D-T_2二维核磁共振测井技术发展现状综述

面对日益复杂的勘探对象,一维T_2谱核磁共振测井技术在流体识别中面临越来越多的困难,测井学家将二维核磁共振波谱技术引入核磁共振测井领域,创造出D-T_2二维核磁共振测井技术。本文对D-T_2二维核磁共振测井技术的发展现状做一综述,简述了二维核磁共振波谱学原理,介绍了D-T_2二维核磁共振基本原理,列举了三种常用的D-T_2二维核磁共振测井采集序列,展示了两个D-T_2测井实例。D-T_2二维核磁共振测井的出现,实现了从D-T_2二维谱中快速、精确区分油气水,为储层精细测井评价提供了新工具。     

微观剩余油核磁共振二维谱测试技术

多孔介质中油水的有效区分是目前微观剩余油研究中的一个难题。利用核磁共振T₂谱可以准确测定多孔介质中流体饱和度的特点,通过引进扩散系数这一参数,将先进的核磁共振二维谱技术应用于微观剩余油赋存状态研究中,解决了油水定量区分的问题。同时,通过提升设备技术指标、优化计算方法、建立受激回波双极脉冲梯度法等方式,解决了高黏油测量中短弛豫组分缺失的问题,使得该技术可以充分满足剩余油微观赋存状态研究需求,为实现微观剩余油的定量表征提供了一种新的实验技术。     

先进的二维核磁共振测井技术

核磁共振测井已广泛用于测量多孔介质的孔隙度和孔隙大小分布。一般地,通过正确刻度,T2弛豫时间幅度的和等于总孔隙度。每个弛豫时间的幅度等于该T2弛豫时间的部分孔隙度,与特殊的孔隙尺寸有关。但是,存在多种孔隙流体(如油、气和水)时,将其区分开有一定困难,特别是在T2信号出现重叠时。     

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。     

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。     

核磁共振测井流体识别方法综述

核磁共振测井流体识别方法分为3类.常规识别方法包括差谱法(DSM)和时域分析方法(TDA),利用流体的纵向弛豫时间T1的差异识别评价流体,适合于含轻质油和天然气储层的识别;移谱法(SSM)和扩散分析法(DIFAN)利用流体扩散系数的差异识别评价流体,适合于含中等黏度油和天然气储层的识别;MRF、GIFT和SIMET方法...     

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.     

T2—Pc二维核磁共振岩心测试技术与应用

作为一种无损、高效、非侵入式的检测手段,核磁共振技术一直在油气岩心分析中发挥着重要作用。但传统核磁共振（NMR）检测结果（T₂谱）反映的是岩石孔隙的大小分布特征,孔隙的连通性无法直接被表征。通过对实验流程和数据处理方法的改进,在标准核磁T₂谱的基础上,增加毛管压力（P_c）维度,得到T₂—P_c二维核磁实验图谱,从另一个视角解决了核磁实验不能反映孔隙连通性的问题。实际应用表明,T₂—P_c二维核磁实验不但能够对储层连通性进行直观评价,也可以得到不同生产压差下的束缚水饱和度,从而为油气勘探开发提供更多储层信息。      

基于弛豫-扩散的二维核磁共振流体识别方法

基于MRIL-Prime核磁共振测井仪器现有采集模式,将不同采集模式测井信息进行组合后获得二维核磁共振信号,利用多回波串联合反演技术获得孔隙流体弛豫-扩散的二维核磁共振信息分布,用以识别复杂储集层流体性质。相对一维核磁共振测井,该流体性质识别方法增加了扩散域流体信息,可以在二维空间内将油、气、水信号分离,提高核磁共振测井流体性质识别能力。利用MRIL-Prime仪器对南堡凹陷A井油层和B井水层进行多回波间隔的二维核磁共振测井试验,解释结果与试油结果相吻合,说明二维核磁共振测井在轻质油识别和大孔隙储集层流体识别方面相对一维核磁共振测井技术有明显优势。     

先进的二维核磁共振测井技术

核磁共振测井作为一种非常有用的裸眼测井方法，在地层评价中显示出巨大的优势，同时还有巨大的发展潜力。一方面，服务公司不断改进仪器设计，提高仪器性能；另一方面，各公司(包括油公司)在核磁共振测井的测量方式、数据采集、处理解释软件、地质应用等方面正在开展大量的研究工作。三大测井公司都已掌握核磁共振这一核心技术。     

井下核磁共振技术的进展

井下核磁共振技术涉及到了电、磁及测量方法等多方面技术。主要探讨并分析了非谐振技术、多频脉冲技术、T1测井以及脉冲序列优化的技术进展,对比了这些技术的优缺点。其有助于提高井下核磁共振仪器性能及油气精细勘探的准确性,实现找油找气以及高效开发的目标。基于新技术、新方法,对未来核磁共振测井发展方向进行了展望。     

Advanced fluid-typing methods for NMR logging

In recent years,nuclear magnetic resonance(NMR) has been increasingly used for fluidtyping in well-logging because of the improved generations of NMR logging tools.This paper first discusses the applicable conditions of two one-dimensional NMR methods:the dual TW method and dual TE method.Then,the two-dimensional(T2,D) and(T2,T1) NMR methods are introduced.These different typing methods for hydrocarbon are compared and analyzed by numerical simulation.The results show that the dual TW method is not suitable for identifying a macroporous water layer.The dual TE method is not suitable for typing gas and irreducible water.(T2,T1) method is more effective in typing a gas layer.In an oil-bearing layer of movable water containing big pores,(T2,T1) method can solve the misinterpretation problem in the dual TW method between a water layer with big pores and an oil layer.The(T2,T1) method can distinguish irreducible water from oil of a medium viscosity,and the viscosity range of oil becomes wide in contrast with that of the dual TW method.The(T2,D) method is more effective in typing oil and water layers.In a gas layer,when the SNR is higher than a threshold,the(T2,D) method can resolve the overlapping T2 signals of irreducible water and gas that occurs due to the use of the dual TE method.Twodimensional NMR for fluid-typing is an important development of well logging technology.     

核磁共振多指数反演新方法应用

提出一种核磁共振弛豫反演的新算法。将反演结果与采用工业界广泛接受的方法得出的反演结果进行了对比,验证了新方法的优越性。本文详细讨论新方法在岩心分析及实际测井数据处理中的应用。     

高分辨率反演方法及其在核磁共振测井数据处理中的应用

本文对核磁共振测井数据的高分辨率弛豫谱反演技术及实际应用效果进行了讨论。首先，介绍了基于梭状函数抽样的高分辨率弛豫谱反演方法的原理，并用该方法对岩心核磁数据进行了弛豫谱分解，讨论了弛豫谱抽样间隔对该方法的影响；其次，高分辨率弛豫反演结果和压汞结果的比较证明了弛豫谱反演方法的高分辨第优点。实际核磁测井数据分别来自砂泥岩井段的高泥质含量与低泥质含量两个层位，通过与常规弛豫谱反演结果的对比可以发现，采用高分辨率的弛豫谱反演技术能够更加精细地给出孔映流体的弛豫分布，并获得真正意义的高分辨率弛豫谱。     

核磁共振T2截止值与毛细管压力的关系

核磁共振测井的独特之处在于它能将不动流体孔隙率与可动流体孔隙率分开，提供较可靠的束缚水饱和度。用核磁共振测井资料求取束缚水饱和度时，T2截止值是关键参数，该参数可通过实验确定。本文通过莺歌海盆地岩石样品核磁共振实验，研究了T2截止值与毛细管压力的关系。研究表明，随驱替压力的增大，T2截止值按指数规律下降，因此T2截止值与气柱高度有关。在核磁共振测井资料处理中，应根据气柱高度确定T2截止值的大小，尤其是在束缚水饱和度大的地层中，更要注意T2截止值的选取。     

用核磁共振技术确定岩石孔隙结构的实验研究

目前核磁共振技术对岩石的孔隙结构进行评价还停留在定性评价阶段。虽然多数核磁实验室开展了核磁共振评价孔隙结构的研究工作,建立了转换模型,但由于转换系数无法有效地确定,还不能进行应用。通过对岩心核磁共振T2谱与压汞孔径分布的对比,建立了转换模型系数与孔渗比的关系,同时考虑了顺磁物质对转换系数的影响,提出了确定转换模型系数的方法,为核磁共振技术进行孔隙结构的定量评价提供了新的方法。     

页岩油储层D—T2核磁共振解释方法

D—T₂二维核磁共振能够快速、直观地区分不同性质、不同赋存状态的孔隙流体,已成为储层评价的热门技术,但对于页岩油储层,常规储层的D—T₂孔隙流体解释图版并不适用,考虑受限扩散、内部梯度等影响因素的修正图版也难以满足页岩油储层油、水识别的要求。为此,采用理论分析与实验分析相结合的方法,对D—T₂孔喉尺度分辨率、流体含量分辨率、孔隙流体解释图版3个关键要素进行了深入研究。结果表明,D—T₂孔喉尺度分辨率、流体含量分辨率均低于T₂一维核磁共振,难以检测到T₂短于2 ms、含量低于0.2%的流体信号;D—T₂信号位置与流体含量有关,且随着流体含量的递增,具有随机游走特性。2口页岩油井的应用表明,基于流体含量信号响应轨迹的D—T₂流体解释图版能够实现页岩油储层的准确解释。     

（T2, T1/T2） Two-Dimensional NMR Method for Gas Layers Typing

The gas saturation in flushed zone of gas layers is low and the observed gas signal is weak because the mud filtrate invasion reduces the native gas saturation. A (T2, T1/T2) two-di-mensional nuclear magnetic resonance (NMR) method of typing gas layers was developed. The performance of (T2, T1/T2) method for typing gas at different kinds of reservoirs, signal-to-noise ratios and gas saturations was studied in details through numerical simulation. The results show that (T2, T1/T2) method is especially useful for identifying gas formations. It is suitable for typing lower gas saturation formation where drilling mud filtrate flushes strongly.