CN110785682B - 对井下多维测量结果的快速测量和解释 - Google Patents

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Abstract

地质地层的井下性质可使用由移动工具获得的核磁共振(NMR)测量结果来确定。为此，对通过移动数据获得的NMR数据的解释可考虑井下NMR工具的移动模型、表征或校准。另外地或可替代地，部分解释掩模可排除预期不太可能描述感兴趣的井下材料的某些数据区域(例如，T1‑T2数据点或扩散系数‑T2数据点)的解释。

Description

对井下多维测量结果的快速测量和解释
相关申请的交叉参考
本申请要求2017年5月24日提交的美国临时专利申请号62/510,746，所述申请的全部内容以引用方式并入本文。
背景技术
本公开涉及快速获得和解释地质地层中的井下多维核磁共振(NMR)测量结果。
本部分旨在向读者介绍本领域的各个方面，这些方面可能涉及下文所描述和/或所要求保护的本技术的各个方面。据信，这一讨论有助于向读者提供背景信息，以便于促进更好地理解本公开的各个方面。因此，应当理解，这些陈述应从这个角度来理解，而并非作为任何形式的认可。
从钻入地质地层的井筒生产油气是一项非常复杂的工作。在许多情况下，烃勘探与生产所涉及的决策可通过来自井下测井工具的测量结果来告知，所述井下测井工具被传送到井筒深处。测量结果可用于推断井筒周围的地质地层的性质和特性。
一种类型的井下测井工具使用核磁共振(NMR)来测量地层流体中的核自旋对所施加磁场的响应。许多NMR工具具有在期望的测试位置(例如，流体所处的位置)处产生静磁场的永磁体。所述静磁场在流体中产生沿静磁场方向与磁化矢量对齐的平衡磁化。发射器天线产生垂直于静场方向的时间依赖性射频磁场。射频磁场在磁化矢量上产生致使其围绕所施加的射频磁场的轴线旋转的扭矩。所述旋转导致磁化矢量形成垂直于静磁场方向的分量。这致使磁化矢量与垂直于静磁场方向的分量对齐，并且围绕静场进动。
磁化矢量与静磁场重新对齐的时间称为纵向磁化恢复时间或“T1弛豫时间”。由于磁化矢量的进动，相邻原子的自旋彼此串联同步进动。相邻原子的自旋进动中断同步的时间称为横向磁化衰减时间或“T2弛豫时间”。因此，通过井下NMR工具获得的测量结果可包括第一弛豫时间T1、第二弛豫时间T2或分子扩散系数(D)、或这些的组合的分布。例如，井下NMR工具可仅测量T2分布、或者工具可测量联合T1-T2分布或T1-T2-D分布。
井下工具在井筒中的任何移动都会影响测量结果的准确性。为了提高测量结果的准确性，可将井下NMR工具移动到固定站点，或者可相对缓慢地移动穿过井筒。但是，井下NMR工具穿过井筒移动越慢，完成测量所需的时间就越长。因此，在决定是否获得较快但较不准确或较准确但较慢的井下NMR测量结果时，可能存在不当折衷。实际上，这一测量的许多实现方式可能非常缓慢，并且所得的测井速度可能相当低，诸如慢于300ft/hr。
发明内容
在以下列出本文所公开的某些实施方案的概述。这些方面仅被呈现来向读者提供这些某些实施方案的概述，并且这些方面并不意图限制本公开的范围。实际上，本公开可涵盖可能在下文未阐述的多种方面。
为了更快地执行井下NMR测量，本公开描述了NMR系统和方法，其可允许解释通过移动而不是静止的井下NMR工具获得的NMR测量结果。为此，对通过移动数据获得的NMR数据的解释可考虑井下NMR工具的移动模型、表征或校准。另外地或可替代地，部分解释掩模(mask)可排除预期不太可能描述感兴趣的井下材料的数据的某些区域(例如，T1-T2数据点或扩散系数-T2数据点)的解释。
关于本公开的各个方面，可能进行上述特征的各种改进。其他特征也可以并入到这些各个方面中。这些改进和其他特征可以单独存在或以任何组合形式存在。例如，下文关于所示出实施方案中的一个或多个所论述的各种特征可单独地或以任何组合形式并入本公开的上述方面中的任一个中。以上呈现的简要概述旨在使读者熟悉本公开的实施方案的特定方面和上下文，而不是限制所要求保护的主题。
附图说明
可在阅读以下详细说明之后以及在参考附图之后可更好地理解本公开的各方面，在附图中：
图1是根据实施方案的可快速获得和/或解释核磁共振(NMR)测井测量结果的测井系统的示意图；
图2是根据实施方案的用于使用图1的系统的方法的流程图；
图3是根据实施方案的不同孔隙流体的T1-T2图谱和示出不同孔隙流体的对应的T1/T2比的表；
图4是根据实施方案的示出第一页岩样品的示例性响应的T1-T2图谱；
图5是根据实施方案的示出第二页岩样品的示例性响应的T1-T2图谱；
图6是根据实施方案的示出第三页岩样品的示例性响应的T1-T2图谱；
图7是根据实施方案的示出用于NMR测量的卡尔-泊塞尔-梅布姆-吉尔(CPMG)序列的时序图；
图8是根据实施方案的示出用于同时进行的T1-T2二维(2D)NMR测量的多个CPMG脉冲序列的复合结果的时序图；
图9是根据实施方案的示出在气体区中的示例性响应的扩散系数-T2图谱；
图10是根据实施方案的示出在水区中的示例性响应的扩散系数-T2图谱；
图11是根据实施方案的移动NMR测井工具的示意图；
图12是根据实施方案的用于图11的移动NMR测井工具的内核的示例性曲线图；
图13是根据实施方案的用于图11的移动NMR测井工具的部分内核的实例的曲线图；
图14是根据实施方案的用于T1-T2分布的全掩模的实例；
图15是根据实施方案的用于T1-T2分布的部分掩模的实例，所述部分掩模不解释低于T1/T2＝1的值；
图16是根据实施方案的用于T1-T2分布的部分掩模的实例，所述部分掩模不解释低于T1/T2＝1的值或很少描述感兴趣流体的区域；
图17是根据实施方案的用于T1-T2分布的部分掩模的实例，所述部分掩模不解释低于T1/T2＝1的值或较不可能描述感兴趣流体的较大区域；
图18是根据实施方案的用于扩散系数-T2分布的部分掩模的实例，所述部分掩模不解释不可能包含感兴趣流体的某些值；
图19是使用本公开的系统和方法可更快地获得的第一示例性NMR测井曲线；并且
图20是使用本公开的系统和方法可更快地获得的第二示例性NMR测井曲线。
具体实施方式
下文将描述本公开的一个或多个具体实施方案。这些所描述实施方案是当前所公开技术的实例。另外，为了提供对这些实施方案的简要描述，可能不会在说明书中描述实际实现方式的某些特征。应当理解，如同任何工程或设计项目中，在开发任何此类实际实现方式时，可做出实现方式特定的多个决策以便实现开发人员的特定目标，诸如，符合系统相关约束和业务相关约束，这些约束可根据实现方式的不同而有所不同。此外，应当理解，此类开发工作可能极为复杂且耗时，但对于受益于本公开的普通技术人员而言，这将仍然是设计、加工和制造中的常规任务。
在介绍本公开各实施方案的元件时，冠词“一”、“一个”和“所述”旨在表示有所述元件中的一个或多个。术语“包含”、“包括”和“具有”意图是包括性的，并且表示除了所列元件之外，可能存在其他元件。另外，对本公开的“一个实施方案”或“一实施方案”的引用并不旨在解释为排除也并入所述特征的其他实施方案的存在。
本公开描述了可用于更快地记录和解释由井下核磁共振(NMR)工具获得的测量结果的系统和方法。具体地，多维NMR测量结果，例如，二维NMR测量结果，(和/或在一些情况下，与总的有机碳有关的一个或多个测井测量结果)可用于估算各种地层性质，诸如沥青、轻烃、干酪根和水的井下流体体积，和/或储层生产能力指数(RPI)等。为了更快地执行井下NMR测量，本公开描述了NMR系统和方法，其可允许解释通过移动而不是静止的井下NMR工具获得的NMR测量结果。为此，对通过移动数据获得的NMR数据的解释可考虑井下NMR工具的移动模型、表征或校准。另外地或可替代地，部分解释掩模(mask)可排除预期不太可能描述感兴趣的井下材料的数据的某些区域(例如，T1-T2数据点或扩散系数-T2数据点)的解释。
考虑到这一点，图1示出可采用本公开的系统和方法的测井系统10。测井系统10可用于通过井筒16将井下工具12输送穿过地质地层14。井下工具12可通过测井绞车系统20在电缆18上输送。尽管测井绞车系统20在图1中示意性地示出为由卡车载送的移动测井绞车系统，但是测井绞车系统20可以是基本上固定的(例如，基本上是永久的或模块化的长期安装装置)。可使用用于测井的任何合适的电缆18。电缆18可在卷筒22上卷绕和解绕，并且辅助电源24可向测井绞车系统20和/或井下工具12提供能量。
此外，尽管将井下工具12描述为钢缆井下工具，但是应当理解，可使用任何合适的输送装置。例如，井下工具12可替代地作为随钻测井(LWD)工具、作为钻柱的井底组件(BHA)的一部分被输送，在钢丝上或通过挠性管输送，等等。为了本公开的目的，井下工具12(例如，井下NMR工具12)可以是通过井筒16的深度获得NMR测井测量结果的任何合适的测量工具。
许多类型的井下工具可在井筒16中获得NMR测井测量结果。这些包括例如核磁共振(NMR)工具，诸如组合磁共振(CMR)工具、磁共振扫描仪(MRX)工具和SchlumbergerTechnology Corporation生产的ProVISION工具。一般来讲，NMR工具可具有在期望的测试位置(例如，流体所处的位置)处产生静磁场的永磁体。所述静磁场在流体中产生沿静磁场方向与磁化矢量对齐的平衡磁化。发射器天线产生垂直于静场方向的时间依赖性射频磁场。射频磁场在磁化矢量上产生致使其围绕所施加的射频磁场的轴线旋转的扭矩。所述旋转导致磁化矢量形成垂直于静磁场方向的分量。这致使磁化矢量与垂直于静磁场方向的分量对齐，并且围绕静场进动。
磁化矢量与静磁场重新对齐的时间称为纵向磁化恢复时间或“T1弛豫时间”。由于磁化矢量的进动，相邻原子的自旋彼此串联同步进动。相邻原子的自旋进动中断同步的时间称为横向磁化衰减时间或“T2弛豫时间”。因此，通过井下工具12获得的测量结果可包括第一弛豫时间T1、第二弛豫时间T2或分子扩散系数D、或这些的组合的分布。例如，井下NMR管12可仅测量T2分布、或者井下NMR工具12可测量联合T1-T2分布或T1-T2-D分布。
对于所测量的井筒16的每个深度，井下NMR工具12可生成NMR测井测量结果，所述NMR测井测量结果包括T2弛豫时间、T1弛豫时间、扩散系数或其组合的幅值的分布。这一列表旨在呈现某些实例，而并非旨在穷举。实际上，获得NMR测井测量结果的任何合适的井下工具12都可受益于本公开的系统和方法。
井下工具12可通过任何合适的遥测术(例如，通过穿过地质地层14脉冲的电信号或通过泥浆脉冲遥测术)将测井测量结果26提供给数据处理系统28。数据处理系统28可处理NMR测井测量结果26以识别NMR测井测量结果26中的图案。NMR测井测量结果26中的图案可指示井筒16的操作者原本可能无法辨别的某些性质(例如，粘度、孔隙率、渗透率、水与烃的相对比例等)。
为此，数据处理系统28因此可以是可用于执行本公开的系统和方法的任何电子数据处理系统。例如，数据处理系统28可包括处理器30，所述处理器30可执行存储在存储器32和/或存储装置34中的指令。这样，数据处理系统28的存储器32和/或存储装置34可以是可存储指令的任何合适的制品。举例来说，存储器32和/或存储装置34可以是ROM存储器、随机存取存储器(RAM)、闪存存储器、光存储介质或硬盘驱动器。显示器36(其可以是任何合适的电子显示器)可使用NMR测井测量结果26来提供地质地层14或井筒16中的性质的可视化、测井记录或其他指示。
图2的流程图50描述了一种即使在页岩储层中也能根据NMR测量结果快速估算井下流体体积的方法。也就是说，可将井下NMR工具12放置在井筒16中(框52)，并且可在井下NMR工具12移动的同时获得井筒16的多维NMR测量结果(例如，T1、T2，和/或扩散系数(D)测量结果)(框54)。数据处理系统28可使用基于移动井下NMR工具的特性的内核和/或使用减少对不感兴趣的多维NMR测量结果的计算的部分多维NMR映射来解释多维NMR测量结果(框56)。通过使用任何合适的技术，可使用对NMR测量结果的解释来识别地层性质(框58)。所识别的地层性质可输出到测井记录上(框60)，这可使决策者能够做出适合于地质地层14的条件的生产和开采决策。
接下来将对NMR测量进行论述。通常在油田中遇到的烃类液体主要通过1H自旋核之间的偶极耦合进行NMR弛豫。其他机制包括具有未成对电子的自旋轴承(spin-bearing)核之间的相互作用，鉴于电子的磁矩大得多，这可能成为主导效应。此类电子自旋的常见来源是在原油或围岩矿物中发现的顺磁离子或自由基。甲烷天然气通过自旋旋转的机制在其本体状态下经历弛豫。液态烃的NMR弛豫时间可分为如下给出的不同附加速率：
Figure GDA0003647844470000081
分子内相互作用Ti intra是由于与同一分子中其他核自旋的相互作用，或者由于局部旋转运动，而分子间弛豫Ti inter是由于不同分子中的自旋之间的相互作用，并且Ti elec由于核自旋与未成对电子的偶极相互作用。为了更好地理解弛豫对分子运动的灵敏度，可将T1和T2描述为它们的光谱密度的函数。同核相互作用的弛豫时间如下给出：
Figure GDA0003647844470000091
Figure GDA0003647844470000092
其中，μ0是真空渗透率，I是自旋数(对于质子核，I＝1/2)，γ是旋磁比，h是超过2π的普朗克常数，并且r是核间距离。频谱密度I(ω)可通过自相关函数G(t)＝<B(τ)B(τ+t)>的傅立叶变换获得，所述自相关函数描述了局部磁场B(t)的时间依赖性波动。T2弛豫时间受I(ω＝0)项主导，并且因此对低频或慢运动非常灵敏。T1弛豫时间对更高的拉莫尔(Larmor)频率(ω和2ω)灵敏，并且因此对所施加的磁场(B0)灵敏。由于I(ω)项的主导，在极低的拉莫尔频率的极限中获得的纵向弛豫时间T1(ωτ<<1)与T2(ω)成比例。因此，T1-T2图谱在测量的拉莫尔频率与极低频之间的频率范围内对分子运动灵敏。这表明使用T1/T2比作为参数来反映流体在其本体状态中或受到约束时的分子移动性的重要性。图3总结了在2MHz拉莫尔频率下气体和致密油页岩的所有不同组分的通用T1-T2图谱。
不同的材料可显现在多维NMR图谱(诸如，T1-T2图谱)上的不同位置中。图3示出可基于在T1-T2图谱220中的位置来分类的各种不同类型的材料。T1-T2图谱220示出各自按照对数刻度表示的T1弛豫时间(纵坐标72)和T2弛豫时间(横坐标74)的合成NMR测量。T1-T2图谱220包括表示跨T1-T2图谱220的不同T1/T2比的线。具体地，图10所示的T1-T2图谱220包括示出T1/T2比为1的线222，示出T1/T2比为2的线224，示出T1/T2比为5的线226和示出T1/T2比为10的线228。沿不同T1/T2比并且因此跨线222、224、226和228的NMR测量结果的显现可能是识别已在NMR测量中检测到的孔隙流体的类型的一种方法。此外，某些孔隙流体在低场NMR中可能是可见的(T2值高于阈值230，在一些实例中，这可能是大于约2MHz的信号)。
位于T1-T2图谱220上的不同孔隙流体包括干酪根232、沥青234、黏土束缚水236、有机孔隙(OP)中的不动油238、有机孔隙(OP)中的可动油239、无机孔隙(IP)中的油240、有机孔隙(OP)中的气体241、无机孔隙(IP)中的水242、无机孔隙(OP)中的气体243、油244、水246和气体248。表250中示出对应的T1/T2比。本体流体或大孔隙中的流体的T1/T2比接近1。当孔径变得更小时，T2变得更短并且T1/T2比变得更高。烃的T1/T2比高于水的T1/T2比。因此，对于致密油储层，有可能可利用基于适当T2和T1/T2比的标识来分离水和油信号。这些可以上文论述的方式或使用任何其他合适的技术来完成。
页岩气地层中的多维NMR
本体状态下的天然气(主要为甲烷)分子主要通过自旋旋转机制弛豫，并且具有T1＝T2，并由下式给出：
Figure GDA0003647844470000101
其中τF是旋转的相关时间，k是玻尔兹曼常数，I1是球形分子的惯性矩，T是温度，C||和C⊥是自旋旋转张量的主要分量(平行和垂直)。相关时间τF与流体粘度成反比。最近还示出，自旋旋转机制继续主导本体甲烷气体的弛豫，甚至高达10,000psi(密度为0.307g/cm3)。
页岩气中的天然气主要以游离气体和吸附气体的形式寄宿在有机干酪根孔隙中。这些孔隙的尺寸通常在纳米至微米范围内，导致高的表面体积比，并且因此增加了气体分子与孔隙表面之间的相互作用。吸附的气体分子通常在孔隙表面上具有较长的停留时间，从而由于诸如平移扩散介导的重新定向(RMTD)的机制而导致弛豫增强。另外，在有机干酪根中吸附相与核之间的分子间偶极相互作用将导致另外的弛豫。与NMR T2弛豫时间相比，游离气体分子和吸附气体分子进行快速交换，从而产生一个单一的弛豫分布。
图4中示出了在5000psi下甲烷气体饱和的气页岩样品的T1-T2图谱260。T1-T2图谱260示出各自按照对数刻度表示的T1弛豫时间(纵坐标72)和T2弛豫时间(横坐标74)的NMR测量。T1-T2图谱260包括表示跨T1-T2图谱260的不同T1/T2比的线。具体地，图4所示的T1-T2图谱260包括示出T1/T2比为1的线262，示出T1/T2比为2的线264，示出T1/T2比为2.6的线266，后两者经过T1-T2图谱260上NMR测量的局部峰。有机孔隙中甲烷气体的T1-T2比约为2.6，T2的范围从几毫秒到几十毫秒，并且因此可与束缚水信号重叠。样品夹持器环孔中的气体在图4中被示出T2大于100ms并且T1/T2比为2。换句话讲，有机孔隙中的甲烷气体的T2为10ms，并且T1/T2为2.6，而环孔气体(在圆柱形样品周围上方)的T2值大于100ms，并且且T1/T2比为2。
致密/页岩油地层中的多维NMR
本体状态下的轻油由于分子间和分子内偶极弛豫而进行弛豫，所述弛豫通常与其链长成比例。在沥青和其他重油的情况下，由于存在沥青质，弛豫行为更加复杂。软沥青或更轻级分的油通过由于其与沥青质的相互作用而被慢运动调制的质子-质子分子间相互作用和与沥青质中的顺磁质和自由基的质子-电子相互作用两者而弛豫。另外，由于可湿性，有机孔隙中油的弛豫机制与无机孔隙中的那些不同，并且因此NMR T1-T2图谱可唯一地用作探测以用于将充油孔隙分离成有机干酪根孔隙对无机矿物寄宿。致密油页岩中的无机孔隙是湿混合的，从而导致油的弛豫时间缩短并且T1-T2比约为1.2至1.5。
图5示出致密油页岩中的NMR T1-T2图谱270的实例。T1-T2图谱270示出各自按照对数刻度表示的T1弛豫时间(纵坐标72)和T2弛豫时间(横坐标74)的NMR测量。T1-T2图谱270包括表示跨T1-T2图谱270的不同T1/T2比的线。具体地，图5所示的T1-T2图谱270包括示出T1/T2比为1的线272，示出T1/T2比为2的线274，示出T1/T2比为5的线276，和示出T1/T2比为16的线278，其中的每一者经过T1-T2图谱270上NMR测量的局部峰。通过将所测量的T1和T2NMR测量的峰位置与各种孔隙流体的先前识别的位置(例如，如图3所示)进行比较，可将T1-T2图谱270示出为在区域280中具有识别的沥青、重油和束缚水，在区域282中具有有机孔隙中的油，并且在区域284中具有无机孔隙中的油。
图6示出致密油页岩中的NMR T1-T2图谱290的实例。T1-T2图谱290示出各自按照对数刻度表示的T1弛豫时间(纵坐标72)和T2弛豫时间(横坐标74)的NMR测量。T1-T2图谱290包括表示跨T1-T2图谱290的不同T1/T2比的线。具体地，图6所示的T1-T2图谱290包括示出T1/T2比为1的线292，示出T1/T2比为2的线294，示出T1/T2比为5的线296，和示出T1/T2比为16的线298，其中的每一者经过T1-T2图谱290上NMR测量的局部峰。通过将所测量的T1和T2NMR测量的峰位置与各种孔隙流体的先前识别的位置(例如，如图3所示)进行比较，可将T1-T2图谱290示出为在区域300中具有识别的沥青、重油和束缚水，在区域302中具有有机孔隙中的油，并且在区域304中具有无机孔隙中的油。
实际上，图5表示来自天然页岩样品的数据，其中T1/T2比与T2一起使束缚水和沥青信号能够与有机孔隙中的油的信号分离，是天然页岩岩块，其中沥青和束缚水在短T2处达到峰，并且有机孔隙中的油经过介于1ms到20ms之间的T2达到峰。在这种情况下，无机孔隙或天然裂缝中不存在流体。这示出岩芯取回过程中的压降可导致大级分的可生产轻质油和水逸出。
图6表示来自再饱和页岩样品的数据，其中与天然样品相比，在无机和有机孔隙中的原油信号明显增加。这展示T1/T2比如何实现不同流体成分与环境的分离。实际上，在图6的油重新饱和的致密油页岩的情况下，可清楚地看到有机(干酪根)孔隙中油的增加。另外，在较长的T2值(>50ms)处也存在强峰，对应于油在有机孔隙和天然裂缝中重新饱和。
NMR T1-T2实验方法
如上文参考图2所指出，本公开描述了一种用于根据NMR T1-T2测井测量来估算地下地质的性质的方法。所述方法包括：
(1)使用井下NMR测井工具采集对地层流体的T1和T2弛豫时间分布灵敏的测井数据；
(2)使用反演方法根据测井数据估算T1-T2图谱，所述反演方法考虑测井工具运动的影响；以及
(3)根据T1-T2图谱估算地下性质。
T1和T2数据包含关于流体分子运动的信息。T2弛豫时间由低频分子运动主导，而T1由拉莫尔频率波动驱动的快速分子运动掌控。因此，同时测量T1和T2弛豫时间分布可提供关于地层流体类型及其体积的信息。另外，还可估算地层性质，诸如孔隙率、渗透率。
NMR测井测量结果使用专门设计的数据采集方案(称为脉冲序列)采集，所述数据采集方案描述电磁信号的发送和接收定时。用于测量T2弛豫时间分布的脉冲序列称为CPMG回波链，并且在图7中示出。CPMG回波链包括初始空闲时间或等待时间306，其可适于地层流体中的核与由工具的永磁体感应的磁场达到平衡。然后，使用天线施加一系列射频脉冲(例如，第一脉冲308B0，之后是两个脉冲310和312)。在两个RF脉冲之间的中间，可形成称为回波314的NMR信号，所述NMR信号可使用合适的装置(例如，经由天线)来测量。回波314的幅值随时间衰减或减弱。通过将回波幅值拟合到多指数模型，可获得T2分布。相邻180度脉冲之间的时间是回波间隔(TE)。初始等待时间(WT)通常足够长以完全极化系统。
在诸如上文所述的这种实施方案中，采集回波信号链。信号幅值S被测量为回波时间techo(从第一个90度脉冲开始的回波时间)的函数，
techo＝n*TE (5)
其中n是回波数量，并且TE是回波间隔(两个相邻180度脉冲(诸如310和312)之间的时间)。然后，信号幅值遵循指数衰减形式，其可表示为：
Figure GDA0003647844470000141
对于具有单一T2的样品。对于存在T2范围的许多样品，总信号是所有T2分量的总和，
Figure GDA0003647844470000142
其中f(T2)是T2分布函数。
通过采集具有变化的等待时间的一套(例如，一组，多个等)CPMG回波链来实现对T1-T2弛豫时间分布的测量，如图8所示。图8示出用于同时进行T1-T2测量的脉冲序列318、320、324和326的示意图316(例如，时序图)。在等式中，符号t是等待时间WT。当等待时间WT增加时，回波的幅值根据流体的T1弛豫时间而增加。
在如图8所示的这种实施方案中，信号增长(例如，单根线328)可通过以下等式表示，所述等式是等待时间WT的函数：
Figure GDA0003647844470000143
假设初始信号在零WT下为零。这部分涉及的相关弛豫为T1，即，自旋晶格弛豫时间。因此，WT和回波时间techo的信号依赖性为：
Figure GDA0003647844470000151
通过将数据拟合到二维指数模型，可获得同时的T1-T2分布f(T1,T2)。可如Song,Y.-Q.(2013),Magnetic Resonance of Porous Media(MRPM)：A perspective.Journal ofMagnetic Resonance,229,12-24中描述进行反演。
如本领域普通技术人员将理解，NMR脉冲序列设计中的一个重要参数是测井速度，其是指测井工具横穿井筒的速度。较高的测井速度大幅节省钻机时间，并且降低测井工具卡在井筒中或打滑的风险。测量质量(分辨率)随所述一套回波链中回波链数量的增加而增加，并且采集用于每深度的T1-T2测量的所述一套CPMG回波链所需的总时间指示测井速度。采集时间越短，可实现采集相同垂直分辨率数据的测井速度就越高。因此，脉冲序列的设计可涉及在分辨率与测井速度之间进行权衡。为了在不牺牲测井速度的情况下提高数据质量，在此公开的方法涉及以短等待时间(例如，小于100ms)采集若干个回波链。这一数据采集方案提供若干优点。例如，短等待时间缩短了总数据采集时间，从而导致更高的测井速度。另外，可快速连续地重复具有短等待时间的回波链，以提高测量的信噪比(SNR)。高SNR提高从数据获得的特征的分辨率。另外，通过采集具有短等待时间的回波链，可大大地增强短T1和T2弛豫时间的分辨率。短T1和T2弛豫时间的增强的分辨率对于表征包含非常小尺寸孔隙的页岩地层中的流体是有价值的。在一个实施方案中，用于同时测量T1-T2弛豫时间的脉冲序列涉及一套6个CPMG回波链。前5个回波链的等待时间对数间隔介于1ms到100ms之间。选取第6个回波链的等待时间使其足够长，以确保核几乎完全被磁场极化，从而提供准确的孔隙率测量。表1中示出脉冲序列参数的实例。
等待时间(ms) 10、20、50、80、200、400、1000、3000、9000
回波间隔(ms) 0.5
重复次数 16、8、4、4、2、2、1、1、1
表1-用于T1-T2测量的序列参数的实例
如本领域普通技术人员应当理解，二维(2D)或多维(MD)图谱不限于T1-T2，但可包括扩散系数-T2、T1-T2-D、扩散系数-扩散系数相关性。例如，图9是根据示出在气体区中的示例性响应的扩散系数-T2图谱330。图10是示出在水区中的示例性响应的扩散系数-T2图谱332。具体地，扩散系数-T2图谱330示出气体特征图331和水特征图334。虽然扩散系数-T2图谱332未示出气体特征图331，但是它示出水特征图333。另外，扩散系数-T2图谱330和332包括分别表示水和气体的近似区域的线335和336。
本公开的一个实施方案直接用于更有效地获得2D或多维(MD)测量结果。在某些2D或MD实验中，可执行比所需的更多的扫描来获得数据集。由于多次扫描，井下NMR工具12可能会保持在地层14中的近似相同位置，这降低了测井速度。另外，在数据采集之前和期间，井下NMR工具12的移动可能会影响响应，并且因此影响所采集的数据。本公开提供了可减少扫描次数以提高MD实验的测井速度的系统和方法。
在某些MD实验中，工具在数据采集之前和期间的移动会影响响应，并且因此影响所采集的数据。此类移动可能将信号等式改变成偏离等式9。为了解决这个问题，可分析运动效果以识别校正后的内核函数。
在均匀场中和在零测井速度下，可容易地获得信号幅值。假设样品已达到热平衡磁化强度Mo，CPMG序列的应用将产生由以下给出的横向磁化强度信号：
Figure GDA0003647844470000171
在此，kT1T2(techo,WT)是描述测量结果对弛豫时间T1和T2的已知灵敏度的内核，而f(T1,T2)是感兴趣的二维分布函数。如上所述，T1-T2 NMR测量的标准实现方式包括由等待时间WT隔开的一系列CPMG序列。对于均质场中的静样品，那么内核由下式给出：
Figure GDA0003647844470000172
为了确定分布函数f(T1,T2)，针对不同参数techo和WT采集一组测量结果。基于等式10，对这一数据进行反演以提取f(T1,T2)。对于等式11中给出的内核，那么反演算法本质上是拉普拉斯逆变换。需注意，内核具有简单的可分离形式：第一项取决于WT和T1，而第二项取决于techo和T2。反演的细节将在下面详细论述。
当用移动测井工具执行这些测量时，两种效果会修改等式11中给出的标准内核：(i)施加到样品的磁场的非均质性，以及(ii)在测井工具与样品之间的相对运动。在给定的时间，样品的一小部分处于共振状态并且经历完美的脉冲。因此，偏共振效应和时间依赖性是重要因素并且影响自旋动力学。修改后内核可能比等式11更加复杂，因为它可取决于测井速度和测井工具的特性；具体地，取决于沿工具的静磁场的场轮廓和灵敏区中的RF磁场。一般来讲，内核也不再具有等式11的简单可分离形式。为了确定最一般情况下的内核，可使用数值模拟来准确地确定测井工具的内核。在对于相关的弛豫时间、等待时间、回波时间和测井速度的布洛赫方程(Bloch Equations)积分之后，结果可由许多无量纲参数进行参数化，以获得有用版本的修改后内核。一些无量纲参数包括数量WT/T1、v T1/Ldet和Lprepol/Ldet。在此，Ldet是NMR检测器的灵敏区的长度，并且Lprepol是在灵敏区之前用于极化样品的磁体部段的长度。
可考虑诸如图11所示的简单场轮廓来识别内核。可通过使用在CPMG序列末尾施加的适当破碎式脉冲来减轻在垂直于工具运动的方向上磁场的不均质性对T1-T2内核的影响。而且，如图11的简化测井工具示意图所示，RF场可沿其长度以均匀的幅值约束在检测器区域337中，并且磁场(例如，由线340指示)在检测器区域337中通常沿轴线338是均匀的。如图所示，磁场340在预极化区域342中可以是不均匀的，所述不均匀区域由凸块344指示。可基于理解此类破碎机脉冲已附加到CPMG序列进行下面的论述。
对于这种情况，用于移动工具的修改后内核具有以下结构：
Figure GDA0003647844470000181
项k1(WT,v；T1)和k2(WT,techo,v；T1)与CPMG序列起始处检测器部段中的纵向磁化强度轮廓Mz(z；v,WT,T1)有关：
Figure GDA0003647844470000182
Figure GDA0003647844470000183
在此，z是沿工具轴线和运动方向的地层坐标。最后一项k3(techo,T2)＝exp{-tech0/T2}与标准内核等式11中的最后一项相同。
在这个模型中，在CPMG序列起始处检测器部段中的纵向磁化强度由下式给出：
Figure GDA0003647844470000184
对于图11所示的简单的场轮廓，可解析地获得修改后内核。内核的第一部分确定CPMG信号的初始幅值，并且通过无量纲比T1/WT和(v WT/Ldet)，它取决于等待时间、测井速度和纵向弛豫。图12中示出k1(WT,v；T1)的结果。
内核的第二部分k2描述了CPMG链由于运动而增强的信号衰减。图13显示了图11中模型的k1与k2的乘积结果。它示出增强的信号衰减不仅取决于测井速度和回波时间，而且取决于T1和等待时间WT。为了从测井数据中稳健地提取T1-T2分布，可用图13中所示的更复杂的函数替换等式9中的项(l-exp{-TW/T1})以用于反演。图12和图13的结果是说明性实例。实际测井工具的确切内核可能在质量上与这些结果类似，但是对于定量结果，它可涉及确定专用于给定井下NMR工具12(例如，测井工具)的内核。这可通过基于已知场轮廓的数值计算或通过利用移动井下NMR工具12进行广泛校准测量来完成。通常，准确的T1-T2内核的确定可用于校准井下NMR工具12。
基于正则化的反演
存在许多方法来执行数据反演以获得2D和MD图谱(或分布)。其中的一些在Song,Y.-Q.(2013).Magnetic Resonance of Porous Media(MRPM):A perspective.Journal ofMagnetic Resonance,229,12-24中进行了回顾，所述参考的内容以引用的方式整体并入本文。作为实例，本公开将基于Song,Y.-Q.,Venkataramanan,L.,Hürlimann,M.D.,Flaum,M.,Frulla,P.,&Straley,C.(2002).T(1)--T(2)correlation spectra obtained using afast two-dimensional Laplace inversion.Journal of Magnetic Resonance,154(2),261-268(下文为Song 2002)论述正则化方法，所述参考的内容以引用的方式整体并入本文。
通用反演可通过以下描述。给定在一系列参数(例如，tau)下测量的数据集M，目标是为了确定分布函数F，使得在数据噪声的统计范围内M＝K F。对于T2测量的实例，在不同的回波时间techo(或tau2)获得多个数据点。分布函数表示为T2，即自旋-自旋弛豫时间的函数。T1可例如从0.001s到10s以矩阵的形式离散化。这一等式可用如下离散化矩阵形式近似：
M＝K F， (16)
其中分别地，M为数据向量，K称为内核矩阵，并且F为分布向量。仅M和K已知。正解F应满足上述等式||M-K F||<sigma，其中||M-K F||是向量范数，并且sigma是噪声方差。给定有限的SNR，许多解满足这一准则，并且这是拉普拉斯反演病态本质的根源。
通常，正则化方法通过最小化以下表达式来获得与数据的拟合：
||M-K F||2+alpha||F||2， (17)
第一项测量数据与拟合KF之间的差。第二项是Tikhonov正则化项并且其幅值由参数alpha控制。这个正则化项的作用是选出小的2范数||F||2的解，并且因此选出光滑且尖峰更少的解。然而，这可能致使结果发生偏差。当选取alpha使得两个项可比较时，偏差视为最小，并且在存在噪声的情况下结果稳定。
如上所述的正则化方法也适用于2D反演。关键区别在于分布函数F现在是两个变量的函数，例如，变量可以是T1和T2或T2和D。当然，这可扩展到3D或更高的维度。
因此，在T1-T2实验的情况下，在将分布函数定义在T1和T2的二维网格上的意义上，所得的分布是2D图谱。每个变量(Tl或T2)可采用范围内的任何值。例如，在某些T1-T2实验中，T1和T2的范围是0.001至10s。如本文中所论述，可将掩模346应用于图谱以缩短计算时间。图14示出填充T1-T2空间中的矩形区域的掩模346a。在一些实施方案中，T1-T2图谱的一部分适于确定地层的性质。在此类实施方案中，矩形掩模346a可以是合适的。然而，在其他实施方案中，可采用更复杂的掩模346或多个掩模。在一些实施方案中，可基于一个或多个NMR测量，通过先前的测量或在测量期间由操作员来定义掩模。
如前所论述，许多解满足这一准则(等式16)，并且这是拉普拉斯反演病态本质的根源。反演病态本质的根源之一在于分布F(无论是一维(1D)还是2D)具有许多元素。例如，对于沿每个维度100个点的T1-T2图谱，存在F的10,000个独立元素。一种改进反演的方法是减少反演中F元素的总数。具体地，当所研究样品的先验知识指示较小范围的参数时，那么更好的是通过减小最大T1或T2来制定图谱的大小以匹配T1值、T2值的较小范围。然而，这种减小图谱的方法是限制性的，并且可能无法准确地利用样品的知识。
等式(16)可通过以下方法用于2D反演。可以矩阵形式示出2D分布函数F(T1,T2)：不同的列(第二索引)用于不同的T2值，并且不同的行(第一索引)用于T1，如下文3×3实例所示：
Figure GDA0003647844470000211
通过重新排列元素，可将这一矩阵重写为如下列向量
Figure GDA0003647844470000212
Figure GDA0003647844470000213
对应地，可将2D实验中的数据测量为多于一个变量的函数，诸如图5所示，可将数据写入2D矩阵或列向量中。因此，数据向量M的每个元素对应于一对实验参数，例如WT和techo(或tau2)。
一旦数据和分布以矢量形式表示，就可制定内核矩阵：
Kp，q＝K(WTp，tau2p，T1q，T2q)， (20)
其中p和q是内核矩阵的索引，并且WTp和tau2p是M中第p个数据点的WT值和tau2值，并且T1q、T2q是
Figure GDA0003647844470000221
中第q个元素的值。因此，可将2D问题转换为1D问题，并且直接使用1D算法用于反演。在此，内核(等式20)是实例。可使用更复杂的内核，诸如包括速度效应(等式12-14)。用于T1-T2测量的上述实例意在描述可用于执行反演的许多参数化之一。也可使用其他参数化。例如，T2和T1与T2的比可用作两个自变量。
全图谱对部分图谱
如前所论述，可采用变量的任何值的图谱可被认为是全图谱(例如，如图14所示)。可用矩形(或正方形)矩阵表示掩模，反演通常针对这一全图谱进行反演。将这一矩阵放入其1D格式的优势在于能够选择矩阵元素的子集用于反演。可在图15中示出掩模346b的一个实例，其中将T1＝T2线以下的矩阵元素从反演中排除，并且将T1大于或等于T2的元素用于反演。
图16中示出另一个示例性掩模346c。在一些实施方案中，如果存在如下先验知识(例如，通过其他测量)：特定样品在T1＝0.1到1s和T2＝0.01到0.1s(由白色矩形标记)的区域内没有任何信号，那么可排除
Figure GDA0003647844470000222
中的那些元素，并且因此减少反演中元素的总数。
图17中示出掩模346d的另一个实例。在这个实例中，实心区域是允许区域(例如，未将曲线图中的其他值设置为零或基本上为零)。蓝色区域中F条的向量元素用于反演。对于页岩和致密油地层，在T1-T2图谱的不同区域中显现不同的流体。例如，大孔隙中的轻质油和水将表现出相对较长的T1和T2(大于0.01s)，并且T1/T2比接近1。另一方面，沥青和干酪根信号显现T1和T2低于0.01s，并且可示出非常大的T1/T2比，在低磁场下高达数百，并且在高磁场下甚至更高。因此，用于反演的总元素可得以大幅减少。
在其他实例(诸如D-T2)中，基于调查样品的性质定义部分图谱掩模也是有用的。换句话讲，掩模不是定义特定区域，掩模346可定义图谱内的多个部分。例如，图18所示的用于D-T2图谱的掩模346e覆盖D-T2的若干个不同部分。可基于通常不具有感兴趣信号的图谱的部分来选择排除的部分。例如，地层的先验知识可指示地层包含一定量的甲烷气体、油和水，它们将提供适量的待检测信号。这些成分(例如，甲烷气体、油和水)中的每一种在D-T2图谱中表现出独特的行为。例如，取决于地层温度，水的扩散常数在(1-5)10-9m2/s的范围内，并且油的NMR信号可表现出D与T2的强相关性。这样，掩模346可选择性地包括来自油、水和气体或其任何组合的信号，同时基于此类信息排除其他部分。
此类模式可从流体行为(包括表面弛豫，限制扩散，烃的标度行为等)的建模中获得，或者它也可从对特定样品的经验考虑中获得。在进行测井的情况下，在测井实验之前，可知道井、地层或区域(盆地)的地层和井下流体(原油、泥浆、水等)的某些信息。例如，如果已知地层缺少气体，那么可从掩模中除去对应于气体的信号区域，以进一步减小反演图谱，从而使反演的计算更加容易。
这些图谱掩模突出显示了T1-T2图谱(或D-T2或MD实验的其他图谱)中的少数区域，其中T1T2分布的元素在反演中允许为非零。掩模图谱外部的元素设置成基本上为零，因此将不参与反演计算。使用等式18和19作为实例，假设F_12和F_13不在掩模中并且因此从反演中排除，那么新分布Fm(掩模分布)为：
Figure GDA0003647844470000241
并且那么对应的1D形式
Figure GDA0003647844470000242
为
Figure GDA0003647844470000243
可将图谱掩模(Fmask)定义为与矩阵F相同的大小，允许的元素值为1，并且排除的元素为0。可通过F和Fmask的逐元素相乘来获得掩模分布，
Fm＝F*Fmask, (23)
其中“*”指示逐元素相乘。
这些掩模区域可以是矩形、正方形、圆形或任何其他形状，可包含一个或多个点。这些区域可以互连的或断开连接的。也就是说，一个掩模可以是连续的或不连续的，并且进一步可覆盖图谱内的多个离散区域。区域可由数学方程(诸如，Tl>0.1，T2<1)定义，或者它们可类似于绘画软件被手工绘制。另外，可基于其他数据来选取图谱掩模。例如，可通过选择(或允许)值大于T1T2图谱的最大信号的某一阈值(例如，1％、2％或5％)的那些元素来从油页岩样品(图3)的T1T2图谱导出图谱掩模。
可基于掩模的知识将图谱掩模与NMR采集参数组合使用。也就是说，在对数据使用定义的掩模的某些实施方案中，选择用于测井的NMR采集参数可能取决于定义的掩模。使用T1-T2实验作为实例，可实现包括多个区域的掩模346-(1)一个具有高度相关的T1T2(T2>0.1s)，另一个(2)具有大的T1、T2范围(T1范围为0.001到0.1，并且T2的范围为0.001至0.1s)。由于区域1中的信号示出相关的T1和T2，因而CPMG链对T2的测量足以定义它。然而，对于第二区域，适于使用更加独立的T1测量。因此，实验的设计不必使用表1中概述的常规参数。相反，WT可专注于Tl<0.1s的第二区域，并且因此WT更短并且测井更快。
Figure GDA0003647844470000251
表2-用于T1T2实验的WT和回波间隔参数
本公开的技术可不使用那么多的WT，并且因此加速了测量。这对于测井实验而言缩短总实验时间并且提高测井速度特别重要。在实际的NMR测井实验中，可改变许多参数，诸如针对每个WT采集的回波间隔、重复次数以及回波数量等。表3是井下NMR工具12的示例性脉冲序列。
脉冲序列参数 短-T<sub>1</sub>序列
测量次数 6
等待时间(ms) 1、3、10、30、100、3000
回波间隔(ms) 0.28、0.28、0.2、0.2、0.2、0.2
重复次数 50、50、30、10、4、1
回波数量 20、20、50、100、300、1800
表3-用于井下NMR工具的T1-T2脉冲序列参数
图19是测井记录160的实例，其可提供使用根据上述系统和方法以快速方式获得的NMR测量获得的性质的可视化。测井记录160包括四条迹线：162、164、166和168。第一迹线164表示以英尺为单位的井深度。第二迹线162包括总有机炭(TOC)170及其不确定度的测量(TOCS1G)172。第三迹线164包括密度孔隙率174以及NMR孔隙率(MRP)176。第四迹线166包括轻质烃的体积级分178、沥青的体积级分180、干酪根的体积级分182和水的体积级分184。通过在诸如这样的可视化中呈现所识别的基础特征，操作人员可能能够有效地做出与井的管理和/或操作有关的决策。
图20提供了示例性测井记录350，其可包括多条迹线，这些迹线包括基于根据本公开快速获得的NMR测量结果确定的RPI值。测井记录350包括若干条迹线352、354、356、358、360、362、364、366、368、370和372。这些迹线旨在表示可能显现在测井记录中的信息类型，并且这些迹线并不意在穷举。实际上，在根据本公开的工作流中开发的任何实际的测井记录中可呈现更多或更少的迹线。
返回到图15的示例性测井记录350，迹线可呈现以下信息：
迹线352：深度迹线。
迹线354：根据2D NMR T1-T2测井，利用T2LM和3.0ms的T2截止值得出的T2分布，以分离束缚孔隙和有效孔隙。
迹线356：根据2D NMR T1-T2测井，利用T1LM得出的T1分布。
迹线358：与来自岩心数据的孔隙率相比，根据2D NMR测井得出的孔隙率。
迹线360：使用光谱学和2D NMR测井根据地层评估得出的矿物学和流体的体积结果。
迹线362：使用图3(c)中显示的截止值根据2D NMR T1-T2测井得出的流体孔隙率。
迹线364：与来自岩心数据的孔隙率相比，根据2D NMR测井得出的黏土束缚水孔隙率。
迹线366：与来自岩心数据的孔隙率相比，根据2D NMR测井得出的束缚烃孔隙率。
迹线368：与来自岩心数据的孔隙率相比，使用3.0ms的T2截止值根据2D NMR测井得出的有效孔隙率。
迹线370：与根据电阻率计算的有效水孔隙率相比，根据2D NMR测井得出的有效水孔隙率。
迹线372：与根据岩心数据计算的可生产烃的碳重量级分374(点)相比，从工作流200计算出的RPI 202(线)。
实际上，如从迹线372可见，使用多维NMR测量计算的RPI202与基于碳重量级分374的岩心样品测量非常相关。这表明RPI202可用作岩心样品的高度有价值的添加物或替代物，因为可使用井下测量来计算RPI 202，所述井下测量可更准确地捕获井下环境中的井下流体的状态。将RPI 202生成并且输出到测井记录(诸如，测井记录350)上，操作员或其他决策者可更有效地做出适合于地质地层14的条件的生产和开采决策。
已经通过举例的方式示出上述具体实施方案，并且应理解，这些实施方案可容许各种修改和替代形式。还应当理解，权利要求不意图仅限于所公开的特定形式，而是覆盖落入本公开的精神和范围内的修改、等效物和替代物。

Claims (19)

1.一种用于井下核磁共振测量的方法，所述方法包括：
使用一个或多个井下测井工具从地质地层获得一个或多个核磁共振测量结果，其中所述一个或多个核磁共振测量结果中的每一个包括相应的数据；
至少部分地基于所述一个或多个核磁共振测量结果的已知灵敏度来获得标准内核；
向所述一个或多个核磁共振测量结果、所述标准内核或两者施加掩模，以生成掩模数据；
对所述掩模数据进行反演；以及
使用所述反演的掩模数据来确定分布函数，其中所述分布函数指示地质地层的某些成分的存在或不存在；
其中，所述掩模是至少部分地基于将所述一个或多个核磁共振测量结果彼此相关的数学等式或形状来定义，其中，所述掩模被配置为排除所述一个或多个核磁共振测量结果的一部分和所述标准内核的一部分。
2.如权利要求1所述的方法，其中所述掩模是至少部分地基于超过定义阈值的数据来从多个定义掩模中选取。
3.如权利要求1所述的方法，其中所述掩模是从计算装置的存储器中引用。
4.如权利要求1所述的方法，其中所述一个或多个核磁共振测量结果是至少部分地基于与所述掩模有关的数据采集参数来获得。
5.如权利要求1所述的方法，其中所述内核数据是修改后内核，其中所述修改后内核是至少部分地基于所述一个或多个井下测井工具的检测器区段内的纵向磁化和所述标准内核。
6.如权利要求1所述的方法，其中所述掩模是至少部分地基于所述地质地层的已知组成来确定。
7.如权利要求1所述的方法，其中所述一个或多个核磁共振测量结果包括T1和T2的二维核磁共振测量结果。
8.如权利要求1所述的方法，其中所述一个或多个核磁测量结果是从一个或多个移动井下测井工具获得。
9.一种包括有形的非暂时性机器可读介质的制品，所述介质包括指令，所述指令在由处理器执行时致使所述处理器：
使用一个或多个井下测井工具从地质地层获得一个或多个核磁共振测量结果，其中所述一个或多个核磁共振测量结果中的每一个包括相应的数据；
确定与所述一个或多个井下测井工具有关的修改后内核，其中所述修改后内核是至少部分地基于所述一个或多个核磁共振测量结果的灵敏度；
向所述一个或多个核磁共振测量结果的所述相应数据施加掩模以生成掩模数据；
使用所述修改后内核来对所述掩模数据进行反演以生成反演的掩模数据；并且
使用所述反演的掩模数据来确定分布函数；
其中，所述掩模是至少部分地基于将所述一个或多个核磁共振测量结果彼此相关的数学等式或形状来定义，其中，所述掩模被配置为排除所述一个或多个核磁共振测量结果的一部分和所述修改后内核的一部分。
10.如权利要求9所述的制品，其中所述一个或多个井下测井工具的所述修改后内核与移动测井工具有关。
11.如权利要求9所述的制品，其中所述一个或多个核磁共振测量结果包括多维核磁共振测量结果，所述多维核磁共振测量结果包括至少T1和T2。
12.如权利要求9所述的制品，其中所述一个或多个核磁共振测量结果包括多维核磁共振测量结果，所述多维核磁共振测量结果包括至少扩散系数(D)和T2。
13.如权利要求9所述的制品，其中所述掩模对应于指示水、气体、油、沥青或其任何组合的存在的数据。
14.如权利要求9所述的制品，其中所述掩模是由操作员绘制。
15.如权利要求9所述的制品，其中所述掩模是至少部分地基于超过定义阈值的数据来从多个先前定义的掩模中选取。
16.如权利要求9所述的制品，其中所述掩模是至少部分地基于超过定义阈值的所述一个或多个核磁共振测量结果的数据来选取。
17.一种用于井下核磁共振测量的系统，所述系统包括：
井下测井工具，所述井下测井工具被配置为从地质地层获得一个或多个核磁共振测量结果；以及
数据处理系统，所述数据处理系统包括处理器，其中所述井下测井工具被配置为接收所述一个或多个核磁共振测量结果，并且其中所述处理器被配置为：
确定与所述井下测井工具有关的内核，其中所述内核是至少部分地基于所述一个或多个核磁共振测量结果的灵敏度；
向所述一个或多个核磁共振测量结果施加掩模以生成掩模数据；
使用所述内核对所述掩模数据进行反演以生成反演的掩模数据；并且
使用所述反演的掩模数据来确定表示所述地质地层的组成的分布函数；
其中，所述掩模是至少部分地基于将所述一个或多个核磁共振测量结果彼此相关的数学等式或形状来定义，其中，所述掩模被配置为排除所述一个或多个核磁共振测量结果的一部分和所述内核的一部分。
18.如权利要求17所述的系统，其中所述内核还至少部分地基于所述井下测井工具的检测器区域内的纵向磁化的轮廓。
19.如权利要求17所述的系统，其中所述掩模是至少部分地基于超过定义阈值的所述一个或多个核磁共振测量结果的数据来选取。
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