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核磁共振测井 介 绍,四川石油管理局测井公司,目 录,一、核磁共振测井简介 1. 核磁共振测井仪 2. 核磁共振测井的应用情况 二、核磁共振测井基本原理 三、核磁共振测井参数选择及质量控制 四、核磁共振测井地质应用效果分析 1. 复杂岩性地层中的应用 2. 低阻油气层中的应用 3. 流体性质判别中的 应用 五、核磁共振处理软件简介 六、实验介绍 七、结束语,一、核磁共振测井简介,提供： 多种孔隙度信息 总孔隙度、粘土束缚水体积、毛管束缚水体积、可动流体体积 孔隙尺寸 渗透率,1. 核磁共振测井仪及测井结果,MRIL-C型仪技术规格 长度(标准T2测井方式)：34.0ft(10.36m) 重量：1400lb(635.0Kg)—6”探头 1300lb(589.7Kg)—4.5”探头 外径：6”(152.4mm)—6”探头 4.5”(114.3mm)—4.5”探头 最高温度：310℉(155℃) 最低温度：-20℃ 最大压力：20,000psi(137.9MPa) 最小井眼：5”(用4.5”探头) 最大井眼：12.25”(用6”探头) 推荐测速：5～30ft/min 泥浆电阻率要求：0.02Ω·m,MRIL-C仪 及探测区域,MRIL-Prime仪 及探测区域,核磁测井结果,一、核磁共振测井简介,2. 核磁共振测井的应用情况,核磁共振测井在四川的应用始于1998年4月，斯仑贝谢CMR在白马8井的测井作业。

1998年6月15～17日斯伦贝谢公司MAXIS 500与四川测井公司5700先后在白马5井进行了核磁共振测井，这是四川测井公司引进阿特拉斯磁共振成象测井(MRIL)后首次在川测井作业随后，CMR在白马庙、渡口河、铁山坡等构造进行了测井；MRIL则在八角场、铁山坡等构造及江汉、新疆准南、青海、河南、中原等外部油田进行了测井作业二、核磁共振测井基本原理,原子核的磁性,磁极子,氢核,进动,核磁共振流体性质判别理论基础 核磁共振测井测量的岩石中孔隙流体的横向弛豫时间T2，它由三部分组成：体弛豫T2B、表面弛豫T2S及扩散弛豫T2D,即： 式中：T2—横向弛豫时间； T2B—体弛豫； T2S—表面弛豫； T2D―扩散弛豫； ρ2—表面弛豫强度，表征岩石颗粒表面弛豫能力； S/V—孔隙比表面； D—流体扩散系数； γ―质子的旋磁比； G—梯度磁场强度； TE—回波间隔由于不同储层流体具有不同的核磁共振特性参数(见以下列表)， 因此，不同孔隙结构、储层流体或相同孔隙结构与储层流体条件下，不同测井参数将会获得不同的T2分布，从而识别储层流体性质油、气、水的T2分布特征,(短回波间隔),(长回波间隔),(短回波间隔),(长回波间隔),气-,用相移谱法识别气和水,用相移谱法识别油和水,用相移谱法识别油、气、水,油-,盐水-,盐水-,长恢复时间,短恢复时间,差分谱,-盐水 -气 -油,用差分谱法判别油气水,三、核磁共振测井要求、参数选 择及质量控制,测井前应做好充分准备，了解井斜、钻头尺寸、泥浆电阻率等重要参数，同时需了解测井目的。

对于MRIL测井仪,若钻头尺寸为8.5”以上，则选择6”探头；若钻头尺寸为6”,则选择4.5”探头温度不得低于-20℃,泥浆电阻率必须大于0.02ohmm，否则应考虑改变泥浆性能，以提高泥浆电阻率在条件许可的情况下，尽量增高泥浆电阻率或使用泥浆排除器，以便提高信号增益，提高测井信噪比，从而提高测井精度1. 测井要求,对于MRIL-C型仪： 1）选择测井方式 i.标准T2测井 ii.ΔTW测井 iii.ΔTE测井 MRIL-C/TP型仪是C型仪的改进型，它除具有C型仪器的功能外，主要增加了总孔隙度测井方式，通过利用回波间隔TE=0.6ms，从而获得包括粘土束缚水在内的总孔隙度信息2. 测井方式及测井参数选择,2）选择测井参数 测井参数(主要是工作频率、回波间隔TE、等待时间TW、回波数、测速等)的选取取决于环境及地层 i. 工作频率 在目的层段的高孔段进行频率扫描 (Frequency Sweep)来确定工作频率 ii. 回波间隔TE 对于标准T2测井方式及ΔTW测井方式，TE选1.2ms；对于ΔTE测井方式，TE选2.4ms或3.6msiii. 等待时间TW 对于标准T2测井方式及ΔTE测井方式在目的层段选择含流体、低泥质含量的高孔段进行(不要在气层及干层中进行)，两次测量MPHI比值小于等于0.95时，选择短的TW值作为等待时间。

如果采用ΔTW测井方式，则选用两种长短不同的TW测井实际操作过程中，是通过设置SWACT来指定TW的以下列出不同的SWACT所对应的TW范围： SWACT TW(秒) 0.75 1.2～1.4 1.5 2.7～2.9 3.0 5.4～5.9 5.0 9.4～9.8 6.0 11.4～11.9,iV. 回波数 根据等式TW=2×SWACT-(#Echos×TE)来确定回波数(#Echos)，其中TE的单位是微秒 v. 测速 受多重因素的控制，如Q(质量因子)值、TW、采样率等Q值主要与泥浆电阻率有关，以下列出不同泥浆电阻率下的增益范围及其相应的测井Q值： 泥浆电阻率 增益 Rm1.00ohmm 400～600 Rm≈0.30ohmm 200～400 Rm≈0.05ohmm 100 钢套管 15～25 Q级 增益 6”探头 4.5”探头 低 330 360 通过查图版来确定测井速度在测井过程中，内部电压值应相对保持一个定值增益应始终大于零、平滑且无噪音干扰，应随地层电阻率、泥浆电阻率及井径的变化而变化在目的层中，B1应在其峰值的5%之间变化，B1应在油层中设置，如果没有合适的油层，也可以用水层，但是绝对不能在气层或干层中设置。

CHI曲线，在中、高Q环境下不应该大于3，如果普遍大于3或跳尖，则说明有噪音干扰；在低Q环境下为3～4 Hvmin曲线不应该低于400V如果低于400V,那么储能器将不能提高足够的能量记录回波信号，遇到这种情况，应减少记录的回波个数3. 测井质量控制,对测井曲线应进行以下步骤检查： 1.重复性检查 2.MPHI响应特征 ① 纯流体充填地层：与密度/中子交会孔隙相当； ② 泥质砂岩：与使用正确骨架密度所计算的密度孔隙度相当； ③ 气层：与使用正确骨架所确定的中子孔隙度相当； ④ 致密地层和泥岩层：MPHI约为1.5pu，如果MPHI基值大于2pu，说明仪器存在噪声问题，需要校正同样，对于CMR仪器：使用标准T2测井方式时，TE选0.2ms，TW选2.6ms；用ΔTE测井方式，TE选0.2ms和1.2ms，TW选2.6ms；用ΔTW测井方式，TE选0.2ms，TW选2.6ms和4ms其它与MRIL仪器类似四、核磁共振测井地质应用效果分析 1. 复杂岩性地层中的应用 2. 低阻油气层中的应用 3. 流体性质判别中的 应用,1. 复杂岩性地层中的应用,王云10－6井核磁共振测井图,王云10－6井储层以岩间白云岩为主，测量井段内岩性十分复杂，包括砂泥岩、碳酸盐岩、硫酸盐岩等，长期以来由于不能获得准确的地层骨架参数，江汉局测井解释人员一直未能对该构造地层进行过准确的孔隙度参数计算，给测井解释定量分析带来了较大的障碍。

而通过本次核磁共振测井，基本解决了上述突出问题，赢得了甲方的好评2. 低阻油气层中的应用,仙6井核磁共振处理成果图,,仙6井是青海石油管理局的一口重点评价井，通过核磁共振资料分析了该井低阻油气层的形成机理，划分出了低阻油气层，同时计算出了有效孔隙度、自由流体孔隙体积、含水饱和度、束缚水饱和度、自由水饱和度、含油饱和度、渗透率等储层参数，解决了常规测井难以解决的一些地质问题，较为圆满地完成了甲方的测井任务，充分显示了核磁共振测井的独特功能该井初步测试日产天然气20多万方，100方水3. 流体性质判别中的 应用,仙6井核磁共振测井及处理成果图,附图1是仙6井核磁共振测井及MRAX处理成果图，其中2792～2832m储层段，T2分布呈现明显的“双峰”特征，该段是该井所处构造(南八仙构造)的区域产水层，表明T2分布特征指示水层是明显的2985.5～2993.4m储层段，T2分布呈现“单峰”或“双峰”紧靠特征，测井解释为气层，结果测试为气水同产，说明解释存在偏差但仔细分析2991.6～2992.6m,尽管自由流体峰峰值不高，但仍呈“双峰”特征，水是否来自该段值得研究3026～3030m及3033～3034.4m储层段T2分布基本呈“双峰”特征，测试产少量油。

从上述例子不难看出，当油水不在相同储层段时，即没有明显油水界面的条件下，仅依靠T2分布特征是不易区分油水的仙6井核磁共振解释成果表,川玛1井核磁共振测井图,附图是川玛1井核磁共振测井图，该井测井方式为双TW,测井参数为长等待时间4.2s,短等待时间1.2s,回波间隔1.2ms,回波数230个从核磁共振有效孔隙度曲线MPHE可以看出，3746.5～3782m储层物性较好，最高孔隙度可达9%.在图的最右边三道分别是长等待时间T2分布、短等待时间T2分布及T2差分谱可以看出，T2差分谱几乎没有明显的响应，仅在第1、2时间区(bin time)有所反映，但这不能指示为油气，因为油气信号应该在第4以上时间区,此外还要考虑测井噪声的影响由此判断该层为水层 这一解释结论得到了MDT测试结果的证实角58E井核磁共振处理成果图,渡4井核磁共振处理成果图,(18) 第33层，井段4737.4～4743.7 m，厚度6.3 m，核磁共振有效孔隙度5.0～9.0%，可动流体孔隙度1.0—3.0%，渗透率0.01～0.21md，物性尚可，油气差谱信号上段集中在6—8区，移谱反映特征较明显，约1个区，综合解释为气层。

(19) 第34层，井段4750.5～4757.6 m，厚度7.1 m，核磁共振有效孔隙度2.0～5.8%，可动流体孔隙度0.2～2.0%，渗透率0.002～0.042md，物性一般，差谱信号主要集中在4—6区，移谱左移特征不太明显，综合解释为气层桥63井核磁测井解释,五、核磁共振处理软件介绍,1. MRPOST 2. MRAX 3. T2CUT 4. KCAL,1. MRPOST,MRPOST处理软件是对核磁共振井筒数据进行测井分析的交互式程序该程序以MRIL测量的回波串为输入，利用由Mumar公司发明的称为MAP II算法的数据处理方法或者Baker Atlas的Gamma函数对上述输入数据进行处理，然后显示结果并保存数据 通过处理回波串数据，尔后提供下列信息： MPHE—NMR孔隙度 MBVM—自由流体孔隙体积 MBVI—毛管束缚水孔隙体积 PERM—渗透率估算值 T2 --弛豫时间估算值 MCBW--粘土束缚水体积 MPHS--MCBW与MPHE之和,2. MRAX,MRAX是西方阿特拉斯测井服务公司(WALS)的岩石物理解释软件，它用于把MRIL数据与常规裸眼测井数据相结合，对砂泥岩地层进行评价。

它具有下述基本特征： 多种总孔隙度和泥岩束缚水模型； 多种Vsh及Vcl模型选项，包括Vsh单指示器及多指示器； 利用Thoms-Steiber模型获得泥质分布(分散状、层状、结构状)； 电性特征模型，包括Qv,m和n; 多种Sw及Sxo模型选项，包括阿尔奇(Archie),Waxman-Smits,双水(Dual-Water),印度尼西亚(Indonesian)以及Patchett-Herrik等模型； 多种渗透率模型，包括基于有效孔隙或总孔隙体系的Coates渗透率以及T2几何平均渗透率模型3. T2CUT,t2cut程序将岩心毛管压力测量得到的束缚水体积(BVI)作为确定NMR测井”T2 cut off”值的刻度参考，T2 cut off用于把NMR孔隙度分为BVI和BVM(自由流体体积). t2cut程序用从MRPOST。