《测井储层评价方法》核磁共振测井CMR课件

1、CMR组合式（核）磁共振测井仪CombinableMagneticResonance ToolMRIL-Magnetic Resonance Imaging Log Numar & Atlas（四）核磁共振测井第1页，共40页。1、原理（Fundamental principles） 氢核的磁性： 核自旋产生磁场，核磁矩矢量 = 旋磁比；自旋角动量无外加磁场时，核磁矩随机取向，宏观磁场强度为零第2页，共40页。 自旋在外加磁场中进动 单个自旋（核磁矩 ）处于外加静磁场Bo中时，它将受到一个力矩的作用，并绕外加磁场方向进动，如右图所示。 其行为如同（自旋）陀螺绕重力场进动一样。 核磁矩进动频率o

2、由拉莫尔方程确定：o=Bo第3页，共40页。 自旋在外加磁场中进动 根据量子力学原理，氢核核磁矩有两种取向，即平行于Bo方向的低能态和反平行于Bo方向的高能态。其能量差为：E=h Bo 式中h为普朗克常数。 第4页，共40页。 宏观磁化矢量 在外加磁场Bo中，整个自旋系统被磁化，宏观上产生一个净的磁化矢量和。单位体积内核磁矩的和称为宏观磁化矢量，用 Mo 表示 Mo = i第5页，共40页。 磁共振(Magnetic Resonance)与弛豫(Relaxation) 对于磁化后的自旋系统，若在垂直于静磁场的方向上再加一个交变电磁场B1，并使其频率1=o，根据量子力学原理，此时自旋系统将发生共

3、振吸收现象，即低能态的核磁矩通过吸收交变电磁场B1提供的能量，跃迁到高能态。 自旋系统发生共振吸收时，其宏观磁化矢量M将偏离静磁场Bo方向，偏离角取决于交变电磁场B1的大小及其作用时间tp长短 = tp B1BoMoxyB1BoMxyz第6页，共40页。 磁共振(Magnetic Resonance)与弛豫(Relaxation) B1电磁场撤掉,则宏观磁化矢量M又将通过自由进动,朝Bo方向恢复,即核自旋从高能级的非平衡状态恢复到低能级的平衡状态,这一过程就叫做弛豫。 relaxationBoMxyzBoMoxyz第7页，共40页。 两种弛豫机制 横向弛豫：M的横向分量(x-y平面上)Mxy，

4、由最大向数值为零的初始方向恢复。横向弛豫速率用1/T2来表示，T2 叫做横向弛豫时间。 纵向弛豫：Z方向的纵向分量往初始宏观磁化矢量Mo的数值恢复 ，称为纵向弛豫过程。其速率用1/T1表示，T1 叫做纵向弛豫时间。 relaxationBoMxyzBoMxyzMzMxy第8页，共40页。 纵向弛豫时间T1（极化时间）t 质子处于静磁场中的时间；Mz(t)B0的方向沿z轴方向时，在时间t时磁化矢量的强度；Mo在给定磁场中最终和最大的磁化矢量；T1磁化量达到最终值63所需的时间，三倍的T1是95极化所需要的时间。 第9页，共40页。 横向弛豫信号E(t)的测量自旋回波的检测CPMG序列第10页，共

5、40页。 横向弛豫信号E(t)的测量自旋回波的检测CPMG序列TE回波间隔；TW等待(极化)时间第11页，共40页。 2、核磁共振测井信号处理NMR测井信号 E(t) 是各种横向弛豫分量（T2i）共同贡献的总和，可以用一个多指数函数表示 E(t) = Pi*EXP(-t/T2i)E（t）tPiT2多指数函数反演T2 分布图横向弛豫感应信号第12页，共40页。3、核磁测井仪器结构与测井结果第13页，共40页。CMR Sonde Cross SectionPermanent magnetsSNSNBorehole wallAntennaSensedregionBlind zoneWear plat

6、ePermanent magnets4.625 in. 12 cm5.3 in.13.5 cm第14页，共40页。核磁共振测井(MRIL)MRIL ProbeBorehole9 SensitiveVolumeCylinders(each 1 mm thickat approximately 1 mm spacing)Only fluids in the Cylinders are visible16in1in24in760 kHz580 kHz第15页，共40页。CMR logs1:240 ft0.0(GAPI)200.0Gamma Ray200.0(GAPI)0.0Gamma Ray6.0(

7、in.)16.0Caliper CALI from LDT0.003(S)1T2 Log0.1(ohm-m)1000.0Micro SphericallyFocused Log0.1(ohm-m)1000.00.1(ohm-m)1000.0Laterolog Log DeepLaterolog Log Deep30.0(p.u.)-10.0CMR Porosity30.0(p.u.)-10.0CMR Free Fluid0.08(p.u.)-0.020CMR Oil Show0.0(Gas Units.)1000.0Mud Log Show1(msec)1500BFV 33msec lineW

8、IGT2 Distribution1(msec)1500210msec oil/water line7300第16页，共40页。 4、核磁共振测井的应用基础 1/T2 = 1/T2B + 1/T2S + 1/T2D = 1/T2B + 2Si/Vi + D(GTE)2/12式中： D为扩散系数； G为磁场梯度； 为旋磁比； TE为回波间隔（2）； 2为横向表面弛豫强度（常数，一般为1um/s=2=30um/s）第17页，共40页。 孔隙度测量Initial signal amplitude provides CMR porosity = E(0) = PiCMR porosity = 100%

9、Water in test tubeT2 = 3700 msecCMR porosityWater in pore space of rockT2 = 10 to 500 msecTime (T2)Signalamplitude4、核磁共振测井的应用第18页，共40页。PorePoreSignalamplitudeSignalamplitudeTime (T)Time (T) 岩石孔径分布 孔径不同，比表面积不同， 弛豫速率不同。第19页，共40页。Will the Well Produce?Increasing relaxation timeSignaldistributionT2 time

10、k = 7.5 mdIncreasing relaxation timeSignaldistributionT2 timek = 279 mdPorosity= 20%Permeability= 7.5 mdPorosity= 19.5%Permeability= 279 md第20页，共40页。 自由流体和束缚流体孔隙度Empirical cutoff of 33 msec has been determined for sandstones (ff)Clay-boundwaterCapillary-boundwaterProduciblefluidsCMR porosityFree flu

11、id porosityTime (T2 msec )T2 originalT2 spun sampleFree fluid cutoffPore diameter (microns)0.010.1110Signaldistribution1101001000第21页，共40页。 计算渗透率 SDR模型：k = C(CMR)4(T2,log)2Produciblefluids Timur 模型：k = (CMR/C)4(FFI / BVI)2第22页，共40页。NMR Free Fluid Porosityvs Centrifuge PorosityWell AWell B05101520201

12、51050ff(33)centrifuge第23页，共40页。NMR Permeabilityvs Core Brine PermeabilityWell A, C = 2.8Well B, C = 3.40.011001000.01kbrinekNMRkNMR = C(NMR)4(T2,log)2第24页，共40页。NMR Permeability and Crossplot Porosity vs Conventional Core Brine Permeability10-1 100 101 102 10310310210110010-1k(md)5 10 15 20 25kestima

13、te (md) (p.u.) 10310210110010-1第25页，共40页。CMR Wellsite PresentationSpectroscopy Gamma Ray(SGR)0(GAPI)150Permeability - CMR (KCMR)1(MD)1000T2 LOG Mean (T2 LM)1(MS)1000CMR Free Fluid (CMFF)0.3(V/V)0CMR Porosity (CMRP)0.3(V/V)0T2 Distribution (INWF)0(US)1000900第26页，共40页。CMR Log ExampleT2,logT2Permeabili

14、ty20(p.u.)0Porosityff(33)CMR11501200第27页，共40页。CMR vs Conventional CoreLDT Caliper125(mm)375Bit Size125(mm)375Gamma Ray0(GAPI)150BMNO-DBMIN050 (ohm-m)BMNO050 (ohm-m)1:120(m)Core Permeability0.01()100CMR Permeability0.01(md)100Logarithmic Mean T21(ms)10000Core Porosity0.2(m3/m3)0CMR Porosity0.2(m3/m3)

15、0CMR Free Fluid Porosity0.2(m3/m3)0XX40XX50第28页，共40页。Irreducible Water Saturation0.0150.0(GAPI)Gamma RayGeo-columnCali1:240 ft7 (in.) 17100.0(p.u.)0.0Sw30.0(p.u.)-10.0CMR Porosity30.0(p.u.)-10.0CMR Free FluidDPHI (Sand)30.0(p.u.)-10.0Effective Porosity25.0(p.u.)0.0CMR bfv25.0(p.u.)0.0HydrocarbonWate

16、rIrreducible Water1(msec)3000BFV 33msec lineT2_DISTXX250XX200第29页，共40页。Irreducible Water SaturationClaySandstoneSaltLimestoneDolomiteAnhydriteHydrocarbonHydrocarbonWaterEffective Porosity25.0(p.u.)0.0CMR bfv25.00.0Irreducible Water0.01(md)100.0CMR PermPerm100.00.0WaterSaturation(p.u.)1(msec)3000BFV

17、33msec lineWIGT2 Distribution1:240 ftXX250第30页，共40页。Irreducible Water Saturation第31页，共40页。CMRHighResolution0.0(GAPI)150.0GR30.0(p.u.)0.0CMRPFMI images2023.301498.411181.06971.60796.53634.51457.76220.42Conductivity classesHole AzPad 1 AzDEVI-2 18(DEG)1:20 ft282028152810第32页，共40页。Lithology-Independent

18、PorosityCombined ModelDolomiteQuartzBound WaterIlliteCalciteWater0100.000OilDensity Porosity (Lime)30.0(p.u.)-10.0Density Porosity (Dolomite)30.0(p.u.)-10.0CMR Porosity30.0(p.u.)-10.00.0-10.0Zero p.u. Line1:240 ftX000X900第33页，共40页。HydrocarbonIdentification第34页，共40页。HydrocarbonIdentification1:240 ft0

19、.0(GAPI)200.0Gamma Ray200.0(GAPI)0.0Gamma Ray6.0(in.)16.0Caliper CALI from LDT0.003(S)1T2 Log0.1(ohm-m)1000.0Micro SphericallyFocused Log0.1(ohm-m)1000.00.1(ohm-m)1000.0Laterolog Log DeepLaterolog Log Deep30.0(p.u.)-10.0CMR Porosity30.0(p.u.)-10.0CMR Free Fluid0.08(p.u.)-0.020CMR Oil Show0.0(Gas Units.)1000.0Mud Log Show1(msec)1500BFV 33msec lineWIGT2 Distribution1(msec)1500210msec oil/water line7300第35页，共40页。HydrocarbonIdentification第36页，共40页。HydrocarbonIdentification第37页，共40页。E