核磁测井解释方法研究及应用.doc

前 言核磁共振成像测井解释方法研究及应用是2000年局级科研课题，该项目的主要研究目的是通过对核磁共振成像测井解释原理、解释模型和解释方法的研究建立一套具有较高精度的核磁共振成像测井解释方法，为利用核磁共振成像测井进行储层物性参数分析、储层流体识别和复杂油气层的评价奠定理论和方法依据。通过三年来的研究和分析主要完成了以下主要研究内容：1、核磁共振成像测井原理的实验分析，根据实验数据分析了不同孔隙流体在核磁共振成像测井中的变化规律，从原理上阐明了不同性质流体的核磁共振特性，并根据实际数据研究建立了油、气和水的核磁共振响应的正演分析模型，确定了在不同地质情况下油、气和水的核磁响应特征和T2谱的分布特征。2、利用实验分析方法对各种不同的影响因素进行了分析，确定了储层孔隙度、地层水矿化度、泥质含量、储层含油气和测量参数选择等因素对核磁共振成像测井的影响及响应特征，为核磁共振成像测井的精确解释及参数计算奠定了坚实的基础。3、根据实验数据和测井数据相结合建立了储层有效孔隙度、粘土孔隙度、总孔隙度、毛管束缚水孔隙度、渗透率、含油饱和度、含气饱和度和含水饱和度的计算模型，根据实验分析和实际应用分析表明上述参数计算方法具有较高的精度和准确性。4、分析总结了核磁共振成像测井的主要用途，在孔隙类型分析、储层孔隙分布、复杂储层的流体识别、低阻油层分析、储层伤害程度评价等方面研究分析了核磁共振成像测井的主要应用。通过上述研究，针对核磁共振成像测井解释方法研究取得了以下成果：1、有针对性的分析研究了不同性质流体的核磁共振特性，确定了流体在储层中的核磁共振响应范围和规律；2、全面系统地分析了各种影响因素在核磁共振成像测井中的作用，为下一步核磁共振成像测井的环境影响因素的较真奠定了基础；3、建立了适合河南油田的核磁共振储层参数求取模型，并利用反演的方式建立了储层流体饱和度求取模型；4、系统分析了核磁共振成像测井的主要应用，在统计分析的基础上说明了核磁共振成像测井的技术优势。在分析研究过程中，核磁共振成像测井研究在以下几个方面具有较高的先进性：1、系统的分析了各种流体的核磁共振响应特性；2、深入分析了不同因素对核磁共振成像测井响应的影响；3、建立了适合研究区域的核磁测井解释模型，并首次分析了T2截止值与储层泥质含量的定量关系；研究中，储层有效孔隙度计算的平均相对误差为4.9，渗透率计算的相对误差为21，油水层解释与石油结论评价结果符合率为87；研究中得到的方法在25口井的核磁测井解释中得到了应用，应用范围包括河南油田的主要勘探开发区域，得到了较好的应用效果。第一章 核磁共振成像测井原理核磁共振成像测井是目前成像测井技术中的一项具有独特测量原理的新型测量技术。它既不同于地层电法的测量，也不同于放射性测井的测量。该项技术根据地层中不同物质在磁场中作用效果的差异，直接测量地层中的氢核含量。地层中含有氢原子的物质主要是水和碳氢化合物，因此利用核磁共振成像测井可以有效的识别储层的流体性质，而基本上不受地层岩性和地层水矿化度的影响。核磁成像测井在储层物性参数求取、储层流体识别等方面有其它测井方法无法比拟的先进性。第一节 流体的核磁共振性质核磁共振测井的目的是要通过对氢核的核磁共振信号测量，识别地层孔隙中的流体及其含量。因此要利用核磁共振测井进行储层流体识别，首先要了解储层条件下各种流体的核磁共振性质。这些性质包括：含氢指数（IH）、扩散系数（D）、纵向弛豫时间（T）、横向弛豫时间（T）和回波时间间隔TE。、含氢指数与中子测井一样，核磁共振测井也可以测量地层的含氢指数，但是，两者在储层的响应特性方面具有很大的差别。首先，核磁共振对核素有选择性，核磁共振测井主要观测地层中的氢核；而中子测井还受到地层中氯离子和一些稀有金属对它吸收和强散射的影响；其次，核磁共振测井测量的氢核可以将粘土结构水、毛管束缚水和自由流体束缚水等不同流体性质的氢核分开，而中子测井测量的是地层中所有氢核的含氢指数，无法区分自由流体和束缚流体，因此核磁测井在详细描述储层含氢指数上是目前其它所有测井方法都无法比拟的。第三、核磁测井响应中不受挖掘效应的影响，信号的幅度基本与岩性无关。第四核测共振测井基本不受井眼流体的影响，当测量确实受到井眼环境的影响时，测量结果可以直观的显示出来，所以核磁测井的井眼影响是决定该井是否适合测量核磁测井的条件，而不是进行复杂井眼校正的条件。地层中每一种流体的含氢指数是不同的，而且是地层温度和压力的函数。水的含氢指数与盐的溶解量有一定的关系，但目前一般的实验表明，水的矿化度变化对核磁共振测量结果影响很小。对于地层水以及多数有经济价值的原油，井底条件下温度和压力的影响趋向于相互抵消，其含氢指数与地面条件纯水的值差别不大。但气体的含烃指数在井底条件下随温度与压力的增加而显著增加，从而成为可观测的对象。）水的含氢指数定义地表温度和压力条件下水的含氢指数为，即IHW。由于水的密度几乎不随温度和压力变化，因而，井底条件下，IHW也近似于，但是地层水矿化度增加的情况下，水的含氢指数会有一定的降低。如图的实验结果所示。图11 盐水的含氢指数）纯烃纯有机化合物的含氢指数可以由体积密度d(g/cm3)，分子重量Wm(g/mol),以及化学分子式中氢原子数nH确定。纯水的质子密度为.，用这个值把质子密度转换成含氢指数： IH=石油中的常见成份正辛烷含氢指数为一个单位。被饱和的普通直链和支链与这个值的偏差在以内。非饱和烃（双键及三链键）含氢指数会减少。芳香化合物是非饱和的环，含氢指数也比较低。苯的含氢指数更低，只有.。）原油原油是不同含氢量的有机分子组成的碳氢混合物，其含氢指数与粘度有关（用API标准比重表示）。图1反映了无气原油的质子密度NMR测量值与它们的API标准比重之间的关系。比较轻的原油（API250），含氢指数接近于一个单位；低于170API标准比重时，测量的含氢指数明显减少，主要受原油中弛豫快于ms的成分影响。稠油通常有比较高的芳香烃含量，其质子密度比较低，为了得到正确的孔隙度，需要进行含氢指数校正。 图12原油的含氢指数 ）天然气天然气通常以甲烷为主，另加少量比较轻的烷烃和惰性成分，其含氢指数比较低，且与温度、压力直接有关。常温常压时，用核磁共振不易观察到信号，但是在储层温度与压力条件下，可以达到能够进行观测的程度。甲烷的含氢指数与温度及压力（深度）的关系如图13所示，图中曲线模数为地温梯度。 图13甲烷的含氢指数、扩散系数NMR实验期间，布郎运动将引起液体分子的扩散，遵循扩散方程：式中， 为时间内分子扩散的均方距离；D为扩散系数。室温条件下，水的扩散系数为D10-5cm2/s。因此，一秒钟内（相当于一次NMR实验需要的时间）分子扩散的均方距离达120s，远大于许多岩石的孔隙直径。通常液体的扩散系数与粘度成反比，而与温度T成正比，即：D水、油、气三种液体的扩散系数随温度、深度及原油粘度的变化规律分别如图14、15和16所示。 图14水的扩散系数随温度的变化D（105cm2/s）图15原油的扩散系数随粘度及温度的变化D（cm2/s）深度（千米）21图16天然气的扩散系数随井深及温度的变化 （曲线模数为地温梯度）、NMR弛豫）自由弛豫流体处于扩散不受限制的空间时，其NMR弛豫称自由弛豫，它反映流体本身的NMR性质，主要是邻近核自旋随机运动产生的局部磁场涨落的结果。水的自由弛豫只与温度有关，且T1T2。油的自由弛豫与油的成分、粘度及温度有关。对于原油来说。由于它是各种烃的混合物，其弛豫时间谱可能不是一个单峰，而是一个被展宽的分布，例如，从来自最可动氢核的长弛豫时间（轻质油）延伸到来自运动严重受限的氢核的短弛豫时间（稠油）。天然气的弛豫与以自相互作用为主的液体不同，而是以相互作用为主。气体仅有T1自由弛豫，且与温度、深度有关，如图1-7所示。气体的T2几乎没有自由弛豫。图17 天然气的T1与深度及温度有关 （曲线模数为地温梯度）钻井泥浆中，如果含有顺磁离子，自由弛豫的速率将大大增加，其中铬或铁铬木质素磺酸盐最为明显。有时，为了减小水基泥浆溶液的横向弛豫时间T2，故意在泥浆中加入少量锰离子。当锰的浓度达到一定程度时，就可以把水相的T2减小到最小回波间隔，使整个水的信号在观测之前还没有开始之前就完全衰减掉。由于锰在水中是不分解的，所以烃的弛豫时间不受影响，观测信号中只剩下烃的贡献。这项技术已经被成功地用来寻找剩余油。类似地，在溶洞性地层中加入少量锰，可以减小溶洞水的纵向弛豫时间T1，从而缩短等待时间，加快测井速度。值得注意的是，锰通常必须与EDTA一起使用，以防止它与泥质矿物进行离子交换。在没有页岩的井段，还可以使用相对便宜的氯化锰代替。图1是锰溶液的NMR弛豫特性，可以看出，它的横向弛豫时间T2除了与浓度有关外，对温度也有一定的依赖性。Mn2+(mol/L)T2(ms)MnCl2Mn.EDTA图1-8、磁性物质溶液的弛豫特性此外，刻度过程中，在刻度器水箱中加入少量硫酸铜，同样可以缩短用于模拟地层的水的T1，减小实验过程中的等待时间，加快刻度速度。） 扩散弛豫如同前章所讨论的，CPMG测量自旋回波串的时候，分子扩散引起回波串衰减速率加快，由此引入的弛豫叫扩散弛豫，有式中 D分子扩散系数； 质子的旋磁化； G梯度磁场强度； TE回波时间,TE=2, 是CPMG脉冲串的脉冲间隔。可见，扩散弛豫与流体的扩散系数（D）、观测时的磁场梯度（G）以及CPMG脉冲序列中使用的回波间隔TE等因素有关。油、气、水都是能够扩散的流体，对它们做CPMG回波串观测都要受到扩散弛豫的影响。尤其是气体，它的横向弛豫几乎完全由扩散弛豫控制。如前所述，水的扩散系数与温度有关，油的扩散系数与粘度有关，天然气的扩散系数是温度及压力的函数，因而它们的扩散弛豫也将受到这些因素的影响。图1-9和110分别为水、油、天然气扩散弛豫的变化特征。顺便指出，扩散弛豫只对T2的观测产生影响，而纵向弛豫时间的观测不受扩散弛豫的影响。图19 水的自由弛预和扩散弛预（磁场梯度2mTcm）图110 原油的横向弛预时间（仪器梯度2mTcm）图111 天然气的横向弛时间（磁场梯度2mTcm）第二节岩石的核磁共振性质岩石由矿物骨架和孔隙流体组成。实验观测表明，流体饱和在岩石孔隙中时其核磁共振弛豫比自由状态快得多（04倍）。原因在于，孔隙流体除了自由弛豫和扩散弛豫外，还受到一种新的经机制（即表面弛豫）的作用，使弛豫速率大大加快。孔隙流体的纵向弛豫过程受自由弛豫和表面弛豫两种机制控制，横向弛豫过程则受到自由弛豫、表面弛豫和扩散弛豫三种机制的作用。分子扩散使各种弛豫机制相结合，弛豫速率加快。在满足扩散的条件下，总的弛豫速率是单个弛豫机制引起的弛豫速率的和，单个孔隙仍然表现出单指数弛豫规律。、表面弛豫海参体湿润在岩石颗粒表面，NMR实验期间，扩散将使分子有足够的机会与颗粒表面碰撞。分了碰撞颗粒表面时，会把核自的能量传递给表面，使质子自沿B0重新取向，由此引起纵向弛豫。同时，自被不可逆的失相，引起横向弛豫的加速。岩石颗粒表面的顺磁离子，如铁、锰、铬、镍等，具有特别强的弛豫能力，只要它们存在，就会形成顺磁中心，对表面流体的NMR弛豫起控制作用。通常，砂岩含有左右的铁，使其孔隙流体弛豫效率大为提高，超过碳酸盐岩。岩石颗粒表面经能力的定量表征称作“表面弛豫强度”，用符号（对纵向弛豫T1）和（对横向弛豫T2）表示。如果只有较少的表面积来弛豫流体大量自旋，弛豫速率就会相对地慢，因此，表面弛豫速率是表面弛豫强度与孔隙比表面的乘积。“表面弛豫强度”的值可以通过孔隙图像分析、脉冲场梯度核磁共振、压汞毛管压力曲线等方法确定，其数值与岩石颗粒表面及胶结物的性质有关，但不受温度及压力的影响。、扩散机制对横向弛豫过程观测有显著影响的扩散弛豫是由磁场梯度中分子扩散引起的。对岩石孔隙中的流体扩散机制的认识，取决于对岩石孔隙磁场梯度及流体分子扩散特点的了解。做核磁共振测井时，地层岩石中的磁场梯度有两个来源，一个是测井仪器建立的，例如，NUMAR的C型MRIL在观测区域产生约.mTcm的均匀梯度；另一个来源是岩石骨架颗粒与孔隙流体之间磁化率差异引起的内部背景梯度磁场，例如，岩石骨架颗粒通常呈顺磁性，油与水呈弱逆磁性，受到外加磁场作用时，在颗粒与孔隙流体分界面上产生一个磁场梯度，大小为：式中，G为内部背景磁场梯度；B0为外加磁场强度；为骨架颗粒与孔隙流体之间磁化率的差，为孔隙半径。当很小时，这个背景梯度可能很大，甚至远远超过仪器建立的磁场梯度。对孔隙的几何结构有相当的依赖性，在地层岩石中往往很难确切知道。背景磁场梯度的有关理论与实验至今尚处于研究之中。当流体处于岩石孔隙中时，其扩散会受到孔壁的限制，故称作受限扩散。实验表明，此时观测到的视扩散系数将随着观测时间的增加而减小。对于短时扩散行为，MITRA等人认为，视扩散系数的表达式可以写成：式中，S/V是岩石样品的比表面积；是扩散时间；D0是自由流体的扩散系数；D(t)是扩散时间为时观测的视扩散系数。如果孔隙为球形，设直径为，则有S/V。此时，视受限扩散系数将随孔径线性减小，孔径越小，D(t) 相对于D0减小越快。而对于中等扩散时间的行为，由于部分分子开始进入邻近的孔隙之中，D(t)趋向于变得平缓，它能够感受到孔径的分布和孔隙空间微观几何形态的变化。而在长时扩散行为中，通过分子的扩散，可以探测到孔隙空间的连通性。研究表明，随着扩散时间趋于无限，将会出现：式中，是孔隙弯曲程度的度量；F是地层电阻率因素；是孔隙度。由此，通过弯曲程度，视扩散系数与地层的电导率以及渗透率有了联系。、自由弛豫岩石孔隙中的流体，仍然存在自由弛豫机制。特别是非湿润相，如亲水岩石孔隙中的油或气珠，不与颗粒表面接触，因而，保持着自由流体弛豫的特征，即有自由弛豫又有扩散弛豫。水处于非常大的孔隙中时，例如碳酸盐岩中的溶洞，极少与颗粒表面接触；非常粘的流体，如稠油，转动平均已经失效，弛豫时间相当短，分子向颗粒表面扩散的能力大大减小，即使是湿润相，自由弛豫也将成为主要因素。当孔隙流体顺磁离子浓度很高时，例如铬盐泥浆溶液中的铬离子，由于其自周围的局部场很大，使流体弛豫时间减小，也以自由弛豫为主。气体在静止状态下，极少以连续相存在，当含水饱和度比较低时，水阻塞着孔喉，气体以孤立的气泡存在于孔隙的中心。所以气体在岩石孔隙中总是非湿润相，NMR弛豫机制只有自由弛豫（T1）和扩散弛豫（T2），没有表面弛豫的影响。、岩石骨架的NMR弛豫核磁共振测井以氢核为观测对象。岩石骨架固体中，例如粘土以及含有结晶水的其它矿物，都含有丰富的氢核。众所周知，它们对中子测井会产生影响，但对核磁共振测井响应不会有贡献。一方面，固体中氢核的横向弛豫时间很短，仅数十微秒，在仪器采集回波信号之前，早已衰减掉；另一方面，它们的纵向弛豫时间又非常长，达数十秒，不易被运动中的仪器磁场所磁化。亲水岩石中各部分质子（孔隙水、油、气以及矿物骨架中）的弛豫机制如表所示。表11亲水岩石的核磁共振弛豫机制质子环境T1（s）T2（us）T1/T2矿物骨架中10-10010-100106水砂岩中溶洞中表面弛豫自由弛豫表面弛豫自由弛豫扩散弛豫1.5T1T2油稠油轻质油自由弛豫自由弛豫自由弛豫自由弛豫扩散弛豫T1=T2T1T2气自由弛豫扩散弛豫T1T2 指与骨架颗粒表面性质无关5、含油饱和度与T1和T2的关系储层流体性质的不同，对于核磁测量的T1和T2具有一定的影响，而且储层流体性质差异越大，在T2谱上的反应越明显，因此利用核磁测井根据其流体性质的差异特征可以进行储层流体识别和含水饱和度的计算。为了反映T2分布与含油饱和度的关系，图112中给出了对于不同含油饱和度的岩心测量得到的T2差谱测量结果。图112 不同含油饱和度差谱特征图从图中可以看到，随着含油饱和度的增大，油谱的差谱特征越明显，因此在地层含油饱和度达到一定水平的情况下，利用差谱可以进行储层含油性质的识别，而且根据上述实验还可以说明在其它条件相同的情况下，含油饱和度越高，测量得到的差谱特征越明显。图113是根据实验测量得到的移谱特征图。在测量过程中，对同一岩心不同含水饱和度下的差谱特征进行测量，移谱测量主要是反映储层流体的扩散性质，对于轻质油，其中含有一定的溶解气，利用移谱测量具有较为明显的效果。从图中可以看到，随着含油饱和度的增加，岩心中油的扩散作用越明显，移谱特征表现得越清晰，油谱的主峰位置向T2减小的方向移动。图114 不同含水饱和度的移谱特征图第三节核测共振成像测井正演分析方法研究核磁共振成像测井目前具有多种测量模式，常用的的测量模式有，标准T测量、差谱测量和移谱测量三种模式。我油田引入的核磁测井是阿特拉斯公司最为新型的核磁测井仪器，它根据测量目的不同也分为三种测量模式，分别是地层评价模式、地层评价油水识别模式、地层评价气层识别模式和地层评价重油模式。但无论采样怎样的组合，其最终目的都是测量得到储层的各项地质参数，识别储层流体，只是在测量方法和解释方法上有所差别。由于不同的测量模式对核磁共振成像测井解释具有很大的影响，如果选择的测量模式不正确，得到的解释结论较有很大的偏差，虽然在我油田引进的MREX新型核磁共振成像测井仪在测井过程中可以利用FE+OIL模式代替其它测量模式，但由于该模式测量速度较低，影响测井时效，因此在测井前有必要根据测量层段的流体性质进行必要的测前设计，选择合适的测量方法进行储层评价。这种根据地层性质进行储层核磁响应特征分析的过程称为正演过程。、核磁共振成像测井正演的理论基础核磁共振成像测井的正演过程是利用已知的储层物性、含油性及所含流体的物理性质进行计算，得到储层的核磁共振成像测井的T2分布谱和回波串组合。（1）正演过程的输入参数核磁共振成像测井的正演需要输入必要的地质参数，主要包括目的层段的压力、温度、岩石结构、分选、岩性以及与流体性质有关的地层水矿化度或电阻率，气的API比重或组成成份，油的油气比和脱气原油的密度等参数。(2)正演模型的计算方法1）原油核磁共振特性的计算输入原油的API比重、油气比、粘度、温度和压力等参数，如果已知原油的捻度和密度则可以不需要其它参数，否则利用原油的油气比、API比重、温度和压力等参数计算得到原油的粘度和密度参数，由原油的粘度可以计算原油的扩散系数、T1和T2，根据原油的密度可以计算原油的含氢指数。2)地层水核磁共振特性的计算在地层水核磁性质计算中需要输入的水的矿化度或根据地层水的电阻率转换为水的矿化度，利用温度、压力来计算水的扩算系数，根据扩散系数得到水的T1和T2值。T2值与绝对温度TK及水的粘度由下式表示：3）储层中气体的核磁共振性质计算假设储层中的气体为甲烷，然后根据给储层储层压力、温度等参数计算储层气体的扩散系数、T1和T2值。2、流体核磁共振特性参数计算 根据已知储层的物性和流体的相关物性参数可以计算得到流体的核磁属性，如表12、3、和4分别是根据赵51井的相关储层信息计算的气、油、水三种流体的核磁特性表，根据上述三表可以估计不同流体在储层中T2时间的分布特征，指导核磁测井的解释。表12天然气核磁特性表表13油核磁特性表表14地层水核磁特性表3、储层核磁共振特性的正演分析在计算得到储层的流体参数性质后，可根据其T2分布特征，正演得到储层流体的核磁共振回波信号，根据这种计算可以设计储层的核磁测量方法及参数选择。如图115为假设储层100含水的情况下，利用不同等待时间（Tw=5.1和1秒）计算水的T2回波信号对比结果，根据对比可以发现，如果水的横向弛豫时间在300毫秒以内，则计算得到的两种不同等待时间的T2回波基本一致，因此在进行差谱分析中，利用5.1和1秒等待时间的测量结果就可以得到储层的差谱结果，用于储层含油性的定性分析。图1-5 不同等待时间100%储层T2分布正演对比图 第二章 核磁共振测井影响因素的实验分析核磁共振成像测井同其它测井方法一样都受到地质条件、流体性质以及地层矿物含量等因素的影响。正确的认识这些影响因素的存在及其在核磁共振测井中的测井信号响应特征，是利用核磁共振资料准确计算储层地质参数，识别储层流体类别的关键因素。因此在进行核磁共振测井储层参数模型研究和储层流体识别以前，首先要对这些影响因素的作用进行较为详细的分析。第一节 孔隙度大小与核磁测井响应特征的关系1、 孔隙度与移谱响应特征的关系由所测12块岩心的移谱图，可以看出，当岩心孔隙度一定，回波间隔Te由0.35ms变为1.2ms，而Tw为6s时含水岩心出现移谱效应。其移谱特征为：随着回波间隔的增大，核磁共振信号强度减小，T2衰减曲线幅度降低，T2谱包络面积减小，T2谱分布变窄，部分小孔隙的的信息丢失。但随着回波间隔增大，可动流体的谱峰右边界左移。如张22-3号岩心，孔隙度为19.1%，其移谱图如图2-1。图2-1 岩心张22-3饱和盐水时的移谱图在实际测井中，测量地层孔隙度时要求回波时间越小越好，而对于核磁谱位移测井，长回波时间取3ms或4ms甚至更长比较合适，此时对于中等粘度的油，由于油的扩散系数比水小得多，水层谱线右端左移比油层要明显得多，利用移谱测井可较好地区分扩散系数与水相差较大的中等粘度油层（大部分稀油储层）和水层。2、 孔隙度大小与差谱响应特征的关系由所测12块岩心的差谱图，可以看出，当岩心孔隙度一定，等待时间Tw由0.6s变为3s，而Te为0.35ms时，含水岩心出现差谱效应。其差谱特征为：不同等待时间条件下的T2分布谱形状接近，谱峰幅度（特别是可动峰幅度）随着等待时间增大而增大，表明可测到更大孔隙内的驰豫时间更长的流体信息；对于中高孔隙度的岩石，等待时间过小时（如Tw1000ms后，弛豫谱线可动部分变化很小，不可动部分变化也不大；当TR 6000ms以后，弛豫谱线几乎一致。因此我们认为在实际测井中，恢复时间至少应取1000ms比较合适。若储层含有气，恢复时间应根据情况延长。图27不同等待时间T2分布谱特征图第三章 核磁共振成像测井储层参数求取模型研究利用核磁测井可以精确计算许多地质参数，主要包括地层总孔隙度、有效孔隙度、粘土束缚水饱和度、毛管束缚水饱和度、中值孔喉半径、含水饱和度、含油饱和度、储层绝对渗透率等参数。这些参数的准确计算，对于储层流体性质的识别、物性分析和储层评价都有十分重要的地质意义。第一节 T2截止值的实验研究T2截止值是进行储层参数计算的关键参数，在利用T2谱分析计算储层有效孔隙度、束缚水孔隙度和可动流体孔隙度时，准确的T2截止值是正确计算这些参数的前提。一般在砂泥岩地层的T2截止值为33，在碳酸盐岩地层为98。但由于储层沉积环境不同，地层矿物含量的差异，不同的地区具有不同的T2截止值。一般根据不同的区域，进行岩心实验测量，确定较为准确的T2截止值参数。1、T2截止值的确定方法一般认为T2c截止值大约在T2谱两峰的交汇点附近，将右峰（大于T2c）称为可动峰，左峰（小于T2c）称为不可动峰，可动峰与不可动峰的下包面积之比即为可动与不可动流体之比。因此，通过离心法确定岩样的可动与不可动流体之比值后，对照T2谱即可确定岩样的T2c。另一种确定T2c的常用方法是，对离心前后的T2谱分别作累积线，从离心后的T2谱累积线最大值处作X轴平行线，与离心前的T2谱累积线相交，由交点引垂线到X轴，其对应的值为T2c，见图31。本研究主要采用后一种方法确定T2截止值。图31 T2截止值求取方法示意图2、研究区域内T2截止值在研究中，分别对下二门、安棚、张店等地区进行了研究，研究结果表明下二门地区T2截止值在31ms，安棚地区的T2截止值在38ms，张店地区的T2截止值在36ms，三个地区的平均T2为35 ms，试验过程中的各块实验岩心的T2截止值见附件1和2。3、T2截止值与泥质含量的关系研究理论分析认为，在砂泥岩剖面中泥质含量越高，T2谱的分布越靠前，T2截止值越小。因此，利用泥质含量可以计算泥质砂岩储层的T2截止值。为了反映T2截止值与泥质含量的关系，在实验研究中选择了17块岩心进行分析，得到的实验结果见图32。从图中可以看到，随着泥质含量的升高，T2截止值与泥质含量的关系为一指数衰减关系。其关系式为：T2cutoff=135e-0.5sh图32泥质含量与T2截止值关系图第二节 储层孔隙度求取模型储层孔隙度是重要的储层物性参数，以往常规测井解释中主要利用声波时差、中子测井和密度测井等测井方法进行储层孔隙度的计算，这些孔隙度测量方法主要反映岩石的总孔隙性质，有效孔隙度的计算精度较差。核磁测井的发展详细刻画了岩石中各种孔隙特性，从粘土孔隙度到储层有效孔隙度，都可以较为准确的进行计算。核磁孔隙度与其它测井方法最大的区别是测量结果直接反映了地层的孔隙情况。这些孔隙度的求取方法，根据其用途的不同分别描述如下。1、 储层核磁孔隙度的求取方法储层中不同孔隙度类型与T2分布谱之间的关系如图33所示。从图中可以看到，不同的孔隙类型对应于不同的T2分布时间，因此，完全可以根据T2谱的分布特征计算储层的孔隙度，为了区别于其它方法计算得到的孔隙度值，称其为核磁孔隙度。对饱和岩样测得的T2谱，用标准样品（水）进行刻度，将核磁信号强度转换成孔隙度。转换公式如下：式中：为样品核磁孔隙度值（百分单位） M：为标准样品T2谱的总幅度； V：为标准样品总含水量（水的体积cm3）; S、G：分别为标准样品在NMR数据采集时的累积次数和接受增益； Mi：为样品第i个T2分量的核磁共振T2谱幅度； V：为样品的体积（以cm3为单位）； S、g ：分别为样品核磁共振数据采集时的累积次数和接受增益。图3-3 核磁测井孔隙度解释模型骨架粘土粘土束缚流体体毛管束缚流体可动水可动油气0.3ms3.0ms3000msT2cT2minT2max利用上述方法进行T2谱的刻度后，就可以将T2谱与孔隙度进行对应，进行孔隙度的计算。在孔隙度的计算中，要确定T2谱分布与孔隙度对应的相关参数。然后对 T2谱进行面积积分确定储层的各类孔隙度。其确定方法如公式31至33所示。 有效孔隙度MPHE (31)毛管束缚流体孔隙度MBVI (32) 可动流体孔隙度MBVM （33）(4)粘土束缚水孔隙度 利用岩心实验方法得到的核磁孔隙度与氦孔隙度测量结果对比图见图34，从图中可以看到利用核磁测量计算得到的孔隙度值与空气孔隙度具有较好的相关性。试验样品的平均氦孔隙度为10.466、平均水孔隙度为9.621、平均核磁孔隙度为8.202，核磁孔隙度与氦孔隙度相对误差为4.9，与水孔隙度的平均相对误差为4，达到了合同要求的技术指标。相关系数达到了0.93。由此可见利用核磁测量得到的储层中孔隙度预有较高的测量精度。图34 核磁测量孔隙度与氦孔隙度对比图第三节 饱和度求取模型前文中的相关分析表明，油对储层的T2分布具有一定的影响。由观测回波串反演拟合得到的T2分布，只有当岩石孔隙中仅存在单相流体时，才与孔径分布对应，而当岩石孔隙中存在油水两相流体或油气水三相流体的情况下，T2分布不再代表储层的孔径分布，而主要反映储层的流体性质。以此为基础，充分利用T2分布中有关油、气、水三相流体扩散系数及纵横向弛豫时间的差异和综合作用方式的可控制性，可以发展相应的油气识别方法和确定流体饱和度的模型。利用不同等待时间和不同回波间隔的测量结果可以确定多相流体时，测量得到的回波串与各相流体相对含量之间的关系，其公式如下。式中，Li,jPiSjIHj,Pi为区间孔隙度；Sj为第j相流体的饱和度；IHj为第j相流体的含氢指数。水的含氢指数为1。TR=TW+NeTE,其中TW为等待时间，Ne为回波个数，TE为回波间隔。，其中为第j相流体自由状态的纵向弛豫时间，为第j相流体的表面纵向弛豫强度。,其中为第j相流体自由状态的横向弛豫时间，为第j相流体的表面横向弛豫强度,Dj为第j相流体的扩散系数。根据上式，可以分析各种条件下油、气、水各相流体出现在T2分布中的位置，从而发展相应的饱和度解释模型。、 气水两相的饱和度求取假设TRT1max，考察回波间隔TE的影响。显然，气是非润湿性相。由此可见，在T2分布中，气近似一个单峰，出现在T21的位置，幅度为。水则分布在一个很宽的范范围，弛豫时间为，幅度