第一節(jié)孔隙流體的NMR馳豫機制

第二節(jié)NMR確定儲層基本物性參數第三節(jié)NMR流體性質識別第四節(jié)NMR測井的測前設計技術核磁共振測井解釋評價及識別流體性質基礎第一節(jié)孔隙流體的NMR馳豫機制縱向（T1）和橫向（T2）馳豫是由于質子間的磁作用而引起的。從原子觀點來看，當一個進動的質子系統(tǒng)向其周圍傳送能量時，施主質子馳豫至低能態(tài)。在這個能態(tài)上質子的進動沿著B0的方向。相同的能量轉換也發(fā)生在T2馳豫。另外，散相不需對外傳遞能量，它對T2馳豫有影響。因此，橫向馳豫總是比縱向馳豫快，T2總是小于或等于T1。一般來說：·對于固體中的質子，T2遠小于T1

·對于儲層流體中的質子－當流體處于均質靜態(tài)磁場中時，T2約等于T1－當流體處于梯度磁場中且使用CPMG序列時，T2小于T1，其差別是由磁場梯度、回波間隔和流體擴散度控制的?！ぎ敐櫇窳黧w充滿孔隙介質（如巖石）時，T2和T1都明顯地下降，馳豫機制與固體中和流體中的質子是不同的。

第一節(jié)孔隙流體的NMR馳豫機制對于巖石孔隙中的流體，有三種不同的馳豫機制：1、體積弛豫，是流體特有的馳豫特性，它是由流體的物理特性（如粘度）和化學成份控制的。它對T2和T1馳豫都有影響2、表面馳豫，發(fā)生在流體－固體接觸面上，即巖石的顆粒表面，對T1和T2馳豫也都有影響3、擴散弛豫，當一些流體（如氣、輕質油、水和某些中粘度油）在一個梯度磁場中而且采用一個CPMG序列且使用較長的回波間隔時，這些流體將表現(xiàn)出明顯的擴散馳豫。它只影響T2馳豫

這三種作用是并行的，因此孔隙流體的T1和T2時間可以表示為：

在這里，T2＝由CPMG測量的孔隙流體的橫向馳豫時間；T2體積＝在一個足夠大的容器（大到容器影響可以忽略不計）中測到的孔隙流體的T2馳豫時間；

T2表面＝由表面馳豫引起的孔隙流體的T2馳豫時間；

T2擴散＝由磁場梯度的擴散引起的孔隙流體的馳豫時間；

T1＝孔隙流體的縱向馳豫時間；

T1體積＝在一個足夠大的容器（大到容器影響可以忽略不計）中測到的孔隙流體的T1馳豫時間；

T1表面＝由表面馳豫引起的孔隙流體的T1馳豫時間。

第一節(jié)孔隙流體的NMR馳豫機制·對于鹽水，T2主要由T2表面決定；·對于重油，T2體積為主要影響因素；·對于中等粘度和輕質油，T2主要由T2體積和T2擴散的組合決定，而且與粘度有關；·對于天然氣，T2主要由T2擴散決定。MAP“Inversion”Processing★核磁共振信號的測量Spin-echodataT2iarepre-selected:T2i=4,8,16,32,64,128,256,512,1024...t

Spori.e-t/T2ii=1nAmplitude(pu)fT2[ms]IncrementalPorosity[pu]T2SpectrumWater-saturatedrock:rT2=V/S?NUMARCorp.,1995BVIFFISignal1stSpin-Echo2ndSpin-EchoTDecay2T*Decay2RFTE/2TETE90°180°180°CMPG脈沖序列第二節(jié)NMR確定儲層基本物性參數6412825651210242048標準T2譜粘土束縛水體積有效孔隙度總孔隙度.51.02.04.0毛管束縛流體freefluidmobilewaterhydrocarbonmatrixdryclayclay-boundwatercapillaryboundwaterMFFIMPHI@

feffConductiveFluidsMCBWMBVI

MSIG@

ftotal8.01632可動流體第二節(jié)NMR確定儲層基本物性參數第二節(jié)NMR確定儲層基本物性參數該兩種方法各有其優(yōu)缺點，T2截止值法假設大孔徑中不存在表面束縛水，對于水潤濕儲層，計算束縛水體積偏??；薄片模型假設大孔徑中存在表面束縛水對于油潤濕儲層，計算束縛水體積偏大。同時該兩種方法的系數均需要實驗室提供。有效孔隙體積一般認為4.0ms以后的T2譜所包絡面積為有效孔隙度，因此對T2譜的4.0ms的譜求孔隙度即得其有效體積毛管束縛流體體積現(xiàn)場測井解釋計算束縛水飽和度方法主要為兩種：T2截止值法和薄片模型。T2截止值法薄片模型第二節(jié)NMR確定儲層基本物性參數表中為大港油田由實驗室測量獲得的束縛水計算的經驗系數，在實際資料處理中，一般同時選用兩種方法，再與其他測井資料綜合比較，優(yōu)選出最佳的計算結果。毛管束縛水計算經驗系數（大港）孔隙度范圍計算方法小于15%15%-25%大于25%T2截止值15.41ms27.68830.22SBVI權系數0.0640.03310.0301第二節(jié)NMR確定儲層基本物性參數粘土束縛流體體積※粘土中的氫弛豫時間為03～4ms※可以識別的粘土類型：lllite1~2ms;Kaolinite8~16ms;Chlorite~5ms※當儲層中還有重油時，這個方法不合適T1T2D很短中等短長很長

(與粘度有關)

很短中等短長短

(與回波間隔、擴散系數、磁場梯度等因素有關)

很慢中等很慢中等很快固體束縛水可動水稠油輕質油氣

可動水泥質水烴（油與氣）

毛管水如同醫(yī)學上的核磁共振成像有多種不同的方法對不同的病變進行診斷一樣，核磁共振測井也可以利用不同的流體以及相同流體的不同賦存狀態(tài)在核磁共振特性上的明顯差異，對孔隙中的流體進行識別和定量評價。第三節(jié)NMR流體性質識別第三節(jié)NMR流體性質識別輕質油中等稠油稠油原油潤濕性水濕油濕混濕原油信號水信號流體T1(ms)T2(ms)典型T1/T2HIh(cp)Dox10–5(cm2/s)水1–5001–50021.2-.81.8-7油1–40001–10004.7-1.10.2-10000.0015-7.6氣2000–50001–6080.2-.4.011-.014(甲烷)80-100根據輕烴（天然氣和輕質油）與水的縱向弛豫時間T1的差異發(fā)展起來的。通常，輕烴有比較長的T1，而水則由于與巖石孔隙表面相接觸，T1大大縮短，因而，輕烴與孔隙水完全極化所需要的時間很不相同。對于孔隙水而言，較短的極化時間就足以使其完全磁化；而輕質油與天然氣則需要較長的極化時間，才能完全磁化。所以，如果有輕烴存在，長、短極化時間得到的T2分布就會有明顯差異。理論上講，兩個T2分布相減，水的信號可以相互抵消，而油與氣的信號則余留在差譜之中，由此識別油氣。但是，實際上由于受到噪聲的影響，這種差譜的定性方法是不可靠的。在應用中，往往需要通過復雜的時間域分析方法，實現(xiàn)對雙TW測井資料的處理和解釋，完成對輕烴的識別和定量評價。T1加權法識別輕烴（差譜測井法或雙TW法）

第三節(jié)NMR流體性質識別核磁識別儲層流體性質方法研究DG

WellLogging不同性質流體在核磁共振測井上的響應特征1、不同孔徑水層在核磁共振測井資料上的響應特征2、天然氣、輕質油在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征3、中等粘度油層在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征4、稠油層在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征5、水淹層在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征★中等粘度油層水淹后在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征★稠油層水淹后在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征不同粘度油樣的T2峰值分布★原油的T2峰值特征原油的T2分布與粘度關系密切，T2分布隨原油粘度增大而左移，當原油粘度大于30厘泊以后，T2峰值左移速度逐漸變緩，當原油粘度大于1000厘泊以后，T2峰值基本上保持不變，維持在10ms左右?！镲柡筒煌黧w巖樣在變等待時間TW條件下響應特征對于中高孔隙度的巖石，水完全極化需2-3S，稀油完全極化需要8-10s；應用差譜測井可有效區(qū)分水和輕質油。而對于飽和稠油巖石，由于稠油的快速弛豫，在很短的等待時間內信號已完全恢復，應用差譜測井已經難以區(qū)分油水信號。二.主要研究內容油樣T2譜離心T2譜飽和水巖樣T2譜離心T2譜飽和油巖樣T2譜η=70.36cpη=85.54cpη=331.16cpη=871.48cpη=1102.38cpη=1914.16cpφ=19.1%κ=2.26mdφ=30.2%κ=44.41mdφ=28%κ=12.27mdφ=35.8%κ=158.45mdφ=28.3%κ=27.53mdφ=34.2%κ=215.2mdη=3.22cpφ=25.9%κ=393.19mdη=4.37cpφ=27.4%κ=943.73mdη=34.81cpφ=26.3%κ=5.07mdη=75.78cpη=94.4cpη=132.37cpη=209.95cpη>1000cpη=11.36cpη=15.8cpη=5.62cpη=21.6cpη=0.76cp0.33000(ms)標準T2譜050核磁有效孔隙度(%)050密度孔隙度(%)050核磁總孔隙度(%)166井徑(in)1000自然電位(mv)1500自然伽馬(API)0.33000(ms)T2截止值（CBW）0.33000(ms)T2截止值（BVI）3、定性評價方法研究★★★◆不同粘度原油實驗室核磁共振響應特征◆不同粘度原油現(xiàn)場核磁共振測井響應特征二.主要研究內容3、定性評價方法研究★★★二.主要研究內容3、定性評價方法研究★★★

★天然氣、輕質油、水在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征二.主要研究內容3、定性評價方法研究★★★

★稠油層在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征稠油層是指在地層條件下原油粘度大于50cp的油層。在標準T2譜上，水層的T2譜分布明顯比稠油層T2譜分布范圍較廣；在差譜信息上，稠油在1s內基本上已完全極化，無或弱的差譜信號顯示；與此相反，對于水層，在1s的短等待時間內，大孔徑中的水信號沒有完全極化，有明顯的差譜信號顯示；從移譜測井看，無論水層還是稠油儲層，其T2譜的右邊界均表現(xiàn)為前移的趨勢，但稠油層的T2峰值前移的程度要遠低于水層。二.主要研究內容3、定性評價方法研究★★★★中等粘度油層水淹后在標準T2譜、移譜、差譜上響應特征第一步，確定NMR測井的目的只有目標明確了，才能夠根據不同的測井目的、不同的測量儀器，選擇適當的觀測模式。第二步，確定目標區(qū)塊流體的核磁特性其目的就是確定目標井目的層段油、氣、水的縱向弛豫時間T1、橫向弛豫時間T2和擴散系數Do等參數。我們知道，油、水的縱橫向體弛豫時間、擴散系數都是溫度和粘度的函數。對于氣，T1、T2還受密度的影響。第三步，預測被測儲層的核磁響應其目的就是分析在不同的TW、TE下T2譜的形態(tài)，為確定實際測井使用的參數值作準備。包括判斷儲層中流體的期望衰減譜和對預期的NMR視地層孔隙度估計。測前設計方法研究核磁共振測井測前設計方法及步驟第四步，測量參數設置

◆估算合理的回波間隔TE改變回波間隔TE，便可計算出不同TE下的原油和可動水的T2譜。變化TE來控制油、水的T2時間域，保證它們在T2譜時間分布上有足夠的對比和差別，以便于用移譜法識別流體性質，此時的TE值即為所預測井的最合適的TE值?！艄浪愫侠淼拈L、短等待時間TWL、TWS

TW的確定不僅直接影響到核磁測井視孔隙度計算的準確性，同時還影響到應用差譜信號識別流體性質的效果。根據原油粘度及孔隙結構的不同，變化TW值，得到適合不同評價目的的長、短等待時間。核磁共振測井測前設計方法及步驟第五步，選擇優(yōu)化的測量方式和采集參數

假設通過以上步驟，對油藏及其流體的核磁特性已經有了準確的估算。那么，就可以根據測井目標確定優(yōu)化的測量方式和采集參數（以MRIL-P為例）。①當只做儲層參數評價，如總孔隙度、有效孔隙度、束縛流體、可動流體、滲透率等估算時，選擇標準T2測井（單TE單TW）模式，此時應保證TW≥3T1，NE≥T2max/3TE，以確保儲層參數的準確估算。②當對儲層做油氣評價，且儲層中只包含油氣、氣水、油水兩相流體時，可選擇雙TW和/或雙TE測量模式。其測量參數的選擇原則如下：★當儲層中含有氣或輕質油時，雙TE可不選，雙TW必選，回波間隔TE選最短，P型核磁一般選TE＝0.9ms，長的TW選則要確保氣、輕質油和水的信號全部恢復，TWLS≥3T1max，短TW要保證水的信號全部恢復，氣和輕質油的信號部分恢復，TWS≥3T1水?！锂攦又泻兄械日扯扔秃退畷r，雙TW、雙TE測量模式要都選。長、短TW的選擇同步驟a。在雙TE測量模式中，長TE的選擇要長一些，一般選TEL≥（3－5）TES,以確保在長TE的T2譜上水的信號移到油的前面?！锂攦又泻谐碛秃退畷r，雙TW、雙TE測量模式要都選。但在長、短TW的選擇與上面有所不同，短TW要盡量短一些，以確保稠油信號全恢復，而水的信號部分恢復；雙TE模式中短TE要盡量短，而長TE要稍長一些，以達到稠油和水的峰值在T2譜上有明顯的分離。③當儲層含有油、氣、水三相流體時，最好選三TW、三TE模式，用于計算三相流體各自的飽和度，長、短TE、TW的選擇原則同上。μ：原油粘度，單位為cp；Tk：環(huán)境溫度，單位K。

水油計算流體的核磁特性判斷測量井段期望的NMR響應水油水油判斷地層中流體的期望衰減譜估計預期的NMR視地層孔隙度●估算合理的TE

變化TE來控制稠油、水的T2時間域，保證它們在T2譜時間分布上有足夠的對比和差別，此時的TE值即為所預測井的最合適的TE值。

●估算合理的TWL、TWS

變化TW值，保證有足夠的極化時間使稠油和水信號都能得到完全極化，此時TW即為TWL。使稠油完全極化，而水信號得到部分極化，此時的TW即為TWS。

測量參數設置選擇DTP測井時，應保證TW≥3T1max、NE≥T2max/3TE選擇DTW測井時，應保證TWS≥3T1稠油、TWL≥3T1水、NE≥T2水/3TE選擇DTE測井時，應確定TEL、TES、NE，使油、水兩相的T2峰值在不同TE上的T2分布譜特征差異明顯。優(yōu)化采集參數確定NMR測井的目的核磁共振測井測前設計流程核磁共振測井測前設計軟件實現(xiàn)4）通過圖7-3確定合適的回波間隔TE、等待時間TW，模擬不同測量參數情況下，儲層中各種流體的T2譜分布位置和關系（見圖7-4）；判別選擇的參數是否合理，選擇特征最明顯的觀測模式作為測量方式。通過確定合適的回波間隔TE、等待時間TW，模擬不同測量參數情況下，儲層中各種流體的T2譜分布位置和關系；判別選擇的參數是否合理，選擇特征最明顯的觀測模式作為測量方式。不同性質流體核磁共振測井觀測模式及測量參數

儲層類型測量模式等待時間回波間隔測井目的輕質油氣層差譜測井D9TWTWL=12s，TWS=1sTE=0.9ms在低孔隙儲層評價流體性質DTWATWL=12s，TWS=2sTE=1.2ms在大孔隙儲層評價流體性質移譜測井DTE210TW=10sTES=1.2ms，TEL=3.6ms識別輕質油層DTE110TW=10sTES=1.2ms，TEL=2.4ms識別氣層中等粘度油層差譜測井D9TWTWL=12s，TWS=1sTE=0.9ms在低孔隙儲層評價流體性質DTWATWL=12s，TWS=2sTE=1.2ms在大孔隙儲層評價流體性質移譜測井D9TE412TW=12sTES=0.9ms，TEL=4.5ms區(qū)分油水層稠油層差譜測井D9TWTWL=12s，TWS=1sTE=0.9ms識別大孔徑水層。移譜測井D9TE410TW=10sTES=0.9ms，TEL=4.5ms中孔儲層中區(qū)分稠油和水層。DTE410TW=10sTES=1.2ms，TEL=6.0ms高孔儲層區(qū)分稠油和水層。水淹層中等粘度油水淹與中等粘度油層相同稠油水淹與稠油層相同二.主要研究內容5.測前設計方法研究5.5測前設計實例一井名G井地區(qū)馬東設計井深1600m設計目的層明化鎮(zhèn)、館陶組套管鞋深鉆頭尺寸（毫米）215.9泥漿類型水基泥漿電阻率0.18Ω.m/18℃預計油氣層井段900-1600儲層巖性砂巖井底溫度（C）65預計油氣層壓力1291psi預計最大孔隙度（%）35預計地層流體性質油、水油的性質：比重0.92區(qū)域粘度153cp/50℃水的性質：水型NaHCO3總礦化度（ppm）3435測井的目的評價油層、確定油層有效孔隙度、