核磁共振录井技术应用(07监督蓝底).ppt

,核磁共振录井技术分析与应用,前言,二十世纪30年代，物理学家伊西多拉比发现在磁场中的原子核会沿磁场方向呈正向或反向有序平行排列，而施加无线电波之后，原子核的自旋方向发生翻转，这是人类关于原子核与磁场以及外加射频场相互作用的最早认识。1946年两位美国科学家布洛赫和珀塞尔发现，将具有奇数个核子的原子核置于磁场中，再施加以特定频率的射频场，就会发生原子核吸收射频场能量的现象，这就是人们最初对核磁共振现象的认识。人们在发现核磁共振现象之后很快就产生了实际用途，化学家利用分子结构对氢原子周围磁场产生的影响，发展出了核磁共振谱，用于解析分子结构。医学家们发现水分子中的氢原子可以产生核磁共振现象，利用这一现象可以获取人体内水分子分布的信息，从而精确绘制人体内部结构，纽约州立大学石溪分校的物理学家保罗劳特伯尔于1973年开发出了核磁共振成像技术(MRI)，核磁共振在医学上的应用范围日益广泛，成为一项常规的医学检测手段。90年代初期，美国率先将核磁共振应用于石油测井。之后，中国引进这一技术，并在油气勘探与开发中应用。1996年北京石油勘探开发研究院廊坊分院渗流所研制出低磁场（共振频率2MHz和5MHz）核磁共振全直径岩芯分析系统，继而开发生产了便携式核磁共振岩样分析仪，为核磁共振应用于录井行业奠定了基础。,近年来，录井技术有了长足的进步，综合录井的发展，尤其是地化、定量荧光、热解色谱录井技术的广泛运用，很好地解决了储层中烃类丰度的测量问题，使录井评价定量化，解释符合率明显提高，但储层物性资料的匮乏一直是录井行业的缺陷，储层物性控制着储层产液能力甚至产液性质。之前，录井行业无法直接准确获得储层物性资料，只能通过观察样品粒度、分选磨圆、胶结等情况大概判断，也曾尝试利用其他方法(如地化录井的二次测量称重法等）计算孔隙度、含油饱和度，效果不太理想。室内岩心分析准确度高，但受制约。核磁录井技术的发展可以说弥补了物性测量的空白。,核磁录井技术特点,核磁录井与常规分析对比,检测岩样类型多。常规分析仅针对标准圆柱岩心，无法检测岩屑和井壁取心。提交结果快速。岩心样两天、岩屑样1天。常规岩心分析至少需要1个月。可检测流体存在状态。常规分析手段难以提供可动流体、束缚流体饱和度等参数。检测成本低。样品类型；材料消耗。,核磁共振录井技术的检测对象,样品：岩心、岩屑和井壁取心。对象：岩样孔隙内的流体。固体骨架不产生核磁共振信号。,核磁共振录井技术的检测参数,孔隙度（相对误差10）渗透率（0.3数量级）含油饱和度（相对误差10）可动流体饱和度束缚水、可动水饱和度,核磁共振检测的各项参数均具有较高精度，能够满足工程上快速评价和区分有效储层的精度要求。,核磁共振录井技术应用的必要性,储层的孔隙度、渗透率、油(气)饱和度、流体赋存特征等是油气田勘探开发最基本的岩石物性参数。核磁共振录井技术实现了将常规岩石物性分析方法向地质录井行业的迁移，为物性录井提供了有效手段。该项新技术的应用对于地质录井快速评价有效储层、指导现场钻进，为完井讨论及完钻测试提供数据等方面均具有重要意义。,核磁共振录井技术,核磁共振录井技术：将核磁共振技术应用到地质录井中，通过检测岩样孔隙内的流体量、流体性质，以及流体与岩石孔隙固体表面之间的相互作用，快速求取储层的孔隙度、渗透率、油水饱和度以及可动流体饱和度等评价参数，为地质录井储层快速评价提供准确数据，进一步提高地质录井油、气、水层综合解释的符合率。,常规录井,岩芯、岩屑、壁芯（直接观察）,综合录井,地化录井,定量荧光录井,核磁录井,泥浆（脱气，组分分离）,显示级别系列对比（115）,天然气成分（C1C5)含量（%）,岩芯、岩屑、壁芯（热解，组分分离）,烃类含量（S0、S1、S2）组份（C1C33)%,岩芯、岩屑、壁芯（溶解，荧光激发）,原油含量(mg/L),岩芯、岩屑、壁芯（核磁共振）,孔隙度、含油饱和度、可动流体、束缚水等,核磁共振录井与其它录井方法的区别,常规、综合、地化等录井主要通过观察检测岩样和泥浆中的油气进而判断储层流体性质，而核磁录井不仅通过测量储层中的油气含量（含油饱和度），更是结合储层物性（如孔隙度、可动流体、束缚水、可动水等）来综合判断油气水层，解释结果更先进，更全面，更准确。,1、现场分析。样品处理环节少，分析速度快，含油饱和度准确。2、基地分析：需做饱和水处理，含油饱和度值需校正。,核磁录井方式,我们自2003年底引进了核磁共振分析仪，并组织专业技术人员立项研究开发核磁录井方法，通过实验验证了孔隙度、渗透率的测量方法，摸索出含油饱和度测定中合适的Mn2+浓度和浸泡时间，根据实验数据给出了不同岩性T2截止值的快速确定，对可动水百分含量、原油粘度、密度等参数进行了探索，针对探井工作量较大的中央凹陷区进行了大量的核磁参数测量，建立了解释标准和解释图板。2004年开始核磁录井技术应用于录井工程服务，核磁录井在储集层评价完井及试油讨论中发挥了重要作用，补充了常规录井的不足，提高了录井解释符合率。我们现有2台RecCore-04核磁共振岩样分析仪，能够满足每年60口井的生产需要，主要录井方式采取现场取样，基地分析，同时根据实际需要，部分重点探井把仪器推进到录井现场，在现场实现随钻快速评价。目前核磁录井主要应用于区域探井，2004年录井19口，主要集中在中央坳陷区；2005年录井37口，2006年录井45口,2007年录井53口。录井区域已由中央坳陷区扩展到西部斜坡、东南隆起、伊通地堑等吉林各个探区。,核磁录井在吉林油田应用状况,核磁共振基础理论,原子核由质子与中子构成，质子带电，中子不带电。原子核的电荷决定于原子核中质子的数目，而核的质量则决定于核质子数与中子数之和。根据原子核的电荷与质量这两个特性，可解释原子核与周围粒子的强相互作用，如裂变、聚变等，但不能解释一些弱相互作用，如核磁共振等。要解释核磁共振现象，就要了解原子核的另一个特性：自旋。根据量子力学原理，原子核与电子一样，也具有自旋角动量，其自旋角动量的具体数值由原子核的自旋量子数决定，实验结果显示，不同类型的原子核自旋量子数也不同：只有自旋量子数等于半整数的原子核，其核磁共振信号才能够被人们利用，能够为人们所利用的原子核有：1H113C614N719F931P15,岩石骨架中的主要核素C、O、Mg、Si、Ca等均为偶-偶核，无“自旋”，无磁性，无核磁信号。,孔隙流体中的1H原子序数为奇数，具“自旋”特性，磁矩大，丰度高，信号强。因此核磁录井主要检测1H的核磁信号。,3拉莫(Larmor)进动在重力场中,转动着的陀螺,有两个矩的作用：一个是重力mg产生的力矩，它力图使陀螺躺下不动；另一个是由陀螺绕其轴心自转时产生的动量矩，动量矩阻止陀螺躺下而使整个陀螺绕垂直于地面的轴转动，描绘出一个圆锥型轨迹。这种运动在力学中叫进动。与重力场中旋转体发生旋进相似，旋转的带电原子核具有动量矩,若有一外加均匀磁场B0作用于该原子核，并假设重力作用可以忽略或已被抵消，那么它并不下落，而是在动量矩作用下绕B0做自由进动。其磁矩的轨迹描绘出一个圆锥体，进动频率为0=B0，这种进动称为拉莫进动。,1核磁矩原子核的基本特性表现在所带的电荷与具有的质量上。原子核对外的效应可看作是一个具有一定质量与体积、均匀带电的球体。原子核的自旋等效于该球体的旋转。自旋的原子核引起绕核心沿旋转方向环行的电流,从而产生磁矩,称为核磁矩。在磁场B0中会受到力矩的作用。2动量矩原子核具有质量m,自旋时具有速度,故原子核具有自旋角动量，又称动量矩P=rm,这里r为质量m相对于原子核旋转轴的距离。由于核磁矩与动量矩均由自旋引起,其间必有联系。可以证明,这两个矢量是共线的,且成比例,即=P。式中为比例系数,称为旋磁比。,当对系统加上一个垂直于B0的旋转磁场B1时，B1将与磁矩相互作用，如果所加的旋转磁场的角频率正好等于核磁矩的进动频率0时，磁矩相当于受到静磁场B1的作用，将围绕B1进动，进动的角频率1=B1，这时的进动是两种进动的合成，结果使磁矩与B0之间的夹角发生变化，增加，核磁矩从外加交变磁场中吸收了能量，这就是核磁共振现象。,核磁共振的经典力学描述,根据量子力学的理论，核磁矩在磁场中只能取某些固定的方向，而不能取其它方向。例如对氢核1H，自旋量子数I=1/2，核磁矩只能有两个取向，即核磁矩只能在两个可能的进动圆锥上进动。当核磁矩在上面的进动圆锥上进动时(与B0平行)，相当于磁量子数m=1/2，处于低能态；当核磁矩在下面的进动圆锥上进动时(反平行于B0)，相当于m=-1/2，处于高能态。外加一个交变磁场，如果其频率满足条件=B0，那么，处在上进动圆锥上的核磁矩将吸收交变磁场能量而跃迁到下进动圆锥上来，即从低能态跃迁至高能态，产生核磁共振。,核磁共振的量子力学观点,无外部磁场作用时，核磁矩的指向是无序的，宏观上介质不具有磁性。在外加磁场B0中，整个自旋系统被磁化，使核磁矩排列有序。,上面讨论的是单个原子核的磁矩以及它在外磁场中的行为。但是，在实际核磁共振石油应用中，原子核（1H）不是单独存在，而是处于含有大量原子核的群体之中，,宏观磁化矢量,磁场、自旋与能级分裂,在外加磁场中，该自旋矢量将沿着外磁场的方向排列并存在两种能量状态低能态：N-S-N-S高能态：N-N-S-S,核磁共振信号,就是自旋不断吸收能量，从低能态跃迁到高能态,同时,自旋从高能态回到低能态,放出能量，从而使系统达到Boltzman分布的过程。,Boltzmann分布与核磁共振信号,所有这些自旋群产生的磁化矢量之和，称为宏观磁化矢量M核磁共振研究净宏观磁化矢量在外磁场B0中的运动规律，核磁共振检测到的信号，就是由于该宏观磁化矢量运动，在接收线圈中引起磁通量变化而产生的电动势。,净宏观磁化矢量与核磁共振信号,在静磁场B0中，当体系达到平衡时，磁化矢量与B0一致，指向Z轴方向。垂直于B0方向外加一交变磁场，当满足共振条件时，低能态的核不断吸收能量转变成高能态的核，磁化矢量偏离静磁场方向，在B0与之间形成的夹角称为扳转角。撤掉交变磁场，磁化矢量通过自由进动向B0恢复，使原子核从高能态的非平衡状态向低能态的平衡状态恢复，这个过程称为弛豫。弛豫包含两个部分：核磁化矢量在Z轴上的分量z最终趋向初始磁化强度0，称为纵向弛豫。其时间常数T1称为纵向弛豫时间。在（x,y）平面上的分量xy最终趋向于零，称为横向弛豫，其时间常数T2称为横向弛豫时间。磁化矢量的变化会引起检测线圈电动势的变化，产生自由感应衰减信号，通过测量信号的强度与衰减时间，可以获得弛豫的强度与弛豫时间。由于T1的测量必须等到磁化矢量恢复到平衡状态，时间很长，所以核磁测井、核磁录井测量的是横向弛豫时间T2。,核磁共振弛豫与弛豫时间的测量,T2的测量采用自旋回波法(CPMG)来实现。在x方向施以90脉冲后，Mxy=M0，Mz=0。由于外磁场的不均匀，FID信号很快衰减。这是由于构成磁化矢量M的各核磁矩的进动速度快慢不一，很快在进动圆锥上分散开来的缘故。在x方向施以180脉冲后，各核磁矩绕x轴转动180，180脉冲结束后，这些磁矩仍按原来的转动方向进动，于是它们在-y方向上渐渐聚集，接收线圈中FID渐渐增强。此后核磁矩继续以不同速度进动使聚集的核磁矩重新散开，信号重又衰减。这些回波最大幅值之间的变化过程代表了样品横向磁化强度衰减的变化。,改变180脉冲个数可以得到不同时间间隔下的自旋回波，直到核磁矩均匀散开，信号消失。自旋回波串反演得到T2谱。,自旋回波串,T2弛豫时间测量方法(CPMG脉冲序列)参数优选,回波时间回波个数恢复时间等待时间扫描次数,仪器测量参数的优选-扫描次数scans,建议含油岩样测量时，扫描次数取128次。因为当岩样内的含油饱和度较小时(如荧光级别，样品体积1ml，孔隙度10%，含油饱和度10%，岩样内的含油量仅有0.01ml)，锰水浸泡后油相的核磁信号较小，需要增加扫描次数来提高检测信号的信噪比。扫描次数增加到四倍，信噪比可提高到两倍。理论上扫描次数越多越好，但扫描次数增加后，测量时间正比增加，因此建议扫描次数取128次(能够使油相信号达到较高的信噪比，样品一次检测所需的时间又不至于很长，约6min)。建议洗油岩样或气藏岩样测量时，扫描次数取64次即足够。,仪器测量参数的优选-等待时间RD,实验方法：岩心洗油，饱和水后进行不同等待时间下的测量(左图)，也可以模拟地层条件饱和油后进行测量(右图)。最佳的等待时间约为2000ms左右，对砂岩岩样可取该值。,最佳恢复时间优选,上图：100%饱和水状态下图：饱和油束缚水状态最佳恢复时间约为8000ms,恢复时间过短，会丢失弛豫时间较长的流体信息，丢失大孔隙的信息，但恢复时间过长，又会影响样品检测速度，因此实际测量时应该优选恢复时间。,最佳回波时间优选,实验方法同恢复时间,回波时间越短越好，但任何仪器都有一个极限值。实际用的时候，所取回波时间应当比仪器极限值大一点(0.2ms/0.3ms)。,回波个数过少，会丢失弛豫时间较长的流体信息，丢失大孔隙的信息。实际使用时，应根据回波串尾部的幅度大小特征(幅度值及幅度值的变化趋势)来确定合理的回波个数。通常对砂岩岩样取1024个回波即可，但对有裂缝和溶洞的灰岩岩样，应增加回波个数。,最佳回波个数优选,核磁共振录井应用原理,孔隙流体核磁共振驰豫机理,核磁录井研究的是岩石孔隙中流体的核磁共振现象，孔隙流体核磁共振信号主要受控于下述机理：1、AHD机理信号的初始幅度（Amplitude）正比于氢(Hydrogen)核数密度(Density)。2、RW机理指由颗粒表面（Wall）引起的核磁共振弛豫(Relaxation)。流体分子在孔隙空间内不停的运动和扩散，测量期间，扩散使分子有充分的机会和颗粒表面碰撞，第一，对于颗粒表面的非磁性物质，每次碰撞可能会发生两种弛豫：氢核将能量传给颗粒，产生纵向弛豫；氢核自旋相位发生不可恢复的相散，产生横向弛豫。第二，颗粒表面的顺磁物质可以加速氢核的弛豫。无论哪种情况，弛豫速度都与氢核碰撞颗粒表面的频率有关，因而与孔隙大小关。孔隙大，孔道比表面小，单位时间内氢核与颗粒表面碰撞次数少，弛豫时间长。孔隙小，孔道比表面大，单位时间内氢核与颗粒表面碰撞次数多，驰豫时间短。即驰豫时间反比于孔道比表面。,3、RP机理指顺磁（Paramagnetic）物质(铁、锰等)能缩短弛豫(Relaxation)时间。4、RBV机理流体的体积（Bulk）弛豫(Relaxation)时间反比与流体的粘度(Viscosity)。氢核固有弛豫时间与流体的分子运动有关，分子运动速度是温度与粘度的函数。5、RDG机理即扩散弛豫，指在梯度（Gradient)场中分子扩散(Diffusion)将缩短弛豫(Relaxation)时间。,在储层流体中体积驰豫、表面驰豫和扩散驰豫是同时存在的，然而在不同条件下，这三种机制所起的作用不同。处于孔隙中的流体，本身的体积弛豫和扩散弛豫与岩石表面弛豫相比弱得多，在岩石核磁共振研究中可以忽略，因此，孔道比表面即孔隙构成决定孔隙中流体的核磁共振驰豫时间T2，通过驰豫时间的分布能够确定孔隙大小的分布，并由此确定其他的一些相关的岩石物理参数，如渗透率、自由流体孔隙度、束缚水孔隙度等。,核磁共振与岩石物性的关系,岩石孔隙是由不同大小的孔道组成，对应的比表面各不相同，因此每种尺寸的孔隙有其自己的特征弛豫时间。在岩石中存在多种指数衰减过程，总的弛豫为这些弛豫的叠加。,多弛豫谱分离反演,1/T2=p*(S/V),核磁共振分析仪实际测量的是T2衰减曲线，这个衰减信号是由许多不同孔隙中流体衰减信号的叠加而成的。采用现代数学反演技术计算出岩石中不同的弛豫组份所占的比例，即T2弛豫时间谱。,核磁共振T2谱及其油层物理含义,岩样孔隙内流体的T2弛豫时间具有分布特征即T2谱,T2谱的下包面积对应于流体量(总液量、油量、水量)T2谱的横坐标T2弛豫时间的大小反映流体受到固体表面的作用力强弱，隐含着孔隙大小、固体表面性质、流体性质以及流体赋存状态(可动、束缚)等信息。,由于弛豫时间的大小隐含着孔隙大小、固体表面性质、流体性质等信息，因此反过来，我们测到弛豫时间后，就可以对岩样内的孔隙大小、固体表面性质及流体类型、流体性质等进行分析。,在室内研究中，可以采用巧妙的实验方法，开展一系列的储层评价和开发试验方面的研究工作。如当固体表面性质和流体性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内孔隙大小的差异。同理，当孔隙大小和固体表面性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内流体性质的差异；当孔隙大小和流体性质相同或相似时，弛豫时间的差异主要反映岩样内固体表面性质的差异。,核磁共振T2谱对于岩性的响应特征,岩样饱和水状态下的T2谱在油层物理中的含义是岩样内部的孔隙大小分布，因此，不同的核磁共振T2谱反映不同的岩石孔隙结构信息。1、泥岩由于孔隙孔径小，以束缚流体孔隙为主，其T2谱通常呈单峰态，且驰豫时间一般低于10ms。,2、砂岩岩样的T2谱呈双峰态，由束缚流体孔隙峰和自由流体孔隙峰组成。,3、砾岩的T2谱常呈三峰态，由于砾石的表面存在较大孔隙，其中流体的弛豫时间较长，因此T2谱最右边的T2弛豫时间值较大的峰反映的是砾石表面孔隙。,4、对于带有裂缝的岩石，其T2谱通常呈三峰态，T2谱中最右边T2驰豫时间值较大的峰反映裂缝孔隙，由于裂缝孔隙通常比岩样内的其它孔隙要大得多，裂缝孔隙与岩样内其它孔隙之间的孔径分布连续性较差，因此裂缝孔隙峰与其它峰之间的连续性也较差。5、对于带有溶洞的岩样，其T2谱通常也呈三峰态，最右边T2驰豫时间值很大的峰反映的是溶洞孔隙，由于溶洞孔隙很大，与岩样内其它孔隙之间的孔径分布没有连续性，因此溶洞孔隙峰与其它峰之间也就没有连续性，由图中可看出，溶洞孔隙内流体的T2驰豫时间与流体自由状态下的T2驰豫时间值接近（水在自由状态下的T2驰豫时间约为2.6秒）。,岩屑核磁分析可行性试验,多数情况下，岩屑T2谱与岩心T2谱基本相同,个别情况下，岩屑T2谱与岩心T2谱有较小差别,=15.84%，Kg=6.87mD=14.59%，Kg=1.64mD,岩屑颗粒大小对T2谱没有明显影响,大岩屑粒径约68mm中等岩屑粒径约34mm小岩屑粒径约23mm,钻井泥浆浸泡对含油岩屑样T2谱影响,中孔中渗,中孔高渗,低孔低渗,泥浆浸泡对岩屑样含油饱和度影响实验结果,浸泡前的含油饱和度用常规驱替的方法测量浸泡后的含油饱和度用核磁共振方法测量,岩屑测量可行性室内分析,综上所述，岩屑样物性参数的核磁共振测量具有与岩心分析相接近的测量精度，钻井泥浆浸泡对岩屑样物性参数及含油饱和度的影响均较小，因此岩屑样核磁共振分析是可行的。,核磁共振岩样分析仪介绍,仪器类型,从全直径岩心到钻井岩屑均可测试，适合多种岩性。,内部结构,电路总体结构,高级测量软件,刻度定标软件,快速测量软件,测控和处理软件,329,优势和可测参数,1.孔隙度2.渗透率3.饱和度4.可动流体5.截止值6.弛豫时间等7.润湿性8.油品性质,快速,无损,一样多参数,小型、便携,无形状要求,小型岩心实验室,射频发射功率25w（可选300W）系统频率1MHZ5MHZ连续可变频率精度0.01HZ射频相位变化能力4个信号接收方式数字正交脉冲宽度变化范围1us20ms最短回波时间150us最大回波数8000个仪器重量：20kg（便携式）、400kg（台式）控制软件Windows应用程序控制接口PC机串口、USB控制,主要技术指标（电子系统）,磁场强度：2351200高斯磁场均匀度：300ppm（主场500高斯）样品直径：25mm（便携式）110mm（台式）样品长度：30mm（便携式）3mm的具有代表性的真岩屑样品。（尤其是含油样品）、岩屑样品尽量挑取外型规则、厚实的颗粒，并去除其尖刺。、一般挑取2-3g左右的样品。,样品挑选,样品准备,1、录井现场可将岩样放入小瓶中加入配制好的NaCl溶液浸泡5-15分钟，将样品捞出去除表面水。2、暴露时间较长的岩样应放入NaCl溶液中抽真空，然后将样品捞出去除表面水。3、将样品放在微湿的滤纸上，用镊子反复拨动岩屑，直至其表面无水渍、光泽暗淡时即可上机分析。4、将岩样用天平称量计算法或量筒实测法等任意一种方法获取岩样的体积。5、不能及时分析的样品应放入取样瓶中加水封存。,1、仪器主机应远离磁性物品，并保持良好接地。2、仪器开机要预热2小时左右，待频率稳定后方可进行定标及样品分析。3、定标标准样的数目不少于5个，且标准样参数值应以相同的步长分布在未知样品的可能测得的最小参数值与最大参数值之间，定标曲线的相关系数应达到0.999以上。定标及样品分析过程中尽量保持操作间室内环境温度恒定，温差变化不要过大。标定曲线使用后，如仪器使用正常、检测合格，不必更换。4、分析时盛样用试管必须保持清洁干净、干燥无水渍，每次分析前可用脱脂棉将其擦拭干净。5、用于浸泡锰水和NaCl用的小瓶必须分开使用，不得混用，以免影响样品分析结果的可靠性。,上机分析,、数据表的整理每天分析的数据应加以鉴别，进行预处理。通常一段同一显示级别的含油岩样其含油饱和度变化在较窄的范围内，若出现异常值，有可能是样品分析有误或泥浆污染所致；一段相同岩性的样品其孔隙度、可动流体等参数的变化也不应该相差很大，与整体不一致的个体数据应该剔除，对应的谱图也加以剔除，保持核磁资料的代表性。该段的平均值作为代表值。、异常井段按照核磁参数储层解释评价表和核磁录井解释图板进行解释，填写新技术录井异常评价表。、核磁谱图的整理整理后的核磁谱图每50张装订一本，按要求加装封皮。,资料整理,核磁共振岩样分析仪软件操作方法,运行自动频率搜索程序，自动寻找计算共振主频与频率偏移量,自动搜索90和180脉冲长度,自动调整信号增益，在信号不溢出的情况下，使采集到的信号尽可能的大,核磁录井参数测量方法及影响因素,孔隙度,原理：信号幅度正比于氢核数密度。核磁信号幅度与样品内的氢核数目即流体量成正比。方法：核磁共振不是一种绝对的测量技术，不能将岩样简单的放到仪器内就可获得参数，必须先对一组刻度标准样进行核磁共振测量，获得一组数据，以标准样孔隙度为横坐标，以核磁测量信号为纵坐标，绘制出定标曲线，采用线形回归方法将数据点拟合成一条直线（线性相关系数达到0.999）。然后对未知样品进行测量，根据测量信号在拟合线上的位置计算出未知样品的孔隙度。,核磁孔隙度的油层物理含义(1),总孔隙度=1+2+3束缚水孔隙度=1+2有效孔隙度=2+3可动流体孔隙度=3,核磁孔隙度的物理模型,核磁孔隙度的油层物理含义(2),关于粘土束缚水孔隙度，文献调研有两种测量方法：1.两次测量法。改变回波时间，首先用0.6ms回波时间测得总孔隙度，然后用1.2ms回波时间测得有效孔隙度，最后用总孔隙度减去有效孔隙度即可得到粘土束缚水孔隙度。2.一次测量法。首先用0.6ms回波时间测得反映总孔隙度的T2谱，然后在T2谱上给定粘土束缚水与毛管束缚水之间的T2弛豫时间界限值的方法。该界限值一般在1ms5ms之间，随粘土类型不同取不同值。,孔隙度的影响因素,1、颗粒大小形状：理论上来讲，颗粒大小形状对核磁录井无影响，但实际操作中，当颗粒小于3mm时，一是造成体积测量误差增大；二是过于破碎的岩样大孔隙遭到破坏，粘土物质吸水后在碎小颗粒之间产生的核磁信号占主导地位，造成总孔隙度加大，可动流体孔隙却变小的现象，影响到测量结果。另外，颗粒为薄片状或尖棱角状时，会最大程度破坏孔隙的完整性，影响孔隙度的真实性。因此测量时，应尽量挑选较大的粒状样品。,2、原油校正系数：,孔隙度的影响因素,3.仪器的稳定性,每次对未知样品分析前，都应对仪器进行检验，若超出误差范围，应重新对仪器进行定标。仪器校验方法：用同一步长的标准样（6%、12%、18%、24%）34个对仪器进行标样分析，要求各标准样的分析值相对误差10%。4、操作误差,孔隙度的影响因素,原理：岩石渗透率受岩石孔喉半径分布的控制，核磁共振可以提供岩石孔径分布信息，也就可以确定岩石的渗透率。,渗透率,Knmr=()4()2（Coates模型）,nmr-核磁孔隙度，BVM-可动流体饱和度，BVI-不可动流体饱和度(=100-BVM)，C1-待定系数，Knmr核磁渗透率。国外：Timmur-Coates模型，待定系数C值的主要分布范围为515，平均值约为10。国内：通过对大量低渗透油气储层砂岩岩心进行室内分析，发现待定系数C值的主要分布范围为312，平均值约为8。,方法：核磁渗透率计算一般采用下面公式计算：,核磁渗透率的油层物理含义,开发实验室：绝对渗透率、有效渗透率、相对渗透率核磁渗透率指的是绝对渗透率核磁渗透率的含义取决于C值如何确定常用的C值是根据气测绝对渗透率确定的，因此核磁渗透率可与气测绝对渗透率比对。,验证：下面是9块岩样充分洗油之后进行常规分析和核磁分析，核磁渗透率与常规渗透率的相关系数达到0.89。,下面是23井366507米井段50块岩样核磁、常规渗透率相关图，由于含油的影响，导致可动流体值偏低，核磁渗透率值也偏低，但二者相关系数也达到了0.65，具备整体一致的趋势。,渗透率检测精度影响因素分析,1.孔隙度、束缚水饱和度是否准确？2.渗透率经验公式中待定系数C值的选取是否正确？3.岩石孔隙固体表面的润湿性对渗透率的检测精度有影响。因为渗透率经验公式中的待定系数C值是由亲水表面的岩心来标定的，因此岩石孔隙固体表面的润湿性为亲水时，渗透率检测精度较高，但当固体表面的润湿性为亲油时，会影响渗透率的检测精度。洗油岩样或气藏岩样通常为强亲水，因此渗透率检测精度应较高，但油藏新鲜岩样保持了地层内的原始润湿性，通常为混合润湿，特别是当原油中的极性物质或重组分物质含量较多时，岩样内的亲油表面较多，此时对渗透率检测精度的影响较大。,原理：顺磁离子可以有效地使水相弛豫时间缩短至仪器的探测极限以下，从而消除水相的核磁信号，核磁共振录井技术通过向样品中添加顺磁离子的方法解决了油水信号分离问题,实现了现场快速测量含油饱和度。方法：首先对岩样进行第一次核磁共振测量，测量得到油和水的混合信号；然后将岩样浸泡在MnCL2水溶液中，浸泡一定时间后，进行第二次核磁测量，此时测量得到的仅是油相的核磁信号；油的信号与混合信号幅度之比即为含油饱和度。,含油饱和度,核磁含油饱和度的油层物理含义,核磁共振技术测得的含油饱和度等于岩样内的含油量与总液量之比，因此与测井和开发实验室的含油饱和度的含义是完全相同的。,核磁含油饱和度的测量关键是顺磁离子试剂Mn2+浓度和浸泡时间的选取：1、试剂浓度的确定：选取一块含油均匀的岩芯样品，取10份，分别浸泡在不同浓度的Mn2+溶剂中，浸泡时间24小时，然后进行核磁测量，实验发现，当Mn2+溶剂大于15000ppm时，单位体积核磁信号不再衰减，该浓度即为合适的浓度。,2、浸泡时间的选取：选取一块样品，浸泡在15000ppmMn2+溶剂中，每浸泡一定时间测量一次，当浸泡时间超过240分钟后，核磁信号基本不再变化，该时间应为合适的浸泡时间,用一块不含油样品进行测试，在15000ppm的Mn2+溶液中浸泡4小时，然后进行核磁测量，信号基本消失，达到了消除水信号的目的。,下面是井308507米井段的123块岩心样品实测核磁、常规含油饱和度相关图，由于储层的非均质性及取样位置的影响，造成部分样品误差较大，但其相关系数也达到了0.71。,下面是井331.43350.37米井段的11个岩心样品核磁、常规含油饱和度数据对比表，由于该段含油饱和度较高，比较均匀，其绝对误差最大为-7.4%，最小为0.5%，平均为-2.4%。,1、代表性样品的挑选：代表性样品量不足，导致分析值偏低。2、样品烃类挥发：原油性质的影响；钻井条件的影响；样品搁置时间的影响；3、顺磁离子浓度与浸泡时间：浓度低，浸泡时间短都导致分析值偏高。4、仪器的稳定性：孔隙度与含油饱和度的测定应在同一状态下，若仪器不稳定导致测量结果失真。,影响因素,可动流体参数在低渗透储层评价中的应用,可动流体顾名思义即孔隙中流体可流动的部分。低渗透储层地质条件差，孔隙微小，比表面大，粘土含量高，孔隙内的流体受到固体表面的束缚力强，因此低渗透储层评价有必要综合考虑可动流体参数。,可动流体的测定,与中、高渗透储层不同，不同低渗透储层的可动流体百分数差异很大，因此对低渗透储层进行可动流体评价更具有必要性和实用意义。,从图中各点非常分散可以看出，低渗透储层可动流体百分数与孔隙度之间的相关关系很差。高孔隙度储层的可动流体百分数不一定高，低孔隙度储层的可动流体百分数不一定低。孔隙度相近的不同储层的可动流体百分数有可能相差很大。,低渗透储层可动流体百分数与渗透率的相关关系与孔隙度相似。,首先对饱和流体的岩芯进行核磁共振T2测试，然后将岩样置于离心机中进行气-水高速离心，再进行核磁共振T2测试。由图中可见：部份较大孔隙中的流体基本被离出，对离心后T2谱的所有点的幅度求和，然后在离心前的T2谱上找出一点，使该点左边各点的幅度和与离心后的幅度和相等，则该点对应的弛豫时间即为样品的可动流体T2截止值。T2谱上大于截止值的幅度和除以总幅度和，即为可动流体百分含量。,可动流体截止值是通过核磁共振和常规岩芯分析方法相结合确定的。,可动流体T2截止值统计结果,国外：可动流体T2截止值通常取33毫秒国内：通过对多个油气田223块砂岩岩心(多数为低渗透储层岩心)进行室内分析，发现可动流体T2截止值主要分布在1020毫秒之间，平均值约为16毫秒。,通过对吉林探区30余块不同地区不同岩性的岩样做离心前后核磁共振测试发现：不同岩性的岩石具有不同的T2谱，其T2截止值也不相同。致密岩性如泥岩、含钙粉砂岩以束缚水孔隙度为主，通常表现为单峰态，T2截止值通常在10ms左右,泥质砂岩束缚水孔隙度、可动水孔隙度兼而有之，一般呈双峰态，T2截止值通常位于两峰交汇点附近；,分选磨圆好的砂岩以可动水孔隙度为主，一般呈单峰态，T2截止值通常位于主峰的上升半幅点附近。,洗油岩样饱和水状态下的核磁共振T2谱,洗油岩样饱和水状态模拟了油(气)藏成藏之前的原始沉积环境，该状态下核磁共振测量得到的可动流体为可动水，束缚流体为束缚水。可动水是能够被油(气)运移的水，束缚水不能够被油(气)运移，因此可动水饱和度即可动流体饱和度给出了油(气)藏原始含油(气)饱和度的上限。(气藏岩样),束缚水,可动水,束缚水、可动水,现场含油含水新鲜岩样的核磁共振T2谱,束缚水,可动水,稀油,准确数据：束缚水饱和度、可动水饱和度、含油饱和度含油饱和度上限：1-束缚水饱和度可动水饱和度：水淹程度判断，地层出水量预测可动流体=可动水+可动油，稀油基本准确，稠油、高凝油不准,油相为高凝油时岩样的核磁共振T2谱,束缚水,可动水,高凝油,准确数据：束缚水饱和度、可动水饱和度、含油饱和度(修正后)可动流体饱和度=可动水饱和度+可动油饱和度，可动油饱和度偏小导致可动流体饱和度偏小，可动流体饱和度偏小又导致渗透率偏小(常规渗透率为216mD，原方法8.40mD，新方法155mD)。,可动(束缚)流体饱和度影响因素分析,1.可动流体T2截止值选取得是否正确？2.锰水浸泡时间是否充分？如果浸泡时间太短，锰离子没有充分扩散到岩样内的水相中，水相的核磁信号没有完全被消除，会导致含油饱和度偏高，可动水、束缚水饱和度均偏小。3.原油粘度较高时，会导致可动油饱和度不准确，可动油饱和度不准确又会导致可动流体饱和度不准确，但原油粘度不会影响可动水饱和度、束缚水饱和度的检测精度。,油+水T2谱的总幅度对应于总液体量(孔隙度)，右峰幅度对应于可动流体，左峰幅度对应于束缚流体。油相T2谱的幅度对应于油量(含油饱和度)。油+水T2谱与油相T2谱相减对应于含水量(可动水、束缚水),现场含油含水新鲜岩样,束缚水饱和度对应于油(气)饱和度的上限,可动水饱和度可用于水淹层识别和地层出水量预测,岩样物性参数测量小结,岩心样检测结果可信度分析,孔隙度：可信度高(绝对偏差通常不大于2%)渗透率：可信度较高含油饱和度：可信度高(原油中溶解气、轻质油含量少时)可动水饱和度：可信度高(新鲜岩样保持了原始润湿性)束缚水饱和度：可信度高(新鲜岩样保持了原始润湿性)可动流体饱和度：可信度高(含油量少时，如干层、水层以及差油层等)，较高(稀油)，较低(稠油且含油量高)。,岩屑样检测结果可信度分析,岩屑样检测结果的可信度首先取决于挑样的代表性。当岩屑样代表性较好时，岩屑样检测结果的可信度高低主要取决于岩屑样的颗粒大小。当岩屑样的颗粒较大时，各项参数的可信度与岩心样的可信度接近。但当岩屑样的颗粒很小时，各项参数的可信度均降低，甚至不可信。因此如果甲方确实想较准确地取得储层的物性参数，又不想取心的话，可改换牙轮钻头，采用核磁共振录井技术，利用岩屑来较准确地获取储层的各项物性参数。,井壁取心样检测结果可信度分析,钻取式井壁取心的检测结果应具有与岩心接近的可信度由于枪击式井壁取心的孔隙结构被严重破坏，因此对于枪击式井壁取心而言，只有含油量一项参数具有较高的可信度，其它各项参数如孔隙度、渗透率、可动(束缚)流体饱和度等均不可信。,关于核磁共振录井解释,岩样含液总量=含油量+可动水量+束缚水量束缚水饱和度是录井解释的一项重要参数束缚水饱和度很高(如大于80%)，可判断为干层束缚水饱和度较低，表明含油饱和度+可动水饱和度较高，可判断为储层束缚水饱和度较低，可动水饱和度较低，含油饱和度较高，可判断为油层束缚水饱和度较低，含油饱和度较低，可动水饱和度较高，可判断为水层孔隙度、渗透率、储层厚度必不可少不同地区、不同岩性储层应有不同解释标准(标准的地区性),检测参数的应用,检测参数主要用于快速评价和区分有效储层：一是利用孔隙度、渗透率、可动流体、束缚水饱和度等参数，来对储层的物性好差作出合理的分类评价；二是利用含油饱和度与可动水饱和度等两项参数来解释油水层，判断油层水淹程度。,储层物性好差分类评价参考方法,利用孔隙度、渗透率、可动流体对储层物性好差作出分类评价，利用含油饱和度对储集层含油性好差作出评价，结合可动水含量判断储层产液性质，结合其他录井参数进行综合解释。,吉林核磁录井应用方法（参数法）,油水层解释及水淹程度判断参考方法,应用实例,由于核磁录井直接分析岩芯、岩屑，测得的储层各项参数更直接反映储层性质，解释方面更具有独特的作用。如Q163井1、34号层，褐灰色油浸粉砂岩，核磁录井孔隙度8.410.7%，储集能力一般，渗透率0.21.0mD，渗透性一般，可动流体百分含量4350%，流体可流动性良，含油饱和度均在30%之上，含油程度良，核磁录井综合解释为油水同层，定量荧光录井相当油含量大于1400mg/L,达到有水同层解释标准，试油日产油9.2方,水2.8方。Q163井9号层，核磁录井孔隙度8.1%，渗透率0.2mD，可动流体百分含量36%，含油饱和度5.6%，应是一个良好高含水渗透层，定量荧光录井相当油含量79.8mg/L，综合判断为水层，试油日产水11.4方，油微量。由于核磁录井直接分析岩屑，同核磁测井相比，在储层局部测量的参数更为准确，该层核磁测井含油饱和度25.32%,核磁录井含油饱和度仅为5.6%。,应用实例,通过本井核磁含油饱和度与定量荧光系列对比级别的相关关系也说明，核磁录井含油饱和度能够较真实的反映样品中原油含量。,应用实例,在松南区块，东北石油局首次引进地化录井技术，并成功地取得突破，SN301井在1号构造上发现良好油气显示，经测试，日产油15方。随着勘探的深入，在2号构造上又发现良好油气显示，但物性资料的欠缺使生产过程中对储层评价出现了偏差,试油结果与解释结论背道而驰，给下一步的工作部署带来困难。通过核磁资料的应用，对这些疑难问题也作出了新的解释，并有针对性地提出建议。,应用实例,应用实例,1号层：SN301井22312236.5米，灰色油浸粉砂岩，核磁孔隙度15.4%，储集能力良，渗透率0.58mD，渗透性一般，可动流体百分含量44.4%，流体可流动性良，含油饱和度27.7%，含油程度良，结合地化录井资料Pg=14.6mg/g,OPI=0.69，热解色谱基线平直，综合解释为油层。测井解释为油层。试油日产油15方，试油结论为油层。,应用实例,2号层：SN303井22202222.7米，灰色油斑细砂岩，地化Pg=17.6mg/g,OPI=0.63，热解色谱基线隆起，解释为油水同层，测井解释为油层。试油为水层。核磁孔隙度17.6%，渗透率36.5mD，可动流体百分含量62.4%，含油饱和度29.6%，可动水百分含量为52%，含油饱和度与可动水百分含量的比值为0.55，应解释为水层。,进一步分析谱图可以发现，谱图主峰明显后移，驰豫时间延长，说明孔隙喉道半径加大，为流体的流动创造了极好的通道，由于含水较高，特别是可动水含量高，同中重质原油相比，水的相对渗透能力远大于油，在此条件下水的流动占绝对优势，这就是试油产水的原因。建议继续寻找构造高点油气聚集程度较高地区勘探，应能有所突破。,应用实例,3号层：SN307井2236.52239.0米，灰色油浸粉砂岩，地化Pg=15.7mg/g,OPI=0.65，热解色谱基线隆起，解释为油水同层，测井解释为油层。试油为水层。核磁孔隙度14.9%，渗透率0.58mD，可动流体百分含量12.4%，含油饱和度29.1%，该层正常情况下产液能力低下，由于储集能力良，压裂后可见水，若含油饱和度更高，压裂提高可流动性后应能见工业油流。,应用实例,4号层：SN307井2252.02254.5米，灰色油浸粉砂岩，地化录井资料，Pg=16.4mg/g,OPI=0.64，热解色谱基线隆起，综合解释为油水同层。测井解释为油层。试油日产油微量，水34方，试油结论为水层，解释结果与试油结果相反。核磁孔隙度18.8%，渗透率66.5mD，可动流体百分含量70.3%，含油饱和度23.1%，可动水百分含量为55.3%，含油饱和度与可动水百分含量的比值为0.55，应为水层。,同2号层相同，该层T2谱图主峰明显后移，驰豫时间延长，孔隙喉道半径加大，为流体的流动创造了极好的通道，可动水含量高，水的流动性占绝对优势，试油应为水层。,应用实例,孔隙度说明储层储存能力，渗透率表示储层渗透能力，可动流体决定流体可动能力，都与产液量有关，从三者与单位厚度产液量相关图上可以看出，虽无线性，但具备整体趋势，而且产液能力下限比