專利名稱：用于測量巖石潤濕性的方法
技術領域：
本發(fā)明涉及潤濕性的測量。具體而言，本發(fā)明涉及測量如下多孔介質的潤濕性特性和/或其中改變，該多孔介質中具有包含的流體，例如包括兩相或者更多相(其中至少一相是液體)的混合相流體。
背景技術：
在油氣行業(yè)中，取得對含油氣(hydrocarbon-bearing)地下地層(subsurfaceformation)(“儲集層(reservoir)”)的潤濕性特性或者潤濕條件的理解可能特別有利。例如這一理解可以幫助優(yōu)化現場開發(fā)，因為潤濕性可能對儲量(reserve)計算和/或儲集層的動態(tài)行為具有影響。潤濕性可以定義為一種流體在存在其他不混溶流體(immiscible fluid)時在固 體表面上展開或者粘附于固體表面的傾向。因此例如潤濕性可以描述巖石被某個相(例如水或者油)覆蓋的相對偏好。例如，如果巖石對于水比對于油而言具有大得多的親合性，則巖石可以稱為親水的(water-wet)。因此，在親水的多孔巖石在它的孔內包水合和油相的情況下，孔的基本上所有內表面將由水層覆蓋。在這一情況下，水可以稱為“潤濕相”。反言之，在油潤濕多孔巖石的情況下，孔的基本上所有內表面將由油層覆蓋。在這一情況下，油可以稱為“潤濕相”。類似地，混合潤濕性的多孔巖石可以包含親水的一些孔和油潤濕的一些孔。單獨孔的一些區(qū)域可以是親水的而其他區(qū)域是油潤濕的。在實踐中，將理解極端親水的或者油潤濕在含油儲集層中罕見。然而應當理解，對于多孔巖石內的兩相流體，潤濕相將覆蓋更多孔表面區(qū)域并且具有比非潤濕相更強的與孔壁的表面親和性。在包括氣相的流體系統(tǒng)(例如氣體-液體系統(tǒng))中，可以安全地假設氣體不是潤濕相。多孔巖石的潤濕性將依賴于巖石類型并且也將受存在于孔內的任何礦物影響。例如干凈沙巖或者石英可以是極端親水的，而含油儲集層的多數巖石地層通?？梢杂谢旌蠞櫇裥?。對于儲集層，從原始親水的狀態(tài)向混合潤濕狀態(tài)的潤濕性變更可能在原油向儲集層圈閉(trap)中遷移并且隨著地質時間儲集層的水飽和度減少降至原生水飽和度之后出現。儲集層潤濕性依賴于原油組成、原生水化學性和巖石表面的礦物學以及溫度和儲集層的壓力和飽和度歷史。含油地層中的初始流體飽和度分布依賴于儲集層級和孔級處的毛細管力與重力之間的均衡。潤濕狀態(tài)可以隨著孔和孔喉幾何形狀變化。在石油遷移過程期間，重力不足以克服微孔內的大毛細管壓力，并且因此微孔通常保持完全原生水飽和，因此保留它們的原始親水狀態(tài)。盡管大孔經常被油侵入，但是大孔的巖石表面上的原生水膜通常保持。大孔內的潤濕性變更依賴于這一水膜的穩(wěn)定性。在極端條件下，水膜可以穩(wěn)定并且完全涂覆大孔的表面區(qū)域，由此阻止油相具有與孔表面的直接接觸。因此隨著地質時間，大孔保持親水。替代地，大孔的整個表面可能已經變得被油相涂覆，使得大孔是油潤濕的。通常，大孔表面部分地與水相和油相二者接觸，并且因此具有混合潤濕特性。傳統(tǒng)上，已經在實驗室中使用Amott或者美國礦物局(USBM)指數來表征潤濕性。然而通常用來確定這些指數的方法為入侵式并且很耗費時間。另外它們不能容易傳送到現場。已知核磁共振(NMR)技術可以用來斷定關于多孔介質內所含流體的信息。有利地，使用NMR技術提供一種用于確定儲集層巖石中的流體的原位(in situ)潤濕性的非入侵式手段，即NMR測量過程未干擾巖石的孔內的流體分布。因此NMR技術可以應用于監(jiān)視包括潤濕性變更的正在進行中的動態(tài)過程，諸如老化和二次或者三次采油過程。質子(1H) NMR技術可以特別好地適合于研究多孔介質內的包含水相和烴相(hydrocarbon phase)(例如，水和油)的流體。NMR光譜學可以用來測量流體的自旋-晶格(縱向)弛豫時間(T1)和/或自旋-自 旋(橫向)弛豫時間(T2)。例如質子(1H)匪R光譜學測量用于流體內的質子的弛豫時間。根據這些測量，可以有可能闡明關于流體和/或多孔介質的某些信息。例如可以取得芯樣本用于使用基于陸地的NMR設備的后續(xù)分析。替代地，NMR測井(logging)工具可以有利地是向下打眼部署的。這樣的工具通常運用所謂的低場光譜學。然而NMR測井工具也遭受某些缺點。例如它們不能使用于加襯有金屬套管(casing)的井筒(wellbore)或者其截面中。當前工具通常也僅可以獲得接近井筒的區(qū)域中(例如通常在與井筒的約4英寸(10厘米)徑向距離內)的信息。然而設想將來幾代NMR測井工具可能能夠獲得涉及與井筒更遠的區(qū)域的信息?？梢栽诳梢员环诸悶橐淮?、二次和三次階段的多種階段中從儲集層開采石油。在一次采油階段中，儲集層的自然能量足以無任何輔助地產油。然而在一次采集期間采集儲集層現存原始油的僅約百分之10至15。然而在一些儲集層中，自然儲集層壓力可能不足以無輔助地沿著生產井驅油上至表面。因此可能有必要人為提升采油量。就這一點而言，已知可以通過向儲集層中注入不混溶流體(諸如水或者氣體)從而維持儲集層壓力和/或朝著生產井轉移石油來輔助從儲集層的產油。注入這樣的不混溶流體一般開采現存原始油的約百分之20至40。當未修改流體(通常為海水或者其他容易獲取的水)時，這一過程可以被分類為二次采油過程(替代地為二次模式過程)。一般而言，這樣的二次采油過程可以稱為注水(water flood)或者水驅。當已經以某一方式對待流體以修改它的性質時，這一過程可以被分類為三次采油過程。例如三次采集過程可以包括低鹽度水驅，其中處理源水(諸如海水)以在向儲集層中注入之前減少它的鹽度，以及如下過程，在這些過程中，待注入的流體包括一個或者多個特殊選擇的添加劑，例如化學物和/或微生物。通過適當修改注入流體，三次采油過程可以用來提升來自儲集層的采油量和/或延長儲集層的開采壽命。通常，三次采油過程可以從儲集層轉移二次采油過程未轉移的石油。三次采集過程可以常稱為增強采油(EOR)過程。EOR技術賦予最終對現有原始油的百分之30至60或者更多的最終采集的前景。在儲集層的開采壽命期間可以運用不同采油方法。例如初始可以通過一次采集方法開采儲集層。然而在一段時間之后，儲集層壓力可能下降并且可能變得有必要利用二次采油過程。二次采油時段可以跟隨有EOR過程之一以便最大化從儲集層的開采。當然，本領域技術人員將理解其他序列是可能的例如情況可以是從未以一次采集開采儲集層，因為自然儲集層壓力不足夠高；替代地或者除此之外，可以恰在一次采集之后應用EOR時段而這一 EOR過程稱為二次模式EOR過程。對照而言，可以在完成二次采油過程之后執(zhí)行EOR過程而這一 EOR過程稱為三次模式EOR過程。

發(fā)明內容
本發(fā)明的非排他目的是提供一種用于確定流體飽和多孔介質(諸如在其孔內具有存在的油相和水相的儲集層巖石)的潤濕性的改進方法。本發(fā)明的另一非排他目的是提供一種用于確定儲集層特別是在二次或者三次采油過程之前、期間和/或之后的潤濕性特性改變的方法。根據本發(fā)明的第一方面，提供一種比較二次采油過程與三次采油過程的方法，二 次采油過程和三次采油過程應用于包含油相和水相的基本上流體飽和多孔介質，該方法包括
Ca)提供多孔介質的第一樣本，該樣本在其孔內具有已知的初始體積的油相；
(b)測量用于第一樣本內的流體的弛豫時間；
(C)使第一樣本受到二次采油過程；
Cd)在二次采油過程之后測量用于第一樣本內剩余的流體的弛豫時間；
(e)提供多孔介質的第二樣本，該第二樣本在其孔內具有基本上相似的已知初始體積的油相；
(f)測量用于第二樣本內的流體的弛豫時間；
(g)使第二樣本受到三次采油過程或者在步驟(d)之后并且未執(zhí)行步驟(e)和(f)的情況下，使第一樣本受到三次采油過程；
(h)在三次采油過程之后測量用于第二樣本或者第一樣本內剩余的流體的弛豫時間；
并且
(i)在計算用于油相或者水相的潤濕性指數修改因子中使用弛豫時間測量，由此比較二次米油過程與二次米油過程?？梢栽趯嶒炇抑械沫h(huán)境條件執(zhí)行該方法。替代地，可以在儲集層條件或者其實驗室仿真之下執(zhí)行該方法。多孔介質可以是巖石，優(yōu)選為來自含油氣地層的巖石(儲集層巖石)或者其復制物。典型儲集層巖石包括沉積巖，諸如碎屑沉積巖和碳酸鹽。多孔介質的該或者每個樣本可以是取自芯樣本的巖頸(plug)。優(yōu)選地，當使用多個巖頸時，可以在芯樣本的近鄰鉆出巖頸并且因此期望具有相似巖石性質。這樣的巖頸稱為“姐妹巖頸”。替代地，可以在實驗室中人為準備該或者每個樣本，例如該或者每個樣本可以包括填砂(sandpack )。水相可以包括鹽水、淡水、微咸水或者海水。優(yōu)選地，水相可以在組成上基本上類似于與儲集層關聯(lián)的地層水?？梢栽趯嶒炇抑袦蕚浜线m水相。因此，水相可以包括鹽水溶液，該鹽水溶液可以包括地層水或者合成地層水。當多孔介質是從在一次采集之下的儲集層取得的巖石時，地層水可以是原生水，即在地層中現有的原始水。原生水可以包含寬范圍的總溶解固體(TDS)，例如從約100 ppm到100000 ppm (假定約35000ppm)。當巖石取自在二次采集之下的儲集層時，地層水可以包括原生水和已經在二次采集期間向儲集層中注入的水(例如海水、微咸水、蓄水層水、地表水(諸如河水或者湖水)或者采出水(produced water)的混合物。通常,海水可以具有35000ppm范圍的TDS含量。油相可以包括活原油(live crude oil)、地面脫氣原油(常稱為“死”原油)和煤油或者其他提煉油。二次采油過程可以包括水驅實驗和/或吸取實驗。水驅和/或吸取實驗可以利用鹽水溶液。通常，鹽水溶液可以包括海水、微咸水、蓄水層水、地表面、采出水、原生水、地層水或者實驗室制備的其復制物。三次采油過程可以包括低鹽度水驅；注入包含一個或者多個特殊選擇的制劑或者添加劑(例如微生物、化學物(例如聚合物、堿金屬或者表面活化劑))的流體；或者熱學方法(例如熱水或者蒸汽注入或者原位燃燒)或者氣體注入，例如可混溶/不可混溶氣體，諸如二氧化碳、烴氣或者氮氣。在低鹽度水驅中，向多孔介質中注入水溶液，其中水溶液有所選總溶解固體含量和/或所選多價陽離子含量。通常，所選TDS含量可以小于lOOOOppm、優(yōu)選地小于8000ppm,例如在500到5000ppm的范圍中。有利地，可以選擇待注入的水溶液(“注入水”)以具有比多孔介質中包含的水相(“殘留相”)更低的多價陽離子含量。例如注入水的多價陽離子含量與殘留相的多價陽離子含量之比優(yōu)選地小于0. 9、更優(yōu)選地小于0. 8、具體小于0. 5。當三次采油過程包括注入包含一個或者多個特殊選擇的制劑或者添加劑的流體 時，流體可以包括水溶液，其中該或者每個制劑或者添加劑可以按小于IOOOOppm(例如在從100到6000ppm、優(yōu)選地從200到5000ppm的范圍中)的濃度存在。適當微生物可以包括桿菌、梭菌、假單胞菌、烴降解菌(hydrocarbon degradingbacteria)和反硝化細菌(denitrifying bacteria)。適當化學物可以包括聚合物、表面活化劑、堿性物質或者其組合。優(yōu)選地，可以使用NMR光譜學來進行弛豫時間測量。優(yōu)選地，弛豫時間可以是自旋-自旋(橫向)弛豫時間(T2)。替代地，弛豫時間可以是自旋_晶格(縱向)弛豫時間(T1)0優(yōu)選地，該方法可以包括通過參照從多孔樣本獲得的測量來歸一化測量的步驟，該樣本可以是由單相(例如由水或者油)飽和的。優(yōu)選地，該方法可以包括取得用于水相和/或油相的總試樣(bulk sample)的參考或者校準弛豫時間測量。在本發(fā)明的第二方面中，提供一種評價包圍井筒的區(qū)域中的多孔和可滲透含油氣地層的潤濕性改變的方法，該井筒穿透地層，該方法包括
(i)在與含油氣地層的間隔對應的深度的井筒內定位NMR測井工具；
( )測量用于位于含油氣地層內的流體的弛豫時間；
(iii)可選地從井筒移開NMR測井工具；(iv)注入二次或者三次采集過程流體或者EOR過程流體持續(xù)一段時間，使得注入已知孔體積或者部分(fractional)孔體積的流體；
(V)可選地關井(shut in)持續(xù)一段時間；
(vi)使井恢復開采以及開采 并且可選地采集注入的流體；
(vii)在已經開采注入的流體之后，如果必要則在與以前基本上相同的深度在井筒內重新定位NMR測井工具；并且
(viii)測量位于含油氣地層內的流體的弛豫時間；
(ix)可選地用與在步驟(iv)中原先使用的不同的采集流體來重復步驟(iv)至(viii)。優(yōu)選地，可以在一個或者多個時機重復該方法以測量地層例如在二次和/或三次采油過程之前、期間和/或之后的潤濕性特性的改變。通常，可以在注入井、生產井、測試井和/或新鉆井中執(zhí)行本發(fā)明的這一第二方面的方法?？蛇x地，本發(fā)明的這一第二方面的方法可以與單井化學示蹤劑測試(SffCT測試)組合，該SWCT測試被設計成在實施的二次采集、三次采集或者EOR過程之后測量原位油飽和度(殘留油飽和度)。當本發(fā)明的這一第二方面的方法與SWCTT組合時，通過使用水流體作為注入流體來修改該方法。將水注入流體劃分成第一(次要)部分和第二 (主要)部分。水注入流體的第一部分由反應化學示蹤劑標注(例如酯(諸如乙酸乙酯))，該反應化學示蹤劑在關井時段期間與水反應以形成產物示蹤劑(product tracer)(例如醇(諸如乙醇))，該示蹤劑在存在于地層的孔中的油相中實質上是不可溶的?？蛇x地，水注入流體的第一和第二部分二者由非反應、非分割(物質平衡)示蹤劑(例如，異丙醇)標注。在步驟(iv)中使用的水注入流體的第二部分的量通常足以從井筒將水注入流體的第一部分推動至少5英尺(例如在5至15英尺之間)的徑向距離。在步驟(V)中關井是必要的以便允許形成可檢測(可測量)量的產物示蹤劑。通常關井持續(xù)從一天到十天的時段。通常，反應示蹤劑向產物示蹤劑的轉換(例如酯到醇的轉換)是從10到50%。在關井時段之后,對井回采(back-produced)并且定期采樣開采的流體并且立即針對未反應酯示蹤劑(例如乙酸乙酯)、產物醇示蹤劑(例如乙醇)和可選物質平衡示蹤劑(例如異丙醇)的含量來分析該流體。在回采步驟(vi)開始時，未反應的酯示蹤劑和產物醇示蹤劑疊加于與井筒相距至少5英尺的徑向距離的位置處。在不移動的殘留油相與移動的水相之間分割未反應的酯示蹤劑將對酯的開采延遲了與殘留油飽和度直接有關的體積增量。然而產物醇示蹤劑未被延遲并且在與水很接近的相同速率流回到井。由于醇未在靜止油相中花費時間，所以比未反應的酯示蹤劑(例如乙酸乙酯)更早地開采它從而造成在產物醇示蹤劑與未反應的酯示蹤劑的峰濃度之間的間距。然后使用在酯示蹤劑與醇產物示蹤劑之間的間距量來計算殘留油飽和度。因此，用于具有高殘留油飽和度的地層的SWCT測試表明在產物醇示蹤劑與反應酯示蹤劑之間的大間距，而用于具有低殘留油飽和度的地層的測試結果表明在產物醇示蹤劑與反應酯示蹤劑之間的小間距。可選物質平衡示蹤劑允許在所有酯示蹤劑反應的情況下或者如果從流體擺脫的氣體或者在氣舉(gas-lift)操作期間使用的氣體從開采的水流體剝離一些酯則解譯測試結果。使用在步驟(viii)中確定的弛豫時間測量來確定的潤濕性指數改變可以與如在SWCT測試期間確定的殘留油飽和度相關。例如在Deans, H. Α·和 Carlisle, C. Τ·的 SPE/DOE 14886 論文"Single- WellTracer Tests in Complex Pore Systems〃(呈現于 the Fifth Symposium on EOR Tulsa,1986年4月20-23日)中更詳細描述了 SWCT測試。在本發(fā)明的第三方面中，提供一種評價包圍新井筒的區(qū)域中的多孔和可滲透含油氣地層的潤濕性改變的方法，該新井筒穿透含油氣地層，該改變至少部分歸因于鉆井泥漿進入地層中，該方法包括
(i)定位預先存在的井筒，預先存在的井筒穿透含油氣地層或者相似地層；
(ii)在與含油氣地層的一部分對應的深度處在預先存在的井筒內定位NMR測井工具；
(iii)測量用于位于包圍預先存在的井筒的接近井筒的區(qū)域內的流體的弛豫時間；
(iv)在從預先存在的井筒移開的新位置處鉆出新井筒，由此新井筒穿透含油氣地層； (V)在與含油氣地層的一部分對應的深度處在新井筒內定位NMR測井工具；
(vi)測量用于位于包圍新井筒的接近井筒的區(qū)域內的流體的弛豫時間；并且
(vii)比較來自步驟(iii)和(vi)的弛豫時間測量以評價包圍新井筒的接近井筒的區(qū)域中的流體的潤濕性改變，該改變至少部分歸因于鉆井泥漿在鉆出新井筒期間進入地層中。
NMR測井工具可以是在鉆井工具之時的測井電纜(wireline)或者測井。通常，預先存在的井筒是烴開采井筒，該井筒已經在開采時被放置成使得烴流體存在于井筒的接近井筒的區(qū)域中。可以鉆出多個新井筒以便比較鉆井泥漿對地層的潤濕性的影響，每個新井筒使用具有不同組成(例如包含表面活化劑和/或其他添加劑)的鉆井泥漿(例如基于油的鉆井泥漿)。一旦已經已經獲得足夠現場數據，就可以有可能為每個后續(xù)鉆出的新井選擇更適合的鉆井泥漿。在本發(fā)明的第四方面中，提供一種跟蹤流體飽和多孔介質的樣本的老化的方法，其中流體位于多孔介質的孔結構內，并且流體包括至少兩個不混溶成分或者相，至少一個不混溶成分或者相是液體，該方法包括
(i)取得多孔介質內的流體的弛豫時間分布的第一測量；
(ii)在時間間隔之后取得多孔介質內的流體的弛豫時間分布的第二測量；
(iii)按照后續(xù)時間間隔取得多孔介質內的流體的弛豫時間分布的一個或者多個更多測量直至所述弛豫時間分布從一個測量到下一測量基本上不變，由此指示樣本完全老化或者至少老化到可接受的程度。優(yōu)選地，兩個成分或者相可以包括水相和油相。多孔介質的樣本可以是芯樣本，例如取自巖石的芯樣本(諸如儲集層巖石等)。替代地，它可以是通常在實驗室中已經特殊制備的填砂等?？梢栽跁r間段內按照規(guī)律或者不規(guī)律間隔執(zhí)行對弛豫時間的測量。取得的測量的數量、頻率和規(guī)律性以及在其期間取得它們的時段可以依賴于大量因素，包括多孔介質的性質和流體的組成。例如可以一天一次或者每幾天一次進行弛豫時間測量。優(yōu)選地，可以使用NMR光譜儀來測量弛豫時間。
優(yōu)選地，弛豫時間可以是橫向(自旋-自旋)弛豫時間。在老化之后，可以在更多測試或者實驗中使用多孔介質的樣本。根據本發(fā)明的另一方面，提供一種在孔尺度和儲集層的現場尺度確定潤濕性分布特性的方法，即確定潤濕性作為孔大小和在儲集層的自由水平面以上的高度二者的函數。在本發(fā)明的又一方面中，提供一種用于確定流體承載多孔介質的潤濕性特性的計算機實施的方法，該方法包括以下步驟
接收測量數據，該測量數據指示在定義的流體飽和度存在于多孔介質中的流體的弛豫時間；
接收參考數據，該參考數據指示流體的一個或者多個參考弛豫時間；并且基于在接收的測量數據與接收的參考數據之間的差值計算潤濕性指數，所述潤濕性指數指示多孔介質在定義的流體飽和度的潤濕性特性。
該方法還可以包括接收多個測量數據，每個測量數據指示存在于多孔介質中的流體的弛豫時間
i)在不同時間點；
ii)在多孔介質中的不同位置處；或者
iii)在一次、二次或者三次流體采集過程中的至少一個過程之前、之后和/或期間的不同階段；
分別針對多個測量數據中的每個測量數據計算潤濕性指數；并且基于計算的潤濕性指數的比較來計算潤濕性指數修改因子，潤濕性指數修改因子指示多孔介質的潤濕特性的改變。上文定義的用于確定潤濕性特性的方法解耦合某些因素(諸如流體飽和度和微觀分布、孔結構、巖石礦物性以及順磁雜質在孔表面上的分布以及原油組成)與NMR弛豫時間分布并且包括用于潤濕性指數的表面覆蓋和表面親和性因子以及和潤濕性指數修改因子二者。這一方法也可以單獨評估表面覆蓋和表面親和性對潤濕性的貢獻。有利地，潤濕性指數修改因子可以用來通過比較二次采油過程的表面覆蓋和表面親和性與三次采油過程的表面覆蓋和表面親和性來評估增強的采油過程的潤濕性變更。該方法還可以包括以下步驟接收指示參數的參數數據以便計算作為參數的函數的潤濕性指數，參數涉及多孔介質的孔大小、毛細管壓力、流體飽和度和/或在多孔介質中的自由水平面以上的高度。上文指代的多孔介質中的不同位置可以涉及布置成穿透多孔介質的第一和第二井筒，計算的潤濕性指數修改因子指示在多孔介質的在第一和第二井筒的潤濕性特性之間的改變。存在于多孔介質中的流體可以包括至少兩個不混溶流體成分或者相，并且可以針對所述流體成分或者相中的至少一個成分或者相計算潤濕性指數。參考數據可以包括對以下進行的弛豫時間測量中的一個或者多個弛豫時間測量
i)由單個水相飽和的多孔介質的樣本；
ii)由單個油相飽和的多孔介質的樣本；和/或iii)與多孔介質對應的水相和/或油相的總試樣。在應用上文定義的用于確定潤濕性特性的方法中已經標識在水驅之后的混合潤濕性NMR簽名。這一簽名由在水驅之后的弛豫時間(T2)峰值表征，該峰值大于大體積原油(bulk crude oil)和完全水飽和芯巖頸的任何弛豫時間(T2)分量、但是小于大體積水(bulkwater )的弛豫時間。這一混合潤濕性NMR簽名可以用來標識包括多個流體分量或者相的多孔介質中的混合潤濕性特性。該方法還可以包括括基于參考數據歸一化測量數據。弛豫時間測量可以是使用NMR光譜學來進行的自旋-自旋(橫向)弛豫時間測量。多孔介質可以包括儲集層巖石地層、其樣本或者其復制物。根據上述方面，本發(fā)明還提供一種用于確定流體承載多孔介質的潤濕性特性的系統(tǒng)，該系統(tǒng)包括
數據接收裝置，被布置成接收測量數據，該測量數據指示在定義的流體飽和度存在于多孔介質中的流體的弛豫時間；
數據接收裝置，被布置成接收參考數據，該參考數據指示流體的一個或者多個參考弛豫時間；以及
計算機實施的裝置，被布置成基于在接收的測量數據與接收的參考數據之間的差計算潤濕性指數，所述潤濕性指數指示多孔介質在定義的流體飽和度的潤濕性特性。該系統(tǒng)還可以包括
數據接收裝置，被布置成接收多個測量數據，每個測量數據指示存在于多孔介質中的流體的弛豫時間
i)在不同時間點；
ii)在多孔介質中的不同位置；或者
iii)在一次、二次或者三次流體采集過程中的至少一個之前、之后和/或期間的不同階段；
計算機實施的裝置，被布置成分別針對多個測量數據中的每個測量數據計算潤濕性指數；以及
計算機實施的裝置，被布置成基于計算的潤濕性指數的比較來計算潤濕性指數修改因子，該潤濕性指數修改因子指示多孔介質的潤濕特性的改變。


為了可以更完全理解本發(fā)明，現在將僅通過示例并且參照以下附圖描述它，在附圖中
圖1-1示出了芯巖頸156號和157號在100%水飽和度的T2弛豫時間分布。圖1-2示出了使用圓柱形孔喉和球形孔隙模型來計算的、在不同毛細管壓力的作為孔大小(r)的函數的初始水飽和度(Swi)分布。圖1-3示出了使用圓柱形孔喉和球形孔隙模型來計算的、在不同毛細管壓力的作為弛豫時間的函數的初始水飽和度(Swi)分布。圖1-4示出了使用圓柱形孔喉和球形孔隙模型來計算的、在182 psi的毛細管壓力的對于芯巖頸156號、在100%水飽和度(Sw=I)和在初始水飽和度(Swi=O. 2)的作為孔大小(r)的函數的水體積分布。圖1-5示出了使用圓柱形孔喉和球形孔隙模型來計算的、在182 psi的毛細管壓力的對于芯巖頸156號、在初始油飽和度(Soi=O. 2)作為孔大小(r)的函數的初始油體積分布。
圖1-6示出了使用圓柱形孔喉和球形孔隙模型來計算的、在182 psi的毛細管壓力的對于芯巖頸157號、在100%水飽和度(Sw=I)和在初始水飽和度(Swi=O. 2)的作為孔大小(r)的函數的水體積分布。圖1-7示出了使用圓柱形孔喉和球形孔隙模型來計算的、在182 psi的毛細管壓力的對于芯巖頸157號、在初始油飽和度(Soi=O. 2)作為孔大小(r)的函數的初始油體積分布。圖1-8示出了使用圓柱形孔喉和球形孔隙模型來計算的、對于姐妹巖頸156號和157號、在與總體初始油飽和度O. 8對應的毛細管壓力182 psi的作為孔大小(r)的函數的初始油飽和度。圖1-9不出了在不同流體飽和度條件的對于大體積原油和對于芯巖頸(156號)的T2弛豫時間分布。圖1-10不出了在不同流體飽和度條件的對于大體積原油和對于芯巖頸(157號)的T2弛豫時間分布。圖1-11示出了對于芯巖頸156號在毛細管壓力182 psi的在初始油飽和度老化之后作為孔大小(r)的函數的油相的潤濕性指數。圖1-12示出了對于芯巖頸157號在毛細管壓力182 psi的在初始油飽和度老化之后作為孔大小(r)的函數的油相的潤濕性指數。圖2-1示出了在用三種不同鹽度的鹽水的水驅之后姐妹芯巖頸的T2弛豫時間分布。圖3-1示出了在毛細管壓力100 psi對于MEOR芯巖頸的作為T2弛豫時間的函數的初始水飽和度(Swi)。圖3-2示出了在毛細管壓力100 psi對于MEOR芯巖頸的作為孔隙半徑(r)的函數的初始水飽和度(Swi)。圖3-3示出了在100%水飽和條件(Sw=I)和在初始水飽和度(Swi=O. 28)的作為孔隙半徑(r)的函數的水體積分布。圖3-4示出了對于MEOR芯巖頸實驗在不同流體飽和度條件的對于大體積原油和對于芯巖頸的T2弛豫時間分布。圖4-1示出了用于在經歷微生物增強型采油(MEOR)的第二填砂樣本旁邊的經歷鹽水吸取的第一填砂樣本的實驗設置。圖4-2示出了用于對第一填砂進行的鹽水吸取實驗的T2分布。圖4-3示出了用于對第二填砂進行的MEOR實驗的T2分布。圖4-4是比較用于在鹽水吸取之后的第一填砂和在MEOR之后的第二填砂的T2分布的圖形。圖4-5是示出了從第一填砂和第二填砂隨時間的采油的圖形。圖4-6示出了用于100%鹽水飽和填砂、100%接種物飽和填砂以及在老化六天之后的接種物飽和填砂的T2分布。
具體實施例方式巖石內的流體飽和孔可以劃分成兩個區(qū)域，即表面區(qū)域和體區(qū)域。表面區(qū)域包括孔的內表面之上的例如具有不多于幾個分子的厚度的相對薄層。體區(qū)域包括孔的內部體積的剩余部分。已經發(fā)現，用于表面區(qū)域中的分子的弛豫時間通常明顯小于用于體區(qū)域內的分子的弛豫時間。不希望受任何理論限制，這可以歸因于對孔壁內的順磁中心的表面區(qū)域內的分子的影響。在質子(1H) NMR光譜學的情況下，它也可以部分地歸因于氫質子在巖石表面減少的旋轉速度。在多孔儲集層巖石中，孔通常直徑小于約100 μ m。因而，體區(qū)域可以占據單獨孔的相對小比例。
用于孔中的流體的自旋-自旋弛豫時間可能受來自三個弛豫機制的貢獻影響
(i)流體在體區(qū)域中的弛豫；(ii)流體在表面區(qū)域中的弛豫；以及(iii)歸因于流體在施加的磁場的梯度中的自擴散的弛豫。一般而言，可能特別是在流體包含不止一個相(例如水相和油相)時難以分離三個機制的相對貢獻。對于在使用具有短回聲時間的低場NMR光譜學(例如如通?？梢栽谟吞颪MR測井中使用的那樣)的情況中的流體飽和介質，可以假設由于自擴散而對自旋-自旋弛豫時間的貢獻可以是可忽略的，因為內部磁場梯度中的分子擴散可以是可忽略的。因此對于100%水飽和多孔介質(在Sw=I時)，在快速擴散限制下的水相在孔中的自旋-自旋弛豫時間(T2)的倒數可以表達為
IΛ I,η
C1)
在等式(I)中，τ2，W1是完全水飽和巖石的自旋-自旋弛豫時間，p2’w是水相的自旋-自旋弛豫度，T2B，W是水相的體自旋-自旋弛豫時間，A是多孔介質內的孔的表面積,并且V是孔體積。水相通常包括原生水、地層水等。在100%水飽和多孔巖石的情況下，經常可以通過忽略體弛豫項來近似等式(I)?？梢宰龅竭@一點，因為水在儲集層的多孔巖石內的弛豫時間比大體積水的弛豫時間短得多。因此
I Λm
(2)
V/A比值可以用來按照下式測量孔大小
PiwT2w-VtA^rfkP)
其中k是依賴于孔形狀并且對于平坦孔或者斷裂、圓柱形孔和球形孔分別等于I、2和3的幾何常數，并且r是用于平坦孔或者斷裂的孔的孔徑的一半并且是用于圓柱形或者球形孔的孔隙半徑。對于多孔介質的孔隙和孔喉的喉模型，孔隙與孔喉之比(BTR)可以定義為sm=~(4)
Λ
其中r是如下孔隙的半徑，該孔隙經過具有半徑R的孔喉連接到另一孔隙。可以例如通過比較汞注入實驗所確定的孔喉大小分布與NMR DDIF(歸因于內場擴散的衰減)所確定的孔隙大小分布或者通過使用電子顯微鏡方法分析巖石樣本的薄界面來確定BTR。NMR CPMG (Carr-Purcell-Meiboom-Gill)脈沖序列是用于測量T2弛豫時間的最普遍方法。脈沖序列由跟隨有一系列“m” 180°脈沖的90°脈沖構成以在每個180°脈沖之后生成回聲，這形成串列“m”個回聲作為結果(其中“m”是整數)。在相鄰180°脈沖之間的時間間隔是回聲時間TE。對于簡單大體積流體(諸如水)，回聲幅度如下式給出的那樣作為回聲時間的單指 數函數衰減
M(mTE) = M(Q)SK^mTE/Tibm) ■ (S)
其中M(mTE)是橫向磁化，并且#(0)是與初始橫向磁化對應的信號幅度。流體承載(例如水)多孔介質通常包括孔大小的寬分布。因而總NMR信號是來自多孔介質的所有單獨孔內的流體的信號之和。它可以在橫向磁化的CPMG測量中表達為多指數衰減
M { 1IJ J
其中為是具有特性弛豫時間Tzi的第i個分量的信號幅度。遵循等式(6)的數據的逆拉普拉斯變換將產生T2弛豫時間分布。在快速擴散限制和弱擴散稱合體制(regime),可以按照等式(3)將T2分布線性轉換成孔大小分布。所有(η個)分量的信號幅度(Ai)之和如等式(7)中陳述的那樣等于初始橫向磁化的信號幅度
^A1=M(O)( )
■I' I
信號幅度(Ai)與具有弛豫時間T2i的第i個分量的孔體積分數直接成比例。芯分析過程經常從用溶劑將儲集層芯巖頸清潔成強親水的狀態(tài)開始。在一次排水過程(為了模擬原油遷移)(諸如實驗室中的排水毛細管壓力實驗)期間，使用多孔板或者離心技術通過空氣或者油來使初始地使完全水飽和芯巖頸解飽和。例如當使用利用空氣或者氮氣轉移水的多孔板技術時，在已經施加轉移壓力并且壓力已經均衡以固定毛細管壓力(Pc)之后，可以通過測量從芯巖頸開采的水量來確定剩余水飽和度。如果施加的壓力超過給定芯的閾值壓力，則空氣或者氮氣將入侵芯并且占據芯的中心而剩余水作為層涂覆芯的表面。如果施加的壓力未超過孔的閾值壓力，則孔將保持完全水飽和。根據用于具有零接觸角的水-空氣或者水-氮系統(tǒng)的楊氏-拉普拉斯等式，在毛細管壓力(P。)與保持完全水飽和的閾值圓柱形孔喉半徑(Rt)之間的關系由下式給出
2fT
Pc-Y(8)
其中σ是對于空氣-水系統(tǒng)而言為72mN/m的界面張力或者表面張力。
在含油儲集層中，一次排水毛細管壓力曲線支配在油-水接觸以上的初始水和油飽和度。在油遷移過程期間，通過在均衡條件下在水與油之間的密度差產生的重力來平衡毛細管壓力。因而作為在自由水平面以上的高度(H)的函數的流體分布是
(9)
其中P。是毛細管壓力，0￥和P。分別是儲集層中的水相和油相的密度，g是重力加速度，并且H是在儲集層中的自由水平面以上的高度。根據等式(4)和(3)，在閾值毛細管壓力，對應最大完全水飽和孔隙半徑(rt)和水相的閾值自旋-自旋弛豫時間(T2，t)按照下式與閾值孔喉半徑(Rt)有關
tt ^StBTR(10)
T MtBTM , tU=-J--C1 *)
民Pijff
在非潤濕相(氣體或者油)使水相解飽和期間，如果施加的壓力未超過孔隙的閾值毛細管壓力，則孔隙將保持完全水飽和。如果施加的壓力超過給定孔隙的閾值毛細管壓力，則非潤濕相將經過連接的孔喉入侵孔隙并且將占據孔隙的中心而剩余水相在孔壁的表面上形成涂層。在閾值毛細管壓力，假設非潤濕相(空氣或者油)入侵的孔隙中的剩余水相的層的厚度等于閾值孔喉半徑Rt。為了在計算在解飽和過程期間的初始水飽和度，孔隙和孔喉模型也假設孔喉的體積與孔隙的體積相比可忽略。因此，在解飽和過程期間，可以按照下式確定作為孔隙半徑(r)、毛細管壓力(P。)和孔形狀因子(k)的函數的初始水飽和度Swi
產Y \扇
如果，則釔(r,pe,4) = i-;或者如果，則c —f。
r>rt\ r Jr <f|(12a其中如上文討論的那樣，k對于平坦孔或者斷裂、圓柱形孔和球形孔分別等于1、2和3。Swi的物理邊界條件為O 。對于具有水和油的兩相系統(tǒng)，可以按照下式確定作為孔隙半徑(r)、毛細管壓力(Pc)和孔形狀因子(k)的函數的初始油飽和度Sm
如果,則4(「,4，*)=^__ 二;或者如果，則
r>rtKrJr<rt Soi=O (12b)將等式(3)和(11)代入等式(12a)中給出對于完全水飽和孔隙作的為自旋-自旋弛豫時間T2,W1、毛細管壓力(P。)和孔形狀因子(k)的函數的初始水飽和度Swi
rT γ
如果，則= 1 Zi...........;或者如果 ，則 。
Tj,wi>ThJΤι<Γι, S^i=I (Ba)對于具有水和油的兩相系統(tǒng)，可以按照下式確定作為自旋-自旋弛豫時間(T2;W1)、毛細管壓力(P。)和孔形狀因子(k)的函數的初始油飽和度SQi
τ 2°·
如果，則=*--一——·—.....—·;或者如果，則 。
P*!
Tj1W^TsiIJTjrWiSTu Sffl=O (13b)
作為示例，對于球形孔形狀模型，其中k=3，等式(12a)、( 12b)、( 13a)和(13b)可以分別被簡化為等式(14a)、(14b), (15a)和(15b)
如果,則之M = I-P二^;或者如果^ ,則 r ... .如果，則;或者如果，則
r>rtV r /r<r, Sol-O (Mb)如果，則Wwd =1- ^~^-Η];或者如果 ，則 。
I>T2t\ h,m ,Ti^Tai Swi=I (15i)如果,則Sa(Tlm)。!丨;。,勝);或者如果，則 。
Tj.w^Tjt^ iJvVi JT2iWiSTil Sffi-O (ISb)因而等式(14a)和(15a)可以用來分別確定如圖1_2和1_3中所示在多個不同毛細管壓力(例如在七個不同毛細管壓力)作為孔大小的函數并且如果希望則作為T2弛豫時間的函數的初始水飽和度。替代地，可以在一次排水過程期間分析在孔尺度的初始水飽和度分布及其與弛豫時間T2分布的關系時將孔介質建模為規(guī)則多邊形管。通過將等式(2)應用于規(guī)則N邊多邊形管(其中N是整數，例如3、4、5或者6)，我們發(fā)現如果忽略完全水飽和規(guī)則多邊形管的T2弛豫時間的體弛豫和擴散弛豫分量則T2分布與規(guī)則多邊形的邊心距(L)直接成比例
多孔巖石是初始完全水飽和并且強親水的，而接觸角為零。當將多孔介質建模為規(guī)則多邊形管時，按照下式給出毛細管閾值壓力Pct
對于運用規(guī)則多邊形管的模型，在一次排水過程期間，如果施加的壓力恰好超過等式
(17)中定義的閾值毛細管壓力，則非潤濕相(例如油或者空氣)可以入侵給定的管。因而非潤濕相占據作為具有半徑L的圓柱體的孔的中心。隨著施加的壓力進一步增加，非潤濕相轉移越來越多的水。因而剩余水駐留于孔空間的角落中并且作為涂覆孔壁的薄水膜。所有更小孔(這些孔的閾值壓力大于施加的壓力)不能被非潤濕相入侵并且保持完全水飽和，例如
對于
在規(guī)則多邊形管的已經被非潤濕相入侵的孔中，孔空間的角落中的剩余水的曲率半徑(Rc)按照下式與毛細管壓力(P。)有
對于規(guī)則N邊多邊形管的非潤濕相入侵的孔，可以忽略孔壁的表面上的水膜的薄涂層的體積。因而可以使用下式來確定作為T2，W1弛豫時間、毛細管壓力(P。)和N的函數的初始水飽和度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)
類似地,可以使用下式來確定作為孔大小(L)、毛細管壓力(P。)和N的函數的初始水飽和度Swi
對于 ， ,或者對于 ，
ΡΛI 灰MwwJP4SPc Sm=I (20b)
其中如上文討論的那樣，L是規(guī)則N邊多邊形管的邊心距并且N是規(guī)則N邊多邊形管的邊數。 對于具有水和油的兩相系統(tǒng)，可以按照下式確定作為在100%水飽和度的自旋-自旋弛豫時間(T2;W1)、毛細管壓力(P。)和N的函數的初始油飽和度Sm
對于 ，況》(^,1 4 允)=F.一 敦一' Τ ~ΓΤ Τ ,或者對于.，' ,
Pe>PdJ I Nun(MfN)JPeSPcl SOi=0 (2(fc)
類似地，對于具有水和油的兩相系統(tǒng)，可以按照下式確定作為孔大小(L)、毛細管壓力(Pc)和N的函數的初始油飽和度Sw
對于 ，*V) -1 - — I - * ,或者對于 ，
P0>PaKpClJ I ^tan(IFZiV)JPeIPet S0i=O (20d)
將等式(9)代入等式(12a)、(12b)、(13a)、(13b)、(20a)、(20b)、(20c)和(20d)給出作為在含油氣儲集層中的自由水平面以上的高度(H)的函數的初始流體飽和度分布?？梢园凑障率礁鶕P于孔大小(r)、毛細管壓力(P。)的初始水飽和度(Swi (r，Pc))和孔大小分布函數AiCr)確定總體初始水飽和度(Swi)
為MW (21)
觀測到當對具有規(guī)則多邊形管的多孔介質建模時，r可以在等式21中替換為L。類似地，可以按照下式根據關于自旋-自旋弛豫時間(T2)、毛細管壓力(P。)的初始水飽和度(Swi (r，P。))和自旋-自旋弛豫時間(T2)分布函數Ai (T2)確定總體初始水飽和度(Swi):
5 =Es^crljFcM(Fl)(22)
f-1
以與等式(I)相似的方式，對于100%油飽和多孔介質，在快速擴散限制下的油相在孔中的自旋-自旋弛豫時間(T2)的倒數可以表達為
= +(23)
γ** r/ γχ *
iIpl1 ￡%Ββ
在等式(23)中，Τ2，ω是完全油飽和巖石的自旋-自旋弛豫時間，P w是油相的自旋-自旋弛豫度，T2W是油相的體自旋-自旋弛豫時間，A是多孔介質內的孔的表面積，并且V是孔體積。對于多孔介質中的100%油飽和大孔，在快速擴散限制下的油相在大孔中的自旋-自旋弛豫時間(Τ2，ΜΛ)的倒數可以表達為
I _..... I.....
T — F + T
1ΙΛΙiI 1 卿在等式(24)中，\是多孔介質內的大孔的表面積，并且' 是大孔的體積。在本發(fā)明中開發(fā)的初始水和油飽和度模型及其閾值毛細管壓力(Ρα)、閾值孔隙半徑(rt)和閾值孔-喉半徑(Rt)以及閾值閾值自旋-自旋弛豫時間(T2，t)可以用來將孔大小分布分割成具有初始水飽和度100%的小孔以及初始由水和油飽和的更大孔。用于小孔的截止孔半徑(r。)將依賴于包括毛細管壓力、界面張力和孔幾何形狀的多個因素。本領域技術人員將能夠選擇用于在由水100%飽和的小孔與初始由水和油二者飽和的更大孔之間的特定含油氣地層的截止孔半徑。
在一次排水之后，油入侵儲集層中的大孔。如果入侵的油相未接觸孔壁的表面，則儲集層巖石保持親水并且油相僅提供對弛豫時間的體弛豫貢獻。如果油相開始接觸孔壁的表面，則來自表面弛豫機制和體弛豫機制二者的貢獻生效并且潤濕性變更過程出現。在部分油飽和多孔介質的潤濕性變更之后，在快速擴散下的油相在大孔中的自旋-自旋弛豫時間(T2)的倒數可以表達為
一——一 S十(25》
y ^i \ r 2 Jtrr -yf、 f
在等式(25)中，T2AL(Srt)是油相在部分油飽和大孔的初始油飽和度Sm的自旋-自旋弛豫時間，S0iL代表油入侵的大孔的初始油相飽和度，P 2；0i代表油相在初始油相飽和度Sw的自旋-自旋弛豫度，AoiL是油相接觸的大孔的表面積，并且\是大孔的體積。隨著在老化期間的潤濕性變更，水驅或者EOR過程主要出現于含油大孔中，也可以制定用于大孔的潤濕性指數。在初始油飽和(Soi)條件，將用于油相入侵的大孔的油相潤濕性指數定義為
二」,________
Wl ^ EishA =(26a)
^2,014.
其中s。^是油相入侵的大孔中的初始油飽和度。本發(fā)明允許基于兩個因素(即與流體直接接觸的孔表面的部分和相對表面弛豫度(該弛豫度是對于多孔介質(對于相同多孔介質)在不同飽和狀態(tài)的表面弛豫度之比))定義NMR潤濕性指數。這一新定義的相對表面弛豫度消除其他因素(例如，巖石礦物性和存在于孔表面上的順磁雜質)對表面弛豫度的影響并且與在孔表面與存在于孔空間中的流體之間的親和性直接有關。類似地，在水吸取、水驅和/或EOR過程之后的殘留油飽和度(S。,)條件，將用于在一次排水過程期間的水相入侵的大孔的油相潤濕性指數(WIOTj)定義為
.!____________
ηρ / ri \ *pOrtmL
WItkj, =-(26b)
T T
其中S。^是在一次排水過程期間的油相入侵的大孔中的殘留油飽和度。在水吸取、水驅和/或EOR過程之后的殘留油飽和度(S。,)條件，將用于油相入侵的大孔的水相潤濕性指數(WIu)定義為
權利要求
1.一種比較二次采油過程與三次采油過程的方法，所述二次采油過程和所述三次采油過程應用于包含油相和水相的基本上流體飽和的多孔介質，所述方法包括 (a)提供所述多孔介質的第一樣本，所述樣本在其孔內具有已知初始體積的所述油相； (b)測量用于所述第一樣本內的所述流體的弛豫時間； (C)使所述第一樣本受到所述二次采油過程； Cd)在所述二次采油過程之后測量用于所述第一樣本內剩余的所述流體的弛豫時間； (e)提供所述多孔介質的第二樣本，所述第二樣本在其孔內具有基本上相似的已知初始體積的所述油相； Cf)測量用于所述第二樣本內的所述流體的弛豫時間； (g)使所述第二樣本受到所述三次采油過程或者在步驟(d)之后并且未執(zhí)行步驟(e)和(f)就使所述第一樣本受到所述三次采油過程； (h)在所述三次采油過程之后測量用于所述第二樣本或者所述第一樣本內剩余的所述流體的弛豫時間；并且 (i)在計算用于所述油相或者所述水相的潤濕性指數修改因子中使用弛豫時間測量，由此比較所述三次采油過程與所述二次采油過程。
2.如權利要求I所述的方法，其中對于所述油相和/或所述水相進行所述弛豫時間測量。
3.如權利要求I或者2所述的方法，其中所述基本上流體飽和的多孔介質是儲集層巖石或者其復制物并且包含從活原油和與所述儲集層巖石關聯(lián)的地面脫氣原油中選擇的油相以及從原生水和與所述儲集層巖石關聯(lián)的地層水中選擇的水相。
4.如任一前述權利要求所述的方法，其中所述二次采油過程包括利用從海水、微咸水、蓄水層水、采出水、原生水、地層水和實驗室準備的其復制物中選擇的鹽水溶液的水驅和/或鹽水吸取。
5.如權利要求4所述的方法，其中所述鹽水溶液包含從桿菌、梭菌、假單胞菌、烴降解細菌和反硝化細菌中選擇的微生物。
6.如權利要求4所述的方法，其中所述鹽水溶液是低鹽度水，所述低鹽度水具有在500至5000 ppm的范圍中的總溶解固體含量，并且所述低鹽度水的多價陽離子含量與所述原生水或者地層水的多價陽離子含量之比小于I、優(yōu)選地小于O. 9。
7.如任一前述權利要求所述的方法，其中所述弛豫時間測量是使用NMR光譜學來產生的自旋-自旋(橫向)弛豫時間(T2)。
8.如任一前述權利要求所述的方法，其中通過參照對由單個水相飽和的所述多孔介質的樣本和/或對由單個油相飽和的所述多孔介質的樣本和/或對所述水相和/或所述油相的總試樣進行的弛豫時間測量來歸一化所述測量。
9.一種評價包圍井筒的區(qū)域中的多孔和可滲透含油氣地層的潤濕性改變的方法，所述井筒穿透所述地層，所述方法包括 (i)在與所述含油氣地層的間隔對應的深度在所述井筒內定位NMR測井工具； (ii)測量用于位于所述含油氣地層內的流體的弛豫時間； (iii)可選地從所述井筒移開所述NMR測井工具；(iv)向所述含油氣地層內注入二次或者三次采集過程流體或者EOR過程流體持續(xù)一段時間，使得向所述地層中注入已知孔體積或者分數孔體積的所述流體； (V)可選地關井持續(xù)一段時間； (vi)使所述井返回到開采并且開采并且可選地采集注入的流體； (vii)在已經開采注入的流體之后，如果必要則在與以前基本上相同的深度在所述井筒內重新定位所述NMR測井工具；并且 (viii)測量位于所述含油氣地層內的所述流體的弛豫時間； (ix)可選地用與在步驟(iV)中原先使用的采集流體不同的采集流體重復步驟號(iV)至(viii)。
10.如權利要求9所述的方法，其中在一個或者多個時機重復所述方法以測量所述地層在二次和/或三次采油過程之前、期間和/或之后的所述潤濕性特性的改變。
11.如權利要求9或者10所述的方法，其中所述方法與單井化學示蹤劑(SWCT)測試組合，其中在步驟(iv)中向所述含油氣地層中注入的所述二次或者三次采集流體是劃分成次要部分和主要部分的水流體，其中所述次要部分由反應化學示蹤劑標注，所述化學反應示蹤劑與水反應以形成在所述地層的所述烴相中不可溶的產物示蹤劑，并且其中 在步驟(iv)中，在水相的所述主要部分之前向所述地層中注入由所述反應化學示蹤劑標注的水流體的所述次要部分，并且所述水流體的所述主要部分的量足以從所述井筒將水流體的所述次要部分推動至少5英尺的徑向距離； 在步驟(V)中，關井持續(xù)用于所述反應化學示蹤劑與水反應以形成可檢測量的所述產物示蹤劑的充分時間段； 在步驟(Vi )中，從所述含油氣地層回采所述水流體并且針對反應化學示蹤劑含量和產物示蹤劑含量分析所述水流體，并且根據在所述產物示蹤劑與反應化學示蹤劑的峰濃度之間的分析的間距確定殘留油飽和度；并且 使用在步驟(viii)中確定的所述弛豫時間測量來計算的在所述二次或者三次采油過程之后的所述潤濕性指數改變與根據所述SWCT測試從在產物示蹤劑和反應示蹤劑的所述峰濃度之間的所述間距確定的所述殘留油飽和度相關。
12.如權利要求11所述的方法，其中所述反應化學示蹤劑是乙酸乙酯并且所述產物示蹤劑是乙醇。
13.—種評價包圍新井筒的區(qū)域中的多孔和可滲透含油氣地層的潤濕性改變的方法，所述新井筒穿透含油氣地層，所述改變至少部分地歸因于鉆井泥漿進入所述地層中，所述方法包括 (i)定位預先存在的井筒，所述預先存在的井筒穿透所述含油氣地層或者相似地層； (ii)在與所述含油氣地層的一部分對應的深度在所述預先存在的井筒內定位NMR測井工具； (iii)測量用于位于包圍所述預先存在的井筒的接近井筒的區(qū)域內的所述流體的弛豫時間； (iv)在從所述預先存在的井筒移開的新位置鉆出新井筒，由此所述新井筒與所述含油氣地層相交； (V)在與所述含油氣地層的一部分對應的深度在所述新井筒內定位NMR測井工具；(Vi)測量用于位于包圍所述新井筒的所述接近井筒的區(qū)域內的所述流體的弛豫時間；并且 (Vii)比較來自步驟(iii)和(Vi)的所述弛豫時間測量以評價包圍所述新井筒的所述接近井筒的區(qū)域中的所述流體的所述潤濕性改變，所述改變至少部分地歸因于鉆井泥漿在鉆出所述新井筒期間進入所述地層中。
14.一種計算機實施的方法，用于確定流體承載多孔介質的潤濕性特性，所述方法包括以下步驟 接收測量數據，所述測量數據指示在定義的流體飽和度存在于所述多孔介質中的流體的弛豫時間； 接收參考數據，所述參考數據指示所述流體的一個或者多個參考弛豫時間；并且 基于在接收的測量數據與接收的參考數據之間的差值來計算潤濕性指數，所述潤濕性指數指示所述多孔介質在所述定義的流體飽和度的所述潤濕性特性。
15.根據權利要求14所述的方法，所述方法還包括以下步驟 接收多個測量數據，每個測量數據指示存在于所述多孔介質中的流體的弛豫時間 i)在不同時間點； ii)在所述多孔介質中的不同位置；或者 iii)在一次、二次或者三次流體采集過程中的至少一個之前、之后和/或期間的不同階段； 分別針對多個測量數據中的每個測量數據計算所述潤濕性指數；并且 基于計算的潤濕性指數的比較來計算潤濕性指數修改因子，所述潤濕性指數修改因子指示所述多孔介質的所述潤濕特性的改變。
16.根據權利要求14或者15所述的方法,還包括以下步驟接收指示參數的參數數據以便計算作為所述參數的函數的所述潤濕性指數，所述參數涉及所述多孔介質的孔大小、毛細管壓力、流體飽和度和/或在所述多徑介質中的自由水平面以上的高度。
17.根據權利要求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質的第一和第二井筒，計算的所述潤濕性指數修改因子指示所述多孔介質的在所述第一和第二井筒的所述潤濕性特性之間的改變。
18.根據權利要求14或者17中的任一權利要求所述的方法，其中存在于所述多孔介質中的所述流體包括至少兩個不混溶流體成分或者相，并且其中針對所述流體成分或者相中的至少一個計算所述潤濕性指數。
19.根據權利要求14或者18中的任一權利要求所述的方法，其中所述參考數據包括對以下進行的弛豫時間測量中的一個或者多個弛豫時間測量 i)由單個水相飽和的所述多孔介質的樣本； ii)由單個油相飽和的所述多孔介質的樣本；和/或 iii)與所述多孔介質的總試樣對應的水相和/或油相的總試樣。
20.根據權利要求14或者19中的任一權利要求所述的方法，包括基于所述參考數據歸一化所述測量數據。
21.根據權利要求14或者20中的任一權利要求所述的方法，其中所述弛豫時間測量是使用NMR光譜學來進行的自旋-自旋(橫向)弛豫時間測量。
22.根據權利要求14或者21中的任一權利要求所述的方法，其中所述多孔介質包括儲集層巖石地層、其樣本或者其復制物。
23.一種用于確定流體承載多孔介質的潤濕性特性的系統(tǒng)，所述系統(tǒng)包括 數據接收裝置，被布置成接收測量數據，所述測量數據指示在定義的流體飽和度存在于所述多孔介質中的流體的弛豫時間； 數據接收裝置，被布置成接收參考數據，所述參考數據指示所述流體的一個或者多個參考弛豫時間；以及 計算機實施的裝置，被布置成基于在接收的測量數據與接收的參考數據之間的差值計算潤濕性指數，所述潤濕性指數指示所述多孔介質在所述定義的流體飽和度的所述潤濕性特性。
24.根據權利要求23所述的系統(tǒng)，所述系統(tǒng)還包括 數據接收裝置，被布置成接收多個測量數據，每個測量數據指示存在于所述多孔介質中的流體的弛豫時間 i)在不同時間點； ii)在所述多孔介質中的不同位置；或者 iii)在一次、二次或者三次流體采集過程中的至少一個之前、之后和/或期間的不同階段； 計算機實施的裝置，被布置成分別針對多個測量數據中的每個測量數據計算所述潤濕性指數；以及 計算機實施的裝置，被布置成基于計算的潤濕性指數的比較來計算潤濕性指數修改因子，所述潤濕性指數修改因子指示所述多孔介質的所述可潤濕特性的改變。
全文摘要
一種比較二次采油過程與三次采油過程的方法，二次采油過程和三次采油過程應用于包含油相和水相的基本上流體飽和多孔介質，該方法包括在計算用于油相或者水相的潤濕性指數修改因子中使用弛豫時間測量，由此比較三次采油過程與二次采油過程。
文檔編號G01V3/32GK102834737SQ201080064054
公開日2012年12月19日 申請日期2010年11月19日 優(yōu)先權日2009年12月16日
發(fā)明者Q.陳, I.R.科林斯 申請人:英國石油勘探運作有限公司