CN1193387A

CN1193387A - 采用扩散和弛豫测井测量技术评估地岩的核磁共振***和方法

Info

Publication number: CN1193387A
Application number: CN96196356A
Authority: CN
Inventors: G·R·科特斯; D·马尔顿; D·L·米勒尔
Original assignee: Numar Corp
Current assignee: Numar Corp
Priority date: 1995-06-26
Filing date: 1996-06-20
Publication date: 1998-09-16
Anticipated expiration: 2016-06-20
Also published as: US5696448A; CA2226010C; EP0835463A4; EP0835463B1; DE69629377D1; EP0835463A1; WO1997001772A1; CN1132019C; CA2226010A1; MX9800087A; DE69629377T2

Abstract

在本发明提出了关于水湿孔隙中油水混合物的扩散和核磁共振弛豫特性的简单的孔隙量级模型。除了使得对孔隙中混合流体的弛豫时间特性产生实际的理解之外,该模型还可以用于构成判读扩散测井数据的实用工具,即T2与D的相交曲线。将相交曲线上的数据点定位同时获得井孔附近的水饱和度和岩石孔径。对于轻油,表明T2主要是孔径的指示参数,而D主要由S_w控制。当油粘滞度和/或S_w降低时孔径“分辨率”降低。已经利用有限的数据对该模型进行了初步验证,将该模型应用于判读核磁共振测井数据是有前途的。本发明将孔径对孔隙流体的核磁共振响应的影响与流体饱和度对其的影响区分开的能力显示出T2与D测量组合方法相对于用于确定岩层中孔隙孔径和相关的储油层流体特性的标准T2测井方法的重要优点。

Description

采用扩散和弛豫测井测量技术评估地岩层的核磁共振***和方法

发明领域

本发明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***。更具体地说，本发明涉及一种有效的核磁共振测井***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。

发明背景技术

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S_w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S_wirr。实际上，可以假定岩层中石油或油气的饱和度S_o等于S_o＝1-S_w。显然，如果岩层中的孔隙空间中完全由水充满，即如果S_w＝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S_wirr，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 Rocks：Tl 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(S_w＝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***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。

发明概要

所以，本发明的目的是提供一种***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。

本发明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***和方法。

本发明的再一个目的是提供一种核磁共振***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。

本发明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。

根据本发明的一个实施例，这些发明目的以及其它发明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***和方法来实现的。本发明的这种***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。

下述的本发明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发明，在这些附图中：

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，表示根据本发明的一个实施例用于进行井孔扩散测量的装置。

图3为根据本发明的一个具体实施例构成的***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表示用于本发明的优选实施例中的MRIL^测井仪的勘测特性。

图5A和图5B表示根据本发明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分别表示根据本发明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D₀经过归一化处理的、作为时间平方根函数的限制扩散系数D，和对该函数的早期近似。

图8A-图8C表示随着自由流体孔隙空间从100％水饱和度变化到残余水饱和度T2的分布变化。

图9表示本发明的水-油混合物模型。根据水湿孔隙表面的假定，假设水在位于球形孔隙中央的油滴周围形成一层“水套”。

图10为一方块图，表示根据本发明方法的一个优选实施例的一系列处理步骤。

图11表示根据本发明方法通过改变石油及水混合物的模型参数获得的一组T2-D/Dow相交曲线。

图12A-C表示在Sw＝1时测得的累积T2分布；对于两种不同粘滞度的石油Sw＝Swi。

图13A、B分别表示根据相对于较轻和较重石油计算出的T2-D/Dow相交曲线对于图12所示样品的T2和D测量值。

图14表示该模型在扩散测井数据分析中的一种可能应用。所示的测井实例为加拿大西部砂石层中的一个浅井。

图15表示T2和石油粘滞度之间的相互关系，按照本发明方法可以利用这种相互关系根据T2-D测量值估算粘滞度。

优选实施例的详细描述

参照图1，如图所示在具有利用本发明方法和装置进行勘测的结构的岩层12中有一个井孔10。在井孔中有一台测井仪16，它由绕经滑轮20和22的一根电缆18悬吊着，电缆的位置由一台电动机24控制。

测井仪16的上部包括遥测电子部分26、伽马射线检测电子部分28和磁共振成象(MRI)电子部分30。在测井仪的底部悬吊着一个MRI探头32以向周围的地质岩层施加激励信号。激励场通常具有圆柱形状，图中以参照标号34表示。可以用于探头32的改进装置和测量方法记载于以下的美国专利中：US-4710713、4717876、4717877、4717878、5212447。5280243、5309098和5412320，上述专利都由本发明的受让人所拥有。这些专利的内容实际上是结合在本申请中的。

设备

现在参见附图2，该图以相对典型的方式表示了根据本发明的一个优选实施例用于进行核磁共振井孔扩散系数测量的装置。该装置包括一个第一部分106，这一部分需要下降放入井孔107中以检测井孔附近物质的性质。

第一部分106包括一个磁体或者一组磁体108，其可取的是在勘测空间109内产生基本均匀的静磁场。该第一部分106还包括一个在勘测空间109中产生RF磁场的RF天线线圈116，该RF磁场基本垂直于静磁场。

一个或多个磁场梯度线圈110在勘测空间109中产生磁场梯度。可取的是，对于磁场的这一附加作用具有与基本均匀场平行的场方向，并且具有基本均匀的磁场梯度，通过开关流经线圈110的直流电流可以或者不可以施加或关闭该梯度场。构成部分106的磁体108、天线116和梯度线圈110也被称为探头。

天线以及发射器/接收器(T/R)匹配电路120通常包括一个谐振电容器、一个T/R转换开关和至发射器和至接收器的匹配电路，并且与一个RF功率放大器124和一个接收器前置放大器126相连。电源129提供磁场梯度发生线圈110所需的直流电流。所有上述的单元通常都包含在一个贯穿井孔的外壳128中。此外，上述单元的一部分也可以放置在地面上。

方块130所指示的是测井仪的控制电子部分，其中包括一台计算机50，其向一个脉冲编程器60提供控制输出信号，该编程器接收来自变频RF源36的一个RF输入信号。脉冲编程器60控制变频RF源36以及RF激励器38的工作，该RF激励器接收来自变频RF源36的一个输入信号，并输出到RF功率放大器124。

RF接收器前置放大器126的输出传输到一个RF接收器40，该接收器接收从一个移相器44输入的信号。移相器44接收来自变频RF源36的输入信号。接收器40经由带有一个缓存器46的A/D转换器输出到计算机50，以提供用于进一步使用和分析的所需测井输出数据。脉冲编程器146控制梯度线圈电源129，使电流流通或者中断，从而根据计算机50的指令产生静磁场或脉冲磁场梯度。上述设置在地面上的仪器中的某些或者全部单元都可以设置在地下。

图3为根据本发明的一个具体实施例构成的***的方块图，它表示了用于控制数据采集、所采集数据的处理和测量结果的显示的各个功能块部分。在图3中，MRI电子部分30包括一个MRI探头控制器和脉冲回波检测电路。从检测电路输出的信号由数据处理器52处理以分析样品的弛豫特性。数据处理器52的输出提供给参数估值器54。测量周期控制器55向MRI探头提供适合的控制信号。经过处理的测井数据存储在数据存储器56中。数据处理器52与显示器58相连，该显示器能够提供一个或多个测量参数的图形显示，可能重叠在数据存储器56的显示数据上。实际上图3中所示本发明***的各个部分可以用硬件或者软件实现，或者由两者的任意结合实现。

测井仪的标定可以利用最佳选择和预先准备的实验室样品通过多维逆向分析来完成。这种逆向技术对于本领域技术人员来说是已知的，记载在例如下列文献中：Introduction to Statistical Pattern Recognition(K.Fukunaga，Academic Press，1972)；Statistical Concepts and Methods(Bhattcharyya & Johnson，Wiley & sons，1977)；Pattern Recognition-AStatistical Approach(Devijver & Kittler，Prentice Hall，1982)。在本发明的一个优选实施例中，测井仪是在一个水罐中，即在一个100％孔隙率状态下进行标定的。样品是掺有硫酸铜的自来水。所述的掺杂将水的T1弛豫时间从大约3秒缩短到大约200毫秒，而这又减少了每次实验之间所需的恢复时间，从而减少了标定测井仪所需的总时间。

图4表示用于本发明的一个优选实施例中的MRIL^测井仪的勘测特性。在如图所示氢的谐振直径处的静磁场强度B₀和梯度G适合于一个工作在720kHz、25℃的标准6英寸(15.24厘米)直径的测井仪。实际的参数B₀、G和谐振直径(勘测深度)取决于工作频率和温度。如图4所示，该测井仪在16英寸(40.6厘米)的标称勘测直径处产生大约17高斯/厘米的准线性梯度。在测井仪的梯度磁场中的自旋扩散对于更快的弛豫是有作用的，这在回波间隔TE₁较长的情况下更加明显。可取的是，用于扩散测井方法中的一对TE值包括了测井仪的最小TE值(在一个具体实施例中大约为1.2毫秒)和测井仪的一组标准值中的任何一个值(在具体实施例中为2.4、3.6和6毫秒的回波间隔)。如果需要的话也可以采用其它的回波间隔值。

固定梯度的NMR测量

根据本发明，可以利用固定梯度或者脉冲梯度扩散测量方法来获取所测量的参数如T2和D。现在参照图5A和5B进行介绍，这些附图分别表示了应用于本发明的一个实施例的RF脉冲和回波以及固定磁场梯度。简而言之，下面更加详细描述的这种井下测量技术包括测量Carr-Purcell-Meiboom-Gill(CPMG)自旋回波，其中有两个或多个测量参数是变化的。在一个优选实施例中，在连续测量过程中变化的参数为回波间隔TE。

一般来说，为了利用本发明的***获得所需测量参数的估计值，或者确定其值的范围，需要执行以下操作步骤：

1、施加一个静磁场对在井孔中给定区域内的物质的核自旋进行极化，从而使勘测区域产生整体磁化。该磁场和所生成的平行磁化方向沿垂直方向。

2、在勘测区域施加一个磁场梯度。这个梯度场可以是也可以不是第一步骤中所施加静磁场的一部分。

3、以预先选定的频率、宽度和幅值向勘测区域施加一个RF场使得至少一部分磁化位于相对于所述垂直轴的水平平面内。

4、确定勘测区域中物质的原子或分子可以在一个固定的梯度磁场中扩散的时间间隔t。

5、向勘测区域施加再聚焦RF脉冲。

6、重复步骤4。

7、检测NMR自旋回波。

8、根据回波幅值推算出扩散系数D或其上限值，或者自旋回波延迟T2或其下限值。

9、利用不同的t或磁场梯度强度至少重复一次步骤1到步骤7。

10、根据一部分或者全部实验的回波幅值推算出D和/或T2。

可以认识到，为了获得足够长的回波幅值数据串，可以重复多次步骤4到步骤7，从中可以求得更有意义的横向弛豫时间。

还可以进一步认识到，如果D或T2是已知的，则不需要步骤9和步骤10。在这种情况下，可以根据一次实验结果求出未知的T2或D参数。同样，如果已知D或T2对于回波幅值的延迟起主要作用，则也只需要一次实验。

重复实验和将测量读数积分以得到统计上有效和有意义的结果的优点也是可以认识到的。

还应认识到步骤5可以通过应用两个或多个脉冲来替代，其结合作用就是在步骤7中产生激励回波的核自旋的再聚焦，并且允许在这些脉冲之间的多次扩散。

在本发明的优选实施例中，在固定梯度扩散测量中变化的参数为回波间隔TE。首先分别处理在每个TE期间测量的自旋回波数据以得到一对弛豫时间分布，一个分布对应着一个TE值。然后通过将1)整个分布或2)对应于自由流体空间(FFI)的慢弛豫部分求平均而将每个分布收敛为一个特征弛豫时间值T2_R。然后根据弛豫率差值计算限制扩散系数D：

Δ {T 2}_{R}^{- 1} = T 2_{R}^{- 1} ({TE}_{1}) - {T 2}_{R}^{- 1} ({TE}_{s}) - - - - (1)

= \frac{D}{12} {(γG)}^{2} ({TE}_{l}^{2} - {TE}_{s}^{2})

其中TE_l和TE_s为TE测量对值中的长TE值和短TE值。方程1正是关于在每个TE期间扩散引起的弛豫率T2D^-1的两个Carr-Purcell方程之间的差值，

{T 2}_{D}^{- 1} = \frac{D}{12} {(γ \cdot G \cdot TE)}^{2} - - - - (2)

其中γ为旋磁比(对于质子＝2π×4258拉德/秒/高斯)。然后通过将方程2，其中参数D是根据在任一个TE期间的方程1估算出来的，替换成关于整个弛豫率T2_R ^-1的表示式，即

{T 2}_{R}^{- 1} = {T 2}^{- 1} + {T 2}_{D}^{- 1} - - - - - (3)

而计算出固有T2，其与TE无关。

因此可以利用方程1-3根据从两个不同的回波间隔的延迟信号估算出的弛豫率T2_R ^-1从而获得T2和D的估算值。

脉冲磁场梯度NMR扩散测量

现在参照附图6A和6B，其分别表示RF脉冲和回波以及磁场梯度序列，它们均应用于本发明的另一个实施例中。为了利用本发明的***求得所需测量参数的估算值，或者确定它们各自值的范围，需要执行以下步骤：

2、以预先选定的频率、宽度和幅值向勘测区域施加一个RF场，以使至少一部分磁化位于相对于垂直轴形成的水平平面中。

3、施加一个随时间而转换的磁场梯度脉冲，在其作用下勘测区域中的物质的原子和分子会发生扩散。一般来说脉冲幅值、宽度和频率为0.1-30高斯/厘米，相对于0.1-10毫秒。

4、向勘测区域施加一个再聚焦RF脉冲。

5、重复步骤3。

6、获取NMR自旋回波。

7、根据回波幅值推算出扩散系数D或其上限，或者自旋回波延迟T2或其下限。

8、利用下列变量中至少一个变量的不同值重复步骤1到步骤6：步骤3和5中的磁场梯度强度；步骤3和步骤5中的磁场梯度宽度；步骤3、4、5和7中的时间。

9、根据获得的NMR数据求出扩散系数和/或T2。

可以认识到，为了获得足够长的回波幅值数据串，可以多次重复步骤3到6，由此可以更有意义地求出横向弛豫时间。

还可以认识到，如果D和T2都是未知的，并且都不对延迟率起主要作用，则不需要步骤7。如果D或T2是已知的，则不需要步骤8和步骤9。在这种情况下，可以通过一次实验求得未知的T2或D。同样，如果已知D或T2对于回波幅值的延迟起主要作用，则也只需要一次实验。

还可以认识到，除了图3B所示的方波脉冲以外，其它的磁场梯度的时间相关性也是可以采用的。具体地说，如果脉冲梯度转换，梯度强度不一定减弱，可以采用正弦波的和其它相关性。

还应认识到步骤4可以通过应用两个或多个脉冲来替代，其结合作用就是在步骤6中产生激励回波的核自旋的再聚焦，并且允许在这些脉冲之间的多次扩散。

NMR扩散数据的分析

在恒定梯度的情况下，可以利用以下方程计算出扩散系数D：

a_{n} = {Ae}^{- nTE (1 / T 2 + D {(γTE)}^{2} / 12)}

或者在脉冲梯度情况下：

a_{n} = A e^{- n (TE / T 2 + D {(γδ)}^{2} (delea - δ / 2))}

其中A是在te→0或零时的信号幅值。A可以是已知的，也可以是未知的；

n为回波数；

a_n为所测得的幅值；

TE为实验者所采用的回波间隔；

T2为在勘测原地的物理和化学条件下液体的固有横向弛豫时间；在测量之前T2可以是已知的，也可以是未知的；

D为在勘测原地条件下流体的扩散系数。在测量之前D可以是已知的，也可以是未知的；

γ为同位素试验的旋磁比(对于氢为2π×4.26KHz/高斯)；

G为通过实验设置在勘测区域中施加的磁场梯度的幅值。G是已知的；

δ为磁场梯度脉冲的宽度；和

delta为在各个回波之前的两个磁场梯度脉冲之间的时间。

根据所测量的具体参数和可以应用的信息，可以考虑四种不同的情况：

I.勘测空间中液体的三个参数-A、T2和D中的两个是已知的。于是可以通过上述方程求得第三个参数。例如，如果已知A和T2，并且测得第一回波幅值a_l，则对于恒定梯度：

D＝[-TE/T2-ln(a_l/A)]*l2/(γ)²TE³

更多的回波，以及更多的重复测量值，可以提高这一结果的统计有效性。

II.幅值A是已知的，T2和D都是未知的，但是只要求获得D的上限值和/或T2的下限值。通过将TE/T2项用零代替，根据上述方程可以得到D的上限值。通过设定D＝0求得T2的下限值。这种限值在许多情况下，例如在根据D或T2甄别油气与水，或者区别轻油与重油时可能是非常有用的。

III.A是已知的或未知的，但是没有影响。记录若干个回波，并计算视在延迟率。作为一个实例，在恒定梯度的情况下，视在横向弛豫时间为：

T2_R＝[1/T2+D(γGTE)²/12]^-1

通过回波幅值a_n的测量值与其表示式

a_n＝Ae^-nc的最佳拟合方法可以求出该弛豫时间，其中C＝TE/T2_R，其中T2_R为拟合参数。

或者，通过将所有幅值用该回波的幅值，例如a_l相除，所得的比值可以由下式的右边表示：

a_n/a_l＝exp[-(nTE-TE)/T2_R]

提取公因子A，从上述关于T2_R、T2和D的方程可以求出D、T2或者它们的限值。再一次，将1/T2设定为零，并求解D可以得到D的上限值，将D设定为零可以得到T2的下限值。

或者，通过重复相同的实验至少两次，并改变下列参数：TE、G、delta或δ中的一个或多个可以求得T2或D或它们的限值。

IV.如果D和T2都是未知的，并且上述限值的近似程度不够，则应当在下列参数：TE、G、delta或δ中至少一个不同的条件下通过两次实验至少计算两次视在弛豫时间。在诸如本发明的优选实施例的情况下，梯度G也是场强的函数，因而是谐振频率的函数，谐振频率不同的两次或多次实验就足够了。

尽管将T2_R、T2和D之间的关系利用下列弛豫率参数重复写出不是必需的，但是很简洁：

R2_R＝1/T2_R 和

R2 ＝1/T2.该方程对于R2和D是线性的，即，在固定梯度实施例中：

R2_R＝R2+D(γGTE²)/12两次或多次不同的实验得到一组具有不同R2_R值的关于T2和D的线性方程。除了这组两个或多个方程，T2和D可以从得到这两个未知值的两个线性方程的显解，或者对于三个或多个不同实验的最佳拟合(诸如最小二乘法)求出。

应当认识到，可以通过从单一激励信号获取所有所需的数据而将上述类型的若干实验结合在一个实验中。这可以通过在一个序列中改变上述参数来实现。作为一个示例：前几个回波可以用一个固定的时间间隔隔开，而再几个回波则用另一个时间间隔隔开，等等。

已知在多孔介质中流体的限制扩散系数D是扩散时间的递减函数。图7表示作为时间平方根函数、并且相对于大量流体扩散率D₀归一化的限制扩散系数D。已经证明，在较短扩散时间里，从脉冲场梯度(PFG)NMR实验获得的D值可以由下式给出：

\frac{D}{D_{o}} = \frac{4 \sqrt{D_{o} t}}{9 \sqrt{π}} (\frac{A}{V}),

其中D₀为大量流体的扩散率，以及A/V为孔隙表面/体积比。方程4中的早期近似与作为时间t的函数的D的完全非线性特性之间的关系示意性地表示在图7中。

将PFG与扩散参数D的固定梯度NMR估算值比较并不复杂。问题是由于在后一种情况下的测量要用到两次形成时间(即两个TE)，一个t值不能定义为一个基本测量参数。相反，在PFG NMR检测中扩散时间是一个显参数；t只不过是梯度脉冲之间的时间。为了比较两种测量值，对于固定梯度实验，只能定义一个有效扩散时间t_eff。根据对方程3的直接分析，我们求得：

t_{eff} = \sqrt{{TE}_{l}^{2} - {TE}_{s}^{2}} - - - - (5)

应指出，t_eff是相对于较长TE加权的；例如，对于回波间隔对1.2毫秒、3.6毫秒，t_eff＝3.4毫秒。

方程5是忽略了由于测量过程中的强梯度和宽带宽引起的限制扩散和非共振效应的作用所得的近似表示。已经确定这些作用的修正相对较小，因而方程5对于实际的扩散测井数据分析来说是足够精确的。

NMR弛豫和扩散模型

由于有石油作为第二种孔隙流体存在，使得标准NMR判读方法的应用有些复杂，这种方法(明示或暗示)假定弛豫时间与孔隙大小(体积/表面比)成线性比例关系。根据本发明的一个优选实施例，将扩散与弛豫测量相结合使得可以将孔隙大小对于体弛豫时间特性的作用与变化的石油粘滞度的作用区分开来。更具体地说，这种结合使得能够利用下文中详述的一次测量同时估算出井孔流体饱和度和岩层孔隙大小。

从原理上说，首先考虑由两种不同成分，例如石油和水构成的复合流体的弛豫如何受到从充满水的岩层(S_w＝1)向具有残余水(饱和度)的石油岩层转变的影响。这种转变表示在图8A-C中，由图可见，T2分布随着自由流体孔隙空间从100％水饱和度(图8A)变化到残余水饱和度(图8C)而改变。图8B表示根据大量石油的弛豫特性确定的油类的T2分布。

从图8A-C所清楚看到的，一种岩层的测量或视在弛豫T2_R值唯一地反映出流体成分。当岩石中孔隙是水湿的，并且处于水饱和状态时，T2_R弛豫非常直接地表示了孔隙大小；在同一水湿孔隙中含有石油的情况下，由于T2_R也反映了大量石油的弛豫特性，所以测井数据的判读更加复杂。

根据以下所述的对于同一水湿孔隙中的石油和水混合物的NMR测量的简单孔隙模型可以对本发明有深刻的理解，这种理解有助于构成新颖的测井判读仪器。

图9表示所提出的模型，这是一个含有石油和水的球形孔隙。根据水湿孔隙表面的假设，假定水构成位于孔隙中央的油滴的水套。按照这个模型，改变水饱和度S_w的效果表现为油滴大小的增大或减小。球形孔隙中的水-油混合物具有一般由上述方程3所表示的弛豫率。重要的是，所测量的每种流体i＝W(ater)或O(il)的弛豫率T2_Ri ^-1是固有(与时间无关)弛豫率与扩散引起的(与时间有关)弛豫率之和，即

{T 2}_{Ri}^{- 1} = {T 2}_{i}^{- 1} + {T 2}_{Di}^{- 1} - - - - (6)

方程6表示水-油混合物因此将具有两种不同的弛豫率，即具有双指数延迟特性。如果可以利用方程6获得石油和水组分的各个弛豫率，则能够确定混合物特性的模型，如下文详细描述的。

下面讨论方程6的右边各项，我们首先假设石油的固有弛豫率等于体石油的弛豫率，即

{T 2}_{o}^{- 1} = {T 2}_{bulk oil}^{- 1} - - - - (7)

方程7为假设石油与水之间的交叉弛豫作用对于石油弛豫率的影响可忽略不计的情况下的数学表示。另一方面，水的固有弛豫率由下式给出：

{T 2}_{w}^{- 1} = {T 2}_{bulk water}^{- 1} + ρ_{2} (\frac{A}{V S_{w}}) - - - - (8)

其中A和V分别为孔隙表面积和体积，ρ₂为表面弛豫率。对于球形孔隙，A/V＝3/R，其中R是孔隙半径。将方程8中的S_w设定为1，则给出众所周知的T2与充水孔隙的孔隙大小之间的关系式。在S_w＜1的情况下，是在将快速扩散模型扩展到一部分孔隙体积被石油填充的情形的基础上使用方程8的。(在快速扩散状态下，在孔隙表面与大量流体的快速弛豫自旋之间存在借助于分子扩散进行的快速交换。快速交换使整个孔隙中的磁化均匀，因而导致只能观察到一种弛豫率。这个弛豫率是大量流体和表面弛豫率的体积加权弛豫率。)根据水湿条件的假设，水-孔隙界面面积不随S_w变化而变化。所以，方程8表明对于在部分孔隙中水的弛豫，相对的长度标度为u＝S_w(V/A)。

扩散对于所观察的各种流体的弛豫所产生的作用由Carr-Purcell方程表示：

{T 2}_{Di}^{- 1} = \frac{D_{i}}{3} {(γGτ)}^{2} - - - - (9)

其中D_i为流体i的有效扩散系数，γ为旋磁比，G为磁场梯度，τ为脉冲回波时间延迟(即CPMG脉冲序列中回波间隔TE的一半)。一般来说，D_i＜D_oi，即由于受到(固体)多孔介质和部分填充孔隙空间的其它(不相溶的)流体的扩散的限制，限制扩散率小于大量流体的扩散率。

通过对Mitra等人(Mitra，P.P.等人，Diffusion Propagator As A Probe ofThe Structure of Porous Media，Phys.Rev.Lett.，68,3555-3558，1992)介绍的对于限制扩散系数的短程扩散时间近似的简单扩展，将在石油和水中的限制扩散模型化。在水中，D/Do比由下式给出：

{(\frac{D}{D_{o}})}_{w} = 1 - β_{w} (\frac{1 + S_{o}^{2 / 3}}{S_{w}}) \frac{A}{V} - - - - (10 A)

其中

β_{w} = \frac{4}{9 \sqrt{π}} \sqrt{D_{ow} (2 τ)} - - - - (10 B)

S_o＝1-S_w为石油饱和度。在S_w＝1的情况下，方程10A收敛到Mitra(1992)的结果。参数β_w具有长度单位，表示水分子在回波间隔TE＝2τ期间产生的特性扩散长度。

石油的限制扩散系数由下式给出：

{(\frac{D}{D_{o}})}_{o} = 1 - β_{o} (\frac{1}{S_{o}^{1 / 3}}) \frac{A}{V} - - - - (11 A)

其中

β_{o} = \frac{4}{9 \sqrt{π}} \sqrt{D_{oo} (2 τ)} - - - - (11 B)

石油的D/Do(方程11A)表示与水(方程10A)不同的一种饱和度相关性，因为石油的扩散受到一个“反射”表面(油-水界面)的限制，而水的扩散受到两个表面，即油-水界面和孔隙壁的限制。

上述方程组提供了在各种流体中T2和D的一种新模型。石油和水都以其各自的T2_R弛豫时间产生弛豫，所述弛豫时间以不同的方式依赖于孔隙大小和饱和度。所以，相对于孔隙中混合流体所测得的信号通常表现为双指数延迟，即

echo (t) = S_{w} \exp (\frac{- t}{T 2_{RW}}) + (1 - S_{w}) \exp (\frac{- t}{T 2_{RO}}) - - - - (12)

根据本发明，可以利用方程12及方程6-11A，B模拟水湿孔隙中油-水混合物的作为饱和度、孔隙大小、和石油粘滞度(其控制T₂和D)函数、及在任意所需回波间隔对期间的自旋回波延迟。

具体地说，对于一个选定的水饱和度S_w，可以利用方程6计算出石油和水成分的模拟弛豫率T2_Ri ^-1。通过将从方程10A，B和11A，B得到的有效扩散系数Di值代替方程7、8和9中的值，可以确定这些弛豫率。接着，将计算出的弛豫率T2_Ri代入方程12，可以求得模拟NMR延迟信号，这个信号反映了岩层中油和水组分的物理特性和这些组分的比例。

然后，根据本发明，在上述的测量方法之后，将模拟延迟信号进行处理以计算出水-油混合物的视在固有弛豫T₂和扩散率D。可以在参数的一定范围内重复这种计算，可取的是，所述参数的范围对应于所勘测的地质岩层中流体的实际参数的范围。处理的结果可以很方便地表示为T₂与D的相交曲线，其中常数值表示两维T2-D空间中的直线。

如方程7-11A，B清楚表示的，为了计算出所需的弛豫率T2_Ri，需要代入NMR测井仪的参数，包括磁场梯度G和回波间隔TE。此外，需要测量，或求得流体参数D_oi、T2_i，bulk和表面张弛率p₂的估算值。在一个优选实施例中，为了简单起见，假设了一个球形孔隙模型，因此只有孔隙的半径R是一个独立参数。下面参照附图10更加充分地介绍NMR测井判读方法，所述图10为一方框图，表示根据本发明的一个优选实施例的处理步骤。

如图10所示，在一个优选实施例中，本发明的方法从步骤310开始，求得在蕴藏状态下的原油的T2和Do参数值。这些值可以利用对石油样品的实验室NMR测量得到，或者从所测得的石油粘滞度或石油重量估算出这些参数值。

在步骤320，设定NMR数据采集参数，包括回波间隔对TE_l，s、和作为工作频率f和测量温度T的函数的磁场梯度G＝f(f，T)值。

在步骤330，利用对岩心样品的实验室NMR测量值、来自水带的NMR测井数据，或者利用本领域所知的用于矿脉岩性学的标准值可以估算出岩石岩层的表面张弛特性。应当指出，在实际的测量中，可以交换步骤310、320和330的顺序或将它们结合。

在该方法的步骤340，设定T2-D处理方法，它包括对于每一间隔TE求得整个T2_R分布平均值的步骤。该平均值也可以利用部分的、自由流体的T2_R分布计算得到；并且根据T2_R分布求得T2和D分布。

在步骤350，对于S_w的不同范围值，计算出油-水混合物的T2和D/Do新模型。可取的是，可以用一个两维T2-D网格曲线表示这些结果，所述曲线可以显示在图3所示的显示器58上。最后，在步骤360，将从井孔测量所得的实际测量值与T2-D网格曲线中预先计算出的值比较，并用于同步求得测量点的岩层的实际水饱和度的估算值和孔隙半径R的估算值。如图10所示，在图3所示显示器58上，几乎可以实时地显示出中间结果和测量数据。此外，根据本发明的一个优选实施例，使用者可以在计算时将所测量数据与不同的模拟模型比较，这些模型可以相对于期望参数的各个范围预先确定并在进行NMR测量之前存储在数据存储器56中。

下面关于测井判读的内容和其后的示例更加详细地介绍了所述的本发明方法的实际应用。

T2-D测井判读模型

关于在单个水湿孔隙中包含的油-水混合物的扩散和弛豫的数学模型以及上面所述的参数测量技术直接导致一种新颖、实用的测井判读装置的形成，所述模型就是作为孔隙大小、饱和度、和油粘滞度函数的油-水混合物的T2-D的相交曲线。绘出归一化扩散系数D/Dow的曲线，其中Dow为水(在某一温度)的体扩散率，而不是D的曲线，以使数据相对于温度效应正则化。图11表示了这样的一组相交曲线。恒定饱和度和孔隙半径的等值线构成相交曲线图上的曲线网格；恒定S_w等值线为较陡的一组曲线。因此，在这样一个相交曲线图上定位一个数据点提供了仅仅利用NMR测井数据确定孔隙大小和井孔附近流体饱和度的一种方法。

图11所示T2与D相交曲线的等值线的位置和形状依赖于岩石和流体特性以及测量参数TE_l、TE_s和G。两个最重要的控制参数为表面张弛率ρ和石油的粘滞度v，该参数又决定了石油的T2和体扩散率Do参数。图11表示了在等值线图的标称范围内改变这些参数的效应。张弛率决定了S_w＝1线在网格中的位置；较大的ρ值将这条等值线下拉和偏向右侧。粘滞度决定了恒定孔径等值线的垂直位置和间隔。对于轻油到中等比重的石油，T2主要依赖于孔径，而D主要依赖于S_w。随着石油粘滞度增加，T2和D都下降，这产生了在低S_w端压缩网格的效应，进而降低了相交曲线对于孔径变化的敏感程度。注意，扩散率即使对于重油仍然保持作为一种实际的饱和度指示参数。在下面的示例中更详细地介绍了本发明的这种方法。

实例1

作为上面建立的模型的有效性的指示，利用一种市售的岩心分析仪，在G＝17高斯/厘米和32℃条件下，对三种类型的Benthein砂石芯棒样品(再饱和孔隙率＝23.0pu，Klinkenberg perm＝2240md)中的油和水进行了NMR测量。测量是以0.5至5毫秒之间的4个回波间隔针对两种饱和度水平1)S_w＝1和2)S_w＝S_wi＝5％(依重量确定的)进行的。两个残余饱和度状态样品是这样制备的，首先将最初为水饱和的芯棒离心分离到150psi空气-盐水毛细管压力，然后用油浸没。图12A表示在S_w＝1时测量的累积T2分布；在S_w＝S_wi时关于两种不同粘滞度石油的结果表示在图12B和图12C中。这些油的特性表示在下列表中。

32℃时石油特性

ID	粘滞度(cP)	T2(毫秒)	D(厘米²/秒)
ID	粘滞度(cP)	T2(毫秒)	D(厘米²/秒)	S3	28	551.	3.65×10⁸
S20	22	107.	5.06×10⁷	S3	28	551.	3.65×10⁸

表中所列的粘滞度是由供应商(Cannon Instrument.，Inc.StateCollege，PA)提供的，而表中所示T2和D值是通过NMR测量获得的。

当TE增加时由于扩散引起的向较短T2_R弛豫时间的偏移对于水饱和样品是最明显的(图12A)。含有较轻S3型油(图12B)的残余状态样品显现出较小的、但是清晰可见的偏移，特别是在两个较长的TE值(2和5毫秒)处。相反，含有较重的S20型油(图12C)的样品显现出非常小的偏移。在这些测试中使用的回波间隔的范围与在井孔测量中使用的回波间隔范围是可比较的。所以，图12A-C所示的结果表明，对于粘滞度大于10至20cP的石油，油中发生的扩散非常之慢，以致于无法用测井仪测量到。所以对于在包含这种重油的岩石中的油-水混合物所测得的扩散效应一定是仅仅由于水相中的扩散引起的。

通过将在所有四种回波间隔获得的测量值结合求得图12A-C所示三种样品的固有T2和D值。所用的求解方法与上述方法基本相同，但是有一点不同，就是利用了最小二乘法求解上面确定的关于两个未知的(T2和D)的四个Carr-Purcell方程(一个方程针对一个TE)构成的方程组。

关于所有三种Benthein样品的T2和D的结果逐点绘制在图13A，B图13A表示含有较轻的S3油的残余饱和度状态样品，而图13B表示有关重油的数据；在两个图中都表示出了S_w＝1点。所示网格是根据上表中所列的测量所得石油特性计算出的。所用的张弛率值(24微米/秒)是通过使在G＝0，TE＝0.5毫秒时测量的有关水饱和Benthein样品的T2分布与根据高压汞喷射获得的孔隙体积分布曲线匹配而确定的。

图13A和图13B所示关于Bentheim砂石岩中油水混合物的数据点与已知的芯棒中饱和度量值是一致的。Sw＝1数据点标出在正确的等值线附近，Swi数据点给出正确的Sw＝5％。实际上Sw＝1点位于相应的等值线的稍微外侧处。这可以表明用于计算该网格曲线的张弛率太低。另一种可能性是实验室数据是正确的，而该模型对于岩石中水的D值估计过低，其中数据是与Dow相等的，即扩散是完全不受限制的。如果给出在这些实验中所用的较短TE和Bentheim砂石岩的较大孔径，则对于D(方程4)的早期近似显然是有效的，因此该模型对D值估计过低的理由是不清楚的。

从含有S3油(图13A)的残余饱和度状态样品的T2和D值估算孔径也是具有物理意义的。在Sw＝1点所得的孔隙半径大约为50微米，这个值对于Bentheim砂石岩似乎是合理的。汞喷射数据表明在孔隙喉部半径为18微米处产生一个尖锐的峰值。所以，NMR和汞喷射都指出孔隙主体与喉部半径之比约为3，这也似乎是合理的。

实例2：测井数据

示本发明的方法用于分析扩散测井数据。所示实例来自加拿大西部砂石层的一个浅井。这些扩散测井数据是利用一个早期的测井仪获得的，采用了2，4毫秒TE对，工作在940千赫兹及G＝24高斯/厘米。测井间隔的特征在于采用了一个长转换区(915至925米)，将处于残余饱和度状态(910至915米)的薄油层与底层水区(图14B)分隔开。与利用常规的电缆测井所得数据一致(记录随纹1，2，3，图14B)，从上面的含有水层的纯净的、高渗透率(＞1达西)砂石层向位于油层的叠层/页岩砂石层方向储层质量逐渐降低。在这个实例(记录随纹4，图14B)中用于计算T2和D的测井数据推算出的弛豫时间是拟合回波幅值的限制双指数的缓慢下降分量(T2_R)。

利用对来自该储油层的石油样品所测量的大量石油的T2和D值计算出相交曲线(图14A)。这种原油是具有27-29API重量和0.94氢指数(利用NMR确定)的低油气比石油。在G＝0，TE＝0.5毫秒条件下所作的CPMG测量揭示出较宽的弛豫时间分布，T2_R分量从几个毫秒变化到几百个毫秒，由此推测反映了构成原油的油气分子重量的较宽范围。在这个井中底部温度为28℃，这个温度接近实验室测量温度(32℃)。所以所测量的石油的T2和D值是直接采用的，即在计算相交曲线(图14A)之前不对石油特性进行温度修正。

关于T2和D的结果在图14A中表示为相交曲线形式，在图14b中表示为测井曲线(随纹4，5)。在相交曲线上，利用不同的符号区分水层(+)、过渡层(o)、和油层(*)。这种编码方式使得这些数据点沿着横跨网格的一个对角线的循序渐进过程直观可见。与模型特性一致，随着深度和Sw下降，数据点向下和向左移动。

图中还表示出利用在网格曲线(图14A)上的内插点计算出的饱和度和孔隙半径(记录随纹6，图14B)。为了使标度一致，图中所示孔隙半径的单位为微米/100(即将曲线上的值乘以100得到以微米为单位的孔隙半径)。与已知的储油层地质学一致，计算出的孔径表明在纯净的水砂石层约为30微米的稳定值，而在油层中则逐渐下降到10至15微米范围。

这个实例还表明只使用T2测量值估算岩层孔径有可能产生错误。例如，仅仅利用过渡区的T2值(T2＝200毫秒)所得的视在孔径(对于球形孔隙＝3ρ×T2)约为10微米，而实际的孔径约为30微米。应当指出即使在相对较低的油饱和度情况下也会产生这种误差。

利用NMR方法获得的水饱和度(记录随纹6中的Sw-T2D，图14B)基本保持在过渡层和油层饱和度的大约75％，而根据一般孔隙率和深电阻率获得的Sw稳定地从较高值向接近油层的20％饱和度值下降。因此两条曲线之间的间隔指示出经过泥浆过滤进入NMR测井仪检测空间中的石油量。

为了更充分地理解本发明的范围，依次介绍了一些观测结果。例如，可以认识到气体的快速扩散性质使得目前难以测量与岩层中气体存在有关的参数。所以，上述方法主要是针对水-油混合物讨论的。但是，可以理解，所建立的模型可以直接扩展到包含与气体存在有关的分量，这使得能够利用相同的T2-D方法检测气体。

还应当认识到，假定知道三个岩层参数：孔径R、水饱和度S_w和油粘滞度中任何一个，就可以建立一个模型，其中T2-D测量值的结合能够同时获得其它两个参数的估算值。因此，虽然上面的讨论集中于R和S_w参数的确定，但是假设知道粘滞度，该方法可以很容易地扩展到其它两对估算值。

本发明的方法一般针对FFI孔隙空间。所以，与其它基于饱和度估算值的测井数据比较必需考虑到相关的测量容量。例如，在MRIL测量空间中的总含水量为FFI含水量加上总的束缚水量。关于这方面的其它细节可以在本发明的发明人之一提出的专利申请No.08/261542中找到。

本发明的方法还可以扩展到计算流体粘滞度的估计值，这个量值在Darcy流量方程中是一个重要参数。历史上，仅仅通过对流体样品的直接测量获得这个参数。上述的T2-D判读方法可以用于按照下述程序确定粘滞度。可以首先确定表征岩层中油类的T2值。然后将所确定的T2值相对于石油样品的粘滞度进行标定。再将其它的NMR测量参数T2值与经过标定的粘滞度比较，就可以直接给出所测量样品的粘滞度。更具体地说，如果水饱和度S_w相对较低，可以假设水油混合物的固有T参数近似等于油的T参数。于是可以直接利用T2与油粘滞度之间的相互关系估算出油的粘滞度。在图15中表示了这种相关性的一个实例。

在本领域中已知实验室数据显示出含水样品中的T2参数与岩层电阻率因数F和岩层固有渗透率之间的比值具有良好的相关性。现有技术的研究通常疏忽于没有考虑油气对于T2测量参数的影响。由于弛豫率T2和D/Do比都与孔径相关，即使在流体混合成分改变时也是如此，对于给定孔径的各种数据(与岩层渗透率相关)倾向于在根据本发明绘制的T2-D/Dow相交曲线中全部含水(S_w＝1)与残余饱和度S_wirr点之间形成一条作为两种流体成分变化比率的函数的线性轨迹。这个特征在上文中结合T2-D相交曲线中的恒定孔径线已经给予过讨论，并且表示在例如图13中。所以，可以相信本发明的T2-D相交曲线能够用于间接地估算出其它岩层参数，包括其渗透率。

上面所讨论的本发明***和方法的优选实施例主要涉及确定所勘测地质岩层的饱和度和孔隙孔径参数。在本领域众所周知这些参数可以用于获得关于岩层的其它信息，诸如其孔隙率、渗透率、生产率及其它。在现有技术中已经有人探讨过获得这类其它信息的方法，这里不再赘述。但是很显然，本发明的方法可以直接用于估算这类其它参数。

尽管已经结合优选实施例介绍了本发明，但是其目的并不是将本发明限制于所提出的具体形式，而是应当使本发明覆盖于在本发明的构思和范围内能够合理作出的各种改进、替换以及等价物，正如在所附的权利要求书所述的那样。

Claims

1、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。

2、如权利要求1所述的方法，其特征在于所述极化磁场梯度为固定值。

3、如权利要求1所述的方法，其特征在于所述极化磁场梯度是脉冲形式的。

4、如权利要求1所述的方法，其特征在于它还包括将所测量的核磁共振信号根据表示式

X (t) = S_{w} \exp (\frac{- t}{T 2_{RW}}) + (1 - S_{w}) \exp (\frac{- t}{T 2_{RO}})

模型化的步骤，

其中X为所测量核磁共振信号的幅值；

S_w为水饱和度；

T2_RW为所述地质构造中水成分的视在弛豫时间；和

T2_RO为所述地质构造中油成分的视在弛豫时间。

5、如权利要求4所述的方法，其特征在于所述地质构造中各种成分的视在弛豫时间由下式给出：

{T 2}_{Ri}^{- 1} = {T 2}_{i}^{- 1} + {T 2}_{Di}^{- 1}

其中i＝w表示水；i＝o表示油；T2_i为所述地质构造中相应成分的固有弛豫率；T2_Di为所述地质构造中相应成分的扩散引起的弛豫率。

6、如权利要求5所述的方法，其特征在于所述固有弛豫率可以利用表达式

{T 2}_{o}^{- 1} = {T 2}_{bulk oil}^{- 1}

{T 2}_{w}^{- 1} = {T 2}_{bulk water}^{- 1} + ρ_{2} (\frac{A}{{VS}_{w}})

计算出，其中A和V分别为孔隙表面面积和体积，ρ₂为表面张弛率。

7、如权利要求6所述的方法，其特征在于所述的由扩散引起的弛豫率可以利用表达式

{T 2}_{Di}^{- 1} = \frac{D_{i}}{3} {(γGτ)}^{2}

计算出，其中D_i为各种流体的有效扩散系数；γ为旋磁比；G为磁场梯度，τ为脉冲回波时间延迟。

8、如权利要求7所述的方法，其特征在于所述水成分和油成分的扩散系数由以下表达式给出：

{(\frac{D}{D_{o}})}_{w} = 1 - β_{w} (\frac{1 + S_{o}^{2 / 3}}{S_{w}}) \frac{A}{V}

该表达式适用于油，其中S_o＝1-S_w为油饱和度，以及

β_{w} = \frac{4}{9 \sqrt{π}} \sqrt{D_{ow} (2 τ)}

对于水表达式为

{(\frac{D}{D_{o}})}_{o} = 1 - β_{o} (\frac{1}{S_{o}^{1 / 3}}) \frac{A}{V}

其中

β_{o} = \frac{4}{9 \sqrt{π}} \sqrt{D_{oo} (2 τ)} .

9、如权利要求4所述的方法，其特征在于所述的地质构造的其它岩石物理学特性是在将所测量的核磁共振信号模型化步骤中建立的模型的基础上推算出来的。

10、如权利要求9所述的方法，其特征在于所述地质构造的一种其它岩石物理学特性为所述地质构造中的水饱和度S_w。

11、如权利要求9所述的方法，其特征在于所述地质构造的其它岩石物理学特性为所述地质构造中孔隙的视在孔隙半径R。

12、利用梯度核磁共振测井仪确定一种地质构造所含成分的一种***，它包括：

用于向一种地质构造施加一个预定长时间的极化梯度磁场的装置；

用于使用射频场激励所述地质构造中全部粒子的原子核的装置；

用于测量表征所述地质构造中全部粒子的自旋-回波弛豫的核磁共振信号的装置；

用于根据所述测量信号确定所述地质构造的横向弛豫时间T2值的装置；

用于根据所述测量信号确定所述地质构造的限制扩散系数D值的装置；和

用于根据所述的T2值和所述的D值推算地质构造的其它岩石物理学特性，并将所推算结果以人类可读方式显示出来的装置。

13、如权利要求12所述的***，它还包括：

用于根据以下表达式将所测得的核磁共振信号模型化的装置：

X (t) = S_{w} \exp (\frac{- t}{T 2_{RW}}) + (1 - S_{w}) \exp (\frac{- t}{T 2_{RO}})

其中X为所测量的核磁共振信号的幅值；

S_w为水饱和度；

T2_RW为所述地质构造中水成分的视在弛豫时间；和

T2_RO为所述地质构造中油成分的视在弛豫时间。

14、如权利要求13所述的***，其特征在于所述用于推算的装置包括用于根据利用所述将所测量的NMR信号模型化的装置所得的模型推算地质构造的水饱和度S_w的装置。

15、如权利要求13所述的***，其特征在于所述用于推算的装置包括用于根据利用所述将所测量的NMR信号模型化的装置所得的模型推算地质构造中孔隙的视在孔隙半径R的装置。

16、用于实施核磁共振测量的装置，包括：

用于向位于所述梯度磁场源外部的一种物质的所需位置施加磁场梯度的装置；

用于在施加磁场梯度的状态下进行至少一次核磁共振测量的装置，所述测量产生至少一个第一核磁共振回波信号和一个第二核磁共振回波信号；

用于根据至少第一和第二核磁共振回波信号的哀减检测扩散效应的装置；

用于确定扩散系数D的装置，所述用于确定的装置接收从所述用于检测的装置输入的信号；

用于确定弛豫时间T2的装置；和

用于根据所述的T2值和所述的D值推算出所述物质的其它特性，并且将推算出的特性以人类可读方式加以显示的装置。

17、如权利要求16所述的装置，它还包括：用于根据以下表达式将所测量的核磁共振信号模型化的装置：

X (t) = S_{w} \exp (\frac{- t}{T 2_{RW}}) + (1 - S_{w}) \exp (\frac{- t}{T 2_{RO}})

其中X为所测量核磁共振信号的幅值；

S_w为水饱和度；

T2_RW为所述地质构造中水成分的视在弛豫时间；和

T2_RO为所述地质构造中油成分的视在弛豫时间。

18、如权利要求17所述的装置，其特征在于所述用于推算的装置包括用于根据利用所述将所测量的NMR信号模型化的装置所得的模型推算该地质构造的水饱和度S_w的装置。

19、如权利要求17所述的***，其特征在于所述用于推算的装置包括用于根据利用所述将所测量的NMR信号模型化的装置所得的模型推算该地质构造中孔隙的视在孔隙半径R的装置。