CN1161085A - 油藏中天然气的核磁共振测井法 - Google Patents

Abstract

公开了一种方法，用该方法可以确定含烃气的多孔地层特性，该地层有一个井眼穿过。该方法包括下述步骤：用等于或大于烃气纵驰豫时间的恢复时间获得核磁共振(NMR)测井曲线，由NMR测井曲线确定包括基于烃气的横驰豫时间在内的横驰豫时间分布。据此至少可以估算地层的孔隙大小和烃气所占孔隙体积两者之一。

Description

油藏中天然气的核磁共振测井法

本发明涉及一种方法，利用该方法可以确定含烃气的多孔地层的特性，该地层中有井眼穿过。

在开发油气藏时，用测井方法来确定可开采油气的储量。为了确定油气藏的诸如孔隙空间的孔隙度和水及油气饱和度，已经开发出了一系列测井工具，如密度测井仪，中子测井仪，以及电阻率测井仪等。这些测井工具在石油工业上有着广泛的应用。但是，为了用这些测井工具精确地测定地层孔隙度，必须了解岩石的岩性。利用电阻率测井测定油气饱和度时，还必须知道许多其它的岩石和流体特性例如矿化度，胶结指数，饱和度指数以及泥质含量。而且，在连续测井(亦即不取液样)作业中，估计孔隙大小和渗透率的方法还不为人们所知。

在美国专利5,309,098；5,291,137；5,280,243；5212,447；4,717,878；4,717,877；4,717,876以及4,710,713中描述了核磁共振(“NMR”)测井仪及其使用方法。核磁共振测井仪能够测定油藏中孔隙体积内的液体含量。其中，尤其是5,291,137号专利，描述了一个Carr-Purcell-Meiboom-Gill(“CPMG”)脉冲序列和回波响应，以及一种求得自由流体孔隙度，总NMR孔隙度，边界流体孔隙度，自旋-自旋驰豫时间(与砂岩中孔隙大小的分布有关)和连续渗透率测井结果的方法。CPMG脉冲序列间的恢复时间一般在0.5～1.5秒之间。由于在典型的油藏条件下甲烷的驰豫时间大于3秒，因而用该方法测得的总NMR孔隙度不能包括烃气所占的体积。

新近研制的一种新型测井仪器，即MRIL(宾夕法尼亚马尔文的TM NUMAR公司)，是一种以岩性无关方式测定液体填充孔隙度的仪器，也就是说，在测定孔隙度时，该测井仪器的仪器响应无需岩性校正。MRIL利用了孔隙空间中运动质子的脉冲核磁共振。但按照仪器生产商的说法，该仪器不能测定孔隙空间中烃气的含量。例如，NUMAR的Chandler等人在SPE(石油工程师学会)28635“双频脉冲核磁共振仪器改善了测井质量”一文中指出：“(烃)气造成了MRIL孔隙度的减小，这种减小是不可校正的。这种“气体效应”是所有NMR测井仪器的共同特征”。

这种“气体效应”是一个主要的缺点，因为在大多数油藏中，主要或唯一的油气资源是天然气。这些油藏中的孔隙流体仅由盐水和天然气组成。不能测定天然气的含量意味着NMR测井仪器将不能够测定气体填充的孔隙度，它必须和其它测井仪器如密度和中子测井仪器的测井结果进行比较，才能确定孔隙度的大小。

因此，本发明的一个目的就是提供一种方法，根据该方法，利用核磁共振测井，至少可以确定地层的孔隙大小和烃气所占的孔隙体积之一，其中无需知道除孔隙压力和温度之外的其它地层特性。本发明的另一个目的是测定地层中烃气的含量，其中无需知道地层岩性就可以测定该地层中的天然气含量。

本发明的再另一个目的，就是提供一种测定不受地层粘土含量影响的地层孔隙大小的方法。

本发明的上述和其它目的用一种方法可以实现，该方法可以确定含烃气的多孔地层的特性，这里所说的地层中被一个井眼穿过，该方法包括下列步骤：

利用等于或大于烃气纵驰豫时间的恢复时间获得NMR测井曲线；

根据NMR测井曲线，确定横驰豫时间的分布，其中包括基于烃气的横驰豫时间；以及

估计出至少下列两者之一，即地层孔隙大小和烃气占据的孔隙体积。

在一个较好的实施方案中，用所获得的另一个NMR测井曲线估计烃气所占据的体积，该NMR测井采用了远远小于烃气纵驰豫时间的恢复时间。前后两个NMR测井的总信号幅值相减，其剩余结果与油藏条件下的天然气的含氢指数相除，即可确定烃气所占据的孔隙体积。换句话说，烃气所占据的体积可以由第一和第二个NMR测井结果估算出来，即从第二个NMR测井的横驰豫时间分布中减去第一个NMR测井的横驰豫时间分布，用油藏条件下天然气的有效含氢指数去除该差值，即可确定烃气所占据的孔隙体积。在本发明的该实施例的实施中，如果还有油存在，则应在T2范围内对两个NMR测井结果之差求积分。在T2范围内，预计烃气和油的气体响应将会有区别。

利用常磁场梯度或脉冲磁场梯度，可以测定气体的扩散系数，利用体积扩散中因封闭孔隙造成的扩散系数的限幅，可以估计出孔隙大小和渗透率。

用脉冲NMR测井仪器可以精确地测定出烃气饱和度或孔隙体积中的烃气含量，该NMR测井仪器所采用的NMR脉冲序列中包括一个大于烃气纵驰豫时间的恢复时间。根据地层中其它流体含量的不同，可能需要另外一条NMR测井曲线，其脉冲序列中包括一个等于或小于烃气纵驰豫时间的恢复时间，一条密度测井曲线和/或一条伽马射线测井曲线，才能确定地层中的流体含量。

本发明的一个重要方面就是认为地层中的气体通常都是非润湿的。如此，则气体的纵驰豫时间T1通常就是整个气体相的纵驰豫时间，而不象润湿性液体如盐水情况下那样受到表面驰豫的削弱。整个烃气相的T1只依赖于烃气相的温度和压力，对大多数油气藏来说，温度和压力是可以精确地测知的。此外，烃气的T1一般都比其它油气藏流体(如盐水和原油)的T1长。

即使在泥质含量很高、地层很致密的情况下，也可以测得烃气的NMR信号，因为水的NMR信号驰豫速度快，难以测定。天然气的高扩散率导致测得的扩散系数受限于大多数岩石的孔隙，原因是回波间的时间太短。在水相的T1和横驰豫时间T2较短的泥质岩石中，由于回波间的时间与T1和T2相比大长，因而要测定水相的扩散是不太可能的。但若以天然气做为扩散示踪剂，则即便是岩石泥质含量较高的情况下，也能够测定有限扩散系数。

有限扩散系数是孔隙大小的一个标志，对于MRIL公司的C型测井仪(磁场梯度为17高斯/厘米，回波时间间隔为1.2毫秒)，当岩石的孔隙度约为30PU(孔隙度单位)、孔径大于1000微米时，甲烷的扩散就不存在任何限制。当孔径为20微米时，可以观察到相当明显的限制，而当孔径等于或小于0.1微米时，扩散系数将完全限制在(Do/弯曲率)之内，其中Do是体积扩散系数。

以下将对本发明进行更详细的描述，并参照附图用例子来加以说明。附图说明如下：

图1所示是不同温度下甲烷的T1与压力的函数关系曲线。

图2所示是一个用于测定纵驰豫时间T2的典型的CPMG反射信号序列(带90°脉冲相变)。

图3所示是不同温度下天然气的含氢指数与压力的函数关系曲线。

图4所示是不同温度下，用MRIL C型测井仪测得的天然气的T2中自由扩散的T2与压力的函数关系曲线。

图5所示是不同孔隙度情况下，甲烷扩散的T2对驰豫有限制时，天然气的T2的对数值与孔径的倒数的函数关系曲线。孔径是由MRIL C型测井仪测得的。

图6A所示是含盐水和天然气的某砂岩的T2直方图，其中砂岩孔隙的直径为1000微米，甲烷的扩散系数不受限于体积扩散。

图6B所示是含盐水和天然气的某砂岩的T2直方图，其中砂岩孔隙的直径为100微米(100×10^-6米)，甲烷的扩散系数稍微受限于体积扩散。

图6C所示是含盐水和天然气的某砂岩的T2直方图，其中砂岩孔隙的直径为20微米(20×10^-6米)，甲烷的扩散系数严重受限于体积扩散。

图6D所示是含盐水和天然气的某砂岩的T2直方图，其中砂岩孔隙的直径小于0.1微米(0.1×10^-6米)，使得甲烷的扩散系数限制在1/(弯曲率)之内。

图7所示是用本发明中的方法所得的测井曲线。

图7A～7C，8A～8C，9A～9C所示是测井曲线，其中包括了按本发明中的方法所获得的NMR测井曲线。

核磁共振测井可以测定四种性质：Mo，T1，T2和D，其中Mo是核磁化强度平衡值，T1是纵驰豫时间，T2是横驰豫时间，D是扩散系数。前三者无需磁场梯度，而D的测定则需要磁场梯度。该磁场梯度可以是永磁场梯度，也可以是脉冲磁场梯度。由于信号强烈，回转磁比高，因而NMR测井一般限于测定氢(1H)含量。

本发明中的NMR测井要经过石油工业上使用的典型的NMR测井曲线修正，方法是将脉冲序列间的恢复时间延长至所测地层中烃气的纵驰豫时间或更长。配合宾夕法尼亚马尔文的NMUAR公司提供的MRILC型NMR测井仪，可以使用诸如美国专利5,291,137中所描述的CPMG回波序列。MRIL测井仪可以探测离井壁4或5英寸(0.1016～0.127米)之厚的这部分地层的性质。由于离井壁2或3英寸(0.0508～0.0762米)之内的岩石受到钻井液的侵洗，一般不能代表该地层，因而这个结果还是比较令人满意的。

气体(如甲烷)的纵驰豫时间T1仅仅是温度和压力的函数，而与地层的其它性质无关。例如，C.J.Gerritsma等人在“质子自旋晶格驰豫和甲烷中的自扩散-论文2”(《物理学报》第5卷第392期(1971))论述了甲烷的T1。一般认为T1与密度成正比，并随着绝对温度的变化而变化，如下式所示： $\mathrm{In}\left(T1\right)=A-B\left(\frac{1}{T}\right)$ 其中：A和B是常数，T为绝对温度。

天然气主要由甲烷和轻质烷烃组成，一般甲烷占天然气体积的75％以上。由于本发明的假定烃具有C_1.1H_4.2的烃组成，因而根据本发明的作法来估计某一地层中烃气的性质时，其精确度是足够的。

现在参照图1，图1所示是组成为C_1.1H_4.2的某天然气流的T1在不同温度下与压力的函数关系。利用式(1)可以外推至其它温度。曲线a～f分别表示100～350°F(37.8～176.7℃)之间增幅为50°F(27.8℃)时的各个T1，单位为秒。

在典型的油气藏条件的实例中，甲烷的密度可能为大约0.2g/cm³，温度大约为200°F(93.3℃)，则此时甲烷的T1约为4秒。一般6秒钟的恢复时间就大于T1，则此时的NMR测井结果对于根据本发明所进行的作业是很有用的。因此，为了不使来自甲烷的信号处于完全饱和的状态，CPMG序列中的恢复时间(T_R)应大于4秒，最好在大约6～12秒之间，即气体的T1的2～3倍。在典型的油气藏中，天然气的T1约为3～6秒。

现在参照图2，图中示出了一个CPMG脉冲序列，该脉冲序列有一个90°脉冲相变，该脉冲序列用于测定横驰豫时间T2。

在该脉冲序列中，有一个90°的射频脉冲(位于拉莫尔频率处)，其后在时间t_cp处等距离分布着一系列180°脉冲。180°脉冲的间距为2t_cp，例如在MRIL C测井图上该时间短至1.2毫秒。在每个180°脉冲之间可求得一个自旋回波e。在时间T_R之后该脉冲序列重复出现，带有一个反相的90°射频脉冲(相对于前一个90°射频脉冲而言)。从前面的回波系列中减去后继的负回波系列e，得到相干信号，还可消除仪器的人为因素的影响。

若孔隙空间存在多种流体，且孔隙大小分布范围较宽，则NMR信号A(t)可表示成指数式衰减之和： $A\left(t\right)=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{a}_i{e}^{-\frac{t}{T{2}_I}}---\left(2\right)$ 式中a_i为常数，T2_i是代表驰豫时间的常数，n是一个整数，其中nT2_i按等对数间隔选择。一般n的间隔为35～50时，比较适合回波数据。用多指数转换程序转换时间域数据，可以得到一个直方图，或a_i与T2_i的函数关系曲线。例如美国专利5,291,137中就讨论过这种转换。受固体约束的组分的驰豫时间一般都远远小于不受固体约束的组分的驰豫时间。地层中的表(界)面一般都是油或水润湿的，但不存在气润湿性表面，因此，可以忽略气体的表面驰豫效应。

图2所示的NMR响应中的回波系列的多指数转换结果可以表示成一个T2驰豫时间分布。对给定的不同T2_i，与a_i进行拟合，横坐标即是与每个T2_i时间常数相关的信号幅。

在图2中，脉冲序列在恢复时间T_R之后重复出现。若T_R大于三倍的T1，则几乎全部驰豫都将出现。若T_R与T1相比不是太大，则在计算部分饱和度时，应采用校正因子α。下式是校正因子计算公式： $\mathrm{\α}=\frac{(1-e^{-\frac{T_R}{T1}})}{\mathrm{Mo}}----\left(3\right)$ 式中Mo是核磁化强度平衡值，由NMR测井测得。但是，若T_R远远小于T1，则磁化强度将完全饱和，从天然气中将检测不到信号，由于孔隙水和大多数原油的T1相当小，因而进行两次NMR测井就可以将烃气与水和原油区分开来，其中一次NMR测井恢复时间小于烃气的驰豫时间，另一次NMR测井等于或大于烃气的驰豫时间。由两次测井曲线的差别就可以识别出烃气。

这两次测井的测井曲线的差别代表了与NMR响应相对应的烃气分布，它可以用来测定地层的孔隙大小。由于气相中氢气占主导地位的驰豫机理不同于液相中的情况，因而测定地层孔隙的大小是可能的。

NMR测井曲线与氢气含量相对应。在解释NMR测井曲线时，用含氢指数(“HI”)将NMR结果转化为体积单位。HI是相对于标准条件下液态水的氢原子密度。

在油气藏的条件下，水和液态烃的HI大约为1。气态烃的HI也已知道，例如，得克萨斯休士顿的施伦贝谢教育服务中心出版的《施伦贝谢测井解释原理/应用》(1987)一书，尤其是其中第45页图5～17中，可以查知气态烃的HI值。其中比甲烷稍重的天然气的密度和HI值，在大约2,000～10,000psi(13.72～68.6兆帕)的压力和大约100～350°F(37.8～176.7℃)的温度条件下，分别为大约0.1～0.3克/厘米³和0.2～0.6。尽管该HI值小于1，但它使得用本发明的NMR脉冲序列能够测得烃气的存在，还是足够大了。

现在参照图3，该图是某组成为C_1.1H_4.2的天然气的HI与不同温度下压力的函数关系曲线。曲线g～l代表的是100～350°F(37.8～176.7℃)范围内，温度每递增50°F(27.8℃)时各温度下的HI。

“有效HI值”是指α和HI的乘积。

NMR测得的是被测地层的一部分中液相氢原子的密度。用HI去除该密度，可将其转化成体积分数Φ_NMR。由于水和液态烃的HI几乎相同，因此，在后面的讨论中HI仅用于气相。

若地层中不存在液态自由水和液态自由烃，则可采用等于或大于气体的纵驰豫时间的恢复时间，取得一次NMR测井曲线。与比水-气横驰豫时间下限(例如32毫秒)大的横驰豫时间相对应的信号是由于烃气的存在而造成的，而与比该水-气下限小的横驰豫时间相对应的信号，则是由于水的存在而产生的。

当存在液态自由水，但没有液态自由烃时，通过一次NMR测井仍然可以了解烃气体积的大小，但需要配合密度测井和伽马测井(用来测定地层的粘土含量)。对于该方法，可以用一个公式求得地层的总密度或体积密度ρ_B。若地层中含有粘土、水和烃气，但不含液态烃，则如下式，ρ_B可以表示为各个成分的密度与其体积分数之积的和：

ρ_B＝(1-V_cl-φ_w-φ_g)ρ_ma+V_clρ_cl+φ_wρ_w+φ_gρ_g      (4)其中V_c1是粘土的体积分数，Φ_w是水的体积分数，Φ_g是烃气的体积分数，ρ_ma是岩石基质的密度，ρ_cl是粘土的密度，ρ_w是不受粘土束缚的水的密度，ρ_g是烃气的密度。

由于NMR测井对流体有响应，则NMR测得的总体积分数为：

    φ_nmr＝φ_w+α(φ_gHI_g)                            (5)

将式4与式5合并，消去Φ_w，可以求出Φg： ${\mathrm{\φ}}_g=\frac{{\mathrm{\ρ}}_B-(1-V_{C1}-{\mathrm{\φ}}_{\mathrm{nmr}}){\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{ma}}-V_{C1}{\mathrm{\ρ}}_{C1}-{\mathrm{\φ}}_{\mathrm{nmr}}{\mathrm{\ρ}}_w}{{\mathrm{\ρ}}_g-{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{ma}}+\mathrm{\αH}{I}_g({\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{ma}}-{\mathrm{\ρ}}_w)}---\left(6\right)$

单个组分的密度可以较精确地加以估算。用测井比如伽马-伽马测井法可以测得体积密度，伽马射线测井可以确定粘土的体积分数。因此，通过式6，利用一次NMR测井(恢复时间大于地层烃气的纵驰豫时间)、密度测井如伽马-伽马测井、和伽马射线测井的测井曲线，就可以估算出烃气的体积分数。

当为确定地层中的烃气而进行两次NMR测井时，烃气的体积可以直接由两次NMR测井的测井曲线求得，而无需任何其它信息。每次测井可求得一个Φ_nmr值和α值；当恢复时间大于烃气的纵驰豫时间时，求得Φ_nmr1和α₁，而当恢复时间小于烃气的纵驰豫时间时，求得的是Φ_nmr2和α₂。两次NMR测井得到如下两个式子：

φ_nmr1＝φ_w+α₁(φ_gHI_g)                          (7)

和

φ_nmr2＝φ_w+α₂(φ_gHI_g)                          (8)则烃气的体积分数Φ_g可由式7、式8求得： ${\mathrm{\φ}}_g=\frac{{\mathrm{\φ}}_{\mathrm{nmr}1}-{\mathrm{\φ}}_{\mathrm{nmr}2}}{({\mathrm{\α}}_1-{\mathrm{\α}}_2)H{I}_g}----\left(9\right)$

将两个CPMG序列的总信号幅和T2分布相减，即可得到烃气单个的信号幅和T2分布。

当两个CPMG序列相减时，可以对目的层进行两次测井，也可以利用由诸如MRIL C型测井仪探测的两个环形带的不同的脉冲序列。MRIL C型测井仪可以测得相距0.09英寸(0.2286厘米)的两个环形带中的独立的CPMG序列。其中一个CPMG序列可以利用比甲烷的T1长的Tr，另一个CPMG序列则可以采用比甲烷的T1短的Tr。例如，当地层中的烃气的T1在地层条件下为4秒钟时，一个Tr可以是6～12秒钟，而另一个可以是1.5秒钟。由于对同一层重复测两次有可能引入深度偏移，因此双环形带法与两次测井法相比，效果更为理想。

若地层含水、轻质油和烃气，则烃气和轻质油所占的孔隙体积可以测定，但必须使用带脉冲梯度的NMR测井仪，而且必须进行两次NMR测井。其中一次NMR测井的驰豫时间等于或大于烃气的纵驰豫时间，另一次NMR测井的驰豫时间小于烃气的纵驰豫时间。轻质油可以像烃气一样，具有较长的T1，因而在减去T2分布时，T2分布被消去。通过在各响应对两次响应的T2所作的图上找到两个测井间的位置而得到两个测井的差值图，就可以标识出基于烃气和轻质油的NMR响应。为了弄清哪个响应是由烃气和轻质油质油引起的，必须明白地层中存在的组份的驰豫机理。

岩石中对T1和T2有影响的驰豫机理(1)流体中的分子运动，(2)孔隙壁上的表面驰豫以及(3)分子在磁场梯度中的扩散。

第一种机理，由于分子的局部运动如分子的转动而被称做整体驰豫。当主要的驰豫机理是整体驰豫时，横驰豫时间与纵驰豫时间相等。整体驰豫是液态水和液态烃的主要驰豫机理，液态烃的T1的期望值T1₀(毫秒)与其粘度μ(厘泊)之间具有近似的函数关系，如下式所示： ${T1}_0=\frac{1200}{{\mathrm{\μ}}^{0.9}}-----\left(10\right)$

第二种驰豫机理是孔隙壁上的表面驰豫，也就是当¹H原子核紧密靠近滞留在颗粒表面的顺磁性离子(如铁、锰离子)时¹H的驰豫。这是润湿岩石表面的流体(如水)的主要驰豫机理。但由于烃气对岩石来说是非润湿性流体，而且它们也不会紧密地靠近岩石表面，因而对烃气而言该机理可以忽略。这种驰豫一般很快。

第三种驰豫机理是分子在磁场梯度中的扩散，这种驰豫机理只影响T2而不影响T1。因此，当扩散成为主要的驰豫机理时，T2与T1就会不同。扩散仅仅是烃气的主要驰豫机理。

T2范围的下限是自由扩散，在该范围中可能有烃气的NMR响应。上限由有限扩散确定。

使用一个CPMG序列，当扩散不受孔隙大小限制时，由扩散引起的驰豫时间(T2D)是： $T2D=\frac{3}{{\mathrm{\γ}}^2{G}^2{D}_O{t}_{\mathrm{CP}}^2}----\left(11\right)$ 式中γ是¹H的回转磁比(26,741弧度/秒·高斯)(26,741×10⁴弧度/秒·特斯拉)，D₀是自由扩散系数，G是NMR仪的磁场梯度，T_cp是CPMG脉冲间隔的一半。

超临界甲烷的D₀是温度和密度的函数，例如，Gerritsma等人在Supra，Dawson等人在《铝化学杂志》(ALCHE)第16卷，第5期，1970中揭示了两者的函数关系。

在典型的油气藏条件下，甲烷的密度大约是0.2克/厘米³，扩散系数大约为水的50倍，即109×10^-5厘米²/秒，水的扩散系数为2×10^-5厘米²/秒。因此，在自由体积扩散情况下，使用MRIL C型测井仪(G＝17高斯/厘米(17×10^-2特斯拉/米)，t_cp＝0.6毫秒)，则根据式(11)，T2D等于37.1毫秒。

现在参照图4，该图示出了不受孔隙直径限制的自由扩散的T2D与不同温度下压力的函数关系曲线，温度范围为100～350°F(37.8～176.7℃)，以增幅50°F(27.8℃)递增，分别对应于图中的曲线m～r，采用MRIL C型测井仪的参数。

当流体在很多孔隙中扩散时，有限扩散系数D’与无限扩散系数D_0’之比趋于一个极限值，该极限值为弯曲度的倒数。弯曲度定义为地层电阻率因数F与地层孔隙度Φ的乘积。

地层电阻率因数是可以测定的，例如感应测井就可测出该因数，用密度或中子测井可测得孔隙度，若NMR响应范围中预期会出现烃气的NMR响应，则该范围的上限就是有限扩散的驰豫时间T2D’，即： $T2D^{\′}=\frac{3}{{\mathrm{\γ}}^2{G}^2{D}^{\′}{t}_{\mathrm{CP}}^2}-----\left(12\right)$

现在参照图5，图中示出了甲烷的T2D’的对数值与孔隙直径倒数的函数关系曲线，其中曲线s，t和u分别表示孔隙度为10、20和30％情况下的函数关系曲线。

选定一个T2范围，在该范围内，烃气的波峰预期呈下降趋势，而且根据地层中预期存在的液态烃的粘度，可以确定出液态烃波峰的预期位置，则可将两次NMR测井曲线的T2分布峰区分开，其一为烃气峰，另一个为液态烃的峰。据此，可以计算出烃气和液态烃各自所占的孔隙体积，方法是对峰下的面积求积分，将烃气峰下面积的积分结果除以地层条件下烃气的HI即可。此外还应考虑到式3中的校正因子α，根据烃气的T1，NMR测井的T_R大于纵驰豫时间时的校正因子为α(τ_L，T1_g)，T_R小于纵驰豫时间时的校正因子为α(τ_s，T1_g)，则烃气所占孔隙体积Φ_g为： ${\mathrm{\φ}}_g=\frac{\underset{T2D}{\overset{T2D^{\′}}{\∫}}\mathrm{\ΔP}\left(T2\right)\mathrm{dT}2}{\mathrm{HI}\[\mathrm{\α}({\mathrm{\τ}}_L,T{l}_g)-\mathrm{\α}({\mathrm{\τ}}_S,T{l}_g)\]}---\left(13\right)$ 式中ΔP是两次NMR测井曲线T2分布的差值，可以表示成T2的函数。

液态烃所占据的孔隙体积Φ0，也可以计算出来：对两次NMR测井曲线之差的曲线下方的面积进行积分，积分区间以T20为中心，为T20±§，其中§是根据液态烃峰的宽度选定的，则： ${\mathrm{\φ}}_g=\frac{\underset{T{2}_0-\mathrm{\ξ}}{\overset{T{2}_0+\mathrm{\ξ}}{\∫}}\mathrm{\ΔP}\left(T2\right)\mathrm{dT}2}{\[\mathrm{\α}({\mathrm{\τ}}_L,T{l}_0)-\mathrm{\α}({\mathrm{\τ}}_S,T{l}_0)\]}---\left(14\right)$ 式中α(τ_L，T1₀)就是式3中的α，它是NMR测井时T_R大于烃气的纵驰豫时间和液态烃的T1时的α，而α(τ_s，T1₀)则是NMR测井时T_R小于烃气的纵驰豫时间和液态烃的T1时的α。

MRIL C型测井仪的探测深度为16英寸(0.4064米)。在8英寸(0.2032米)井眼中，则井壁上探测深度应为4英寸(0.1016米)。油基泥浆侵入地层的深度没这么大，因而是根据本发明进行作业时的较好的钻井泥浆。对于低侵入油基泥浆，由MRIL C型测井仪测得的含气饱和度是非冲洗带含气饱和度。特别是ESCAID110油基钻井泥浆，其中含80％的ESCAID110和20％的CaCl₂饱和盐水，其侵入地层的深度很浅，因而是一种较好的泥浆体系。

D/Do可以表示成(Doτ)^1/2的函数，其中D是有限扩散系数，τ是固定梯度实验的回波间隔时间，或脉冲场梯度NMR的梯度间脉冲时间。对于只有少许有限扩散发生的一段短时间来说，有下式成立： $\frac{D}{D_0}=1-\frac{4}{9\sqrt{\mathrm{\π}}}\left(\frac{S}{V}\right)\sqrt{D_0\mathrm{\τ}}-----\left(15\right)$ 式中

是孔隙的比表面积。对于较长的回波时间，当流体通过许多孔隙扩散时，

趋于1/弯曲度。弯曲度被定义为地层电阻率因数F与地层孔隙度Φ的乘积。地层电阻率因数可以测得，例如用感应测井法可以测得该因数，而用中子测井可以测得孔隙度。

用Pade近似法可以对短、长回波时间特性进行拟合。一个适用的Pade近似法表达式如下所示： $\frac{D\left(t\right)}{D_0}=1-(1-\frac{1}{\mathrm{F\φ}})\[\frac{\frac{4\sqrt{D_0\mathrm{\τ}}}{9\sqrt{\mathrm{\π}}}\left(\frac{S}{V}\right)-(1-\frac{1}{\mathrm{F\φ}})\frac{D_0\mathrm{\τ}}{D_0\mathrm{\θ}}}{(1-\frac{1}{\mathrm{F\φ}})-\frac{4\sqrt{D_0\mathrm{\τ}}}{3\sqrt{\mathrm{\π}}}\left(\frac{S}{V}\right)+(1-\frac{1}{\mathrm{F\φ}})\frac{D_0\mathrm{\τ}}{D_0\mathrm{\θ}}}\]-----\left(16\right)$ 式中：Φ为地层孔隙度，F为地层电阻率因数，θ为拟合参数，可由下述关系式估算： $\mathrm{\θ}{D}_0\≡100{\left(\frac{S}{V}\right)}^{-2}----\left(17\right)$

若含气饱和度(Sg)不等于1，用Sg/FΦ代替1/FΦ。

根据式6、7，由给定的一套流体特性和由已知回波时间的NMR测井测得的D，可以求出一个S/V值，对于直径为d的圆形孔隙，d与S/V具有如下函数关系： $d=6\left(\frac{S}{V}\right)-1----\left(18\right)$ 一般用该关系式估算某地层中孔隙的大小，也可以在根据本发明所进行的作业中使用，以估算由式7确定的S/V的孔隙大小。

图6A示出了孔隙度为30PU(孔隙度单位)的砂岩的T2示意直方图，砂岩中只含有盐水和天然气，孔隙直径为1000μ，甲烷的扩散系数不受体积扩散的限制。MRIL C型测井仪参数是设计好的。该砂岩具有束缚水的饱和度，对于砂岩来说，这意味着束缚水的T2小于30毫秒。因而所有的水都被表面相互作用所束缚，不能成为自由水。甲烷的T2D使其在37毫秒处有一个峰。假定在油气藏条件下甲烷的含氢指数(HI)为0.35，则37毫秒峰下的面积被0.35除，得到30PU(孔隙度单位)的总孔隙度和70％的含气饱和度。甲烷峰位于37毫秒外，表明孔隙直径为1000μ或更大。

图6B所示是一个孔隙度为30PU的砂岩的T2示意直方图，砂岩中仅含盐水和天然气，孔隙直径为100μ，甲烷的扩散系数稍微受限于体积扩散。甲烷的T2D为42.8毫少，说明有轻微的来自体积扩散的限制。

图6C所示是一个孔隙度为30PU的砂岩的T2示意直方图，砂岩中仅含盐水和天然气，孔隙直径为20μ，甲烷的扩散系数严重受限于体积扩散。甲烷的T2D为60毫秒。

图6D所示是砂岩的T2示意直方图，砂岩中仅含盐水和天然气，孔隙直径小于0.1μ，甲烷的T2D为122毫秒，对于该岩石来说，D/D₀达到了其最大值，即(1/弯曲度)。

一旦由甲烷的T2D估算出孔隙大小，就可以利用常用的公式由孔隙大小估算渗透率。美国专利4,719,423中论述了这些公式，则参考文献，有关内容在此声明并入本发明。

在更普遍的情况下，岩石的孔隙空间中可能是三相(即盐水、原油和烃气)共存。另一种复杂情况是盐水相并非处于残余饱和度状态。若岩石孔隙空间中盐水、原油和天然气以分离的两相存在，部分或全部具有重叠T2驰豫，则可以得到回波序列不同的两次测井曲线。其中一条测井曲线采用这么一种回波序列，即恢复时间远远小于烃气的纵驰豫时间T1，而另一条测井曲线，其恢复时间则等于或大于烃气的纵驰豫时间。将两次测井的信号幅相减，剩余结果就代表了基于烃气的T2分布。该方法是基于这么一个事实，即甲烷的T1远远大于盐水和原油的T1。

CPMG序列有一个总幅值，根据CPMG序列的数据经过多指数转换可以得到一个T2分布，无论前者减后者，或后者减前者，所得结果即为烃气的总幅值，或仅仅是烃气的T2分布。

在对两个CPMG序列做减法处理时，可以对目的层进行两次或多次测井，也可采用测井仪(如MRIL C型测井仪)所探测的两个环形带的不同的脉冲序列。用CPMG C型测井仪测井时，可以得到相距0.09英寸(2.286×10^-3米)的两个环形带各自的CPMG序列。其中一个CPMG序列采用比甲烷的T1大的T_R，另一个则采用比甲烷的T1小的T_R。例如，当地层中烃气的T1在地层条件下为4秒钟时，一个T_R可选择6～12秒钟，而另一个T_R则可选择1.5秒钟。与进行两次测井相比，双环形带法更胜一筹，因为对同一地层重复测井时，有可能引入深度偏移。

MRIL C型测井仪探测深度为16英寸(0.4064米)。在8英寸(0.2032米)井眼中，可以探测到井壁地层中4英寸(0.1016米)深处。油基泥浆很少能侵入到地层中这样的深度，因此，在根据本发明进行作业时，钻井液最好是油基泥浆。对于低侵入的油基泥浆来说，用MRIL C型测井仪测得的含气饱和度是非冲洗带的含气饱和度。尤其是ESCAID110油基钻井液，它含有80％的ESCAID110和20％的CaCl₂饱和盐水，因其侵入地层的深度很小，因而是一种较好的泥浆体系。

实施例

为了证明本发明的优越性，对墨西哥湾的一口井进行了两次测井，实验采用MRIL C型测井仪和一个带相变的CPMG回波序列。恢复时间为6和3秒钟。预计地层可能存在的烃气的驰豫时间估计为4秒钟。已知地层中只含烃气，不存在液态烃。按前述方法对CPMG数据进行转换，得到驰豫时间分布。从驰豫时间32～1024毫秒(代表烃气)对这些分布进行积分。此外还得到了常规测井曲线。现在参照图7中中子测井曲线(表示孔隙度)103和密度测井曲线(伽马-伽马测井曲线)102，它们是井深的函数曲线。一般中子-密度测井曲线有交迭，交迭区112表明有烃气存在。曲线115和116表示的是感应电阻率。曲线117代表自然伽马测井曲线。曲线118和119分别表示两条NMR测井曲线，它们的差值就是面积114。

墨西哥湾另一口井用MRIL C型测井仪测井，其CPMG回波序列带相变。这个例子可以说明，根据本发明进行具体作业时一次NMR测井的作业方法。恢复时间为6秒钟，超过了地层中预计存在的任何烃气的4秒钟的驰豫时间估计值。已经知道该地层只含烃气。不含液态烃。按前述方法对CPMG数据进行转换，求得驰豫时间分布。在驰豫时间0～2毫秒(代表粘土束缚水)、2～32毫秒(代表非粘土束缚水)以及大于32毫秒(代表烃气)的区间上对这些分布进行积分。同时，也获得了常规测井曲线。现在参照图7A中的中子测井曲线(表示孔隙度)103，声波测井同线101和密度测井曲线(伽马-伽马测井曲线)102，它们都是深度的函数曲线。一般情况下，中子-密度测井曲线的“交叠区”被认为是烃气存在的表征。在这一段测井曲线中，两条曲线只有点接触，并未产生交叠。声波测井也可以指示地层中烃气的存在。若声波测井曲线的读值超过了111曲线所示的值(如阴影区104所示)，表明地层中有烃气存在。

现在参照图7B，这是NMR测井结果与井深的函数关系图，井深刻度与图7A一致。驰豫时间小于大约32毫秒的信号表示有束缚水存在，105区代表束缚水-粘土束缚水，106区代表毛细管束缚水。107区是驰豫时间在32～1024毫秒的信号，表明有烃气存在。驰豫时间大于1024毫秒的物质上有油基泥浆滤液存在的迹象。对比图7A和图7B，可以看出，烃气本来存在，但常规方法例如密度-中子测井曲线交叠法却测不出来。对这种现象的解释是，密度-中子测井曲线交叠受到了泥质含量的压缩。

参照图7C可以更好地理解本发明，该图所示是NMR响应(代表驰豫时间区间)与井深的函数关系曲线。井深刻度与图7A、图7B一致。驰豫时间小于2毫秒的NMR响应画在底部，驰豫时间在2～4毫秒之间的NMR响应画在标有2毫秒的曲线上，其驰豫时间以几何方式递增。驰豫时间大于1024毫秒的响应表明在NMR测井的层位有油基泥浆侵入。

与图7A～7C相对应，图8A～8C和图9A～9C分别示出了井眼中不同层段的测井曲线。图8A～8C特别显示出了含有大量烃气的地层层段的测井曲线，该结果与中子-密度测井曲线交叠区112以及指示烃气存在的NMR测井曲线的107区相关很好。而且，图8C还显示出了有大量油侵入地层的响应，即驰豫时间大于1024毫秒的响应，它是测井曲线的一部分。图9A～9C特别显示出了含有一定量烃气(112区和117区)和大量非束缚水(113区)地层的响应。

上述例子表明，在利用一条NMR测井曲线确定地层中有无烃气存在时，本发明是十分有用的。

Claims (11)

1.一种确定含烃气的多孔地层特性的方法，该地层中有一口井穿过，该方法包括下述步骤：

用等于或大于烃气纵驰豫时间的恢复时间获得一条NMR测井曲线；

由该NMR测井曲线确定出横驰豫时间分布，其中包括基于烃气的横驰豫时间；

至少估算出地层孔隙大小和烃气所占孔隙体积两者之一。

2.根据权利要求1的方法，其中烃气所占孔隙体积是根据由NMR测井曲线得到的横驰豫时间分布估算的。

3.根据权利要求1和2的方法，还包括一个步骤，即由横驰豫时间分布确定上述地层中所含烃气的有限扩散系数，其中，该地层中孔隙的大小可由该有限扩散系数估算。

4.根据权利要求1～3中任一项的方法，其中，NMR测井曲线形成一条脉冲NMR测井曲线。

5.根据权利要求1～4中任一项的方法，还包括一个步骤，即确定基于烃气的横驰豫时间的分布，方法是：用恢复时间远小于烃气纵驰豫时间的恢复时间获得另一条NMR测井曲线，然后将两条NMR测井曲线的横驰豫时间分布相减。

6.根据权利要求5的方法，其中，第二条NMR测井曲线形成一条脉冲NMR测井曲线。

7.根据权利要求1～6中任一项的方法，其中，将密度测井曲线与由NMR测井曲线所获得的横驰豫时间分布配合使用，以估算烃气所占孔隙体积。

8.根据权利要求1～7中任一项的方法，其中，一个Carr-Purcell序列被应用于NMR测井曲线中。

9.根据权利要求1～8中任一项的方法，其中，地层孔隙大小是估算出来的，而且还包括一个步骤，即由估算出的地层孔隙大小来估算地层渗透率。

10.根据权利要求1～9中任一项的方法，还包括估算烃气的驰豫时间这一步骤。

11.此前参照附图实质上描述了的方法。

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