矿化度对流体核磁共振性质影响的实验研究

横向弛豫时间 T2 、含氢指数 H I和扩散系数 D是核磁共振测井技术中重要的参数 ,通过实验研究发现矿化类型和矿化度对它们的影响是不同的。具体的变化规律是 :1扩散系数随矿化度的增加而减小 ,但矿化类型不同 ,扩散系数受矿化度的影响不同 ,受 Ca Cl2 溶液的影响很小 ,而受 Na Cl和 KCl溶液影响相对大 ;2自由流体的横向弛豫时间 T2 随矿化度变化。对于Ca Cl2 溶液 ,T2 随矿化度的增加而减小 ,而对 Na Cl和 KCl溶液 ,T2 随矿化度的增加而增大 ;3含氢指数 H I随矿化度的增加而减小 ,Ca Cl2 溶液相对 Na Cl和 KCl溶液受到的影响要小得多     

地层水矿化度对泥质砂岩物理性质的影响

依据多矿化度岩石电性及核磁特性实验,研究不同矿化度下泥质砂岩的束缚水饱和度、岩石电性以及核磁共振的变化特征.研究表明,不同矿化度下的泥质砂岩束缚水饱和度不同,随饱和溶液矿化度的增大而减小;在地层水矿化度较低情况下,由于较高的束缚水含量和泥质附加导电性,岩石的电阻率也可能呈现低电阻率特征;T2受到饱和溶液矿化度的影响,矿化度的变化带来T2谱分布形态的变化,T2截止值随饱和溶液矿化度的增大而减小.     

低电阻率油层中孔砂岩岩电及核磁实验研究

通过实验讨论了油层低电阻率与阳离子交换量、矿化度及温度的关系.分析了温度、压力对阿尔奇公式中各参数的影响效果,得出高温高压条件下饱和度指数n随压力和矿化度的增大而增大、随温度的增大而减小;孔隙度指数m随压力的增大而增大,在低矿化度下m值基本不受温度的影响,而在高矿化度下却随温度的升高而增大的变化规律.利用核磁实验新方法研究了低电阻率油层岩心的NMR横向弛豫特性,证实可根据T2谱形和T2平均值来判别岩石含油或含水.     

用核磁共振扩散系数测井识别并量化碳酸盐岩地层的油和水

本文介绍了一个成功的实例：在复杂的碳酸盐岩地层中用二维核磁共振（NMR）技术确定油水界面（OWC）。解释方法以核磁共振扩散系数为基础，识别油层、水层和过渡带，并量化灰岩储层的含油饱和度。通常在用核磁共振测井确定烃类类型和饱和度时，要求高反差的本征驰豫时间或视驰豫时间、扩散系数，或两者均高反差。中东的许多碳酸盐岩储层包含的孔隙大，伴随着低驰豫，引起水的T1和T2时间长。此外由于轻油的驰豫时间长，使水和轻油之间的T2或磁化差异几乎为零。当这些储集层含有轻质油或高气油比的油时，油水之间扩散系数的差异也不明显。因此，大部分的核磁共振烃类识别技术难以区分油水信号。本文实例介绍的根据二维核磁共振解释建立的扩散系数测井是有效的，它甚至可用于边际油气田的扩散差异情况。此外，对Coates渗透率模型进行了修正，并用于孔洞局部连通的碳酸盐岩地层。     

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。     

多矿化度下泥质砂岩核磁共振特性实验

核磁共振实验是利用核磁共振测井进行储集层评价的物理基础。实验采用离心法确定不同饱和液矿化度下样品的束缚水饱和度，并对饱和不同矿化度的泥质砂岩样品做均匀场下T2测量，分析矿化度对T2谱的影响。实验发现，随着矿化度的增大，岩样束缚水饱和度降低，并且逐渐趋于平稳；岩心T2谱与饱和溶液的矿化度有关，束缚水条件下岩心的T2谱分布范围减小，利用T2谱进行储集层孔隙流体研究时要注意地层水矿化度的变化的限制。     

应用NMR测井在油基泥浆环境下识别和定量确定重油

识别重油层是确定可采烃数量的一个重要问题。这类问题在低孔隙度层岩石中由于原油可动性差更显得重要。即使在复杂的油基泥浆环境中核磁共振（NMR）测井也提供确定这些层的方法。由于NMR测井在获得独立于岩性的孔隙度测量已得到油田的认可，其用于确定含烃类型方面已发表了几篇文章，大多数方法是基于依靠流体横向驰豫时间T2和天然气含氢指数HI区分水和轻烃和／或天然气与油／水的各种有关测量。在低对比度环境下，由于流体T2S和／或孔隙表面信号相类似，这些测量值的不确定性增加了。烃的T2值与粘度成反比。因此，重油具有低的T2值并由于流体粘度的变化随井温变化而变化。在NMR响应中可进行观测并分析这种影响。本文论述的是以NMR测井的多截止值孔隙度读数、T2分布分析和含氢指数效应为基础识别与定量确定重油的方法。     

根据烃与水的T2差异确定含烃饱和度

核磁共振测井在储层评价应用方面取得了很大的成功,油气的定性识别与定量评价一直是其重要的研究发展方向.烃与水在T2分布上通常具有对称与近似对称特性,经过推导,可以将多种特征成分驰豫简化成只有烃与水两种特征驰豫.利用烃与水的T2差异可以确定差分谱上烃的信号大小,经T1校正与含氢指数校正,可以得到地层的含烃孔隙度与含烃饱和度.将此方法应用到油水层与气水层的实际资料处理,流体类型识别和油气定量评价效果较好.     

岩石激发极化衰减谱分析技术研究

岩石激发极化衰减谱与地层孔隙结构有非常重要的关系。本文对激发极化衰减谱进行多指数衰减拟合，分析了谱分析参数、供电时间、供电电流、断电时间以及矿化度对驰豫时间谱的影响，结论表明驰豫时间谱充分反映了岩石本身的特性。本文还对驰豫时间谱与核磁共振T2谱进行了对比分析，结果表明两种谱具有非常好的一致性。     

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。