专利名称：用来确定表观t的利记博彩app
本申请要求引用1998年5月11申请的美国临时专利申请60/085,035。
本发明涉及评估地球钻孔附近的地下岩层。更具体地，它涉及获得精确的T2分布，表观T1/T2比，总的孔隙度，和使用双等候时间方法从核磁共振测量法得到的边界流孔隙度。
一种包含碳氢化物的岩层的经济价值通常取决于单位体积的地下油层中含有的油或气的量，和其他因素一样，它是其孔隙度及其碳氢化合物饱和度的函数。核磁共振(NMR)测井提供了一种方法，通过这种方法可以得到多种参数以确定经济价值或给定钻井周围岩层的“质量”。这些参数包括诸如总NMR孔隙度(φnmr)，自由流孔隙度(φf)，和边界流孔隙度(φb)等因子。这些参数被用于确定岩层中存在的碳氢化合物的量和类型，也用于提供关于从这些岩层中提取碳氢化合物的难度的一种指示。因此精确确定这些因子是重要的以便对具体井位的商业耐久性做可靠的评估。
NMR测井是基于许多元素的核有角动量(以下称“自旋”)和磁矩这一事实。核的自旋使其沿外加的具有已知初始起点或热平衡状态的静磁场准直。这种平衡被一种振荡磁场的脉冲破坏，它使自旋偏出静磁场方向。自旋偏出的角度取决于振荡磁场的强度。
偏出后，同时发生两件事情。首先，自旋以Larmor频率(ω0=γB0)绕静磁场进行，其中B0是静磁场的强度，γ是回旋比，核的常数。第二，经过一个被称“自旋-晶格弛豫时间”或T1的延迟时间后自旋返回平衡状态。T1由分子环境所决定，就岩石中的水而言通常为十到一千毫秒。和分子核自旋相关的还有一个第二弛豫时间被称作“自旋-自旋弛豫时间”或T2。在九十度尖脉冲的末端，全部自旋都被指向垂直于静磁场的共同方向，并以Larmor频率进行。不过，由于仪器误差或细微材料差异引起的静磁场的微小不均匀性造成每个核以有微小差异的速率进行。因此，一段时间后，自旋不再同步进行，即，有相位差。当相位差是由于仪器静磁场不均匀引起时，相位差被称作T2*。当相位差是由于材料性质引起时，相位差被称作T2。
T2在无边界的低粘性液体如水中可以长达数秒，在固体中可短至十微秒。束缚在岩石孔隙中的液体表现出一种中间的状态，其T2在大约0.1到几百毫秒，取决于各种因子，如孔隙数，孔隙尺寸，和流体粘度。
一种众所周知的测量T2的方法被称作Carr-Purcell-Meiboom-Gill(“CPMG”)序列方法。在固体中T2非常短，T2可由在九十度脉冲后检测到的信号的衰减来确定。然而，对T2*＜＜T2的液体，自由诱导衰减成为对由仪器引起的不均匀性的一种测量。为了测量这些液体中的真正T2，消除仪器引起的不均匀性的影响是必要的。
这种消除通过使用一系列RF(射频)磁脉冲而获得。第一个脉冲是一个九十度脉冲，它引起核自旋开始进行。自旋开始进行后，施加一百八十度的脉冲以在测量面上保持自旋并引起在垂直面上的分布的自旋以在反方向进行，因此对自旋再聚焦。通过重复地用一百八十度的脉冲反向和再聚焦自旋，发生一系列“自旋-回波”。初始的九十度脉冲之后的一百八十度脉冲是“Carr-Purcell”序列，它可测量由于材料性质引起的不可逆相位差(即T2)。
Meiboom和Gill设计了一种对Carr-Purcell脉冲序列的修正，即在自旋被九十度偏出并开始出现相位差以后，一百八十度脉冲的载体相对于九十度脉冲的载体移动。因此，在CPMG序列中偶数脉冲时产生的任何误差都会被奇数脉冲时产生的相反误差所消除。CPMG序列通过使用CPMG相交换对消除基线移动而被进一步改进。CPMG相交换对通过用一百八十度替换九十度脉冲而变化。NMR原理和脉冲序列的详细解释描述于Freedman的美国专利No.5,291,137(以下称“Freedman专利”)中，这里作为参考文献。
相交换对的CPMG脉冲序列可被写成如下形式CPMG(+/-x):w-90°(+/-x)-(tcp-180°(y)-tcp-(echo)j)j=1,2,...J。(1)为目前的讨论，上述方程中描述CPMG脉冲的重要参数是在每组产生自旋-回波的RF脉冲之前的等待时间(W)。等待时间W在每组RF脉冲之后是必需的以使产生自旋-回波信号的核极化能够达到它的热平衡值(在可以由一个NMR测井工具中的永久磁铁产生的磁场B0中)。
使用多等待时间CPMG脉冲序列以改善T2分布的短弛豫时间的复原不是一个新主意。而是被Freedman和Morriss首先认识到的并且在美国专利No.5,486,762中透露的。由Freedman-Morriss实现的多等待时间方法试图通过结合单等待时间CPMG测量来获得一个更加精确的孔隙度。这种方法运用了三种不同的等待时间来增加由CPMG脉冲激发的岩层极化，以增加由此产生的自旋-回波信号的幅度。这种方法的目的是复原T2分布的长弛豫时间并且在不使周围岩层完全极化的情况下获得T1的信息。对于短弛豫时间T2精度的提高是次要的并且不能提供通过双等待时间的方法所能达到的精度。此外，Freedman-Morriss的方法不能为测量信噪比(SNR)低的深度测井提供稳固的和改善的孔隙度。
Sezginer和Straley在美国专利5,389,877中揭示了一种用短复原倍数的短CPMG顺序的快序列来提高边界流体孔隙度测量的SNR方法。这种方法只关心短T2弛豫时间并且不提供双边界流体和整个NMR孔隙度。
Prammer的PCT专利申请WO97/341揭示了一种使用从Numar MRIL工具上得到的短等待时间数据计算小于3ms且大于0.5ms的非常短弛豫时间的T2分布的方法。从MRIL工具得到的长等待时间数据被用来计算长弛豫时间的T2分布(比如那些大于3ms的)。将这两个分立的T2分布结合起来产生一个总T2分布。使用这种方法的一个问题是可能导致关于由两个分立分布综合的总T2分布的后生物。这些后生物可能包括假峰值和不正确的幅值以致导致从T2分布对整个NMR孔隙度的不正确估计。
Dunn等人在一篇题为“用不同信噪比转换NMR数列的方法”SPWLA39th Annual Logging Symposium May 26-29,1998的文章中揭示了一种组合以有稍微差别的等待时间收集到的NMR数据的方法。但是，这种方法假设了一个已知的T1/T2比，因此可能因能够导致不正确总孔隙度测量的T2幅度分布的失真而受损失。
根据前面的阐述，更精确地决定总NMR孔隙度和边界流体孔隙度的方法是很必要的。
由双等待时间自洽地决定总NMR孔隙度和边界流体孔隙度的方法也是很必要的。
此外，决定对于被测井岩层向下延伸矿体的T1分布不敏感的总NMR孔隙度是必要的。
另外，决定根据从岩层得到的双等待时间NMR数据计算的表观T1/T2值是必要的。
因此，提供用来更精确地确定总NMR孔隙度和边界流体孔隙度的采集和处理NMR数据的新方法是本发明的一个主要目标。
此外，本发明的一个目标是提供由双等待时间数据自洽地决定总NMR孔隙度和边界流体孔隙度的新方法。
本发明的另一个目标是提供决定对于被测井岩层向下延伸矿体的T1分布不敏感的总NMR孔隙度的新方法。
使用从岩层得到的双等待时间NMR数据计算的表观T1/T2值而不是假设的值来确定岩层的总NMR孔隙度和边界流体孔隙度也是本发明的一个目标。
本发明还有一个目标是提供一个根据从NMR测井工具得到的自旋-回波脉冲序列确定总NMR孔隙度的新方法，此时所述工具(1)垂直于钻井提供一个静态磁场，(2)等待使垂直于钻井的岩层的所有流体充分极化的第一段时间Wl,(3)用一系列RF脉冲施加于岩层，(4)收集第一列自旋-回波脉冲序列，(5)等待不同于第一段时间Wl的第二段时间Ws，(6)用另一列RF脉冲施加于岩层，(7)收集第二列自旋-回波脉冲序列，和(8)用用户定义的次数任选地重复步骤(5)-(7)来收集其他序列第二等待时间(Ws)的自旋-回波数据。
根据从NMR测井工具得到的自旋-回波脉冲序列确定边界流体孔隙度是本发明的又一个目标，此时所述工具(1)垂直于钻井提供一个静态磁场，(2)等待使垂直于钻井的岩层的所有边界流体充分极化的第一段时间Wl,(3)用一系列RF脉冲施加于岩层，(4)收集第一列自旋-回波脉冲序列，(5)等待不同于第一段时间Wl的第二段时间Ws,(6)用另一列RF脉冲施加于岩层，(7)收集第二列自旋-回波脉冲序列，和(8)用用户定义的次数任选地重复步骤(5)-(7)来收集其他序列第二等待时间(Ws)的自旋-回波数据。
本发明的更进一步目标是提供一种用收集到的自旋-回波数据决定真实T1/T2比表观值，ξ，和一组新的谱幅值{ak}的装置。
根据本发明的这些和其它的目标，描述了比单等待时间方法更能准确测量总NMR孔隙度和边界流体孔隙度的双等待时间NMR处理方法。这种方法可以和包括一个提供静磁场B0的永久磁铁的传统NMR测井工具一起使用。由于测井工具横穿钻井，包围岩层的磁矩矢量趋向于被极化(即，趋向于沿磁场的方向排列)。NMR工具等待第一段时间(Wl)消逝，用一组RF脉冲激励岩层，并且收集第一组自旋-回波信号。
在获得第一组自旋脉冲信号后，岩层的极化接近于零。NMR测井等待第二段时间(Ws)消逝，(Ws与Wl不同)以便部分再极化分子。然后岩层被另一组RF脉冲再激励并且收集到第二组自旋-回波信号。这一步骤可按用户定义的次数随意重复以便收集多组Ws或对于每组Wl的“短等待时间数据”或“长等待时间数据”。然后短等待时间数据可以被平均以提高数据的SNR。增加收集和平均的短等待时间数据的组数减小了NMR测井工具的T2敏感度阈值(即，最小可探测T2)。
一旦自旋-回波脉冲序列被收集，可以根据Freedman专利中的教导处理它们，也就是，信号加噪声的自旋-回波幅值Aj(+)和Aj(-)被计算，得到窗总数Im,m+1。然后信号处理系统构造作为变量ξ(被测岩层表观T1/T2比)的函数的方程7的最大似然函数和一组代表岩层T2分布的变量{ak}。这个方程允许具有较高SNR的短等待时间数据和较低SNR的长等待时间数据自洽地组合以提供高精确度的结果。最大似然函数根据上述为被测岩层提供一组谱幅值{ak}和一组表观T1/T2比的变量被最小化。然后这个信息可以被用来决定被测井岩层的某种特性，比如总的和边界流体的孔隙度，自由流体孔隙度，渗透性，和孔隙尺寸分布。
根据对下面的附图和相关详细描述的讨论，其中相同的标号指示相同的部件，本发明的以上的和其它的目标将很明显。
图1是可以和本发明一起使用的传统NMR测井系统示意图。
图2图解一个当被RF脉冲序列激发时从给定地下岩层获得的典型自旋-回波信号加噪声幅值Aj(+)谱。
图3展示真实的和计算的总孔隙度和自由流体孔隙度(轨迹1)之间的对比，以及真实的和用单等待时间处理方法Monte Carlo模拟计算的T2分布(轨迹2)之间的对比。
图4展示真实的和计算的总孔隙度和自由流体孔隙度(轨迹1)之间的对比，以及图3所示的单等待时间模拟的总孔隙度和自由流体孔隙度标准偏差(轨迹2)之间的对比。
图5是T1/T2比对被用于为双等待时间模拟产生合成数据的T2的图表。
图6是用来在模拟的3975.5英尺深度产生合成数据的T1和T2分布图表。
图7展示真实的和计算的总孔隙度和自由流体孔隙度(轨迹1)之间的对比，以及真实的和用双等待时间处理方法Monte Carlo模拟计算的T2分布(轨迹2)之间的对比。
图8展示真实的和计算的总孔隙度和自由流体孔隙度(轨迹1)之间的对比，以及图7所示的双等待时间模拟的总孔隙度和自由流体孔隙度标准偏差(轨迹2)之间的对比。
图9a是为随机噪声的实现获得的前三十个长等待时间自旋-回波脉冲。
图9b是为随机噪声的实现获得的前三十个短等待时间自旋-回波脉冲。
图10是被用于双指数T2分布的本发明的双等待时间过程的图形表示。
图11是图解从图10估计的双指数T2分布计算的信号和用于长等待时间数据的输入信号的图形。
图12是图解从图10估计的双指数T2分布计算的信号和用于短等待时间数据的输入信号的图形。
本发明的双等待时间数据的采集和处理方法基于在Freedman专利中揭示的“窗口处理”方法。为便于对发明的理解，Freedman专利中的一些关键概念与一些NMR基础被引用到这里。然而必须理解的是这种引用并不意味着完全包括，如果需要更多的细节可以参考Freedman专利。
图1图解了一个包括一个适于放在钻井3中的NMR测井工具2的传统NMR测井系统10，和一个位于钻井3表面的且为处理从测井工具收到的信号而与NMR测井工具2电连接的处理系统4。
在操作中，NMR测井工具2垂直于接近周围岩层的钻井3并且提供一个静磁场B0(没有被显示)。在被选定的时段，以类似于方程1中所描述的CPMG脉冲形式振荡的磁场B1被应用于钻井3周围地层的特定部分。在施加CPMG脉冲后，在施加另一列CPMG脉冲序列之前，NMR测井工具2等待预定的一段时间W。在这段时间内，NMR工具2的接收<p>表1从浇铸嘴中排出的流量在出液口和小孔之间的分布
本发明的方法可以既使用短时间(Ws)又使用长时间(Wl)的RF脉冲序列，它们被应用于相同地下岩层以获得一系列自旋-回波测量。多倍短等待时间RF序列基本上被应用于每个长等待时间RF序列的应用中。短等待时间RF序列产生相对小数量的以很短的T2弛豫时间从岩层中传来的自旋-回波脉冲(即，具有小孔和粘土约束的水的岩层)。多倍短等待时间序列被获得以致可以平均它们来提高数据的SNR。
相反，长等待时间RF序列提供相对大数量的代表可以在给定岩层中存在的T2驰豫时间谱(即，短，中，长T2驰豫时间)的自旋-回波脉冲。本发明讲述了一种自洽地把有提高SNR的短等待时间RF数据和有较低SNR的长等待时间数据结合的方法，以比单等待时间测井产生更精确的总NMR孔隙度和边界流体孔隙度。
本发明所述双等待时间数据采集方法可以和如图1所示的传统NMR测井系统10联合使用。然而，应当理解的是如果需要可以使用任何其它输运方法和/或数据传送方式(例如，钻井时测井，NMR测井工具2不必直接和控制器或特殊信号处理装置电相连)。
在操作中，NMR测井工具2以用户定义的速度横穿钻井3并且持续地给周围岩层施加一个静磁场B0。在施加第一组RF脉冲(即一组CPMG脉冲)之前，允许经过第一段时间Wl(即，长等待时间)以在给定的岩层中极化分子。当RF脉冲激发岩层时，第一组自旋-回波脉冲被NMR测井工具2接收。在脉冲被接收后，被激发岩层中分子的净极化率接近零。第二等待时间Ws(即，不同于Wl的短等待时间)允许经过以使磁场B0能够部分地再极化岩层。一旦Ws过去，第二组RF脉冲被立即施加到岩层上并且第二组自旋-回波脉冲被NMR测井工具2收集。
对于每个长等待时间自旋-回波脉冲(“长等待时间数据”)的采集，短等待时间自旋-回波脉冲(“短等待时间数据”)的采集可以以用户定义的次数被重复。例如，对于每个长等待时间数据组的采集，可以采集十个短等待时间数据组。NMR测井工具2和/或信号处理系统4可以平均多个短等待时间数据组以提高数据的SNR。这是期望的，因为短等待时间数据提供关于有短T2弛豫时间的岩层(即，有小孔和粘土约束水的岩层)的信息。由于只有少数采集的自旋-回波脉冲包含关于这些岩层的信息，它们很难被采出。此外，短等待时间数据的质量可能被在测井过程中遇到的不同环境因素所模糊。调整平均的短等待时间数据组数提供了一种用户能够用来调整收集到的数据的SNR以满足特殊精度要求的方法。例如，如果NMR测井工具2正在横穿一个有些噪声的地下岩层，则短等待时间数据的SNR可以增加来提高数据质量。
上述双等待时间技术可以被设计成适合不同形式的测井操作。例如，假设在一个特定的测井操作中期望测量总孔隙度和边界流孔隙度。为了充分获得信息，Ws和Wl可以被设计成特定的等待时间值。例如，Wl可以被设计为一个充分确保横向岩层中流体基本上被磁场B0极化(即，大约流体的95％被极化)的相对长等待时间值。通过设计这样一个值，NMR测井工具2可能获得反应与横向岩层相关的T2弛豫时间谱的长等待时间数据。然后，这一信息可以被用来计算总NMR孔隙度。
另一方面，Ws可以被设计成短等待时间值以使只包含在钻井中的粘土约束的水和流体被磁场B0充分地极化。通过使用这样一个短Ws值，NMR测井工具2可以很快获得多组只反应横向岩层的短T2弛豫时间的短等待时间数据。如上所述，然后可以平均这些数据组来增加SNR，由此改进短等待时间数据精确度。然后可以根据方程7(下面将做具体讨论)结合长等待时间和短等待时间数据来计算表观T1/T2比(ξ)和横向岩层的谱幅值{ak}。然后可以从这些信息计算总孔隙度和边界流孔隙度。
虽然可以只使用长等待时间数据获得总孔隙度和边界流孔隙度，在双等待时间模式下获得的数据提供转换对总孔隙度测量提高的测井速度和/或提高的垂直分辨率的明显的SNR好处。例如，假设单等待时间模式下的NMR测井工具2并且能够获得一个1.5sec的长等待时间数据组。在双等待时间模式下，NMR测井工具2也可以获得一个长等待时间数据组(1.5sec)和，例如，有20msec恢复时间和一个0.2msec(总共0.26sec)回波间隔的十个短等待时间数据组。因此，相比一个短等待时间序列的1.5sec，一个双等待时间数据序列需要1.76sec来采集。
但是，由双等待时间处理方法获得的精度好处基本上等于用短等待时间方法的两倍改进提高。(这一点通过对MONTE CARLO ANALYSIS部分中更详细讨论的图5和9中曲线110和112的标准偏差表现出来。)为了使用单等待时间测井获得同样的SNR，相对于双等待时间数据组的1.76sec，必须收集四个要求每个1.5sec的单等待时间测量。因此，对特定的垂直分辨率测井速度的增益可以被表述为6比1.76sec的比率或因子3.4。
可以实行使用双等待时间技术的另一种形式的测井操作是一种只采集边界流孔隙度数据的技术。在这种情况下，Wl被分配一个足够长的等待时间值以确保在被NMR测井工具2横穿的岩层中的边界流被充分极化。可以用前面描述的保持短等待时间值的Ws来收集一个用户定义次数的短等待时间组。采集的长等待时间数据反应在横向岩层中的边界流体的T2弛豫时间，并且由此被用来计算边界流体孔隙度。当根据方程7合并长等待时间数据和短等待时间数据时，可以计算边界流孔隙度以实现上述相对单等待时间过程的相同的两倍好处。
应当被本技术领域内的普通技术人员知道的是本发明的双等待时间概念可以被扩展到包含包括多等待时间(即，多于两个)的RF脉冲序列。例如，在特定的环境中双等待时间数据可能不提供精确估计表观T1/T2比的足够的敏感度。在这种情况下，用户定义数目的中间等待时间WI(每一个可以收集和平均用户定义数的数据组，也可以不这样做)可以被插在Ws和Wl之间来“定制”脉冲序列并因此增加NMR测井工具2的敏感度以适应特殊的岩层。此外，用户可以调节一个或两个等待时间(即，Ws和Wl)来改变NMR测井工具2的敏感度范围。这给测井操作提供了调整测井剖面的灵活性，因此基本上能够准确地测井任何岩层。
一旦使用上述的获取技术获得自旋-回波数据，就可以根据在背景部分解释的Freedman专利的讲述进行处理。也就是，信号加噪声幅值Aj(+)和Aj(-)可以被计算并且可以生成窗口和Im(值得注意的是第m个窗口和概念已经从Freedman专利中的Im,m+1项变为简单的Im)。其次，可以根据本发明通过计算最小化下述方程7所示的最大似然函数的T2分布进一步处理这个信息。
其中T2分布被一组Ns幅值{ak}描述，
是第m个窗口的“窗口和”数据和等待时间WP。幅值ak是以弛豫时间T2,k衰减的信号幅值。这是包含以时间常数T2,k衰减的质子的孔体积部分和相对于水的那些自旋的质子密度(如，氢指数)的乘积。对指数P的外部和是对等待时间的和(即，对双等待时间序列的两个等待时间)，对指数m的内部和是对具有等待时间WP的每个CPMG的关于Nw(P)窗口的和。函数Im,p{ak,ξ}是
的期望值，并且被方程8定义，Im,P{αk,ξ}=Σk=1NsαkFm,P(T2,k)(1-exp(-WPξT2,k))---(8)]]>其中，对于每个等待时间P,Fm,P(T2,k)是一组NsxNw(JP)敏感度函数，并且由方程(9)定义Fm,P(T2,k)=Σj=Rm(P)Rm+1(P)exp(-j*TET2,k)---(9)]]>Rm(P)和Rm+1(P)分别是第m个窗口的左右边界点，并且TE是回波间隔。方程8中的参数ξ被根据ξ和{ak}的最小化方程7决定。Ns弛豫时间{T2,k}组是描述能够被选为等间隔分隔横跨岩石中T2弛豫时间范围(即，从0.1到5000msec)的对数坐标T2分布幅值{ak}的弛豫时间。上述方程7-9描述了一个ξ是对给定被激发的试样的各个部分被假设为常数的表观T1/T2比模型。ξ值不是预先假定的而是从数据中得来的。虽然充满混合流体的地下岩层没有一个单一的T1/T2比，可以用计算机模拟证实这一模型足可以用来准确地估计总孔隙度和T2分布。使用短的和长的等待时间CPMG数据对参数ξ和一组谱幅值{ak}的联合估计提供了适合两个数据组的自洽解。这消除了使用参数ξ的假定的固定值带来的对底层T1分布的敏感度。
在方程8对指数m的求和中，φp是在堆栈的CPMG数据中的每回波噪声的变量，
是在等待时间WP采集的窗口m的回波数。在方程7中对指数k的求和是对未决定的和病态的可逆问题选择光滑和最小错误解的正则项。从这些数据中估计正则光滑参数γP。
在操作中，NMR测井工具2可以获得和处理如下数据。首先，收集一组代表特殊岩层的长等待时间数据。其次，基本上对相同的岩层收集一系列短等待时间数据组(比如，十)，并且平均这些数据组以提高SNR。然后，把长等待时间数据和短等待时间数据用方程7合并以产生代表被测岩层T2分布的表观T1/T2比ξ和一组谱幅值{ak}。信息可以被记录在输出记录上以使它可以与如图4和8所示的特殊深度相关联。
但是，如果需要，可以进一步处理得到的数据(堆叠)以进一步提高SNR。例如，当NMR测井工具2横穿岩层时可能收集五个双等待时间数据组，即五个长等待时间数据组和49个短等待时间数据组。长等待时间数据和短等待时间数据在方程7中结合前分别被平均。这种操作产生更精确的结果但降低了输出数据的垂直分辨率。一个使用的有五层堆栈双等待时间方法获得数据的例子如图8所示。Monte Carlo分析通过使用人造的T2分布基于双等待时间获得序列和已知的CMR-200工具测量噪声来产生有真实的每回波噪声的短和长等待时间CMPG回波链的Monte Carlo模拟能够展示双等待时间处理方法对单等待时间处理方法的改进。被用于模拟的30个模型T2分布与Freedman等人发表的文章SPWLA Transactions,Paper O,1997.中使用的是相同的。
首先，图3和4回顾了使用单等待时间处理和采集数据的MonteCarlo模拟结果。在图3的轨迹2(右手边)中的实线114代表在模拟中使用的30个模型T2分布。30个T2分布被规一化成如轨迹1左手边的实垂直线所示的具有20p.u.(孔隙度单位)的总孔隙度。这个模拟是使用图3所示的脉冲序列参数(即，W=30sec,J=5000,TE=0.2ms，每回波噪声=2.2p.u.，和N=5)进行的。使用30秒的等待时间和等于1的单T1/T2比来产生单等待时间模拟的CMPG回波链。后面的假设意味着T1和T2分布是相同的。这确保了感兴趣的体积内的所有质子在30秒等待时间过去后完全被极化。
因此，在图3中被计算的总孔隙度(即，虚线103)和实线104(20p.u.)代表的真实总孔隙度之间的孔隙度缺陷归因于从短T2弛豫时间忽略的孔隙度。每个CMPG回波链的相变对(PAP)的2.2p.u.每回波噪声都被用在模拟中。噪声水平和回波间隔适合于Schlumberger的在低盐和低温环境下使用的CMR-200工具。模拟使用5层PAP堆栈来完成以进一步减少噪声。计算的和真实的自由流体孔隙度记录(分别是线101和线102)和计算的T2分布如图3所示。所有的自由流体的恢复展示了30秒等待时间完全地极化了T1分布中的最长弛豫时间。图3中接近于轨迹1(左手边)的顶部和底部的线103和线104展示了T2分布中未被探测到的孔隙度。这是由包含几个基本上低于在这些条件下对单等待时间测井的T2敏感度极限或最小可探测T2的0.3msec具有T2弛豫时间的孔隙度p.u.分布导致的。
图4中的轨迹2展示了单等待时间模拟决定的计算总孔隙度(线110)和计算自由流体孔隙度(线111)的标准偏差。对单等待时间模拟，在对30个T2分布的估计总孔隙度中的偏差的平均值和最大值分别是0.68p.u.和1.1p.u.。
在这里揭示的双等待时间Monte Carlo模拟结果使用了与用于单等待时间模拟相同的30个模型T2分布，但是没有假设单一的T1/T2比。T1/T2比作为对于每个输入的用于双等待时间模拟的T2分布的函数任意变化。T1/T2比对T2的绘图如图5所示。对30模型T2分布中的每一个，假设对T2相同的T1/T2比。使用30模型T2分布中的任何一个和图5中的关系，可以建立起相应的T1分布。例如，在图3中，对应于在模拟“深度”3975.5(即，轨迹2，从上数的第12个T2分布)分布的T1分布如图6所示。
图7展示了用等于5sec的W1(即，长等待时间值Wl)和等于0.02sec的W2(即，短等待时间值Ws)完成的双等待时间模拟测量结果。在模拟过程中，对于每个长等待时间数据组收集10个短等待时间数据组。J1和J2值分别代表对于长和短等待时间获得的回波数。N1和N2表明使用的堆栈层数(5层堆栈)。
图3的单等待时间模拟结果和图7的比较展示了双等待时间模拟提供在图7(即，对比图3中的线103和线108)的接近于顶部和底部的T2分布中极短弛豫时间的恢复的改善。此外，没有由方程7的双等待时间的处理算法带来的后生物。如线106与图7中接近轨迹1底部的线107之间的代表对自由流体孔隙度的低估的偏差证实的，模拟中用到的长等待时间不足以使长T1弛豫时间完全极化。但是，这个值的精确度可以通过增加极化时间(即，W1)来提高。
图8展示了由双等待时间模拟计算的总孔隙度(线112)和自由流体孔隙度(线113)的标准偏差。对30个T2分布估计的总孔隙度的标准偏差的平均值和最大值分别是0.33p.u.和0.51p.u.。
图4和图8的对比展示了与单等待时间相比双等待时间处理的总孔隙度的精度一般说来是两倍或更多。为了采集与使用单等待时间获得和处理的同等改善的精确度和准确性要求大约SNR的两倍改善。SNR中的增益是非常重要的结果并且导致明显改善的测井速度和/或总孔隙度测量的垂直分辨率。
为展示双等待时间方法的优点，考虑对于Schlumberger CMR-200工具的标准的砂岩测井模式。对于单等待时间测井在砂岩模式中对一个CPMG的总采集时间基本上是1.5sec。对于双等待时间模式，总采集时间是长等待时间序列(即，1.5sec)和要采集的时间，如，十个单等待时间脉冲链的和。对于一个20msec恢复时间的单等待时间脉冲和间隔为0.2msec的回波，要获得每一个脉冲有三十个回波的十个短等待时间CPMG脉冲要花费0.26sec。因此，相比单等待时间序列的1.5sec，一个总的双等待时间序列要求1.76sec。但是，使用单等待时间测量获得相同的SNR要求用双等待时间测量的四倍的时间。因此，对于一个特定的垂直分辨率在测井速度方面的好处是6比1.76或因子3.4。
相反地，以7英寸采样的PAP CPMG序列和600ft/hour双等待时间序列测井在5层垂直堆栈之后有35英寸垂直分辨率。对于有相同的SNR和以600ft/hour获得的单等待时间序列，6英寸采样的20层垂直平均将获得120英寸的垂直。值得注意的是垂直分辨率的比率是因子3.4。
对于深度为3975.5的T2分布的图9a和图9b展示了对于短和长等待时间序列实现随机噪声的最初30个自旋-回波脉冲。要注意到在图9b短等待时间数据中每个回波减少的噪声。双等待时间处理的另一个例子如图10所示。双等待时间测量被应用于在23.7和237msec有分量的双指数T2分布。对应于T1/T2比1.2，在23.7msec的分量的T1是28msec。对应于T1/T2比2.8，在237msec的分量的T1是664msec。这举例说明了试样没有单一的T1/T2值。方程7的算法返回一个表观T1/T2比，ξ=1.44。尽管方程7支持单一的T1/T2比，总孔隙度和/或T2分布的估计不受妨碍。
图11和12中的实线分别展示了对单Monte Carlo近似解，从图10中估计的T2分布计算的自旋-回波信号和对长和短等待时间CPMG数据的输入信号。要注意的是对短等待时间和长等待时间都完美符合。
应当被理解的是前面阐述的仅仅是本发明原理的例证，本领域内的技术人员可以在不偏离发明范围和精神的前提下做不同的修改。
权利要求
1．一种用来测量钻井的方法，包括(a)将静磁场施加于伸入该钻井的地下岩层；(b)在所述放置步骤之后等侯第一个时间段以使该地下岩层极化；(c)利用来自振荡磁场的一组脉冲激励该极化的地下岩层；(d)采集来自该地下岩层的第一组自旋-回波脉冲；(e)在该采集步骤之后等侯第二个时间段，该第二个时间段与第一个时间段不同以便使该静磁场能够至少部分再极化该地下岩层；(f)利用来自振荡磁场的另一组脉冲再次激励该极化的地下岩层；和(g)采集来自该地下岩层的第二组自旋-回波脉冲。
2．根据权利要求1的方法，进一步包括(h)以用户定义的次数重复步骤(e)-(g)以得到多组所述第二组自旋-回波脉冲；(i)对上述多组第二组自旋-回波脉冲取平均；和(j)将步骤(d)中的第一组自旋-回波脉冲和步骤(i)中的平均值传输到信号处理系统。
3．根据权利要求1的方法，进一步包括在该第一个等候步骤(b)中等候充分的时间段以便使包含于该地下岩层中的流体基本极化。
4．根据权利要求1的方法，进一步包括在该第二个等侯步骤(e)中等候充分的时间段以便使包含于该地下岩层中小孔里面的粘土约束的水和流体基本极化。
5．根据权利要求1的方法，其中该激发步骤(c)的特征在于使用CPMG脉冲序列。
6．根据权利要求1的方法，其中该再激发步骤(f)的特征在于使用CPMG脉冲序列。
7．根据权利要求1的方法，进一步包括(k)以用户定义的次数重复步骤(b)-(d)，其中该第一等候时间段随一个或多个用户定义的等候时间而不同，这样可从该地下岩层接收到几组附加的自旋-回波脉冲以增加对该岩层T2分布的敏感性。
8．根据权利要求7的方法，进一步包括将用户定义的等侯时间选择为在长度上短于第一等候时间段且长于第二等候时间段。
9．根据权利要求7的方法，其中对一个或多个用户定义的等候时间以用户定义的次数重复步骤(k)。
10．根据权利要求9的方法，进一步包括对得到的几组具有相同用户定义等侯时间的附加自旋-回波脉冲取平均以改进自旋-回波脉冲的信噪比。
11．根据权利要求1的方法，进一步包括改变该第一等候时间步骤(b)的长度以改进T2敏感范围。
12．根据权利要求1的方法，进一步包括改变该第二候时间步骤(e的长度以改进T2敏感范围。
13．根据权利要求1的方法，进一步包括利用该信号处理系统生成对应于几组得自于步骤(j)的自旋-回波脉冲的表观T1/T2比和一组谱振幅{ak}。
14．根据权利要求13的方法，其中该生成步骤包括构造可自洽地合成上述几组自旋-回波脉冲的最大似然性函数；和最小化该最大似然性函数的负对数以生成该表观T1/T2比和一组谱振幅{ak}。
15．一种用来测量钻井以获得边界流体孔隙度信息的方法，包括(a)将静磁场施加于伸入该钻井的地下岩层；(b)在该放置步骤之后等候第一个时间段以使该静磁场基本极化该地下岩层中包含的边界流体；(c)利用来自振荡磁场的一组脉冲激励该极化的地下岩层；(d)采集来自该地下岩层的第一组自旋-回波脉冲；(e)在该采集步骤之后等候第二个时间段，该第二个时间段与第一个时间段不同以便使该静磁场能够至少部分再极化该地下岩层；(f)利用来自振荡磁场的另一组脉冲再次激励该激化的地下岩层；和(g)采集来自该地下岩层的第二组自旋-回波脉冲。
16．根据权利要求15的方法，进一步包括(h)以用户定义的次数重复步骤(e)-(g)以得到多组所述第二组自旋-回波脉冲；(i)对上述多组第二组自旋-回波脉冲取平均；和(j)将步骤(d)中的第一组自旋-回波脉冲和步骤(i)中的平均值传输到信号处理系统。
17．根据权利要求1的方法，进一步包括在该第二个等候步骤(e)中等候充分的时间段以便使包含于该地下岩层中小孔里面的粘土约束的水和流体基本极化。
18．根据权利要求15的方法，其中该激发步骤(c)的特征在于使用CPMG脉冲序列。
19．根据权利要求15的方法，其中该再激发步骤(f)的特征在于使用CPMG脉冲序列。
20．根据权利要求15的方法进一步包括(k)以用户定义的次数重复步骤(b)-(d)，其中该第一等侯时间段不同于一个或多个用户定义的等候时间，这样可从该地下岩层接收到几组附加的自旋-回波脉冲以增加对该岩层T2分布的敏感性。
21．根据权利要求20的方法，进一步包括将用户定义的等候时间选择为在长度上短于第一等侯时间段且长于第二等侯时间段。
22．根据权利要求20的方法，其中对一个或多个用户定义的等候时间以用户定义的次数重复步骤(k)。
23．根据权利要求22的方法，进一步包括对得到的几组具有相同用户定义等候时间的附加自旋-回波脉冲取平均以改进自旋-回波脉冲的信噪比。
24．根据权利要求15的方法，进一步包括改变该第一等候时间步骤(b)的长度以改进T2敏感范围。
25．根据权利要求15的方法，进一步包括改变该第二等候时间步骤(e)的长度以改进T2敏感范围。
26．根据权利要求15的方法，进一步包括利用该信号处理系统生成对应于几组得自于步骤(j)的自旋-回波脉冲的表观T1/T2比和一组谱振幅{ak}。
27．根据权利要求15的方法，其中该生成步骤包括构造可自洽地合成上述几组自旋-回波脉冲的最大似然性函数；和最小化该最大似然性函数的负对数以生成该表观T1/T2比和一组谱振幅{ak}。
全文摘要
双等待时间NMR数据获得方法被表述为使用短等待时间(W
文档编号G01R33/44GK1235237SQ99106458
公开日1999年11月17日 申请日期1999年5月11日 优先权日1998年5月11日
发明者R·弗里德曼 申请人:施卢默格海外有限公司