核磁共振T2谱法估算毛管压力曲线综述

用油藏实测NMR T2谱换算毛管压力曲线，首先需正确确定T2截止值，将T2谱划分为束缚流体T2谱和可动流体T2谱，然后对可动流体T2谱进行烃影响的校正，校正后的可动流体T2谱加上束缚水T2谱获得Sw为1条件下的T2谱，然后用换算系数κ将T2谱直接转换成毛管压力曲线。经大量岩心分析和实际NMR测井数据试验表明，碎屑砂岩油藏NMR测井T2分布数据估算毛管压力曲线方法可靠，与岩心压汞毛管压力曲线吻合，其精度相当于常规测井解释。应用这一方法换算的毛管压力曲线可用于确定含油(气)深度范围的饱和度—高度关系，确定油藏自由水面位置。     

NMR测井识别储层流体性质的方法及应用

核磁共振（NMR）测井的测量结果基本不受岩性的影响,在解释束缚流体和可动流体孔隙度、渗透率、饱和度等储层参数及研究储层孔隙结构特征即孔径分布规律时,具有其它测井方法无法比拟的优势。由于核磁共振测井测量的主要是地层孔隙介质中氢核对仪器的贡献,所以也可和来判别储层的流体类型（性质）。用核磁共振测井判别储层流体性质的方法适应性虽然不及它在确定储层孔隙度时那么好,但企望用核磁共振测井资料解决油气水层判别的问题却是众望所归。通过从基础理论分析入手,探讨了不同测井方式时储层流体的测井响应特征及其解释方法,并结合实际测井资料的分析处理,阐明了用核磁共振测井判别储层流体性质的可行性,同时也说明了其局限性及适用条件。     

岩石类型与水层赋存状态对地面NMR的影响

本文根据流体介质的NMR平均衰减时间T2^*（ms）的大小对含水岩石类型进行了划分，然后按含水岩层孔隙度大小讨论和大小的关系，对T2^*值和NMR信号振幅的影响也作了讨论，列出了二者之间的数学表达式；第二部分就含水层的赋存状态（含水层深度、含水量）和NMR的关系进行了探讨。     

低阻储层岩石物性研究

利用常规测井资料，对一般储集层进行评价是很有效的，但是要利用这些常规测井资料准确评价低阻油气储集层的岩石物理参数却十分困难，低阻油气储集层在常规测井资料上显示为水层特征，但开采出来却得到无水的油气。因此，很难用常规测井资料准确地确定低阻储集层的含油气性质。利用核磁共振测井（NMR）评价低阻储集层的岩石类型、孔隙度、自由水以及束缚水等岩石物性参数。实际结果表明，核磁共振测井是评价低阻油气储集层的一种新型而且有效的现代测井方法。     

基于NMR和SEM技术研究陆相页岩孔隙结构与分形维数特征——以松辽盆地长岭断陷沙河子组页岩为例

为了表征陆相页岩的孔隙结构和分形特征,选取松辽盆地长岭断陷沙河子组陆相页岩作为研究对象,通过X射线衍射(XRD)分析、扫描电镜(SEM)图像分析、核磁共振(NMR)实验,运用分形维数理论,讨论NMR分形维数与矿物组成、地球化学参数、物性参数之间的相互关系,并且通过SEM图像提取技术定量化研究页岩储层孔隙特征。结果表明:沙河子组陆相页岩具有多种孔隙类型、孔径分布复杂、非均质性较强的特点。基于弛豫时间截止值,可将NMR分形维数划分为束缚流体孔隙分形维数(0.060 9～1.420 4)和可动流体孔隙分形维数(2.964 0～2.986 9)。矿物组成与分形维数的关系显示石英含量与束缚流体孔隙分形维数成负相关关系,黏土矿物含量与束缚流体孔隙分形维数成正相关关系; NMR分形维数与有机质含量呈线性相关,与成熟度不存在明显相关性; 这说明矿物组成和有机质含量对NMR分形维数起明显的控制作用。储层物性方面,NMR分形维数与孔隙率成线性负相关关系,而与渗透率成正相关关系,说明NMR分形维数能够作为衡量物性的重要指标。总体来说,SEM图像分形维数可以用来反映孔隙形态的多样性和页岩孔隙的发育程度; NMR分形维数与储层物性之间的关系可用于评价页岩储层质量。     

核磁共振测井技术的最新若干进展

核磁共振测井技术(NMR Logging)在最近10年左右的时间里发展非常迅速。从仪器研发和制造到在储层评价上的应用都取得了长足的进步。三大井筒服务公司一直致力于核磁共振测井技术的研发,新的仪器不断推出。本文介绍了新型电缆核磁共振仪,包括Schlumberger公司推出的MRX,MR Scanner,BakerAtlas公司推出的MREx,以及Halliburton公司新近推出的MRIL-XL。随钻核磁共振测井技术也达到了商业化作业的水平,三大服务公司都有自己的仪器和技术。井下核磁共振流体分析仪(MRILab)能在储层温度和压力条件下采集地层流体的核磁共振信息。目前的NMR测井都是基于一维核磁共振技术,新的二维核磁共振测井技术(2D NMR)是基于两个维度(T2,D)进行观测的全新的方法,这将核磁共振测井技术的应用进一步向前推进,开拓了岩石物理研究和储层评价的新领域。同时二维核磁共振测井技术的出现和成功应用也为人们指明了三维核磁共振测井(3D NMR)技术的方向。文中最后对核磁共振测井技术热点问题进行了总结性地回顾并对未来的发展方向进行了展望。     

原油的核磁共振弛豫特性

地下原油的成分复杂,粘度变化范围很大,具有很宽的核磁共振(NMR)弛豫分布特性.研究原油的NMR弛豫特性随原油粘度、NMR仪器测量频率以及测量回波间隔(TE)等的不同而发生的变化,对利用NMR测井资料准确识别和评价油水层具有重要的指导意义.利用两种工作频率(2 MHz和23 MHz)的NMR谱分析仪器测量了不同粘度原油样品的NMR弛豫时间.结果表明:轻质油的纵向弛豫时间(T1)和横向弛豫时间(T2)近似相等,且在双对数坐标系下与原油粘度、粘度/温度的比值成反比关系;稠油的T1大于T2,其T1/T2比值随测量频率、粘度/温度比值的增加而增大;仪器测量频率对轻质油弛豫影响很小,而对稠油的弛豫影响较大;随测量回波间隔的增加,稠油的视横向弛豫时间增大,且幅度减小.     

川西Q地区须家河组储层流体识别方法研究

川西Q地区须家河组储层作为川西坳陷中深层重要气层系之一为典型的致密碎屑岩储层,具有多层系、多类型、多组合的储集体系特点。该区致密碎屑岩钙质含量高,非均质性强,对地层电阻率影响大,储层物性具有低孔低渗高含水饱和度特点,测井解释孔隙度、渗透率参数误差大,气水纵向上间互分布、横向上邻井对比性差导致气水层识别不准确等问题。本文根据不同流体在测井响应上的差别,采用综合指数法（FTI）、电阻率与孔隙度交会图法、正态概率分布法（P1/2）进行流体识别,得到各方法的符合率分别为86.36%、68.19%和90.91%。综合各因素分析,综合指数法（FTI）和正态概率分布法（P1/2）能达到该区准确流体识别的要求,为川西地区须家河组储层的流体识别方法适用性提供了依据。     

致密气藏的气层解释下限研究 ——以苏里格气田X区块为例

气层解释下限的确定是致密气藏储层分类和储量评估的基础条件。苏里格气田X区块进入开发中后期,部分区域存在不同程度的出水现象,需要通过测井解释确定气水分布情况,而缺乏单层试气试采资料。通过分析储层岩性、物性、电性及含气性的相互关系,确定了影响储层含气性的主控因素。在此基础上,依据生产曲线典型特征确定储层流体类型,通过测井响应参数与产能之间的关系反推储层流体性质,进而提出了该区块的气层解释下限标准。     

基于多矿物模型分析的最优化测井解释

多矿物模型分析的最优化解释能采用多种测井信息和多种模型来研究和评价复杂油气层。与传统测井解释方法相比，它能将所有的测井信息、误差及某些地区地质经验综合成一个多维信息复合体，运用最优化的数学方法，进行多维寻优处理，来求取地层参数。将该方法应用到乌尔禾低效油田克拉玛依组复杂岩性低渗碎屑岩储层参数解释中，成功解释了该地区一百多口井的测井资料，得到了可靠的地层矿物（岩性）剖面和储层参数。与试油资料、录井资料等对比证实，该方法提供了一种比较有效的地层岩性和物性参数及流体性质的解释方法，效果较好。