Способ оценки порового объема формации, занятого углеводородом

1 Настоящее изобретение относится к ядерно-магнитному резонансному каротажу формаций для оценки содержания углеводорода в формации. При эксплуатации углеводородных бассейнов используют каротаж скважины для определения количества извлекаемых углеводородов. Для измерения свойств бассейна, как, например, пористости и насыщения порового пространства водой и углеводородом, разработан каротажный инструментарий, как, например,регистрация (записи) плотности, нейтронов и удельного сопротивления по разрезу скважины. Этот инструментарий широко используется в нефтяной промышленности. Однако для того,чтобы точно определить пористость, используя этот инструментарий, необходимо знать литологию породы. Для определения насыщения углеводородом из таких источников, как, например,записи удельного сопротивления по разрезу скважины, необходимо знать множество других свойств породы и жидкости, как, например, соленость, фактор цементации, экспонента насыщения и сланцеватость. Кроме того, неизвестно использование этих способов для оценки размера пор или проницаемости при непрерывной записи, т.е. без взятия проб жидкости. Инструментарий ядерно-магнитного резонансного (ЯМР) каротажа скважины способен определить содержания жидкости в поровом объеме внутри бассейна, и способ использования такого инструментария описан, например, в патентах США 5,309,098, 5,291,137,5,280,243, 5,212,447, 4,717,878, 4,717,877,4,717,876, и 4,710,713. В частности, в патенте США 5,291,137 описана последовательность импульсов Карра-Перселла-Мейбума-Гилла(Carr-Purcell-Meiboom-Gill "CPMG") и эхо откликов и способ получения записей свободной от жидкости пористости, суммарной ЯМР пористости, пористости связанной жидкости,спин-спина или времени поперечной релаксации(T2), (которая относится к распределению размера пор в песчанике) и непрерывной записи проницаемости. Периоды восстановления между сериями импульсов CPMG обычно составляют от 0,5 до 1,5 с. Поскольку решетчатый спин или время продольной релаксации T1 метана при типичных условиях бассейна составляет более трех секунд, суммарная ЯМР пористость,измеренная этим способом, не может включать объем, занятый газообразным углеводородом. В последнее время для определения заполненной жидкостью пористости независимым от литологии способом, т.е. инструмент отклика не требует литологической коррекции для определения пористости, был введен новый каротажный инструмент, MRIL (TM NUMAR Corp. of Malvern,Perm). MRIL использует импульсы ядерного магнитного резонанса подвижных протонов в поровом пространстве. Однако согласно мнению производителей инструмента, этот инстру 000175 2 мент не способен измерить содержание газообразного углеводорода в поровом пространстве. Эта неспособность обнаружения газа является главным недостатком, поскольку основным или единственным углеводородом во множестве бассейнов является природный газ. Поровые жидкости в этих бассейнах содержат только рассол и природный газ. Неспособность измерения газа означает, что инструментарий ЯМР каротажа не будет измерять заполненную газом пористость и должен полагаться на сравнение с другим каротажным инструментарием, как, например, каротаж плотности и нейтронный каротаж, для определения пористости. Поэтому задачей настоящего изобретения является создание способа определения содержания углеводорода внутри формации, используя запись ядерного магнитного резонанса(ЯМР), в котором не должны быть известны свойства формации, иные чем поровое давление и температура. Другой задачей настоящего изобретения является создание способа определения содержания углеводорода, на который не влияет содержание глины в формации. Еще одной задачей является создание такого способа,который менее чувствителен к ошибкам вследствие шумов в записи ЯМР. Эти и другие задачи достигаются посредством способа оценки порового объема формации, занимаемого углеводородной фазой или фазами, использующим инструментарий ЯМР каротажа, включающим этапы: получение первой записи импульсов ЯМР формации, при этом первая запись ЯМР использует последовательность импульсов, включающую первоначальный 90 радиочастотный импульс, после которого следует серия 180 радиочастотных импульсов, начинающаяся через период времени tср 1 после первоначального 90 импульса, и серия 180 импульсов, включающая радиочастотные импульсы, каждый из которых отделен периодом времени 2tср 1, где период времени tср 1 является временем, которое выражается в измеренном периоде поперечной релаксации углеводородной фазы или фаз и находится в ряду измеренных периодов времени поперечной релаксации, которые могут быть определены используемым инструментарием ЯМР каротажа; получение второй записи импульсов ЯМР формации, при этом вторая запись ЯМР использует последовательность импульсов, включающую первоначальный 90 радиочастотный импульс, после которого следует серия 180 радиочастотных импульсов, начинающаяся через период времени tср 2 после первоначального импульса, и серия 180 С включает радиочастотные импульсы, каждый из которых отделен периодом времени 2tср 2, где период времени tср 2 является периодом времени, который отличается отtср 1 на промежуток времени, достаточный для отделения полученных в результате пиков пе 3 риодов поперечной релаксации, приписываемых углеводородной фазе или фазам внутри формации; и определение из первой и второй записей ЯМР порового объема формации, занятого углеводородной фазой или фазами. В предпочтительном варианте упомянутая углеводородная фаза образована газообразным углеводородом, tср 1 является временем, выраженным в измеренном периоде времени поперечной релаксации газообразного углеводорода,находящемся в ряду измеренных периодов времени поперечной релаксации, которые могут быть обнаружены посредством используемого инструментария ЯМР каротажа, tср 2 является периодом времени, отличающимся от tср 1 на промежуток времени, достаточный для отделения полученных пиков периодов времени поперечной релаксации, приписываемых газообразному углеводороду внутри формации, при этом поровый объем, занятый газообразным углеводородом, определяют из упомянутых записей. Подходящим tср 1 является время, которое меньше чем время, выраженное в измеренном периоде поперечной релаксации газообразного углеводорода, составляющем более чем около 410-3 с, и tср 2 является временем, которое больше чем время, выраженное в измеренном периоде поперечной релаксации газообразного углеводорода, составляющем менее чем около 210-3 с. За счет регулировки времени интерэхо(CPMG) время поперечной релаксации T2 может в значительной степени изменяться вследствие сильной зависимости T2 углеводорода от диффузионной релаксации для газов. Жидкая вода,в свободном или связанном состоянии, намного меньше подвержена влиянию диффузии, как способа релаксации, и, следовательно, имеет отклики ЯМР на последовательности CPMG,которые значительно меньше подвержены влиянию изменения времени интерэхо CPMG последовательности импульсов. Т 2, составляющее менее чем две миллисекунды, не будет указывать ни на какой пик, присущий газообразному углеводороду. Разница между одной такой записью ЯМР для детектирования пористости,использующей продолжительное время интерэхо, и другой записью, имеющей время интерэхо,значительно более короткое, чем выявленное Т 2,должна, следовательно, непосредственно относиться к заполненной газом пористости. Аналогично может использоваться более продолжительное tср, при этом более продолжительное tcp,выражающееся и в фазе жидкого углеводорода,и в фазе газообразного углеводорода, находится ниже возможности вычитания и приведет к обнаружению только заполненной водой пористости. Следовательно, посредством разности между записями ЯМР могут быть определены либо 4 жидкий углеводород, либо газообразный углеводород, либо оба, при этом записи ЯМР идут с расхождением tср. Современный промышленный инструментарий ЯМР каротажа имеет нижний предел интерэхо, составляющий около одной миллисекунды. Использование времени интерэхо около этого нижнего предела выражается в пиках углеводорода около сорока миллисекунд (для градиента магнитного поля 17 Гс/см). Использование более короткого времени интерэхо может дополнительно отделить газовые пики от пиков,присущих жидкостям, и могло быть выгодным,если бы инструментарий каротажа обладал такими способностями. Способ настоящего изобретения может использоваться для определения содержания газа в формациях, даже при временах интерэхо, составляющих более одной миллисекунды, поскольку, несмотря на то, что пики газообразного углеводорода могут перекрывать пики от связанных жидкостей, различия между пиками из двух записей по-прежнему должны указывать на количество газообразного углеводорода, присутствующего в формации. Далее изобретение будет описано более подробно посредством примеров со ссылкой на приложенные чертежи, на которых: фиг.1 является графиком T1 метана как функции давления при различных температурах; фиг.2 изображает типичную CMPG эхо последовательность (с переменной фазы 90 импульса), используемую для измерения времени поперечной релаксации T2; фиг.3 является графиком водородного показателя для природного газа как функции давления при различных температурах; фиг. 4 - графиком кривых затухания T2 для газонесущих формаций, использующих времена интерэхо 1,210-3 и 4,810-3. фиг. 5 - графиком спектра Т 2, полученного инверсией кривых затухания T2 на фиг.4. Запись ЯМР настоящего изобретения отличается от записи ЯМР, обычно используемой в каротаже нефтяной промышленной скважины,за счет манипуляции времени интерэхо для отклика газообразного углеводорода на последовательность импульсов. CPMG эхо последовательность с изменением фазы 90 радиочастотных импульсов, такая как описана в патенте США 5,291,137 используется вместе с инструментом ЯМР каротажа, как, например, MRIL С от NUMAR Corp. of Malvern, Penn. Инструмент ЯМР каротажа предпочтительнее является инструментом, использующим магнитный градиент. Градиент инструмента MRIL С составляет около 17 Гс/см. Градиент может быть импульсным или фиксированным. Такие градиенты обычно индуцируются посредством магнитов внутри каротажного инструментария, но также могут использоваться внутренние градиенты породы. MRIL С инструмент способен 5 воспринимать свойства участка формации, например, в четырех или пяти дюймах (10,16 12,70 см) от стенки скважины. Поэтому в практике настоящего изобретения такой инструмент,как MRIL С является предпочтительным. Он является предпочтительным, поскольку породы в пределах менее чем два или три дюйма (5,087,62 см) от стенки скважины могут быть загрязнены буровыми жидкостями и совсем не характерны для формации в целом. С помощью MRIL С инструмента за один и тот же проход могут быть получены две записи. MRIL С инструмент имеет два различных кольца, расположенных на некотором отдалении друг от друга. Эти два различных кольца могут активироваться двумя различными последовательностями импульсов. На фиг.2 изображена типичная CPMG последовательность импульсов с переменной фазы 90 импульса. Эта последовательность используется для измерения распределения времен поперечной релаксации Т 2. Последовательность включает 90-градусный радиочастотный импульс (с частотой Ларморовской прецессии),после которой через время tср серией равноотстоящих 180-градусных импульсов. Интервал между 180-градусными импульсами составляет 2tср. Например, в MRIL С это время может быть короче чем 1,2 мс. Спиновое эхо е получают между каждыми 180-градусными импульсами. Последовательность повторяют через время выжидания ТW с 90 радиочастотным импульсом в противоположной фазе (относительно предыдущего 90 радиочастотного импульса). Последовательность серии отрицательных эхо е 1 вычитается из предыдущей серии, наращивая таким образом когерентные сигналы и сокращая ложные сигналы инструмента. Когда в поровом пространстве имеется множество жидкостей, и имеется ряд размеров пор, сигнал ЯМР как функция времени A(t) характеризуется суммой экспоненциальных затуханий: где ai является константой, T2i является константой, характеризующей время релаксации, и n является целым числом, когда n T2i выбраны с равными логарифмическими интервалами. Обычно допустимо согласуются с данными эхо от тридцати пяти до пятидесяти интервалов n. Область временных данных может быть инвертирована, используя программу мультиэкспоненциальной инверсии, выдающую гистограмму или график ai как функции T2i. Эта инверсия обсуждена, например, в патенте США 5,291,137. Мультиэкспоненциальная инверсия серии эхо от отклика ЯМР, например, такая как воспроизведенная на фиг.2, следовательно может быть выражена как распределение времени релаксации T2. Ординатой должна быть амплитуда сигнала, ассоциированная с константой 6 времени T2i путем подбора ai для заданных рядов T2i. ЯМР поровые объемы могут быть определены посредством интеграла ai no T2, и наложения константы, определенной из калибровки,и умножения на эффективный водородный показатель. Времена релаксации компонентов, связанных с твердыми частицами, обычно значительно короче, чем компонентов, не связанных с твердыми частицами. Поверхности в формациях обычно смочены водой или нефтью, но не газом. Следовательно, для газов поверхностные релаксационные эффекты обычно являются незначительными. Природный газ состоит, главным образом,из метана и легких алканов. Обычно свыше 75% по объему сухого газа составляет метан. Свойства газообразного углеводорода внутри формации, следовательно, могут быть оценены с достаточной точностью для практики настоящего изобретения путем принятия допущения гипотетического углеводорода как, например, углеводорода с составом C1.1H4.2. Времена продольной релаксации T1 газов,например метана, являются функцией только температуры и давления, а не других свойств формации. T1 для метана обсуждено, например,в статье С.J.Gerritsma, et. al.,"Proton Spin LatticeRelaxation and Self Diffusion in Methanes-Paper 2", Physica, v.5,392 (1971). Считается, что T1 пропорционально плотности и изменяется с абсолютной температурой согласно уравнению:(2),где а и b являются константами и Т является абсолютной температурой. На фиг.1 приведен график T1 для природного газа, имеющего состав C1.1H4.2, как функции давления при различных температурах. Уравнение (2) может быть использовано для экстраполирования данных T1 для составов метана и природного газа на другие температуры. Линии от а до f характеризуют T1 в секундах при температурах от 100F до 350F (37,78C176,67 С) с пятидесятиградусным приращением соответственно. В качестве примера типичных условий бассейна метан может иметь плотность около 0,2 г/с 3 и температуру около 200F (93,33 С),что выражается в T1 около четырех секунд. Время выжидания шесть секунд обычно будет превышать T1 и имеет своим результатом запись ЯМР, которая пригодна для практики настоящего изобретения. Следовательно, для того, чтобы не насытить полностью сигнал от метана, время выжидания (Tw) в последовательности CPMG(время между последним 180 импульсом и следующим первоначальным 90 импульсом последовательности CPMG) должно быть больше чем четыре секунды, и, предпочтительнее от около шести до двенадцати секунд, что составляет от двух до трех T1 для газа. T1 природного 7 газа составляет от около 3 до 6 с типичных условий бассейна. На фиг.2 последовательность повторена через вpeмя выжидания Tw. Если Tw больше, чем 3T1, тогда может произойти почти полная релаксация. Если Tw незначительно больше, чемT1 к величине частичного насыщения применяют фактор коррекции а. Эта коррекция задается уравнением(3). Обе записи настоящего изобретения могут быть осуществлены, используя Tw, значительно более продолжительное, чем T1, так что не нужно проводить существенные коррекции для частичного насыщения. Является предпочтительным, чтобы ход кривой Tw двух записей был тем же самым, но нет необходимости в том, чтобы они были одинаковыми. Tw для записи, использующей более длительное tср, может быть выполнено, используя относительно короткое Tw относительно T1 газа (т.е. Tw меньше, чем T1 газообразного углеводорода для условий формации). Короткое Tw также подавляет ЯМР отклик газа с подавлением ЯМР отклика газа вследствие измененного tср. ЯМР каротаж обычно ограничивается измерением водорода (1 Н) вследствие его сильного сигнала и высокого гиромагнитного коэффициента. Для определения объема пор результаты записей, следовательно, должны быть скорректированы на плотность водорода. Водородный показатель HI определяется как плотность атомов водорода относительно жидкой воды в условиях насыщения, и HI обычно используется для преобразования ЯМР пористостей (необработанные результаты) в действительные объемы пор. HI для газообразных углеводородов известны и доступны, например, из SchlumbergerSchlumberger Educational Services, Houston,Texas, и, в частности, из фиг. 5-17 на стр. 45, где плотность и HI природного газа несколько более тяжелого, чем метан (C1.1H4.2), показаны как функция давления и температуры. При типичных условиях бассейна давление газа составляет от около 2000 до 10000 psi (140,6 - 703 кг/см 2) и температуры составляют от 100 до 350F (37,78- 176,67 С), что выражается в плотности газа от около 0,1 до 0,3 г/см 3 и HI от около 0,2 до 0,6. Хотя этот HI меньше единицы, он все еще достаточно велик и обеспечивает возможность измерения газообразного углеводорода посредством последовательности импульсов ЯМР настоящего изобретения. На фиг. 3 представлен график HI для природного газа, имеющего состав C1.1H4.2 как функции давления при различных температурах. Линии от g до l характеризуют HI при температурах от 100 до 350F (37,78 С - 176,67C) с пя 000175 8 тидесятиградусными приращениями соответственно. Под "эффективным HI" в настоящем описании понимают произведение а и HI. Релаксационными механизмами, которые оказывают влияние на T1 и Т 2 в породе, являются (1) молекулярное движение в жидкостях, (2) поверхностная релаксационная способность у стенки поры и (3) молекулярная диффузия при градиентах магнитного поля. Первый механизм благодаря локальным перемещениям, таким как опрокидывание молекул, называется объемной релаксацией. Времена продольной релаксации и времена поперечной релаксации равны, когда преобладающим релаксационным механизмом является объемная релаксация, т.е. Т 1BТ 2B. Объемная релаксация является преобладающим релаксационным механизмом для несмачиваемых фаз, т.е. T1=T1B. Вторым релаксационным механизмом является поверхностная релаксация у стенки поры, или релаксация 1H ядер, когда они близко приближаются к парамагнитным ионам, как,например, железа и марганца, которые остались на поверхностях зерен. Он является доминирующим механизмом для молекул жидкости,например воды, которая смачивает поверхности породы. Однако поскольку газ всегда является несмачивающим, никогда близко не приближается к поверхности породы, этот механизм является незначительным для газа. Это обеспечивает основное преимущество в практике настоящего изобретения, заключающееся в том, что для газа измеряют только одно время релаксации, а не распределение времен релаксации, которое является функцией поверхностных свойств породы. Третьим релаксационным механизмом является диффузия молекул при градиентах магнитного поля. Этот релаксационный механизм воздействует только на Т 2, а не на T1. Следовательно, когда диффузия является заметным релаксационным механизмом, Т 2 будет значительно меньше, чем T1. Диффузия является преобладающим релаксационным механизмом для газа,используемым таким каротажным инструментом, как MRIL-C. Время поперечной релаксации T2 при градиенте магнитного поля является функцией объемной релаксации, поверхностной релаксации и диффузии согласно: Используя CPMG последовательность,время релаксации вследствие диффузии (Т 2D) составляет: гдеявляется гиромагнитным коэффициентом 1H (26,741 радиан/-S- Гс), D является коэффициентом диффузии, G является градиентом поля, 9 созданным ЯМР инструментом, и tср является половиной времени интерэхо. Это является преобладающим релаксационным механизмом для газовой фазы. Из уравнений 4 и 5 видно, что tср может увеличиваться до такой степени, когда 1/T2D является доминирующим и регулирующим релаксационным механизмом. Верхним пределом коэффициента диффузии газа в формации является неограниченная диффузия, и нижним пределом является ограниченная диффузия. Коэффициент неограниченной диффузииDo сверхкритического метана как функцию температуры и плотности можно найти, например,в Gerritsma et.al., supra, а также в Dawson et.al.,AlChE Journal, Vol 16, 5, 1970. В типичных условиях бассейна метан будет иметь плотность около 0,2 г/см 3 и коэффициент диффузии примерно в 50 раз больше коэффициента диффузии воды, или около 10910-5 см 2/с в сравнении с 210-5 cм 2/c для воды. Следовательно, при использовании уравнения (5), если происходит объемная диффузия, для MRIL С каротажного инструмента (G=17 Гс/см, tср=0,6 мс) , T2D должно равняться 37,1 мс. Соотношение коэффициента ограниченной диффузии D' относительно коэффициента неограниченной диффузии Do приближается к пределу обратной величины извилистости, когда жидкость диффундирует через множество пор. Извилистость определяется как произведение фактора удельного сопротивления формации F на пористость формации. Фактор удельного сопротивления может быть определен, например,используя запись индукции, и пористость может быть определена из нейтронной записи. В практике настоящего изобретения нет необходимости точно знать коэффициент диффузии D для определения порового объема, занятого газообразным углеводородом, поскольку отклик газообразного углеводорода сдвигается за счет изменения tср в настоящем изобретении. Поровый объем, заполненный газом идентифицируется разностью между двумя ЯМР записями. Диапазон времен поперечной релаксации,внутри которого ожидается пик газообразного углеводорода в ЯМР записи, можно, следовательно, предвидеть заранее, используя уравнение 4 и уравнение 5, поскольку газообразный углеводород не является смачивающей поверхность фазой, как: Преобразуя уравнение (7) и повторно обращая внимание на вышеупомянутое Следовательно, можно рассчитать время интерэхо tср, что должно иметь своим результатом диапазон, внутри которого Т 2 для газообразного углеводорода должно находиться в пределах чувствительности. Для MRIL С каротажного инструмента в типичных условиях бассейна tcp около 0,6 мс должно выразиться в измеренном T2, составляющем около 40 мс. ЯМР пористость, индицируемая посредством этой записи, должна, следовательно, включать пористость, заполненную газообразным углеводородом. Другая ЯМР запись, использующаяCPMG последовательность, имеющую время интерэхо, отличающееся от времени интерэхо первой ЯМР записи, предпочтительнее, использует tср, которое имеет своим результатом T2,обусловленное газообразным углеводородом,составляющее около 2,5 мс. Для MRIL С каротажного инструмента в типичных условиях бассейна tcp около 2,4 мс должно быть достаточным, чтобы иметь своим результатом T2, находящееся ниже предела чувствительности такого инструмента как MRIL С. Разность между двумя ЯМР пористостями из двух записей, деленная на эффективный водородный показатель в условиях формации,должна быть содержанием газообразного углеводорода в формации, поскольку вторая запись не обнаружила газообразный углеводород. Для того чтобы устранить смещение T2,необходимо использовать только подмножество эхо, полученных при короткой tcp последовательности, которая имеет место в то же самое время, что и эхо, полученные при длинной tcp последовательности. Поэтому, если tср 2 составляет 4tср 1 следует использовать только каждое четвертое эхо в tср 1 последовательности. В практике настоящего изобретения нет необходимости в том, чтобы осуществлять мультиэкспоненциальную инверсию на данных эхо, полученных из ЯМР каротажа. Более простой результат, чем результаты мультиэкспоненциальной инверсии дает вычитание интегралов от времени области эхо откликов, которое пропорционально заполненной газом пористости Фg ,(когда используют время интерэхо, достаточно продолжительное для того, чтобы подавить T2 газового пика ниже чувствительности одной из двух записей, 2tср 2, и время интерэхо,достаточно короткое для того, чтобы иметь своим результатом измеряемое T2 пика газообразного углеводорода 2tср 1). Использование разности между двумя интегралами от времени области эхо откликов является предпочтительным,поскольку шумы гасятся более направленно. Это можно видеть, исходя из уравнений для измерения кривых затухания как функции времени:A1(t) является измеренной кривой затухания, полученной с использованием tср 1;A2(t) является измеренной кривой затухания, полученной с использованием tср 2;S1(t) является сигналом кривой затухания в отсутствие шума для записи, использующей tср 1;S2(t) является сигналом кривой затухания в отсутствие шума для записи, использующей tср 2;N1(t) является шумом в измеренной кривой затухания с использованием tср 1;N2(t) является шумом в измеренной кривой затухания с использованием tср 2. Допускается, что шум является случайным тепловым шумом, который имеет то же самое ожидаемое значение при обоих проходах. Поэтому: Интегрирование двух измеренных кривых затухания A1(t) А 2(t ) от времени tо, которое намного меньше, чем Т 2 газообразного углеводорода, Т 2g, при tср 1, и больше, чем Т 2 газообразного углеводорода при tср 2, до Tо, которое намного больше, чем T2g при tср 1,' приводит к сокращению интегралов N1(t) и N2(t) согласно: Поскольку только изменение между двумя развертками записей является временем интерэхо 2tср, которое изменяется для того, чтобы сделать газообразный углеводород недетектируемым в одной из двух разверток записей, разность между двумя измеренными кривыми затухания характеризует затухание газообразного углеводорода. Эта кривая затухания газообразного углеводорода q(t) является одной из кривых затухания суммирования уравнения 1, которая может быть выражена как: Интегрирование этой функции от tо до То приводит к: Следовательно, уравнения 14 и 12 могут быть решены для заполненной газом пористости Фg: 12 Другой альтернативой является экстраполирование кривой затухания эхо к времени (или числу эхо), равному нулю. Амплитуда сигнала при нулевом времени также пропорциональна ЯМР пористости. Эти альтернативы исключают необходимость осуществления мультиэкспоненциальной инверсии. В таблице, приведенной ниже, указаны типичные T1 , T2, HI, D0 и D0T1 для рассола, нефти и природного газа. Значения Т 2 приведены дляMRIL-С инструмента при градиенте около 17 Гс/см и tср, равном 0,6 мс. Из таблицы видно,что Т 1 нефти и природного газа могут перекрываться, несмотря на большой контраст с Т 2. Из таблицы также видно, что рассол и нефть могут иметь перекрывание D0 или Т 2, но отчетливо различают Т 1. Поскольку D0T1 газа имеет порядок величины, больший чем нефти, на два порядка больше, чем рассола, из уравнения (8) видно, что поскольку DТ 1 большое, контраст газа может быть усилен путем увеличения времени интерэхо 2tср для того, чтобы обеспечить возможность разделения двух текучих сред (как,например, нефть и газообразный углеводород),которые перекрываются в T1. ТаблицаT1, мс Рассол от 1 до 500 Нефть 5000 Газ 4400 Из таблицы и уравнения 8 видно, что настоящее изобретение может быть применено для определения пористостей, заполненных жидкими углеводородами или газообразным углеводородом плюс жидкими углеводородами,посредством увеличения tср до времени, которое вынуждает сдвигаться Т 2 как газообразного углеводорода, так и жидкого углеводорода. Значительное различие между D0 Т 1 рассола и нефти указывает на то, что может быть определен диапазон значений tср, в котором пик Т 2 жидких углеводородов значительно смещен, тогда как пик Т 2 рассола еще относительно не нарушен в сравнении с ЯМР записью, использующей отличающееся tср. Следовательно, способ настоящего изобретения может использоваться для определения пористости формации, заполненной газом, жидким углеводородом или газом плюс жидким углеводородом, путем простого интегрирования по времени откликов ЯМР записей,используя различные tср. При сравнении с известными способами определения содержания жидкого углеводорода в формации, т.е. выполнение мультиэкспоненциальной инверсии временной области откликов и различение, основанное на местоположении пиков Т 2, настоящий способ более направленно гасит шум. Кроме того, необходим значительно меньший вычислительный объем или 13 память данных вследствие исключения мультиэкспоненциальной инверсии.MRIL С инструмент имеет глубину исследования 16 дюймов (40,64 см). В скважине диаметром восемь дюймов (20,32 см) можно обследовать формацию вплоть до четырех дюймовой стенки шпура. Буровые грязи на нефтяной основе слабо прорываются до этой глубины и поэтому являются предпочтительными буровыми грязями для практики настоящего изобретения. При буровых грязях на нефтяной основе со слабой инвазией газовое насыщение, наблюдаемоеMRIL С каротажным инструментом, должно, по существу, не промываться. В частности, буровая грязь на нефтяной основе ESCAID 110 с 80%ESCAID 110 и 20% насыщенной CaCl2 воды для обеспечения очень слабой инвазии в пески Gulfof Mexico является предпочтительной системой. Пример. Проводились численные имитации двух записей формации посредством MRIL С инструмента при ТW, равном восьми секундам, и значениях tср 0,6 и 2,4 мс. На фиг.4 приведен график эхо в зависимости от амплитуды эхо для обеих записей, при этом линия "а" характеризует запись с tcp, равном 0,6 мс и линия"b" характеризует запись с tcp, равном 2,4 мс. Формация была газовым бассейном с неприводимыми условиями, с заполненной поверхностно связанной водой пористостью, равной 10 единицам мощности, и заполненной газом пористостью в 20 ед. мощн. ЯМР свойства газовой фазы такие как указаны в таблице. Для исключения смещения Т 2 использовали только каждое четвертое эхо из записи, использующей tср, равное 0,6 мс. Кроме того, были отброшены первые два эхо из полученной CPMG последовательности. На фиг.5 приведен график ЯМР пористости в процентах, в зависимости от Т 2, рассчитанного из кривых затухания фиг.4, где линии а и b представляют пористость, измеренную с использованием времен интерэхо 0,6 и 2,4 мс,соответственно. Как видно из фиг. 5, в записи,использующей tср 0,6 мс, отчетливый пик от газовой фазы центрируется около 40 мс, тогда как в записи, использующей tср 2,4 мс, этот пик не присутствует. Из фиг. 5 видно, что более длинные tср сдвигают газовый спектр таким образом,что остается в спектре только сигнал рассола,центрированный у 12 мс. Разность между интегралами по площади под этими кривыми, следовательно, представляет ЯМР пористость, приписываемую газообразному углеводороду. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ оценки порового объема формации, занятого углеводородной фазой или фазами с использованием инструмента ЯМР каротажа,отличающийся тем, что способ включает этапы: получения первой записи импульсов ЯМР формации, при этом первая запись ЯМР исполь 000175 14 зует последовательность импульсов, включающую первоначальный 90 радиочастотный импульс, последующую серию 180 радиочастотных импульсов, начинающуюся через период времени tср 1 после первоначального 90 импульса, при этом серия 180 импульсов включает радиочастотные импульсы, каждый из которых разделен временем 2tср 1, где время tср 1 является временем, которое выражается в измеренном времени поперечной релаксации углеводородной фазы или фаз, находящемся в ряду измеренных времен поперечной релаксации, обнаруживаемых используемым инструментом ЯМР каротажа; получения второй записи импульсов ЯМР формации, при этом вторая запись ЯМР использует последовательность импульсов, включающую первоначальный 90 радиочастотный импульс, последующую серию 180 радиочастотных импульсов, начинающуюся через период времени tср 2 после первоначального импульса,причем серия 180 импульсов включает радиочастотные импульсы, каждый из которых разделен периодом времени 2tср 2, где время tср 2 является временем, которое отличается от tср 1 на период времени, достаточный для отделения полученных пиков времен поперечной релаксации,приписываемых углеводородной фазе или фазам внутри формации; и определения из первой и второй записей ЯМР порового объема формации, занятого углеводородной фазой или фазами. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае, когда углеводородную фазу образует газообразный углеводород, tср 1 является временем, выражающимся в измеренном времени поперечной релаксации газообразного углеводорода, находящегося в ряду измеренных времен поперечной релаксации, которые могут быть обнаружены используемым инструментом ЯМР каротажа, tср 2 является временем, которое отличается от tср 1 на период времени, достаточный для отделения полученных пиков времен поперечной релаксации, приписываемых газообразному углеводороду внутри формации, при этом поровый объем, занимаемый газообразным углеводородом, определяют из упомянутых записей. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что время tср 1 меньше, чем время, выражающееся в измеренном времени поперечной релаксации газообразного углеводорода и составляет больше 410-3 с, и время tср 2 больше, чем время, выражающееся в измеренном времени поперечной релаксации газообразного углеводорода и составляет менее 210-3 с. 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что поровый объем формации, занимаемый углеводородной фазой или фазами, определяют путем: определения из первой и второй записей ЯМР распределения времен поперечной релаксации, приписываемых углеводородной фазе или фазам внутри формации; и определения из распределения времен поперечной релаксации, приписываемых углеводородной фазе или фазам внутри формации,порового объема формации, занимаемого газообразным углеводородом внутри формации. 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что время tср 1 меньше, чем то, которое выражается в измеренном времени поперечной релаксации газообразного углеводорода, и составляет более 810-3 с. 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что время tср 2 равно или больше 2,4 мс. 7. Способ по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что время tср 1 равно или меньше 0,6 мс. 16 8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что получают две записи в одно и то же время, используя различные последовательности импульсов в двух кольцах, расположенных на некотором отдалении друг от друга. 9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что первую и вторую запись получают, используя последовательность импульсов,в котором время выжидания составляет около шести секунд или более. 10. Способ по любому из пп.2-9, отличающийся тем, что tср 2 второй записи является достаточно продолжительным, чтобы измеренное время поперечной релаксации углеводородной фазы или фаз было ниже пределов чувствительности инструмента ЯМР каротажа. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что поровый объем формации, занимаемый углеводородной фазой или фазами, определяют как функцию разности между двумя интегралами по временной области откликов двух записей ЯМР.