岩石样品NMR驰豫信号的数学处理

论述了对核磁共振岩石样品ＮＭＲ驰豫时间信号的数学处理方法，包括单指数拟合、双指数拟合以及多指数拟合方法，并且给出拟合优度对比。目的在于极大限度地提取岩石信息，用于生产实际。     

用声激发磁场梯度NMR获得流体流动特性

本文探讨了存在流体流动时通过NMR测井资料确定流动渗透率的一种新手段。其思路是用磁场梯度NMR测量地层岩石孔隙空间内流体的局部速度，而流体的局部运动是由于外部施加的随时间变化的压力而产生的。当井眼内流体与地层流体之间存在水动力接触时，压力就会作用在井壁表面，且被井眼内流体传播到目的层中去。当井眼内流体与地层流体之间存在非渗透性阻挡层时，由于存在地层中传播的纵波，地层内的流体运动依然会发生。位于井眼流体内或与井壁存在机械碰撞的井下振动源都能产生纵波。无论在哪一种情况下，作用于地层阻挡层的随时间变化的机械应力都能产生沿地层传播的快速纵波，并导致地层骨架和地层流体的振动位移。比奥特理论把控制渗透率的流体流动与骨架之间建立了联系。地层孔隙内局部流体相对运动用旋转回波磁场梯度技术可以测量。这一技术现已应用于当今新一代NMR测井仪器。本文详细介绍了这一技术，它包括两种测量局部流体运动的手段。一种是测量旋转回波弛豫率响应，第二种是测量由于压力波的作用而产生的回波信号的相位移动。我们用声波理论计算地层的局部压力，并且在存在磁场梯度时通过检测NMR旋转回波来预测局部流体流动速度。当这些参数已知，就可以用达西定律计算局部流体运动。用NMR弛豫或扩散机制或其它石油物理测量技术独立测得流体粘度以后，就可以确定渗透率。我们使用了流体流动数字模拟技术，它是用网络模型模拟技术对X射线切片技术建立的岩石三维数字图像进行流体流动的数字模拟。     

总NMR孔隙度测量为NMR测井增添新价值

升级后的ＣＭＲ测井仪能够提供稳定的粘土束缚水和微孔隙度测量。     

低磁场NMR岩心分析

以前，NMR岩心测量通常在高磁场中实现，采用纵向驰豫时间T2来定量评价孔隙度大小或用化学位移谱定量计算油水。但新的NMR测井仪是在低场中测量横向驰豫时间T2，这些测量应当有相应的岩心分析来支持。本文描述了低场中水饱和岩石的NMR7 T2测量，可以由它求得总孔隙度和T2分布。T2分布与孔隙大小分布密切相关。我们的实验表明即使在高场失败的情况下，低场条件下也可定量分析.饱和水岩样T2分布可以用来计算砂岩或石灰岩的可动流体、泥质束缚水和岩石渗透率。尽管在低场中得不到化学位移谱，但原态硅藻土的实验表明一种方法可以用于求得油、水、气饱和度。在目前条件下，确定油的粘度是可能的。     

用磁共振测井测量粘土束缚水孔隙度和总孔隙度

脉冲式核磁共振测井至今仍限于对毛细管束经缚水和自由流体的测量，二者之和为岩石的有效孔隙度。     

D-T2图NMR扩散信息编辑：识别润湿性变化的应用

扩散信息和弛豫信息结合有对NMR测井资料解释作出贡献的潜力。NMR实验结果能显示成一幅两维图或固有的扩散系数（D）与横向弛豫时间（B）关系分布图，称为D-T2图。已经证明这些图作为流体特征描述工具是有效的，同时应用D-B图对于解释有其它益处。测量的扩散系数偏离流体的体扩散值能给出该系统正在发生扩散的信息。例如，高于体流体扩散系数的扩散系数值表示内部场梯度存在，而低于体扩散系数值的扩散状况表明存在的是受限扩散。用扩散信息获得的流体描述也可以观察润湿性变化。当以体油形式发生油相弛豫和扩散时，其响应将出现在相当于烃的扩散系数与弛豫时间关系线上。油相相对于这条线向较短弛豫时间偏离通常是由于油相表面弛豫引起。指示由于水湿状态的润湿性变化。以水相弛豫时间向体弛豫值移动的现象也能指示润湿性变化，当含油饱和度低时是一种更容易监测的现象。西得克萨斯白云岩天然亲油特征以及贝蕾砂岩由于油基钻井泥浆添加剂造成的润湿性变化，都是用NMR扩散信息编辑序列解释的两个例子。在这些样品中，解释工作必须受考虑内部场梯度也会造成油响应偏离烃线这种条件的限制。这些例子将说明D-T2图产生和解释过程，来观察内部场梯度，多种流体饱和度及润湿性变化现象。     

油气的核磁共振（NMR）特性

在双对数坐标图上，中等粘度脱气油的驰豫时间与粘度／温度成线性关系，相反，粘度最低的溶解甲烷和重质原油并不符合这个关系。这些成分的存在使得油气的分析和解释变得复杂化。在储层条件下，轻烃中的乙烷和丙烷也是与石油相伴的天然气的普通成分。尽管如此，在典型油藏条件下，这些物质的核磁共振（NMR）驰豫时间没有公开发布，因此，它们对含气石油驰豫时间的影响也不为人所知。在这篇论文中，我们研究了型油藏条件下的乙烷和丙烷的质子核自旋－晶格驰豫时间和自扩散系数，通过对比和计算乙烷的实验数据，得出了擀子的驰豫时间，我们还研究了自旋和偶极－偶极机理的作用，总结出一种混合定律可估算气体混合物的T1。最后，我们将混合定律的估算结果与实验结果进行了对比。在另一种极端条件下，重质原油的驰豫时间不符合粘度相关关系，因此，用三种不同频率的NMR分光计，测量了20种重质原油的T1和T2，给出了轻质原油和重质原油的驰豫时间，其是拉莫尔频率的函数，我们还讨论了回波间隔对重质没的T2分布的影响，然后探讨了T1／T2对数平均比值与原油粘度，沥青质含量和拉莫尔频率的关系。     

总NMR孔隙度测量给NMR测井增添了新价值

先进的组合磁共振测井仪(CMR^ )能可靠地测量粘土束缚水和微孔隙度。由于信噪比(5／N)提高了50％，最小回波间隔时间从0．32ms降到0．2ms，并且改进的信号处理软件对快速衰减具有最大的灵敏性，因此，目前这种先进的测量方法是可行的。新的CMR硬件和信号处理软件把连续测井的横向弛豫时间(T2)灵敏度极限(可探测到的最小T2)从3ms降低到0．3ms。本文把总CMR孔隙度测量叫做TCMR，以便与以前的测井输出区别开。TCMR测量为地层评价增加了新的价值：1．计算的粘土束缚水体积可以用来更精确地根据电测井结果计算油气饱和度。2．在泥质砂岩中，密度测井孔隙度和TCMR测井之间的差异可用于探测氢指数较低的气和油。3．TCMR提供的复杂环境下与岩性无关的孔隙度测量值比以中子和密度孔隙度测井为基础的传统方法更精确。4．降低了T2灵敏度极限的TCMR测量把可探测的重油粘度范围从大约1000cp(厘泊)扩大到10000cp。根据对粘土束缚水饱和度变化范围为26％到49％的一组泥质砂岩储层岩样的实验室核磁共振(NMR)测量结果，计算了T2分布。T2分布证实了快的弛豫时间与泥质储集岩中粘土束缚水有关。结果说明了降低T2灵敏度极限对于泥质地层总NMR孔隙度测井的重要性。蒙特卡罗模拟是根据一组30种模拟T2分布产生的合成自旋回波数据进行的。某些n分布具有较大的信号幅度，而对应的弛豫时间小于0．3ms。应用新的信号处理软件和0．2ms回波间隔，处理了自旋回波数据。模拟结果表明，TCMR测量的T2灵敏度极限对于连续测井是0．3ms，对于点测是0．1ms。利用泥质砂岩地层的现场测井实例对TCMR和T2灵敏度极限约3ms的有效孔隙度(CMRP)与密度和中子孔隙度测井进行了比较。实例l对比了含水纯砂岩层及其上面的泥岩盖层的TCMR、CMRP、密度和中子测井响应。实例2说明在泥质砂岩中TCMR和密度测井孔隙度之间的差异是如何用于识别天然气的。此例也说明用12ms截止值计算的TCMR束缚流体孔隙度测井可用来区别砂岩和泥岩。实例3对比了细粒泥质砂岩层段的TCMR T2分布和岩样测量得到的T2分布。实例4来自白云岩地层的一口井，该地层具有弛豫时间小于3ms的相当大的微孔度。本实例表明TCMR测量可提供与岩性无关的不受矿物变化影响的碳酸盐岩的总孔隙度。实例5来自一个重质油油藏。在一个重质油层和相邻的下部含水层中，TCMR和CMRP的测井响应能够清楚地识别该油层。     

核磁测井仪设计的进展

核磁测井与实验室ＮＭＲ研究的条件显著不同，要使核磁测井有足够的信噪比，关键问题是选择合适的磁场设计及测量方案。核磁测井仪中多采用预极化方式或自旋回波法，所用的磁场已从最初的地磁场演变到现在所用的各种人工磁场，所用的测量方式要与采用的磁场设计相适应。现代核磁测井的测量技术已基本与实验室技术一致，核磁测井仪获取信息的能力也有了很大发展。     

再论测速对NMR测井数据的影响

连续ＮＭＲ测井没于实验室静态测量，由于仪器的运动，可能从多个方向造成测量信号幅度的衰减，同时也会使是的视Ｔ２时间偏小。如果忽略这一影响，就很可能给ＮＭＲ资料 的释为较大的误差。     

NMR技术的最新进展——测量总孔隙度

早期的地球磁场仪的T_2灵敏度为20ms,而新一代的组合磁共振仪(CMR-200型)的T_2灵敏度为0.3ms。这就使测量自由流体、毛细管束缚流体以及小孔隙度成为可能,从而实现了不依赖于矿物成份进行NMR总孔隙度测量的目标。文中用大量实例详细介绍了该仪器在油田的应用成果。     

NMR技术的最新进展—测量总孔隙度

早期的地球磁场仪的Ｔ２灵敏度为２０ｍｓ而新一代的组合磁共振仪的Ｔ２灵敏度的０．３ｍｓ。     

应用最新多维核磁共振技术确定石油地质储量和评价油气粘度的新方法

在阿根廷南部，以三组合型测量值为基础的常规的地层评价方法，无法提供识别和量化流体体积的足够信息。几十年来，地学科学家们一直努力用组合方法解决San Jorge盆地问题，他们以电阻率为基础进行解释，其中采用现场岩石塞取心描述是预测主要生产层段的广为使用的手段。而且，由于仅仅力图解决储集层的静态特性——孔隙度和饱和度问题，而没有考虑到它们的动态的特性——地层渗透率、油的粘度和储层压力，因此只会导致错误估算最终采收率和原始油气产量，包括低估原始含水率等。历史上，自1995年6月在San Jorge盆地首次引入核磁共振以来，该盆地每月大约有10到20次标准的核磁共振测井，为了提高过去传统的地层评价业务的成功率，最新的三维核磁共振技术无疑显示了它的重要性和真正的潜力。 首次在阿根廷使用了新的核磁共振测量，它把“扩散编辑”（Diffusion Editing）序列和采用梯度缓冲垫的仪器（gradient pad tool）的多元核磁共振解释方法组合起来，直接推断综合流体特性。这种新的磁共振液体（MRr）表征技术，是以一组多自旋回波测量值的联立三维反演为基础的，可提供出全部所需要的信息，把现场的油、气或水区分开。另外，从三维核磁共振还可以得出每个单独隔层的油的粘度指数，由此对油的品质进行适当的分类，所有这些都是沿着井眼连续进行的。 该方法已经被不同作业者应用到许多试验井中，这些试验井都位于San Jorge盆地（凝灰质到泥质砂岩储集层），目前正在进行初期评价阶段。这样共同的努力和工作随后取得了成果，大多数情况下，评价得到地面生产测试数据的证实，并且这一技术明显减少以后井的综合完井成本。由于核磁共振测井工具提供了有价值的生产层评价信息，而这些信息是其它测井方法很难得到或不可能得到的，因此增加了这种多元核磁共振分析的价值，能够为更多专家进行正确的解释掀开新的一页。     

D-T2图的NMR扩散测量编辑：识别润湿性改变的应用

NMR测井除了测量弛豫特性外，包含扩散信息正对这种测井的解释做出重要贡献。这里不是观察扩散响应存在或不存在，而是将结果显示为一种2D图或扩散和T2时间关系分布，称为D-T2图。除了使用不同的脉冲序列之外，扩散测量编辑和CPMG测量之间在解释方面还有几个重要的差别。使用比如匹配滤波器等技术能改进选择的薄片区梯度测量的信一噪比限制。保留由CPMG序列得到的所有快     

仪器结构和测井速度对NMR测井数据T2的影响

先进的核磁共振(NMR)测井的应用主要取决于整个T2分布谱的俘获和解谱。当存在油气和孔隙较大时，许多主要的T2信息包含在长度超过256ms的T2分量里。遗憾的是，NMR测井仪俘获长T2数据的能力依据仪器结构和测井速度，还有岩石和流体性质。测井速度能够解决信噪比、深度分辨率、NMR实验时间和操作限制之间的矛盾。测井速度与垂直裂缝、垂直求平均值和探测体积之间的关系已众所周知。一般来讲，采用较低测井速度以提高垂直分辨率和改进信噪比。可是，低的测井速度又会明显地增加测井时间(和费用)，并且仪器遇阻风险会更大。人们通常忽略的是仪器结构和测井速度会使仪器在运动时获取的CMPG回波数据失真。Akkurt以前的模拟工作主要针对一种特定的仪器结构。为了能够分析各种仪器几何结构以及仪器几何结构和测井速度对T2数据的影响，我们对Akkurt的工作进行了推广。除了深度分辨率外，仪器运动和仪器结构也会影响数据质量，从而可能会限制解释的精度。对于运动的仪器来说，受CPMG序列起始脉冲和最后脉冲所激励地层的体积并不相同。数据采集中的这种歪扭在模拟中可以用一个附加的不希望有的弛豫项来实现。因为仪器的长度是有限的，如果地层中存在低粘油和气，那么必须进行不完全极化校正。最后，将仪器的运动与静磁场的垂直剖面柏结合可以在回波数据产生速度相关的相角。     

核磁共振成像测井技术的影响因素研究

文章主要介绍了核磁共振成像测井技术在应用过程中的影响因素,研究了核磁共振成像测井技术的影响因素如泥浆电阻率、噪声干扰、顺磁物质、增益、磁体探头、温度、测井速度等。该项研究可以为测井技术人员分析孔隙度、渗透率、饱和度和储层流体性质等参数提供帮助,从而更好地推进该项技术的应用。