用受限扩散和T2测井资料进行地层评价

本文描述一种用定梯度、脉冲ＮＭＲ测井仪在井筒中测量孔隙流体扩散的测井解释方法，该方法以单一亲水孔隙中所含油水混合流体的弛豫和扩散的简单数学模型为依据，模型综合考虑了孔隙表面弛豫对水的影响以及油和水二者中的受限扩散，测井解释方法采用本征横向弛豫时间Ｔ２与孔隙混合流体的有效扩散系数Ｄ之间的交会图。在交会图上确定一点便可同时得到井眼附近的含水饱和度和岩石孔隙大小。对含油水混合流体的Ｂｅｎｔｈｅｉｍ砂岩岩     

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     

内部梯度对NMR测量的影响

砂岩NMR表面弛豫率大小的相似性使我们对所有砂岩T2束缚水饱和度截止值采用系统设定值，但是绿泥石包索的北Burbank砂岩应该作为一个例外，因为其T2分布与回波间隔有很强的依赖性，其T1／T2及ρ2／ρ1值比文献中报导的大多数值大。与Berea砂岩相比，由于内部梯度对NMR T2测量的影响，绿泥石包壳的北Burbank砂岩显示出更强的扩散弛豫，此内部梯度是因为绿泥石片状碎屑与孔隙流体间的高磁化率差异产生的，岩石中粘土类型及其分布确定了扩散弛豫对T2测量的影响程度，因为粘土经常呈顺磁性，并附着在孔隙壁上，因此绿泥石影响显得特别重要。我们完成了一系列绿泥石及高岭石／粘土悬浮液实验，在绿泥石／流体系统中存在着强内部磁场梯度的明显证据，相反，缺少铁的高岭石是逆磁性，因而显示较弱的扩散弛豫，由内部梯度产生的扩散驰豫重要性取决于和流体体弛豫以及表面弛豫产生的弛豫率相比它的影响的大小。     

二维核磁共振测井技术在长庆油田的应用

当储层孔隙中同时存在油、气和水时,一维核磁共振测井难以准确判别孔隙中流体的性质.二维核磁共振能够测量横向弛豫时间、纵向弛豫时间、扩散系数、内部梯度场,充分利用了核磁共振的测量信息.介绍了二维核磁共振测井的基本方法,及二维核磁共振测井仪MR Scanner的工作原理和应用.二维核磁共振测井通过多种探测深度测量对比,得到了泥浆侵入剖面流体变化信息,提供更准确的储层流体性质信息.对长庆油田二维核磁测井应用实例进行了分析,测井解释结果与试油结论一致.     

利用核磁共振测井识别流体特性

本文通过一些现场应用实例，介绍了核磁共振(NMR)测井方法在流体特性识别方面的最新进展，并简要讲述了核磁共振测井识别流体特性的最基本的概念、核磁共振扩散测量的基本原理。应用斯伦贝谢公司磁共振流体(MRF)识别方法识别流体特征的一些实例，讲述了该测井方法如何区分油、水信号，计算饱和度，确定油粘度。磁共振流体(MRF)识别方法与核磁共振(NMR)扩散测井新技术相结合，可以推断一组非饱和岩样的润湿性。结合墨西哥湾和北海深水井的应用实例，本文介绍了如何应用弛豫时间和分子扩散比的二维NMR图像，在复杂多流体环境(包含油基泥浆滤液、轻质油和天然气)下来识别流体，确定流体特性。     

扩散－编辑：用核磁共振测量饱和度、孔隙几何结构的新方法

核磁共振(NMR)扩散测量方法已成为识别井眼附近区域流体特征的重要工具。目前，大部分商业化的NMR仪器都使用一种类型的脉冲序列-CPMG(Carr—Purcell-Meiboom—Gill)序列。它通过比较不同回波间隔的多个测量值来评价扩散影响。当回波间隔增加时，高浓度扩散引起较快信号的衰减。在实际应用中，当不同相的T2分布互相重叠且较宽时。将测量数据进行反演及在无假设条件下将各自的贡献分开是很困难的。另外，随着回波间隔增大，数据密度降低，信噪比也随着降低。这篇论文提出了一种新的NMR技术：扩散-编辑。这项技术对标准的短回波间隔CPMG序列先进行简单的编辑，这个编辑改变了对扩散的敏感性。这样一个编辑序列包含了比随后的重聚焦脉冲的回波间隔长，多3个脉冲。在初始时间内，弛豫编辑序列根据扩散来减少或编辑信号的幅度，其余的序列则测量经过扩散编辑的信号的幅度和T2分布。这样，扩散和弛豫的影响被有效地正交化。对用不同编辑参数编辑的一系列扩散信号与标准CPMG信号进行比较，就能把扩散和弛豫的影响直接和准确地分开，并能得到一个扩散-弛豫相关图，这是一项新的基础性信息。通过对扩散-弛豫相关图各方面的研究，我们很容易得到储集层的相关参数，如含水饱和度、油粘度、润湿性和作过烃校正的束缚流体体积。延长扩散时间，再通过检测有限扩散的影响，就可用这些序列来探测孔隙几何结构。这项新技术已在实验室和井下测量中进行过试验。实验证明：即使油水相的T2分布上有较大的重叠，扩散-编辑结果仍能把两个信号清楚地分开，井下测量的定量分析结果与实验室分析及其它井下信息吻合很好。     

二维核磁共振岩石物理

二维核磁共振（2D NMR）为岩石物理勘探开辟了广阔领域并对石油测井技术产生了重大影响。当孔隙介质中饱和了不同扩散系数的复杂流体时。能从固定脉冲序列或变化的双窗序列CPMG测量中提取并清晰地描述出这种信息。用T2弛豫时间和扩散系数这两个独立变量绘制的二维NMR图中能清楚地区分出岩石中的油和水。二维核磁共振中的“二维”概念可扩展到对含饱和流体的孔隙介质的研究中，这种孔隙介质涉及两个或更多独立变量的组合，如化学位移与T1／T2弛豫时间比（反映孔隙大小），质子数量与扩散对比等。     

t2弛豫谱在核磁共振录井解释中的应用

核磁共振录井测量过程中，t2弛豫谱是重要的参数，其中包含着孔隙度、可动流体、含油饱和度等储集层物性信息。根据t2弛豫谱分析原理着重介绍了t2弛豫谱形态在不同性质储集层中的特征，列举了油气水层的典型谱图特征：油层的谱图特征为弛豫时间较长，右半部分谱图较发育，可动流体值高、含油饱和度高；水层的谱图特征为可动流体值较高，油信号谱峰低、孔隙中以可动水为主；油水同层的谱图特征为油信号谱峰与水层相比较高，但大部分孔隙空间被可动水充填，含油饱和度一般为10％～40％；干层的谱图特征为低孔隙度、低渗透率、低可动流体、低含油饱和度。进而通过实例分析，说明了t2弛豫谱在储集层评价和油气水层解释中的重要作用。     

NMR油藏流体表征新方法

MRF方法 ,即描述油藏流体横向磁化强度衰减的广义多相流体弛豫模型反演。广多相流体弛豫模型包括了油藏岩石中各种测量流体 ,关键组成部分是烃混合物唯象学微观组成黏度模型 (CVM ) ,该模型新颖 ,它链接了原油中自由扩散弛豫和分子扩散 ,大大提高了反演的强度 ,即使在盐水和原油的T1和T2 分布相互重叠情况下 ,也能正确进行流体表征。本文通过含气烃混合物和脱气烃混合物试验证明了CVM的有效性。对含盐水、油、气和油基泥浆滤液 (OBMF)的碳酸盐岩地层模型 ,MonteCarlo模拟结合表明 :反演方法稳健、正确。对含不同流体及其数量的不同类型的岩石 ,MonteCarlo模拟结果表明 :反演可定量确定总孔隙度、流体饱和度、束缚水体积、原油黏度、烃渗透率、原油的T1和T2 弛豫分布、原油扩散系数分布、盐水T2 分布以及盐水的表观T1/T2 比。同时 ,MRF方法还经过了实验室部分饱和贝雷 10 0和含油和盐水的Indiana灰岩试验     

二维NMR的现场测试结果

核磁共振测井工艺已被广泛地用来测量孔隙介质中的流体孔隙度、束缚水饱和度和孔隙尺寸的分布。两维NMR(2D NMR)工艺的近期进展已经扩展了NMR测井的应用范围一能完成地层流体类型划分和含油饱和度与油粘度的确定。近来，我们已将这种2DNMR工艺推广应用到各种各样的油田。使用目前商业性实用测井仪表和弛豫扩散全球性     

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     

MRIL测井最佳采集参数的选择

最近引入的基于ＮＭＲ的诸如谱差分和谱位移及时域匹配滤波分析等测井技术，扩大了ＮＭＲ的应用领域：区分烃类型及计算井眼附近地层的含水饱和度。这些应用的关键是利用磁共振成象测井仪（ＭＲＩＬ）的单值梯度场及探测深度来研究储层流体的弛豫和扩散特性。储层、流体及井眼特性决定了ＭＲＩＬ的最佳工作方式。温度、压力、含氢指数、油粘度、泥浆类型及侵入特性，都会影响测井数据的适用性。这些复杂性，加之ＭＲＩＬ实际应用的变     

孔隙流体核磁共振弛豫特征及油水层识别方法

为了得到丰富的孔隙流体信息,要对含油岩心的原始新鲜样、盆水饱和样及氯化锰浸泡样进行分析.这3次分析的谱图有的谱峰位置一致,解释较容易;有的则发生错位,峰形变化也较大,解释比较困难.为了搞清这种变化的原因,对地面原油和孔隙流体在不同原油性质、不同润湿性、不同样品存放时间等条件下的弛豫特征分别进行了实验研究.结果表明,孔隙流体的弛豫特征受油质、润湿性及样品存放时间的影响,润湿性影响油峰和水峰的幅宽和面积,油质和样品存放时问影响谱峰的位置和幅度,在此墓础上提出了不同孔隙结构的油水层判识方法,提高了油水层的判识准确率.     

高分辨率多种探测深度核磁共振评价低电阻率油层

核磁共振测井用于评价低电阻率油藏的潜力已被认识数年了。最普遍使用的典型方法之一是等待时间或者说回波间隔是变化的，解释方法依赖于NMR流体响应，分析局限于单一探测深度。然而越来越多的事实证明，NMR随着其探测深度（DOI）的不同，流体饱和度会有很大的变化，特别是在油基泥浆钻井的井眼中。现今的NMR仪器以多采集体积测量．称之为多探测范围，结合有力的独立反演技术，这些采集数据无需流体响应的知识，就能测定碳氧化合物的量。因为每个探测深度的独立性．能正确地算出侵入效应，从而更精确地得出流体饱和度。论文讨论了在低阻地层新型NMR三种应用方法，并用密度—核磁响应孔隙度（DMRP）来判别气层，估算气体体积。首先是综合流体性质模式测得的分子扩散速度、弛豫时间T1、T2在两种探测深度是相独立的，第二种方法是用高分辨率NMR测量模式探测薄层，高分辨模式也可借助于两种探测深度并用不同的极化时间来探测轻烃，第三种方法用密度—NMR孔隙度估算孔隙体积和被冲洗地层的含气饱和度，并举出了一些实例显示出在含气泥质砂岩地层应用中所具有的价值。     

基于中等粘度油测量模式的二维核磁测井技术研究

核磁共振测井技测量弛豫时间T2谱分布,通过谱分布的各种分析能进行地层评价。二维核磁共振D-T2谱能分析弛豫时间T2及扩散系数D,得到更多的信息,从而被利用于复杂地层测井中。中等粘度油模式一直进行一维核D-T2谱的测量。本文优化了核磁测井中等粘度油模式参数,验证分析该模式可以进行二维D-T2谱的测量分析。本文将中等粘度油模式测量在实验室刻度水桶中进行了模拟测井分析获得了标准的水信号D-T2谱,验证了该模式的准确性。将该种测量方式应用于渤海锦州某商业测井中,获得了高质量的核磁测井成果图。在该井的油层获得了准确的二维核磁D-T2谱验证了本文研究的准确性。     

吸附原油对质子核磁共振影响的实验室研究

质子NMR(核磁共振)测量是饱和砂岩中水的T1和T2弛豫时间，砂岩颗粒表面上含有不同量的吸附原油。砂岩孔隙度、表面积、颗粒密度和抽取的孔隙水的弛豫时间是通过实验方法确定的。油的吸附改变了饱和于砂岩中水的驰豫时间，这种改变是通过表面积和表面弛豫率的变化来改变的，表面弛豫率这个参数常常用于量化孔隙空间表面对降低NMR弛豫时间的能力。在某些情况下，油附到表面可减小表面积。观察表明：油以某种方式覆盖在砂岩表面上可减少表面的粗糙度。当大量的油加到砂岩表面上时，砂岩表面积增大。表面弛豫率随吸附油量改变是受纯净的、不含油的表面弛豫率控制的。在Wedron砂岩中，用一个天然砂岩的表面弛豫率作标准，弛豫率随砂岩颗粒表面油的增加而降低。A-A砂岩为一块洁净的、纯石英砂岩，弛豫率由不含油岩样的非常低的值增加到所解释的油表面的较高值。     

二维核磁共振岩石物理

二维核磁共振(2D NMR)为岩石物理勘探开辟了广阔领域并对石油测井技术产生了重大影响。当孔隙介质中饱和了不同扩散系数的复杂流体时,能从固定脉冲序列或变化的双窗序列CPMG测量中提取并清晰地描述出这种信息。用T_2弛豫时间和扩散系数这两个独立变量绘制的二维NMK图中能清楚地区分出岩石中油和水。二维核磁共振中的"二维"可扩展到研究孔隙介质中渗透的两个或更多独立的流体变量,如化学位移,T_1/T_2弛豫时间比(反映孔隙大小)、质子数量以及扩散对比等。     

二维核磁共振测井

目前的NMR测井都是基于一维核磁共振技术,只测量地层孔隙流体的横向弛豫时间T2信息,测量结果反映孔隙空间的氢核总数,不能区分这些信号是来自油还是来自水.当地层孔隙中油气和水同时存在时,它们的T2谱信号是重叠在一起的,现有的NMR测井技术在识别和定量评价油气水时存在很大的局限性.二维核磁共振测井将孔隙流体中氢核数分布从一维核磁共振的单个T2弛豫变量拓展到二维核磁共振的2个变量,能够充分利用NMR观测的信息,开拓核磁共振测井岩石物理研究的新领域.介绍二维核磁共振测井的基本思想以及实验测量方法.将含有顺磁物质的人造砂岩和天然泥质砂岩饱和水,利用2个窗口改进CPMG脉冲序列,进行2D NMR实验测量.对测量数据进行反演,给出了岩石横向弛豫时间-内部磁场梯度(T2,G)的二维分布图,分析了岩石内部磁场梯度随孔隙大小不同的变化规律,研究结果对分析陆相沉积地层复杂岩性核磁共振测量结果具有重要指导意义.     

核磁毛管压力曲线构造方法综述

核磁共振（NMR）测井数据的一般解释方法是将NMR信号分为快速衰减部分和慢衰减部分,与此相对应将储层流体分为束缚流体和可动流体,划分的主要依据是弛豫时间疋截止值。为了能在井下连续获取毛管压力曲线,可以将NMR孔分布直接转换成毛管压力曲线,但孔隙中烃的存在对T2谱的形态影响较大。文章就目前国内外NMR毛管压力曲线构造方法以及含烃情况下核磁T2谱形态校正方法作了详细阐述。     

用核磁共振测井评价致密气藏：意义与作法

核磁共振（NMR）测井面临的挑战是致密气层的数据采集和解释。致密气层孔隙度低与气体的含氢指数低共同导致信号微弱，使信号靠近核磁共振测井仪器的检测极限。另外，气体的扩散系数高也使信号衰减很快。核磁共振测井的正确解释和随后导出的岩层性质，比如总孔隙度、流体类型、气体与含水饱和度、渗透性趋势，都依赖于对体积流体的核磁共振性质作出的假设，以及它们各自与围岩骨架的相互作用。根据电阻率指数测量值和含气层中的表面张力，普遍认为孔隙系统中气体是典型的非润湿相。因此，在核磁共振测井数据的解释中，地层气体的弛豫时间时常被假定为体积气相的弛豫时间。 我们的测量结果表明，孔隙空间气体的弛豫时间比预期的短得多。这一特性的内容已超出致密气层中核磁共振测井的简单认识。不正确的气体弛豫时间可能导致错误地解释存在于探测地带的流体和气相，并且错误地计算总孔隙度和束缚流体饱和度。 同时，我们的实验已经显示，从常规岩心分析导出的湿润性信息不能充分地代表磁能和熵的非常复杂的转换，熵跨越颗粒表面、束缚水层和体积气相。所以，常规的由核磁共振推导的湿润性不能与所有岩石流体系统直接建立联系。 本文介绍实验室核磁共振测量、岩心分析和测井解释的综合研究结果。含甲烷砂岩和致密岩石样品的核磁共振测量是在油层压力下实施的，以便研究样品的状态性质。 核磁共振测井是在怀俄明州的Pinedale背斜气田进行的。用低频小坡度核磁共振测井仪，依据弛豫时间把气信号从不可动流体区域中区别开来。把地层气的极短的弛豫时间与经过校正的岩心束缚／可动截止值结合起来，显著地改善测井解释。