亚星游戏官网-www.yaxin868.com

专利名称：用于测量岩石润湿性的方法
技术领域：
本发明涉及润湿性的测量。具体而言，本发明涉及测量如下多孔介质的润湿性特性和/或其中改变，该多孔介质中具有包含的流体，例如包括两相或者更多相(其中至少一相是液体)的混合相流体。
背景技术：
在油气行业中，取得对含油气(hydrocarbon-bearing)地下地层(subsurfaceformation)(“储集层(reservoir)”)的润湿性特性或者润湿条件的理解可能特别有利。例如这一理解可以帮助优化现场开发，因为润湿性可能对储量(reserve)计算和/或储集层的动态行为具有影响。润湿性可以定义为一种流体在存在其他不混溶流体(immiscible fluid)时在固 体表面上展开或者粘附于固体表面的倾向。因此例如润湿性可以描述岩石被某个相(例如水或者油)覆盖的相对偏好。例如，如果岩石对于水比对于油而言具有大得多的亲合性，则岩石可以称为亲水的(water-wet)。因此，在亲水的多孔岩石在它的孔内包水合和油相的情况下，孔的基本上所有内表面将由水层覆盖。在这一情况下，水可以称为“润湿相”。反言之，在油润湿多孔岩石的情况下，孔的基本上所有内表面将由油层覆盖。在这一情况下，油可以称为“润湿相”。类似地，混合润湿性的多孔岩石可以包含亲水的一些孔和油润湿的一些孔。单独孔的一些区域可以是亲水的而其他区域是油润湿的。在实践中，将理解极端亲水的或者油润湿在含油储集层中罕见。然而应当理解，对于多孔岩石内的两相流体，润湿相将覆盖更多孔表面区域并且具有比非润湿相更强的与孔壁的表面亲和性。在包括气相的流体系统(例如气体-液体系统)中，可以安全地假设气体不是润湿相。多孔岩石的润湿性将依赖于岩石类型并且也将受存在于孔内的任何矿物影响。例如干净沙岩或者石英可以是极端亲水的，而含油储集层的多数岩石地层通�？梢杂谢旌先笫�性。对于储集层，从原始亲水的状态向混合润湿状态的润湿性变更可能在原油向储集层圈闭(trap)中迁移并且随着地质时间储集层的水饱和度减少降至原生水饱和度之后出现。储集层润湿性依赖于原油组成、原生水化学性和岩石表面的矿物学以及温度和储集层的压力和饱和度历史。含油地层中的初始流体饱和度分布依赖于储集层级和孔级处的毛细管力与重力之间的均衡。润湿状态可以随着孔和孔喉几何形状变化。在石油迁移过程期间，重力不足以克服微孔内的大毛细管压力，并且因此微孔通常保持完全原生水饱和，因此保留它们的原始亲水状态。尽管大孔经常被油侵入，但是大孔的岩石表面上的原生水膜通常保持。大孔内的润湿性变更依赖于这一水膜的稳定性。在极端条件下，水膜可以稳定并且完全涂覆大孔的表面区域，由此阻止油相具有与孔表面的直接接触。因此随着地质时间，大孔保持亲水。替代地，大孔的整个表面可能已经变得被油相涂覆，使得大孔是油润湿的。通常，大孔表面部分地与水相和油相二者接触，并且因此具有混合润湿特性。传统上，已经在实验室中使用Amott或者美国矿物局(USBM)指数来表征润湿性。然而通常用来确定这些指数的方法为入侵式并且很耗费时间。另外它们不能容易传送到现场。已知核磁共振(NMR)技术可以用来断定关于多孔介质内所含流体的信息。有利地，使用NMR技术提供一种用于确定储集层岩石中的流体的原位(in situ)润湿性的非入侵式手段，即NMR测量过程未干扰岩石的孔内的流体分布。因此NMR技术可以应用于监视包括润湿性变更的正在进行中的动态过程，诸如老化和二次或者三次采油过程。质子(1H) NMR技术可以特别好地适合于研究多孔介质内的包含水相和烃相(hydrocarbon phase)(例如，水和油)的流体。NMR光谱学可以用来测量流体的自旋-晶格(纵向)弛豫时间(T1)和/或自旋-自 旋(横向)弛豫时间(T2)。例如质子(1H)匪R光谱学测量用于流体内的质子的弛豫时间。根据这些测量，可以有可能阐明关于流体和/或多孔介质的某些信息。例如可以取得芯样本用于使用基于陆地的NMR设备的后续分析。替代地，NMR测井(logging)工具可以有利地是向下打眼部署的。这样的工具通常运用所谓的低场光谱学。然而NMR测井工具也遭受某些缺点。例如它们不能使用于加衬有金属套管(casing)的井筒(wellbore)或者其截面中。当前工具通常也仅可以获得接近井筒的区域中(例如通常在与井筒的约4英寸(10厘米)径向距离内)的信息。然而设想将来几代NMR测井工具可能能够获得涉及与井筒更远的区域的信息。可以在可以被分类为一次、二次和三次阶段的多种阶段中从储集层开采石油。在一次采油阶段中，储集层的自然能量足以无任何辅助地产油。然而在一次采集期间采集储集层现存原始油的仅约百分之10至15。然而在一些储集层中，自然储集层压力可能不足以无辅助地沿着生产井驱油上至表面。因此可能有必要人为提升采油量。就这一点而言，已知可以通过向储集层中注入不混溶流体(诸如水或者气体)从而维持储集层压力和/或朝着生产井转移石油来辅助从储集层的产油。注入这样的不混溶流体一般开采现存原始油的约百分之20至40。当未修改流体(通常为海水或者其他容易获取的水)时，这一过程可以被分类为二次采油过程(替代地为二次模式过程)。一般而言，这样的二次采油过程可以称为注水(water flood)或者水驱。当已经以某一方式对待流体以修改它的性质时，这一过程可以被分类为三次采油过程。例如三次采集过程可以包括低盐度水驱，其中处理源水(诸如海水)以在向储集层中注入之前减少它的盐度，以及如下过程，在这些过程中，待注入的流体包括一个或者多个特殊选择的添加剂，例如化学物和/或微生物。通过适当修改注入流体，三次采油过程可以用来提升来自储集层的采油量和/或延长储集层的开采寿命。通常，三次采油过程可以从储集层转移二次采油过程未转移的石油。三次采集过程可以常称为增强采油(EOR)过程。EOR技术赋予最终对现有原始油的百分之30至60或者更多的最终采集的前景。在储集层的开采寿命期间可以运用不同采油方法。例如初始可以通过一次采集方法开采储集层。然而在一段时间之后，储集层压力可能下降并且可能变得有必要利用二次采油过程。二次采油时段可以跟随有EOR过程之一以便最大化从储集层的开采。当然，本领域技术人员将理解其他序列是可能的例如情况可以是从未以一次采集开采储集层，因为自然储集层压力不足够高；替代地或者除此之外，可以恰在一次采集之后应用EOR时段而这一 EOR过程称为二次模式EOR过程。对照而言，可以在完成二次采油过程之后执行EOR过程而这一 EOR过程称为三次模式EOR过程。

发明内容
本发明的非排他目的是提供一种用于确定流体饱和多孔介质(诸如在其孔内具有存在的油相和水相的储集层岩石)的润湿性的改进方法。本发明的另一非排他目的是提供一种用于确定储集层特别是在二次或者三次采油过程之前、期间和/或之后的润湿性特性改变的方法。根据本发明的第一方面，提供一种比较二次采油过程与三次采油过程的方法，二 次采油过程和三次采油过程应用于包含油相和水相的基本上流体饱和多孔介质，该方法包括
Ca)提供多孔介质的第一样本，该样本在其孔内具有已知的初始体积的油相；
(b)测量用于第一样本内的流体的弛豫时间；
(C)使第一样本受到二次采油过程；
Cd)在二次采油过程之后测量用于第一样本内剩余的流体的弛豫时间；
(e)提供多孔介质的第二样本，该第二样本在其孔内具有基本上相似的已知初始体积的油相；
(f)测量用于第二样本内的流体的弛豫时间；
(g)使第二样本受到三次采油过程或者在步骤(d)之后并且未执行步骤(e)和(f)的情况下，使第一样本受到三次采油过程；
(h)在三次采油过程之后测量用于第二样本或者第一样本内剩余的流体的弛豫时间；
并且
(i)在计算用于油相或者水相的润湿性指数修改因子中使用弛豫时间测量，由此比较二次米油过程与二次米油过程。可以在实验室中的环境条件执行该方法。替代地，可以在储集层条件或者其实验室仿真之下执行该方法。多孔介质可以是岩石，优选为来自含油气地层的岩石(储集层岩石)或者其复制物。典型储集层岩石包括沉积岩，诸如碎屑沉积岩和碳酸盐。多孔介质的该或者每个样本可以是取自芯样本的岩颈(plug)。优选地，当使用多个岩颈时，可以在芯样本的近邻钻出岩颈并且因此期望具有相似岩石性质。这样的岩颈称为“姐妹岩颈”。替代地，可以在实验室中人为准备该或者每个样本，例如该或者每个样本可以包括填砂(sandpack )。水相可以包括盐水、淡水、微咸水或者海水。优选地，水相可以在组成上基本上类似于与储集层关联的地层水。可以在实验室中准备合适水相。因此，水相可以包括盐水溶液，该盐水溶液可以包括地层水或者合成地层水。当多孔介质是从在一次采集之下的储集层取得的岩石时，地层水可以是原生水，即在地层中现有的原始水。原生水可以包含宽范围的总溶解固体(TDS)，例如从约100 ppm到100000 ppm (假定约35000ppm)。当岩石取自在二次采集之下的储集层时，地层水可以包括原生水和已经在二次采集期间向储集层中注入的水(例如海水、微咸水、蓄水层水、地表水(诸如河水或者湖水)或者采出水(produced water)的混合物。通常,海水可以具有35000ppm范围的TDS含量。油相可以包括活原油(live crude oil)、地面脱气原油(常称为“死”原油)和煤油或者其他提炼油。二次采油过程可以包括水驱实验和/或吸取实验。水驱和/或吸取实验可以利用盐水溶液。通常，盐水溶液可以包括海水、微咸水、蓄水层水、地表面、采出水、原生水、地层水或者实验室制备的其复制物。三次采油过程可以包括低盐度水驱；注入包含一个或者多个特殊选择的制剂或者添加剂(例如微生物、化学物(例如聚合物、碱金属或者表面活化剂))的流体；或者热学方法(例如热水或者蒸汽注入或者原位燃烧)或者气体注入，例如可混溶/不可混溶气体，诸如二氧化碳、烃气或者氮气。在低盐度水驱中，向多孔介质中注入水溶液，其中水溶液有所选总溶解固体含量和/或所选多价阳离子含量。通常，所选TDS含量可以小于lOOOOppm、优选地小于8000ppm,例如在500到5000ppm的范围中。有利地，可以选择待注入的水溶液(“注入水”)以具有比多孔介质中包含的水相(“残留相”)更低的多价阳离子含量。例如注入水的多价阳离子含量与残留相的多价阳离子含量之比优选地小于0. 9、更优选地小于0. 8、具体小于0. 5。当三次采油过程包括注入包含一个或者多个特殊选择的制剂或者添加剂的流体 时，流体可以包括水溶液，其中该或者每个制剂或者添加剂可以按小于IOOOOppm(例如在从100到6000ppm、优选地从200到5000ppm的范围中)的浓度存在。适当微生物可以包括杆菌、梭菌、假单胞菌、烃降解菌(hydrocarbon degradingbacteria)和反硝化细菌(denitrifying bacteria)。适当化学物可以包括聚合物、表面活化剂、碱性物质或者其组合。优选地，可以使用NMR光谱学来进行弛豫时间测量。优选地，弛豫时间可以是自旋-自旋(横向)弛豫时间(T2)。替代地，弛豫时间可以是自旋_晶格(纵向)弛豫时间(T1)0优选地，该方法可以包括通过参照从多孔样本获得的测量来归一化测量的步骤，该样本可以是由单相(例如由水或者油)饱和的。优选地，该方法可以包括取得用于水相和/或油相的总试样(bulk sample)的参考或者校准弛豫时间测量。在本发明的第二方面中，提供一种评价包围井筒的区域中的多孔和可渗透含油气地层的润湿性改变的方法，该井筒穿透地层，该方法包括
(i)在与含油气地层的间隔对应的深度的井筒内定位NMR测井工具；
( )测量用于位于含油气地层内的流体的弛豫时间；
(iii)可选地从井筒移开NMR测井工具；(iv)注入二次或者三次采集过程流体或者EOR过程流体持续一段时间，使得注入已知孔体积或者部分(fractional)孔体积的流体；
(V)可选地关井(shut in)持续一段时间；
(vi)使井恢复开采以及开采 并且可选地采集注入的流体；
(vii)在已经开采注入的流体之后，如果必要则在与以前基本上相同的深度在井筒内重新定位NMR测井工具；并且
(viii)测量位于含油气地层内的流体的弛豫时间；
(ix)可选地用与在步骤(iv)中原先使用的不同的采集流体来重复步骤(iv)至(viii)。优选地，可以在一个或者多个时机重复该方法以测量地层例如在二次和/或三次采油过程之前、期间和/或之后的润湿性特性的改变。通常，可以在注入井、生产井、测试井和/或新钻井中执行本发明的这一第二方面的方法。可选地，本发明的这一第二方面的方法可以与单井化学示踪剂测试(SffCT测试)组合，该SWCT测试被设计成在实施的二次采集、三次采集或者EOR过程之后测量原位油饱和度(残留油饱和度)。当本发明的这一第二方面的方法与SWCTT组合时，通过使用水流体作为注入流体来修改该方法。将水注入流体划分成第一(次要)部分和第二 (主要)部分。水注入流体的第一部分由反应化学示踪剂标注(例如酯(诸如乙酸乙酯))，该反应化学示踪剂在关井时段期间与水反应以形成产物示踪剂(product tracer)(例如醇(诸如乙醇))，该示踪剂在存在于地层的孔中的油相中实质上是不可溶的。可选地，水注入流体的第一和第二部分二者由非反应、非分割(物质平衡)示踪剂(例如，异丙醇)标注。在步骤(iv)中使用的水注入流体的第二部分的量通常足以从井筒将水注入流体的第一部分推动至少5英尺(例如在5至15英尺之间)的径向距离。在步骤(V)中关井是必要的以便允许形成可检测(可测量)量的产物示踪剂。通常关井持续从一天到十天的时段。通常，反应示踪剂向产物示踪剂的转换(例如酯到醇的转换)是从10到50%。在关井时段之后,对井回采(back-produced)并且定期采样开采的流体并且立即针对未反应酯示踪剂(例如乙酸乙酯)、产物醇示踪剂(例如乙醇)和可选物质平衡示踪剂(例如异丙醇)的含量来分析该流体。在回采步骤(vi)开始时，未反应的酯示踪剂和产物醇示踪剂叠加于与井筒相距至少5英尺的径向距离的位置处。在不移动的残留油相与移动的水相之间分割未反应的酯示踪剂将对酯的开采延迟了与残留油饱和度直接有关的体积增量。然而产物醇示踪剂未被延迟并且在与水很接近的相同速率流回到井。由于醇未在静止油相中花费时间，所以比未反应的酯示踪剂(例如乙酸乙酯)更早地开采它从而造成在产物醇示踪剂与未反应的酯示踪剂的峰浓度之间的间距。然后使用在酯示踪剂与醇产物示踪剂之间的间距量来计算残留油饱和度。因此，用于具有高残留油饱和度的地层的SWCT测试表明在产物醇示踪剂与反应酯示踪剂之间的大间距，而用于具有低残留油饱和度的地层的测试结果表明在产物醇示踪剂与反应酯示踪剂之间的小间距。可选物质平衡示踪剂允许在所有酯示踪剂反应的情况下或者如果从流体摆脱的气体或者在气举(gas-lift)操作期间使用的气体从开采的水流体剥离一些酯则解译测试结果。使用在步骤(viii)中确定的弛豫时间测量来确定的润湿性指数改变可以与如在SWCT测试期间确定的残留油饱和度相关。例如在Deans, H. Α·和 Carlisle, C. Τ·的 SPE/DOE 14886 论文"Single- WellTracer Tests in Complex Pore Systems〃(呈现于 the Fifth Symposium on EOR Tulsa,1986年4月20-23日)中更详细描述了 SWCT测试。在本发明的第三方面中，提供一种评价包围新井筒的区域中的多孔和可渗透含油气地层的润湿性改变的方法，该新井筒穿透含油气地层，该改变至少部分归因于钻井泥浆进入地层中，该方法包括
(i)定位预先存在的井筒，预先存在的井筒穿透含油气地层或者相似地层；
(ii)在与含油气地层的一部分对应的深度处在预先存在的井筒内定位NMR测井工具；
(iii)测量用于位于包围预先存在的井筒的接近井筒的区域内的流体的弛豫时间；
(iv)在从预先存在的井筒移开的新位置处钻出新井筒，由此新井筒穿透含油气地层； (V)在与含油气地层的一部分对应的深度处在新井筒内定位NMR测井工具；
(vi)测量用于位于包围新井筒的接近井筒的区域内的流体的弛豫时间；并且
(vii)比较来自步骤(iii)和(vi)的弛豫时间测量以评价包围新井筒的接近井筒的区域中的流体的润湿性改变，该改变至少部分归因于钻井泥浆在钻出新井筒期间进入地层中。
NMR测井工具可以是在钻井工具之时的测井电缆(wireline)或者测井。通常，预先存在的井筒是烃开采井筒，该井筒已经在开采时被放置成使得烃流体存在于井筒的接近井筒的区域中。可以钻出多个新井筒以便比较钻井泥浆对地层的润湿性的影响，每个新井筒使用具有不同组成(例如包含表面活化剂和/或其他添加剂)的钻井泥浆(例如基于油的钻井泥浆)。一旦已经已经获得足够现场数据，就可以有可能为每个后续钻出的新井选择更适合的钻井泥浆。在本发明的第四方面中，提供一种跟踪流体饱和多孔介质的样本的老化的方法，其中流体位于多孔介质的孔结构内，并且流体包括至少两个不混溶成分或者相，至少一个不混溶成分或者相是液体，该方法包括
(i)取得多孔介质内的流体的弛豫时间分布的第一测量；
(ii)在时间间隔之后取得多孔介质内的流体的弛豫时间分布的第二测量；
(iii)按照后续时间间隔取得多孔介质内的流体的弛豫时间分布的一个或者多个更多测量直至所述弛豫时间分布从一个测量到下一测量基本上不变，由此指示样本完全老化或者至少老化到可接受的程度。优选地，两个成分或者相可以包括水相和油相。多孔介质的样本可以是芯样本，例如取自岩石的芯样本(诸如储集层岩石等)。替代地，它可以是通常在实验室中已经特殊制备的填砂等。可以在时间段内按照规律或者不规律间隔执行对弛豫时间的测量。取得的测量的数量、频率和规律性以及在其期间取得它们的时段可以依赖于大量因素，包括多孔介质的性质和流体的组成。例如可以一天一次或者每几天一次进行弛豫时间测量。优选地，可以使用NMR光谱仪来测量弛豫时间。
优选地，弛豫时间可以是横向(自旋-自旋)弛豫时间。在老化之后，可以在更多测试或者实验中使用多孔介质的样本。根据本发明的另一方面，提供一种在孔尺度和储集层的现场尺度确定润湿性分布特性的方法，即确定润湿性作为孔大小和在储集层的自由水平面以上的高度二者的函数。在本发明的又一方面中，提供一种用于确定流体承载多孔介质的润湿性特性的计算机实施的方法，该方法包括以下步骤
接收测量数据，该测量数据指示在定义的流体饱和度存在于多孔介质中的流体的弛豫时间；
接收参考数据，该参考数据指示流体的一个或者多个参考弛豫时间；并且基于在接收的测量数据与接收的参考数据之间的差值计算润湿性指数，所述润湿性指数指示多孔介质在定义的流体饱和度的润湿性特性。
该方法还可以包括接收多个测量数据，每个测量数据指示存在于多孔介质中的流体的弛豫时间
i)在不同时间点；
ii)在多孔介质中的不同位置处；或者
iii)在一次、二次或者三次流体采集过程中的至少一个过程之前、之后和/或期间的不同阶段；
分别针对多个测量数据中的每个测量数据计算润湿性指数；并且基于计算的润湿性指数的比较来计算润湿性指数修改因子，润湿性指数修改因子指示多孔介质的润湿特性的改变。上文定义的用于确定润湿性特性的方法解耦合某些因素(诸如流体饱和度和微观分布、孔结构、岩石矿物性以及顺磁杂质在孔表面上的分布以及原油组成)与NMR弛豫时间分布并且包括用于润湿性指数的表面覆盖和表面亲和性因子以及和润湿性指数修改因子二者。这一方法也可以单独评估表面覆盖和表面亲和性对润湿性的贡献。有利地，润湿性指数修改因子可以用来通过比较二次采油过程的表面覆盖和表面亲和性与三次采油过程的表面覆盖和表面亲和性来评估增强的采油过程的润湿性变更。该方法还可以包括以下步骤接收指示参数的参数数据以便计算作为参数的函数的润湿性指数，参数涉及多孔介质的孔大小、毛细管压力、流体饱和度和/或在多孔介质中的自由水平面以上的高度。上文指代的多孔介质中的不同位置可以涉及布置成穿透多孔介质的第一和第二井筒，计算的润湿性指数修改因子指示在多孔介质的在第一和第二井筒的润湿性特性之间的改变。存在于多孔介质中的流体可以包括至少两个不混溶流体成分或者相，并且可以针对所述流体成分或者相中的至少一个成分或者相计算润湿性指数。参考数据可以包括对以下进行的弛豫时间测量中的一个或者多个弛豫时间测量
i)由单个水相饱和的多孔介质的样本；
ii)由单个油相饱和的多孔介质的样本；和/或iii)与多孔介质对应的水相和/或油相的总试样。在应用上文定义的用于确定润湿性特性的方法中已经标识在水驱之后的混合润湿性NMR签名。这一签名由在水驱之后的弛豫时间(T2)峰值表征，该峰值大于大体积原油(bulk crude oil)和完全水饱和芯岩颈的任何弛豫时间(T2)分量、但是小于大体积水(bulkwater )的弛豫时间。这一混合润湿性NMR签名可以用来标识包括多个流体分量或者相的多孔介质中的混合润湿性特性。该方法还可以包括括基于参考数据归一化测量数据。弛豫时间测量可以是使用NMR光谱学来进行的自旋-自旋(横向)弛豫时间测量。多孔介质可以包括储集层岩石地层、其样本或者其复制物。根据上述方面，本发明还提供一种用于确定流体承载多孔介质的润湿性特性的系统，该系统包括
数据接收装置，被布置成接收测量数据，该测量数据指示在定义的流体饱和度存在于多孔介质中的流体的弛豫时间；
数据接收装置，被布置成接收参考数据，该参考数据指示流体的一个或者多个参考弛豫时间；以及
计算机实施的装置，被布置成基于在接收的测量数据与接收的参考数据之间的差计算润湿性指数，所述润湿性指数指示多孔介质在定义的流体饱和度的润湿性特性。该系统还可以包括
数据接收装置，被布置成接收多个测量数据，每个测量数据指示存在于多孔介质中的流体的弛豫时间
i)在不同时间点；
ii)在多孔介质中的不同位置；或者
iii)在一次、二次或者三次流体采集过程中的至少一个之前、之后和/或期间的不同阶段；
计算机实施的装置，被布置成分别针对多个测量数据中的每个测量数据计算润湿性指数；以及
计算机实施的装置，被布置成基于计算的润湿性指数的比较来计算润湿性指数修改因子，该润湿性指数修改因子指示多孔介质的润湿特性的改变。


为了可以更完全理解本发明，现在将仅通过示例并且参照以下附图描述它，在附图中
图1-1示出了芯岩颈156号和157号在100%水饱和度的T2弛豫时间分布。图1-2示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在不同毛细管压力的作为孔大小(r)的函数的初始水饱和度(Swi)分布。图1-3示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在不同毛细管压力的作为弛豫时间的函数的初始水饱和度(Swi)分布。图1-4示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在182 psi的毛细管压力的对于芯岩颈156号、在100%水饱和度(Sw=I)和在初始水饱和度(Swi=O. 2)的作为孔大小(r)的函数的水体积分布。图1-5示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在182 psi的毛细管压力的对于芯岩颈156号、在初始油饱和度(Soi=O. 2)作为孔大小(r)的函数的初始油体积分布。
图1-6示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在182 psi的毛细管压力的对于芯岩颈157号、在100%水饱和度(Sw=I)和在初始水饱和度(Swi=O. 2)的作为孔大小(r)的函数的水体积分布。图1-7示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、在182 psi的毛细管压力的对于芯岩颈157号、在初始油饱和度(Soi=O. 2)作为孔大小(r)的函数的初始油体积分布。图1-8示出了使用圆柱形孔喉和球形孔隙模型来计算的、对于姐妹岩颈156号和157号、在与总体初始油饱和度O. 8对应的毛细管压力182 psi的作为孔大小(r)的函数的初始油饱和度。图1-9不出了在不同流体饱和度条件的对于大体积原油和对于芯岩颈(156号)的T2弛豫时间分布。图1-10不出了在不同流体饱和度条件的对于大体积原油和对于芯岩颈(157号)的T2弛豫时间分布。图1-11示出了对于芯岩颈156号在毛细管压力182 psi的在初始油饱和度老化之后作为孔大小(r)的函数的油相的润湿性指数。图1-12示出了对于芯岩颈157号在毛细管压力182 psi的在初始油饱和度老化之后作为孔大小(r)的函数的油相的润湿性指数。图2-1示出了在用三种不同盐度的盐水的水驱之后姐妹芯岩颈的T2弛豫时间分布。图3-1示出了在毛细管压力100 psi对于MEOR芯岩颈的作为T2弛豫时间的函数的初始水饱和度(Swi)。图3-2示出了在毛细管压力100 psi对于MEOR芯岩颈的作为孔隙半径(r)的函数的初始水饱和度(Swi)。图3-3示出了在100%水饱和条件(Sw=I)和在初始水饱和度(Swi=O. 28)的作为孔隙半径(r)的函数的水体积分布。图3-4示出了对于MEOR芯岩颈实验在不同流体饱和度条件的对于大体积原油和对于芯岩颈的T2弛豫时间分布。图4-1示出了用于在经历微生物增强型采油(MEOR)的第二填砂样本旁边的经历盐水吸取的第一填砂样本的实验设置。图4-2示出了用于对第一填砂进行的盐水吸取实验的T2分布。图4-3示出了用于对第二填砂进行的MEOR实验的T2分布。图4-4是比较用于在盐水吸取之后的第一填砂和在MEOR之后的第二填砂的T2分布的图形。图4-5是示出了从第一填砂和第二填砂随时间的采油的图形。图4-6示出了用于100%盐水饱和填砂、100%接种物饱和填砂以及在老化六天之后的接种物饱和填砂的T2分布。
具体实施例方式岩石内的流体饱和孔可以划分成两个区域，即表面区域和体区域。表面区域包括孔的内表面之上的例如具有不多于几个分子的厚度的相对薄层。体区域包括孔的内部体积的剩余部分。已经发现，用于表面区域中的分子的弛豫时间通常明显小于用于体区域内的分子的弛豫时间。不希望受任何理论限制，这可以归因于对孔壁内的顺磁中心的表面区域内的分子的影响。在质子(1H) NMR光谱学的情况下，它也可以部分地归因于氢质子在岩石表面减少的旋转速度。在多孔储集层岩石中，孔通常直径小于约100 μ m。因而，体区域可以占据单独孔的相对小比例。
用于孔中的流体的自旋-自旋弛豫时间可能受来自三个弛豫机制的贡献影响
(i)流体在体区域中的弛豫；(ii)流体在表面区域中的弛豫；以及(iii)归因于流体在施加的磁场的梯度中的自扩散的弛豫。一般而言，可能特别是在流体包含不止一个相(例如水相和油相)时难以分离三个机制的相对贡献。对于在使用具有短回声时间的低场NMR光谱学(例如如通�？梢栽谟吞颪MR测井中使用的那样)的情况中的流体饱和介质，可以假设由于自扩散而对自旋-自旋弛豫时间的贡献可以是可忽略的，因为内部磁场梯度中的分子扩散可以是可忽略的。因此对于100%水饱和多孔介质(在Sw=I时)，在快速扩散限制下的水相在孔中的自旋-自旋弛豫时间(T2)的倒数可以表达为
IΛ I,η
C1)
在等式(I)中，τ2，W1是完全水饱和岩石的自旋-自旋弛豫时间，p2’w是水相的自旋-自旋弛豫度，T2B，W是水相的体自旋-自旋弛豫时间，A是多孔介质内的孔的表面积,并且V是孔体积。水相通常包括原生水、地层水等。在100%水饱和多孔岩石的情况下，经�？梢酝ü�忽略体弛豫项来近似等式(I)。可以做到这一点，因为水在储集层的多孔岩石内的弛豫时间比大体积水的弛豫时间短得多。因此
I Λm
(2)
V/A比值可以用来按照下式测量孔大小
PiwT2w-VtA^rfkP)
其中k是依赖于孔形状并且对于平坦孔或者断裂、圆柱形孔和球形孔分别等于I、2和3的几何常数，并且r是用于平坦孔或者断裂的孔的孔径的一半并且是用于圆柱形或者球形孔的孔隙半径。对于多孔介质的孔隙和孔喉的喉模型，孔隙与孔喉之比(BTR)可以定义为sm=~(4)
Λ
其中r是如下孔隙的半径，该孔隙经过具有半径R的孔喉连接到另一孔隙。可以例如通过比较汞注入实验所确定的孔喉大小分布与NMR DDIF(归因于内场扩散的衰减)所确定的孔隙大小分布或者通过使用电子显微镜方法分析岩石样本的薄界面来确定BTR。NMR CPMG (Carr-Purcell-Meiboom-Gill)脉冲序列是用于测量T2弛豫时间的最普遍方法。脉冲序列由跟随有一系列“m” 180°脉冲的90°脉冲构成以在每个180°脉冲之后生成回声，这形成串列“m”个回声作为结果(其中“m”是整数)。在相邻180°脉冲之间的时间间隔是回声时间TE。对于简单大体积流体(诸如水)，回声幅度如下式给出的那样作为回声时间的单指 数函数衰减
M(mTE) = M(Q)SK^mTE/Tibm) ■ (S)
其中M(mTE)是横向磁化，并且#(0)是与初始横向磁化对应的信号幅度。流体承载(例如水)多孔介质通常包括孔大小的宽分布。因而总NMR信号是来自多孔介质的所有单独孔内的流体的信号之和。它可以在横向磁化的CPMG测量中表达为多指数衰减
M { 1IJ J
其中為是具有特性弛豫时间Tzi的第i个分量的信号幅度。遵循等式(6)的数据的逆拉普拉斯变换将产生T2弛豫时间分布。在快速扩散限制和弱扩散稱合体制(regime),可以按照等式(3)将T2分布线性转换成孔大小分布。所有(η个)分量的信号幅度(Ai)之和如等式(7)中陈述的那样等于初始横向磁化的信号幅度
^A1=M(O)( )
■I' I
信号幅度(Ai)与具有弛豫时间T2i的第i个分量的孔体积分数直接成比例。芯分析过程经常从用溶剂将储集层芯岩颈清洁成强亲水的状态开始。在一次排水过程(为了模拟原油迁移)(诸如实验室中的排水毛细管压力实验)期间，使用多孔板或者离心技术通过空气或者油来使初始地使完全水饱和芯岩颈解饱和。例如当使用利用空气或者氮气转移水的多孔板技术时，在已经施加转移压力并且压力已经均衡以固定毛细管压力(Pc)之后，可以通过测量从芯岩颈开采的水量来确定剩余水饱和度。如果施加的压力超过给定芯的阈值压力，则空气或者氮气将入侵芯并且占据芯的中心而剩余水作为层涂覆芯的表面。如果施加的压力未超过孔的阈值压力，则孔将保持完全水饱和。根据用于具有零接触角的水-空气或者水-氮系统的杨氏-拉普拉斯等式，在毛细管压力(P。)与保持完全水饱和的阈值圆柱形孔喉半径(Rt)之间的关系由下式给出
2fT
Pc-Y(8)
其中σ是对于空气-水系统而言为72mN/m的界面张力或者表面张力。
在含油储集层中，一次排水毛细管压力曲线支配在油-水接触以上的初始水和油饱和度。在油迁移过程期间，通过在均衡条件下在水与油之间的密度差产生的重力来平衡毛细管压力。因而作为在自由水平面以上的高度(H)的函数的流体分布是
(9)
其中P。是毛细管压力，0￥和P。分别是储集层中的水相和油相的密度，g是重力加速度，并且H是在储集层中的自由水平面以上的高度。根据等式(4)和(3)，在阈值毛细管压力，对应最大完全水饱和孔隙半径(rt)和水相的阈值自旋-自旋弛豫时间(T2，t)按照下式与阈值孔喉半径(Rt)有关
tt ^StBTR(10)
T MtBTM , tU=-J--C1 *)
民Pijff
在非润湿相(气体或者油)使水相解饱和期间，如果施加的压力未超过孔隙的阈值毛细管压力，则孔隙将保持完全水饱和。如果施加的压力超过给定孔隙的阈值毛细管压力，则非润湿相将经过连接的孔喉入侵孔隙并且将占据孔隙的中心而剩余水相在孔壁的表面上形成涂层。在阈值毛细管压力，假设非润湿相(空气或者油)入侵的孔隙中的剩余水相的层的厚度等于阈值孔喉半径Rt。为了在计算在解饱和过程期间的初始水饱和度，孔隙和孔喉模型也假设孔喉的体积与孔隙的体积相比可忽略。因此，在解饱和过程期间，可以按照下式确定作为孔隙半径(r)、毛细管压力(P。)和孔形状因子(k)的函数的初始水饱和度Swi
产Y \扇
如果，则釔(r,pe,4) = i-;或者如果，则c —f。
r>rt\ r Jr <f|(12a其中如上文讨论的那样，k对于平坦孔或者断裂、圆柱形孔和球形孔分别等于1、2和3。Swi的物理边界条件为O 。对于具有水和油的两相系统，可以按照下式确定作为孔隙半径(r)、毛细管压力(Pc)和孔形状因子(k)的函数的初始油饱和度Sm
如果,则4(「,4，*)=^__ 二;或者如果，则
r>rtKrJr<rt Soi=O (12b)将等式(3)和(11)代入等式(12a)中给出对于完全水饱和孔隙作的为自旋-自旋弛豫时间T2,W1、毛细管压力(P。)和孔形状因子(k)的函数的初始水饱和度Swi
rT γ
如果，则= 1 Zi...........;或者如果 ，则 。
Tj,wi>ThJΤι<Γι, S^i=I (Ba)对于具有水和油的两相系统，可以按照下式确定作为自旋-自旋弛豫时间(T2;W1)、毛细管压力(P。)和孔形状因子(k)的函数的初始油饱和度SQi
τ 2°·
如果，则=*--一——·—.....—·;或者如果，则 。
P*!
Tj1W^TsiIJTjrWiSTu Sffl=O (13b)
作为示例，对于球形孔形状模型，其中k=3，等式(12a)、( 12b)、( 13a)和(13b)可以分别被简化为等式(14a)、(14b), (15a)和(15b)
如果,则之M = I-P二^;或者如果^ ,则 r ... .如果，则;或者如果，则
r>rtV r /r<r, Sol-O (Mb)如果，则Wwd =1- ^~^-Η];或者如果 ，则 。
I>T2t\ h,m ,Ti^Tai Swi=I (15i)如果,则Sa(Tlm)。!丨;。,勝);或者如果，则 。
Tj.w^Tjt^ iJvVi JT2iWiSTil Sffi-O (ISb)因而等式(14a)和(15a)可以用来分别确定如图1_2和1_3中所示在多个不同毛细管压力(例如在七个不同毛细管压力)作为孔大小的函数并且如果希望则作为T2弛豫时间的函数的初始水饱和度。替代地，可以在一次排水过程期间分析在孔尺度的初始水饱和度分布及其与弛豫时间T2分布的关系时将孔介质建模为规则多边形管。通过将等式(2)应用于规则N边多边形管(其中N是整数，例如3、4、5或者6)，我们发现如果忽略完全水饱和规则多边形管的T2弛豫时间的体弛豫和扩散弛豫分量则T2分布与规则多边形的边心距(L)直接成比例
多孔岩石是初始完全水饱和并且强亲水的，而接触角为零。当将多孔介质建模为规则多边形管时，按照下式给出毛细管阈值压力Pct
对于运用规则多边形管的模型，在一次排水过程期间，如果施加的压力恰好超过等式
(17)中定义的阈值毛细管压力，则非润湿相(例如油或者空气)可以入侵给定的管。因而非润湿相占据作为具有半径L的圆柱体的孔的中心。随着施加的压力进一步增加，非润湿相转移越来越多的水。因而剩余水驻留于孔空间的角落中并且作为涂覆孔壁的薄水膜。所有更小孔(这些孔的阈值压力大于施加的压力)不能被非润湿相入侵并且保持完全水饱和，例如
对于
在规则多边形管的已经被非润湿相入侵的孔中，孔空间的角落中的剩余水的曲率半径(Rc)按照下式与毛细管压力(P。)有
对于规则N边多边形管的非润湿相入侵的孔，可以忽略孔壁的表面上的水膜的薄涂层的体积。因而可以使用下式来确定作为T2，W1弛豫时间、毛细管压力(P。)和N的函数的初始水饱和度Swi f cr Yf π \ 、
Xj I ，C* I Wl * I ~ I一..一...... I I----- ，BV1 Xj I，
Pe>PdΙ^ ,Λ^ι J I i^toi(ir/#}JPeSPrtSfl (20s)
类似地,可以使用下式来确定作为孔大小(L)、毛细管压力(P。)和N的函数的初始水饱和度Swi
对于 ， ,或者对于 ，
ΡΛI 灰MwwJP4SPc Sm=I (20b)
其中如上文讨论的那样，L是规则N边多边形管的边心距并且N是规则N边多边形管的边数。 对于具有水和油的两相系统，可以按照下式确定作为在100%水饱和度的自旋-自旋弛豫时间(T2;W1)、毛细管压力(P。)和N的函数的初始油饱和度Sm
对于 ，况》(^,1 4 允)=F.一 敦一' Τ ~ΓΤ Τ ,或者对于.，' ,
Pe>PdJ I Nun(MfN)JPeSPcl SOi=0 (2(fc)
类似地，对于具有水和油的两相系统，可以按照下式确定作为孔大小(L)、毛细管压力(Pc)和N的函数的初始油饱和度Sw
对于 ，*V) -1 - — I - * ,或者对于 ，
P0>PaKpClJ I ^tan(IFZiV)JPeIPet S0i=O (20d)
将等式(9)代入等式(12a)、(12b)、(13a)、(13b)、(20a)、(20b)、(20c)和(20d)给出作为在含油气储集层中的自由水平面以上的高度(H)的函数的初始流体饱和度分布。可以按照下式根据关于孔大小(r)、毛细管压力(P。)的初始水饱和度(Swi (r，Pc))和孔大小分布函数AiCr)确定总体初始水饱和度(Swi)
為MW (21)
观测到当对具有规则多边形管的多孔介质建模时，r可以在等式21中替换为L。类似地，可以按照下式根据关于自旋-自旋弛豫时间(T2)、毛细管压力(P。)的初始水饱和度(Swi (r，P。))和自旋-自旋弛豫时间(T2)分布函数Ai (T2)确定总体初始水饱和度(Swi):
5 =Es^crljFcM(Fl)(22)
f-1
以与等式(I)相似的方式，对于100%油饱和多孔介质，在快速扩散限制下的油相在孔中的自旋-自旋弛豫时间(T2)的倒数可以表达为
= +(23)
γ** r/ γχ *
iIpl1 ￡%Ββ
在等式(23)中，Τ2，ω是完全油饱和岩石的自旋-自旋弛豫时间，P w是油相的自旋-自旋弛豫度，T2W是油相的体自旋-自旋弛豫时间，A是多孔介质内的孔的表面积，并且V是孔体积。对于多孔介质中的100%油饱和大孔，在快速扩散限制下的油相在大孔中的自旋-自旋弛豫时间(Τ2，ΜΛ)的倒数可以表达为
I _..... I.....
T — F + T
1ΙΛΙiI 1 卿在等式(24)中，\是多孔介质内的大孔的表面积，并且' 是大孔的体积。在本发明中开发的初始水和油饱和度模型及其阈值毛细管压力(Ρα)、阈值孔隙半径(rt)和阈值孔-喉半径(Rt)以及阈值阈值自旋-自旋弛豫时间(T2，t)可以用来将孔大小分布分割成具有初始水饱和度100%的小孔以及初始由水和油饱和的更大孔。用于小孔的截止孔半径(r。)将依赖于包括毛细管压力、界面张力和孔几何形状的多个因素。本领域技术人员将能够选择用于在由水100%饱和的小孔与初始由水和油二者饱和的更大孔之间的特定含油气地层的截止孔半径。
在一次排水之后，油入侵储集层中的大孔。如果入侵的油相未接触孔壁的表面，则储集层岩石保持亲水并且油相仅提供对弛豫时间的体弛豫贡献。如果油相开始接触孔壁的表面，则来自表面弛豫机制和体弛豫机制二者的贡献生效并且润湿性变更过程出现。在部分油饱和多孔介质的润湿性变更之后，在快速扩散下的油相在大孔中的自旋-自旋弛豫时间(T2)的倒数可以表达为
一——一 S十(25》
y ^i \ r 2 Jtrr -yf、 f
在等式(25)中，T2AL(Srt)是油相在部分油饱和大孔的初始油饱和度Sm的自旋-自旋弛豫时间，S0iL代表油入侵的大孔的初始油相饱和度，P 2；0i代表油相在初始油相饱和度Sw的自旋-自旋弛豫度，AoiL是油相接触的大孔的表面积，并且\是大孔的体积。随着在老化期间的润湿性变更，水驱或者EOR过程主要出现于含油大孔中，也可以制定用于大孔的润湿性指数。在初始油饱和(Soi)条件，将用于油相入侵的大孔的油相润湿性指数定义为
二」,________
Wl ^ EishA =(26a)
^2,014.
其中s。^是油相入侵的大孔中的初始油饱和度。本发明允许基于两个因素(即与流体直接接触的孔表面的部分和相对表面弛豫度(该弛豫度是对于多孔介质(对于相同多孔介质)在不同饱和状态的表面弛豫度之比))定义NMR润湿性指数。这一新定义的相对表面弛豫度消除其他因素(例如，岩石矿物性和存在于孔表面上的顺磁杂质)对表面弛豫度的影响并且与在孔表面与存在于孔空间中的流体之间的亲和性直接有关。类似地，在水吸取、水驱和/或EOR过程之后的残留油饱和度(S。,)条件，将用于在一次排水过程期间的水相入侵的大孔的油相润湿性指数(WIOTj)定义为
.!____________
ηρ / ri \ *pOrtmL
WItkj, =-(26b)
T T
其中S。^是在一次排水过程期间的油相入侵的大孔中的残留油饱和度。在水吸取、水驱和/或EOR过程之后的残留油饱和度(S。,)条件，将用于油相入侵的大孔的水相润湿性指数(WIu)定义为
权利要求
1.一种比较二次采油过程与三次采油过程的方法，所述二次采油过程和所述三次采油过程应用于包含油相和水相的基本上流体饱和的多孔介质，所述方法包括 (a)提供所述多孔介质的第一样本，所述样本在其孔内具有已知初始体积的所述油相； (b)测量用于所述第一样本内的所述流体的弛豫时间； (C)使所述第一样本受到所述二次采油过程； Cd)在所述二次采油过程之后测量用于所述第一样本内剩余的所述流体的弛豫时间； (e)提供所述多孔介质的第二样本，所述第二样本在其孔内具有基本上相似的已知初始体积的所述油相； Cf)测量用于所述第二样本内的所述流体的弛豫时间； (g)使所述第二样本受到所述三次采油过程或者在步骤(d)之后并且未执行步骤(e)和(f)就使所述第一样本受到所述三次采油过程； (h)在所述三次采油过程之后测量用于所述第二样本或者所述第一样本内剩余的所述流体的弛豫时间；并且 (i)在计算用于所述油相或者所述水相的润湿性指数修改因子中使用弛豫时间测量，由此比较所述三次采油过程与所述二次采油过程。
2.如权利要求I所述的方法，其中对于所述油相和/或所述水相进行所述弛豫时间测量。
3.如权利要求I或者2所述的方法，其中所述基本上流体饱和的多孔介质是储集层岩石或者其复制物并且包含从活原油和与所述储集层岩石关联的地面脱气原油中选择的油相以及从原生水和与所述储集层岩石关联的地层水中选择的水相。
4.如任一前述权利要求所述的方法，其中所述二次采油过程包括利用从海水、微咸水、蓄水层水、采出水、原生水、地层水和实验室准备的其复制物中选择的盐水溶液的水驱和/或盐水吸取。
5.如权利要求4所述的方法，其中所述盐水溶液包含从杆菌、梭菌、假单胞菌、烃降解细菌和反硝化细菌中选择的微生物。
6.如权利要求4所述的方法，其中所述盐水溶液是低盐度水，所述低盐度水具有在500至5000 ppm的范围中的总溶解固体含量，并且所述低盐度水的多价阳离子含量与所述原生水或者地层水的多价阳离子含量之比小于I、优选地小于O. 9。
7.如任一前述权利要求所述的方法，其中所述弛豫时间测量是使用NMR光谱学来产生的自旋-自旋(横向)弛豫时间(T2)。
8.如任一前述权利要求所述的方法，其中通过参照对由单个水相饱和的所述多孔介质的样本和/或对由单个油相饱和的所述多孔介质的样本和/或对所述水相和/或所述油相的总试样进行的弛豫时间测量来归一化所述测量。
9.一种评价包围井筒的区域中的多孔和可渗透含油气地层的润湿性改变的方法，所述井筒穿透所述地层，所述方法包括 (i)在与所述含油气地层的间隔对应的深度在所述井筒内定位NMR测井工具； (ii)测量用于位于所述含油气地层内的流体的弛豫时间； (iii)可选地从所述井筒移开所述NMR测井工具；(iv)向所述含油气地层内注入二次或者三次采集过程流体或者EOR过程流体持续一段时间，使得向所述地层中注入已知孔体积或者分数孔体积的所述流体； (V)可选地关井持续一段时间； (vi)使所述井返回到开采并且开采并且可选地采集注入的流体； (vii)在已经开采注入的流体之后，如果必要则在与以前基本上相同的深度在所述井筒内重新定位所述NMR测井工具；并且 (viii)测量位于所述含油气地层内的所述流体的弛豫时间； (ix)可选地用与在步骤(iV)中原先使用的采集流体不同的采集流体重复步骤号(iV)至(viii)。
10.如权利要求9所述的方法，其中在一个或者多个时机重复所述方法以测量所述地层在二次和/或三次采油过程之前、期间和/或之后的所述润湿性特性的改变。
11.如权利要求9或者10所述的方法，其中所述方法与单井化学示踪剂(SWCT)测试组合，其中在步骤(iv)中向所述含油气地层中注入的所述二次或者三次采集流体是划分成次要部分和主要部分的水流体，其中所述次要部分由反应化学示踪剂标注，所述化学反应示踪剂与水反应以形成在所述地层的所述烃相中不可溶的产物示踪剂，并且其中 在步骤(iv)中，在水相的所述主要部分之前向所述地层中注入由所述反应化学示踪剂标注的水流体的所述次要部分，并且所述水流体的所述主要部分的量足以从所述井筒将水流体的所述次要部分推动至少5英尺的径向距离； 在步骤(V)中，关井持续用于所述反应化学示踪剂与水反应以形成可检测量的所述产物示踪剂的充分时间段； 在步骤(Vi )中，从所述含油气地层回采所述水流体并且针对反应化学示踪剂含量和产物示踪剂含量分析所述水流体，并且根据在所述产物示踪剂与反应化学示踪剂的峰浓度之间的分析的间距确定残留油饱和度；并且 使用在步骤(viii)中确定的所述弛豫时间测量来计算的在所述二次或者三次采油过程之后的所述润湿性指数改变与根据所述SWCT测试从在产物示踪剂和反应示踪剂的所述峰浓度之间的所述间距确定的所述残留油饱和度相关。
12.如权利要求11所述的方法，其中所述反应化学示踪剂是乙酸乙酯并且所述产物示踪剂是乙醇。
13.—种评价包围新井筒的区域中的多孔和可渗透含油气地层的润湿性改变的方法，所述新井筒穿透含油气地层，所述改变至少部分地归因于钻井泥浆进入所述地层中，所述方法包括 (i)定位预先存在的井筒，所述预先存在的井筒穿透所述含油气地层或者相似地层； (ii)在与所述含油气地层的一部分对应的深度在所述预先存在的井筒内定位NMR测井工具； (iii)测量用于位于包围所述预先存在的井筒的接近井筒的区域内的所述流体的弛豫时间； (iv)在从所述预先存在的井筒移开的新位置钻出新井筒，由此所述新井筒与所述含油气地层相交； (V)在与所述含油气地层的一部分对应的深度在所述新井筒内定位NMR测井工具；(Vi)测量用于位于包围所述新井筒的所述接近井筒的区域内的所述流体的弛豫时间；并且 (Vii)比较来自步骤(iii)和(Vi)的所述弛豫时间测量以评价包围所述新井筒的所述接近井筒的区域中的所述流体的所述润湿性改变，所述改变至少部分地归因于钻井泥浆在钻出所述新井筒期间进入所述地层中。
14.一种计算机实施的方法，用于确定流体承载多孔介质的润湿性特性，所述方法包括以下步骤 接收测量数据，所述测量数据指示在定义的流体饱和度存在于所述多孔介质中的流体的弛豫时间； 接收参考数据，所述参考数据指示所述流体的一个或者多个参考弛豫时间；并且 基于在接收的测量数据与接收的参考数据之间的差值来计算润湿性指数，所述润湿性指数指示所述多孔介质在所述定义的流体饱和度的所述润湿性特性。
15.根据权利要求14所述的方法，所述方法还包括以下步骤 接收多个测量数据，每个测量数据指示存在于所述多孔介质中的流体的弛豫时间 i)在不同时间点； ii)在所述多孔介质中的不同位置；或者 iii)在一次、二次或者三次流体采集过程中的至少一个之前、之后和/或期间的不同阶段； 分别针对多个测量数据中的每个测量数据计算所述润湿性指数；并且 基于计算的润湿性指数的比较来计算润湿性指数修改因子，所述润湿性指数修改因子指示所述多孔介质的所述润湿特性的改变。
16.根据权利要求14或者15所述的方法,还包括以下步骤接收指示参数的参数数据以便计算作为所述参数的函数的所述润湿性指数，所述参数涉及所述多孔介质的孔大小、毛细管压力、流体饱和度和/或在所述多径介质中的自由水平面以上的高度。
17.根据权利要求15或者16所述的方法，其中所述不同位置涉及被布置成穿透所述多孔介质的第一和第二井筒，计算的所述润湿性指数修改因子指示所述多孔介质的在所述第一和第二井筒的所述润湿性特性之间的改变。
18.根据权利要求14或者17中的任一权利要求所述的方法，其中存在于所述多孔介质中的所述流体包括至少两个不混溶流体成分或者相，并且其中针对所述流体成分或者相中的至少一个计算所述润湿性指数。
19.根据权利要求14或者18中的任一权利要求所述的方法，其中所述参考数据包括对以下进行的弛豫时间测量中的一个或者多个弛豫时间测量 i)由单个水相饱和的所述多孔介质的样本； ii)由单个油相饱和的所述多孔介质的样本；和/或 iii)与所述多孔介质的总试样对应的水相和/或油相的总试样。
20.根据权利要求14或者19中的任一权利要求所述的方法，包括基于所述参考数据归一化所述测量数据。
21.根据权利要求14或者20中的任一权利要求所述的方法，其中所述弛豫时间测量是使用NMR光谱学来进行的自旋-自旋(横向)弛豫时间测量。
22.根据权利要求14或者21中的任一权利要求所述的方法，其中所述多孔介质包括储集层岩石地层、其样本或者其复制物。
23.一种用于确定流体承载多孔介质的润湿性特性的系统，所述系统包括 数据接收装置，被布置成接收测量数据，所述测量数据指示在定义的流体饱和度存在于所述多孔介质中的流体的弛豫时间； 数据接收装置，被布置成接收参考数据，所述参考数据指示所述流体的一个或者多个参考弛豫时间；以及 计算机实施的装置，被布置成基于在接收的测量数据与接收的参考数据之间的差值计算润湿性指数，所述润湿性指数指示所述多孔介质在所述定义的流体饱和度的所述润湿性特性。
24.根据权利要求23所述的系统，所述系统还包括 数据接收装置，被布置成接收多个测量数据，每个测量数据指示存在于所述多孔介质中的流体的弛豫时间 i)在不同时间点； ii)在所述多孔介质中的不同位置；或者 iii)在一次、二次或者三次流体采集过程中的至少一个之前、之后和/或期间的不同阶段； 计算机实施的装置，被布置成分别针对多个测量数据中的每个测量数据计算所述润湿性指数；以及 计算机实施的装置，被布置成基于计算的润湿性指数的比较来计算润湿性指数修改因子，所述润湿性指数修改因子指示所述多孔介质的所述可润湿特性的改变。
全文摘要
一种比较二次采油过程与三次采油过程的方法，二次采油过程和三次采油过程应用于包含油相和水相的基本上流体饱和多孔介质，该方法包括在计算用于油相或者水相的润湿性指数修改因子中使用弛豫时间测量，由此比较三次采油过程与二次采油过程。
文档编号G01V3/32GK102834737SQ201080064054
公开日2012年12月19日 申请日期2010年11月19日 优先权日2009年12月16日
发明者Q.陈, I.R.科林斯 申请人:英国石油勘探运作有限公司