基于核磁共振成像的岩心非均质性定量评价

非均质碎屑岩储层具有非均质性强、表征方法匮乏、微观结构及储渗机理复杂等特点,极大地增加了测井解释评价的难度。引入核磁共振成像技术,基于自旋回波序列(SE)的T2加权成像处理技术及梯度编码处理方法获取岩心多层切面的核磁共振成像数据;采用加权、傅里叶等多种解码手段得到反映孔隙分布特征的成像伪彩图,应用一阶球状变差函数模型求取非均质系数,实现岩心单切面、多切面非均质性定量评价。通过核磁共振成像处理,获取岩石非均质系数,进而有效刻画储层岩石不同方向非均质性,可为非均质储层测井精细评价提供有利条件。     

非均质多油层油田逐层段上返注水开发

针对文东非均质多油层油田开发中存在的突出问题及采油工艺现状,在国内首次正式提出了一套井网、多套层系、强注强采、高速开采的逐层段上返开发的新思路,丰富了细分层系的概念,并选择试验区开展先导试验.试验取得了成功,其成果直接应用于文东油田的开发调整,获得较好的开发效果.该方法从根本上解决了非均质多油层油田层间矛盾突出、剖面动用状况差、储量水驱动用程度低等问题,实现了用较少的钻井达到细分层系、加密井网、高速开采、提高采收率的目的.     

油层非均质双峰分布规律的确定

油层的非均质性对油藏开采效果影响甚大。传统方法研究非均质分布规律对于子样分布为双峰的情形局限较大。提出了解决双峰型密度函数的解析方法，根据统计资料研究油层非均质分布规律。子样分布为双峰时， 利用叠加方法确定分布规律， 从而扩大了根据子样寻找理论分布的范围， 并提高了精度。应用该法编制的软件， 使油层非均质双峰分布规律的确定更加方便和精确， 满足了油田现场的需要。     

非均质油层分形模型与测井描述研究

首先建立了非均质油层分形模型，然后应用测井信息计算非均质油层物性参数横向分布的分数维，进而应用分形插值理论描述油层物性在横向上的分布。在比较光滑插值与分形插值的优缺点的基础上，提出主作用因素分析综合插值法。由于该综合插值法兼顾了油层的连续性和局部突变性，实际证明其能更加合理地描述油层物性的分布特征。     

非均质油层分形模型与测井描述研究

首先建立了非均质油层分形模型 ,然后应用测井信息计算非均质油层物性参数横向分布的分数维 ,进而应用分形插值理论描述油层物性在横向上的分布。在比较光滑插值与分形插值的优缺点的基础上 ,提出主作用因素分析综合插值法。由于该综合插值法兼顾了油层的连续性和局部突变性 ,实际证明其能更加合理地描述油层物性的分布特征     

利用核磁共振成像技术研究河流相非均质储层剩余油分布

为了直观地了解河流相非均质储层内部水驱油过程及剩余油富集规律,将核磁共振成像技术应用于水驱油实验中,既保留了岩心实验能够真实反映和定量刻画水驱油过程的优点,又消除了其靠接样计量来推测岩心内部油、水分布的缺点。实验结果表明:对于非均质性严重的储层,高渗层水驱动用程度高,且对同层段低渗层的水驱效果有明显抑制作用;稳定夹层的存在有助于抑制层间窜流,增加中、低渗层的波及程度,且剩余油分布具有一定的规律性,其中水驱波及程度低的低渗层是剩余油的主要富集区。对于不含稳定夹层的非均质储层,层间窜流明显,且窜流导致剩余油分布无规律,后期挖潜应考虑中渗层的剩余油。这一研究成果已应用于渤海秦皇岛32-6油田开发生产实践,取得了显著效果。     

非均质注水开发油藏提高水驱油效率研究及应用

以过渡带隔相注水工艺、实行微破裂压力注水及调剖、调驱等多种工艺结合进行合理注水，可以达到对非均质油藏系统开发，使低渗层水驱动用程度及驱油效率得以提高，对应油井地层压力上升、产能增加；这一水驱油工艺在桥口油田应用，实现了油田连续6年控水稳油，证实可以有效减缓油田自然递减，保持油田持续稳产高产，为同类油藏的控水稳油提供了可借鉴的经验。     

核磁共振增强扩散方法在复杂储集层流体识别中的应用

核磁共振增强扩散流体性质识别技术将长回波间隔条件下横向弛豫时间谱中水扩散弛豫时间右侧出现的明显弛豫信号作为储集层含油的直接指示。均匀磁场下进行的变回波间隔实验与梯度场下进行的相同实验结果有较大差异,只有后者才能模拟P型核磁测井仪器的实际测井结果,指导测井解释。借鉴国外成功的梯度磁场变回波间隔实验结果,讨论了核磁共振增强扩散技术的适应范围,并指出应用中还应注意钻井液侵入问题,尽量采用及时测井资料。初步应用表明,该项技术可作为电阻率方法的有益补充,在渤海湾盆地复杂油水层的识别中取得了很好的应用效果。图6参12     

基于核磁共振的复杂断块油藏微观动用均衡程度实验

目前胜利油田复杂断块油藏已进入高含水开发阶段,由于断块油藏特殊的地质构造特征,在不同构造部位的剩余油动用难度差异较大。为探究高含水期复杂断块油藏微观不均衡动用规律,利用三维胶结物理模型,结合核磁共振技术,研究断块油藏不同构造部位微观孔隙剩余油分布特征。结果表明:不同构造部位大中孔隙驱替程度高,动用程度差异较小,小孔隙中驱替程度较低且分布差异性大;在同一构造部位大、中、小孔隙的原油动用程度差别较大,顶部的差别最大,从微观孔隙的角度来看,顶部的动用不均衡程度最明显。从不同构造部位以及不同孔隙级别2个角度,综合评价断块油藏的开发潜力,为断块油藏剩余油的进一步挖潜提供方向。     

基于弛豫-扩散的二维核磁共振流体识别方法

基于MRIL-Prime核磁共振测井仪器现有采集模式,将不同采集模式测井信息进行组合后获得二维核磁共振信号,利用多回波串联合反演技术获得孔隙流体弛豫-扩散的二维核磁共振信息分布,用以识别复杂储集层流体性质。相对一维核磁共振测井,该流体性质识别方法增加了扩散域流体信息,可以在二维空间内将油、气、水信号分离,提高核磁共振测井流体性质识别能力。利用MRIL-Prime仪器对南堡凹陷A井油层和B井水层进行多回波间隔的二维核磁共振测井试验,解释结果与试油结果相吻合,说明二维核磁共振测井在轻质油识别和大孔隙储集层流体识别方面相对一维核磁共振测井技术有明显优势。     

高分辨率反演方法及其在核磁共振测井数据处理中的应用

本文对核磁共振测井数据的高分辨率弛豫谱反演技术及实际应用效果进行了讨论。首先，介绍了基于梭状函数抽样的高分辨率弛豫谱反演方法的原理，并用该方法对岩心核磁数据进行了弛豫谱分解，讨论了弛豫谱抽样间隔对该方法的影响；其次，高分辨率弛豫反演结果和压汞结果的比较证明了弛豫谱反演方法的高分辨第优点。实际核磁测井数据分别来自砂泥岩井段的高泥质含量与低泥质含量两个层位，通过与常规弛豫谱反演结果的对比可以发现，采用高分辨率的弛豫谱反演技术能够更加精细地给出孔映流体的弛豫分布，并获得真正意义的高分辨率弛豫谱。     

核磁共振测井在川西凹陷中生界储层评价中的应用

分析了川西凹陷中生界的储层特点,介绍了核磁共振测井的原理、方法和优点,并给出了应用实例。该技术弥补了常规测井资料进行气层评价时,无法确定储层中是否含束缚水、束缚水的体积、可动流体体积及渗透率大小等缺陷,能较准确地计算孔隙度和渗透率,划分产层、干层和水层,提高川西凹陷中生界含气砂岩测井解释精度。     

低渗透储层水锁伤害及解除机理核磁共振实验研究

低渗储层由于孔喉细小,开发过程中入井液进入储层后容易造成严重的水锁伤害。在分析水锁原因的基础上,开展了水锁伤害评价实验,研究了水锁伤害变化规律,并首次应用核磁共振技术研究了表面活性剂解除水锁伤害的机理。实验结果表明:外来液侵入岩心后初期水锁伤害率高达85%以上,经返排后水锁伤害有较大幅度降低,水锁伤害程度与小孔隙中外来液的滞留量有较好的正相关关系;通过降低表面张力可以大幅度降低岩心水锁伤害率。通过实验认为可以通过核磁共振技术测得小孔隙中外来液的滞留量计算水锁伤害程度;提高返排量和降低入井流体的表面张力可以降低储层的水锁伤害。     

应用CT分析及核磁测井预测碳酸盐岩产气量

分析碳酸盐岩全直径岩心三维CT数据和试气结果,发现CT70孔隙度(根据目前全直径岩心CT分辨率,CT70孔隙度为直径大于70μm的孔隙占整个岩样体积的百分比)与有效厚度每米日产气量存在定量关系,据此提出一种利用CT70孔隙度预测碳酸盐岩储集层产气量的新方法。首先根据双重介质有效介质近似和平面径向渗流理论,证明产气量与CT70孔隙度之间存在明确的指数关系;并通过理论计算,分析确定预测模型各参数的物理意义和变化规律;提出CT—核磁同比例转换关系,实现利用核磁测井资料预测产气量。将CT70孔隙度预测产气量方法应用于四川盆地重点探区16口井的气层段,对比分析证明该方法具有实用价值。     

基于高压压汞和核磁共振的致密砂岩渗透率预测

分析影响致密砂岩渗透率的主控因素并准确预测致密砂岩渗透率对致密油气藏的开发具有重要意义。以鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩为研究对象,基于高压压汞和核磁共振对致密砂岩渗透率主控因素进行了研究,分别评价并优选了更适用于致密砂岩的基于高压压汞和核磁共振的渗透率预测模型。结果表明：影响致密砂岩渗透率的主要因素是孔喉半径,其中中值孔喉半径与致密砂岩渗透率相关性最强;与核磁共振T₂加权平均值相比,T₂几何均值与致密砂岩渗透率的相关性更强;在3种不同的核磁共振渗透率预测模型中,SDR-REV模型的预测效果要优于SDR模型和KCT_2w模型;在3种不同的高压压汞渗透率预测模型中,基于r₄₀和r₄₅的Winland模型渗透率预测精度较高。研究成果对鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩的进一步有效开发具有指导意义。     

Petrophysical evaluation of low-resistivity sandstone reservoirs with nuclear magnetic resonance log

The combination of conventional logs, such as density, neutron and resistivity logs, is proven to be very effective in the evaluation of normal reservoirs. For low-resistivity reservoirs, however, an accurate determination of the petrophysical parameters with the conventional log reservoirs is very difficult. This paper presents two cases of low-resistivity reservoirs and low-contrast resistivity reservoirs, where conventional logs fail to determine the petrophysical properties of reservoirs, mainly, low-resistivity and low-contrast resistivity reservoirs. The problems of these reservoirs are that conventional logging interpretation shows high water saturation zones, but water-free hydrocarbon would be produced. In the case of low-resistivity contrast reservoirs, it is very hard to determine water hydrocarbon contact with resistivity logs. Nuclear magnetic resonance (NMR) has only been available as a supplementary tool to provide additional information on the producibility of the reservoir. The main limitations of NMR have been the cost and time of acquiring data.This paper shows that in the case of low-resistivity reservoirs, NMR is a very cost-effective tool and is of help in accurately determining the reservoir rock petrophysical properties. In the analysis of NMR data, several aspects of NMR technique have been used: (1) T1/T2 ratio for fluid identification, (2) the difference between NMR-derived porosity and total porosity to determine the types of clay minerals, (3) NMR relaxation properties to identify fluids composition and rock properties. This paper presents four examples of low-resistivity reservoirs. Analysis of the NMR data of low-resistivity reservoirs has helped identify the producibility of these zones, determine lithology-independent porosity and distinguish between bound and free water. For the case of low-contrast resistivity reservoir, where there was little resistivity contrast between water-bearing formation and oil-bearing formation, NMR has been able to identify the fluid composition of the two formations, as well as the height of the oil column. This was based mainly on the high contrast of NMR relaxation parameters.