OBIGBO油田NORTH-10ST井使用NMR高分辩率渗透率计算方法划分油藏流体的实例

通过T2对数的计算或束缚流体体积的估算,可以间接地导出NMR渗透率.通常在获得T2数据之前需要采集大量NMR数据,以提高其信噪比,但这样会降低垂直分辩率或测井速度.一种新的方法可以从由两个CPMG序列组成的一个相位变化对(PAP)内各回波幅度之和和计算出NMR高分辩率渗透率.在回波序列中各回波幅度的总和与孔隙度和与渗透率有关的T2的乘积成正比.这些叠加在一起的回波有很高的信噪比,因此不需要处理大量的数据就可以解释,而且其垂直分辨率高,使用该技术获得的垂直分辨率等于仪器天线孔径加上一个CPMG序列及其极化时间内回波传播的距离,其数值约为几英寸.参见尼日三角洲(NIGER DELTA)的一个例子.在SPDC所属的OBIGBO油田NORTH-10ST井进行了NMR测井,使用新的高分辨渗透率的计算方法显示出了油藏缺失及产层砂体的渗透性屏障.由该技术推导出的渗透率与从另一口井的岩芯数据分析得到的渗透率有很好的相关性.新的测量方法可以与标准的NMR渗透率计算如Timur-Coates渗透率及RFT压力变化率作以比较.在薄的地层中也能使用这种方法来计算渗透率.总之,使用CMR高分辨率渗透率计算方法进行油藏模拟其结果是令人振奋的.     

利用核磁共振高分辨率曲线区分储层的流体单元——OBIGBO NORTH—10ST实例

核磁共振（NMR）渗透率的计算间接地来自T2分布谱,即通过T2对数平均值或者是束缚流体体积的计算来得出NMR渗透率。为了提高信噪比,在获得T2分布谱之前,NMR数据通常已进行了叠加,而这种数据叠加的缺陷在于降低了垂直分辨率或者是需要较慢的测井速度。由两个CPMG脉冲序组成的一个PAP中所有回波之和可得出一种新的高分辨率NMR渗透率指示器。在回波串中所有回波幅度之和与孔隙度的T2平均值的乘积成正比,同时也与渗透视经密切相关。对所有的回波求和的这种方法具有很高的垂直分辨率。用这种技术所能达到的垂直分辨率等于仪器天线长度与一个CPMG脉冲序列和一次极化时间仪器所走距离之和,大约是几英寸。在尼日尔三角洲SPDC的Obigbo North-10ST的实例中,这种新的高分辨率NMR渗透率指示器更加明显地指示出：在一个砂岩产层中没有储层或渗透性薄隔层。用这种技术得出的渗透率与另一口井中的岩心分析渗透率进行了对比,并且有很好的相关性,同时也与经典的NMR渗透率如Timur-coates公式计算的渗透率及用地层测试器测试数据计算的流度等进行了对比。在薄地层中用这种计算方法进行储层的有效厚度与总厚度的比值计算也是可能的。用高分辨率的CMR（组合式核磁共振测井仪）渗透率进行目的层的储层模拟也显示出了非常令人鼓舞的结果。     

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。     

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。     

核磁共振成像测井的垂直分辨率和信噪比特性

本文探讨了核磁共振成像测井(MRIL^R)的垂直分辨率和信噪比特性。理论上垂直分辨率是由磁体和无线电频率天线的物理尺寸决定的。信噪比(信号能量：噪声能量)特性取决于回波数据(地层信号和系统噪声)的质量。更进一步，地层评价数据的信噪比特性取决于由时域到T2域转换过程的细节，而地层评价数据由NMR回波(如MRIL孔隙度、束缚水体积和可动流体体积)转换而来。把在德州Austin一口测试井中测的MRIL数据进行了时序分析，并将分析结果与理论数据做了对比。MRIL与常规密度和中子孔隙度仪组合下井。垂直分辨率和信噪比由以3、10和30英刖分的测速和用一标准的直径为6英寸、孔径43英寸的磁探头所采集到的多路传输数据所决定。定量分析了MRIL数据的信噪比和垂直分辨率对测井速度的依赖程度。此外也分析了用新的24英寸孔径高分辨率磁探头采集到的数据。不出所料，测试表明新探头明显表现出比之43英寸孔径探头更好的垂直分辨率，信噪比特性上也无可注意到的衰减。所有测井速度下，垂直分辨率与常规中子和密度孔隙度数据对比良好。     

视含氢指数及其与稠油粘度的关系

用低频NMR（〈2MHz）测得的视含氢指数表明当原油粘度大于1000mPa·s时，它与原油粘度有一个经验关系式，我们重新定义它为第一个回波强度与总NMR信号的比值，并且开发了NMR数据反演的时间推移法。时间推移反演有效抑制了由噪音引起的假的短T2分布，并且提供了第一回波强度的准确估算值以及原始CPMG回波串的视孔分布。这样视含氢指数就变为由时间推移法得来的视T2分布面积与真T2分布面积的比值。视含氢指数与原油粘度有很大的关系，这个关系不同于由经验得到的关系。这个关系已经由各种原油样品的实验测量结果得到证实，因此能在现场更好地预测原油粘度。时间推移法还对视T2分布的对数平均值与原油粘度的关系有重要的改进，根据NMR的T2弛豫数据，该关系可以用来预测原油粘度。我们还给出了用NMR、中子／密度和电阻率测井来计算视含氢指数的实用方法。     

基于奇异值分解的核磁共振测井T2谱反演方法的改进

核磁共振测井T2谱反演结果直接影响如孔隙度、渗透率、孔径分布等储层参数的计算和流体识别的准确性.给出了T2谱反演的线性方程组;利用矩阵奇异值分解法(SVD)求该方程组的解,通过对系数矩阵加阻尼项使得该方法数值解稳定,在布点数为11～128、信噪比大于25的情况下拟合精度较高,适用于高信噪比回波数据的反演,并且信噪比越高,反演的T2谱与构造谱的符合率越高.处理了大庆油田古89-47井1块岩心实验室NMR数据,结果表明,改进的SVD法可以快速、有效地反演核磁共振测井T2谱,奇异截止值对解谱效果影响小.利用迭代技术进行解的非负性约束,反演的T2谱和构造谱分布趋势一致,谱线光滑连续;大组分反演效果好,但小组分反演结果与构造谱相差较大,分辨率低;信噪比越高,反演所得的T2谱与构造谱的符合率越高.对无噪声理论回波数据、不同信噪比理论回波数据以及实验室岩心核磁共振测井实测资料进行处理并且与构造谱及实验室反演结果对比表明,该方法可以有效地反演核磁共振测井T2谱.     

根据多分量感应测井推算方位渗透率

渗透率是重要的储层参数之一。作业者在进行完井设计和制订生产方案时，必须用到包括水平渗透率和垂直渗透率的油藏描述。本文研究了电阻率和渗透率各向异性之间的关系。电阻率和渗透率各向异性与探测介质的规模有关，研究认为根据多分量感应测井资料推算的渗透率各向异性与油藏规模的渗透率各向异性具有好的一致性。应用由Schoen等人提出的一致解算法，辅以核磁共振(NMR)的T2分布数据，可以推算出储层的垂直和水平渗透率。     

NMR反演法确定流体类型

近来发展的NMR测井技术可以使我们获得多等待时间和多回波间隔的CPMG回波串。因为不同流体的T1弛豫时间和扩散系数不同，视T2谱分布也随孔隙介质中流体类型而变化，因此根据视T2谱的变化来分析流体类型和流体性质成为可能。     

MREx核磁共振测井流体性质评价技术的应用分析

MR Explorer核磁共振测井技术一次性可以采集双Tw、多G·TE的CPMG回波序列,通过结合孔隙介质中不同流体的纵向弛豫时间T1和扩散系数D的差异进行流体类型划分和流体特性评价.双TW、多G·TE(MGTE)评价方法是在深度域对不同的T2谱进行综合分析,计算原油体积和原油粘度.多回波串同时反演(SIMET)评价方法是在时间域应用矩阵变换对CPMG回波串数据进行数值处理,得到油、气、水的固有T2谱分布和油、气、水体积.2种方法在大港油田都得到了较好的应用.     

用核磁共振反演识别流体类型

最新发展的核磁共振测井技术使我们能够采用双等待时间和双回波间隔获得CPMG回波串。由于不同流体的T1弛豫时间和扩散系数不同．所以孔隙介质中不同流体的视T2分布也不同，因此可从视T2的变化来分析流体的类型和特性。本文提出了两种新的核磁共振反演方法．将T2作为回波间隔和等待时间的函数．通过分析不同的T2分布获得流体饱和度。第一种方法是FET(编辑T2分布识别流体类型)法，用一个位移矩阵将每种流体的T2分布与总T2分布连接起来．采用奇异值分解(SVD)或Butler—Reeds—Dawson(BRD)算法使测量的视T2分布和模拟的T2分布之间的差异减至最小，从而得到每一种流体的饱和度及其T2分布。第二种方法称为GIFT(球形反演识别流体类型)法，用一个球形展开矩阵调节T1、T2弛豫和扩散下的磁化强度的变化，将每一种流体的模拟T2分布与CPMG回波串联系起来．通过将模拟回波串与测量回波串间的差异减至最小，得到每一种流体的饱和度及其T2分布。以这些新方法为基础，我们还对每一种流体引入了一个电阻率和核测井导出的加权矩阵，以提高用FET和GIFT反演的精度。用这种加权矩阵把核磁共振、电阻率及核测井分析综合为一种模型，给出了油藏的地层评价的新解法。     

MRT核磁共振微弱信号采集处理方法

核磁共振信号采集处理方法要满足CPMG时序实时性与回波高信噪比的要求。MRT多频核磁共振测井仪应用累加平均数字相敏检波算法实现信号检测,该算法基于FPGA实现并行加法计算,基于DSP实现单周期数字相敏检波运算,其主要特点是DSP读取数据时间和数据运算时间与采集数据量无关,算法信噪比与采集数据量成正比,数据量越大信噪比越高。该算法能够在信噪比低至-30~-60dB的噪声中实现微弱正弦信号幅度及相位估计,在满足CPMG时序实时性前提下,应用该算法得到的原始回波信噪比能够较好地满足仪器稳定性要求。     

用于测量束缚流体和渗透率的快核磁共振测井

核磁共振测井(NMR)为评价地层提供了特殊而有价值的信息。不足之处是它需要耗费很大的时间来采集数据，要比常规中子密度测井长10倍。为了克服这种缺陷，我们研制出一种特殊的CMR核磁共振组合仪采集系统，它可以提供束缚流体的独特的NMR测量值，并能综合其它测量值一起预测渗透率。这种系统按中子密度测井的测速下井，它比常规的NMR测井快许多倍，而且与这些测井仪组合测井尤为方便，因此，使用快NMR测井可以获得可靠的束缚流体和渗透率数据。录取完整的NMR测量值需要很长的等待时间使所有的地层组分极化，还需要很长的采集时间来测量最长的驰豫时间。然而在大多数情况下，经验表明束缚流体的驰豫时间T2，在砂岩中小于33msec、在碳酸岩中小于100mseec。在快NMR测井中，在测量驰豫时间较长的组分时，如果认可较低的精度就可以采用较短的等待时间。另外，较短的回波间隔和适当的回波数还能减少采集时间，并保证在仪器移动较快的情况下测量值量不会明显地改变。在几口井上同时记录到了全NMR和快NMR测井曲线，以及由快速测井获得的高精度的束缚流体测井曲线。统计对比表明由快NMR测井获得的束缚流体体积的准确度、精度和垂向分辨率与由全NMR测井获得的相接近。正如全NMR测井那样，为了确定粘土束缚水和束缚水的含量可以对束缚水体积做进一步分析。借助于NMR测井，根据NMR孔隙度以及T2的平均值和自由流体体积计算出了渗透率。借助于NMR测井，根据另一条测井曲线，通常是在泥质砂岩中的密度曲线或在气和碳酸岩中的密度——中子交会曲线得出了孔隙度。根据孔隙度和束缚水的不同判断出来自由流体。     

核磁共振高分辨渗透率测量仪

传统的核磁共振（ＮＭＲ）测井,渗透率由Ｔ２分布间接导出,即通过对Ｔ２的对数平均值和束缚流体体积的估算得到。但要得到Ｔ２分布,在反演前要累加数据提高信噪比。数据累加的缺点是,要么使测井速度降低,要么垂直分辨率。新型的ＮＭＲ高分辨渗透率测量仪来源于交替相位对（ＰＡＰ）中回波和,一个交替相位回波对由两个ＣＰＭＧ序列组成。回波列组成。回波信号振幅的累加和同孔隙度和Ｔ２平均值的乘积成比例,因而跟渗透上关。高     

综合运用核磁共振、地层测试、井测试和岩心资料计算渗透率

渗透率是进行油藏评价和井眼评价的关键参数，准确求取渗透率是储层预测和制定生产计划的关键步骤。不同方法求取的渗透率往往差别较大，常导致油藏评价和产能评价结果存在差异。本文探讨如何运用现场数据有效确定渗透率，如何将核磁共振测井(NMR)渗透率校准到电缆测试(MDT)渗透率或常规岩心渗透率，并将计算结果用于油藏评价和井评价。通过计算岩心测试实验中的毛管压力，得出准确的渗透率值，用这些准确值校准NMR渗透率数据，再将校准值和模拟值与标准的井眼测试数据(DST)进行对比。研究结果表明，如果这些不同方法求得的值能够很好地匹配，便可确定一个准确的井生产模型。     

提高低信噪比核磁共振测井弛豫信息真实性回波处理方法

核磁共振(NMR)测井采集的回波信号(CPMG Echo Trains)不可避免地要受到噪声的影响,表现为在大中孔隙可动流体成分造成基线偏移、在微小孔隙束缚流体成分产生畸变,给反演解释工作带来极大的不确定性。针对低信噪比的核磁共振测井数据处理提出了基于奇异值分解法(SVD)滤波的核磁共振数据变换反演方法 BRD(Butler Reeds Dawson)。该方法利用Hankel矩阵与回波信号的相互构建关系,把回波信号的Hankel矩阵作为SVD滤波处理的信号矩阵,实现了对低信噪比回波信号的分解和滤波。结合BRD反演算法,利用SVD处理后的高信噪比全波列数据反演出流体的T2分布。在随后的模拟数据试验和实际数据处理中分解和滤波在确保可动流体成分和提高束缚流体成分在反演信息准确恢复上是有效的。     

总孔隙度的测量为核磁共振测井增添了新价值

改进后的组合磁共振测井仪增强了对粘土束缚水和微孔隙的测量，使这种测量成为可能的原因是：信噪比(S／N)提高了50％，最小回波间隔由0．32ms减小到0．2ms，改进的信号处理软件对快速信号衰减具有最大的敏感极限，对深度测井来说，新的组合磁共振(CMR)硬件和信号处理软件使测量的横向驰豫时间(T2)的敏感极限(最小可探测T2)由3ms减小到0．3ms,在此，CMR总孔隙度值被称为TCMR，目的是为了与常规测得的孔隙度相区分。TCMR为地层估价提供了新的价值。与电法测井不同，CMR所计算出的粘土束缚水的体积可用来更准确地计算油气饱和度。在泥质砂岩层，密度与TCMR孔隙度的差值可用来探测气或烃类流体的存在，因为气或烃类流体具有低氢指数。在复杂环境下，TCMR可提供与矿物无关的孔隙度测量，因而其测值比常规方法，如中子和密度孔隙度，所测量的值更为准确。减小的T2每感极限的TCMR测量拓宽了稠油粘度的测量范围，可探测范围大约在1000到10000CP。对一套泥质砂岩油藏样品在实验室做核磁共振(NMR)测量，其样品含粘土束缚水饱和度的范围为26％到49％，T2分布表明：在泥质油藏中，快速驰豫时间与粘土束缚水的存在有一定的联系。结果显示在泥质地层中，测量NMR，总孔隙度，减小T2敏感极限是非常重要的。采用一套30个模型T2分布的合成自旋回波数据进行蒙特卡洛模拟实验。其中一些T2分布具有较大的信号幅度，其幅值与低于0．3ms的驰豫时间有关系。使用新的信号处理软件和0．2ms回声问隔处理自旋回波数据，模拟结果显示TCMR测量的T2，敏感极限对于深度测井是0．3ms，对于点测为0．1ms。本文还阐述了在泥质砂岩地层井的测井实例来比较TCMR，即采用大约3msT2敏感极限所测的有效孔隙度和密度中子孔隙度的差别。第一个实例比较的是在上覆纯净含水砂岩的泥质层段的TCMR，CMRP、中子和密度响应曲线。第二个实例展示的是在泥质砂岩层TCMR和密度隙度间存在多大的差值才能指示出气层。同时这一实例也显示用12ms截止时间计算出的TCMR束缚流体孔隙度对于区分泥，砂岩是非常有用的。笫三个实例是把细粒泥质砂岩层段的T2分布与岩芯样品测得的T2分布相比较。笫四个实例取自于白云岩地层井段，此地层具有大量的与低于3，T2驰豫时间有关的微孔隙。此例显示在碳酸盐地层TCMR所测的总孔隙度与岩性无关，且不受矿物变化的影响。第五个实例取自于稠油油藏。在稠油层段和邻近的下部含水层段，TCMR和CMRP响应提供了较为清晰的油层界面。     

核磁共振T2谱法估算毛压力曲线

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=1条件下的T2谱，然后用k=Pc/T2^-1公式将T2谱直接转换成毛管压力曲线。该方法的关键是烃对可动流体T2谱的影响的校正和换算系数k的确定。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，其精度相当于标准测井解释，应用本文新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。     

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     

低渗透油藏相对渗透率曲线计算方法研究

在对低渗透油藏渗流机理分析的基础上，通过分析启动压力梯度对渗流规律的影响，得到油藏平均含水率，从而拟合出油藏相对渗透率曲线。该方法是一种通过生产数据得到相对渗透率曲线的新方法，不仅可以得到相对渗透率值，还可以得到相对渗透率比值。从计算结果分析可知，该方法结果较为合理，具有很强的矿场实用性。