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

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.     

致密油储层孔隙结构核磁共振测井评价方法

对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层孔隙流体分布、微观润湿性和流体弛豫性质的分析认为,致密油储层的小孔隙主要含水且亲水,大孔隙主要含油且亲油。依据核磁共振测井T2谱评价孔径分布的公式、亲水孔隙表面弛豫率和亲油孔隙表面弛豫率的大小,将水弛豫信号和油弛豫信号分别转换为含油孔径和含水孔径分布,二者相加得到岩石总的孔径分布。通过对核磁共振测井资料的处理及其与岩心分析资料的对比分析,验证了本方法的有效性和可靠性。     

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。     

应用核磁共振分析方法解释砂岩的润湿性

应用核磁共振（NMR）分析方法，针对三种不同粘土含量的砂岩，可以对岩石润湿性的变化进行系统地解释。共研究了两种流体，Soltroll30用于作为精炼油样品。实验中使用的墨西哥湾深水原油是大家熟知的能在恢复状态的岩心分析中改变岩石润湿性的原油。由于表面驰豫现像，以分子形式与矿物表现接触的流体的驰豫时间短于自由流体预豫时间。混合湿润性导致盐水的NMR驰豫时间比岩石100％饱和的盐水长；导致与部分岩石表面相接触的油的NMR驰豫时间比自由油短。因此，NMR质子自旋晶格驰豫时间（T1）的分布提供了岩石湿润性变化的定性描述。Bentheim和Berea是含精炼油的亲水砂岩。在饱和了原油和盐水的情况下，放置较长时间以后，它们变为混合性。在强制吸入以后，剩余油的驰豫时间比自由油短，表明部分原油仍然位于岩石的表面。北Burbank砂岩在束水饱和状态下必了精炼油或原油一段时间后都是合润湿性的。由绿泥石薄片所形成的微孔隙充满了盐水。大孔隙中的油与绿泥石薄片的尖端相接触。在强制吸入以后，大孔隙澡的盐水被盖过了绿泥石粘土尖部的油膜部分地阻挡于孔隙壁外。这一观点的证据是：大孔隙中的盐水驰豫时间比岩石100％饱和的盐水长，比自由盐水短，大孔隙中的原油驰豫快于自由油。因此，饱和了精油或原油的北Burbank砂岩似乎都是混合润湿性。然而，在含有原油下润湿性的变化程度要大一些。北Burbank砂岩润湿性的这种特殊变化起因于连接孔隙的绿泥石薄片所形成的微孔隙结构。     

致密砂岩油可动量及其主控因素———以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7为例

中国致密油地质储量超过100×108 t,但确定可采资源量难度较大。通过改进耗散型石英微天平分析仪（QCM-D）实现地层条件下岩心的单位原油吸附量、利用高压压汞和N₂吸附手段对含油孔隙下限和有效比表面积测试,最后结合密闭取心含油量测试结果,对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组可动油开展评价。结果显示长7致密砂岩表面吸附油厚度15.6 nm,吸附质量13 mg/m2;含油孔径下限为18 nm左右,比表面积平均为1 m2/g; 孔隙度6%~10%,游离态原油比例为14.3%~48.6%,结论与核磁共振实验测定结果具有可比性。控制致密砂岩原油可动量的地质因素包括原油密度、黏度、有效孔隙表面积、有效孔隙体积以及储层矿物组成,针对特定区域和层系,可动量主要受孔比表面积控制。      

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。     

基于T2截止值确定致密岩心表面弛豫率

确定致密岩心样品表面弛豫率的最常用方法是平均值法和比表面积法,但平均值法结合了压汞测试,会对岩心造成永久伤害。提出了一种基于T₂截止值确定致密岩心表面弛豫率的无损新方法。首先,使用该方法确定岩心样品表面弛豫率;之后,将计算结果与平均值法和比表面积法进行对比,并通过选择合适的表面弛豫率将核磁共振T₂谱转化为孔隙直径分布;最后,获取样品残余油分布。结果表明,四块岩心样品最终表面弛豫率分别为5.85,2.98,4.66,2.17 μm/s;结合三种方法计算结果可获取中孔和大孔的孔隙直径分布;残余油主要分布在微孔和中孔。该方法是一种无损测试方法,有助于快速有效确定致密岩心表面弛豫率。      

阳离子表面活性剂在不同砂岩表面的吸附与吸附焓变研究

驱油过程中,阳离子表面活性剂不仅能够降低油水界面张力,而且能够改变岩石表面的润湿性。为了加深对阳离子表面活性剂与砂岩表面作用机理的认识,用紫外分光光度法测定了阳离子表面活性剂在不同润湿性砂岩表面的吸附量,并利用相应的数学公式计算了吸附焓变。吸附量的测定说明阳离子表面活性剂在砂岩表面的吸附符合Langmuir吸附规律,不同润湿性砂岩表面的饱和吸附量不同,油砂表面的饱和吸附量最大,亲油表面的饱和吸附量中等,亲水表面的饱和吸附量最小。吸附焓变与吸附量相对应,油砂表面吸附焓变最大,亲油表面的吸附焓变中等,亲水表面的吸附焓变最小。这说明阳离子表面活性剂与油砂表面的作用最强,有利于改变储层岩石表面的性质,提高洗油效率。     

基于核磁共振自由弛豫特征的含油性评价方法——以玛湖凹陷下乌尔禾组砾岩储层为例

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组砾岩储层具有低孔低渗、孔隙结构复杂、强非均质性的特点,常规电法测井和核磁共振差谱法均难以反映储层的含油性特征。为了解决这一问题,开展了轻质原油核磁自由弛豫测量与下乌尔禾组储层岩心含不同流体的核磁共振对比实验,实验显示:(1)轻质原油核磁共振自由弛豫T2谱横向弛豫时间起始于100.00 ms;(2)饱和水岩心核磁共振T2谱基本收敛于100.00 ms;(3)饱和油岩心核磁共振T2谱在100.00 ms后出现了与原油核磁共振T2谱相似的自由弛豫特征。这说明下乌尔禾组岩心以水润湿为主,饱和油岩心核磁T2谱大于100.00 ms的信号由轻质油的自由弛豫引起。将100.00 ms作为核磁共振测井含油信号的标志,构建敏感参数,建立了基于核磁自由弛豫特征的流体性质识别图版。在考虑渗透率对含油性影响的情况下,建立了含油饱和度计算模型。利用该方法对研究区22口探井31个层位进行了含油性测井评价,结果显示测井解释符合率达93.5%,应用效果良好。该方法为核磁共振测井在含油性测井评价中的应用提供了新的思路。     

阴离子表面活性剂在含油和去油地层砂表面吸附的差异

为了了解阴离子表面活性在砂岩油藏岩石表面吸附的真实情况，对比研究了十二烷基苯磺酸钠（ABS）在含油和去油地层砂表面吸附的差异，地层砂取自胜利东辛油区辛11－531断块油藏，水洗风干，含油4．93％（称为油砂），此油砂经苯／乙醇（1：1）抽提脱油后烘干，为去油地层砂（净砂），吸附实验温度60℃，ABS在净砂上吸附较快，约10h吸附达到饱和，饱和吸附量为45．1μmol/g砂，在油砂上吸附较慢，吸附达到饱和至少需28h，饱和吸附量为35.6umol/L，较净砂饱和吸附量约低21％，ABS在油砂和净砂上的吸附等温线均呈S形，二者的差别是在高ABS浓度区油砂上的吸附量明显下降。，而净砂上的吸附量大体不变，油砂和净砂上ABS的吸附量在加入电解质量（NaCl,≤20g/L)时大幅度增加，加入碱（Na2CO3,≤5g/L)时略有减少，讨论了产生以上实验结果的原因，认为使用含油地层砂测定表面活性的吸附损耗更接近油藏地层实际情况，与不含油的净砂相比，表面活性剂在油砂上吸附较慢，吸附量较少，这有利于表面活性剂驱油作用的发挥，采用浓度适当高的表面活性剂段塞，可能效果更好。     

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     

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。     

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。     

低渗透复杂润湿性储集层核磁共振特征

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长8段样品为例,对低渗透复杂润湿性储集层核磁共振T_2(横向驰豫时间)谱进行了研究。选取异常高电阻率和正常电阻率岩心样品,设计并测量了不同润湿性和含水饱和度下样品的T_2谱、接触角以及Amott润湿指数。实验结果表明,正常电阻率岩心100%含水T_2谱反映水的表面弛豫;异常高电阻率岩心洗油后对应的T_2谱为单峰宽谱,由水的表面弛豫和体积弛豫组成,表明其洗油后也并未完全亲水。油驱水至束缚水后,正常电阻率岩心的T_2谱表现为常见的双峰特征;异常高电阻率岩心的T_2谱(未老化和老化后)均与其在100%含水状态下T_2谱基本一致。这反映出油驱水至束缚水过程中,该部分岩心的润湿性向亲油方向的转变已基本完成,老化过程对其改变很小。水驱油至残余油后,异常高电阻率岩心的T_2谱均表现为3峰特征,其中,短弛豫时间峰为束缚水的表面弛豫,中等弛豫时间峰基本反映残余油的表面弛豫和体积弛豫,长弛豫时间峰基本反映大孔隙中水的表面弛豫和体积弛豫。     

页岩核磁共振横向弛豫时间与孔径分布量化关系及应用

核磁共振横向弛豫时间（ T₂）常用于表征页岩的全孔径分布特征。为确定 T₂谱与页岩孔径的量化关系，选取济阳坳陷沙河街组7 块页岩样品进行低温氮吸附、核磁共振实验。利用 T₂几何平均值和孔隙比表面积、孔隙体积之间的关系式，获得 T₂谱计算孔径分布的关键参数——表面弛豫率。7 块页岩样品的表面弛豫率为1.52～3.06 nm/ms，平均值为2.53 nm/ms。由表面弛豫率计算的孔径分布结果与低温氮吸附的NLDFT模型计算结果相似度高，证实了页岩表面弛豫率确定方法和取值的合理性。利用上述方法确定了济阳坳陷典型页岩薄层的孔径分布，结合储层物性和地球化学分析结果，认为页岩中泥质薄层主要起到生-储作用，而纤维状方解石薄层、粉晶方解石薄层和长英质薄层则可以作为储-渗通道。在研究页岩油微观富集、流动机制及评价页岩油“甜点”时，需细化分析不同薄层的孔径分布特征及其生-储-渗作用。     

用核磁共振技术测定岩石孔隙度和流体饱和度方法及应用研究

本文采用核磁共振波谱法、自旋一晶格弛豫时间谱法和质子密度成像法分别测定了砂岩样品的孔隙度，建立了用核磁共振波谱法测定岩石中两相和三相饱和度的方法，并且研究了饱和油或水的砂岩样品的弛豫特征及其与岩石物性参数的关系。     

页岩油吸附与游离定量评价模型及微观赋存机制

页岩油的赋存状态影响其可动性及可采性。为了定量评价不同赋存状态页岩油含量（吸附量与游离量）及其比例，建立了一系列数学模型，初步形成了页岩油吸附与游离定量评价理论框架，可用于分析：①非饱和吸附状态（0<p/p₀<1）下单组分烃的吸附量与游离量；②饱和吸附状态（p/p₀ ≥ 1）下单组分烃和混合烃（残余油）的吸附量与游离量及其比例。模型综合考虑了页岩油微观赋存特征（吸附相与游离相密度、吸附相厚度）、页岩孔隙微观结构（形态、大小、孔体积、比表面积）以及页岩储层物性（孔隙度、含油饱和度、视密度）。基于模型并结合中国东部湖相页岩油靶区（以东营凹陷为例），初步揭示了页岩油微观赋存机制，认识到：①页岩油吸附量与游离量及其比例受多参数综合影响；②当孔径小于约50 nm时，孔隙大小对吸附油和游离油含量及其比例影响较为显著；当孔径大于约50 nm时，孔隙大小影响较弱，此时游离油量依赖于含油孔体积。     

储层特性与饱和度对核磁T_2谱影响的数值模拟

建立了复杂储层的三维非规整网络模型,通过微观数值模拟研究了饱含水核磁T2谱与孔隙尺寸分布间的关系,讨论了储层特征及饱和度等对T2谱的影响规律.结果表明,饱含水岩样T2谱与孔喉半径分布具有很好的相似性,随着喉道半径、孔喉比的增大,核磁T2谱的峰值均向右移动,其不同之处在于:孔喉比增大时,孔隙体T2谱与喉道T2谱逐渐分开;含水饱和度为53%时,中等水湿岩样T2谱左边部分与水湿岩样基本重合,右边部分弛豫时间明显大干水湿岩样;油湿岩样的弛豫时间在整个区间内均大干水湿岩样;随着含水饱和度的降低,强水湿岩样T2谱峰值信号强度减弱,在左边短弛豫时间处出现另一缓慢增强的T2峰;中等水湿岩样T2谱原峰值处的信号强度降低,在右边长弛豫时间处出现一个以油的表面弛豫为主的峰.     

孔隙流体饱和砂岩的衰减与频率的相关性

为了研究砂岩的应力弛豫衰减随温度和频率的变化规律，笔者在０．１￣１０Ｈｚ的频率范围内进行了饱和砂岩强迫共振试验。实验结果证明：降低温度与增加频率是等效的；砂岩振动的衰减峰随饱和流体的黏滞系数的增加向高温方向移动；黏滞系数和频率对砂岩振动的衰减的影响起相同的作用；随着孔隙率的增大，砂岩振动的衰减也增大。