核磁共振探测技术的应用与发展.doc

本科毕业论文题目： 核磁测井技术在辽河油田中 的勘探应用 学院： 物理与电子科学学院 班级： 2010级物理二班 姓名： 吴学玲 指导教师： 闫红艳 职称： 助教 完成日期： 2014 年 5 月 31 日核磁测井技术在辽河油田中的勘探应用摘要：辽河油田是以石油、天然气勘探开发为主、油气深加工等多元开发为辅的大型联合企业，曾是我国第三大油田，在全国500家最大企业中位居前列。目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力8亿立方米。本文将对核磁共振测井技术在辽河油田实践生产应用方面进行介绍分析。核磁共振测井技术是利用测量地层中的氢核在地磁场的特性，应用于石油地质矿产勘察的一项新兴技术。核磁共振测井技术克服了传统旧有测井技术易受地层、岩性和水矿化度等影响探测结果的问题，有效地解决了油气藏的储层参数计算、储层物性评价、试油层位确定和完井措施的制订等问题。 关键词：核磁共振 测井技术 可控磁场 辽河油田目录引言11 核磁共振测井技术的原理与应用12 核磁共振测井技术在辽河油田的实践应用介绍13 核磁共振技术在油气藏储层等测量数据的分析及处理23.1 核磁共振测井技术在孔隙度参数等数据的分析23.2 核磁共振测井技术在油层、水层等方面数据的处理43.3 核磁共振测井技术判断油气藏油水层分布情况53.4 核磁共振测井技术在稠油藏中的分析与应用74 总结9参考文献9引言辽河油田所在地的地质条件复杂，盆地内有多种不同油品类型的含油层系，是一个复试油气田。油田含油气储层的岩性多种多样，不仅有第三系及中生界碎屑岩油气藏、火山岩复杂岩性油气藏，还有碳酸盐岩、石英岩、混合花岗岩等油气藏。多样的岩性、复杂的油水关系、复杂的地质条件，增大了核磁共振测井技术对储层评价、油气识别的工作难度，但与此同时也为各种测井新技术的推广应用提供了广阔的创新与提高空间。辽河油田测井公司在1996年就已经开始引进核磁共振测井新技术，目前公司拥有1套MRIL-P型核磁共振测井仪和3套阿特拉斯公司产的MRIL-C/TP型测井仪。在油田矿产勘察中对各种类型储层的解释评价中得到了广泛的应用，目前在辽河油田内部已完成各类油气藏核磁共振测井200余口，取得了良好的地质勘察应用成果，为我国石油核磁共振测井技术创造了巨大的经济价值和地质探测技术的宝贵经验。1 核磁共振测井技术的原理与应用核磁共振测井技术是利用氢原子核自旋形成的磁矩与外加磁场共同作用，氢核发生核磁共振后在自由进动过程中的衰减时间和振幅等特性来测量岩石内部含氢量的一种全新的储层评价及油气识别等方面的测井技术。核磁共振测井技术可以精确的测量、计算地层孔隙度、渗透率、含油饱和度等有关参数。1自旋回波法和预极化法是核磁共振测井技术常用的方法。预极化法在井下测量简便易行，自旋回波法可以显示出更为准确的结果，提高了信噪比，极大地增加了矿产勘查的成功率。核磁共振测井技术在复杂油水关系、低孔低渗、低阻油气层、复杂岩性等疑难油气层问题的解决中可以发挥很大作用,从而达到了评价储层物性、判别流体性质和提高油气水综合符合率等一系列目的。从而为我国油气储藏矿产勘探和开发提供很好的技术支持，为我国的石油矿产能源建设和发展开创新的时代。2 核磁共振测井技术在辽河油田的实践应用介绍核磁共振测井技术的使用可以预测产能，选择适用的测井参数，得到的核磁测井资料，能够大大推进测井技术在油气勘探、开发生产中的应用。核磁共振测井技术（NMRLT）在辽河油田油气储层解释评价中的实际应用主要体现在以下这几个方面：1.确定油气储层孔隙结构形态、构成及分布。2.地层有效孔隙度、自由流体体积等储层参数的分析与处理。3.划分储层。4.利用标准T2谱分布形态进行判断储层流体性质。5.确定油气藏油水界面等。3 核磁共振技术在油气藏储层等测量数据的分析及处理3.1 核磁共振测井技术在孔隙度参数等数据的分析在油田储层评价中利用地层岩石的横向驰豫时间信息反映饱和水岩石的孔隙尺寸大小的分布等是核磁测井的最基本的应用。核磁共振测井测得的地层孔隙度参数是指被观测区域内孔隙流体所含氢指数与孔隙度的综合反映。在对地层孔隙度的测井作业中，孔隙流体含氢指数对核磁共振孔隙度的影响与对中子测井的影响是相同的，对于孔隙度较低的油气储层，5观测的回波串信噪比会很低，从而会对估算孔隙度产生明显影响，出现高于地层实际孔隙度的情况。此时，作业过程中应该采用泥浆排除器，或者在资料处理时适当扣除Na的影响。下面就在辽河油田LH281井所测出的核磁孔隙度、空气渗透率、核磁渗透率等一系列测量参数进行整理，具体分析结果及图纸如下：根据分析表明，在2123.192332.78m井段，砂岩储层岩心分析孔隙度12.627.4%，平均孔隙度21.43%；空气渗透率51007mD，平均渗透率257mD。该井段所测量出的核磁孔隙度为12.426.1%，平均孔隙度21.12%；核磁渗透率5.62019mD，平均渗透率332mD。在辽河油田281井的试井解释地层平均有效渗透率为354.56mD。综合上面的数据分析与处理，可以得出以下一些结论：1）在含气储层中，核磁共振孔隙度肯定偏小，主要是由于回波间隔、含氢指数以及等待时间等其它因素的多方面影响；2）在稠油储层中，核磁共振孔隙度也一定偏小，也是由于含氢指数、回波间隔等多方面因素影响所致；3）在轻质油和含水储层中，核磁共振孔隙度能够比较准确反映地层孔隙度；4）在扩径井段，由于受井眼泥浆的影响，核磁共振孔隙度肯定会有所偏高；5）在特别低的信噪比时，核磁共振孔隙度可能偏高；6）在用浓度很高的盐水泥浆钻井时，Na可能会使核磁共振孔隙度偏高；57）在钻井遇到泥浆质量成分比较复杂或泥浆质量含量较高时，采集模式和处理方法可使核磁共振测井孔隙度偏低或偏高。大部分情况下，这些影响都是可以进行校正或消除的。图3.1 LH281井核磁测井孔隙度参数等的测量结果图示3.2 核磁共振测井技术在油层、水层等方面数据的处理下面就对在辽河油田LH56井经核磁共振测井仪器所测出的在油田水层、油层等一系列测量数据进行归纳，现场测试图纸及具体分析结果如下：图3.2 LH56井四段细砂岩油、水层分析测试图从常规曲线上来看，地层岩性相对比较纯，其孔隙度比较物性相差不多，而电性比较也差不多，均为21m左右，因此较难区分该段地层的油水层。（1）在核磁长回波间隔时间的T2谱上分析，上部两层的拖曳现象较为明显且靠后，为油气信号指示，下部的拖曳现象不太明显，且靠前，为含水信号指示。对1665-1672米的第18-20层试油日产油11.82吨，没有水。（2）在核磁长等待时间的T2谱上来看，第18、20号层的T2分布谱宽且后续分布谱幅度比较高，差谱特征明显，为油气信号指示，而其下段的第22号层的T2分布谱较窄且无后续分布谱，无差谱信号，油气信号指示不明显。束缚水是核磁共振测井另一个特点。目前，常用的束缚水模型有两种，即截止值模型（CBVI）和谱系数模型（SBVI）。实践证明，在核磁共振测井地层评价中，往往是模型越简单越好。核磁共振束缚水在理论上有扎实的基础，在效果上也有着广泛的应用。由于束缚水是由T2分布得到的导出量，不是直接观测量，所以模型及其刻度或标定就显得特别重要。3.3 核磁共振测井技术判断油气藏油水层分布情况辽河油田在实际生产中由于低矿化度地层水、储层岩性粗、含油气丰度低、油水关系复杂等因素影响，使用常规测井资料识别油水层时会产生较大的失误，本井在用常规测井技术评价2092-2154米储层的流体性质时就已经有了难度，主要表现在油水层的电阻率差异小，应用核磁共振测井技术成功的解决了该层段的油水关系评价和单层的流体识别。3前期的20多口勘探井发生了油层出水、解释水层出油的问题。从用新型技术处理后的结果上表明2073.6-2078米和2103-2119米为油水同层，2079-2110米为可靠的油层，将2089.8-2099.2m油层投产，初期日产油69.8吨、天然气7500方，没有水。图3.3为163井2495-2650米段地层中段砂砾岩测井解释成果图。图中深、浅侧向电阻率差异明显，且从上至下其值逐渐变小，但到密度值在2.51-2.62g/cm3之间变化，时差在65-82us/ft左右，中子孔隙度7%左右。从核磁资料上看，第55层核磁T2谱分布较宽，差谱特征明显，移谱长回波间隔T2谱拖曳现象明显，为明显的含油指示。而从第56到第57层，移谱长回波间隔T2谱尾部拖曳现象明显前移，为含水特征，在2595米处移谱长回波间隔T2谱有一个明显的跳变，因此可以确定其油水界面在2595米处。综合解释第55层为油层，第56层为油水同层，第57层为水层。图3.3 163井T2谱图示3.4 核磁共振测井技术在稠油藏中的分析与应用辽河油田在本井段地层岩性以中粗砂岩沉积为主，分选较好，该区块稠油粘度（50）达1500mpa.s，沥青质含量超过37%。该井核磁测井解释T2截止值选择为20ms，从原始核磁测井解释结果可以看出，在水层，如852879m井段，核磁测井孔隙度为30%左右，与中子、密度计算孔隙度接近，核磁测井渗透率平均达1000mD。在辽河油田目前探测到的稠油储量及产量占其很大的比重，其中粘度在700mpa.s以上的重稠油及特稠油的储量又占辽河油田全部稠油储量的78%以上，主要分布于高升、曙一区等区块，开展核磁共振测井技术在这些稠油藏中的适用性研究对矿产勘查与开发具有十分重要的意义。辽河油田稠油储层目前有多口开发生产井及评价井进行了核磁测井，总结分析这些核磁测井资料，它们都具有相似的响应特征：在相同的相同岩性、物性条件下，稠油层的T2弛豫时间大大快于水层，T2谱谱峰明显降低，核磁测井的孔隙度、渗透率明显偏低。利用这一性质可以作为稠油储层识别的一个有效的手段。10实验表明，对于辽河油田这类沥青质、胶质等重质成分含量较高的稠油，其含氢指数很低，大大低于稀油，利用核磁共振测井技术T2谱解释计算储层的有效孔隙体积、束缚水体积与可动流体体积、以及渗透率等储层参数都要进行必要的含氢指数校正。如图3.4中的882905m井段，核磁测井计算的孔隙度、渗透率明显偏低，核磁孔隙度仅为22%左右，核磁渗透率不到10mD，普遍在2mD以下，按核磁测井解释该井段为明显的低储能、低产能储层，这与该区块实际开发情况及常规测井解释明显不符。10第四、八道给出了经含氢指数校正后的核磁渗透率（MPERM Corrected）及核磁孔隙度（MPHICO），对比含氢指数校正前后储层参数的变化，表明校正后的稠油层储层参数更接近实际地层情况。核磁测井技术测量方法主要采用了预极化方式、自旋回波方式和CPMG脉冲序列法等，现代核磁测井技术采用CPMG脉冲序列法。目前所见国外核磁测井应用文献介绍的原油粘度均在35mpa.s以下，这与我们辽河油田稀油、高凝油的粘度范围是基本一致的，因此我们认为在目前技术条件下，核磁测井在辽河油田这类高重组分、高粘度的稠油储层具有较大的应用局限，在储层参数解释评价方面还有许多技术问题需要加以研究解决。图3.4 高粘度稠油储层的核磁测井（D32-48-38）4 总结现代核磁测井技术采用人工磁场取代了地磁场，采用了CPMG脉冲序列方法，当饱含水的岩石含有裂隙时，其核磁共振特征会表现出异常响应。核磁测井技术还能帮助人们更精细地了解储层的性质，在油气层评价中具有独特的优势，其测量结果不受岩层的影响，对储量计算和产能预测具有可靠性。核磁共振对人类的贡献是巨大的，我们要加强探索核磁共振在科学方面的应用，核磁共振为许多领域的研究提供了一个非常方便实用的工具，而且其精确性、方便性非其它工具可比，是解决很多问题的捷径。目前它已在生活中得到很多应用，技术不断提高，而关于它的新技术的开发还将为它的应用拓宽路径。参考文献1.邱广军.核磁共振成像测井应用J. 内江科技.2010.2.肖立志.核磁共振成像测井与岩石共振及其应用M. 北京:科学出版社.1998.3.吕锡敏.岩性油气藏勘探理论和方法体系研究D. 西北大学.2005.4.Akkurt, R, Guillory, A.J, etcl. 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