采用扩散和弛豫测井测量技术评估地岩的核磁共振系统和方法技术方案

一种利用梯度核磁共振测井仪确定地质岩层中所含成分的方法，它包括以下步骤： 向地质岩层中施加一个预定时间长度的极化梯度磁场； 利用一个射频场激励所述地质岩层中全部粒子的原子核； 测量表征所述地质岩层中全部粒子的自旋－回波弛豫的核磁共振信号； 根据所测量的信号确定所述地质岩层的横向弛豫时间Ｔ２值； 根据所测量的信号确定所述地质岩层的限制扩散系数Ｄ值；和 根据所述的Ｔ２值和所述的Ｄ值推算出所述地质岩层的其它岩石物理学特性，并将所推算出的特性以人类可读的方式显示出来。（*该技术在2016年保护过期，可自由使用*）

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及利用核磁共振技术(NMR)进行地质结构的定量和定性测量的系统。更具体地说，本专利技术涉及一种有效的核磁共振测井系统和方法，其根据不同流体在地质结构中的弛豫和扩散特性获得与地质结构相关的信息。 专利技术
技术介绍
通常用于判断一种地质岩层是否能够产生持续不断的碳水化合物的地质岩层岩石物理学参数包括岩层孔隙率φ、流体饱和度S、岩层体积及其渗透率K。岩层孔隙率是每单位体积岩层中的孔隙体积；它是样品总体积中孔隙或空隙所占的份额。岩层的饱和度S为在其孔隙体积中所检测流体所占的份额。因此，水饱和度Sw就是孔隙体积中含水部分的份额。岩层的水饱和度可以在从100％到一个很小的值之间变化，它不能被石油所替代并被称之为残余水饱和度Swirr。实际上，可以假定岩层中石油或油气的饱和度So等于So＝1-Sw。显然，如果岩层中的孔隙空间中完全由水充满，即如果Sw＝1，则这样的岩层对于石油勘测来说是没有价值的。另一方面，如果岩层的水饱和度为Swirr，则该岩层所生成的都是油气，而没有水。岩层的渗透率K是对流体流过岩层的容易程度，即其生产率的一种度量。核磁共振测井方法是以往开发出的用于确定这些以及其它有意义的地质岩层参数的最重要的方法中的一种。核磁共振测井方法基于对下述现象的测量，物质的磁矩，诸如氢原子核的磁矩，在静磁场的作用下，会趋向于沿该磁场方向排列，从而导致整体磁化。当施加静磁场时这种整体磁化过程中建立平衡的速率由被称为自旋-晶格弛豫时间参数T1表征。另一个相关的并且经常使用的核磁共振测井参数就是所谓的自旋-自旋弛豫时间常数T2(也称为横向弛豫时间)，这个参数与由于在测井仪的探测空间内局部磁场的不均匀性造成的弛豫有关。在核磁共振测井技术中使用的另一个测量参数是岩层扩散率D。一般来说，扩散指的是处于气体或者液体状态的原子由于其热能作用而发生的运动。扩散率参数D与岩层的孔隙大小相关，并且非常有希望作为另一个渗透率指示参数。在均匀的磁场中，扩散对于所测量的核磁共振回波的延迟率的影响很小。但是，在梯度磁场中，扩散使得原子从它们的原始位置向新的位置移动，这种移动也使得这些原子与没有发生移动的原子相比产生不同的相位偏移，因而会使弛豫率加快。所以，在梯度磁场中扩散率能够提供一些独立信息的测井参数，该参数与所勘测的地质岩层、其中的流体的性质、及其相互作用相关的独立信息的测井参数。现在已经发现根据所检测的样品的分子动力学特性确定T1、T2和D的机理。在通常存在于岩层的大孔隙中的大体积液体中，分子动力学特性是分子大小和分子内部相互作用的函数，这对于各种流体来说是不同的。因此，水和不同类型的石油分别具有不同的T1、T2和D值。另一方面，在不均匀介质，例如在其孔隙中含有液体的多孔固体中的分子动力学特性明显不同于大量液体中的分子动力学特性，它通常与液体与固体介质孔隙之间的相互作用相关。因此，可以理解为对于测量参数T1、T2和D的正确判读能够提供有关于所包含流体的类型、岩层结构和其它有意义的测井参数的有价值信息。现有技术参考文献表明在滞后时间回波中测量到的视在弛豫率反映了与孔隙生成，通常称之为自由流体空间，的最大可能性相关的孔隙和流体特性。这些参考文献一般讨论完全水饱和的或者利用空气替代法去饱和的岩石样品中的自旋晶格弛豫T1。但是，由于测井数据判读很复杂，所以这些文献很少讨论在检测样品的孔隙空间中包含不同比例的石油的这种更为实际的情况。实际上，可以相信在较低强度磁场作用下得到的T1和T2基本提供相同的岩石物理学信息。例如，可参见Kleinberg等人撰写的Nuclear MagneticResonance of RocksTl vs T2，SPE 26470一文(发表于68th Annual TechnicalConference and Exhibition，Society of PetroleumEngineers，Houston，TX，1993)。但是，在一个测井环境中，测量横向弛豫时间T2常常是可取的，因为这个参数更为有效。判读脉冲核磁共振测井数据的标准方法是以弛豫时间T2与岩石孔隙大小(体积与表面比)之间的关系为基础，后者对于水饱和岩石(Sw＝1)是已知的。然而，当应用于部分石油饱和岩石时，标准测井判读方法对于渗透率和其它与孔隙大小有关的信息会给出错误的结果。这是由于石油的弛豫时间特性主要是由石油的粘滞度和其它分子特性所决定的，而且，至少在水湿岩中，对于孔隙一表面弛豫效应是相对不敏感的。所以很显然仅仅使用T2参数是不足以完全表征和解释在所勘测的地质岩层中不同流体的作用的。仅仅考虑含有流体粘滞度信息的扩散率也同样不能解决在复杂的地质岩层中不同流体的作用问题。总之，尽管目前有许多核磁共振测量参数具有与地质岩层和岩层中流体成分有关的信息，但是到目前为止，尚没有提出一种相应的核磁共振测井方法使其能够通过考虑各种流体的作用精确地判读这些测量参数的意义。这种缺陷会导致对于测井数据的不精确或错误判读，而这又会造成石油勘测代价昂贵的失误。所以，需要有一种核磁共振系统和方法，它能够通过结合不同的测井结果考虑各种流体的作用对地质岩层提供一致而精确的评估结论。专利技术概要所以，本专利技术的目的是提供一种系统和方法，用于对利用梯度核磁共振测井仪得到的关于孔隙流体扩散的井孔核磁共振测量数据进行判读。本专利技术的另一个目的是提供同时确定孔隙大小和井孔附近水饱和度的一种核磁共振系统和方法。本专利技术的再一个目的是提供一种核磁共振系统和方法，它可以根据一组预先确定的参数和核磁共振测井数据来评估一种地质岩层中油气粘滞度。本专利技术的又一个目的是确定用于求得固有渗透率的经过校正的油气T2参数。根据本专利技术的一个实施例，这些专利技术目的以及其它专利技术目的是利用对使用采用梯度磁场的核磁共振测井仪所作的有关孔隙流体扩散率D和T2参数的核磁共振测量数据进行判读的一种新颖系统和方法来实现的。本专利技术的这种系统和方法基于水湿岩中水-油混合物的扩散和弛豫的一个简单模型。根据这个模型，结合使用T2和D测量数据将孔隙大小对于核磁共振测井测量的影响与石油的粘滞度和饱和度的影响区分开来。通过将对应于特定的石油粘滞度和一组测井仪参数的T2和D模型化，可以仅仅利用梯度核磁共振测井数据而得到孔隙大小和井孔附近流体饱和度估计值。下述的本专利技术的方法除了适用于井孔环境以外，还适合于其它应用，以及除了适用于在井孔中存在的物质以外，还适用于其它物质。该方法的优点在于被检测的物质可以放置在检测装置以外。附图简介通过下文结合附图所作的详细描述，可以更加完全地理解和领会本专利技术，在这些附图中附图说明图1为一局部示意、局部方块图，它表示用于获取地质结构的核磁共振测量值的一种测并仪。图2为一方块图，表示根据本专利技术的一个实施例用于进行井孔扩散测量的装置。图3为根据本专利技术的一个具体实施例构成的系统的方块图，其中表示了用于控制数据采集、所采集数据的处理和测量结果显示的各个方块部分。图4表示用于本专利技术的优选实施例中的MRIL测井仪的勘测特性。图5A和图5B表示根据本专利技术的一个实施例所施加的RF脉冲和回波以及固定强度磁场梯度。图6A和图6B分别表示根据本专利技术的另一个实施例所施加的RF脉冲和回波以及磁场梯度序列。图7表示相对于大体积流体扩散率本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：G·R·科特斯，D·马尔顿，D·L·米勒尔，
申请(专利权)人：纽马公司，
类型：发明
国别省市：