CN1272640C - 采用井筒核磁共振测量来确定油层的湿润性 - Google Patents

Abstract

一种用于测定井底油层湿润性的方法，包括：获取在一个选定轴向深度处的土壤构造中的地层流体的第一组NMR测量；转换此第一组NMR测量，产生用于地层流体中的流体成分的自旋弛豫参数的第一分布；获取在所选轴向深度处用地层流体测试工具取出的地层流体样品的第二组NMR测量，地层流体样品保持在与所选轴向深度处的土壤构造中的地层流体基本上相同的压力和温度下；转换此第二组NMR测量，产生用于地层流体样品中的流体成分的自旋弛豫参数的第二分布；从自旋弛豫参数的第一和第二分布的比较中确定油层的湿润性。

Description

采用井筒核磁共振测量来确定油层的湿润性

技术领域

本申请要求享有于2002年5月23日提交的题为“采用井筒核磁共振测量来确定油层的湿润性”的Freedman和Huerlimann的美国临时专利申请No.60/382786的优先权。

本发明涉及测井领域。更具体地说，本发明涉及用于采用核磁共振数据来确定油层的湿润性的方法。

背景技术

湿润性是流体在存在有其它不混溶液体的情况下在固体表面上展开且最好是粘附或“湿润”固体表面的趋势。知道油层的湿润性对油层和采油工程师来说是很重要的，这是因为油层的湿润性影响了油层特性如残油饱和度、相对渗透率和毛细压力。这可见于F.G.Craig于1971年在Society of Professional Engineers(SPE)Monograph上的文章“注水开发的油层工程的探讨”。因此，油层的湿润性信息对于有效的石油开采来说是很重要的。由于在旧油田中采用二次和三次开采方法来开采残余储量，因此这类信息变得越来越重要。例如在水湿润的油层中，注水是在初次生产之后开采残余储量的有效方法，然而在混合湿润的油层中，在开采剩余油时表面活性剂驱油将更有效。

两种广泛采用的湿润性指标是水-油-固体系统中的接触角和Amott湿润指数。另外，还存在着一些用于湿润性的其它实验室测试，包括吸入测量。然而，这些只是实验室测量，无法在井下进行。相反，核磁共振(NMR)方法可提供定性的湿润性指标，具有能够在油层条件下获取流体和岩石的优点。

由于流体分子在与岩石表面接触时其弛豫速率提高，因此流体饱和岩石的NMR测量对于岩体的湿润性是很敏感的。这是因为岩石表面通常具有顺磁离子或磁离子，其可为流体分子提供有效的弛豫。油层湿润性不仅取决于岩体的固有特性，还取决于岩体和流体分子之间的表面相互作用，即，它还取决于存在于极性油分子和岩体表面上的油分子之间的库仑吸引力。

在有关文献中已经报道了许多实验室的NMR湿润性研究。关于湿润性的NMR研究首先由Brown和Fatt完成，他们对由不同组分的水湿润的和油湿润的砂粒所构成的水饱和松散砂袋进行了T₁弛豫测量。这可见于R.J.S.Brown和I.Fatt，“通过核磁弛豫方法测量油田岩石的部分湿润性”，Petroleum Transactions，AIME，207，第262-264页，1956年。自此以后，已经出版了大量关于应用NMR来测量湿润性的研究。这可见于Q.Zhang，C.C.Huang和G.J.Hiraski，“采用NMR分析来研究砂石中的湿润性”，Petrophysics，2000年五月-六月，第41卷第3期，第223-233页。

部分饱和储集岩的湿润性的现有NMR研究大多数局限在被盐水和低粘度烃如Soltrol、癸烷和十二烷所饱和的岩石中。这些低粘度流体的特征在于具有狭窄的T₁和T₂分布和较长的弛豫时间。因此，在部分饱和岩石的弛豫时间分布中，从盐水信号中区分烃信号相对较简单。然后可将岩石中的油弛豫时间与松散烃(即岩石之外的烃)的油弛豫时间相比较，从而推断出油是否湿润了表面。然而，从采用精炼烃或纯烃的实验中推断出的湿润性并不代表原油饱和的相同岩石的湿润性，这是因为原油可能含有沥青质和树脂，已经知道沥青质和树脂具有表面活性的极性分子，它们会被吸引到孔隙表面的相反极性的部位。

用于测定岩石湿润性的上述方法采用了实验室测量。源于实验室测量的油层湿润性测定并不具有权威性，这是因为在实验室中不可能准确地模拟油层条件。实际上，恰恰是得到实验室样品所需的过程会改变油层的湿润性。这可见于N.R.Morrow，“湿润性及其对石油开采的影响”，J.of Pet.Tech.，1990年十二月，第1476-1484页。因此，需要有可以在井底条件下测定油层湿润性的方法。

发明内容

本发明的一个方面涉及用于在井底条件下测定油层湿润性的方法。根据本发明的用于测定井底油层湿润性的方法包括：获取在一个选定轴向深度处的土壤构造中的地层流体的第一组NMR测量；转换此第一组NMR测量，产生用于地层流体中的流体成分的自旋弛豫参数的第一分布；获取在所选轴向深度处用地层流体测试工具取出的地层流体样品的第二组NMR测量，此地层流体样品保持在与所选轴向深度处的土壤构造中的地层流体基本上相同的压力和温度下；转换此第二组NMR测量，产生用于地层流体样品中的流体成分的自旋弛豫参数的第二分布；从自旋弛豫参数的第一和第二分布的比较中确定油层的湿润性。

从下述说明书、附图和权利要求中可以清楚本发明的其它方面。

附图说明

图1是井筒所穿过的土壤构造中的核磁共振工具的图。

图2是显示了核磁共振工具的部件的图。

图3是用于产生射频(RF)脉冲和用于接收及存储自旋回声的NMR工具的电路的示意图。

图4是显示了具有NMR模块的地层流体测试工具的图。

图5显示了三个扩散编辑(diffusion-editing)的脉冲序列，其对前二个回声来说具有不同的回声间延迟时间。

图6显示了根据本发明一个实施例的方法的流程图。

图7显示了与在实验室中测得的散装油的T₂分布相比较的来自井底NMR测量的由磁共振流体表征(MRF)导出的T₂分布。

图8显示了与由DE脉冲序列得到的一组10个NMR测量的MRF拟合。

图9显示了从根据本发明的方法得出的四个储集岩样品的原油T₂分布及其与散装油的T₂分布的比较。

图10显示了从根据本发明的方法得出的两个储集岩样品的盐水T₂分布及其与100％水饱和岩石的盐水T₂分布的比较。

具体实施方式

本发明的实施例涉及用于在井底条件下测定储集岩的湿润性的方法。根据本发明的方法包括两组NMR测量：一组从土壤构造中的储集岩内的地层流体中得到，而另一组从例如采用流体测试工具于储集岩中取出的地层流体中得到。所取出的流体样品最好保持在与其在土壤构造中基本上相同的条件下(例如相同的压力和温度)。第一组测量可通过任何NMR测井仪进行，无论是绳索起下式工具或边钻边测式(measurement-while-drilling；MWD)工具均可，而第二组测量可采用由传统地层流体测试工具取出的地层流体样品通过任何带有NMR模块或实验室NMR仪器的地层流体测试工具来进行。绳索起下式NMR测井仪的例子包括在授予Taicher等人的美国专利No.4717878和授予Kleinberg等人的美国专利No.5055787中所介绍的。MWD式NMR工具的例子包括在授予Miller的美国专利No.5280243和授予Taicher等人的美国专利No.5757186中所介绍的。对于地层流体采样来说，在本领域中已知了多种地层流体测试工具。例如，授予Zimmerman等人的美国专利No.4860581和No.4936139公开了可提取样品以测定地层特性如渗透率和压力分布图的井下工具。近来，NMR仪器可结合于地层流体测试工具中以分析井下的烃的特性。例如，授予Edwards等人的美国专利No.6111409和授予Kleinberg等人的美国专利No.6346813B1公开了包括有NMR模块以分析从地层中取出的原生流体的地层流体测试工具。

图1显示了用于探查被井筒32穿过的土壤构造31的核磁共振(NMR)测井仪30。NMR测井仪30悬挂在井筒32内的铠装电缆33上，电缆长度基本上决定了仪器30的相对轴向深度。电缆长度由地面上的适当装置如滚筒和绞盘机构(未示出)来控制。地面设备7可以是传统的类型并包括处理器子系统，其可与包括了NMR测井仪30的井下设备进行通信。

NMR测井仪30可以是任何适当的核磁共振测井仪；它可以是如图1所示的用于绳索起下式测井应用中的类型，也可以是用于边钻边测量式(MWD)应用的类型。NMR测井仪30通常包括用于在地层中产生静磁场的装置，以及用于在地层中产生磁场脉冲并从地层中接收自旋回声的射频(RF)天线装置。用于产生静磁场的装置可包括永久磁体或磁体阵列，用于产生磁场脉冲并从地层中接收自旋回声的RF天线装置可包括一个或多个RF天线。

在本领域中已知了多种可与本发明的方法一起使用的NMR测井仪。图2显示了一种类型的NMR测井仪30的一些部件的示意图。图2显示了第一集中式磁体或磁体阵列36和RF天线37，其可以是适当定向的线圈。图2还显示了紧密间隔的圆柱形薄壳体38-1，38-2，...，38-N的通用表示，其在多频率测井操作中被分频率地选择。在美国专利No.4710713中公开了一种这样的装置。在图2中还显示了另一磁体或磁体阵列39。磁体阵列39可用于在测井仪30在井筒内沿箭头Z的方向上升时预先极化探查区域之前的土壤构造。这种装置的例子公开于美国专利No.5055788和No.3597681中。

图3显示了用于产生RF脉冲和用于接收及存储自旋回声的NMR工具的电路的示意图。本领域的技术人员可以理解，在不脱离本发明的范围的前提下可采用任何其它合适的电路。

在图3中，如本领域已知的那样，井下处理器210具有相关的存储器、计时装置、接口和周边设备(未单独示出)。处理器子系统210与遥测电路205相连，用于与地面上的处理器(未示出)进行通信。脉冲形成电路包括变频振荡器220，其在处理器210的控制下可产生所需频率的射频(RF)信号。振荡器220的输出与移相器222相连，然后与调制器230相连，移相器222和调制器230均处于子系统210的控制下。可用在本领域中已知的方式来控制移相器222和调制器230，以便产生RF场的所需脉冲，例如用于Carr-Purcell-Meiboom-Gill(CPMG)型序列或任何其它所需NMR脉冲序列的90度和180度脉冲。调制器230的输出经功率放大器235与RF天线240相连。可设置Q开关250来使RF天线系统减振，从而减小天线的振荡。天线240还经双工器265与接收部分相连，双工器265的输出与接收放大器270相连。双工器265保护接收放大器270在传输和减振模式的过程中不受传送到RF天线240中的高功率脉冲的影响。在接收模式的过程中，双工器265用作从天线240到接收放大器270的低阻抗连接。接收放大器270的输出与双相敏检测器275相连，检测器275还接收作为基准的来自振荡器信号的信号。检测输出与模数转换器280相连，模数转换器280的输出是所接收到的核磁共振信号的数字版本。虽然图1所示的测井仪30为一个单体，然而它还可包括单独的部件，并且此测井仪可与其它的测井仪组合在一起。另外，虽然显示的是绳索，然而也可采用其它形式的物理支撑和通信链接，例如在边钻边测系统中所使用的。

本领域已知的许多工具能够从地层中提取样品以进行分析。这些工具在此通常称为“地层流体测试工具”。例如，在授予Zimmerman等人的美国专利No.4860581和No.4936139中公开了可提取样品以测定地层特性如渗透率和压力分布图的井下工具。这些专利已转让给本发明的受让人，并在此通过引用结合于本文中。这些工具可具有能进行不同分析的模块。这种工具的例子包括SchlumbergerTechnology公司(美国德克萨斯州休斯敦)以MDT^TM商标出售的模块式地层动态测试仪。MDT^TM上的模块可包括NMR仪器。

现代的地层流体测试工具(例如MDT^TM工具)包括可从可渗透的土壤构造中提取流体的几个部分。图4显示了具有几个不同功能的模块的地层流体测试工具10的一个例子。电能模块11和液能模块12为工具提供能量。采用探针模块13来与地层形成液体密封。密封使得可不受钻井泥浆污染地提取原生流体。工具10还具有抽出模块17，其能以受控方式降低流线内的压力，以便从地层中提取流体并将压力保持在原始地层压力的左右。样品还可选择性地由可监测所提取流体的特性(压力、酸性、电阻率等)的光学流体分析仪(OFA)14和/或其它监测装置(未示出)来监测。这些监测装置用于表示被提取流体何时不受钻井泥浆或泥浆滤液的污染，以及流体何时可被保持在多样品模块16中而被运送到地面实验室中，或者何时可被地层流体测试工具上的分析模块分析。

这种工具的模块设计允许将其它分析和监测装置结合到这些工具中。例如，NMR模块15可包括在地层流体测试工具10中。与常规的NMR测井仪一样，NMR模块包括至少一个用于在样品腔体中引发静磁场的永久磁体(显示为北极和南极)和至少一个用于产生射频磁场脉冲和接收NMR信号幅度的天线(未示出)。授予Kleinberg的美国专利No.6346813B1公开了一种带有用于NMR测量的NMR模块的这种工具。此专利已转让给本发明的受让人，并在此通过引用结合于本文中。

流体饱和岩石的NMR测量对岩石的湿润性是很敏感的，这是因为当流体分子接触到含有顺磁离子或磁杂质的岩石上的孔隙表面时，流体分子的弛豫速率增大。核磁的表面弛豫通常是部分饱和岩石中湿润相的主要弛豫机理。非湿润相通常不受表面弛豫的影响，这是因为孔隙表面涂覆有湿润流体，并防止了非湿润相与孔隙表面接触。

因此，通过将散装原油样品的NMR弛豫时间(即T₁或T₂)分布与储集岩中相同原油的弛豫时间分布相比较，就可以确定的油层湿润性。为使这种比较有意义，两种测量应在基本上相同的温度和压力下进行。与散装油样品的弛豫时间分布的中心或峰点相比，如果岩石中测量的油的弛豫时间分布的中心或峰点朝向更短弛豫时间移动，那么此岩石/盐水/油系统是混合湿润的或油湿润的。朝向更短弛豫时间的移动是由可湿润孔隙表面的油分子的增强的表面弛豫而引起的。另一方面，在相同的混合湿润的或油湿润的岩石中，岩石中的盐水或水相的弛豫时间分布相对于100％盐水饱和岩石来说将朝向更长弛豫时间移动。这是因为阻止了油湿润的孔隙中的水分子与孔隙表面接触，因此，它们具有较小的表面弛豫或没有表面弛豫。

存在着用于纵向或横向弛豫的旋转磁化弛豫的多种机理。下述介绍采用横向弛豫来说明本发明的原理。本领域的技术人员可以理解，类似的分析也可用于纵向弛豫中。在自旋回声实验中测得的横向磁化的整体弛豫速率(1/T₂ ^*)为三种机理即体积弛豫、扩散弛豫和表面弛豫的弛豫速率之和，即1/T₂ ^*＝1/T_2，bulk+1/T_2，diff+1/T_2，surf。液体的体积弛豫速率(1/T_2，bulk)取决于它们的粘度。扩散弛豫速率(1/T_2，diff)取决于流体分子的扩散常数和磁场梯度。表面弛豫速率(1/T_2，surf)是表面弛豫率(relaxivity)和流体表面与有效体积之比的函数。体积弛豫和扩散弛豫影响湿润相和非湿润相，而表面弛豫只影响湿润相。因此，可采用表面弛豫来区分非湿润相和湿润相。

一个孔隙中的湿润相的表面弛豫速率(1/T_2，surf)可用下述形式来表达：

$\frac{1}{T_{2,\mathrm{surf}}}=\frac{{\mathrm{\ρ}}_{2}S}{V_{\mathrm{eff}}}---\left(1\right)$

其中S是与所关注流体接触的孔隙的表面积，ρ₂是表面弛豫率，它是说明用于促进自旋弛豫的表面有效性的参数，而V_eff是湿润相流体所占的体积。V_eff可以比孔隙体积小很多，在较低的湿润相饱和的情况下尤其如此。因此，在部分饱和岩石中，表面弛豫不仅取决于孔隙尺寸和表面弛豫率，还取决于流体饱和。例如，在混合湿润的油层中，较低或残余油饱和下的油的表面弛豫比较高油饱和下的表面弛豫更大，这是因为V_eff的值降低。

上述介绍显示了作为湿润相的流体成分将承受表面弛豫。因此，与不存在表面弛豫的相同流体相比，作为湿润相的流体成分具有较短的T₂值。这种现象表明，在储集岩内和储集岩外的相同流体之间的T₂或T₁分布的比较可提供关于特定流体成分是否为湿润相的信息。为了这样做，必须能在各流体成分中分开T₁或T₂分布。在最近授予Freedman的美国专利No.6229308B1(“Freedman专利”)中公开的磁共振流体表征(MRF)方法可从一组NMR测量中提供用于流体混合物中的各成分的T₁或T₂分布。Freedman专利已转让给本发明的受让人，并在此通过引用结合于本文中。Freedman专利中所介绍的方法将称为“磁共振流体表征方法”或“MRF方法”。

MRF方法是基于扩散的NMR流体表征方法。此方法利用了在自旋回声实验中测得的横向磁化的衰减部分地缘于流体分子的分子扩散的事实。不均匀静磁场中的分子扩散使得自旋的拉莫尔旋进频率与时间无关。这通过180度的脉冲导致了自旋回声信号的不完全的再聚集，因此导致了回声的不可逆的扩散引发的衰减。由含有氢核的自由扩散分子引起的横向磁化的扩散衰减速率由下式给出：

$\frac{1}{T_{2,\mathrm{diff}}}=\frac{{\mathrm{\γ}}^2{g}^2{t}_e^{2}D}{12}---\left(2\right)$

其中γ＝2π·4258赫兹/高斯，它是质子旋磁速率，g为磁场梯度，t_e为回声间的间隔，而D为分子扩散系数。

MRF流体表征方法对扩散编码的自旋回声数据组进行同时转换。用于转换的正向模型是多流体弛豫模型，其通常包括可能存在于岩石孔隙空间内的所有流体成分(例如盐水、油和泥浆滤液)的影响。采用MRF方法的转换可提供各成分的无扩散T₂分布。

MRF方法能够为流体混合物中的各成分提供T₁或T₂分布，这是因为多流体弛豫模型结合了组成物粘度模型(CVM)，其可在分子水平上将含气原油和脱气原油中的扩散系数分布(D)和弛豫时间分布(T₁和T₂)相关联。这可见于R.Freedman等人，“储集岩中的流体表征的新NMR方法：实验验证和模拟结果”，SPEJ(2001年12月)，第452-464页；以及R.Freedman等人在2001 SPE Anual TechnicalConference and Exhibition，New Orleans，9月30日到10月3日上提出的论文SPE71713“新型磁共振流体表征方法的油田应用”。采用弛豫时间和分子扩散系数的分布之间的关联来约束此转换。CVM在对包括含气和脱气原油的烃混合物进行的实验中是有效的。与其它可能的情况相比，约束转换在部分饱和岩石中导致了更可靠和更精确的盐水和原油的T₂分布。

为了使用MRF方法，NMR数据应当包括扩散信息。扩散信息可通过采用具有不同回声间间隔的CPMG测量组来得到。关于如何使用传统的CPMG序列来对用于MRF分析的扩散信息进行编码的详细介绍可参见Freedman专利。

或者，可通过适用于流体分型(typing)的新型“扩散编辑(DE)”的自旋回声序列来得到NMR数据中的扩散信息。这可见于M.D.Huerlimann等人在2002 Annual Meeting of the Society of ProfessionalWell Log Analysts，Osio，Japan，6月2-5日上提出的论文“扩散编辑：饱和与孔隙形状的新型NMR测量”；以及由Huerlimann于2000年11月28日提交的题为“采用脉冲NMR的更简单且更可靠的烃分型”的美国专利申请No.09/723803。此申请已转让给本发明的受让人，在此通过引用结合于本文中。DE序列(见图5)与CPMG序列类似，但开头两个回声具有更长的回声间隔，而第三个及之后的回声具有更短的回声间隔。扩散信息在采集开头两个回声的过程中编码，而第三个及之后的回声提供了在更长采集时间下的体积和表面弛豫时间信息，并带有很少的由扩散引起的信号衰减(如果有的话)。这种脉冲序列在本文中称为“DE脉冲序列”或“扩散编辑脉冲序列”。采用传统的CPMG序列来编码扩散信息需要较长的回声间间隔，这导致了较差的体积和表面弛豫时间信息，这是因为在较少的几个回声后扩散衰减使信号减弱。因此，与由CPMG序列采集的模拟数据组相比，由DE序列采集的数据组在自旋回声数据中提供了扩散信息和更佳的信噪比。在部分饱和岩石中，DE序列能提供比CPMG序列更准确和可靠的盐水和油的T₂分布的计算。然而，虽然优选DE序列，但在本发明的范围内也可采用其它序列，包括CPMG序列。通过准确地测量岩石中的原油T₂分布并将此T₂分布与在散装流体上测得的分布相比较，就可以推断出岩石的湿润性。

图5显示了一组三个流体分型的DE脉冲序列，各脉冲序列的开头两个回声具有不同的初始的长回声间间隔(TEL)。第三个及之后的自旋回声具有短回声间间隔(TES)。虽然所显示的DE脉冲序列只具有两个初始长回声间间隔，然而本领域的技术人员可以理解，在不脱离本发明的范围的前提下，也可采用其它数量(如1，3，4等)的较长的回声间间隔。

一旦得到具有扩散信息的NMR数据，就用MRF方法对它们进行转换，以提供用于流体中各个成分的T₂分布。在Freedman专利中已经详细介绍了MRF方法在通过传统的CPMG脉冲序列所得到的NMR数据组中的应用。下面的介绍将显示采用由DE脉冲序列得到的NMR数据的MRF多流体弛豫模型的应用。

为说明起见，下述讨论采用具有盐水和原油的双流体模型。本领域的技术人员可以理解，必要时也可增加其它的流体成分(例如泥浆滤液)。由双流体模型的DE序列测得的横向磁化的衰减M(t)可由下式表示：

$M(t,t_{e,l})\≈\underset{f=o,w}{\mathrm{\Σ}}\∫\∫\∫\mathrm{dDd}{T}_{1}d{T}_2\left\{P_f(D,T_1,T_2)\exp (-\frac{t}{T_2})I(t,t_{e,l},D)f(W,T_1)\right\}---\left(3\right)$

其中的和为两种流体即水和油之和。P_f(D，T₁，T₂)是各流体的三维(3D)扩散弛豫时间分布函数。函数f(W，T₁)用于校正DE序列间的不足恢复时间(W)，例如：

$f(W,T_1)=1-\exp (-\frac{W}{T_1})---\left(4\right)$

积分中的指数T₂衰减因子包括湿润相流体的表面弛豫和两种流体的体积弛豫。在Huerlimann等人于2002 Annual Meeting of the Society ofProfessional Well Log Analysts，Osio，Japan，6月2-5日上提出的论文“扩散编辑：饱和与孔隙形状的新型NMR测量”中讨论了关于DE序列中第三个及之后的回声的扩散核I(t，t_e，l，D)，其由下式给出：

$I(t,t_{e,l},D)=\{a_d\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{g}^2{\mathrm{Dt}}_{e,l}^3}{6})+a_s\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{g}^2{\mathrm{Dt}}_{e,l}^3}{3})\}\×\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{g}^2{\mathrm{Dt}}_{e,s}^{2}t}{12})---\left(5\right)$

对于t＞2t_e，l，其中t_e，l是初始两个回声的长回声间隔(见图5)，而t_e，s是DE序列中第三个及之后的回声的短回声间隔。公式(5)中含有t_e，s的因子指在采集第三个及之后的回声期间所产生的不均匀磁场中的任何扩散衰减。不均匀磁场中的扩散衰减是双指数的，这两个分布来自直接回声和激励回声。这可见于Huerlimann，“通用杂散场NMR实验中的扩散和弛豫效应”，J.Magn.Reson.(2001)，148，367-378。直接和激励回声系数a_d和a_s取决于NMR仪器或测井仪的接收器带宽。它们可通过将公式(5)中的扩散核应用到从水样品中采集到的DE数据组中来确定。开头两个回声的扩散核(例如t≤2t_e，l)可用一个指数衰减因子来非常近似地表示：

$I(t,t_{e,l},D)=\exp (-\frac{{\mathrm{\γ}}^2{g}^2{\mathrm{Dt}}_{e,l}^{2}t}{12})---\left(6\right)$

如同CPMG序列一样，DE序列中的开头几个回声受到非共振效应的影响。这些效应可通过将开头几个回声乘以旋转动力学校正因子来进行校正。

公式(3)中的3D扩散弛豫时间分布函数P_f(D，T₁，T₂)可从DE数据组的转换中抽取。或者，可采用MRF方法来抽取此函数。MRF方法利用了流体如水或原油的弛豫时间和扩散系数之间的关联。这简化了公式(3)中的DE序列的通用正向模型，这是因为其将各流体的3D积分简化为T₂上的一个简单的一维(1D)积分。例如，原油的3D扩散弛豫时间分布函数可以下面的形式给出：

P_o(D，T₁，T₂)＝P_o(T₂)δ(D-λT₂)δ(T₁-ξ_oT₂)    (7)

其中P_o(T₂)是油的无扩散T₂分布。D和T₁的1D分布是迪拉克δ函数。公式(7)中的参数λ与根据CVM的扩散和弛豫时间分布相关。对于许多脱气原油来说，已经确定λ＝1.25×10^-5cm²/s²的平均值是适当的。对于含气原油来说，λ应乘以溶液气/油比的经验决定函数，即f(GOR)。上面给出的λ的平均值由两个经验推导的相关参数之比确定，这两个相关参数将原油中的扩散和弛豫时间分布的对数平均与粘度相关联。由于经验相关的近似性质，因此对不同原油来说，已经证明λ在2倍的范围内变化。如果采用了错误的λ值，弛豫模型就与数据不拟合。拟合不良的证明在于正规化的拟合度参数x²远远大于1。因此，通过搜索可给出最小x²的值，就可以发现特定流体的λ的校正值。对于北海原油来说，已经发现参数λ＝0.51×10^-5cm²/s²。

公式(7)中的参数ξ_o为原油的T₁/T₂比。已经确定对于几兆赫或更小的Larmor频率来说，对于低到中等粘度的许多原油，ξ_o≈1。对于高粘度油和更高的Larmor频率来说，原油的T₁/T₂比可以大于1，这是因为快动条件被破坏。

盐水相的3D分布函数可以下面的形式给出：

P_w(D，T₁，T₂)＝P_w(T₂)δ(D-D_w(T))δ(T₁-ξ_wT₂)    (8)

其中D_w(T)是水的与温度有关的分子扩散系数，而ξ_w是岩石中的水相的视T₁/T₂比。

将公式(7)和(8)代入公式(3)并采用迪拉克δ函数的特性来在D和T₁上进行积分，可以发现，DE序列的MRF弛豫模型可写成水相和油相的作用之和，例如：

$M(t,t_{e,l})\≈\∫d{T}_2{P}_w\left(T_2\right)\exp (-\frac{t}{T_2})I({t,t}_{e,l},D_w)f(W,{\mathrm{\ξ}}_w{T}_2)$

$+\∫d{T}_2{P}_o\left(T_2\right)\exp (-\frac{t}{T_2})I({t,t}_{e,l},\mathrm{\λ}{T}_2)f(W,{\mathrm{\ξ}}_o{T}_2)---\left(9\right)$

公式(9)中的弛豫模型适于转换DE数据组。转换的细节沿在Freedman专利中给出的用于CPMG数据组的线进行。转换提供了水和原油的T₂分布的各估计，P_w(T₂)和P_o(T₂)。

上述转换方法可应用到从采用测井仪从储集岩中的流体中得到的或从提取到地层流体测试工具中的地层流体中得到的NMR测量中。一旦得到来自储集岩的和提取流体样品中的NMR弛豫时间分布，就可将它们进行比较以推断出油层的湿润性。为了使这种比较有意义，需要在基本上相同的条件、即在基本上相同的温度和压力下进行这二组NMR测量(储集岩测量和地层流体样品测量)。

虽然采用MRF方法来作为如何得到混合物中各成分的NMR参数的上述介绍的一个例子，然而本领域的技术人员可以理解，在不脱离本发明的范围的前提下也可采用其它类似的方法。例如，在可以得到未污染的烃样品的情况下，无需采用MRF方法就可估计NMR弛豫时间分布。

图6概括了包含于根据本发明实施例的用于评估油层湿润性的方法中的步骤。首先，获取选定轴向深度处的地层的储集岩内的流体样品的井下NMR数据组(过程41)。这可通过任何适当的NMR测井仪来进行，绳索起下的NMR工具和MWD工具均可。如上所述，NMR数据组应当包括扩散信息以便利用MRF方法。为了得到包括有扩散信息的NMR数据，优选采用上述DE序列。然而，也可采用传统的CPMG脉冲序列来得到这些数据。可采用具有可编程脉冲序列编辑器的NMR测井仪来得到DE脉冲序列的数据，例如为Schlumberger Technology公司(美国德克萨斯州休斯敦)以MRX^TM商标出售的测井仪。一旦得到NMR数据组，就将它们转换以得到地层流体中各成分的弛豫时间(T₁，T₂或T₁/T₂)分布(过程42)。转换可采用MRF方法。

接着，采用从基本上相同轴向深度处的储集岩中提取的地层流体样品(过程43)来得到包括有扩散信息的NMR数据组(过程44)。地层流体样品的提取(过程43)可通过任何适当的地层流体测试工具来完成，例如模块式地层动态测试仪(美国德克萨斯州休斯敦的Schlumberger Technology公司出售的MDT^TM)。NMR测量(过程44)可通过作为地层流体测试工具的一部分的NMR模块来进行。或者，NMR测量可采用任何适当的NMR仪器在实验室而不是在井下进行。在这种情况下，地层流体样品将从地层流体测试工具运送到地表中以供分析。无论NMR测量是在井下或在地表上进行，最好将地层流体样品保持在与处于地层的储集岩中基本上相同的条件(即温度和压力)下。如果地层流体样品未保持在与处于储集岩中基本上相同的条件下，那么结果将不太可靠，这是因为任何溶解气体或挥发性成分可能会丧失，流体成分将发生变化。同样，NMR测量可能包括采用传统的CPMG脉冲序列或新型的DE脉冲序列。

一旦从地层流体样品中得到包括有扩散信息的NMR数据组，就将它们类似地转换以得到流体中各成分的弛豫时间(T₁，T₂或T₁/T₂)分布(过程45)。转换可包括采用MRF方法。

接着，将从储集岩中得到的第一组NMR数据的弛豫时间(T₁，T₂或T₁/T₂)分布(过程42)与从地层流体样品中得到的第二组NMR数据的相同弛豫时间分布(过程44)相比较(过程45)。例如，如果储集岩中的原油T₂分布比地层流体样品中的T₂分布更短，那么可以推断出油层是油湿润的或混合湿润的。另一方面，如果储集岩中的原油T₂分布与地层流体样品中的T₂分布基本上相同，那么储集岩是水湿润的。这种比较可通过比较各弛豫时间分布的中心或峰点来进行。这里所用的中心是指弛豫时间的质量中心，而峰点是指分布曲线的最高点。除了中心和峰点之外，这种比较还可通过两种弛豫时间分布的对数平均来进行。或者，两条分布曲线可进行正规化，然后从一条曲线(如曲线B)中减去另一条曲线(如曲线A)，以产生差异曲线(如曲线C)。如果差异曲线C在较短的T₁或T₂区域内具有正值并在较长的T₁或T₂区域内具有负值，那么曲线B中的弛豫时间分布具有更短的弛豫时间分量，反之亦然。因此，差异曲线中的正值和负值的趋势或分布可用作T₁或T₂分布如何移动的方便的指示。

下面将通过下述例子来介绍本发明的应用。图7显示了从在含有中等粘度油(即在油层条件下为16cP)的浅砂石地层中得到的DE数据组中通过MRF方法计算出的T₂分布的原油(曲线1)。图中还显示了在实验室中测得的散装油的T₂分布(曲线2)。散装油来自所生产的油层油的油库样品。散装油样品被加热并在油层的温度和压力下进行测量，因此它的T₂分布可与井下测得的油的T₂分布进行比较。采用一组10个扩散编辑测量来进行用于图7分析的井下MRX工具测量。采用MRF方法对这些数据进行转换，计算出岩石中的油的T₂分布。图8显示了数据组和数据组的MRF后转换拟合。实曲线是这些数据与MRF弛豫模型的后转换拟合。

如图7所示，两种油的T₂分布的中心重合，因此从这些NMR测量中可以预测此砂石油层是水湿润的。在此特定情况下，油层油是脱气油(即它不含溶解气体)，因此其成分与油库样品类似。一般来说，采用油库样品来进行散装油的T₂分布测量并不实际。这些油库油缺乏溶解气体，可能还缺乏其它挥发性成分，通常不代表油层油。出于此原因，散装油的测量最好在油层条件(即基本上相同的压力和温度)下采用井下NMR流体模块对流体样品来进行。

图9和10分别显示了用于油饱和的不同状态下的岩芯样品的用MRF计算出的油和盐水的T₂分布。所有的岩芯样品均处于直径为1英寸、长度为1英寸的圆柱体形状。这些样品包装于热缩聚四氟乙烯中，通过真空盐水形成饱和，然后加压以除去任何空气。然后将它们浸入到北海原油中，以3400转/分进行离心处理11个小时。然后颠倒样品并再离心处理1个小时。在此阶段的样品处于较高的油饱和状态，称为“排水”(DR)状态。然后将这些样品浸入到盐水中16个小时以产生较低的油饱和状态，称为“吸收”(IM)状态。

在图9中，显示了处于IM状态下的四种岩芯样品的由MRF导出的T₂分布(曲线1-4)：两种Yates岩石(Y1312(IM)和Y1537(IM)、一种Bentheim岩石(BEN3(IM))和一种Berea岩石(BER2(IM))。在图9中还显示了散装油的T₂分布(曲线5)。从T₂分布曲线的中心相对于散装油分布(曲线5)的中心朝向较短T₂的较大偏移中可以清楚，Y1312(IM)(曲线1)和Y1537(IM)(曲线2)是混合湿润的。同样可清楚地看出，两种砂石样品即BEN3(IM)(曲线3)和BER2(IM)(曲线4)是水湿润的，因为它们的T₂分布曲线的中心与散装油(曲线5)的中心重合。

为了进一步确认Yates样品Y1312(IM)是混合湿润的，采用MRF方法计算岩石中的盐水的T₂分布。在混合湿润或油湿润的岩石中，水分子的弛豫预期比含有100％盐水的相同岩石中的更慢。这种相对于100％盐水湿润的岩石而言延长的T₂弛豫时间可作为盐水T₂分布的中心朝向较长的T₂值的移动而观测到。将IM状态下的此岩石的用MRF计算出的盐水T₂分布与DR状态和100％饱和状态下的相同岩石的盐水T₂分布进行比较。图10显示了与100％盐水饱和的Y1312(曲线3)相比，Y1312(IM)(曲线2)的由MRF计算出的盐水T₂分布的中心的确向较长的T₂偏移。这是混合湿润岩石中的水的预期性能，并与相同岩石的Y1312(IM)(图9中的曲线1)的油的T₂分布一致。

图10还显示了与100％盐水饱和状态(Y1312，曲线3)相比在小孔隙中只具有残余水的DR状态的相同岩石(Y1312(DR)，曲线1)具有向较短T₂偏移的盐水T₂分布。这种性能也是预期的，因为在小孔隙中存在残余水的情况下，Y1312(DR)中的大多数水分子受到表面弛豫的影响。相反，相同岩石中100％水饱和状态中的一些水分子处于大孔隙中，大孔隙中的大部分水分子处于岩石表面上顺磁离子的影响范围之外。因此，与100％水饱和状态相比，Y1312(DR)的盐水T₂分布向较短T₂偏移。

本发明的优点包括在井底条件下测定储集岩湿润性的能力。快速可靠地测定储集岩湿润性的能力使得油田工程师能够确定从地层中开采原油的正确方法。根据本发明的方法可采用现有工具来进行。

本方法利用了可靠的MRF方法和新的DE脉冲序列。MRF方法和DE序列的结合使得可容易地得到地层流体中各成分的T₁或T₂分布；这将显著地节约处理时间。

虽然已经采用了一些示例来介绍了本发明，然而本领域的技术人员在领会了本公开的优点后可以理解，在不脱离如这里公开的本发明范围的前提下也可采用其它方法。因此，本发明的范围只由所附权利要求来限定。

Claims (14)

1.一种用于测定井下储层的湿润性的方法，包括：

获取在沿井筒的一个选定轴向深度处的土壤构造中的地层流体的第一组核磁共振测量；

转换所述第一组核磁共振测量，产生用于所述地层流体中的流体成分的自旋弛豫参数的第一分布；

获取在所述选定轴向深度处用地层流体测试工具取出的地层流体样品的第二组核磁共振测量，所述地层流体样品保持在与所述选定轴向深度处的土壤构造中的地层流体基本上相同的压力和基本上相同的温度下；

转换所述第二组核磁共振测量，产生用于所述地层流体样品中的流体成分的自旋弛豫参数的第二分布；

从所述自旋弛豫参数的第一分布和所述自旋弛豫参数的第二分布的比较中确定所述储层的湿润性。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，获取所述第一组核磁共振测量和获取所述第二组核磁共振测量通过自旋回声脉冲序列来进行。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述自旋回声脉冲序列包括Carr-Purcell-Meiboom-Gill脉冲序列。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述自旋回声脉冲序列包括扩散编辑的脉冲序列。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，获取所述第一组核磁共振测量通过绳索起下式工具或边钻边测式工具来进行。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，获取所述第二组核磁共振测量通过位于所述选定轴向深度处的地层流体测试工具中的核磁共振模块来进行。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，获取所述第二组核磁共振测量在将所述地层流体样品传送到地表后通过核磁共振仪器来进行。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，转换所述第一组核磁共振测量和转换所述第二组核磁共振测量通过磁共振流体表征方法来进行。

9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述自旋弛豫参数是从包括有纵向弛豫时间、横向弛豫时间以及所述纵向弛豫时间与横向弛豫时间之比的组中选出的参数。

10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述流体成分为原油或盐水。

11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述比较基于所述第一和第二分布的中心来进行。

12.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述比较基于所述第一和第二分布的对数平均来进行。

13.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述比较基于所述第一和第二分布的峰点来进行。

14.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述比较基于所述第一和第二分布之间的差异曲线来进行。

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