CN111699381A - 基于核磁共振弛豫时间的温度灵敏度测量多孔介质的润湿性 - Google Patents

基于核磁共振弛豫时间的温度灵敏度测量多孔介质的润湿性 Download PDF

Info

Publication number
CN111699381A
CN111699381A CN201880089028.3A CN201880089028A CN111699381A CN 111699381 A CN111699381 A CN 111699381A CN 201880089028 A CN201880089028 A CN 201880089028A CN 111699381 A CN111699381 A CN 111699381A
Authority
CN
China
Prior art keywords
relaxation time
nmr
rock sample
temperature sensitivity
wettability
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201880089028.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111699381B (zh
Inventor
郭亨泰
艾哈迈德·穆巴拉克·阿勒-哈尔比
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN111699381A publication Critical patent/CN111699381A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111699381B publication Critical patent/CN111699381B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
    • G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
    • G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G01R33/448—Relaxometry, i.e. quantification of relaxation times or spin density
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G01R33/46—NMR spectroscopy
    • G01R33/4625—Processing of acquired signals, e.g. elimination of phase errors, baseline fitting, chemometric analysis
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G01R33/48—NMR imaging systems
    • G01R33/4804—Spatially selective measurement of temperature or pH
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G01R33/48—NMR imaging systems
    • G01R33/50—NMR imaging systems based on the determination of relaxation times, e.g. T1 measurement by IR sequences; T2 measurement by multiple-echo sequences
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
    • Y02A90/30—Assessment of water resources

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Signal Processing (AREA)
  • Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
  • Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

本公开描述了用于测量岩样的润湿性的方法和系统，包括计算机实现的方法、计算机程序产品和计算机系统。一种方法，包括：在多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的岩样的第一核磁共振(NMR)表面弛豫时间；基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度；在所述多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的所述岩样的第二NMR表面弛豫时间；基于所述第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度；以及基于所述第一温度灵敏度和所述第二温度灵敏度确定所述岩样的润湿性。

Description

基于核磁共振弛豫时间的温度灵敏度测量多孔介质的润湿性
优先权要求
本申请要求于2017年12月11日递交的美国专利申请No.15/837,404的优先权，其全部内容据此通过引用并入本文。
技术领域
本公开涉及油气的勘探和生产，更具体地，涉及使用核磁共振(NMR)测量岩石润湿性。
背景技术
油气储层中的岩石可以通过将油气圈闭在岩石中的多孔地层之中来存储油气(例如，石油、油、气体或其任意组合)。因此，储层中的岩石的润湿性的测量结果可以被用于确定储层的潜在产能。润湿性还可以被用于在生产操作的各个步骤(例如，注水和提高采油率(EOR))中对从储层中提取所存储的油气进行优化。
发明内容
本公开描述了用于测量岩石润湿性的方法和系统，包括计算机实现的方法、计算机程序产品和计算机系统。一种用于测量岩样的润湿性的方法，包括：在多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的所述岩样的第一核磁共振NMR表面弛豫时间；基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度；在所述多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的所述岩样的第二核磁共振NMR表面弛豫时间；基于所述第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度；以及基于所述第一温度灵敏度和所述第二温度灵敏度确定所述岩样的润湿性。
这个方面的其他实施方式包括：均被配置为执行所述方法的动作的对应的计算机系统、设备、以及被记录在一个或多个计算机存储装置上的计算机程序。一个或多个计算机的系统可以被配置为：依靠在该系统上安装在操作时使该系统执行动作的软件、固件、硬件，或软件、固件或硬件的组合来执行特定的操作或动作。一个或多个计算机程序可以被配置为：依靠包括在由数据处理设备执行时使该设备执行动作的指令来执行特定的操作或动作。
本说明书的主题的一个或多个实施方式的细节在附图和后续的描述中阐述。通过说明书、附图和权利要求书，所述主题的其他特征、方面和优点将变得明显。
附图说明
图1是根据实施方式的用于基于核磁共振(NMR)弛豫时间来确定储层岩样的润湿性的系统的示意图。
图2是根据实施方式的用于基于NMR表面弛豫时间来测量储层岩样的润湿性的过程的示例。
图3是示出根据实施方式的NMR表面弛豫时间与温度的示例图的附图。
图4是示出根据实施方式的不同的NMR表面弛豫时间的温度灵敏度的示例比较的附图。
图5示出根据实施方式的示例润湿性确定方法。
图6是根据实施方式的润湿性分析系统的高层架构框图。
各附图中相似的附图标记和标志指示相似的要素。
具体实施方式
给出以下描述以使得本领域任何技术人员能够实现和使用所公开的主题，并且所述描述在一个或多个特定实施方式的上下文下提供。对所公开的实施方式的各种修改对于本领域技术人员将是显而易见的，并且在不脱离本公开的范围的情况下，本公开定义的总的原理可以应用于其他实施方式和应用。因此，本公开不旨在被限制在所描述或所示出的实施方式，而是要根据与本公开中所公开的原理和特征一致的最宽的范围。
本公开总体上描述用于测量岩石润湿性的方法和系统，包括计算机实现的方法、计算机程序产品和计算机系统。了解油气储层特性的一种技术是开发计算机生成的所有或部分储层的软件模型。为了开发这样的模型，对来自油气储层的储层岩样进行评估，并将评估的结果作为输入提供给生成软件模型的计算机软件程序。可以通过在实验室条件下或在储层条件(即油气储层中的样本所经历的条件)下执行若干实验中的一个或多个来评估储层岩样。岩石润湿性，特别是岩石之中的多孔结构的润湿性，是可以评估的储层岩样的参数之一。
润湿是液体与固体表面保持接触的能力，这是由于两种材料接触在一起时的分子间相互作用而产生的。衡量润湿程度的润湿性是黏附力和内聚力之间的力平衡的产物。粘附力是液体分子对不同物质产生吸引力的趋势。另一方面，内聚导致液滴产生可能的最小表面积。固体表面的疏水性是由液体和固体之间的粘附力引起的。因此，固体表面的润湿性直接与疏水性有关。在本公开中，在储层岩样——即可以在油气储层中发现并且可以将油气捕获在其孔隙系统中的岩样的背景下描述了润湿性研究。本公开中描述的研究和发现可以适用于任何类型的多孔介质，例如，包括均质孔隙系统(即，具有实质上相同的尺寸的孔隙)或非均质孔隙系统(即，具有均为不同的尺寸的多孔隙子系统)。
润湿性可以被用作储层岩石的将岩石指定为疏水性或亲水性的区别特征。润湿性是给定岩石(例如，砂岩或碳酸盐)的材料参数特征，并且还取决于诸如表面粗糙度、表面尺寸，主要吸附位点的存在和特定离子效应之类的因素。岩石润湿性是影响流体流经岩石的参数之一。因此，岩石润湿性是用于预测通过储层岩石的流动的地球物理模型的输入变量。用于确定表面的润湿性(即表面保持水分的能力)的一种技术是向表面添加一滴水并测量水在该表面上的接触角。可以将已确定的润湿性作为输入变量提供给(计算机生成或其他的)地球物理模型。如果确定了例如在类似和模拟岩石环境的条件下的实际岩石的多孔结构的湿润性，则输入变量将更准确并且地球物理模型的预测将更准确。另外，由于在注入各种类型的流体期间的孔隙表面湿润性的动态性质，在不同的饱和水平下的岩石湿润性是用于油气产量的预测的重要因素之一。一种是注水期间的润湿性变化。随着更多的水被引入到储层中，因为附着到孔隙表面的大量油气组分被注入的水替代，所以孔隙表面变得更亲水。因此，在不同的饱和水平下测量润湿性在预测油气产量中很有用。
在一些实施方式中，可基于核磁共振(NMR)表面弛豫时间来测量润湿性。NMR表面弛豫时间可以通过以下公式定义：
Figure BDA0002625895670000041
其中Ts表示NMR表面弛豫时间，ρ表示表面弛豫率，S表示总的孔隙表面积，并且V表示总的孔隙体积。NMR表面弛豫时间包括被表示为T1,s的T1表面弛豫时间和被表示为T2,s的T2表面弛豫时间。可以基于在NMR测量中观察到的弛豫时间使用以下公式来计算T1,s和T2,s：
Figure BDA0002625895670000042
Figure BDA0002625895670000043
其中0和0分别表示在NMR测量期间观察到的T1和T2弛豫时间；T1,b和T1,s分别表示T1的体积和表面弛豫时间；T2,b、T2,s和T2,D分别表示T2的体积、表面和扩散弛豫时间。T1和T2弛豫时间也可以分别被称为T1和T2表观弛豫时间。NMR测量对湿润性是敏感的，因为固体表面具有促进饱和流体的磁弛豫的效果。这种效果的等级可以取决于固体相对于与表面接触的液体的润湿性特征。因此，表面弛豫时间T1,s和T2,s主要由流体-岩石相互作用的强度决定。
除了流体-岩石相互作用之外，温度也是NMR表面弛豫时间的一个因素。以下公式示出温度和NMR表面弛豫时间之间的关系：
Figure BDA0002625895670000044
其中
Figure BDA0002625895670000051
和
Figure BDA0002625895670000052
分别表示在温度Ta和Tb获得的T1和T2表面弛豫时间。ΔE表示表面活化能，其由流体和岩石的孔隙表面的特性决定。R表示气体常数，其为1.99×10-3千卡/千摩尔。
相对于特定流体具有不同ΔE值的孔隙表面可能具有不同的NMR表面弛豫时间的温度灵敏度。因为对于特定的流体和固体孔隙表面，ΔE是固定的。因此，可以通过NMR表面弛豫时间的温度灵敏度来测量润湿性。如果针对温度对NMR表面弛豫时间作图，则可基于图的斜率确定表面的润湿性。对于100％亲水的孔隙表面，由于没有油在表面松弛(relax)，所以斜率是0。另一方面，对于100％亲油的表面，斜率是由ΔE值确定的非零值。因此，可以通过对基于100％油饱和的样本和被特定量的水饱和的油所饱和的样本的斜率进行比较来量化特定的水饱和的孔隙表面的润湿性。这种方法提供了用于岩样的非破坏性和非侵入性的测量方法。图1-图6提供这些实施方式的附加细节。
图1是根据实施方式的用于基于NMR弛豫时间确定储层岩样的润湿性的系统100的示意图。系统100包括被连接到分析器120和水管130的NMR仪器110。NMR仪器110表示配置为测量NMR弛豫时间的NMR仪器。NMR仪器的示例包括低磁场NMR仪器。在一些实施方式中，NMR仪器110可包括被连接到一个或多个NMR磁体(例如，第一NMR磁体104a或第二NMR磁体104b或两者)的NMR控制器102。在一些情况下，尤其是对于具有高渗透率的多孔介质样本而言,在NMR测量期间的一定温度范围内的流体重新分布可能会引起实验误差。对于这些类型的样本，可以使用具有高磁场的附加的外部磁体来缩短NMR数据采集时间。
NMR仪器110还包括NMR样本池122。NMR样本池122被配置为维持高压和高温(HPHT)条件。例如，对于直径小于5毫米(mm)的样本，NMR样本池122可以承受最大15,000磅每平方英寸(PSI)和最高250摄氏度(℃)，对于直径约为1.5英寸的样本，最大5,000PSI和最高150℃。将样本112放置在NMR样本池122中以进行测量。样本112可以是可以适合NMR样本池122的任何形状的多孔介质。例如，样本112可以是岩心塞或岩屑。NMR控制器102控制NMR仪器。例如，NMR控制器102可以向NMR仪器提供指令以测量在不同温度下的弛豫时间。NMR控制器102还可以接收弛豫时间的测量结果。
系统100还包括分析器120。分析器120可以实现计算机软件操作，以基于已测量的弛豫时间确定样本112的润湿性。在一些实施方式中，分析器120和NMR控制器102可以被实现为不同的计算设备。备选地，NMR控制器102和分析器120可以被实现为单个实体。
水管130将循环流体提供给NMR样本池122。循环流体可以是水、油或其他液体。水管130可以包括其他组件，例如泵、量具、可以容纳和注入流体的储部或其任意组合。水管130被连接到加热器132。加热器132可以加热水管130中的循环流体。可以针对不同的NMR测量将加热器132设置在不同的温度。
图2是根据实施方式的用于基于NMR表面弛豫时间测量储层岩样的润湿性的过程200的示例。为了清楚地呈现，下文的描述在图1和图3-图6的上下文中总体描述过程200。然而，应该理解的是，在适当时，过程200可以例如通过任何其他合适的系统、环境、软件和硬件，或者系统、环境、软件和硬件的组合来执行。在一些实施方式中，过程200的各步骤可以并行、组合、循环或以任意顺序运行。
在202处，在不同温度下测量散装油的NMR弛豫时间。在一些情况下，所测量的温度范围为15℃到85℃之间。对于每个温度，可以记录散装油的弛豫时间(T1,O,Bulk和T2,O,Bulk)。在一些实施方式中，可以使用HPHT NMR探针获得NMR弛豫时间。样本的温度可以通过循环惰性流体来控制，该惰性流体不产生NMR信号。通过使用加热器改变循环流体的温度，可以相应地改变测量的温度。
在204处，利用水使多孔介质样本饱和。可以从储部收集多孔介质样本。可以使用岩心淹没系统使多孔介质样本饱和。在一些实施方式中，将重水(D2O)用于使多孔介质样本饱和。D2O在化学上等同于普通水(H2O)，但是对于氢(1H)NMR信号不可见。因此，使用重水可以隔离由样本之中的油产生的NMR信号。
在206处，将在202处测量的散装油注入饱和的多孔介质样本中。注入散装油以产生饱和水平S的多孔介质样本。饱和水平S是油的饱和体积与总的孔隙体积之间的比率。饱和水平S可以取0到100％之间的值。饱和水平S可以通过控制注入样本中的散装油量并监测饱和水平直至其达到值S来实现。可以通过使用NMR/磁共振成像(MRI)或通过岩心淹没的排出液体积分析来监测饱和水平。
在208处，在一个时间段上使进行注入的样本老化。老化过程使油完全粘合到孔隙表面。在一些实施方式中，可以基于NMR弛豫时间测量来确定老化时间段的长度。如果NMR弛豫时间稳定，则可以终止老化时间段。老化时间可以针对不同的样本改变。例如，老化时间段可以在2周到6周之间改变。在一些情况下，老化时间可以是四周。在一些情况下，可以通过在储层温度和压力下存储在岩心淹没柱体中对样本进行老化。
在210处，在与步骤202相同的温度下测量饱和孔隙介质样本的NMR弛豫时间。对于每个温度，可以记录饱和孔隙介质样本的弛豫时间(T1,S,Apparent和T2,S,Apparent)。
在212处，对于每个温度，基于在步骤202处测量的散装油弛豫时间和在步骤210处测量的饱和孔隙介质样本弛豫时间，使用以下公式计算NMR表面弛豫时间：
Figure BDA0002625895670000071
Figure BDA0002625895670000072
其中T1,S,Surface和T2,S,surface表示已计算的饱和水平S的T1和T2表面弛豫时间。
在214处，可以针对不同温度对NMR表面弛豫时间作图。图3是示出根据实施方式的NMR表面弛豫时间与温度的示例图的附图300。附图300中的数据点是在实验室实验中获得的。附图300的x轴表示进行每次测量时的以℃为单位的温度。附图300的y轴表示在步骤212处计算的NMR表面弛豫时间。y轴使用以微秒(ms)为单位的对数标度(logarithmic scale)。点302和304分别表示30℃和40℃的T1,S,Surface。直线310表示T1,S,Surface与温度的线性关系。基于不同温度的T2,S,Surface可以获得相似的直线。
在216处，清洁孔隙介质样本并利用在202处测量的散装油进行完全饱和。
在218处，将被油饱和的孔隙介质样本在一个时间段上进行老化。类似于步骤208，可以基于NMR弛豫时间测量来确定老化时间段的长度。如果NMR弛豫时间稳定，则可以终止老化时间段。老化时间可以针对不同的样本改变。例如，老化时间段可以在2周到6周之间改变。在一些情况下，老化时间是4周。
在220处，在与步骤202中相同的温度下测量饱和孔隙介质样本的NMR弛豫时间。对于每个温度，可以记录饱和孔隙介质样本的弛豫时间(T1,O,Apparent和T2,O,Apparent)。
在222处，对于每个温度，基于在步骤202处测量的散装油弛豫时间和在步骤220处测量的饱和孔隙介质样本弛豫时间，使用以下公式计算油饱和样本的NMR表面弛豫时间：
Figure BDA0002625895670000081
Figure BDA0002625895670000082
其中T1,O,Surface和T2,O,Surface表示第一饱和水平S、被油完全饱和的样本的已计算的T1和T2表面弛豫时间。
在224处，可以针对不同温度对在222处获得的NMR表面弛豫时间作图。
在226处，可以比较以第一饱和水平饱和的样本和被油完全饱和的样本的NMR表面弛豫时间的温度灵敏度，以确定润湿性指数。图4是示出根据实施方式的不同的NMR表面弛豫时间的温度灵敏度的示例比较的附图400。附图400中的数据点是在实验室实验中获得的。附图400的x轴表示进行每次测量时的以℃为单位的温度。直线410表示以饱和水平S饱和的样本的NMR表面弛豫时间的温度灵敏度。直线410具有斜率MO_W＝2，其表示在第一饱和水平S处的样本的NMR表面弛豫时间的温度灵敏度。直线420表示被油完全饱和的样本的NMR表面弛豫时间的温度灵敏度。直线420具有斜率MO＝5，其表示被油完全饱和的样本的NMR表面弛豫时间的温度灵敏度。
因此，可使用以下公式基于MO_W和MO的比值确定湿润性指数(WI)：
Figure BDA0002625895670000091
因此，在所示的示例中，样本的WI为2/5＝0.4。WI的值表示饱和水平S的多孔介质样本的润湿性。在一些操作中，可以将过程200重复多于一次的迭代。在每次迭代处，在步骤206处选择不同的饱和水平S。因此，可以在对应的迭代的步骤226处确定这些不同的饱和水平中的每一个的WI。不同的饱和水平的WI可以用来产生相对渗透率曲线。相对渗透率曲线表示收集多孔介质样本的储层中的岩石的岩石物理特性，并且可以被用于预测储层的油气产能。此外，这些WI可以在开发储层的提高采油率(EOR)和改进采油率(IOR)工艺中使用。
如前所述，NMR表面弛豫时间T1和T2均可以产生温度灵敏度图。因此，可分别基于NMR表面弛豫时间T1的温度灵敏度或NMR表面弛豫时间T2的温度灵敏度来获得润湿性指数。在一些情况下，可以将这两个湿润性指数合并，例如取平均值，以获得组合的湿润性指数。这种方法可以提供更鲁棒的测量结果。
图5示出根据实施方式的示例润湿性确定方法500。为了清楚地呈现，下文的描述在图1-图4和图6的上下文中总体描述方法500。然而，应该理解的是，在适当时，方法500可以例如通过任何其他合适的系统、环境、软件和硬件，或者系统、环境、软件和硬件的组合来执行。在一些情况下，方法500可以在大规模计算机集群、超级计算机或任何其他计算设备或计算设备的集合上执行。在一些实施方式中，方法500的各步骤可以并行、组合、循环或以任意顺序运行。
在502处，在多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的岩样的第一核磁共振(NMR)表面弛豫时间。在504处，基于第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度。在506处，在多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的岩样的第二NMR表面弛豫时间。在508处，基于第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度。在510处，基于第一温度灵敏度和第二温度灵敏度确定岩样的润湿性。在512处，以不同的饱和水平注入岩样，并且重复步骤502-510以确定具有不同的饱和水平的岩样的润湿性。
图6是根据实施方式的基于在本公开中描述的方法来分析润湿性的润湿性分析系统600的高层架构框图。从高层面来看，所示的系统600包括与网络630耦接的计算机602。
所描述的图示仅是所描述的主题的一种可能的实施方式，并且不旨在将本公开限制于单个描述的实施方式。本领域的普通技术人员将认识到，所描述的部件可以以与本公开一致的替代方式连接、组合或使用。
网络630促进计算机602与其他组件(例如，获得针对位置的观测数据并将观测数据发送到计算机602的组件)之间的通信。网络630可以是无线或有线网络。网络630还可以是存储器管道、硬件连接或组件之间的任何内部或外部通信路径。
计算机602包括被配置为执行如本公开中所描述的方法的计算系统。例如，计算机602可以被用于实现图1所示的NMR控制器102和分析器120。在一些情况下，该算法可以用可执行的计算代码(例如，C/C++可执行代码)实现。在一些情况下，计算机602可以包括运行批量应用的独立的LINUX系统。在一些情况下，计算机602可以包括移动或个人计算机。
计算机602可以包括包含输入装置(例如，键区、键盘、触摸屏、麦克风、语音识别设备、可以接受用户信息的其他装置)或传达与计算机602的操作相关联的信息(包括数字数据、视觉或音频信息或图形用户界面(GUI))的输出装置在内的计算机。
计算机602可以用作客户端、网络组件、服务器、数据库或其他持久性设备、或系统600的任何其他组件。在一些实现中，计算机602的一个或多个组件可以被配置为在基于云计算的环境中操作。
从高层面来看，计算机602是可操作用于接收、发送、处理、存储或管理与系统600相关联的数据和信息的电子计算设备。根据一些实施方式，计算机602还可以包括应用服务器、电子邮件服务器、web服务器、高速缓存服务器、流传输数据服务器、商业智能(BI)服务器或其他服务器，或与其可通信地耦接。
计算机602可以通过网络630从客户端应用(例如，在另一计算机602上执行的应用)接收请求，并通过在适当的软件应用中处理所接收的请求来响应所述请求。另外，还可以从内部用户(例如，从命令控制台)、外部或第三方、或其他自动化应用向计算机602发送请求。
计算机602的组件中的每个组件可以使用系统总线603通信。在一些实施方式中，计算机602的任意或所有组件(硬件和软件二者)可以使用应用编程接口(API)612或服务层613通过系统总线603与彼此或接口604进行接口连接。API 612可以包括用于例程、数据结构和对象类的规范。API 612可以是与计算机语言无关的或有关的，并且可以指完整的接口、单个功能、或者甚至是一组API。服务层613向计算机602或系统600提供软件服务。计算机602的功能对于使用该服务层的所有服务消费者可以是可访问的。软件服务(例如，由服务层613提供的软件服务)通过定义的接口提供可重用的、定义的业务功能。例如，接口可以是以JAVA、C++或以可扩展标记语言(XML)格式提供数据的合适的语言所编写的软件。尽管被示为计算机602的集成组件，但是备选实施方式可以将API 612或服务层613示为作为相对于计算机602或系统600的其他组件独立的组件。此外，API 612和服务层613的任意或所有部分可以被实现为另一软件模块、企业应用或硬件模块的子模块而不脱离本公开的范围。
计算机602包括接口604。尽管图6中示为单个网络接口604，但是可以根据计算机602或系统600的特定需求、需要或特定实施方式，来使用两个或更多个接口604。接口604由计算机602用于与连接到网络630的(包括系统600之内的)分布式环境中的(无论是否示出的)其他系统通信。通常，接口604包括以合适的组合被编码在软件或硬件中且可操作用于与网络630通信的逻辑。更具体地，接口604可以包括支持与通信相关联的一个或多个通信协议的软件，使得网络630或接口的硬件可操作用于在所示出的系统600内部和外部传送物理信号。
计算机602包括处理器605。尽管图6中示为单个处理器605，但是可以根据计算机602或系统600的特定需求、需要或特定实施方式，来使用两个或更多个处理器。通常，处理器605执行指令并操纵数据以执行计算机602的操作。具体地，处理器605执行处理地球物理数据所需的功能。
计算机602还包括存储器608，其保存用于计算机602或系统600的其他组件的数据。尽管图6中示为单个存储器608，但是可以根据计算机602或系统600的特定需求、需要或特定实施方式，来使用两个或更多个存储器。尽管存储器608被示为计算机602的集成组件，但是在备选实施方式中，存储器608可以在计算机602或系统600的外部。
应用607是软件引擎，其根据计算机602或系统600的特定需求、需要或特定实施方式提供功能，特别是关于处理地球物理数据所需的功能。例如，应用607可以用作图1-图5中描述的一个或多个组件或应用。此外，尽管被示为单个应用607，但是应用607可以被实现为计算机602上的多个应用607。另外，尽管被示出为与计算机602集成在一起，但是在备选实施方式中，应用607可以在计算机602或系统600的外部。
可以存在任意数量的与系统600相关联的或在其外部的并通过网络630进行通信的计算机602。此外，在不脱离本公开的范围的情况下，术语“客户端”、“用户”和其他适当的术语可以适当地互换使用。此外，本公开考虑许多用户可以使用一个计算机602，或者一个用户可以使用多个计算机602。
所描述的主题的实施方式可以单独或组合地包括一个或多个特征。
例如，在第一实施方式中，一种用于测量岩样的润湿性的方法，包括：在多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的所述岩样的第一核磁共振NMR表面弛豫时间；基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度；在所述多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的所述岩样的第二核磁共振NMR表面弛豫时间；基于所述第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度；以及基于所述第一温度灵敏度和所述第二温度灵敏度确定所述岩样的润湿性。
前述和其他实施方式均可以可选地单独或以组合方式包括以下特征中的一项或多项：
可与一般实施方式组合的第一方面，其中，获得所述第一NMR表面弛豫时间包括：测量油的NMR弛豫时间；测量具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间；以及，基于油的NMR弛豫时间和具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间，确定所述第一NMR表面弛豫时间。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第二方面，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是根据如下公式确定的：
Figure BDA0002625895670000131
其中，T1,s,Surface表示所述第一NMR表面弛豫时间，T1,O,Bulk表示油的NMR弛豫时间，并且T1,S,Apparent表示具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第三方面，其中，所述第一温度灵敏度是根据基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度而获得的温度灵敏度图的斜率所确定的。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第四方面，其中，所述温度灵敏度图是通过使用对数标度对所述第一NMR表面弛豫时间进行转换而获得的。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第五方面，其中，所述岩样的湿润性是根据如下公式确定的：
Figure BDA0002625895670000132
其中WI表示所述岩样的润湿性，mo_w表示所述第一温度灵敏度，并且mo表示所述第二温度灵敏度。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第六方面，该方法还包括：利用不同的饱和水平对所述岩样进行饱和；以及确定具有所述不同的饱和水平的所述岩样的润湿性。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第七方面，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是基于T1弛豫时间或T2弛豫时间中的至少一项确定的。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第八方面，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是基于T1弛豫时间确定的，并且所述湿润性为第一湿润性，所述方法还包括：在所述多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的所述岩样的第三NMR表面弛豫时间，其中，所述第三NMR表面弛豫时间是基于所述T2弛豫时间确定的；基于所述第三NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第三温度灵敏度；在所述多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的所述岩样的第四核磁共振NMR表面弛豫时间，其中，所述第四NMR表面弛豫时间是基于所述T2弛豫时间确定的；基于所述第四NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第四温度灵敏度；基于所述第三温度灵敏度和所述第四温度灵敏度确定所述岩样的第二润湿性；以及基于所述第一润湿性和所述第二润湿性确定所述岩样的组合润湿性。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第九方面，所述方法还包括：利用重水(D2O)对所述岩样进行饱和；以及在利用D2O对所述岩样进行饱和之后，将油注入所述岩样中。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第十方面，所述方法还包括：在将油注入所述岩样中之后，在测量所述岩样的NMR弛豫时间之前对所述岩样进行老化。
在第二实施方式中，一种存储指令的非暂时性计算机可读介质，所述指令在执行时使计算机执行如下操作，包括：在多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的岩样的第一核磁共振NMR表面弛豫时间；基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度；在所述多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的所述岩样的第二核磁共振NMR表面弛豫时间；基于所述第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度；以及基于所述第一温度灵敏度和所述第二温度灵敏度确定所述岩样的润湿性。
前述和其他实施方式均可以可选地单独或以组合方式包括以下特征中的一项或多项：
可与一般实施方式组合的第一方面，其中，获得所述第一NMR表面弛豫时间包括：测量油的NMR弛豫时间；测量具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间；以及，基于油的NMR弛豫时间和具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间，确定所述第一NMR表面弛豫时间。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第二方面，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是根据如下公式确定的：
Figure BDA0002625895670000151
其中，T1,s,Surface表示所述第一NMR表面弛豫时间，T1,O,Bulk表示油的NMR弛豫时间，并且T1,S,Apparent表示具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第三方面，其中，所述第一温度灵敏度是根据基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度而获得的温度灵敏度图的斜率所确定的。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第四方面，其中，所述温度灵敏度图是通过使用对数标度对所述第一NMR表面弛豫时间进行转换而获得的。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第五方面，其中，所述岩样的湿润性是根据如下公式确定的：
Figure BDA0002625895670000152
其中WI表示所述岩样的润湿性，mo_w表示所述第一温度灵敏度，并且mo表示所述第二温度灵敏度。
可与前述或以下方面中的任一方面组合的第六方面，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是基于T1弛豫时间或T2弛豫时间中的至少一项确定的。
在第三实施方式中，一种系统，包括：核磁共振(NMR)仪器，被配置为在多个温度中的每个温度下：测量油的NMR弛豫时间；测量具有饱和水平的岩样的NMR弛豫时间；以及测量被油饱和的所述岩样的NMR弛豫时间；被连接到所述NMR仪器的计算机系统，其中，所述计算机系统包括：至少一个硬件处理器；以及非暂时性计算机可读存储介质，耦接到所述至少一个硬件处理器并存储用于由所述至少一个硬件处理器执行的编程指令，其中所述编程指令在被执行时，使所述至少一个硬件处理器执行操作，包括：在所述多个温度中的每个温度下，基于油的NMR弛豫时间和具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间，确定具有所述饱和水平的所述岩样的第一NMR表面弛豫时间；基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度；在所述多个温度中的每个温度下，基于油的NMR弛豫时间和被油饱和的所述岩样的NMR弛豫时间，确定被油饱和的所述岩样的第二NMR表面弛豫时间；基于所述第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度；以及基于所述第一温度灵敏度和所述第二温度灵敏度确定所述岩样的润湿性。
前述和其他实施方式均可以可选地单独或以组合方式包括以下特征中的一项或多项：
可与一般实现方式组合的第一方面，其中，所述岩样的润湿性是根据如下公式确定的：
Figure BDA0002625895670000161
其中WI表示所述岩样的润湿性，mo_w表示所述第一温度灵敏度，并且mo表示所述第二温度灵敏度。
在本说明书中描述的主题和功能操作的实施方式可以在数字电子电路中、在有形地被实现的计算机软件或固件中、在计算机硬件中实现，包括在本说明书中公开的结构及其结构等同物、或它们中的一个或多个的组合中实现。在本说明书中描述的主题的实施方式可以实现为一个或多个计算机程序，即，在有形的非暂时性计算机存储介质上编码的计算机程序指令的一个或多个模块，以用于被数据处理设备执行或控制数据处理设备的操作。备选地或附加地，程序指令可以编码在人工生成的传播信号(例如，机器生成的电、光或电磁信号)上，所述信号被生成以对信息进行编码，以传输给合适的接收机设备，以供数据处理设备执行。计算机存储介质可以是机器可读存储装置、机器可读存储基板、随机或串行存取存储器装置、或它们中的一个或多个的组合。
术语“数据处理设备”、“计算机”或“电子计算机设备”(或本领域普通技术人员所理解的等同物)是指数据处理硬件，并且包括用于处理数据的各种设备、装置和机器，例如，包括可编程处理器、计算机、或多个处理器或计算机。所述设备还可以是或还包括专用逻辑电路，例如，中央处理单元(CPU)、FPGA(现场可编程门阵列)或ASIC(专用集成电路)。在一些实施方式中，数据处理设备或专用逻辑电路可以是基于硬件或基于软件的。所述设备可以可选地包括为计算机程序创建执行环境的代码，例如，构成处理器固件、协议栈、数据库管理系统、操作系统或者它们中的一个或多个的组合的代码。本公开考虑带有或不带有传统操作系统(例如，LINUX、UNIX、WINDOWS、MAC OS、ANDROID或IOS)的数据处理设备的使用。
可以以任何形式的编程语言来写计算机程序(也可以称作或描述为程序、软件、软件应用、模块、软件模块、脚本或代码)，所述编程语言包括：编译或解译的语言、或者声明或程序语言，并且可以以任何形式来部署计算机程序，包括部署为单独的程序或者部署为适合于用于计算环境的模块、组件、子例程、或者其他单元。计算机程序可以但无需与文件系统中的文件相对应。程序可以被存储在保存其他程序或数据(例如，存储在标记语言文档中的一个或多个脚本)的文件的一部分中、被存储在专用于所讨论的程序的单个文件中、或者被存储在多个协同文件(例如，存储一个或多个模块、子程序或代码部分的文件)中。计算机程序可以被部署为在一个计算机上或者在位于一个站点或分布在多个站点并且通过通信网络互联的多个计算机上执行。尽管各图中所示出的程序的部分被示为通过各种对象、方法或其他过程实现各个特征和功能的各个模块，但是所述程序可以替代地包括多个次级模块、第三方服务、组件或库。相反，各组件的特征和功能在适当时可以被组合成单个组件。
本说明书中描述的过程和逻辑流可以由一个或多个可编程计算机来执行，所述一个或多个可编程计算机执行一个或多个计算机程序以通过操作输入数据并且生成输出来执行功能。过程和逻辑流也可以由专用逻辑电路(例如，CPU、FPGA或ASIC)来执行，并且设备也可以实现为专用逻辑电路(例如，CPU、FPGA或ASIC)。
适于计算机程序的执行的计算机可以基于通用或专用微处理器、二者或任何其他类型的CPU。通常，CPU将从只读存储器(ROM)或随机存取存储器(RAM)或者这二者接收指令和数据。计算机的必不可少的元件是用于执行指令的CPU和用于存储指令和数据的一个或多个存储器装置。通常，计算机还将包括用于存储数据的一个或多个大容量存储装置(例如，磁盘、磁光盘或光盘)，或可操作地耦接以便从所述一个或多个大容量存储装置接收或向其发送数据或二者。然而，计算机不需要具有这些装置。此外，计算机可以嵌入在另一装置中，例如，移动电话、个人数字助理(PDA)、移动音频或视频播放器、游戏机、全球定位系统(GPS)接收器或便携式存储装置(例如，通用串行总线(USB)闪存驱动器)，这仅是举几个例子。
适合于存储计算机程序指令和数据的计算机可读介质(适当的暂时性或非暂时性的)包括所有形式的非易失性存储器、介质和存储器装置，包括例如半导体存储器装置、例如可擦除可编程只读存储器(EPROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)和闪存装置；磁盘(例如，内部硬盘或可移动盘)；磁光盘；以及CD-ROM、DVD+/-R、DVD-RAM和DVD-ROM盘。存储器可以存储各种对象或数据，包括：高速缓存区、类、框架、应用、备份数据、作业、网页、网页模板、数据库表格、存储商业信息或动态信息的知识库、以及包括任意参数、变量、算法、指令、规则、约束、对其的引用在内的任何其他适当的信息。此外，存储器还可以包括任何其他适当的数据，例如，日志、策略、安全或访问数据或报告文件。处理器和存储器可以由专用逻辑电路来补充或者并入到专用逻辑电路中。
为了提供与用户的交互，本说明书中描述的主题的实施方式可以被实现在计算机上，该计算机具有用于向用户显示信息的显示装置(例如，CRT(阴极射线管)、LCD(液晶显示器)、LED(发光二极管)或等离子监视器)和用户可以向计算机提供输入的键盘和指示装置(例如，鼠标、轨迹球或轨迹板)。还可以使用触摸屏(例如，具有压敏性的平板计算机表面或使用电容或电感测的多点触摸屏)向计算机提供输入。其他类型的装置也可以用于提供与用户的交互；例如，提供给用户的反馈可以是任意形式的传感反馈，例如，视觉反馈、听觉反馈或触觉反馈；以及可以以任意形式(包括声音、语音或触觉输入)来接收来自用户的输入。另外，计算机可以通过向用户使用的装置发送文档或者从该装置接收文档来与用户交互；例如，通过响应于从用户客户端设备上的web浏览器接收到的请求而向所述web浏览器发送网页来与用户交互。
术语“图形用户界面”或“GUI”可以以单数或复数形式使用，以描述一个或多个图形用户界面和特定图形用户界面的每一次显示。因此，GUI可以表示任意图形用户界面，包括但不限于web浏览器、触摸屏或处理信息并且高效地向用户呈现信息结果的命令行界面(CLI)。通常，GUI可以包括多个用户界面(UI)要素，其中一些或全部与web浏览器相关联，例如可由商业套件用户操作的交互式域、下拉列表和按钮。这些UI要素可以与web浏览器的功能有关或表示web浏览器的功能。
本说明书中描述的主题的实施方式可以被实施在计算系统中，该计算系统包括后端组件(例如，数据服务器)、或包括中间件组件(例如，应用服务器)、或包括前端组件(例如，具有用户通过其可以与本说明书中描述的主题的实施方式交互的图形用户界面或者web浏览器的客户端计算机)、或者一个或多个此类后端组件、中间件组件或前端组件的任意组合。可以通过任意形式或方式的有线或无线数字数据通信(例如，通信网络)来互连系统的组件。通信网络的示例包括局域网(LAN)、无线电接入网络(RAN)、城域网(MAN)、广域网(WAN)、全球微波接入互操作性(WIMAX)、使用例如802.11a/b/g/n和802.20的无线局域网(WLAN)、互联网的全部或一部分。网络可以在网络地址之间传递例如网际协议(IP)分组、帧中继帧、异步传输模式(ATM)单元、语音、视频、数据或其他合适的信息。
计算机系统可以包括客户端和服务器。客户端和服务器一般相互远离并且通常通过通信网络交互。客户端和服务器的关系通过在相应计算机上运行并且相互具有客户端-服务器关系的计算机程序来产生。
在一些实施方式中，计算系统的任意或所有组件(硬件或软件)可以使用应用编程接口(API)或服务层彼此或与接口进行接口连接。API可以包括用于例程、数据结构和对象类的规范。API可以独立于或依赖于计算机语言，并且指的是完整的接口、单个功能或甚至是API集合。服务层向计算系统提供软件服务。计算系统的各种组件的功能可以是经由该服务层对于所有服务消费者可访问的。软件服务通过所定义的接口提供可重用的、所定义的业务功能。例如，接口可以是以JAVA、C++或以可扩展标记语言(XML)格式或其他合适格式提供数据的其他合适语言所编写的软件。API或服务层可以是与计算系统的其他组件相关的集成组件或独立组件。而且，在不脱离本公开的范围的情况下，服务层的任意或所有部分可以被实现为另一软件模块、企业应用或硬件模块的子模块或次级模块。
尽管本说明书包含许多特定实施细节，然而这些细节不应被解释为对任意公开内容的范围上或可以要求保护的内容的范围上的限制，而是作为可以专用于特定公共内容的特定实施方式的特征的描述。在分离的实施方式的上下文中在本说明书中描述的特定特征也可以在单个实施方式中组合实现。反之，在单个实施方式的上下文中描述的各种特征也可以在多个实施方式中分开地或以任何合适的子组合来实施。而且，尽管可能将特征描述为以某些组合起作用并且甚至最初要求如此保护，但是在一些情况下，来自所要求保护的组合的一个或多个特征可以从组合中删除，并且所要求保护的组合可以指子组合或子组合的变化。
已经描述了本主题的特定实施方式。对于本领域技术人员显而易见的是，所描述的实施方式的其他实施方式、改变和置换在下文的权利要求的范围内。尽管在附图或权利要求中以特定顺序描述了操作，但这不应被理解为：为了获得期望的结果，要求按所示出的特定顺序或按相继的顺序来执行这些操作，或者要求执行所有所示出的操作(一些操作可以被认为是可选的)。在某些环境下，多任务和并行处理可能是有利的。
而且，在之前所描述的实施方式中的各系统模块和组件的分离或集成不应被理解为在所有实施方式中都要求这样的分离或集成，并且应该理解的是，所描述的程序组件和系统一般可以一起集成在单个软件产品中或封装为多个软件产品。
因此，示例实施方式的上述描述不限定或限制本公开。其他变化、替换和改变也是可能的，没有脱离本公开的精神和范围。

Claims (20)

1.一种用于测量岩样的润湿性的方法，包括：
在多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的所述岩样的第一核磁共振NMR表面弛豫时间；
基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度；
在所述多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的所述岩样的第二核磁共振NMR表面弛豫时间；
基于所述第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度；以及
基于所述第一温度灵敏度和所述第二温度灵敏度确定所述岩样的润湿性。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，获得所述第一NMR表面弛豫时间包括：
测量油的NMR弛豫时间；
测量具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间；以及
基于油的NMR弛豫时间和具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间，确定所述第一NMR表面弛豫时间。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是根据如下公式确定的：
Figure FDA0002625895660000011
其中，T1,s,Surface表示所述第一NMR表面弛豫时间，T1,O,Bulk表示油的NMR弛豫时间，并且T1,S,Apparent表示具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一温度灵敏度是根据基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度而获得的温度灵敏度图的斜率所确定的。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，所述温度灵敏度图是通过使用对数标度对所述第一NMR表面弛豫时间进行转换而获得的。
6.根据权利要求4所述的方法，其中，所述岩样的润湿性是根据如下公式确定的：
Figure FDA0002625895660000021
其中WI表示所述岩样的润湿性，mo_w表示所述第一温度灵敏度，并且mo表示所述第二温度灵敏度。
7.根据权利要求1所述的方法，还包括：
利用不同的饱和水平对所述岩样进行饱和；以及
确定具有所述不同的饱和水平的所述岩样的润湿性。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是基于T1弛豫时间或T2弛豫时间中的至少一项确定的。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是基于所述T1弛豫时间确定的，并且所述润湿性为第一润湿性，所述方法还包括：
在所述多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的所述岩样的第三NMR表面弛豫时间，其中，所述第三NMR表面弛豫时间是基于所述T2弛豫时间确定的；
基于所述第三NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第三温度灵敏度；
在所述多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的所述岩样的第四核磁共振NMR表面弛豫时间，其中，所述第四NMR表面弛豫时间是基于所述T2弛豫时间确定的；
基于所述第四NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第四温度灵敏度；
基于所述第三温度灵敏度和所述第四温度灵敏度确定所述岩样的第二润湿性；以及
基于所述第一润湿性和所述第二润湿性确定所述岩样的组合润湿性。
10.根据权利要求1所述的方法，还包括：
利用重水D2O对所述岩样进行饱和；以及
在利用D2O对所述岩样进行饱和之后，将油注入所述岩样中。
11.根据权利要求10所述的方法，还包括：
在将油注入所述岩样中之后，在测量所述岩样的NMR弛豫时间之前对所述岩样进行老化。
12.一种存储指令的非暂时性计算机可读介质，所述指令在被执行时使计算机系统执行操作，所述操作包括：
在多个温度中的每个温度下，获得具有饱和水平的岩样的第一核磁共振NMR表面弛豫时间；
基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度；
在所述多个温度中的每个温度下，获得被油饱和的所述岩样的第二核磁共振NMR表面弛豫时间；
基于所述第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度；以及
基于所述第一温度灵敏度和所述第二温度灵敏度确定所述岩样的润湿性。
13.根据权利要求12所述的非暂时性计算机可读介质，其中，获得所述第一NMR表面弛豫时间包括：
获得油的NMR弛豫时间；
获得具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间；以及
基于油的NMR弛豫时间和具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间，确定所述第一NMR表面弛豫时间。
14.根据权利要求13所述的非暂时性计算机可读介质，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是根据如下公式确定的：
Figure FDA0002625895660000031
其中，T1,s,Surface表示所述第一NMR表面弛豫时间，T1,O,Bulk表示油的NMR弛豫时间，并且T1,S,Apparent表示具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间。
15.根据权利要求12所述的非暂时性计算机可读介质，其中，所述第一温度灵敏度是根据基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度而获得的温度灵敏度图的斜率所确定的。
16.根据权利要求15所述的非暂时性计算机可读介质，其中，所述温度灵敏度图是通过使用对数标度对所述第一NMR表面弛豫时间进行转换而获得的。
17.根据权利要求12所述的非暂时性计算机可读介质，其中，所述岩样的润湿性是根据如下公式确定的：
Figure FDA0002625895660000041
其中WI表示所述岩样的润湿性，mo_w表示所述第一温度灵敏度，并且mo表示所述第二温度灵敏度。
18.根据权利要求12所述的非暂时性计算机可读介质，其中，所述第一NMR表面弛豫时间是基于T1弛豫时间或T2弛豫时间中的至少一项确定的。
19.一种系统，包括：
核磁共振NMR仪器，被配置为在多个温度中的每个温度下：
测量油的NMR弛豫时间；
测量具有饱和水平的岩样的NMR弛豫时间；以及
测量被油饱和的所述岩样的NMR弛豫时间；
被连接到所述NMR仪器的计算机系统，其中，所述计算机系统包括：
至少一个硬件处理器；以及
非暂时性计算机可读存储介质，被耦接到所述至少一个硬件处理器并存储用于由所述至少一个硬件处理器执行的编程指令，其中所述编程指令在被执行时，使所述至少一个硬件处理器执行操作，所述操作包括：
在所述多个温度中的每个温度下，基于油的NMR弛豫时间和具有所述饱和水平的所述岩样的NMR弛豫时间，确定具有所述饱和水平的所述岩样的第一NMR表面弛豫时间；
基于所述第一NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第一温度灵敏度；
在所述多个温度中的每个温度下，基于油的NMR弛豫时间和被油饱和的所述岩样的NMR弛豫时间，确定被油饱和的所述岩样的第二NMR表面弛豫时间；
基于所述第二NMR表面弛豫时间和对应的温度确定第二温度灵敏度；以及
基于所述第一温度灵敏度和所述第二温度灵敏度确定所述岩样的润湿性。
20.根据权利要求19所述的系统，其中，所述岩样的润湿性是根据如下公式确定的：
Figure FDA0002625895660000051
其中WI表示所述岩样的润湿性，mo_w表示所述第一温度灵敏度，并且mo表示所述第二温度灵敏度。
CN201880089028.3A 2017-12-11 2018-11-28 用于测量岩样的润湿性的方法和系统 Active CN111699381B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/837,404 2017-12-11
US15/837,404 US10451571B2 (en) 2017-12-11 2017-12-11 Measuring the wettability of porous media based on the temperature sensitivity of nuclear magnetic resonance relaxation time
PCT/US2018/062723 WO2019118172A1 (en) 2017-12-11 2018-11-28 Measuring the wettability of porous media based on the temperature sensitivity of nuclear magnetic resonance relaxation time

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111699381A true CN111699381A (zh) 2020-09-22
CN111699381B CN111699381B (zh) 2023-08-29

Family

ID=64734139

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201880089028.3A Active CN111699381B (zh) 2017-12-11 2018-11-28 用于测量岩样的润湿性的方法和系统

Country Status (6)

Country Link
US (3) US10451571B2 (zh)
EP (1) EP3724647A1 (zh)
CN (1) CN111699381B (zh)
CA (1) CA3085554C (zh)
SA (1) SA520412153B1 (zh)
WO (1) WO2019118172A1 (zh)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10451571B2 (en) * 2017-12-11 2019-10-22 Saudi Arabian Oil Company Measuring the wettability of porous media based on the temperature sensitivity of nuclear magnetic resonance relaxation time
US10495589B2 (en) 2018-04-17 2019-12-03 Saudi Arabian Oil Company Determining permeability of porous media based on nuclear magnetic resonance measurement
US10969513B2 (en) * 2019-04-08 2021-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Temperature correction of NMR relaxation time distributions
CN110595953B (zh) * 2019-09-04 2022-03-11 西南石油大学 一种页岩混合润湿性的实验测试装置及方法
US11821861B2 (en) * 2021-04-22 2023-11-21 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Wettability estimation using magnetic resonance
US11614417B2 (en) 2021-07-06 2023-03-28 Saudi Arabian Oil Company Determining saturation in low resistivity pay zones
CN115420765B (zh) * 2022-09-02 2023-04-25 国网湖北省电力有限公司超高压公司 一种复合绝缘子老化核磁弛豫谱特征频谱搜寻分析方法

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6115671A (en) * 1999-02-03 2000-09-05 Schlumberger Technology Corporation Method for estimating rock petrophysical parameters using temperature modified NMR data
CN1459639A (zh) * 2002-05-23 2003-12-03 施卢默格海外有限公司 采用井筒核磁共振测量来确定油层的湿润性
US20060132131A1 (en) * 2002-09-11 2006-06-22 Institut Francais Du Petrole Method of measuring rock wettability by means of nuclear magnetic resonance
US7253617B1 (en) * 2006-03-15 2007-08-07 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for characterizing heavy oil components in petroleum reservoirs
RU2305277C1 (ru) * 2006-04-13 2007-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Способ определения смачиваемости поровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов
CN101915716A (zh) * 2010-07-06 2010-12-15 中国石油天然气股份有限公司 一种判断储层岩石的润湿性的方法
US20120241149A1 (en) * 2009-12-16 2012-09-27 Quan Chen Method for measuring rock wettability
CN103284722A (zh) * 2013-04-18 2013-09-11 宁波鑫高益磁材有限公司 一种永磁mri系统的测温方法
CN103930774A (zh) * 2011-06-30 2014-07-16 力保科学公司 具有适应大环境的操作温度范围的自动nmr温度灵敏度补偿的定量nmr临床用分析仪
CN104246484A (zh) * 2012-04-02 2014-12-24 普拉德研究及开发股份有限公司 用于从 nmr 确定润湿性的方法

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5162733A (en) 1991-02-26 1992-11-10 Phillips Petroleum Company Method for determining relative wettability
US5289124A (en) 1991-09-20 1994-02-22 Exxon Research And Engineering Company Permeability determination from NMR relaxation measurements for fluids in porous media
US5428291A (en) 1993-07-01 1995-06-27 Exxon Research And Engineering Company Determination of fluid transport properties in porous media by nuclear magnetic resonance measurements of fluid flow
US5696448A (en) 1995-06-26 1997-12-09 Numar Corporation NMR system and method for formation evaluation using diffusion and relaxation log measurements
US6883702B2 (en) 2002-03-21 2005-04-26 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for NMR measurement of wettability
FR2864238B1 (fr) 2003-12-17 2006-06-02 Inst Francais Du Petrole Methode pour determiner la permeabilite d'un milieu souterrain a partir de mesures par rmn de la permeabilite de fragments de roche issus du milieu
US7221158B1 (en) 2005-12-12 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Permeability determinations from nuclear magnetic resonance measurements
WO2009058980A2 (en) 2007-11-02 2009-05-07 Schlumberger Canada Limited Formation testing and evaluation using localized injection
US20130325348A1 (en) 2012-05-31 2013-12-05 Schlumberger Technology Corporation Obtaining wettability from t1 and t2 measurements
US9285301B2 (en) 2012-07-13 2016-03-15 Ingrain, Inc. Digital rock analysis systems and methods with reliable multiphase permeability determination
US10514372B2 (en) 2012-08-23 2019-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Digital rock analysis systems and methods that reliably predict a porosity-permeability trend
US9482631B2 (en) * 2013-05-14 2016-11-01 Chevron U.S.A. Inc. Formation core sample holder assembly and testing method for nuclear magnetic resonance measurements
US9746576B2 (en) * 2014-05-27 2017-08-29 Baker Hughes Incorporated Wettability estimation using magnetic resonance
US9599581B2 (en) * 2015-04-22 2017-03-21 Saudi Arabian Oil Company Nuclear magnetic resonance gas isotherm technique to evaluate reservoir rock wettability
US10451571B2 (en) * 2017-12-11 2019-10-22 Saudi Arabian Oil Company Measuring the wettability of porous media based on the temperature sensitivity of nuclear magnetic resonance relaxation time

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6115671A (en) * 1999-02-03 2000-09-05 Schlumberger Technology Corporation Method for estimating rock petrophysical parameters using temperature modified NMR data
CN1459639A (zh) * 2002-05-23 2003-12-03 施卢默格海外有限公司 采用井筒核磁共振测量来确定油层的湿润性
US20060132131A1 (en) * 2002-09-11 2006-06-22 Institut Francais Du Petrole Method of measuring rock wettability by means of nuclear magnetic resonance
US7253617B1 (en) * 2006-03-15 2007-08-07 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for characterizing heavy oil components in petroleum reservoirs
RU2305277C1 (ru) * 2006-04-13 2007-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Способ определения смачиваемости поровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов
US20120241149A1 (en) * 2009-12-16 2012-09-27 Quan Chen Method for measuring rock wettability
CN101915716A (zh) * 2010-07-06 2010-12-15 中国石油天然气股份有限公司 一种判断储层岩石的润湿性的方法
CN103930774A (zh) * 2011-06-30 2014-07-16 力保科学公司 具有适应大环境的操作温度范围的自动nmr温度灵敏度补偿的定量nmr临床用分析仪
CN104246484A (zh) * 2012-04-02 2014-12-24 普拉德研究及开发股份有限公司 用于从 nmr 确定润湿性的方法
CN103284722A (zh) * 2013-04-18 2013-09-11 宁波鑫高益磁材有限公司 一种永磁mri系统的测温方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
谢然红等: "储层流体及其在岩石孔隙中的核磁共振弛豫温度特性", 《地质学报》, no. 02, pages 146 - 150 *

Also Published As

Publication number Publication date
EP3724647A1 (en) 2020-10-21
CA3085554A1 (en) 2019-06-20
US20200011819A1 (en) 2020-01-09
US10976274B2 (en) 2021-04-13
US10451571B2 (en) 2019-10-22
CN111699381B (zh) 2023-08-29
CA3085554C (en) 2022-02-08
SA520412153B1 (ar) 2023-02-09
US20190178824A1 (en) 2019-06-13
US10921270B2 (en) 2021-02-16
US20200011818A1 (en) 2020-01-09
WO2019118172A1 (en) 2019-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111699381B (zh) 用于测量岩样的润湿性的方法和系统
CA3097362C (en) Determining permeability of porous media based on nuclear magnetic resonance measurement
Petunin et al. Porosity and permeability changes in sandstones and carbonates under stress and their correlation to rock texture
Bartels et al. Imaging spontaneous imbibition in full Darcy‐scale samples at pore‐scale resolution by fast X‐ray tomography
US10948439B2 (en) Methods and systems for measuring pore volume compressibility with low field nuclear magnetic resonance techniques
Behbahani et al. Analysis of imbibition in mixed-wet rocks using pore-scale modeling
US11467080B2 (en) Estimating permeability of reservoir rocks using mercury injection capillary pressure
CN110309611B (zh) 基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统
Yan et al. Modeling water retention curve of hydrate-bearing sediment
Ghedan et al. Wettability profile of a thick carbonate reservoir by the new rise in core wettability characterization method
CN106837318B (zh) 岩层稠油含量获取方法和装置
Dernaika Combined capillary pressure and resistivity index measurements in tight gas sands using vapor desorption method
Lala A new universal permeability model derived from mercury capillary pressure data
Salah The impact of pore geometry aspects on porosity-permeability relationship-a critical review to evaluate NMR estimated permeability
Amir Maher S Using Capillary Pressure Derived Parameters for Improving Permeability Prediction
King et al. Characterization of dielectric materials
Ubani et al. Use of Centrifuge to Determine Connate Water and Capillary Pressure from Unconsolidated Cores
Xianmin et al. Experimental Investigation for Measuring Three-Phase Relative Permeability of Oil, Gas and Water for Daqing Oilfield

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant