专利名称：核磁共振测井中用于储层流体特征描述的方法和装置的制作方法
技术领域：
一般来说，本公开涉及井下核磁共振(NMR)的装置、数据处理和解释方法，用于评价区域的特征，尤其是用于检测和量化地下区域中的含气地层。
背景技术：
NMR测井技术用于调查可能含水、油和/或气藏的地下区域。化学元素的原子核具有特征角动量(自旋)和磁矩，通过检测和分析原子核对所施加磁场的反应，可以导出特定原子核的若干特征。存在外部施加的静磁场(B0)时，原子核自旋被磁化并使自身平行于B0场排列。通过对磁化的原子核施加特定频率的射频(RF)脉冲串，产生的脉冲RF磁场(B1)使所述自旋偏离B0场方向倾斜或翻转。如果RF频率(ω)基本匹配NMR的条件(ω＝γB0)，其中γ是旋磁比，那么第一脉冲(本文称为A脉冲)再定磁化方位以开始进动，随后的脉冲(本文称为B脉冲)产生自旋回声信号。典型情况下，称为CPMG(Carr-Purcell-Meiboom-Gill)序列的RF脉冲序列用于测井。
在A脉冲结束时，所述自旋朝向与B0场垂直并以拉莫尔频率(ω＝γB0)围绕B0场方向进动，横向磁化以横向视张弛时间常数(T2)相位后移，该常数也称为自旋-自旋间张弛时间。自旋的重复倾斜和张弛。
若干现有方法使用双等待时间测井记录和气和其他层内流体之间的T1衬度进行气检测和气饱和度评价。一种这样的方法依据的假设是，水信号在短等待时间和长等待时间TW都被完全极化，但是气信号仅仅被部分极化。所以两者之间的差异仅仅来自气的贡献。不过，如果在NMR检测的敏感区中共存着三种态相，尤其是在地层中存在缓慢张弛的水信号和轻油或油基泥浆滤出液时，检测可能是困难的或有限的。为了进行T1估计而采集和处理多等待时间数据的其他方法采用了使用回声求和方式改进质量的测井数据，在部分极化的信号全都是气时更有用。不过，对于用OBM(油基泥浆)钻的井，由于OBMF(油基泥浆滤出液)后来入侵到敏感区中，或者对于包含大孔隙水或轻油的地层，使用这种技术辨别气，信号的可信度降低了。因此，为了使用现有技术，需要熟练的人工解释。所以在本技术领域需要克服这些缺点的稳健的NMR检测分析方法。
发明内容
实施例包括的方法用于获得与核磁共振(NMR)测井工具的邻近区域有关的所关注的参数，所述NMR测井工具能够产生用于进行地下测井的磁场B和磁场梯度G以及脉冲序列，所述区域的原子核经受脉冲化NMR技术后，产生NMR数据，所述区域的原子核的特征是具有纵向张弛时间T1分布和横向视张弛时间T2app分布。响应所述NMR数据，定义了R分布为R＝T1/T2app，根据二维反演模型，T2app和R分布连同所述NMR数据以分开的面元进行处理，提供了R对T2app的信号强度图，它表示与所述区域有关的所关注参数。响应所述图上某高强度信号在T2app值等于或大于第一T2app阈值且等于或小于第二T2app阈值的第一范围内，并且在R值等于或大于所定义的R阈值的第一范围内，识别所述区域内存在轻烃。
本发明的另一个实施例包括用于检测和量化地下区域中的轻烃的方法，所述区域邻近能够产生适于进行地下测井的磁场和场梯度G以及脉冲序列的核磁共振(NMR)测井工具，所述区域的原子核经受脉冲化NMR技术后，产生NMR数据，所述区域的原子核的特征是具有纵向张弛时间T1分布和横向视张弛时间T2app分布。从所述区域采集NMR数据，并且响应所述采集的NMR数据，定义了R分布为R＝T1/T2app，根据二维反演模型，T2app和R分布连同所述NMR回声数据以分开的面元进行处理，提供了作为所述区域中原子核的特征的R对T2app的信号强度图。响应所述图上某高强度信号的位置，识别所述区域中的含气区。轻烃信号在所述图上由高强度信号出现在R值的第一范围和T2app值的第一范围中表示，而液相信号在所述图上由高强度信号出现在R值的第二范围和T2app值的第二范围中表示。
本发明的进一步实施例包括用于检测和量化地下区域中的轻烃的核磁共振(NMR)测井装置。所述装置包括能够向地下区域施加静磁场梯度的场梯度发生器、能够向所述区域施加磁脉冲序列的信号发生器、能够响应所述磁场梯度和所述磁脉冲从所述区域中的原子核接收信息的信号接收器、配置为处理所述收到信息的处理电路以及可由所述处理电路读取、存储着为了实践本发明的方法实施例而由所述处理电路执行的指令的存储介质。在某实施例中，接收与所述区域有关的NMR数据，并且响应所述收到的NMR数据，定义了R分布为R＝T1/T2app，根据二维反演模型，T2app和R分布连同所述NMR数据以分开的面元进行处理，提供了作为所述区域中原子核的特征的R对T2app的信号强度图。响应所述图上某高强度信号在T2app值等于或大于第一T2app阈值且等于或小于第二T2app阈值的第一范围内，并且在R值等于或大于所定义的R阈值的第一范围内，表示所述区域内存在含气区。响应对于T2app的任何值所述图上高强度信号具有的R值等于或者大于但基本接近1，表示所述区域内存在液相物质。
参考附图，在附图中相同的附图标记相同 图1描绘了实践本发明实施例的示范测井装置； 图2和图3描绘的图形表达展示了根据本发明实施例的密度函数f(T2app，T1)与g(T2app，R)之间的关系； 图4A和图4B描绘了根据本发明实施例的信号强度函数g(T2app，R)的示范解； 图5描绘了含气区测井T1和T2app对比的可能观测结果的图形表达，其中含气信号的存在需要这两种测井的对比； 图6描绘了根据本发明实施例的对二维信号强度图像图g(T2app，R)应用的截止阈值Rc的图形表达； 图7描绘了根据本发明实施例的重建一维T1和T2app分布的图形表达； 图8描绘了根据本发明实施例的方法流程图； 图9描绘了根据本发明实施例的类似于图4A和图4B的测井曲线2D NMR图像。
具体实施例方式 本发明的实施例提供了核磁共振(NMR)测井方法和装置，用于对地下区域施加磁场脉冲序列，以便对该区域进行磁激发，方式为使数据处理方法能够从NMR测井数据识别和量化轻烃。二维反演方法用于从使用多等待时间(TW)采集的NMR测井数据获得T1/T2app对T2app比值的图像，它由信号强度图表示。不过，本文公开的实施例不限于使用多等待时间。对于检测和量化轻烃比如气和反凝析物，本技术尤为有用和稳健。在另一个实施例中，它也能够用于检测碳酸盐地层中是否存在大空洞。
本发明的实施例在散射反差大因而T1/T2app反差也大的情况下尤为有用。因此本发明的实施例可用于从液体，比如油和水中辨别气。在示范实施例中，不是采用分别反演一维T1和T2张弛时间，或者联合反演二维T1和T2张弛时间，而是将认识到T1/T2app对T2app的直接反演提供了显著的优点。
第一，气与液体之间的高T1/T2app反差提供了T1/T2app对T2app图像(图)上的突出特征。第二，通过选择频率(及由此的磁场梯度)和/或回声间时间(TE)，气的T2app被限制到狭窄的范围，例如从大约40毫秒(msec)到大约150msec。因此，T1/T2app对T2app图像上的气信号位置总是被精细地限定，显著地简化了数据解释。第三，若干物理约束比如T1/T2app可以更容易地应用，以便降低某些噪声造成的不确定性。不仅如此，往往难以根据预定的时间(即面元)从T1和T2构建T1/T2app比值，因为反演假象和噪声效应使得逐面元计算近乎不可能。因此，面元至面元的比值最多仅仅对气井可行，其中气信号的有效量是明显的。有利的是，即使在气饱和度相对较低时，本文公开的技术也可行。此外，即使在回声数据的噪声相对较大(例如在盐饱和泥浆的井中)时，采用本文公开的反演处理方法的示范实施例也效果良好。本发明进一步的实施例使T1谱能够从恢复的T1/T2app和对应的T2app谱重建。
后文将采用以下术语 D流体的扩散率。
G磁场梯度。一般来说，G是NMR工具的场梯度。对于典型的测井工具，比如Baker Hughes公司出品的MREXSM工具，G是依赖频率的。不过，依赖频率的G不是必需。在某实施例中，NMR测井工具具有的磁场梯度G大约20或30高斯/厘米。
T1纵向张弛时间。
T2横向视张弛时间。
T2app视T2，其中1/T2，app＝1/T2，int+1/T2，diff。
T2bulk体积T2，以体积状态测量的T2张弛时间。对于不润湿的流体，1/T2bulk≈1/T2，int。
T2diff由于梯度场扩散造成的附加T2衰减，其中1/T2diff＝(γ·G·TE)2D/12。
T2int固有T2，1/T2，int＝1/T2bulk+1/T2surf。
T2surf表面T2，T2张弛时间的表面贡献。
TE回声间时间，两个相邻回声之间的时间。在某实施例中，NMR测井工具具有的回声时间间隔大约1毫秒。
TW等待时间，先前数据采集事件中采集的最后数据与具有相同频率的当前数据采集事件的第一激发脉冲之间的时间。
γ旋磁比。
图1是适于检测和量化地下区域中轻烃的核磁共振(NMR)测井装置100的示范实施例。在示范实施例中，装置100包括磁场和场梯度发生器105，比如永久磁铁，例如，RF信号发生器110，共振电路和接收器115，处理电路120和存储介质125。在示范应用中，测井装置100通过电缆135、滑轮140、驱动轮145和地表装备150悬挂在井孔130中，地表装备150控制着电缆135的起降动作，如控制线155所示。装置100可以通过控制臂160压向井孔130的一侧。场梯度发生器105能够向地下区域施加静磁场梯度G，通常表示在165。信号发生器110能够向区域165施加磁脉冲序列，信号接收器115能够从区域165的原子核接收信息，尤其是核磁共振信息，以响应来自场梯度发生器105的磁场梯度和来自信号发生器110的磁脉冲。该区域的原子核经受脉冲化NMR技术后，产生NMR回声数据，特征是具有纵向张弛时间T1分布和横向视张弛时间T2app分布。在实施例中，来自信号发生器110的脉冲和在信号接收器115收到的信息由处理电路120控制并处理。由处理电路120可读取的存储介质125存储着由处理电路120执行以便实行本发明方法实施例的指令，现在将更详细地讨论这些指令。
以CPMG采集序列观测的NMR响应(M)可以按照T1和T2app表示为 式中二重积分对全部时间T2app和T1进行积分，t表示采集当前回声的时间，等于相邻回声之间的时间(TE)乘以回声下标(以下讨论)。
在(1)式中，全部流体张弛性质都嵌入在二维张弛分布函数f(T2app，T1)中。根据T1和T2app的定义，有T1≥T2app。在本发明的示范实施例中，这个约束是以变量R引入的，其中R＝T1/T2app，从而(1)式的响应函数能够变为
式中g(T2app，R)定义了信号强度函数，使用以下将更详细讨论的二维数值反演方法求解。
图2和图3描绘了展示密度函数f(T2app，T1)与g(T2app，R)之间关系的图形表达，其中定义了矩形模型域，使得它们包括示范的一流NMR测井工具的测井应用中出现的最常见流体性质。通过对比以类似底纹模式标注的170、175、180三个等效流体性质范围，可以看出这两个模型之间的转换。在图2和图3描绘的示范实施例中，可以描绘含气的水润湿孔隙层，其中水的部分由T1(w)＝30msec、T2diff(w)＝300msec表示，气的部分由T1(g)＝3000msec、T2diff(g)＝200msec表示。应用早先呈现的术语关系，水和气的部分的T2app值可以计算为T2app(w)＝(300×30)/(300+30)＝27.3msec，T2app(g)＝(200×3000)/(200+3000)＝187.5msec。应用R＝T1/T2app的定义，得出R(w)＝1.1，R(g)＝16。在图2和图3中由水的填充椭圆185和气的空心椭圆190展示了在T1对T2app图和R对T2app图上这些典型流体的位置。可见为了跨越相同的流体范围，R对T2app表达在y轴维度需要的模型参数少得多，有效地针对由于典型井下NMR观测中不同TW值的数目有限造成的分辨率问题。
(2)式可以表示为数值形式
式中比值R＝T1/T2app展开为
在(4)式中，变量k定义为k＝T1/T2int，对于测井中所关注的流体，k近似等于1，从而引起R与区域165中流体的扩散率D有关。由于Dgas＞＞max(Doil，Dwater)，对于液相信号R＝T1/T2app接近1，而对于气相信号却比1大得多。作为气液之间这种突出特性的结果，本发明的实施例对于识别气尤为有用。
在(3)式中，“i”下标是指第i个T2app张弛时间，“j”下标是指第j个T1(R×T2app)张弛时间，“k”下标(回声下标)是指在(t＝k×TE)或(tk)采集的第k个回声，“l”下标是指第l个等待时间(TWl)。矩阵mij是指信号强度函数g(T2app，R)的解图。
从(3)式可见，本发明的实施例可以采用多等待时间(TW)数据。不过，替代实施例也可以采用单一TW数据。
(3)式的求解产生矩阵mij的数值，涉及的二维(2D)反演处理方法产生T1/T2app对T2app分布的图225，如图3、图4A和图4B所示。相反，传统的一维(1D)反演处理方法仅仅计算视T2。如同在1D方法中需要设置T2inti面元和扩散率Dj面元，本文公开的2D方法的实施例也需要分别预定T2appi面元和比值(R＝T1/T2app)j面元，由(3)式的下标表示。
通过独立地对待T1/T2app和T2app参数，这些未知量变为一般参数(面元)，而不是将它们连接到各个流体类型。因此，在参数域中而不是在反演阶段进行本发明的流体类型解释。因而本发明的实施例不同于基于正演模拟的反演技术，比如SIMET(多回声序列的同时反演)。
一旦确定了R＝T1/T2app和T2app的分布，通过应用以下矩阵方程，R和T2app的分布可以用于产生T1分布，其中矩阵参数以粗体描述， T1＝RT2app (5) 根据下式使用mij(T2appj)可以从T2appi重建T1分布的功率密度函数pj 将(3)式变为矩阵方程有 d＝A*m (7) 式中 di＝M(t，TW)i＝M(tw(n)，TWn)i (8) 式中di包括从多回声序列可以采集的全部回声，即 式中W(l)是第l个回声序列的长度，w(n)是第n个回声序列的第w个单元。对于给定的第i个T2app张弛时间，mij解图的第j个单元变为 mj＝g(T2app，R)j＝g(T2app，n，Rv)j (10) 式中 式中U(l)是对应于第l个R的T2app向量的长度，u(v)是第v个R的第u个T2app值。为了确保(3)式与(7)式之间的一致性，应用于(7)式的(3)式的指数项可以写为
从以上论述将会认识到(8)式表示所观测的NMR回声数据Mi，它组成了(7)式的左端，mj表示g(T2app，R)j的未知强度，它在(7)式的右端。所以，为了求解mj，必须将(7)式的两端乘以(11)式的二维矩阵Aij的逆。它的求解产生对于每个第i个T2app信号强度图mij的第j个值。
由于NMR测井数据中存在噪声以及矩阵A的病态性质，(7)式的求解可能具有挑战性。为了有助于适当地求解矩阵m，根据下式对反演模型应用正则化非负最小平方公式表达，它减小了随机噪声效应并提供了模型对数据的更光滑曲线拟合 对于m≥0 (12) 在(12)式中，符号“‖‖”表示其向量变元的欧几里德模(即矩阵变元的最大奇异值)。(12)式的第一项‖Am-d‖来自(7)式，表示最小平方部分，通过使模型矩阵m适应数据矩阵d而使不吻合最小化。(12)式的第二项α‖Wmm‖是正则化项，对通过使模型矩阵m适应数据矩阵d而达到高于仅仅模型和数据的最小值“min”水平的解进行惩罚，从而使解更加稳定、光滑。
根据相对便宜的初步非约束反演的结果估计正则化参数α，使得它平衡不吻合(第一)项和稳定器(第二)项的贡献。它在更低成本下产生的α估计结果类似于众所周知的L曲线或S曲线方法。矩阵Wm体现了有关期望解的附加信息，下面将更详细地讨论。正则化和最小平方最小化的方法不限于具体算法，并采用公知的技术。
为了选择有用且稳定的解，定义了(12)式中的稳定器项使得Wm非奇异。在示范实施例中，它或者是单位矩阵，或者是n阶导数算子，迫使解小和/或光滑。不过，在NMR测井应用中，往往期望从含噪声较多的数据努力获得谱分辨率高的解。通过使用聚焦稳定器，基本思路如以下介绍，可以实现这样的明显特性。典型情况下通过光滑的稳定器获得初始解，再排除非常小的元素ms＜ε·max(m)。然后，以Wm(k，k)＝max(m)/mk运行第二最小化过程。小mk引起第二步骤的稳定器中大的权重，迫使该具体元素更小。重复此过程，直到没有进一步的元素被排除，仅仅保留贡献显著的那些元素。在应用这个过程时，应当注意避免过度聚焦，仅仅保留一个或几个元素。做到这一点可以通过定义不同的终止准则，或者通过应用附加的边界约束，现在将要介绍。
本文介绍的实施例采用具有T2app作为维度之一的2D反演方法，因为直截了当地关系到标准的1D T2app谱，所以具有超过那些涉及T2int方法的突出优点。同样通过选择性地控制数据采集参数(比如频率和TE)，气的T2app可预测地控制在通常出现的T2app范围的中部。在这个T2app范围内水的扩散效应通常不大。g(T2app，R)沿着R的求和理论上符合从单一完全极化回声序列得出的T2app谱。所以，可以构建对应的2D参数之和需要与容易获得的T2app分布相同的约束。换言之，在垂直方向二维强度图225之和对于T2app轴受到约束，使得它与对应的标准一维T2app分布相同。这种约束不仅用作聚焦的反演中有用的边界约束，而且也使1D和2D反演方法的结果一致。这种边界约束方法称为1D约束。
从2D反演方法实施例得出的示范结果是一组2D图像，类似于图4A和图4B中描绘的图像，它可以表示为颜色、灰度、高低密度散点、变化的阴影交线或任何其他可视地规定的模式。在图4A和图4B中描绘的示范实施例中，来自g(T2app，R)的解的信号强度——也称为解图225——关于颜色编码的图像强度比例绘制和展示，红色表示信号强度高，蓝色表示信号强度低。注意，图4A展示了气信号195，而图4B展示了油信号200。因为气的R值既高于油也高于水，所以气信号在存在时出现在2D图件中间的顶部(见图4A)。如果所关注的区间仅仅有液信号，亮点(高信号强度)接近2D图件的底部(见图4B)。2D图像上气信号(沿着T2app轴的)横向位置取决于气的性质(例如干还是湿)，环境(例如温度和压力)和气体成分(例如甲烷还是乙烷)，以及实验条件(例如频率和TE)。对于以公知的标准PoroPerm+Gas序列采集条件采集的数据，气信号通常显示在64msec到256msec之间的T2app范围内。水信号的位置取决于孔隙结构，油信号的位置取决于粘度。
除了R图件，沿着T2app测井记录还可以绘制重建的T1测井记录。以下的表1为如何从T1与T2app测井记录之间的对比识别气信号提供了指南。
表1 图5展示了含气区在T1与T2app测井记录对比上的可能观察结果，其中气信号205的存在需要这两种测井记录的对比。如同对于图4A和图4B，图5的展示可以表示为颜色、灰度或任何其他可视地规定的模式。
除了一维T1和T2app测井记录的定性观测结果，在二维表达中和/或在T1和T2app测井记录中气液相的清楚分离可以用于定量分析气液填充的孔隙体积和对应的饱和度。
通过对R≥Rc所定义域中的强度进行求和，可以获得气的视体积，其中Rc定义为R的截止阈值。定义截止值Rc的准则是使具有的R值等于或大于Rc的高强度信号分类为轻烃信号，而具有的R值小于Rc的高强度信号分类为液相信号。通过对由R等于或大于Rc所定义的图225域中轻烃信号强度求和，确定区域165中气体视体积(VT)。根据以下公式，通过对气体视体积(VT)应用氢指数校正(HIg)，获得实际气体积，从而定义HI校正的孔隙体积 HIg＝Vg/VT (13) 通过对由R＜Rc所定义的图225中强度求和，确定区域165中液体孔隙体积，需要时可以应用氢指数校正。通过对(HI校正的)实际气孔隙体积和液体孔隙体积求和，获得区域165中的总孔隙度。气饱和度是HI校正后孔隙体积和总孔隙度的函数，通过采取实际气体积与总孔隙体积的比值而确定。
图6展示了对g(T2app，R)的2D信号强度图像图225应用截止阈值Rc 210。通过考虑井孔温度、井孔压力、区域中气体成分、采集参数G和TE以及观测噪声，计算参数域的边界和Rc值。由采集回声序列所用的TE和场梯度值G以及温度和压力可能影响的流体性质，确定T2app界限。例如，MR ExplorerSM(MR ExplorerSM是BakerHughes公司出品的核磁共振裸井有线测井工具)的典型T2app具有的数据范围在0.5与2048msec之间。典型情况下，体积模拟所用的离散化密度选为2的平方根，但是不限于这个数。
在R上限的计算中，期望限制R方向未知数的数目，使得它们不显著超过不同等待时间(TW)的数目。不过，期望在R上限显著超过最高的预期流体R值，使得气体信号充分地与流体信号分离。由于T1≥T2app，所以R的最小值总是1。
作为实例，在利用6个不同等待时间(TW)的典型PoroPerm+Gas采集中，期望不同R值的数目不大于9。使用与T2app相同的面元增量，获得Rmax的值＝16，它为气体信号与大多数液相信号分离留下了足够的空间。在TE≤0.6msec的情况下，大多数液相信号具有的R值几乎总是低于4至6。在实施例中，选定Rc为10，所以具有R值≥10的信号强度表示气相物质，而具有R值＜10的信号强度表示液相物质，如图6所示。
现在参考图7，通过沿着指向1维图215、220的箭头230、235的方向对2维强度图进行求和，可以从2D强度图225获得一维T1和T2app分布215、220。例如，通过关于T2app轴以垂直方式(箭头235)对二维强度图225进行求和，可以确定一维T2app分布220，而通过从T2app轴以对角线方式(箭头230)向着R轴对二维强度图225进行求和，可以确定一维T1分布215。在图7中，由涂黑的椭圆240、245和250描绘高强度信号。一维表达可以用于获得标准的NMR可传递量，比如MCBW(MR泥束缚水)、MBVI(MR总体积残余)、MBVM(MREX总体积可移动量)、MPHS(MR总孔隙度)、MPHE(MR有效孔隙度)和MPRM(MR渗透率)。同样，T2app和T1分布可以重建到测井记录中，以响应按照深度在某深度上已经确定的分布。
在实施例中，响应T2app张弛时间小于大约512msec、T1张弛时间等于或大于大约512msec并且等于或小于大约8192msec的高强度信号，从重建的一维T2app和T1分布可以确定区域165中含气区的存在。
T1过程对张弛非常快的流体成分比如CBW和某些BVI不敏感，因为应用的短TW的数目有限。然而T2app总是产生更准确的CBW和BVI信息。因此，推荐使用基于T2app的而不是基于T1的CBW和BVI。
根据以上讨论，将认识到本发明的实施例包括NMR测井工具100，能够产生用于进行地下测井的磁场梯度G、脉冲回声时间间隔TE和脉冲等待时间TW，并能够实践图8的流程图中描绘的方法300。
参考图8并按照本发明的实施例，采集(305)NMR回声数据(本文也称为与测井有关的NMR测井数据)，根据(4)式定义(310)R分布，根据(3)式和(7)式通过沿着NMR回声数据作为分开的面元处理(315)T2app和R分布，产生(320)信号强度图225，应用来自(11)式的二维矩阵A的逆求解矩阵m。(以图3、图6和图7的展示形式和以图4A和图4B的数值解形式描绘的)最终信号强度图225通常表示与区域165有关的所关注参数，在某实施例中特别表示区域165内存在着轻烃，如图4A所示。根据本文关于区域165中气相和液相物质R对T2app特征所公开的教导，有可能从图225上高强度信号的位置识别(325)轻烃的存在。在某示范实施例中，参考图4A，表示区域165内含气区的气体信号出现在图225上T2app值等于或大于大约16msec而且等于或小于大约256msec的第一范围以及R值等于或大于大约10的第一范围之内。在另一个示范实施例中，图225上表示的轻烃信号具有的T2app值等于或大于大约64msec。在进一步的示范实施例中，参考图4B，表示区域165内液相物质的液相信号出现在图225上对于任何T2app值，R值等于大约1之处。根据不同的图特征，含气区可以识别为含反凝析物或干气。
本发明的示范实施例也包括测井记录形式的R对T2app的NMR图像的2D显示，现在将参考图9进行讨论。在本文中，术语测井记录形式是指NMR测井数据相对于测井工具深度的几种显示的序列，每种显示称为一条轨迹。在图9中展示了NMR测井记录的轨迹1-6，轨迹1-5显示了测井业内公知的典型曲线，而轨迹6显示了根据本发明实施例的一系列图225。注意，R对T2app的各幅图像(图)(本文也称为帧)由白线分开，每幅图像都表示由两条白线之间的距离定义的实际深度间隔的中点对应的数据。不过，本发明的实施例不限于仅仅显示中点数据，也可以包括对该深度间隔的数据进行的其他分析结果的显示，比如平均值。通过提供测井记录形式的R对T2app的2DNMR图，不难识别区域165中轻烃信号的存在，如图9的轨迹6上该系列图225的帧7中矩形部位255所示。
正如前面的讨论，装置100的实施例可以包括处理电路120和存储介质125，其中存储介质125可由处理电路120读取并且存储着由处理电路120执行的指令，以便执行根据先前讨论的实施例的方法300。不过，人们将认识到由装置100观测的数据可以在装置内处理，也可以在装置外处理。例如，本发明的实施例可以在装置100包括本地存储介质125，而在地表装备150处包括远程处理电路120。本发明的另一个实施例可以在地表装备150包括远程存储介质125和远程处理电路120，通过例如沿着电缆135延伸的硬连线(未显示)进行通讯连接，或者通过无线通讯模式。所以，本发明的实施例不限于所采集数据的本地处理。
考虑到以上讨论，本发明的实施例的实施形式可以是实践这些过程的计算机实施的过程和装置。本发明的其他实施例的实施形式可以是计算机程序代码，包含的指令记录在有形介质中，比如软盘、CD-ROM、硬盘驱动器或可以提供计算机程序产品的、计算机可读的任何其他存储介质，所述计算机程序代码加载到计算机中并由其执行时，所述计算机变为实践本发明的装置。本发明进一步的实施例的实施形式可以是例如计算机程序代码，无论是存储在存储介质中、加载到计算机中并由其执行，还是通过某种传输媒介传送，比如电线或电缆，通过光纤，或者通过电磁辐射，所述计算机程序代码加载到计算机中并由其执行时，所述计算机变为实践本发明的装置。在通用微处理器上实施时，所述计算机程序代码的若干片段配置所述微处理器，以创建专用的逻辑电路。可执行指令的技术效果是产生g(T2app，R)信号强度图，具有地下区域处原子核的特征，以便响应图上高强度信号的位置，识别所述区域中的含气区。
虽然已经参考若干示范实施例介绍了本发明，但是本领域的技术人员将会理解，在不脱离本发明范围的情况下可以作出多种改变，等效要素可以取代原来要素。此外，可以做出许多修改，以适应本发明教导的具体情况或材料而不脱离其实质范围。所以，意图在于本发明不限于作为实施本发明所预期最佳模式而公开的具体实施例，而是本发明将包括落入附带的权利要求书范围内的全部实施例。另外，术语第一、第二等的使用并不表示任何次序或重要性，而是术语第一、第二等用于区分一个要素与另一个。不仅如此，术语一个等的使用并不表示数量限制，而是表示存在所引用物品的至少一个。
权利要求
1.一种用于获得与核磁共振(NMR)工具探查的区域有关的所关注的参数的方法，所述NMR工具能够产生用于探查所述区域的磁场B和脉冲序列，所述核磁共振工具响应磁场梯度G，所述区域的原子核经受所述脉冲序列，所述区域的原子核的特征是具有纵向张弛时间T1分布和横向视张弛时间T2app分布，所述NMR工具能够响应所述原子核而产生NMR数据，所述方法包括
响应所述NMR数据，定义R分布为T1/T2app的函数，根据反演模型，以独立的面元处理T2app和R分布连同所述NMR数据，提供表示所关注参数的R对T2app的信号强度图，以及响应所述图上T2app和R各自分别限制在所定义范围内的所定义强度信号，识别所述区域内的所关注参数。
2.根据权利要求1的方法，其中
所述T2app的范围包括16毫秒msec的第一T2app阈值和256msec的第二T2app阈值；以及
所述R的范围包括等于或大于10的数值。
3.根据权利要求1的方法，其中
所述NMR工具能够产生大约30高斯/厘米的磁场梯度G以及大约1毫秒的回声时间间隔TE。
4.根据权利要求1的方法，进一步包括
响应所述图上具有R值等于或者大于但基本接近1的所定义强度信号，识别所述区域内液相物质的存在。
5.根据权利要求1的方法，进一步包括
定义截止值Rc，使得具有的R值大于Rc的所定义强度信号分类为轻烃信号，而具有的R值小于Rc的所定义强度信号分类为液相信号。
6.根据权利要求5的方法，进一步包括
通过对所述图上由R等于或大于Rc所定义的域中的轻烃信号强度进行求和，确定所述区域内气体的视体积；以及
通过对所述气体的视体积应用气体氢指数校正，确定所述区域内气体的实际体积，从而定义HI校正的孔隙体积。
7.根据权利要求5的方法，进一步包括
通过对所述图上由R小于Rc所定义的域中的信号强度进行求和，确定所述区域内液相孔隙体积；
通过对所述HI校正的孔隙体积与所述液体孔隙体积进行求和，确定所述区域内的总孔隙度；以及
确定气饱和度为所述HI校正的孔隙体积与所述总孔隙度的函数。
8.根据权利要求1的方法，其中，所述图包括将信号强度表示为T2app和R的函数的单元，并且进一步包括
通过关于T2app轴以垂直方式对二维强度图进行求和，确定一维T2app分布；以及
通过从T2app轴以对角线方式向着R轴对二维强度图进行求和，确定一维T1分布。
9.根据权利要求8的方法，进一步包括
重建所述一维T2app和T1分布到测井记录中，以响应按照深度在某深度上已经确定的分布。
10.根据权利要求8的方法，进一步包括
响应T2app张弛时间小于大约512毫秒、T1张弛时间等于或大于大约512毫秒并且等于或小于大约8192毫秒的所定义强度信号，识别所述区域中含气区的存在。
11.根据权利要求10的方法，其中
所述识别含气区的存在包括按不同的图特征识别反凝析物和干气。
12.根据权利要求1的方法，进一步包括
为了减小随机噪声效应并提供模型对数据的更光滑曲线拟合，对反演模型应用正则化非负最小平方公式表达。
13.根据权利要求8的方法，进一步包括
将关于T2app轴在垂直方向二维强度图的和约束为与对应的标准一维T2app分布相同。
14.根据权利要求1的方法，其中，所述二维反演模型根据以下公式
式中
M表示所述NMR回声数据，
T表示相邻回声之间的时间乘以回声指数，
TW表示等待时间，
g(T2app，R)表示解图。
15.一种包括计算机可读介质的计算机程序产品，所述介质中实现了计算机可读的程序代码装置，所述计算机可读的程序代码装置能够实施权利要求14的方法。
16.根据权利要求1的方法，进一步包括
以测井记录形式显示一系列R对T2app的2D NMR图像。
17.一种包括计算机可读介质的计算机程序产品，所述介质中实现了计算机可读的程序代码装置，所述计算机可读的程序代码装置能够实施权利要求16的方法。
18.一种用于检测和量化的核磁共振(NMR)工具探查的区域内的所关注参数的方法，所述NMR工具能够产生用于探查某区域的磁场和脉冲序列，所述核磁共振工具响应场梯度G，所述区域的原子核经受所述脉冲序列，所述区域的原子核的特征是具有纵向张弛时间T1分布和横向视张弛时间T2app分布，所述NMR工具能够响应所述原子核而产生NMR数据，所述方法包括
采集所述NMR数据；
响应所述采集的NMR数据，定义R分布为T1/T2app的函数，根据反演模型，以独立的面元处理T2app和R分布连同所述NMR数据，以及提供作为所述区域中原子核的特征的R对T2app的信号强度图；以及
响应所述图上所定义强度信号的位置，识别所述区域中的含气区；
其中，轻烃信号在所述图上由所定义强度信号出现在R值的第一范围和T2app值的第一范围中表示；以及
液相信号在所述图上由所定义强度信号出现在R值的第二范围和T2app值的第二范围中表示。
19.一种核磁共振(NMR)装置，用于检测和量化区域中所关注的参数，所述装置包括
能够向所述区域施加磁场梯度的场梯度发生器；
能够向所述区域施加磁脉冲序列的信号发生器；
能够响应所述磁场梯度和所述磁脉冲从所述区域中的原子核接收信息的信号接收器；
配置为处理所述收到信息的处理电路；以及
存储介质，可由所述处理电路读取，存储着由所述处理电路执行的指令，用于
接收与所述区域有关的NMR数据；
响应所述收到的NMR数据，定义R分布为T1/T2app的函数，根据反演模型，以独立的面元处理T2app和R分布连同所述NMR数据，并产生作为所述区域中原子核的特征的R对T2app的信号强度响应所述图上所定义强度信号在T2app值的第一范围内并在R值的第一范围内，表示所述区域内存在含气区；以及
响应对于T2app的任何值所述图上所定义强度信号具有的R值等于或者大于但基本接近1，表示所述区域内存在液相物质。
20.根据权利要求19的装置，其中，所述存储介质进一步存储由所述处理电路执行的指令，用于
以测井记录形式显示一系列R对T2app的2D NMR图像。
21.根据权利要求1的方法，其中
所述磁场梯度G是所述NMR工具固有的。
22.根据权利要求2的方法，其中
所述R范围包括等于或小于16的R值。
23.根据权利要求19的装置，其中
所述场梯度发生器能够施加静磁场梯度。
24.根据权利要求1的方法，其中
所述定义强度信号是高强度信号。
全文摘要
公开了一种方法和装置，用于获得与用于进行地下测井的核磁共振(NMR)测井工具的邻近区域有关的所关注的参数。所述区域的原子核经受脉冲化NMR技术后，产生NMR测井数据，所述区域的原子核的特征是具有纵向张弛时间T1分布和横向视张弛时间T2app分布。响应所述NMR测井数据，定义了R分布为R＝T1/T2app，根据二维反演模型，T2app和R分布连同所述NMR数据以分开的面元进行处理，提供了表示与所述区域有关的所关注参数的R对T2app的信号强度图。响应所述图上某高强度信号在T2app值的第一范围和R值的第一范围内，识别所述区域内存在轻烃。
文档编号G01R33/20GK101283291SQ200680027167
公开日2008年10月8日 申请日期2006年6月22日 优先权日2005年6月27日
发明者盖伯·G.·胡尔森, 陈颂华 申请人:贝克休斯公司