CN1578914A - 面向对象的核磁共振测井方法和装置 - Google Patents

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Abstract

本发明是一种面向对象的NMR测井方法和装置。基于一个对象，构成综合测井程序的多个组成单元的组合可实现一组定义的测井对象。组成单元的例子是波列序列(413)，这些波列之间的间隔很短。组成单元的另一例子是CPMG序列(403)或改进的CPMG序列，其再聚焦角度介于90到180度之间。

Description

面向对象的核磁共振测井方法和装置
技术领域
本发明涉及一种采集核磁共振(NMR)测量结果以确定地层的岩石物理性质以及其中的流体性质的方法。具体而言，本发明涉及一种用于采集NMR数据的面向对象的方法。
背景技术
核磁共振现已应用到石油工业中，尤其是用于一些油井测井仪中。NMR仪器尤其用于确定孔隙空间的相对体积以及充填于地层孔隙空间内的流动流体的相对体积。例如，M.N.Miller等人在“SpinEcho Magnetic Resonance Logging：Porosity and Free Fluid IndexDetermination”(Society of Petroleum Engineers Paper no.20561，Richardson，Tex.，1990)中描述了利用NMR测量确定孔隙空间的分数体积和流动流体的分数体积的方法。Carl M.Edwards在1996年12月17日颁布的发明名称为“Signal Processing Method forMultiexponentially Decaying Signals And Application To NuclearMagnetic Resonance Well Logging Tools”的美国专利5585720中作了进一步描述，其受让人与本申请的受让人相同。在此通过参考将上述专利公开的内容结合进来。
利用对地层进行测井获得的核磁共振(NMR)数据而产生的精确驰豫图谱对于确定地层的总孔隙度和有效孔隙度、不可缩减水饱和度、以及渗透性非常关键。授予Chen等人、并且受让人与本申请的受让人相同的美国专利6069477论述了被流体饱和的岩石成分以及各种感兴趣的孔隙度。参照图1，岩石的固体部分由两部分组成，即岩体和干燥粘土。利用密度测井仪测得的总孔隙度对于总体积和固体部分而言是不同的。总孔隙度包括粘土结合水(CBW)，毛细结合水(也称不可减缩的毛体积或BVI)、可流动的水和烃。有效孔隙度、即生产工程师关心的量是后三部分的和，它不包括粘土结合水。精确图谱对于评价不可缩减的、可流动流体的体积来说也是必要的；一般由于各种原因观察到的部分孔隙度分布的失真将影响对这些量的评价。发生失真的原因主要是信噪比(SNR)差、NMR数据的时域分辨率差。
最常用的NMR测井采集和岩心测量方法采用利用CPMG(Carr，Purcell，Meiboom and Gill)序列的T2测量，Meiboom和Gill在“Modified Spin-Echo Method for Measuring Nuclear RelaxationTime”(Rev.Sci.Instrum.1958，29pp.688-691)中对此作了介绍。在该方法中，以固定的时间间隔、回波间隔(TE)收集任意给定的回波串中的回波数据。根据井下***勘探时的核物质的驰豫比，一般要采集几百到几千个回波来提取驰豫衰变样本。确定驰豫时间较长的轻油成分需要在确定CBW的同时采集几百ms的数据，它们衰变得很快，可利用10个回波那么小的回波序列进行。
现在已有大量NMR测井技术的例子用于获得地层和流体信息。在钻井的同时进行测量(MWD)的过程中，在一边钻探井眼、一边进行电缆测井的同时进行测量，在钻好井眼后得出测量结果。测井仪低至钻孔内，利用不同结构的磁体、发射线圈和接收线圈获得NMR信号。利用永磁体或电磁铁在地层中产生静态磁场。静态磁场与地层内与之相平行的核自旋方向对齐。利用测井仪上的发射器施加脉冲激励的RF电场，对脉冲激励的RF电场产生的核磁信号的变化进行分析，以确定地层性质。现有技术给出了在地层中产生RF电场的各种射频(RF)脉冲发生模式。最常见的脉冲发生模式是由下式表示的CPMG序列的变形。
(TWi，90±π/2，(τ，180，τ，echo)j)i             (1)
其中TW是等待时间，90是使得原子核自旋过大约90°角的翻转脉冲，180是让原子核自旋过大约180°角的再聚焦脉冲，回波是自旋回波。连续再聚焦脉冲之间的间隔为2τ，j是回波数，i表示基础脉冲序列的重复次数。授予Reiderman的美国专利6163153中教导了CPMG序列的一种变化，其中公开了采用翻转角小于180°的再聚焦脉冲。
钻井时间非常宝贵，因此电缆测井的总体对象是要在尽可能短的时间内获得能做出判断的数据。另一方面，MWD测井过程不包括任何附加钻井时间。但是，当能在给定时间内采集到更多的测量量时，数据质量就能得到改进。可发生变化的参数是采集频率和不同频率的数量、翻转角度、等待时间、CPMG序列中的脉冲数量、以及脉冲之间的间隔。正确评价驰豫时间较长的地层流体(例如气体储集层)需要较长的等待时间，而评价驰豫较快的成分(例如不可缩减流体(BVI)和粘土结合水(CBW))就需要较短的等待时间/较短的脉冲间隔。例如，受让人与本申请受让人相同的、Thern等人的美国专利申请09/396286、即现在的美国专利6331775讨论了利用双重等待时间的采集来确定地层中的气体饱和度。授予Kleinberg等人的美国专利5023551讨论了在测井过程中利用CPMG序列。授予Chen等人的美国专利6069477教导了利用不同脉冲间隔的脉冲序列确定CBW。一般要采集序列的相位交替对(PAP)来降低阻尼振荡和DC偏移的影响。
通常情况下，当测井仪具有静态场梯度时，可通过将不同频率下的采集叠合起来以加快采集。Taicher(美国专利6049205)和Chen等人的共同待审美国专利申请09/863568中都给出了这种方法的例子。
现有技术中NMR电缆测井仪的例子是Numar公司使用的、服务商标为MRIL的装置。它可在针对上述脉冲序列的参数作出不同选择的9个不同频率下工作。这些操作参数的正确选择要求知晓这些参数对采集数据的影响以及对如何将采集数据处理成感兴趣的岩石物理和地层流体参数的影响。在无需高昂培训的情况下，井站工程师经常没有作出这种选择的资格，因此，鉴于井站所面临的条件，NMR采集经常是在预选操作参数很少有机会修改的情况下进行的。但是，井站工程师经常能先验地知道可能要遇到的流体，并且通常能对地层类型和井下遇到的流体(例如基于钻头钻屑和/或其它测井记录)作出定性评价，然后决定需要从NMR测井记录中获取哪种信息。理想的是提供一种只要井站工程师指定了测井对象、就让井站所需的NMR测井参数的指标量最少的方法。这样的发明应当优选能够根据井下的实际条件调整采集。本发明满足了这种需要。
发明内容
本发明是一种面向对象的利用多频率NMR测井仪获得地层和/或其中流体的参数的方法。它能让井站工程师在知道少许NMR测井知识的情况下利用适合定义对象的综合测井程序采集NMR测井记录。基于这个对象，该方法从至少三个脉冲序列组成单元(buildingblock)中选择出至少两个组成单元的采集序列，所述至少三个组成单元每个都包括激励脉冲和再聚焦脉冲。采集序列分布在多个频率上，它可用于向测井仪上的射频(RF)天线输送脉冲，接着由地层产生自旋回波信号。将组成单元设计成可实现特定的测井对象，该对象是NMR测井总体对象的一部分。于是，构成综合测井程序的多个组成单元的组合实现一组定义的测井对象。组成单元的例子是波列(trainlet)序列，所述波列之间的间隔较短。组成单元的另一个例子是所谓的常规序列，它可以是CPMG序列或再聚焦角介于90°到180°之间的改进CPMG序列。
当对象是地层评价时，要确定的性质包括一个或多个以下参数：(i)总孔隙度，(ii)粘土结合水，(iii)有效孔隙度，(iv)不可缩减的结合体积(bound volume irreducible)，以及(v)渗透性。在本发明的优选实施例中，至少要用到三个频率。所用频率的数量是基于地层的T1和所希望的垂直分辨率。仅利用采集数据的子集就可确定地层参数中的特定参数。可利用序列的相位交替来降低阻尼振荡和基线效应。也可以采用附加频率。
在本发明的优选实施例中，当对象是地层评价和烃评价时，至少使用四个频率，并利用包括具有多个TE和TW的波列和常规序列的组成单元采集数据。TE和TW的数量根据烃的类型而变化。
当地层包括自旋点阵驰豫时间T1非常长的干燥气体或其它流体时，需要长序列来全面评价气体饱和度。于是本发明的方法采用位于多个频率上的子序列来获得与地层评价根本相关的数据，并采用插在子序列之间的等待时间较长的附加序列。
附图说明
图1表示充满流体的岩石的不同成分。
图2a，2b(现有技术)示意性地表示利用NMR数据确定驰豫时间。
图3表示本发明方法中的一个组成单元、波列序列。
图4a表示利用常规序列、短序列以及波列取平均(average oftrainlets)而采集的数据。
图4b表示将图4a的三组数据组合在一起的结果。
图5示意性的表示水和烃的自旋极化，它们是等待时间的函数；
图6a和6b示意性地表示一个频率和两个频率使用序列的相位交替对(PAP)。
图7示意性地表示在本发明的实施例中用于地层评价的三个频率的例子。
图8表示处于图7例子的三个频率上的PAP实施例。
图9表示处于图7例子的六个频率上的实施例。为了清楚起见，未示出PAP。
图10表示利用图9数据的子集确定有效孔隙度。
图11表示利用图9数据的子集确定粘土结合水。
图12表示利用图9数据的子集确定结合的不可减缩体积。
图13表示图9例子的变形实施例。
图14示意性地表示本发明中用于地层评价和烃评价的实施例。
图15示意性地表示本发明中用于地层评价和气体评价的实施例。
图16表示本发明中将波列与恒定分辨率的多频率脉冲序列结合使用的实施例。
具体实施方式
本发明的方法可用于任何适宜的NMR测井仪。授予Taicher等人的美国专利4710713中给出了这种仪器的例子，在此通过参考将其结合进来。要注意的是，Taicher装置仅用于说明性目的，而本发明的方法可用于能够在一个以上的频率下操作的任何梯度测井仪。
本发明包括多个基础组成单元(下面将讨论)，它们能进行面向对象的NMR数据采集。在图2a、2b中示意性地示出了NMR数据采集和处理的多个最终结果之一。图2a表示NMR脉冲回波串的例子，曲线101拟和成包括多个指数的数据。图2a中的横坐标是时间，纵坐标是回波幅度。图2a数据的求反结果(或其它分析)是驰豫时间的分布103，在所示例子中它们是原子核自旋的横向驰豫时间。曲线103上的各点表征了拟合成图2a数据的多指数分量的性质。要指出的是，习惯做法是绘制驰豫时间在对数坐标上的曲线。
图3示意性地示出了本发明的一个组成单元。示出了多个波列151a、151b、151c...，它们都间隔数量级为30ms的等待时间TWn。局部极化的回波波列的快速重复使用提高了早期回波的SNR，这对于评价快速驰豫成分(例如与粘土结合水、CBW相关的那些成分)来说很关键。等待时间为30ms对于T2驰豫时间短于4ms、典型T1/T2比值＜2.5的CBW成分来说是足够的。还可将类似处理用于改善BVI成分。下面参照图4a合4b讨论这些短波列的使用。
现在参见图4a，它示出了三条曲线。205是长度大约为325ms的单回波序列的一个例子，它展示出噪声信号，并已包含了N个样本的平均。站在指数组合的特性曲线205的立场上，早期(＜10ms)的噪音因为对应于T2驰豫谱线的快速驰豫成分，因此特别麻烦。曲线203对应于对4N个长度为50ms的采集序列取平均，而曲线201对应于对多个24N、长度为10ms的波列取平均。为了清楚起见，将曲线201、203和205纵向设置。在优选实施例中，对所有这些数据同时求逆。在另一实施例中，利用这多个数据中的一个数据获得一个地层评价对象。这个过程是接近理想信号的步骤，例如图4b所示，它朝早期回波方向噪声连续降低。
现在参照图5，它示出了NMR脉冲回波采集中另一组成单元的效果。图5示意性地示出了处于静态磁场中的水和烃253的极化过程，它们是时间的函数。对于两个用TWL和TWS表示的选定等待时间而言，可以看出水的极化差异非常小(将261a与261b比较)，而烃的极化却差别很大(比较263a和263b)。于是伴随这两个不同等待时间的自旋回波信号是地层中烃和水饱和度的有用诊断特征。在Thern和授予Vinegar等人的美国专利5497087中对此作了讨论。
本发明包含的另一组成单元是基于再聚焦脉冲之间间隔TE变化的效果。用于描述流体饱和的多孔介质的横向磁化强度驰豫过程的基本方程是：
M ( t ) = ∫ T 2 min T 2 max P ( T 2 ) e - t / T 2 d T 2 - - - ( 2 )
其中M是磁化强度，其未考虑存在磁场梯度时的扩散效应。EQ.(1)是基于可忽略扩散效应的假设。在梯度磁场中，扩散引起原子从它们的原始位置移动到一个新位置，与未移动的原子相比，这使得这些原子获得不同相移。这有助于磁化强度额外衰变，从而导致表观驰豫速率更快。
利用方程(3)给出场梯度效应：
1 T 2 = 1 T 2 bulk + 1 T 2 surface + 1 T 2 dtffusion - - - ( 3 )
其中右侧的前两项与体积(bulk)驰豫和表面驰豫有关，而第三项与场梯度G相关，它用方程(4)表示：
T 2 diffusion = C TE 2 · G 2 · D - - - ( 4 )
其中，TE是回波间隔，C是常数，而D是流体扩散率。气体的扩散率比液态烃和水的扩散率大。于是，依照方程(3)，对于给定的TE和G而言，气体的T2扩散比液态烃和气体的小，因此，依照方程(2)，对T2产生的影响就比较大。可利用该效应鉴别储集层中的气体，并评价储集层的气体饱和度。
如果组成单元中包含一个以上的波列，且包括偶数个波列(图6a)，就要在组成单元中结合相位交替对(PAP)设计，该过程允许较少的横-深范围内的平均，因此产生较好的垂直分辨率。另外，PAP与图6b所示的周期命令(cycling order)结合，它是传统的相位交替脉冲序列对(PAP)。图6a中，用90x表示的第一个90°翻转脉冲后面跟着用180y表示的再聚焦脉冲序列，从而形成一串脉冲回波311a、311b、311c...，它们的衰变曲线用301表示。这后面跟着用90-x表示的第二个90°翻转脉冲(即，其相位与第一翻转脉冲的相反)以及另一串再聚焦脉冲313a、313b、313c...，它们的衰变曲线用303表示。来自经过适当组合(加或减，取决于所用的符号规则)的两个回波串的数据提供了已基本衰减掉DC偏移和阻尼振荡的单个回波串。如果需要全部极化，由于整个采集时间接近单回波序列采集的两倍，因此该方法不实用；但是，对于波列而言，由于它有很短的TW，因此这又是能接受和优选的。图6b表示在使用多频仪并且TW较长时，传统PAP序列的使用。它示出了采用两个频率的说明性例子。图6b中顶部的序列对应于第一频率f1，其相位用φ1表示。图6b中紧跟着的序列对应于第二频率，其相位与其中相同，用φ1表示。下面的两个序列对应于第一频率和第二频率，它们具有用φ2表示的第二相位。发射器能够让这两个频率和这两个相位循环出现，而所用时间仅比图6a中单频率采集所需的时间略长一点。通过适当选择频率、翻转形状和再聚焦脉冲，就能大大降低相邻频带间的干扰。在共同未决的Beard等人的美国专利申请09/606998中对这种脉冲整形方式作了教导，该申请的受让人与本申请的受让人相同。
在现有技术的方法中，PAP处理仅用于两个相同采集，即用相同的频率、TE、TW等采集PAP处理中涉及的两个回波串。本发明的方法在较大程度上放松了对相同回波串的这种严格要求。阻尼振荡和DC偏移噪声主要取决于TE、频率、脉冲特性，但不受等待时间影响。等待时间、TW仅影响信号强度。因此，就可将用不同TW采集的两个回波串组合起来，只要其它的采集参数相同即可。对于多频率数据采集而言，该改进能使回波串的组合更加灵活。现有技术中的PAP方法至少需要两个完整序列包样本：这要花10秒以上。而对本发明来说，在一个完整序列的样本内就能获得一定的岩石物理信息，因此垂直分辨率较好。这在高分辨率的CBW和/或BVI评价过程中特别有用。对CBW和/或BVI采集的测井速度加以选择，以实现该高分辨率。
在本发明中，与上述组成单元结合的一个采集序列是所谓的地层评价(FE)序列。这是一个简化采集过程，它能满足若干不同需要。这包括确定BVI(不可缩减的结合体积)、BW(结合水)、以及TP(总孔隙度)或EP(有效孔隙度)。BW和BVI测定结果具有高分辨率，这对于与其它测井数据记录进行整合而言是很理想的。TP测定结果具有标准分辨率，而且早期回波的SNR得到改善(这对BVI和孔隙度的测定很关键)。
参见图7，其示出了三频率FE采集的成分的例子。单元401表示处在第一频率f1下的单CPMG序列(或具有缩短的再聚焦脉冲的改进CPMG序列)。后面称之为常规序列。在本发明的优选实施例中，该序列的TE1范围为0.2-1.0ms，总长为0.5-1.0s。单元403表示一串波列，其TE2是仪器所能提供的最短可能值，一般在0.2-0.5ms范围内，NE2*TE2～8ms，TW～30ms，波列数NS＞＞1。在与单元401相同的频率下对它进行采集，在连续的波列之间相位发生交替。后面称之为波列序列。处于第二频率f2下的单元405包括短CPMG(或改进CPMG)序列，优选将其TF3选择成与TE1相同，NE3*TE3～40ms，它是完全极化的。后面将称其为短序列。处于第二频率f2下的单元407包括与具有TE3的405类似的短序列，并具有相同采集长度NE3*TE3～40ms，它仅部分极化(要注意的是，405末端和407开头之间的等待时间很短)，其相位与405的相位相反。第二频率f2下的下一成分是单元409，它与单元403类似，但它不必包含相同数量的波列NS。移到第三频率f3，此处示出了单元411和413，它们分别与405和407相同(即分别具有长、短等待时间的短CPMG序列，411和413的极性相反)，单元415与409类似。然后在这三个频率下，重复图7所示的脉冲序列，同时使其相位反转。这都示于图8中，其为了简化说明，未示出第一和第二单元之间的相位反转。如果储集层流体***的T1很短，使得用于采集405-409(或401-402，无论那个都比较短)的时间足以有效极化所有质子，那么两次重复之间就不需要等额外的时间。另一方面，如果该时间段不足以实现完全极化，就需要在图9所示的附加频率f4、f5、和f6下进行重复。同样，为了简化说明，未示出相位交替。可将图7所示的序列扩展到6、9或12个频率上，这取决于地层流体的T1特性和测井速度。在本发明的优选实施例中，频率个数可根据想要的等待时间TW自动确定。为了让给定测井速度下的垂直分辨率最佳，可自动选择足以实现地层流体完全极化的三个频率的最小重复次数(即3，6，9...)。
根据想要的对象，可利用借助图7所示的脉冲序列采集到的数据部分来评价所想要的性质。例如，如果想得到有效孔隙度，就使用图9中每个频率下的第一单元的数据，即使用551、555、561、571、和581。图10a、10b示出了结果。图10a示出了回波(平均后的PAP)叠加，而图11b表示组合。将图11b与图11a相比可以看出，早期部分的回波序列的SNR得到很大改善。
图9中的脉冲序列采集到的数据还可用于确定CBW。为了达到该目的，对来自553、559和565(以及来自相位交替组573、579和565)的数据进行处理。图11a表示PAP平均的各分立结果，而图11b表示将图11a的所有数据取平均的结果。总SNR得到很大改善。因为这些波列是在PAP模式下采集的，因此如果在对这三组波列取完平均后SNR合适，就不需要进行横-深间隔平均。因此，能够提供垂直分辨率达到仪器所能提供的最高值、即近似等于孔隙长度的CBW结果。
通过FE采集所得数据的另一子集可用于获得对BVI的高分辨率测量。将其示于图12a-12c中。图12a用相同曲线表示来自555和557的数据。正如在讨论图7和图9的对应部分时提到的，555是完全极化的，而557是部分极化的。但是，由于磁场强度极化不会影响诸如DC偏移和阻尼振荡之类的***噪声，因此可对它们进行处理，并用于PAP组合中。因为两个序列之间的等待时间很短，因此需要横-深范围平均，以将这两个回波串组合起来。这些回波串的对象是获得BVI，它是快速驰豫成分，因此在555和557的长和短等待时间下都能完全极化。而现有技术的方法中不使用横-TW PAP平均。图12b表示来自561和563的数据，它们也同样包括PAP。图12c示出了组合后的数据。另外，这两个PAP组合数据组(555/557和561/563)由于是在大致相同的时间下采集的，因此能一起平均：叠加在一起不会影响垂直分辨率，反而能大大改善SNR。对其它频率f4、f5和f6的数据作类似处理。有时，即使在对四个样本(555/557，561/563)作了平均以后，数据质量仍然不能令人满意。在本发明的方法中，可将从不同频率(等)采集的其它类似数据与由f1～f3采集的数据组合起来。尽管这会降低垂直分辨率，但这种在垂直分辨率上的降低也比现有技术方法中的小得多，其中PAP可通过将若干深度范围组合起来得到。对于9到12个频率下的采集而言，该方法的好处更为明显。
在本发明的可选择实施例中，可进一步扩展用403或503表示的波列序列。将其示于图13中，其中在时间上对波列序列进行了扩展(用601表示)，或者甚至将序列分成多个频率，并在时间上作任选扩展(用603表示)。可对短序列505、507、511、513作相同处理(即扩展到多个频率或者在时间上扩展)。
在本发明的另一实施例中，个别波列序列没有相同的回波间隔TE；例如，NS＝16的波列由四个波列构成，具有一系列含很小增量的n个TE值，TE1＝TEmin，TEn＜2·TEmin，即，TE＝0.4，0.5，0.6和0.7ms，其相位在每个频率上都发生交变。这尤其适合改善超短驰豫成分的评价，它们是最短等级的TE。
当对象是要确定油井和烃类的地层岩石性质(包括烃饱和度、粘度和油水界面或“OWC”)时，脉冲序列必需满足若干条件。如上所述，获得地层岩石性质和其它快速驰豫成分需要很好地评价早期回波(短驰豫时间)。区分较轻的烃与水需要两个等待时间，确定粘度要用多个TE。对于将烃相与湿润相(水)中区别开、并对各种烃性质进行定性来说，利用多个TE和多个TW的组合是有效的。在本发明中，可将多个TE和多个TW测井序列的两个子集分别用于以轻到中等轻等级的油占优势的烃储集层，或者以气体为主或者高挥发性的油或凝析油为主的储集层。尽管两个实施例都用到T1和扩散率的差异来区分不同流体相，但一个实施例适合T1差异比扩散率差异更有用的情况。在另一实施例中，扩散率差异对于区分烃的性质更有用。就采集组成单元中使用的TE和TW的数量而言，前者使用NTW＞NTE，后者采用NTE＞NTW。这两个实施例都适用于大部分烃储集层NMR测井工作，因此，本发明的方法将井站工程师从需要确定操作TE和TW的数量和选择参数的负担中解脱。图14表示满足这些条件的采集序列的例子。
图14示出了FE+Oil的示范性序列。为了说明目的，它示出了9个频率的采集。单元700、701表示基本采集序列700，在701后重复着相位交替。下面示出的是700的详细情况。将水和油区分开的基本要求可通过两个等待时间来满足：单元703和704的等待时间短，而705、707、709、711、712、713的等待时间长。如图所示，利用四个不同的TE值采集数据。在所示例子中，701、702、706、708、714是上面所述的波列序列。703、704、709、710、711、712是常规序列，而705、707、713是短序列。加入波列使得该采集序列与现有技术中主要针对烃类、提供不完整岩石性质信息的双重等待时间的方法区分开。多重TE数据用于确定粘度。
在本发明的优选实施例中，将波列序列分布到至少四个频率上。这些波列序列都有相同的TE，优选利用整套波列序列获得至少40个回波。这在改善早期回波的SNR方面很有帮助。短波序列的频率与波列序列中较短的那些波列的频率相同，从而使短序列与波列中较短波列的组合的总时间与常规序列的时间相应。至少使用两个不同的等待时间。
本领域的技术人员将认识到，现实世界中，在多频率测井仪的测量区域内总是存在场梯度。方程(2)给出了观察到的充满流体的地层的横向驰豫时间，其中右侧的前两项与体积驰豫和表面驰豫相关，而第三项是与场梯度G相关的扩散项，该项用方程(3)表示，其中C是常数，而D是流体的扩散率。在本发明的可选择实施例中，要对TE进行选择，以便使乘积TE G有差异。
表I概括了FE+OIL序列中的不同参数值，而表II给出了图14所示的实施例中采用的参数的例子。
                 表I：FE+OIL序列的输入参数
            每次所需参数     利用缺省以外的值时需要的参数
  参数   范围     缺省   参数   范围   缺省
  TW1   ＞4s     自动   TWS   0.4-2s   1s
  NE|TEI   360-1000ms     500   TE2   1-3ms   2或2.5ms
  流体类型   油或轻油     油   TE3   3-6ms   4ms
  TEI   ＞1.5ms     1.5ms
                      表II：图14中所用值的例子
  ID   波列中序列间的PAP     频率     TE(ms)[缺省]   缺省NE·TE(ms)     每一级的NS   波列间的TW
  701   Y     H     TE0[0.5]   10     12   30
  702   Y     B     TE0[0.5]   10     12   30
  703   N     H     TE1[0.5]   500     1
  704   N     B     TE3[4.0]   500     1
  705   N     G     TE1[0.5]   40     1   30
  706   Y     G     TE0[0.5]   10     10   30
  707   N     D     TE3[4.0]   40     1   30
  708   Y     D     TE0[0.5]   10     10
  709   N     I     TE1[0.5]   500     1
  710   N     A     TE3[4.0]   500     1
  711   N     C     TE3[4.0]   500     1
  712   N     E     TE2[3.0][2.0]   500     1
  713   N     F     TE2[3.0][2.0]   40     1
  714   Y     F     TE0[0.5]   10     10   30
其中，示出了两个缺省值(713，714)，第一个对应于低气油比(Gas-Oil比)(GOR)的油，第二个对应于高GOR的油。所示频率对应于诸如Numar公司的MRIL之类的9频率仪，A是最高频率，I是最低频率。本领域技术人员可以知晓的是，测井速度受所需的预-极化时间限制。如果需要采集长回波串，频率数量就要小于所能得到的最大值。
当储集层是气体储集层或具有易挥发凝析油的储集层时，这些烃类的T1通常比油和水的T1都长。对象是要确定地层岩石性质和渗入带的烃饱和度。这可利用多个等待时间、双重TE采集来完成。由于精确的气体成分、压力或GOR或凝析的性质很难获得先验，因此T1存在很大的不确定性；于是就要采用更多的TW值。在一个实施例中，要在维持测井速度和垂直分辨率不变的同时实施双重脉冲序列周期法来保证气体的完全极化。在该实施例中，利用足够长的TW采集大部分回波串，但是由于T1的不确定性，也要采用由单元(831和833)和单元(832和834)表示的等待时间双倍周期进行两个频率的采集，以保证完全极化。如图15所示，采集包括用801、802、803、804表示的四个子序列，在该附图的下部示出了单元801的细节。至少在三个频率下采集每个序列；该例子中示出了9个频率。在所示的例子中，9个频率下的采集包括三个不同的等待时间和两个不同的TE。这9个频率涵盖了波列、短序列和长序列。为了维持测井速度，还将两个附加频率用于用831、832、833、834表示的常规序列的采集。按照所示方式进行PAP采集，所述对是(831、833)和(832，834)。在本发明的优选实施例中，附加PAP对的等待时间是各单元801-804中最长等待时间的两倍。为了获得极化作用很强的气体的信号，等待时间必需超长。
在本发明的另一实施例中，脉冲序列与上述波列结合，用于恒定分辨率的多频率采集。在Edward的共同未决的美国专利申请09/778554中描述了恒定分辨率的多频率采集，在此通过参考将其内容全部结合进来。现在参照图16，它示出了在12个频率下采集的例子。1001a、1001b、1001c...10011表示Edward描述的恒定分辨率的多频率采集序列。其与能提供CBW信息的波列1003a、1003b...100031结合。波列1003a、1003b...100031是图3所示的形式，它具有前面讨论过的任意改进形式。回波串1001a、1001b...10011和1001a’是与图3中401相类似的CPMG序列。图16还示出了第一频率下的脉冲1001a’，它包括对恒定分辨率采集的一次重复。在波列1003a和1001a’之间存在等待时间TW。为了简化说明，未示出其余频率下的脉冲。1001a、1001b...10011重复的等待时间分别由波列1003a、1003b、1003c...10031决定。在Edwards的共同未决申请中，不让这些等待时间大体相等。但是在该实施例中，随着波列的加入，使得1001a、1001b...10011重复的等待时间基本上相等。
本发明的面向对象的数据采集使得可以利用已知方法确定地层和/或流体性质。上面已经讨论了采集参数的细节。总而言之，上面讨论的对象是以至少知晓T1和T2分布中的一部分以及流体扩散率为基础的。具体而言，利用面向对象的软件包中采集的多个TW回波串，我们可以获得作为TW函数的信号组成，由此获得T1分布。利用各个或组合后的回波串，可以获得T2分布。利用T1和T2的知识，就能确定T1/T2比值。利用面向对象的软件包中采集的多个TE和多个频率的回波串，我们可以获得作为乘积(梯度*TE)的函数的磁化强度衰变，由此可以获得由于流体分布在梯度磁场中而引起的衰变率。利用该衰变，我们可以获得与流体相关的扩散率。参见上面的公式(1)-(3)。对于给定磁体结构而言，进行扩散率测定所需的梯度强度是先验的。
虽然前述公开内容指向本发明的优选实施例，但各种改进对于本领域普通技术人员来说都是显而易见的。试图认为在所附权利要求范围和精神内的所有变化都为前述公开所包含。

Claims (35)

1.一种利用井眼内输送的NMR测井仪、并确定井眼周围的地层和/或其中的流体的感兴趣参数的面向对象的测井方法，该方法包括：
(a)对至少三个脉冲序列的组成单元进行定义，所述的至少三个组成单元每个都包括激励脉冲和再聚焦脉冲；
(b)对所述应用测井仪的对象进行定义；
(c)根据所述对象，从所述的至少三个组成单元中选择至少两个组成单元，并从中定义包括多个频率的采集序列；
(d)利用所述定义的采集序列，为测井仪上的射频(RF)天线输送脉冲，并由地层产生自旋回波信号；以及
(e)接收所述的自旋回波信号，由此确定所述感兴趣的参数，所述参数与所述对象相关。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述的至少三个组成单元选自以下序列组成的组：(i)常规序列；(ii)短序列；以及(iii)波列序列；
其中所述常规序列和所述短序列包括再聚焦脉冲，其翻转角既可以基本等于180°，又可介于90°到180°之间。
3.根据权利要求1所述的方法，其中所述定义的采集序列包括：
(i)在所述多个频率中的每一个频率下的常规序列，它定义了恒定分辨率的序列；以及
(ii)在所述多个频率的每个频率下的至少一个波列。
4.根据权利要求1所述的方法，其中所述至少三个组成单元之一是波列序列，每个所述波列都包括激励脉冲和多个再聚焦脉冲，其总长小于15ms，所述波列的连续波列间的间隔在40ms以下。
5.根据权利要求4所述的方法，其中在所述多个频率的第一频率下的波列与在所述多个频率的第二频率下的波列交织。
6.根据权利要求1所述的方法，其中所述对象包括地层评价(FE)，所述感兴趣的参数包括至少一个以下参数：(i)总孔隙度，(ii)粘土结合水，(iii)有效孔隙度；(iv)不可缩减的结合体积。
7.根据权利要求1所述的方法，其中所述对象包括地层评价，所述感兴趣的参数包括至少一个以下参数：(i)粘土结合水，以及(ii)不可压缩的结合水，以及其中采集序列包括相位交替的波列。
8.根据权利要求7所述的方法，它还包括选择测井速度，以提供高分辨率测量。
9.根据权利要求6所述的方法，其中所述多个频率包括三个频率。
10.根据权利要求9所述的方法，其中所述采集序列还包括：
(A)在第一频率下的常规序列和多个波列；
(B)在第三频率下的第一短序列、第二短序列和多个波列；
(C)在第二频率下的第一短序列、第二短序列和多个波列。
11.根据权利要求10所述的方法，其中所述在第一、第二和第三频率下的多个波列中的至少一个波列包括相位交替对。
12.根据权利要求10所述的方法，其中在第二、第三每个频率下的第一和第二短序列包括相位交替对。
13.根据权利要求10所述的方法，其中在第二和第三频率下的第二短序列的等待时间分别长于在第二和第三频率下的第一短序列的等待时间。
14.根据权利要求10所述的方法，其中常规序列的长度小于1秒，它包括多个间隔(短)于2ms的再聚焦脉冲。
15.根据权利要求10所述的方法，其中多个波列中至少有一个波列的长度小于10ms，并且包括多个间隔小于1ms的再聚焦脉冲。
16.根据权利要求10所述的方法，其中至少一个短序列的长度小于40ms。
17.根据权利要求10所述的方法，其中所述第一短序列之前的等待时间足以基本上极化地层中水的原子核自旋。
18.根据权利要求10所述的方法，其中所述第二短序列之前的等待时间部分极化地层中水的原子核自旋。
19.根据权利要求10所述的方法，其中采集序列还包括至少一个重复的(A)-(C)，所述至少一个重复的(A)-(C)包括在所述三个频率下的载波倒相。
20.根据权利要求10所述的方法，其中所述多个频率包括三个附加频率，采集序列还包括至少一个重复的(A)-(C)，所述至少一个重复的(A)-(C)包括在所述三个附加频率下的载波倒相。
21.根据权利要求10所述的方法，其中所述感兴趣的参数包括以下参数中的至少一个：(i)总孔隙度，(ii)粘土结合水，(iii)有效孔隙度；(iv)不可缩减结合体积(BVI)，并且确定所述感兴趣的参数包括对所述自旋回波信号的子集进行处理。
22.根据权利要求10所述的方法，其中所述感兴趣的参数是不可压缩结合体积(BVI)，确定所述感兴趣的参数还包括对所述自旋回波信号的子集进行处理，并获得对所述参数的高分辨率评价。
23.根据权利要求10所述的方法，其中所述在第一、第二和第三频率的任何一个频率下的多个波列中的任何一个还包括附加频率下的附加序列。
24.根据权利要求1所述的方法，其中所述对象包括地层评价(FE)和/或烃类，所述感兴趣的参数还包括至少一个以下参数：(v)烃饱和度；(vi)孔隙度，以及(vii)油-水界面的位置。
25.根据权利要求24所述的方法，它还包括对所述自旋回波信号进行处理，以评价以下参数中的至少一个：(A)所述地层中流体的纵向驰豫时间T1的差异，(B)所述地层中流体的扩散率差异，(C)所述地层中流体的纵向驰豫时间T1和横向驰豫时间T2的比值的差异。
26.根据权利要求24所述的方法，其中所述多个频率包括至少三个频率。
27.根据权利要求24所述的方法，其中所述采集序列包括：
(A)至少三个具有第一TE的波列序列，
(B)在两个不同频率下的至少两个短序列，
(C)至少两个处在两个不同频率下的等待时间较短的常规序列，
(D)至少两个处在两个不同频率下的等待时间较长的不同常规序列，
其中(B)-(D)中序列包括至少两个与(A)中的TE不同的TE。
28.根据权利要求1所述的方法，其中所述对象包括地层评价(FE)和气体评价，所述感兴趣的参数还包括地层中流体的气体饱和度。
29.根据权利要求28所述的方法，其中所述脉冲序列还包括：
(A)一对相位交替的子序列，每个所述子序列包括多个频率，每个所述子序列包括所述至少三个组成单元中的至少两个，以及
(B)在至少一个附加频率下的至少一个附加常规序列，所述附加频率与所述多个频率中的任何一个都不同，所述至少一个附加常规序列插在所述子序列的连续序列之间。
30.根据权利要求29所述的方法，其中所述至少三个组成单元还包括一波列。
31.根据权利要求29所述的方法，其中至少一个常规序列包括常规PAP序列。
32.根据权利要求29所述的方法，其中至少一个附加频率包括两个附加频率。
33.根据权利要求29所述的方法，其中每个子序列包括至少两个不同的等待时间和至少两个不同的TE。
34.根据权利要求4所述的方法，其中处在所述多个频率中的一个频率之下的波列的再聚焦脉冲之间的时间间隔不同于处在所述多个频率中的另一频率之下的波列的再聚焦脉冲之间的时间间隔。
35.根据权利要求4所述的方法，其中波列再聚焦脉冲间的时间间隔与RF天线在所述多个频率中的一个频率下产生的RF场梯度的乘积不同于波列再聚焦脉冲间的时间间隔与RF天线在所述多个频率中的另一频率下产生的RF场梯度的乘积。
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