专利名称：通过比较不同勘测深度处的核磁共振响应来探测烃的方法
技术领域：
本申请要求享有于2002年8月12日提交的美国临时专利申请No.60/319462的优先权。关于联邦政府资助的研究或开发的声明不适用于此。
本发明涉及测井领域。更具体地说，本发明涉及采用核磁共振测量来探测油层中的烃以及侵入到地层中的微粒的方法。
背景技术：
石油和天然气的勘探和开采是费用很高的操作。任何关于地层的有助于减少钻井中资源的不必要浪费的知识都是非常宝贵的。因此，石油和天然气行业已经开发出了各种能够确定和预测地层特性的工具。在这些不同类型的工具中，核磁共振(NMR)仪器已被证明是非常有用的。NMR仪器可用于确定地层特性，例如孔隙空间的部分体积，以及可填充此孔隙空间的可动流体的部分体积。在美国专利No.6140817中介绍了NMR测井技术的大致背景知识。
核磁共振是发生在具有磁核矩、即非零自旋量子数的一组选出的原子核中的现象。由于1H(质子)本质上较多并对NMR测量较敏感，因此它是在NMR测井中普遍检测的物质。当将这些原子核放置在磁场(Bo，“Zeeman场”)中时，它们均以特定的频率即拉莫尔频率(ωo)围绕Bo场的轴线旋进，拉莫尔频率是各核类的一个特性(回转磁比，γ)，并取决于原子核位置处的有效磁场强度(Bo)，即ωo＝γBo。
地层中的水和烃均产生在测井中可检测到的NMR信号。通常希望来自水和烃的信号是分开的，以便识别地层中的哪些区域具有烃。然而，并不总是能容易地区分来自水和来自烃的信号。已经提出了各种方法来单独地识别水和烃信号。
烃探测的现有NMR方法可分为两类。最简单的方法涉及进行少量测量(通常为两次)，其中只改变一个测量参数。然后根据不同流体的NMR响应的已知模型或假定模型来解释测量之间的差异。最普遍的这类技术为差示波谱(极化时间WT发生变化)和移动波谱/增强扩散(回声间隔TE发生变化)。这些方法利用了这一事实，即水和烃通常具有不同的弛豫时间(T1和/或T2)和扩散常数。在授予Freedman的美国专利No.6366087B1(“Freedman专利”)中介绍了这些方法，在此引用了此专利。Freedman专利已转让给本发明的受让人，并通过引用结合于本文中。
第二类NMR烃探测方法更常用，其对以不同的参数、通常是TE和WT所采集的NMR数据组应用正演模拟，然而在原理上也可将梯度G包括为一个参数。目前存在两种这类方法MACNMR(Slijkerman等人，1999，SPE56768)和如Freedman专利所公开的MRF。
这些NMR烃探测方法将在相同或相似勘探量中所进行的测量相比较。当情况不是这样时，仍然假定在测量组中所采集的所有数据可用一组流体饱和度来描述。这些方法中没有一种利用了来自不同勘探深度的NMR响应的差异。
在钻井过程中，流体(钻井流体或泥浆)被泵送到井中。钻井流体用于从井中除去钻屑，并冷却钻头的切削面。钻井流体可以是水基泥浆或油基泥浆。这些钻井流体通常在高压下泵送，以防止地层流体在井完成之前从井中喷出。由于钻井流体处于比地层压力更高的压力下，因此这些流体可渗入到地层中，即产生泥浆滤液侵入。另外，悬浮在钻井泥浆中的微粒也可侵入到地层中。在这里，微粒是指泥浆或泥浆添加剂中的非常小的颗粒。钻井流体或微粒侵入到地层中的程度取决于下述几个因素地层渗透率、井筒流体和地层之间的压力差、泥浆类型和从钻孔以来所逝去的时间。由于这些参数的差异，在地层从中几毫米到几英尺的距离处均可能存在侵入前沿(invasion front)。
对多种测井操作而言，钻井流体侵入到地层中是比较麻烦的。操作人员必须对远离井眼的地层进行取样，希望泥浆滤液不会到达勘探区域，或者采用某种方式将泥浆滤液的信号从地层流体的信号中区分出来。类似地，微粒从钻井泥浆到地层的侵入导致了井筒附近存在着不均匀性。这些细颗粒会物理性地堵塞疏松地层中的流动路径，或者跨接在流动路径上，这就使得地层被破坏。
虽然数据处理方法如MRF方法能够将泥浆滤液分量与NMR测量中的其它分量分开，然而它们都是在采集后进行的方法。希望NMR测井方法能够利用泥浆侵入的优点，而不是与泥浆侵入不一致，这样就可容易地确定地层中烃的存在。另外，希望具有可用于检测微粒侵入的方法。
发明内容
本发明的一个方面涉及一种用于探测地层中烃的存在的方法。用于探测被井眼穿过的地层中的含烃区域的方法包括获取至少两个核磁共振测量，各所述至少两个核磁共振测量均从离井眼为不同径向深度处的勘探体积中得到；以及通过比较所述至少两个核磁共振测量来确定该地层是否含有烃。
本发明的另一方面涉及测井方法。用于对被井眼穿过的地层进行核磁共振测井的方法包括提供可在井眼中运动的核磁共振仪；获取至少两个核磁共振测量，各所述至少两个核磁共振测量均从离井眼为不同径向深度处的勘探体积中得到；以及通过比较所述至少两个核磁共振测量来确定该地层是否含有烃。
本发明的另一方面涉及用于检测微粒侵入方法。用于探测井眼周围的地层中的微粒侵入的方法包括获取至少两个核磁共振测量，各所述至少两个核磁共振测量均从离井眼为不同径向深度处的勘探体积中得到；以及通过比较所述至少两个核磁共振测量来确定是否产生了微粒侵入。
从下述介绍和所附权利要求中可以清楚本发明的其它方面和优点。
图1显示了核磁共振测井系统。
图2显示了能够进行多频率探测的核磁共振仪。
图3A和3B分别显示了IR-CPMG和SR-CPMG脉冲序列。
图4显示了扩散编辑(diffusion-editing)脉冲序列。
图5显示了在用水基泥浆钻出的井中的水饱和区域中根据本发明方法的模拟。
图6显示了在用水基泥浆钻出的井中的油饱和区域中根据本发明方法的模拟。
图7显示了在用油基泥浆钻出的井中的水饱和区域中根据本发明方法的模拟。
图8显示了在用油基泥浆钻出的井中的轻油区域中根据本发明方法的模拟。
图9显示了在用油基泥浆钻出的井中的中等粘度油区域中根据本发明方法的模拟。
图10A和10B分别显示了根据本发明方法在井中的不同DOI(深和浅)处得到的NMR孔隙度和T2分布。
图11显示了根据本发明一个实施例的方法的流程图。
具体实施例方式
本发明涉及用于根据从离井筒表面为不同距离的不同体积处得到的NMR测量的比较来探测油层中的烃的方法。新一代的边钻边绳索起下式(wireline and while-drilling)NMR工具能够在地层的不同深度处进行勘探。当侵入前沿产生于MR测量体积的范围内或当侵入前沿超过了NMR测量体积的范围时，本发明的实施例是有效的，这是因为泥浆滤液在勘探的不同径向深度上形成了梯度，或者产生了跨过DOI范围的流体的非均匀分布。
图1显示了NMR测井系统的示意图。在图1中显示了核磁共振(NMR)测井仪30，其可勘探由井筒32所穿过的地层31。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8控制。地面设备7可以是传统的类型，并具有可与包括了NMR测井仪30的井下设备进行通信的处理器子系统。
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的类型，也可以是用于边钻边测井式(LWD)或边钻边测量式(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勘探区域之前的地层。这种装置的例子包括公开于美国专利No.5055788和No.3597681中的那些装置。
本发明的实施例提供了用于通过观测离井筒为不同距离的位置(不同的勘探径向深度)处的NMR响应的偏差来探测烃的存在的方法。然后将任何偏差与流体饱和度、尤其是天然烃饱和度中的差异相关联，这种差异是由钻井流体侵入到地层中而引起的。为了检测流体饱和度，可以采用几种NMR参数，包括纵向弛豫时间(T1)、横向弛豫时间(T2)、T1/T2的比率，扩散常数(D)和磁场梯度(G)。这些参数通过不同的机制来影响NMR信号的强度。
Carr-Purcell-Meiboom-Gill(CPMG)脉冲序列是NMR测井中最普遍的脉冲序列。在场梯度下用CPMG序列测得的NMR信号的强度可表达为F(t,WT,TE,G)=C(G)·Φ·ΣjSjHjΣkaj,k(1-e-WT/T1j,k)·e-t/T2j,k.]]>e-(G·TE)2γ2Dj,kt/12....(1)]]>其中，F(t，Wt，TE，G)是采用Wt，TE和G的测量的时间t(对于第n个回声来说，t＝n×TE)处的信号幅度；C(G)是孔隙度校准因子，对各磁场梯度(G)来说它可能不同；Φ为地层孔隙度；Sj是流体j的饱和度；Hj是流体j的含氢指数；aj，k是流体j的第k个成分的信号幅度；WT是CPMG测量的有效极化时间；T1j，k是流体j的第k个成分的纵向弛豫时间；T2j，k是流体j的第k个成分的横向弛豫时间；G是由仪器磁体形成的磁场梯度；TE是CPMG脉冲序列的回声间延迟时间；γ是质子的回转磁比；而Dj，k是流体j的第k个成分的扩散常数。
公式(1)对标准CPMG序列成立，并假设场梯度在NMR测量体积中是均匀的。还假设在地层中存在无限制的扩散，并且不存在任何显著的内部梯度。本领域的技术人员可以理解，可以容易地制订出未采用这些假设的其它表达方式。然而，公式(1)满足大部分情况，并不意味着此方法的通用性的任何损失。同样存在类似的表达，可将NMR响应描述为其它脉冲序列，例如在Huerlimann等人于2002年6月2日到5日召开的2002 Annual Meeting of the Society ofProfessional Well Log Analysts，Osio，Japan上提交的文章“扩散编辑饱和度与孔隙几何形状的新型NMR测量”中所提出的扩散编辑(DE)自旋回声脉冲序列。这种DE脉冲序列也适用于这里所介绍的方法。
如上所述，现有技术的NMR烃探测方法采用来自地层中相同或相似体积的差示测量，并假设测量可由一组流体饱和度来描述。作为对比，本发明的实施例检测不同测量体积中的不同的流体饱和度。不同流体饱和度可因泥浆滤液的侵入而引起。本发明的方法利用了这一事实，即现代MR测井仪本质上具有磁场梯度，或具有梯度性能，即远离磁体的区域比接近仪器的区域具有更低的磁场。
作为磁场梯度的结果，氢核在距井眼为不同距离的位置处在不同拉莫尔频率(因为ωo＝γBo)下共振。因此，可以采用不同的RF频率在不同的DOI处测量不同的体积。换句话说，勘探体积可由特定的测量频率来选择。在较低的测量频率处，勘探体积远离仪器，即深入到地层中。如果侵入前沿正好位于一次采集组中的两个(或多个)NMR测量所探测的体积之间，那么NMR数据将反映与这些体积相对应的流体饱和度(流体成分)中的可能差异。即使泥浆流体侵入或微粒侵入延伸到由两个(或多个)NMR测量所探测的体积之外，仍然可能得到关于不同流体饱和度或微粒侵入的信息，这是因为侵入过程可产生泥浆滤液体积或自由流体体积的梯度。结果，在离井眼为不同距离的位置处，不同量的原始流体被所侵入的泥浆滤液或微粒取代。
因此，本发明的方法获取不同勘探深度(DOI)处的两个或多个NMR测量。在一些实施例中，所用的勘探深度(DOI)指径向深度，即离井眼的距离。然后，在不同DOI处由这些NMR测量测得的流体饱和度(流体成分)中的差异可用于确定在地层中是否存在烃。流体饱和度的差异可通过几种方法来检测。在下文中将介绍这些方法中的几种。虽然可采用水基泥浆或油基泥浆来钻井，然而下述介绍中假定采用水基泥浆。本领域的技术人员可以理解，如果采用油基泥浆的话，下述介绍中的推论需要被修改。
在本发明的一些实施例中，通过孔隙度测量来检测不同勘探深度处的流体饱和度的差异。可从初始NMR信号强度(在T2衰减之前)中确定视地层孔隙度(或流体填充的孔隙度)，其与存在于NMR仪器所探测的体积中的流体内的氢量成正比。在大多数地层中，水为湿润相，而油为非湿润相。因此，水更容易受到孔隙表面上的顺磁杂质的影响。结果，水通常比轻质烃具有更短的弛豫时间(T1和T2)。在典型的NMR测井中，极化时间(WT)可能不够长，无法使所有核类在脉冲序列之间完全地弛豫。结果，更长T1的自旋(如轻油)无法完全地极化，它们的信号幅度相对于较短T1的自旋(如水)来说受到抑制。因此，地层在饱和有烃时呈现出具有较小的孔隙度。根据这一现象，如果深处测量中的信号幅度(以及视孔隙度)比浅处测量中的更低，就表示存在有具有较长T1的烃，例如气体、冷凝物或轻油。应当注意的是，如果在地层中存在有气体，则视孔隙度可用于检测泥浆的侵入，而与使用水基或油基泥浆无关。这是因为气体具有较低的含氢指数，任何泥浆滤液、水或油的侵入都将提高浅DOI区域中的含氢指数。
在本发明的其它实施例中，流体饱和度中的差异可通过极化测量来检测。在各NMR的勘探深度(DOI)处，获取采用不同极化时间(或等待时间WT)的测量。不同极化时间(WT)的NMR测量对不同自旋种类的不同纵向弛豫时间(T1)是很敏感的。地层中的不同流体(如水或油)通常具有对环境的不同影响。例如，在较小的孔隙中，水相通常湿润孔隙表面，其具有可促进自旋弛豫(纵向和横向弛豫)的顺磁杂质。作为对比，油相通常以非湿润相的形式存在，并不受到表面弛豫的影响。因此，地层中的不同流体成分可具有不同的T1弛豫时间，可采用不同的WT来得到具有T1的对比的NMR测量。具有较长WT的测量允许所有流体成分(如水和烃)完全地或大致地被磁场极化。另一方面，具有较短WT的测量将只允许具有较短T1的成分(如水)被大致地极化和检测。
因此，用于长、短等待时间的信号幅度之比Mshort_WT/Mlong_WT可用于提供关于勘探区域内流体类型的信息。如果比率Mshort_WT/Mlong_WT比深处测量低很多，这就表示存在着较长T1的物质，例如轻油、冷凝物或气体。本领域的技术人员可以理解，也可采用差值Mlong_WT-Mshort_WT而不是这两个测量的比率。在这种情况下，如果较深DOI处的差值比近井眼区域的差值大很多，那么就表示存在较长T1的物质(例如轻油或气体)。虽然上述介绍采用了整体信号幅度，然而本领域的技术人员可以理解，这两个测量的比率或差异可基于自由流体的幅度。
具有长、短WT的NMR测量可采用CPMG脉冲序列或任何其变型来得到。另外，CPMG脉冲序列可与特地采用了T1弛豫的脉冲序列结合使用。例如，如图3A和3B所示，可用反转恢复(IR)或饱和恢复(SR)序列与CPMG脉冲序列结合使用，图中分别显示了IR-CPMG和SR-CPMG脉冲序列。采用这些混合序列，可以改变恢复延迟时间(RT)而不是WT来得到T1的对比。
在本发明的其它实施例中，可通过T1/T2的对比来检测流体饱和度中的差异。存在着若干可测量T1/T2比的方法。最普遍的方法涉及重复性的CPMG测量，其中等待时间或极化时间发生变化。或者，测量可在仪器的单独运行中在不同测井速度下获得。在这种情况下，可通过测井速度和预极化磁体长度来确定不同的有效极化时间。可采用不同DOI处的测量的长、短有效极化时间之间的校准信号幅度中的比率或差值的偏差来推断烃的存在。
另外，图3A和3B所示的IR-CPMG和SR-CPMG脉冲序列还可用于提供T1/T2的比率。为了得到T1/T2的比率，采用在各次测量之间发生变化的RT和回声间延迟时间(TE)来得到NMR测量。另外，也可采用典型的CPMG脉冲序列来得到T1/T2的对比。可采用来自不同DOI处的测量的T1/T2的对比中的差异来推断烃的存在。如上所述，地层中的水因表面弛豫率而具有更短的T2。结果，水通常具有T1/T2≥1.0。另一方面，烃通常不与孔隙表面接触，它们的T1/T2比通常接近1。因此，如果较深DOI处的T1/T2比小于近井眼区域的T1/T2比，则可推断出地层含有烃。或者，如果在较深DOI处观测到更大的T1/T2比，则可推断出存在气体，这是因为气体的T2通常通过场梯度中的快速扩散效应而降低。
采用IR-CPMG作为一个示例，用于测量T1/T2比的脉冲序列为(WT-180-RT-CPMG)n，如图3A所示，其中WT为用于弛豫回稳态的自旋的等待时间(也称为“极化时间”)，RT为恢复延迟时间，在此时间段中信号以指数级增长到稳态强度，而CPMG是典型的CPMG脉冲群。
在IR-CPMG序列中，第一180度脉冲转换磁化作用(即到-z轴上)。在RT延迟后可用90度脉冲检测到信号。信号实际上可用CPMG序列检测为自旋回声群。所检测到的自旋回声强度不仅受到T2弛豫过程的影响(在CPMG序列中)，而且受到T1弛豫过程的影响(在IR序列中)，其由不同的RT延迟时间来编码。图3B显示了结合有饱和恢复(SR)序列而不是反转恢复(IR)序列的CPMG序列。此序列被称为“SR-CPMG”序列。如图3B所示的SR-CPMG序列可检测在RT延迟后弛豫回到Z轴的信号分量。在本发明的一些实施例中可采用SR-CPM来代替IR-CPMG。
在其它一些实施例中，可通过扩散方法来检测流体饱和度中的差异。在各DOI处，得到具有不同回声间间隔(延迟)的测量。理想上说，回声间间隔应当选择成使得乘积G×TE对各DOI来说均相似。通过这种参数化，在不同DOI处测得的信号衰减速度的差异表明存在着烃。如果深处测量显示出增大的衰减速度，这就意味着存在有气体。相反，较深DOI处的较慢衰减速度表示存在着中等粘度的油。更普遍的是，可在各DOI处得到具有不同TE值的测量。在这种情况下，可采用在各DOI处具有变化的TE的衰减速度的变化差异来推断存在或不存在烃。
虽然扩散测量可用具有不同回声间延迟(TE)的典型CPMG序列来进行，然而新型“扩散编辑(DE)”的自旋回声序列提供了更好的方法。这可见于M.D.Huerlimann等人在2002 Annual Meeting of theSociety of Professional Well Log Analysts，Osio，Japan，6月2-5日上提出的论文“扩散编辑饱和度与孔隙形状的新型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，并通过引用结合于本文中。
DE序列(见图4)与CPMG序列相似，但开头两个回声具有更长的回声间延迟，而第三个及之后的回声具有更短的回声间延迟。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)。虽然扩散信息在采集开头两个回声的过程中编码，如图4所示，然而本领域的技术人员可以理解，可采用其它数目(如1，3，4个等)的回声来对扩散信息进行编码。
采用传统的CPMG序列来对扩散信息进行编码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的信息，这是因为扩散衰减在相对较少的回声后使信号减弱。因此，与通过CPMG序列得到的类似数据组相比，通过DE序列得到的数据组提供了在自旋回声数据中的扩散信息和更有效的信噪比。DE序列可提供比CPMG序列更精确和可靠的分量T2的计算或扩散(D)分布。
在本发明的其它实施例中，流体饱和度的差异可通过MRF方法或类似的方法来检测，其可从流体混合物的测量中提供各成分的NMR参数。根据这种方法，采用在各DOI处的一组NMR测量来进行MRF分析。然后可从这种分析中评估流体饱和度和流体特性。这种方法可提供最综合的数据和定量的分析，然而可能会牺牲测井速度。
MRF方法是基于扩散的NMR流体表征方法，可根据不同的分子扩散来区分流体混合物(如地层流体)中的不同成分(例如油和水)。可通过几种脉冲序列来得到对扩散具有不同灵敏度的NMR测量，包括CPMG脉冲序列或其变型，以及扩散编辑(DE)脉冲序列。MRF方法利用了下述事实，即在自旋回声实验中测得的横向磁化的衰减是部分地因流体分子的分子扩散而引起。非均匀静态磁场中的分子扩散使得自旋的拉莫尔旋进频率变得与时间有关。这就导致产生了180度脉冲的自旋回声信号的不完全再集中，从而导致了不可逆的由扩散引发的回声衰减。
MRF方法调用了油层流体的广泛的和现实的弛豫模型。将此模型应用于适当的NMR数据组中，MRF分析就可提供地层流体中各成分的估计。这些单独的成分估计可提供例如关于冲刷区域的流体饱和度和油粘度的信息。由采用当前仪器采集的钻井记录的初始结果表明了MRF技术的潜力。这可见于R.Freedman等人，“储集岩中的流体表征的新型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 AnnualTechnical Conference 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”。
上述介绍是NMR对比的例子，其可用于检测泥浆滤液侵入的本发明的实施例中。本领域的技术人员可以理解，也可采用其它的NMR参数。例如，用CPMG脉冲序列方便地得到的横向弛豫时间(T2)也可用作对比，以比较在不同DOI处所得到的NMR测量。另外，流体饱和度差异可通过上述不同方法的组合来检测。例如，可将极化和扩散相结合以提供不同DOI处的对比。结合有极化(T1的对比)和扩散对比的采集序列可设计成采用较少次数的单独测量。通过慎重选择采集参数，序列可设计成允许以中等速度进行测井。
本发明的一些实施例涉及用于探测微粒或整体泥浆侵入的方法。微粒侵入物理性地堵塞了地层中的孔隙。结果，与原始区域(远离井眼的区域)相比，侵入区域(近井眼区域)中的整体NMR孔隙度更小。如果与深DOI处测量相比在浅(近)DOI处测量中检测到孔隙度不足(即更小的孔隙度)，那么可能存在着微粒侵入。
下面将通过下述例子来说明本发明的实施例。所考虑的最简单的情况是用水基泥浆钻出的井。这里，钻井流体到地层的侵入将近井眼区域中的一些烃和水替换为钻井泥浆中的水。对于水饱和地层来说，这种取代不会导致任何可检测到的变化。因此，不同DOI处的NMR测量所检测到的流体基本上相同。另一方面，在烃区域中，烃被水滤液的取代将是可察觉的，这种取代在近井眼区域中比在深处区域中更明显。因此，近井眼区域处的NMR测量受到水滤液的影响更大，而深处区域的相同测量受到水滤液的影响更小。
表1在模拟中所用的采集序列参数测量参数 Ta(s) Ea(ms) EaTb(s) Eb(ms) EbTc(s) Ec(ms) Ec深处0.50 000 0.50 0.50 000 0.50 0.0 00(20G/cm)近处0.25 000 0.50 0.25 000 0.50 0.0 00(40G/cm)WT，TB和NE分别指极化时间、回声间隔和回声数。下标a，b和c对应于图5和6中的标号。
图5和6显示了在两种不同环境、即水饱和地层(图5)和烃饱和地层(图6)中的NMR响应的模拟结果。用于模拟序列的采集参数如表1所示。在图5和6中，部分(a)是在较长WT下的测量，部分(b)是在较短WT下的测量，而部分(c)是在较长TE下的测量。应注意到在各种情况下，对于相应的近处(曲线1)和深处(曲线2)测量来说，G×TE均相同。相同的G×TE保证了两个DOI测量之间的扩散效果相同或基本上相似，因此其它的对比可容易地进行比较。分别将0.5p.u./回声和1.0p.u./回声的随机高斯噪声加入到近处(曲线1)和深处(曲线2)测量的模拟信号中。在各种情况下，地层孔隙度为20p.u.，并包括来自T2分布中心在5ms处的约束流体的6p.u.的信号。
此模拟明显表示出水饱和地层(图5)和油区域(图6)的不同响应。具体地说，在水饱和区域中，来自两个DOI(曲线1和2)的响应相互重叠(图5，部分(a)-(c))。这是由于地层水被滤液水的取代不会在NMR响应中产生任何可检测到的差异而引起的。作为对比，在烃饱和区域(图6)中，来自近处(曲线1)和深处(曲线2)测量中的响应明显不同。同样，这是因为在近井眼区域中烃被水滤液的取代更容易发生而引起的。应注意的是，在部分(a)中，NMR响应的差异比部分(b)和(c)中的更明显。部分(b)和(c)具有更短的WT，其不足以使大多数烃完全极化。因此，在部分(b)和(c)中检测到的信号更可能来自快速弛豫的地层水，因此，近处(曲线1)和深处(曲线2)测量之间的差异更小。
图6中部分(a)的测量是以8秒的WT来得到的，其足以使大多数核类完全地极化。因此，在这两个测量(曲线1和2)中可检测到大部分核类。从曲线1(近处测量)和曲线2(深处测量)的比较中可看出，深处测量包括更长T2的物质，其很可能是烃。实际上，烃模拟参数选择成可模仿轻油(1cp)。因此，这是采用本发明的方法来将T2的对比用于推断烃的存在的一个示例。
油基泥浆的情况更复杂一些。在这种情况下，天然油可完全或部分地被油滤液代替。然后必须检测两种不同类型的烃之间的差异，而不是如水基泥浆的情况那样检测烃和水之间的差异。然而，如果在油基泥浆滤液和天然烃之间在其组分中存在足够的差异，并且不同测量体积具有足够不同的相对量的天然和钻井流体，那么此技术仍适用。
图7-9分别显示了三种情况下的近处(曲线1)和深处(曲线2)DOI的NMR响应的模拟结果，这三种情况是用油基泥浆钻井时可能遇到的情况，即水区域、轻油区域和中等粘度的油区域。采集序列参数与如图5和6所示以及如表1所示的模拟中的相同。
图7显示了水区域的模拟结果。图8显示了含有轻油(0.3cp)的区域的模拟结果。图9显示了含有中等粘度油(20cp)的区域的模拟结果。同样，部分(a)，(b)和(c)分别对应具有较长WT、较短WT和较长TE的模拟。在各种情况下，地层孔隙度为20p.u.，并包括来自T2分布中心在5ms处的约束流体的6p.u.。对于烃区域模拟(图8和9)来说，假定一些残油留在近处DOI体积中，并且深处测量基本上检测到更高的油饱和度。流体饱和度和烃粘度的详细情况提供于附表中。油基泥浆滤液作为具有较窄T2分布的1cp的油。
图7显示了深处测量(曲线2)的缓慢衰减分量具有与近处测量(曲线1)相当或更小的T1值。这从部分(a)和部分(b)之间的比较中可明显看出。从此结果中可以预测，这个区域并不含有轻质烃。采用MRF方法的测量(b)和(c)的定量分析表明，烃具有约1cp的粘度，说明烃信号可能是由泥浆滤液所引起。
图8显示了深处测量(曲线2)的缓慢衰减分量具有比近处测量(曲线1)明显更大的T1值。这个结论可从深处测量(曲线2)的信号幅度相对于部分(b)的近处测量(曲线1)相比明显减小的事实中得出。由此可推断，存在着轻质烃或较大孔隙的水(较长T1)。这一结论可通过用部分(c)所示的较长回声间延迟(TE)的测量来进一步证实，其显示了一种快速衰减，表明具有较长弛豫时间的流体具有较高的扩散常数。仅根据NMR数据很难在轻质油和大孔隙水之间进行区分。然而，在许多所关注的实际情况下，大孔隙/空穴被忽略，例如这样的NMR响应可被解释为轻质烃。或者，可将其它测量(例如电阻率)与本发明的方法相结合，以在轻质油和大孔隙水之间进行区分。
参考图9，仅根据如部分(a)和(b)所示的测量，具有中等粘度油的此区域的NMR响应与水区域(图7)的那些NMR响应类似。然而，部分(c)中的测量表明在较深DOI处存在着大量的缓慢扩散流体。这一观察与水区域的情况不符，在水区域中在较深DOI处预计有大量的快速扩散流体。采用MRF方法的数据定量分析表明，与近处DOI相比，在较深DOI处具有较高的烃粘度(虽然整体的烃饱和度未明显变化)。这一结果与存在着已从近处DOI体积中部分地涌出的中等粘度油或重油相符。
图10A和10B显示了井的径向轮廓。此轮廓是由能够进行多频率采集的仪器来得到的。可采用两个不同频率来探测两个DOI(浅和深)。图10A显示了NMR孔隙度(曲线1和2分别对应于浅和深的DOI)。显然，在井的下半部分中，浅处测量的孔隙度比深处测量的孔隙度明显更低，这表明微粒侵入到浅DOI中。应注意的是，井的上半部分被冲刷，这表示为浅处测量中的较高孔隙度，这是因为在浅DOI处可“看见”井眼。图10B显示了浅和深DOI处的T2分布。虽然具有微粒侵入的区域看起来具有更长的T2分量，然而此区域内的T2分布的幅度较低。在任一情况下，图10A和图10B之间的比较表示孔隙度是微粒侵入的更可靠的指数。
上述例子表明，流体饱和度的对比可通过在不同勘探深度(DOI)处进行的NMR测量组来检测和量化，并且从所观察到的对比中，可以推断出地层中烃的存在，或是识别微粒的侵入。这些例子表明，横向弛豫时间(T2)、纵向弛豫时间(T1)、纵向与横向弛豫时间之比(T1/T2)、扩散速度(D)及其组合的对比可用于检测不同DOI处的流体饱和度的偏差，而孔隙度和T2的对比可用于检测微粒侵入。任何采集序列如CPMG、扩散编辑的脉冲序列、IR-CPMG、SR-CPMG及其它可探测NMR响应中的偏差的采集序列均可用于得到这些对比。
虽然上述例子表明可从NMR测量的比较中不经转换就得到有用的结果，然而本领域的技术人员可以理解，所得测量也可转换以提供可用于预测地层中的烃存在的NMR参数(如T1、T2和T1/T2)分布。特别是，能够提供各流体成分的NMR参数分布的MRF方法在此方面最有效。
用于检测泥浆滤液侵入的本发明方法在用水基泥浆钻井的情况中尤其有用。在这种情况下，在不同DOI处检测到的NMR响应中的任何差异均可推断出烃的存在。通过慎重地选择采集参数，例如通过将乘积TE×G限制为对不同DOI的相应测量来说均相似，则扩散效应可相对于场梯度偏差归一化。
对于油基泥浆来说，通过将不同DOI处的NMR响应与不同状态下的预期响应相比较，就可以识别出不同的状态(水区域、轻质油区域、中等油区域、气体)。例如采用MRF的数据的定量分析可用于帮助说明此响应。
图11显示了根据本发明的一个实施例的方法的流程图。首先，获取第一DOI处的NMR测量(显示为101)。此获取可采用任何适于所需对比(如T1、T2、T1/T2或D)的脉冲序列。这些脉冲序列包括上述序列CPMG或其变型、DE脉冲序列、IR-CPMG和SR-CPMG。接着，采用相同的脉冲序列和相似的采集参数来获取第二DOI处的另一NMR测量(显示为102)。优选将采集参数保持为对第一和第二NMR测量来说相同，但回声间延迟(TE)例外，其最好可变化以使乘积G×TE对两个测量来说均相同。如上所述，这是用于将不同梯度处的扩散效果归一化，并方便两个NMR测量之间的比较。然而，如果乘积G×TE对不同DOI处的测量来说不相同，此方法仍适用。对于检测微粒侵入来说，优选第一和第二NMR测量采用相同的参数，使得测量值可直接用于得出整体NMR孔隙度或自由流体体积，或者是T2分布。虽然图11显示了只涉及在两个不同DOI处进行的两个测量的最简单的方案，然而本领域的技术人员可以理解，可采用超过两个测量来实现相同目的。
一旦得到这些测量，就将它们进行比较，以分析在不同DOI处是否存在着流体饱和度(流体成分)或所选NMR响应参数(例如NMR孔隙度、自由流体体积、T1、T2或D)的对比的任何差异(显示为103)。同样，比较可根据测量数据(例如，自旋回声序列)并不经转换地进行。或者，可转换这些测量数据以提供用于比较的NMR响应参数(例如T1、T2、T1/T2和D)分布。转换可包括采用MRF方法(“磁共振流体表征方法”)。
然后流体饱和度中的任何差异可用于如图5-9所示地推断地层中烃的存在，而任何自由流体体积差异或T2分布的差异可用于推断微粒的侵入。对流体饱和度中任何差异的具体解释肯定取决于所用钻井泥浆的类型，还取决于预期的地层性质。
虽然采用本发明方法的不同DOI处的NMR测量的对比检测可作为存在烃的可靠表示，然而检测对比的失败并不就意味着不存在烃。许多因素会引起这种失败。例如，NMR体积的整个范围的有效冲刷将引起不同DOI之间的零对比或降低的对比。类似地，非常浅的或受阻碍的侵入(重油、焦油、沥青)也会引起不同DOI之间的较低对比。
虽然已经采用了一些实施例来介绍了本发明，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，也可设计出不脱离如这里公开的本发明范围的其它实施例。例如，虽然本发明的实施例在上述例子中显示了只采用两个DOI测量，然而本领域的技术人员可以理解，也可采用多次DOI测量。另外，本发明的实施例可用绳索起下工具以及LWD或MWD工具来进行。此外，本发明的实施例可与其它类型的测量相结合。因此，本发明的范围只由所附权利要求来限定。
权利要求
1.一种用于探测被井眼穿过的地层中的含烃区域的方法，包括获取至少两个核磁共振测量，各所述至少两个核磁共振测量均从离所述并眼为不同径向深度处的勘探体积中得到；和通过比较所述至少两个核磁共振测量来确定所述地层是否含有烃。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，获取所述至少两个核磁共振测量采用了选自Carr-Purcell-Meiboom-Gill脉冲序列、扩散编辑的脉冲序列、反转恢复的Carr-Purcell-Meiboom-Gill脉冲序列以及饱和恢复的Carr-Purcell-Meiboom-Gill脉冲序列中的脉冲序列。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，各所述至少两个核磁共振测量通过除回声间延迟时间之外均基本上相同的参数来获得。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，对于各所述至少两个核磁共振测量来说，所述回声间延迟时间和所述勘探体积处的磁场梯度的乘积基本上相同。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，比较所述至少两个核磁共振测量包括推导至少一个核磁共振参数的分布。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述至少一个核磁共振参数包括选自纵向弛豫、横向弛豫、纵向弛豫与横向弛豫之比、视孔隙率和扩散常数中的一个。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，比较所述至少两个核磁共振测量包括从各所述至少两个核磁共振测量中推导出视孔隙率；和比较来自各所述至少两个核磁共振测量中的视孔隙率。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定包括推导出各所述至少两个核磁共振测量的流体饱和度。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，各所述至少两个核磁共振测量的流体饱和度的差异表示了在所述地层中烃的存在。
10.一种用于对被井眼穿过的地层进行核磁共振测井的方法，包括提供可在所述井眼中运动的核磁共振仪；获取至少两个核磁共振测量，各所述至少两个核磁共振测量均从离所述井眼为不同径向深度处的勘探体积中得到；和通过比较所述至少两个核磁共振测量来确定所述地层是否含有烃。
11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，获取所述至少两个核磁共振测量采用了选自Carr-Purcell-Meiboom-Gill脉冲序列、扩散编辑的脉冲序列、反转恢复的Carr-Purcell-Meiboom-Gill脉冲序列以及饱和恢复的Carr-Purcell-Meiboom-Gill脉冲序列中的脉冲序列。
12.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，各所述至少两个核磁共振测量通过除回声间延迟时间之外均基本上相同的参数来获得。
13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，对于各所述至少两个核磁共振测量来说，所述回声间延迟时间和所述勘探体积处的磁场梯度的乘积基本上相同。
14.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，比较所述至少两个核磁共振测量包括推导至少一个核磁共振参数的分布。
15.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，所述至少一个核磁共振参数包括选自纵向弛豫、横向弛豫、纵向弛豫与横向弛豫之比、视孔隙率和扩散常数中的一个。
16.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，比较所述至少两个核磁共振测量包括从各所述至少两个核磁共振测量中推导出流体饱和度。
17.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，比较所述至少两个核磁共振测量包括从各所述至少两个核磁共振测量中推导出视孔隙率；和比较来自各所述至少两个核磁共振测量中的视孔隙率。
18.一种用于探测井眼周围的地层中的微粒侵入的方法，包括获取至少两个核磁共振测量，各所述至少两个核磁共振测量均从离所述井眼为不同径向深度处的勘探体积中得到；和通过比较所述至少两个核磁共振测量来确定是否发生了微粒侵入。
19.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，所述至少两个核磁共振测量通过基本上相同的参数来获得。
20.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，比较所述至少两个核磁共振测量包括推导出选自自由流体体积、孔隙度和约束流体体积中的一个参数。
21.根据权利要求18所述的方法，其特征在于，比较所述至少两个核磁共振测量包括推导出横向弛豫时间分布。
全文摘要
一种用于探测被井眼穿过的地层中的含烃区域的方法，包括获取至少两个核磁共振测量，各所述至少两个核磁共振测量均从离井眼为不同径向深度处的勘探体积中得到；以及通过比较所述至少两个核磁共振测量来确定该地层是否含有烃。一种用于探测井眼周围的地层中的微粒侵入的方法，包括获取至少两个核磁共振测量，各所述至少两个核磁共振测量均从离井眼为不同径向深度处的勘探体积中得到；以及通过比较所述至少两个核磁共振测量来确定是否存在微粒侵入。
文档编号G01V3/32GK1484044SQ03154059
公开日2004年3月24日 申请日期2003年8月12日 优先权日2002年8月12日
发明者R·弗雷曼, N·J·赫顿, R 弗雷曼, 赫顿 申请人:施卢默格海外有限公司