用于从NMR数据检测碳氢化合物的方法

摘要

一种用于检测流体样品中的碳氢化合物的方法包括：从第一核磁共振测量和第二核磁共振测量得出差测量，其中第一核磁共振测量和第二核磁共振测量具有采集参数的差值，因此分子扩散以不同的程度影响第一核磁共振测量和第二核磁共振测量；以及从差测量确定碳氢化合物的存在。

说明书

技术领域

本发明涉及测井领域。更具体而言，本发明涉及用于使用核磁共振数据来检测油层中的碳氢化合物的方法。

背景技术

油和气的开采和生产是很昂贵的操作。可有助于减少钻井中资源的不必要浪费的有关地层的任何知识是无法估价的。因此，油和气工业已开发了能确定并预测土壤地层属性的各种工具。在不同类型的工具中，核磁共振(NMR)数据已被成功地用于各种各样的应用中。NMR设备可被用于确定地层属性，如孔隙空间的分数体积和填充孔隙空间的可移动流体的分数体积。NMR测井的一般背景被描述于U.S.专利No.6,140,817中。

核磁共振是一种发生在具有磁核矩即非零自旋量子数的一组所选原子核中的现象。¹H(质子)是在NMR测井中共同检测的物质(species)，这是由于其在自然界中的丰富和对NMR测量的敏感性。当这些原子核被置于磁场(B₀，“塞曼场”)中时，它们每个都以特定频率，拉莫尔频率(ω₀)绕B₀场的轴旋进，所述频率是每个核素(回磁比，γ)的特性并且依赖于原子核位置处有效的磁场强度(B₀)，即ω₀＝γB₀。

土壤地层中的水和碳氢化合物产生可检测的NMR信号。理想的是来自水和碳氢化合物的信号可分离以使可识别碳氢化合物承载区(hydrocarbon-bearing zone)。然而，不总是容易区分哪些信号来自于水而哪些来自于碳氢化合物。已提出了各种方法以分别识别水和碳氢化合物信号。

由Akkurt等在“NMR Logging of Natural Gas Reservoirs”Paper N.Tfansactions of the Society of Professional Well LogAnalysts(SPWLA)Annual Logging Symposium，1995中提出的微分谱(DSM)和移位谱(SSM)方法比较了从用不同极化时间(DSM)或回波间隔进行的两个Carr-Purcell-Meiboom-Gill(CPMG)测量而得出的T₂分布。已知为时域分析(TDA)的这些方法的修改在后来由Prammer等在“Lithology-Independent Gas Detection byGradient-NMR Logging”SPE paper 30562，1995中介绍。在TDA中，通过将一组所测振幅从另一组减去而直接在时域中计算“差”数据。然后假定差数据集仅包含轻油和/或气。在TDA中，来自轻油或气的相对贡献是通过使用用于这些流体的假定NMR响应来执行对差数据的线性最小平方分析而得出的。DSM和TDA两者均假定水信号具有比碳氢化合物基本上短的T₁驰豫时间。然而，该假定不总是有效的。最明显的是，该假定失败于有大孔或碳氢化合物为中或高粘度的地层。SSM方法及其后继，由Akkurt等在“Enhanced Diffusion：Expanding theRange of NMR Direct Hydrocarbon Typing Application”，PaperGG.Translations of the society of Professional Well LogAnalysts(SPWLA)Annual Logging Symposium，1998中提出的增强扩散方法(EDM)，基于由CPMG测量的回波间隔的变化而导致的T₂分布的变化来分离气、油和水的贡献。该方法可用于有限范围的情况，并且T₂域中水和碳氢化合物信号的不完全分离大大损害了结果的精度。而且，这些方法被设计成用CPMG序列起作用。然而，用基于扩散的方法，CPMG脉冲序列提供差的信噪比，这是由于可被测量的回波数量的减小。用于组合并选择这些不同NMR方法的对策已在最近由Coates等在U.S.专利No.6,336,087 B1中描述。

NMR碳氢化合物检测的第二种途径是较通用的。这些方法典型地将正演摸拟应用于以不同参数采集的多组NMR数据。所述组的NMR数据典型地用不同的回波间隔(TE)或极化时间(WT)来采集，并且有时用不同的磁场梯度(G)来采集。当前在该途径中有两种方法：由Slijkerman等在SPE paper 56768，“Processing of Multi-Acquisition NMR Data”，1999中提出的MACNMR，以及在被授予Freedman并被转让给本发明(“Freedman专利”)的受让人的U.S.专利No.6,229,308 B1中公开的磁共振流体特征化(MRF)方法。Freedman专利在此引入作为参考。

MRF方法能获得分离的油和水的T₂分布。该方法使用组分粘度模型(CVM)，其将驰豫时间和扩散速率相关于组分粘度，该组分粘度的几何平均等同于宏观流体粘度。有了MRF方法，通过将模拟NMR响应的正演模型应用于以不同参数采集的一组NMR测量，获得了用于水和碳氢化合物体积的估算值。除了流体体积，MRF方法亦提供油粘度的估算值。MRF方法表示当前可用于测井中NMR流体特征化的最全面和精确的方法。与上述方法不同，MRF方法可适用于任何组的NMR测量并且不局限于CPMG序列。事实上，它已被成功地应用于用扩散编辑(diffusionediting)(DE)序列采集的NMR测量。

尽管现有技术方法在预测地层中碳氢化合物的存在方面是有用的，理想的是具有较简单的方法，其可从NMR数据预测地层中碳氢化合物的存在并可通用于用不同脉冲序列采集的NMR数据。

发明内容

本发明的一个方面涉及预测流体样品中碳氢化合物的存在的方法。流体样品可以是地球地层中的原生流体、用地层检测器移取的地层流体样品和其它流体。一种用于检测流体样品中碳氢化合物的方法包括：从第一核磁共振测量和第二核磁共振测量得出差测量，其中第一核磁共振测量和第二核磁共振测量具有采集参数的差值，因此分子扩散以不同的程度影响第一核磁共振测量和第二核磁共振测量；以及从差测量确定碳氢化合物的存在。

本发明的另一个方面涉及测井方法。一种用于由井身穿透的地层的核磁共振测井的方法包括：采集第一核磁共振测量；采集第二核磁共振测量，其中第一核磁共振测量和第二核磁共振测量具有采集参数的差值，因此分子扩散以不同的程度影响第一核磁共振测量和第二核磁共振测量；以及从第一核磁共振测量和第二核磁共振测量确定差测量。

从以下描述和所附的权利要求来看，本发明的其它方面和优点将是显然的。

附图简述

图1示出有不同的长回波间延迟时间的DE脉冲序列。

图2示出依照本发明一个实施例的方法的流程图。

图3示出现有技术NMR测井系统。

图4示出现有技术NMR设备的部件。

图5示出用DE和CPMG脉冲序列获得的NMR测量。

图6A示出用本发明的方法获得的仅有油的(oil-only)测量。图6B示出从仅有油的测量得出的对应的T₂分布。

图7示出脉冲序列中相对于各种长回波间延迟时间的衰耗函数。

图8示出来自水井的五个测量。

图9示出如从图8所示的测量计算的仅有油的测量。对应的DE测量亦被示出以便于参考。

优选实施例详述

本发明涉及用于在地层流体的NMR测量中滤出水信号的方法。本发明的实施例通用于公用的NMR数据，而不管在NMR数据采集中所使用的脉冲序列。

依照本发明的一种方法，来自两个(或更多)测量(例如，DE测量)的NMR数据被组合以使结果的所组合的数据集包含仅来自碳氢化合物的信号振幅。结果是，该方法滤出水信号并得到油信号，其随后借助适当的流体模型(例如，CVM)来解释以提供用于油饱和度和粘度的估算值。在以下的描述中，将使用用DE脉冲序列采集的NMR测量来说明本发明的方法。本领域的技术人员将理解，它可同等地适合于宽广范围的其它NMR测量方案，包括标准CPMG。用DE脉冲序列采集的NMR测量在本说明书中被称为“DE测量”。

扩散编辑(DE)脉冲序列由Hürlimann等引入，见M.D.Hürlimann等在2002 Annual Meeting of the Society of Professional WellLog Analysts，Osio，Japan，6月2-5日上提交的论文“Diffusion-Editing：New NMR Measurement of Saturation andPore Geometry”；亦见由Hürlimann提交于2000年11月28日的U.S.申请序列号09/723,803，名为“Simpler and More RobustHydrocarbon Typing with Pulsed NMR”。该申请被转让给与本发明相同的受让人并在此引入作为参考。

DE脉冲序列类似于CPMG序列，除了初始的两个回波用较长的回波间隔采集而第三和随后的回波用较短的回波间隔采集。图1示出有用于首先两个回波的不同的长回波间隔(TEL)的三个DE脉冲序列。第三和随后的回波具有尽可能短的回波间隔(TES)。在图1中所示的DE脉冲序列中，扩散信息在首先两个回波的采集期间被编码，而第三和随后的回波提供具有通过扩散的信号的相对小的衰耗的体(bulk)和表面驰豫时间信息。尽管图1中所示的DE脉冲序列具有有长回波间隔的两个回波，本领域的技术人员将理解，可在本发明的范围内使用其它数量(例如，1、3、4等)的这种回波。使用常规的CPMG序列来编码扩散信息需要长的回波间间隔，这导致差的体和表面驰豫时间信息，这是因为在相对少的回波之后，扩散的衰减衰耗了信号。因此，与用CPMG序列采集的类似组相比，用DE序列采集的一组数据提供自旋回波数据中较好的扩散信息和信噪比。因此，DE序列可提供比CPMG序列精确而强有力的对盐水和油T₂分布的计算。

来自包含油和水的样品的扩散编辑(DE)测量的回波振幅M可被表示为

M(t，WT，TEL，TES)＝F(t，WT)Z(t，TEL，TES)+M_o(t，WT，TEL，TES) (1)其中t是在初始的90°激励脉冲之后的回波的时间，TEL是长回波间隔，TES是短回波间隔，而WT是测量的有效等待时间。等式(1)的右边的第一项F(t，WT)Z(t，TEL，TES)表示水对信号的贡献。函数F(t，WT)说明由于横向和纵向驰豫而造成的水信号的衰耗。由于扩散而造成的水信号的衰耗由Z(t，TEL，TES)描述。一般来说，油信号不能被分离为扩散和固有驰豫项。然而，对于以下描述，分离这些项是不必要的。这样，在本说明书中，油对总回波振幅的贡献被简单地表示为M₀(t，WT，TEL，TES)。

对于水，第一衰耗项F(t，WT)可用T₂分布A(T₂)明确地写出， $>>F>>(>t>,>WT>)>>=>\int >A>>(>>T>2>>)>>>(>1>->>e>>->WT>/>>T>1>>>(>>T>2>>)>>>>)>>>e>>->t>/>>T>2>>>>d>>T>2>>->->->->>(>2>)>>>s>并且扩散项由以下给出：其中\alpha 和\beta 是用于直接和受激回波的衰耗系数，并且对于特定工具已知为常数。用于短和长回波间隔的水扩散驰豫速率为：$ >>>R>>2>,>S>>>=>>>>D>W>>>>(>\gamma >.>G>.>TES>)>>2>>>12>>,>>R>>2>,>L>>>=>>>>D>W>>>>(>\gamma >.>G>.>TEL>)>>2>>>12>>->->->>(>4>)>>>s>其中D$$_w是水扩散常数，γ是质子回磁比，而G是磁场梯度。

等式(4)表示，如果水扩散常数(D_w)能以合理的精度来估算，则如等式(4)中所示的水扩散速率(R_2，S和R_2，L)可被计算。当水扩散速率R_2，S和R_2，L已知时，等式(3)中的扩散项Z(t，TEL，TES)可被计算。因此，等式(1)中所示的回波振幅M(t，WT，TEL，TES)可被重写为经修改的回波振幅，其中在首先的两个(长)回波期间的水扩散作用被完全去除。这个经修改的回波振幅可被定义为： $>>>M>*>>>(>t>,>WT>,>TEL>.>TES>)>>=>>>M>>(>t>,>WT>,>TEL>,>TES>)>>>>Z>>(>T>,>TEL>,>TES>)>>>>=>F>>(>t>,>WT>)>>>e>>>>->R>>>2>,>S>>>>(>t>->T>)>>>>+>>>>M>O>>>(>t>,>WT>,>TEL>,>TES>)>>>>Z>>(>T>,>TEL>,>TES>)>>>>->->->->>(>5>)>>>s>其中T是任意的基准时间，其被选择为等于或比测量组中的最长TEL值长两倍，即T\ge 2*TEL。注意等式右边的第一项F(t，WT)exp(-R$_2，S(t-T))表示水对经修改的回波衰减的贡献并且独立于长回波间隔TEL。因此，可通过以不同的TEL值，TEL(1)＜TEL(2)，取两个经修改的衰退M*(t，WT，TEL，TES)的差而完全去除这个水贡献项。如果我们设置T＝2*TEL(2)，则在通过Z(t，TEL(2)，TES)重新调整之后的差信号为： $>>S>>(>t>,>WT>,>TEL>>(>1>)>>,>TEL>>(>2>)>>,>TES>)>>=>Z>>(>T>,>WT>,>TEL>>(>2>)>>,>TES>)>>>s>$ >>\times >>(>>M>*>>>(>t>,>WT>,>TEL>>(>2>)>>,>TES>)>>->>M>*>>>(>t>,>WT>,>TEL>>(>1>)>>,>TES>)>>)>>>s>$ >>=>>M>O>>>(>t>,>WT>,>TEL>>(>2>)>>,>TES>)>>->>>Z>>(>T>,>WT>,>TEL>>(>2>)>>,>TES>)>>>>Z>>(>T>,>WT>,>TEL>>(>1>)>>,>TES>)>>>>>M>O>>>(>t>,>WT>,>TEL>>(>1>)>>,>TES>)>>->->->->>(>6>)>>>s>$$$

等式(6)说明，差衰减S(t，TEL(1)，TEL(2)，TES)包括仅来自油的信号大小，同时水贡献仅有的残余(remnant)表现为两个扩散项的比，即等式(6)中Z函数的比。由于水贡献的残余仅表现为Z函数的比，估算水扩散常数(D_w)过程中的任何误差将被部分抵消并且将不显著影响等式(6)中所示的差衰减S(t，TEL(1)，TEL(2)，TES)的精度。类似地，在等式(4)中假设的用于水的自由扩散模型的有效性将不对等式(6)中所示的差衰减S(t，TEL(1)，TEL(2)，TES)的精度有显著影响。此外，由于可通过选择TEL(2)＞＞TEL(1)而使Z函数的比很小，等式(6)中的第二项消失，并可使差衰减近似等于用于TEL(2)测量的油信号，

S(t，WT，TEL(1)，TEL(2)≈M_o(t，WT，TEL(2)，TES)    (7)

结果是，本发明的方法可在t＞T时从各个扩散编辑回波中滤出水信号。对使用本发明方法的仅有的要求是采集有不同的长回波间隔(TEL)的两个DE测量。本发明方法的精度仅依赖于自由扩散模型的有效性和所估算的水扩散常数(D_w)的精度。该方法提供了油/水扩散对比的直接量度并使可由流体参数的不正确选择而导致的误差最小化，特别是在低对比的环境中。注意，以上描述已假定碳氢化合物是油，其典型地比水扩散得慢。然而，所述方法可同等地应用于气田。在此情况下，气比水扩散得快，并且结果的差信号可具有与气的体积成比例的负振幅。

尽管以上描述假定了两个DE测量被分别采集然后一个从另一个被减去，本领域的技术人员将理解，可替换的是，可在数据采集期间执行减法。例如，NMR测井工具可被编程以执行以下步骤：(1)以TEL(2)采集第一DE测量，(2)将第一DE测量存储在存储器中，(3)以TEL(1)采集第二DE测量，以及(4)从第一DE测量减去第二DE测量。可通过将第二DE测量乘以常数-1并将结果数据加给存储器而实现该减法。可替换的是，可通过移动激励脉冲的相位180°来采集第二DE测量。结果的第二DE测量然后可被直接加给第一DE测量。

尽管以上描述使用了不同的TEL值来说明本发明的方法，本领域的技术人员将理解，可通过改变磁场梯度而获得相同的结果。

图2说明依照本发明实施例的一种方法。首先，例如通过使用DE脉冲序列和长回波间隔TEL(1)来采集NMR测量(被表示为21)。然后，除了长回波间隔TEL(2)，用相同的参数，来采集第二NMR测量(被表示为22)。NMR测量被示出为用DE脉冲序列采集。然而，其它脉冲序列(例如，CPMG序列)亦可被使用。这两个NMR然后一个从另一个被减去以产生差测量(被表示为23)。如以上所述，该差测量亦可在采集期间而不是在采集之后被获得。就是说，步骤21-23可在单个步骤中完成。

由此获得的差测量然后可用任何适当的方法来分析以提供地层属性(被表示为24)。例如，差测量可被颠倒以提供油的T₂分布。可替换的是，可用MRF方法来分析它以提供各个油成分例如气、轻油和重油的T₂分布。该T₂分布然后可被用于得出地层属性，如流体体积、粘度和孔隙率。注意，如果人们希望从差测量得出地层孔隙率，将有必要以水扩散按比例缩放因子来调节差测量的振幅或结果孔隙率。

可用本领域已知的NMR测量的各种方法来实现依照本发明实施例的NMR测量的采集。例如，可使用从土壤地层移来的样品在实验室中进行测量。可替换的是，可使用钢丝绳工具(wireline tool)、边钻井边测井(logging-while-drillling)或边钻井边测量(measurement-while-drilling)的工具、或者地层检测器在测井操作中进行NMR测量。图3说明NMR测井系统的图解。在图3中，示出了用于研究井眼32穿过的地球地层31的核磁共振(NMR)测井工具30。NMR测井设备30在铠装线缆33上被悬挂于井眼32中，所述铠装线缆的长度基本上确定设备30的相对轴向深度。线缆长度由表面处的适当装置来控制，如卷筒和绞车机构8。表面设备7可以是常规类型，并可包括处理器子系统，其与包括NMR测井设备30的井下设备通信。

NMR测井设备30可以是任何适当的核磁共振测井设备；它可以是用于在图3中所示的钢丝绳测井应用中使用的设备，或者是可在边钻井边测井(LWD)或边钻井边测量(MWD)应用中使用的设备。此外，NMR测井设备30可以是本领域已知的任何地层检测器的一部分，如由Schlumberger Technology Corporation(Houston，TX)以MDT^TM的商品名出售的。NMR测井设备30典型地包括：用于在地层中产生静态磁场的装置；以及射频(RF)天线装置，用于在地层中产生磁场的脉冲并用于接收来自地层的自旋回波。用于产生静态磁场的装置可包括永磁体或磁体阵列，而用于产生磁场脉冲并接收来自地层的自旋回波的RF天线装置包括一个或多个RF天线。

图4说明一个类型的NMR测井设备30的一些部件的图解。图4示出第一集中磁体或磁体阵列36和RF天线37，其可以是适当定向的线圈或多个线圈。图4亦说明可在多频率测井操作中被选择频率的近距离隔开的筒形薄壳38-1，38-2，...38-N的一般表示。一种这样的设备被公开于U.S.专利No.4,710,713中。在图4中，另一个磁体或磁体阵列被示出。当测井设备30在井眼中沿箭头Z的方向被升起时，磁体阵列39可被用于在研究区域之前预极化地球地层。这种设备的实例被公开于U.S.专利No.5,055,788和3,597,681中。

现在将用以下实例来说明本发明的实施例。在第一实例中，依照本发明的方法被应用于在印第安纳的油田的现场测试中采集的井下数据。一组九个DE测量用2、4、5、6、7、8.5、10、11、12ms的长回波间隔(TEL)采集，随后是标准的CPMG。每个测量使用相同长的等待时间(WT)，并且600个回波用0.6ms的短回波间隔采集。图5示出九个DE测量以及标准CPMG测量。标准CPMG测量等效于一个有首先两个回波的DE测量，所述两个回波具有与剩余回波(TES＝0.6ms)相同的之间延迟(inter-delay)(TEL＝0.6ms)，即TEL＝TES。图5中的实曲线表示使用MRF方法的这些数据的后倒置拟合(post-inversion fit)。

图6A示出依照等式(5)和(6)从最后5个DE测量减去CPMG测量所产生的5个差测量。这些差测量包括“仅有油的”衰减，这是因为水衰减已通过本发明的方法滤出。图6A清楚地表明，经修改的衰减与油的存在一致，这是因为衰减振幅是非零的。

从这5个“仅有油的”测量得出的对应的T₂分布被示出于图6B中(曲线1)。为便于比较，图6B亦包括为所产生的油样品而测量的T₂分布(曲线2)。如图6B中所示，从用本发明方法产生的数据集而计算的T₂分布(曲线1)与为所产生的油样品而测量的T₂分布(曲线2)合理地一致。图6B亦表明，通过本发明方法所计算的估算T₂分布具有在长T₂分量(100ms以上)内强度的明显损失。长T₂分量的这种损失部分地是由于整匀效应(regularization effect)造成的，但主要反映长T₂分量对经修改的衰减信号的减小的相对贡献。

如图6B中所示，估算的油T₂分布在这里所用的TEL值的范围内对TEL的值是相对不灵敏的。图6B中所示的T₂分布可被进一步分析以提供用于地层属性如油体积和粘度的估算值。表1示出得自这种分析的结果。

                        表1

    从“仅有油的”回波衰减得出的油体积、对数平均T₂和粘度    TEL(ms)    油体积(p.u.)    T_2LM(ms)    粘度(cp)    7    3.5    130    10    8.5    3.9    110    11    10    3.6    110    12    11    3.1    130    9    12    3.1    100    13

数据得自如图6A和6B中所示的印地安那现场测试的5个差DE测量。所示的值未对油信号的衰耗进行校正。

应指出，表1中报告的量尚未被校正由于与DE测量中回波间隔的变化关联的驰豫、扩散或信号损失而造成的油信号的衰耗。这些值亦没有考虑被用于得出仅有油的回波衰减的数据运算。就是说，这些值尚未针对可能从仅有油的衰减的推导而产生的衰耗来调节。油信号的衰耗被包括在等式(6)中。为了计算衰耗的大小，有必要使用用于油驰豫和扩散属性的某种模型。组分粘度模型(CVM)提供用于该目的的适当模型。本领域的技术人员将理解，亦可使用其它适当的模型。

图7示出作为T₂的函数的油贡献的灵敏度函数(即衰耗)。使用CVM模型和先前为油衰减的推导而使用的相同工具参数(α、β)来计算油信号衰耗。在图7中，曲线1-7表示分别用于TEL＝3、5、7、8.5、10和12ms的衰耗函数。这些衰耗函数反映有特定T₂值的油成分对经修改的衰减的贡献。图7中所示的结果是使用34G/cm的场梯度来计算的。

图7表明，衰耗依赖于T₂并且对于长T₂分量最大。这与较轻的油成分的增加的扩散速率并因此与减小的油/水对照是一致的。油样品的T₂分布(图6B中所示的曲线2)显示出高达400ms的明显振幅，这表示衰减因子在所计算的“仅有油的”衰耗中可以是明显的。

原则上以与极化校正被应用以解决标准NMR测井中的不完全极化的非常相同的方式，衰耗分布曲线可被用于增进所测油T₂分布中的长T₂分量。然而，不推荐这种途径，这是因为用于长T₂分量的补偿因子可以是明显的并且将经历规则化和任何其它颠倒假象的难以预测的变化。这样，在本发明的优选实施例中，这种校正不被应用。图6B中的油T₂分布和图7中的衰耗分布曲线的视觉检查表明，初始的未校正的油体积应被提高到近似2倍。这将导致大约0.4-0.5的油饱和度估算值，这与用于相同数据的MRF估算值(0.4-0.5)合理地一致。

本发明的方法亦已被应用于在水井中采集的DE数据。用于该分析的数据对应于得自水井的DE深度记录的累积平均。平均数据被示出于图8中。在图8中，首先的两个测量是分别用具有WT＝8s和2s的CPMG脉冲序列采集的，而最后三个测量用DE脉冲序列采集，该DE脉冲序列每个都有WT＝2s，但有如所示的不同的TEL(4ms、6ms和8ms)。这些测量是用23G/cm的磁场梯度采集的。

为便于分析，仅最后4个测量(即，第二CPMG和3个DE测量)被使用。如前所述，CPMG测量被用作“基准”测量(即TEL(1)测量)。结果的“仅有油的”衰减与对应的原始DE数据(曲线2)一起被呈现于图9中(曲线1)，其在相同的尺度上被画出以便于比较。显然“仅有油的”衰减(曲线1)表现为基线上的噪声，这表示油的不存在。这是所期望的，因为这是一个水井。所计算的油体积几乎处于噪声水平内。

图9中所示的结果说明，与当油存在时一样，当油不存在时本发明的方法亦起作用。

一旦油被识别，“仅有油的”测量(回波串)可被颠倒以提供油T₂分布。可替换的是，通过颠倒“仅有油的”回波串并调用模型(例如CVM)以说明油信号衰耗，可计算饱和度和粘度估算值。结果的油信号可被看做所测的NMR对照或被用作用于对数据的其它全面分析(例如MRF)的定量置信指示。此外，用本发明方法得出的流体粘度和饱和度可被比较于用其它方法得出的相同值以作为对流体属性估算值的交叉检验。

本发明的方法具有以下优点。本发明的实施例提供了简单线性方法以从NMR测量数据中有效滤出水信号，而剩下对应于仅有油的信号的一组回波。结果是，本发明的方法将油的识别与特征化的随后步骤分离。识别步骤不需要用于油NMR属性的现有知识或模型。如较早时所述，水扩散常数的精确知道和自由扩散模型的有效性对本发明方法的精度有较小的影响。

与现有技术的“差”方法(例如DSM、SSM)不同，本发明的方法可提供基本上没有水贡献的差测量。该方法仅需要有不同长回波间隔(或场梯度)值的2个测量(尽管可使用更多的)。如图6A和6B中所示，在合理的限度内，结果对测量参数的精确选择是相对不灵敏的。

尽管已针对首先两个回波具有与随后回波不同的回波间隔的扩散编辑测量说明了所述方法，该途径亦可通用于其它NMR测量序列。该方法可被用于用相同或不同场梯度采集的测量。该方法亦可被应用于有场梯度分布的工具，如来自Schlumberger Technology Corporation(Houston，TX)的CMR^TM工具。

尽管已参照有限数量的实施例描述了本发明，得益于本公开内容的本领域的技术人员将理解，可在如在此所公开的本发明的范围内设计其它实施例。例如，本发明的实施例可用钢丝绳工具以及LWD或MWD工具来实施。此外，本发明的实施例可对通过地层检测器移走的流体样品而实施，并且NMR测量在地层检测器或在实验室中被采集。因此，本发明的范围应仅由所附的权利要求来限定。