R.Coates、Lizhi Xiao和Manfred G.Prammer的NMR LOGGINGPRINCIPLES&APPLICATIONS，Halliburton Energy Services Publication H02308(1999)；K.-J.DUNN、D.J.Bergman和G.A.Latorraca的Nuclear Magnetic ResonancePetrophysical and Logging Applications，PERGAMON(2002)；以及Manfred Prammer的美国专利6051973。
特别是确定井下条件下的快速衰减的部分孔隙度具有挑战性。Prammer等人(Prammer等人，SPE Annual Technical Conference and Exhibition，丹佛，1996年10月6-9日，SPE-36522)描述了通过执行具有短等待时间和长等待时间的两次NMR测量来分别确定快速衰减的部分孔隙度的方法。Prammer等人记录了两个回波链并且估计快速和缓慢衰减的孔隙度。Akkurt等人(Akkurt等人SPWLA 39th Annual Logging Symposium，科罗拉多，基斯通，1998年5月26-28日，SPWLA-GG)描述了所谓的“双TE方法”以通过利用具有相等的等待时间和不同的回波间时间的两次NMR测量来确定流体扩散系数。两次NMR测量的等待时间较长以便使所有地层流体极化。根据与两次NMR测量一起记录的两个回波链来估计流体扩散系数。
不幸的是，NMR效应，本文称作二阶受激回波效应干扰间接NMR回波的振幅。Goelman和Prammer提出了这种效应的理论背景(Goelman,G.和Prammer,M.G.1995，TheCPMG Pulse Sequence in Strong Magnetic Field Gradients with Applications toOil-Well Logging，Journal of Magnetic Resonance,Series A 113:11–18)。然而，Goelman和Prammer没有提到二阶受激回波效应对具有微孔隙度的地质地层中的孔隙度造成的后果。干扰导致NMR信号失真并且在具有NMR微孔隙度的地层(例如，页岩气、页岩油、粘土束缚水、重油、焦油、碳酸盐)中是严重的。由于二阶受激回波效应，现有技术NMR测井方法可能导致对微孔隙度的估计不准确，其中估计的不准确度可以达20％或甚至更大。因此，如果可以开发减少或消除由二阶受激回波效应引起的NMR信号失真的方法和系统，则在钻探和生产行业中将很受欢迎。
发明内容
公开了一种用于估计地下材料的性质的方法。所述方法包括：经由穿透所述地下材料的井孔来运送载体；使用设置在所述载体上的磁共振(NMR)工具在所述地下材料中的感兴趣体积中执行至少两次NMR测量，其中(i)第一次NMR测量具有第一等待时间和第一个第一回波时间且第二次NMR测量具有第二等待时间和第二个第一回波时间，(ii)所述第一等待时间和所述第二等待时间小于或等于500毫秒，并且(iii)所述第一个第一回波时间与所述第二个第一回波时间不同；由处理器至少接收所述第一次NMR测量的所述第一回波并且至少接收所述第二次NMR测量的所述第一回波；以及由所述处理器通过同时使用所述至少两个测量的第一回波来估计所述地下材料的所述性质。
还公开了一种用于估计地下材料的性质的设备。所述设备包括被配置用来经由穿透所述地下材料的井孔运送的载体、设置在所述载体上的核磁共振(NMR)工具以及处理器。所述NMR工具被配置用来使用设置在所述载体上的NMR工具在所述地下材料中的感兴趣体积中执行至少两次磁共振(NMR)测量，其中(i)第一次NMR测量具有第一等待时间和第一个第一回波时间且第二次NMR测量具有第二等待时间和第二个第一回波时间，(ii)所述第一等待时间和所述第二等待时间小于或等于500毫秒，并且(iii)所述第一个第一回波时间与所述第二个第一回波时间不同。所述处理器被配置用来：至少接收所述第一次NMR测量的所述第一回波并且至少接收所述第二次NMR测量的所述第一回波；以及通过同时使用所述至少两个测量的第一回波来估计所述地下材料的所述性质。
附图简述
以下描述不应以任何方式看作限制性的。参照附图，相同元件编号相同：
图1示出了设置在穿透地表的井孔中的井下核磁共振(NMR)工具的实施方案的横截面视图；
图2示出了在T1＝T2的情况下回波间时间为0.4ms的CPMG波列的指数拟合的方面；
图3示出了在T1＝T2的情况下回波间时间为0.5ms的CPMG波列的指数拟合的方面；
图4示出了在T1＝T2的情况下关于双第一回波方法的指数拟合的方面；
图5示出了在T1>T2的情况下回波间时间为0.4ms的CPMG波列的指数拟合的方面；
图6示出了在T1>T2的情况下回波间时间为0.5ms的CPMG波列的指数拟合的方面；
图7示出了在T1>T2的情况下关于双第一回波方法的指数拟合的方面：以及
图8是用于估计地下材料的性质的方法的流程图。
具体实施方式
本文中参照附图借助例证并且不受限制地呈现了公开的设备和方法的一个或多个实施方案的详细描述。
公开了方法和系统，减少或消除由二阶受激回波效应引起的NMR信号失真的新的核磁共振(NMR)测井方法。二阶受激回波效应是由静态磁场B0的不均匀性引起的，并且所有NMR测井工具(LWD和电缆两者)都可能发生这种效应。所述方法包括通过使用具有非常短的等待时间(例如，小于100毫秒(ms)并且具有不同的第一回波时间(例如，0.4ms和0.5ms)的至少两次NMR测量来采集NMR回波，以及同时处理第一回波以获得感兴趣性质(例如，孔隙度T2)。为了方便起见，本文中公开的方法可以称作“双第一回波方法”。然而，所述方法不限于两次NMR测量并且回波的额外采集和处理是本公开的一部分。
如本文中所公开，所述方法的一个实现方式包括：(1)通过具有非常短的等待时间(例如，小于100ms)和给定第一回波时间(例如，0.4ms)的第一次NMR测量来采集第一个第一回波；(2)通过具有与第一次测量相同的等待时间但具有不同的第一回波时间(例如，0.5ms)的第二次测量来采集第二个第一回波；以及(3)同时处理来自两次测量的两个第一回波以评估感兴趣性质(例如，孔隙度T2)。本公开不限于具有相同等待时间的第二次测量。它可能具有不同的等待时间。
NMR微孔隙度(“短T2孔隙度”，其中T2小于或等于6ms)对于常规以及非常规储层提供有用信息。在非常规储层中，NMR微孔隙度与潜在储量(例如，页岩气、页岩油)有直接联系。在具有重油或焦油的储层中，NMR微孔隙度是这些烃类成分的孔隙度。在常规储层中，NMR微孔隙度是粘土束缚水的孔隙度并且这个孔隙度对于估计不可减缩的水饱和度、估计渗透率和计算若干其它NMR回答产物(例如，烃饱和度)是重要的。在碳酸盐储层中，NMR微孔隙度与岩石物理微孔隙度直接相关。碳酸盐中的微孔隙度是用于碳酸盐中的地层评估(例如，总孔隙度、渗透率、饱和度)的参数。在上覆层中，NMR微孔隙度是页岩的孔隙度。知道页岩的孔隙度和/或相关联的T2值(其通常被计算为微孔隙度峰值的T2分布的几何平均数)也提供有用信息，因为它可能是对孔隙(过)压力的指示并且它可能是对页岩矿物的指示，这对于井筒稳定性和套管决定是有用的。
接下来，讨论用于实现本文中公开的方法和系统的设备。图1示出了设置在穿透地表3的井孔2中的NMR工具10的实施方案的横截面视图，地表3包括地层4。通过载体5经由井孔2运送NMR工具10，载体5可以是钻管，诸如钻柱6。钻头7设置在钻柱6的远端。钻机8被配置用来实施钻探操作，诸如使钻柱6并且因此使钻头7旋转以便钻探井孔2。另外，钻机8被配置用来经由钻柱6泵送钻井泥浆(即，钻井流体)以便润滑钻头7并冲洗来自井孔2的岩屑。井下电子元件11被配置用来操作NMR工具10，处理在井下获得的测量数据，和/或充当与遥测仪的接口以便在井下组件与设置在地表3的表面处的计算机处理系统12之间传送数据或命令。遥测仪的非限制性实施方案包括用于实时通信的脉冲泥浆、有线钻杆、光纤、电磁、声学和任何其它可能的传输方法。系统操作和数据处理操作可以由井下电子元件11、计算机处理系统12或其组合执行。在替代实施方案中，载体5可以是铠装电缆，其可以支撑并运送NMR工具10并且还提供导体以用于与地面处理系统12进行通信。
NMR工具10被配置用来对地层4执行NMR测量。NMR测量是在感兴趣体积9中执行的。这个体积可以是在NMR工具10周围的环面形状，或当使用侧视NMR工具时可以仅仅在一侧。NMR测量可以产生纵向弛豫时间常数T1和横向弛豫时间常数T2(或其分布，见下文)。T1与时间相关，该时间表征感兴趣体积中的氢原子的磁极化所需的时间量。一般来说，较长等待时间(TW)与较短等待时间相比提供更多磁极化。T2与对应于地层4材料的特性或性质的指数衰减时间常数相关。横向弛豫与地层4材料中的个别氢核(＝质子)在NMR测量期间在静态磁场周围产生进动时的相位相干性的不可逆损失相关。地层岩石的T2不是一个单一值，而是介于例如零点几毫秒(ms)与几秒之间的任一处的值的广泛分布。T1和T2值的分布是NMR工具10的主要输出并且一起可以称作NMR部分孔隙度记录。NMR工具10中的组件包括磁化地层材料和天线14的静态磁场源13，天线14可以表示一个或多个天线，所述天线精确地发射提供振荡磁场的定时射频能量串(例如，CPMG序列)。在这些脉冲之间的时间段内，天线接收来自已经被激发的那些质子的衰减的回波信号。因为质子共振频率与静态磁场的强度之间存在线性关系，所以可以调谐所发射射频能量的频率以研究NMR工具10周围的具有不同直径的感兴趣体积。可以了解，NMR工具10可以包括在NMR的领域已知的多种组件和配置。由于NMR工具在本领域是已知的，因此不再进一步详细讨论这些工具的组件和配置的具体细节。
可以了解，可以通过分析或通过在现场或实验室条件下使用具有已知微孔隙度和/或其它已知性质的地下材料进行测试来按照地下材料的已知微孔隙度和/或其它已知性质校准NMR工具10。
测试工具15也可以设置在载体5上。测试工具15被配置用来经由井孔2的壁提取确定点处的地层流体的样本并对样本进行测试以估计取样流体的性质。替代于测试或除了测试之外，可以储存样本以用于在地面进行分析。可以基于从NMR工具10接收的输出来确定取样点。
还可以了解，钻机8也可以被配置用来执行完井动作以用于对井孔2完井。例如，钻机8可以用来使用载体5使射孔枪下降以便基于从NMR工具10接收的数据在特定位置向对井孔2加衬的套管射孔。生产动作也可以由钻机8基于从NMR工具10接收的数据执行。例如，可以使用从NMR工具10接收的数据来确定由钻机8实现的烃泵送速率。
接下来，讨论NMR信号的处理。NMR测井数据采集通常是利用本领域已知的Carr-Purcell-Meiboom-Gill(CPMG)脉冲序列执行的。CPMG脉冲序列的第一回波是直接回波，而所有其它回波是直接回波与一个或多个间接回波的总和(见，例如Goelman,G.和Prammer,M.G.1995，The CPMG Pulse Sequence in Strong Magnetic Field Gradients withApplications to Oil-Well Logging，Journal of Magnetic Resonance，Series A 113:11–18)。因此，除了第一回波之外的所有CPMG回波都是复合回波。
直接回波是随特定弛豫时间T2A衰减的纯自旋回波，即，形成直接回波的自旋仅在x-y平面(横向平面)内弛豫。T2A是表观T2并且可以表示为：
Figure BDA0001693871840000081
其中T2I是固有T2弛豫时间并且T2D是由磁场梯度的扩散引起的T2弛豫时间。T2D取决于回波间时间TE、分子扩散系数D以及内部场梯度G。T2I可以表示为：
Figure BDA0001693871840000082
其中T2B是体相流体的T2弛豫时间并且与粘度成反比，即，非常重的油的T2B非常短。T2S由表面弛豫引起并且与孔隙大小成正比，即，T2S在页岩(页岩气、页岩油、粘土束缚水)中非常短。
间接回波是相干路径与z方向(纵向方向)交叉的回波。最显著的间接回波是受激回波。间接回波不会在横向平面内连续地衰减(衰减速率T2A)。在两个脉冲之间的时间段内，间接回波随着T1A弛豫时间在纵向方向上衰减。T1A是表观T1(或“有效”T1)并且可以表示为(见Prammer等人1995)：
Figure BDA0001693871840000083
其中T1I是固有T1弛豫时间并且T1D是由磁场梯度的扩散引起的T1弛豫时间。T1D取决于回波间时间TE、分子扩散系数D以及内部场梯度G。T1I可以表示为：
Figure BDA0001693871840000084
其中T1B是体相流体的T1弛豫时间，并且T2S是由表面弛豫引起。应注意，T1A仅指回波衰减过程。纵向磁化仅仅由T1I控制(Prammer等人1995)。一般来说，T1I>T2I并且T1D<T2D。因此，T1A>T2A还是T1A<T2A不存在一般规律。在没有弛豫(T1A＝T2A＝无限)的情况下，数值模拟示出了复合回波趋向于常数值并且这个值在第4回波就已达到。
前几个回波的偏差振幅称作受激回波效应并且在本文中将被称作“一阶受激回波效应”。将这些回波的振幅调整为其余回波的振幅称作“受激回波校正”(见，例如，Coates,G.R.、Xiao,L.和Prammer,M.G.1999NMR logging:principles and applications，Houston:Halliburton Energy Services，194页)或“一阶受激回波校正”。
如果间接回波在x-y平面内的弛豫类似于回波在z方向上的弛豫(T1A大致为T2A)，则一阶受激回波校正是足够的。理论洞察和实验室实验指示只要T2A显著大于回波间时间(例如，T2A>10ms)，则校正是足够的。
如果T2A与回波间时间相当，则间接回波在z方向上的弛豫(弛豫速率与在x-y平面内不同)将显著改变间接回波的振幅(相对于假设T1A＝T2A的参考情况)。因此，所有复合回波的振幅将改变。这就是本公开中所说的“二阶受激回波效应”。
二阶受激回波效应导致具有NMR微孔隙度的地层中的极性和T2弛豫时间不准确(即，短T2值，诸如小于或等于例如6ms)。
接下来，详细讨论本文中公开的方法(本文中称作双第一回波方法)。本文中公开的NMR测井方法的实现方式包括以下步骤：(1)NMR采集；(2)时域中的NMR数据处理；(3)从时域到T2域的NMR数据变换；以及(4)T2域中的NMR数据处理以获得感兴趣性质。下文详细讨论了这些步骤中的每一者。
接下来，讨论NMR采集步骤。NMR采集或激活包括具有非常短的等待时间(例如，小于100ms)和不同的第一回波时间(例如，0.4ms和0.5ms)的两次测量。具有非常短的等待时间的测量称作微孔隙度测量。微孔隙度测量通常是CPMG脉冲序列测量(所谓的波列)。CPMG波列是实现方式的一个实例。然而，不需要CPMG脉冲序列。具有仅两个脉冲的脉冲序列(所谓的Hahn脉冲序列)就足够了。
一般来说，将两次微孔隙度测量的等待时间选择为相同的。然而，本公开也涵盖等待时间不同的情况(但两个等待时间都小于或等于500ms)。
为了降低振铃对第一回波的影响，推荐具有频率抖动的采集(Beard D.2003Frequency dithering to avoid excitation pulse ringing，美国专利No.7,301,337)。
在一些情况下，仅仅采集两次微孔隙度测量是不够的。可以使用的额外测量有：与另外两次测量具有相同的等待时间，但具有不同的第一回波时间(例如，0.6ms)的第三次微孔隙度测量；具有长等待时间的测量，所谓的总孔隙度测量(“长等待时间”通常在6秒与16秒之间)；具有短等待时间的测量，所谓的部分孔隙度测量(“短等待时间”通常在1秒与3秒之间)；以及NMR测井领域已知的其它测量(例如，双等待时间、双回波间时间，见例如Coates,G.R.、Xiao,L.和Prammer,M.G.1999 NMR logging:principles andapplications，Houston:Halliburton Energy Services)。通常，总孔隙度测量和部分孔隙度测量是在相位交替对(PAP)程序中记录的CPMG脉冲序列。而且通常，NMR回波记录在两个正交的信道(x信道和y信道)中。
接下来，讨论时域中的NMR数据处理步骤。时域中的NMR数据处理可以包括以下中的一个或多个。
(1)将频率抖动模式或相位交替对模式中记录的多次测量组合为单次测量；回波去尖峰，这去除/替换/校正尖峰，即，意外的高或低振幅回波。
(2)校准，这缩放回波的振幅以反映所感测地层中的孔隙度。校准随所使用的采集类型而变。对于CPMG采集，存在应用于所有回波的校准值以及仅应用于前几个回波(通常是前三个回波)的一阶受激回波校正。
(3)相位旋转，这将x信道和y信道数据旋转为“单一信道”和“噪声信道”。
(4)求平均值，这以“运行期均值”方式对连续测量求平均值以改善信噪比。
(5)环境校正(例如，温度、轴向运动、横向运动)。
接下来，讨论从时域到T2域的NMR数据变换步骤。这个动作与“NMR采集”相关。以下是一些实例。对于这些实例，假设(1)对于第一次微孔隙度测量：第一回波的时间是τA并且第一回波的振幅是E1A以及(2)对于第二次微孔隙度测量：第一回波的时间是τB并且第一回波的振幅是E1B。
对于第一实例，如果NMR采集仅包括两次微孔隙度测量并且地层只有单个微孔隙度峰值，则两次测量读取的第一回波的振幅是：
Figure BDA0001693871840000111
Figure BDA0001693871840000112
其中T2μ是几何平均T2值并且
Figure BDA0001693871840000113
是NMR微孔隙度。方程式(1)和(2)形成具有两个方程式和两个未知数的系统，可以直接对所述系统求解得到两个未知数(T2μ和
Figure BDA0001693871840000114
)。
在第二实例中，即使知道地层只有单个微孔隙度峰值，但仍推荐使用具有三次微孔隙度测量的激活。在这种情况下，第一回波的振幅可以表示为：
Figure BDA0001693871840000115
Figure BDA0001693871840000121
Figure BDA0001693871840000122
其中假设Er是常数项。方程式3-5建立具有三个未知数的三个方程式的系统，所述未知数可以用数学方式求解。
在第三实例中，如果NMR采集包括两次微孔隙度测量和总孔隙度测量，则微孔隙度测量的第一回波的振幅可以表示为：
Figure BDA0001693871840000123
Figure BDA0001693871840000124
其中i是除了NMR微孔隙度仓之外的孔隙度仓的数目并且n是仓的数目。在NMR激活内，与总孔隙度测量相比，微孔隙度测量通常重复较多次。这改善微孔隙度测量中的回波的信噪比。非微孔隙度(“和项”)对方程式6和方程式7中的所记录回波的振幅的影响可以根据反演的T2分布根据总孔隙度测量来估计。或者，可以使用在NMR测井现有技术中已知的其它反演方法。两种有用的反演方法是：(1)“单独反演”方法，其中分别反演来自微孔隙度采集的数据和来自回波链的数据并在反演之后将结果合并，以及(2)“联合反演”方法，其中同时反演来自微孔隙度采集的数据和来自回波链的数据。
在第四实例中，获得三次微孔隙度测量和总孔隙度测量。多个反演方案是可能的。
在第五实例中，获得三次微孔隙度测量、总孔隙度测量和部分孔隙度测量。多个反演方案是可能的。
接下来，讨论T2域中的NMR数据处理以获得感兴趣性质步骤。这个步骤包括现有技术NMR处理方法以获得NMR回答产物，诸如部分孔隙度、渗透率、饱和度、粘度、含氢指数、孔隙大小、颗粒大小、可湿性、可生产性，和/或扩散。
接下来，讨论数值模拟。在这个章节，将基于单一CPMG波列的标准NMR测井方法与本文中公开的新的双第一回波方法进行比较。比较是基于简单的数值模拟和单指数拟合。模拟的输入数据是：NMR微孔隙度：10p.u.；几何平均T2：0.4ms；回波上的噪声：0p.u.；第一波列的回波间时间：0.4ms；以及第二波列的回波间时间：0.5ms。
在第一种模拟情况下，T1等于T2。图2示出了在T1＝T2的情况下回波间时间为0.4ms的CPMG波列的指数拟合。估计的孔隙度是10p.u.(孔隙度单位)并且估计的T2是0.4ms。图3示出了在T1＝T2的情况下回波间时间为0.5ms的CPMG波列的指数拟合。估计的孔隙度是10p.u.并且估计的T2是0.4ms。图4示出了在T1＝T2的情况下关于双第一回波方法的指数拟合。第一回波是在0.4ms和0.5ms时记录的。估计的孔隙度是10p.u.并且估计的T2是0.4ms。如果T1＝T2，则标准采集和处理方法以及新的双第一回波方法递交交不准确的孔隙度。
在第二种模拟情况下，T1大于T2。如果T1>T2，则第一回波的振幅不变，但是所有后续回波的振幅受二阶受激回波效应影响。因此，后续回波的振幅较大。为了简单起见，假设振幅将比T1＝T2的情况下大20％。图5示出了在T1>T2的情况下回波间时间为0.4ms的CPMG波列的指数拟合。估计的孔隙度是11.066p.u.。图6示出了在T1>T2的情况下回波间时间为0.5ms的CPMG波列的指数拟合。估计的孔隙度是10.813p.u.。图7示出了在T1>T2的情况下关于双第一回波方法的指数拟合。第一回波是在0.4ms和0.5ms时记录的。估计的孔隙度是10p.u.并且估计的T2是0.4ms。如果T1>T2，则使用单一CMPG波列的标准采集递交不准确的孔隙度。另一方面，双第一回波方法不受二阶受激回波效应影响并且其如预期递交正确的孔隙度和正确的几何平均T2值(见图7)。
图8是用于估计地下材料的性质的方法80的流程图。方框81要求经由穿透地下材料的井孔来运送载体。方框82要求使用设置在载体上的磁共振(NMR)工具在地下材料中的感兴趣体积中执行至少两次NMR测量，其中(i)第一次NMR测量具有第一等待时间和第一个第一回波时间且第二次NMR测量具有第二等待时间和第二个第一回波时间，(ii)第一等待时间和第二等待时间小于或等于500毫秒，并且(iii)第一个第一回波时间与第二个第一回波时间不同。在一个或多个实施方案中，等待时间可以小于或等于200ms。在一个或多个实施方案中，等待时间可以小于或等于20ms。在一个或多个实施方案中，第一个回波时间与第二个回波时间之间的差为至少0.05毫秒或更大。方框83要求由处理器至少接收第一次NMR测量的第一回波并且至少接收第二次NMR测量的第一回波。方框84要求由处理器通过同时使用至少两个测量的第一回波来估计地下材料的性质。本文术语“处理”可以包括反演、指数拟合(如果数据值的数目超过未知数的数目)以及精确解(如果数据值的数目等于未知数的数目，则没有拟合)。在一个或多个实施方案中，同时处理第一个第一回波和第二个第一回波以估计性质。在一个或多个实施方案中，性质是孔隙度或从估计的孔隙度得到的性质(例如，可得到的烃储量的量)。在一个或多个实施方案中，地下材料的性质是T2值。在一个或多个实施方案中，估计的T2值小于3毫秒。在一个或多个实施方案中，处理器设置在井孔中。方法80可以包括将估计的性质从第一位置传输到第二位置，其中第一位置和第二位置中的一者在井孔内而另一位置在井孔外。
方法80还可以包括将包括性质的信号发射到信号接收装置。信号接收装置的非限制性实施方案包括显示器、打印机，以及非暂时性记录介质。
方法80还可以包括使用估计的孔隙度来构建性质图，其中性质图包括性质值以及所述性质值在地下材料中的对应位置。性质图可以是打印的图或可以通过显示器显示或用于供处理器进一步计算的虚拟图。方法80还可以包括使用动作装置和性质图对地下材料执行动作。在一个或多个实施方案中，动作装置是被配置用来将具有选定轨迹的井孔钻探到地下材料中的钻机。例如，性质图可以示出地层中的烃储量的位置和对应量或可以是对地层的性质(例如，粘土含量、烃粘度)的指示。性质图可以用于做决定。一些决定实例与钻探、转向、完井、流体取样、流体测试、烃生产、下套管以及储层估计有关。钻机接着可以用以钻探具有选定轨迹(或几何形状)的井孔以接近烃储量。在一个实施方案中，性质是页岩的孔隙度并且性质图是页岩孔隙度记录(也称作粘土束缚水体积测定)。在一个实施方案中，孔隙度记录可以用于转向动作(例如，改变钻探路径的轨迹以便避免页岩井段)或停止动作(例如，停止钻探以防截断特定页岩类型或粘土类型)。在另一实施方案中，孔隙度记录可以用于管套决定(例如，决定钻探的井段是否需要套管)。在另一实施方案中，孔隙度记录可以用于选择或改变测量程序(例如，选择流体取样点或流体测试点或为同一井田的后续井选择测井程序)。在另一实施方案中，孔隙度记录可以用以计算钻探的储层中的烃量。在另一实施方案中，孔隙度记录可以用于生产规划决定或完井决定(例如，页岩孔隙度可能影响有效孔隙度和渗透性并且这两者可能影响被选择用于完井的井段)。可以了解，一旦做出了钻探、完井或规划决定，也可以使用对应设备实现对应动作。
方法80还可以包括：使用NMR工具执行具有小于或等于500毫秒的第三等待时间的第三次NMR测量；接收具有第三个第一回波时间的第三个第一回波，其中第三个第一回波时间与第一个第一回波时间和第二个第一回波时间不同；以及通过使用第一个第一回波、第二个第一回波和第三个第一回波来估计地下材料的性质。
方法80还可以包括：使用NMR工具执行具有大于500毫秒的等待时间的另一次NMR测量；接收由使用NMR工具进行的另一次NMR测量引起的至少两个回波；以及使用处理器来处理第一个第一回波、第二个第一回波以及来自另一次NMR测量的至少两个回波以估计性质。
下文阐述了上述公开内容的一些实施方案：
实施方案1：一种用于估计地下材料的性质的方法，所述方法包括：经由穿透所述地下材料的井孔来运送载体；使用设置在所述载体上的磁共振(NMR)工具在所述地下材料中的感兴趣体积中执行至少两次NMR测量，其中(i)第一次NMR测量具有第一等待时间和第一个第一回波时间且第二次NMR测量具有第二等待时间和第二个第一回波时间，(ii)所述第一等待时间和所述第二等待时间小于或等于500毫秒，并且(iii)所述第一个第一回波时间与所述第二个第一回波时间不同；由处理器至少接收所述第一次NMR测量的所述第一回波并且至少接收所述第二次NMR测量的所述第一回波；以及由所述处理器通过同时使用所述至少两个测量的第一回波来估计所述地下材料的所述性质。
实施方案2：根据技术方案1所述的方法，其中所述地下材料的所述性质是孔隙度。
实施方案3：根据技术方案1所述的方法，其中所述地下材料的所述性质是T2值。
实施方案4：根据技术方案3所述的方法，其中所述估计的T2值小于3毫秒。
实施方案5：根据技术方案1所述的方法，其中估计包括表示所述性质的方程组的反演、指数拟合以及精确解中的至少一者。
实施方案6：根据技术方案1所述的方法，其中所述处理器包括设置在所述井孔内以用于至少接收所述第一回波的第一处理器以及设置在所述地表表面以用于估计所述性质的第二处理器。
实施方案7：根据技术方案1所述的方法，其中所述第一等待时间与所述第二等待时间之间的差小于200毫秒。
实施方案8：根据技术方案1所述的方法，其中所述第一等待时间与所述第二等待时间之间的差小于20毫秒。
实施方案9：根据技术方案1所述的方法，所述方法进一步包括使用所述估计的性质来执行动作，其中所述动作是钻探和/或转向决定、测量程序决定、更新流体模型、储层估计、生产规划决定以及完井决定中的一者。
实施方案10：根据技术方案1所述的方法，所述方法进一步包括利用相关联的设备使用所述估计的性质来执行动作。
实施方案11：根据技术方案10所述的方法，其中所述动作包括使用所述估计的性质来调整井孔的钻探轨迹以及根据所述调整后的钻探轨迹来钻探所述井孔。
实施方案12：根据技术方案10所述的方法，其中所述动作包括：使用所述估计的性质来确定所述井孔中的流体取样点；在所述确定的流体取样点处提取流体样本；以及测试和/或储存所述流体样本。
实施方案13：根据技术方案1所述的方法，所述方法进一步包括：使用所述NMR工具来执行第三次NMR测量，所述第三次NMR测量具有小于或等于500毫秒的第三等待时间；接收具有第三个第一回波时间的第三个第一回波，其中所述第三个第一回波时间与所述第一个第一回波时间和所述第二个第一回波时间不同；以及通过使用所述第一个第一回波、所述第二个第一回波和所述第三个第一回波来估计所述地下材料的所述性质。
实施方案14：根据技术方案1所述的方法，所述方法进一步包括：使用所述NMR工具来执行具有大于500毫秒的等待时间的另一次NMR测量；接收由使用所述NMR工具进行的所述另一次NMR测量引起的至少两个回波；以及使用所述处理器来处理所述第一个第一回波、所述第二个第一回波以及来自所述另一次NMR测量的至少两个回波以估计所述性质。
实施方案15：根据技术方案1所述的方法，所述方法进一步包括将回波和/或所述估计的性质从第一位置传输到第二位置，其中所述第一位置和所述第二位置中的一者在所述井孔内而另一位置在所述井孔外。
实施方案16：一种用于估计地下材料的性质的设备，所述设备包括：载体，所述载体被配置成经由穿透所述地下材料的井孔来运送；核磁共振(NMR)工具，所述NMR工具设置在所述载体上并且被配置用来：使用设置在所述载体上的NMR工具在所述地下材料中的感兴趣体积中执行至少两次磁共振(NMR)测量，其中(i)第一次NMR测量具有第一等待时间和第一个第一回波时间且第二次NMR测量具有第二等待时间和第二个第一回波时间，(ii)所述第一等待时间和所述第二等待时间小于或等于500毫秒，并且(iii)所述第一个第一回波时间与所述第二个第一回波时间不同；处理器，所述处理器被配置用来：至少接收所述第一次NMR测量的所述第一回波并且至少接收所述第二次NMR测量的所述第一回波；以及通过同时使用所述至少两个测量的第一回波来估计所述地下材料的所述性质。
实施方案17：根据技术方案16所述的设备，所述设备进一步包括用于使用所述性质来执行动作的设备，其中所述动作是钻探和/或转向决定、测量程序决定、更新流体模型、储层估计、生产规划决定以及完井决定中的一者。
实施方案18：根据技术方案17所述的设备，其中所述设备包括以下中的至少一者：钻探设备，所述钻探设备被配置用来使用所述性质钻探穿透所述地下材料的井孔；以及完井设备，所述完井设备被配置用来使用所述性质对穿透所述地下材料的井孔完井。
实施方案19：根据技术方案16所述的设备，其中所述NMR工具被进一步配置用来执行具有小于或等于500毫秒的第三等待时间的第三次NMR测量以及接收具有第三个第一回波时间的第三个第一回波，其中所述第三个第一回波时间与所述第一个第一回波时间和所述第二个第一回波时间不同，并且所述处理器被进一步配置用来通过使用所述第一个第一回波、所述第二个第一回波和所述第三个第一回波来估计所述地下材料的所述性质。
实施方案20：根据技术方案16所述的设备，其中所述NMR工具被进一步配置用来执行具有大于500毫秒的等待时间的另一次NMR测量，以及接收由所述另一次NMR测量引起的至少两个回波，并且所述处理器被进一步配置用来处理所述第一个第一回波、所述第二个第一回波以及来自所述另一次NMR测量的所述至少两个回波以估计所述性质。
实施方案21：根据技术方案16所述的设备，其中所述处理器被配置用来执行表示所述性质的方程组的反演、指数拟合以及精确解中的至少一者。
实施方案22：根据技术方案16所述的设备，其中所述第一等待时间与所述第二等待时间之间的差小于20毫秒。
实施方案23：根据技术方案16所述的设备，所述设备进一步包括被配置用来将回波和/或所述估计的性质从第一位置传输到第二位置的遥测仪，其中所述第一位置和所述第二位置中的一者在所述井孔内而另一位置在所述井孔外。
为了支持本文中的教导，可以使用各种分析组件，包括数字和/或模拟系统。例如，NMR工具10、井下电子元件11或计算机处理系统12可以包括数字和/或模拟系统。系统可以具有组件，诸如处理器、存储介质、存储器、输入、输出(例如，显示器或打印机)、通信链路(有线、无线、脉冲泥浆、光学或其它)、用户接口、软件程序、信号处理器(数字或模拟)以及其它这类组件(诸如电阻器、电容器、电感器和其它)以按本领域非常了解的一些方式中的任一者提供本文中公开的设备和方法的操作和分析。考虑到，这些教导可以但无需结合存储在非暂时性计算机可读介质上的计算机可执行指令的集合实现，非暂时性计算机可读介质包括存储器(ROM、RAM)、光学(CD-ROM)或磁性的(盘、硬驱动机)或在执行时使计算机实现本发明的方法的任何其它类型。除了本公开中描述的功能之外，这些指令可以提供设备操作、控制、数据收集和分析以及被认为与系统设计者、拥有者、用户或其他这类人员相关的其它功能。可以经由处理器输出接口将已处理的数据(诸如实现的方法的结果)作为信号发射到信号接收装置。信号接收装置可以是用于向用户呈现结果的计算机显示器或打印机。或者或另外，信号接收装置可以是用于存储结果的存储介质或存储器。另外，如果结果超过阈值，则可以将警告从处理器传输至用户接口。另外，可以将结果传输至控制器或处理器以用于执行使用结果作为输入的与钻探或完井相关的算法。
另外，可以包括各种其它组件并且要求所述组件提供本文中的教导的方面。例如，可以包括电源(例如，发电器、远程电源和电池中的至少一者)、冷却组件、加热组件、磁体、电磁体、传感器、电极、发射器、接收器、收发器、天线、控制器、光学单元、电力单元或机电单元以支持本文中讨论的各种方面或支持超出本公开的其它功能。
如本文中所使用的“载体”意指可以用来运送、容纳、支撑另一装置、装置组件、装置组合、介质和/或部件或以其它方式便于另一装置、装置组件、装置组合、介质和/或部件的使用的任何装置、装置组件、装置组合、介质和/或部件。其它示例性非限制性载体包括连续油管类型的钻柱、接合管类型的钻柱以及其任何组合或部分。其它载体实例包括套管、电缆、电缆探测器、钢丝探测器、落杆、井底钻具组合件、钻柱插入件、模块、内部外壳和其衬底部分。
已经用冠词“一”来介绍实施方案的元件。冠词旨在意指存在元件中的一个或多个。术语“包括”和“具有”等旨在为包括性的，使得可以存在除了所列元件之外的额外元件。连词“或”在与至少两项的列表一起使用时旨在意指任一项或项的组合。术语“配置”涉及装置的一个或多个结构限制，所述装置需要所述结构限制来执行装置被配置进行的功能或操作。术语“第一回波”涉及回波链的第一(即，初始)回波。术语“第二回波”涉及回波链的第二回波(即，紧接在初始回波之后)。不是紧接在连字符之前的术语“第一”、“第二”等旨在区分不同元件并且不表示特定顺序。
本文中示出的流程图仅仅是实例。在不脱离本发明的精神的情况下，其中描述的这个图或步骤(或操作)可以存在许多变化。举例来说，可以按不同顺序执行步骤或可以添加、删除或修改步骤。所有这些变化被视为要求保护的发明的一部分。
尽管已经示出和描述了一个或多个实施方案，但是在不脱离本发明的精神和范围的情况下可以对其进行修改和取代。因此，应理解，已经借助说明而不是限制描述了本发明。
将认识到，各种组件或技术可以提供某些必要的或有益的功能或特征。因此，将支持所附权利要求和其变型可能需要的这些功能和特征认可为固有地包括为本文中的教导的一部分和公开的本发明的一部分。
尽管已经参照示例性实施方案描述了本发明，但是应理解，在不脱离本发明的范围的情况下，可以进行各种改变并且等效物可以取代其元件。另外，在不脱离本发明的基本范围的情况下将了解许多修改以使特定仪器、情形或材料适应本发明的教导。因此，本发明不希望限于被公开作为预期用于执行本发明的最佳模式的特定实施方案，而是本发明将包括落在所附权利要求书的范围内的所有实施方案。

Claims (15)

1.一种用于估计地下材料的性质的方法(80)，所述方法(80)的特征在于：
经由穿透所述地下材料的井孔(2)来运送载体(5)；
使用设置在所述载体(5)上的核磁共振工具(10)在所述地下材料中的感兴趣体积(9)中执行至少两次核磁共振测量，其中(i)第一次核磁共振测量具有第一等待时间和第一个第一回波时间且第二次核磁共振测量具有第二等待时间和第二个第一回波时间，(ii)所述第一等待时间和所述第二等待时间小于或等于500毫秒，并且(iii)所述第一个第一回波时间与所述第二个第一回波时间不同；
由处理器至少接收所述第一次核磁共振测量的第一回波并且至少接收所述第二次核磁共振测量的第一回波；以及
由所述处理器通过同时使用至少所述第一次核磁共振测量的第一回波和所述第二次核磁共振测量的第一回波来估计所述地下材料的所述性质；
其中上述执行测量、接收第一回波和估计地下材料性质的步骤包括减少或消除由于二阶受激回波效应产生的所述第一次核磁共振测量和所述第二次核磁共振测量的失真。
2.根据权利要求1所述的方法(80)，其中所述地下材料的所述性质是孔隙度。
3.根据权利要求1所述的方法(80)，其中所述地下材料的所述性质是T2值。
4.根据权利要求3所述的方法(80)，其中所述估计的T2值小于3毫秒。
5.根据权利要求1所述的方法(80)，其中上述估计地下材料性质的步骤包括表示所述性质的方程组的反演、指数拟合以及精确解中的至少一者。
6.根据权利要求1所述的方法(80)，其中所述第一等待时间与所述第二等待时间之间的差小于200毫秒。
7.根据权利要求1所述的方法(80)，其中所述第一等待时间与所述第二等待时间之间的差小于20毫秒。
8.根据权利要求1所述的方法(80)，所述方法进一步包括使用所述估计的性质来执行动作，其中所述动作是钻探和/或转向决定、测量程序决定、更新流体模型、储层估计、生产规划决定以及完井决定中的一者。
9.根据权利要求1所述的方法(80)，所述方法进一步包括利用相关联的设备使用所述估计的性质来执行动作。
10.根据权利要求9所述的方法(80)，其中所述动作包括使用所述估计的性质来调整井孔(2)的钻探轨迹以及根据所述调整后的钻探轨迹来钻探所述井孔(2)。
11.根据权利要求9所述的方法(80)，其中所述动作包括：使用所述估计的性质来确定所述井孔(2)中的流体取样点；在所述确定的流体取样点处提取流体样本；以及测试和/或储存所述流体样本。
12.根据权利要求1所述的方法(80)，所述方法进一步包括：
使用所述核磁共振工具(10)来执行第三次核磁共振测量，所述第三次核磁共振测量具有小于或等于500毫秒的第三等待时间；
接收具有第三个第一回波时间的第三个第一回波，其中所述第三个第一回波时间与所述第一个第一回波时间和所述第二个第一回波时间不同；以及
通过使用所述第一个第一回波、所述第二个第一回波和所述第三个第一回波来估计所述地下材料的所述性质。
13.根据权利要求1所述的方法(80)，所述方法进一步包括：
使用所述核磁共振工具(10)来执行具有大于500毫秒的等待时间的另一次核磁共振测量；
接收由使用所述核磁共振工具(10)进行的所述另一次核磁共振测量引起的至少两个回波；以及
使用所述处理器来处理所述第一个第一回波、所述第二个第一回波以及来自所述另一次核磁共振测量的至少两个回波，以估计所述性质。
14.一种用于估计地下材料的性质的设备，所述设备的特征在于：
载体(5)，所述载体被配置成经由穿透所述地下材料的井孔(2)来运送；
核磁共振工具(10)，所述核磁共振工具设置在所述载体(5)上并且被配置用来：使用设置在所述载体(5)上的所述核磁共振工具(10)在所述地下材料中的感兴趣体积(9)中执行至少两次核磁共振测量，其中(i)第一次核磁共振测量具有第一等待时间和第一个第一回波时间且第二次核磁共振测量具有第二等待时间和第二个第一回波时间，(ii)所述第一等待时间和所述第二等待时间小于或等于500毫秒，并且(iii)所述第一个第一回波时间与所述第二个第一回波时间不同；
处理器，所述处理器被配置用来：至少接收所述第一次核磁共振测量的第一回波并且至少接收所述第二次核磁共振测量的第一回波；以及通过同时使用至少所述第一次核磁共振测量的第一回波和所述第二次核磁共振测量的第一回波来估计所述地下材料的所述性质；
其中所述核磁共振工具(10)和处理器共同配置成用来减少或消除由于二阶受激回波效应产生的所述第一次核磁共振测量和所述第二次核磁共振测量的失真。
15.根据权利要求14所述的设备，其中所述核磁共振工具(10)被进一步配置用来执行具有小于或等于500毫秒的第三等待时间的第三次核磁共振测量以及接收具有第三个第一回波时间的第三个第一回波，其中所述第三个第一回波时间与所述第一个第一回波时间和所述第二个第一回波时间不同，并且所述处理器被进一步配置用来通过使用所述第一个第一回波、所述第二个第一回波和所述第三个第一回波来估计所述地下材料的所述性质。
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