核磁共振解释技术培训.ppt

1、新核磁共振测井技术培训：1。核磁共振测井技术的特点：2.核磁共振测井原理；4.质量控制；5.核磁共振数据的解释方法；6.主要地质应用；6.处理和解释程序；目录；1.核磁共振测井技术的特点和常规测井的局限性：常规测井技术经过70年的发展，已经形成了不同的测井系列来解决不同的地质任务。在理想条件下，这些方法具有一定的有效性。一旦地质条件变得复杂，这种有效性将受到影响，这是由常规测井本身的响应特性决定的。常规测井响应的影响因素复杂，通常包括许多与油气无关的因素，如岩石骨架的成分和含量、矿物参数的准确性等，直接影响评价结果的准确性。基于常规测井响应方程的地层模型过于简单，不能满足油气评价的要求，许多与

2、油气特征直接相关的因素，如渗透率、孔径、毛管束缚水等，都不能通过测井响应来解决，也不能考虑。核磁共振测井以新的原理提供了一套新的信息，并通过一种新的响应关系来评价油气藏：1。观察到的原子核的选择性氢；2.对细胞核所处外部环境的选择性信号直接来自地层的孔隙流体，基本不受骨架的影响；3.通过调整发射频率，可以尽可能避免井眼和泥浆的影响。4.观测到的回波串是岩石孔隙结构和流体流动特征的综合反应，包括孔隙类型、孔隙大小、孔隙连通性、流体类型等信息；技术优势：1 .该仪器结构设计巧妙，通过测量地层中氢核的弛豫特性，可以直接检测地层的孔隙特征和流体流动特征。2.井眼规则时，不受井眼和泥浆的影响，适合各种岩

3、性和储层条件下的测井需要，精度高，分层能力强。3.它可以提供地层的总孔隙度和有效孔隙度，这是唯一可以直接测量地层自由流体和约束流体的方法。4.它可以实时提供连续的地层渗透率剖面，准确反映地层的渗流特征。1.核磁共振测井的技术特点：5.测井解释清晰、直观、方便，有助于油水的综合分析和判别。6.利用双TW和双TE测井，可以直接判断流体类型。7.识别低电阻率、低孔渗油气藏在复杂岩性油气藏测井评价中具有明显的优势和应用潜力。8.结合常规数据进行分析处理，可以提高储层参数的计算精度，大大提高解释结果的准确性。1.核磁共振测井技术特征，16 250F2.核磁共振测井原理，单磁矩无外磁场随机定向；从宏观上看

4、，这个系统没有磁性。第二，核磁共振测井原理表明，原子核吸收能量，磁矩方向在外磁场作用下发生变化(极化)；其次，核磁共振测井的原理表明，当交变磁场沿垂直方向施加和沿垂直方向施加，频率=0=B0时，会出现核磁共振吸收现象。也就是说，m被取下来。发送脉冲，M调低90度发送脉冲，M调低180度。第二，核磁共振测井原理，在交变磁场作用后，弛豫，磁化矢量向0方向恢复，从而使核自旋系统从不平衡分布恢复到平衡分布。纵向弛豫T1横向弛豫T2，二、核磁共振测井原理，纵向弛豫纵向分量/T1非平衡磁化矢量恢复到初始磁化矢量M0的过程，横向弛豫横向分量Mxy/T2非平衡磁化矢量衰减到零的过程，二、核磁共振测井原理，三、

5、核磁共振信号测量现代核磁信号测量采用：自旋回波CPMG脉冲测量过程：极化-下降-相位损失-重聚-测量-相位损失-重聚-重新测量；2.核磁共振测井原理：(1)永磁体极化氢核，产生可观察的宏观磁化；(2)通过天线向地层发射CPMG脉冲序列，接收微伏级回波信号，观察整个回波序列；(3)在收集到回波后，有必要等待一段时间Tw，以便氢核的宏观磁化逐渐回到平衡状态。2.核磁共振测井原理，核磁共振测井测量原始数据，2 .核磁共振测井原理，1。质量控制指标核磁共振数据有两个最重要的控制指标，即增益和集值。具体指标质量边界如下：当增益为300时，数据质量较好；当增益在200和300之间时，数据质量中等；当使用G

6、AIN200时，数据质量很差。CHI值表示理论计算的回波衰减信号和实际记录的回波串幅度之间的均方差。一般来说，CHI应该小于2，并且越小，数据质量越好。在测井过程中，增益不能返回到零，CHI值应该是没有突变的连续曲线。2.重复性和一致性测试重复性和一致性可以通过统计分析两个测量结果之间的差异来描述，即平均值和标准偏差。对于孔隙度测井工具，对重复性和一致性的要求是，在相同条件下，两次测井作业(一个井段有足够的尺寸，如50m)之间的差异服从正态分布，平均值为零，标准偏差为一个孔隙度单位。3。质量控制，核磁共振测量观察模式的选择，1。单TW/单TE模式，用DTPTW或D9TPTW表示，两组回波串，用

7、于测量泥质束缚水、毛管束缚水、视有效孔隙度和视总孔隙度，不能用于流体类型识别。这种类型不适用于长庆油田。2.单波/双波模式，由双波或双波表示，有三组回波串。浑浊的束缚水是可以测量的。毛管束缚水、表观有效孔隙度和表观总孔隙度也能识别和定量分析高粘度油。这种类型不适用于长庆油田。3，质量控制，3，双TW/单TE模式，用DTW或D9TW表示，三组回波串。除了测量泥质束缚水、毛管束缚水、表观有效孔隙度和表观总孔隙度外，还可以单独用于识别轻质油气，通过不完全磁化和氢指数校正可以得到地层的真实有效孔隙度和真实总孔隙度。该类型有三种观测模式，适用于长庆油田。4.双TW/双TE模式，由DTWE(N)或D9TW

8、E(N)表示，有五组回声字符串。可测量的泥质束缚水。毛管束缚水、视有效孔隙度、视总孔隙度、轻质和高粘度油的识别和定量分析是新区有效的观测模型。这种类型的一种观测模式适用于长庆油田。第三章。适合长庆油田地质特征的核磁共振测井质量控制、常用观测模式和基本参数。质量控制，MPHI:核磁有效孔隙度MBVI:核磁束缚水体积MFFI:核磁自由流体指数(MPHI-MBVI)，MCBW:核磁粘土束缚水体积PHIT:核磁总孔隙度(MPHI MCBW)，IV。核磁数据的解释方法，核磁孔隙度，MRIL=。嗨。(1 etw/T1)，孔隙度计算模型，4。核磁共振数据解释方法，核磁共振渗透率计算公式，渗透率计算模型，Co

9、ates束缚水-渗透率模型，SDR弛豫时间渗透率模型，4。核磁共振数据解释方法，差谱技术，由于水和碳氢化合物(油，气)如果不同的话分别观测到两个不同的回波串，由于纵向弛豫加权机制的影响，两个回波串对应的T2分布不同，从而识别和定量解释油、气、水层。其工作原理是采集具有特定回波间隔的回波数据，并等待较长时间的TWL。第四，核磁共振数据的解释方法，其工作原理是采集具有特定回波间隔的回波数据，并等待很长时间TWL恢复水和碳氢化合物的所有纵向磁化矢量；收集第二个回波串，等待一段短时间TWL，使水的纵向磁化矢量完全恢复，而烃(油和气)的信号仅部分恢复。在由TWL回声弦获得的T2分布中，油、气和水都包含在

10、其中，并被完全回收。在由TWS回波串获得的T2分布中，水信号被完全恢复，而油气信号只是一小部分。通过减去它们，水的信号被消除，留下石油和天然气的信号。4.核磁共振数据解释方法，4。核磁共振数据解释方法，4。光谱偏移技术是根据粘度较高的油和水的扩散系数D的不同而发展起来的，它具有较大的水扩散系数，而高粘度原油的扩散系数小于水的扩散系数。T2的高粘度油和自由水会有不同程度的变化。自由水的T2比高粘度油下降得快。为了加强扩散技术，双TE测井设定了足够长的等待时间，使TR(35)T1H(T1H轻烃的纵向弛豫时间)，在每次测量中纵向弛豫可以完全恢复。通过使用两个不同的回波间隔TEL和TES来测量两个回波

11、串。由于水与气或水与中粘度油的扩散系数不同，它们在T2分布中的位置也不同。因此，它是一种识别油、气、水的扩散系数加权方法。4.核磁共振数据的解释方法。根据T2谱特征定性识别孔隙结构：核磁共振测井不仅可以获得高质量的有效孔隙度参数，还可以利用其T2分布谱直接反映岩石的有效孔隙半径和比表面积。T2值越小，其对应的孔隙半径越小，这是岩石中小孔隙或微孔隙的反映。T2值越大，孔隙半径越大，这是岩石中较大孔隙的反映。主要地质应用、孔径分布、孔隙结构参数的定量计算、主要地质应用、孔隙度(总孔隙度、有效孔隙度、可移动流体孔隙度、毛细管约束流体孔隙度、粘土约束流体孔隙度和约束流体饱和度)2估计渗透率(特别提款权

12、和帖木儿模型)；识别气藏的三种方法；4油、水层的时域分析、增强扩散和微分光谱识别。解释处理结果，v .主要地质应用，核磁共振测井结果图参数描述，第一个：T2原始孔隙度、井径、自然伽马、自然电位通道井径；T2孔隙度；T2孔隙度分布填充指示：42048毫秒；自然伽马。自然电位的第三种方式；电阻率通道和渗透率通道RXO；冲洗带电阻率；Rt:未扰动地层的电阻率；PMRI:核磁共振计算渗透率，第四通道：T2波形谱，taspec: T2波形谱(刻度单位：0.3-3000毫秒，振幅：00.5)，第五通道：差谱通道，第六通道：TDA分析流体通道(油气检测)，第七通道：MRIAN成果通道，v .主要地质应用，储

13、层分析，103长8井段位于2117.02125.2米，层厚8.2米，总孔隙度11.9% 其中毛管束缚水体积为3.0%，可动流体孔隙度为7.0%，含油饱和度为65%，平均渗透率为1.0810-3m2，电阻率为1000。 解释为油层。该层日产油20.5吨。应用实例分析，5。主要地质应用，长81核磁共振及李144井常规处理成果图，5t/0m3，5。主要地质应用：长81核磁共振及镇265井常规处理成果图、6.6t/0m3、5。红河2井延长组长6段主要地质应用、油水层分析、核磁共振分析。地层厚度为3.5m，总孔隙度为13.4%，有效孔隙度为11.6%，其中毛管束缚水体积为3.2%，可动流体体积为8.4%

14、，含油饱和度为50%，平均渗透率为6.2510-3m2，电阻率为24.6m，是一种增阻侵入。根据层段孔隙度分析结果，4256 ms T2谱有分布，分布范围为中高，表明具有一定的含油显示；它被解释为油水层。该层日产油1.96吨，日产水4.3立方米。主要地质应用、低产油藏分析、宁15井延长组长8层核磁共振分析结果，长8层厚1.7米，厚1796.51798.2米，总孔隙度11.8%，有效孔隙度9.7%，其中毛管束缚水体积2.8%，可动流体孔隙度6.9%，含油饱和度解释为差油层。该层日产油0.94吨。红河2井延长组长6段主要地质应用、水层分析、核磁共振分析结果，长8段1794.01808.0米，层厚1

15、4.0米。作为标准水层，其孔隙度和渗透率条件相对较好。从层段孔隙度的分析结果来看，4256毫秒的T2谱分布范围很广；从波形和差谱分析结果来看，频谱位置明显后移，分布较宽，后峰明显大于前峰。确定该层段为水层。主要地质应用，G63-10井P1s组核磁常规处理成果图，2.69g/cm3，218s/m，气藏分析，主要地质应用，处理解释流程，P型核磁处理流程，MRIL-P型核磁共振成像测井数据处理，首先对原始回波串进行预处理，多指标拟合，得到后续数据，然后对双TW数据进行时域(TDA)分析，然后进入时间深度转换。如果不是双TW数据，将在回波拟合后进行时深转换。然后在深度域进行岩石物理计算和油气解释，得出

16、最终结论。6.处理和解释流程。图1是DPP系统的主界面。模型启动器模块中包含各种成像处理程序。双击打开它，将出现图2中的对话框界面。在图2所示的对话框中选择numar选项，所有特殊的核磁处理程序都在该选项中。这些子程序根据下面的核磁处理流程依次介绍。图1、图2、图6。处理和解释流程，1。回声拟合(ECHO_STRIP):首先，对原始数据进行回声拟合，在图2中选择echo_strip，然后单击apply打开如图3所示的对话框。该模块将完成原始数据的映射处理，其主要功能是回波串积累和相位校正。对回波串进行多指数拟合，得到各层段的离散T2分布和孔隙度；长短TW回波串的幅度差EDIF为TDA计算提供了依据。要完成此步骤，首先在“文件”菜单中选择要处理的文件和该模块对应的参数卡，也可以在选项菜单中自行创建参数卡。6.处理和解释流程，图3。由于油田核磁的采集方式基本上是固定的，可以在此基础上调用现有的参数卡进行修改。经常需要修改的参数包括以下项目。修改路径在选项菜单下的参数编辑器中，对话框如图4所示。，VI .流程解释流程，图4，ACT-FLG观察模式编号(从桌面/dpp/etc/dpp act db.txt找到)Runava组累计平均处理参数，默认值为16，范围1-80 Runavb组累计平均处理参数，默认值为16，范围1-80 Runavr组累计平均处理参数，默认值为4，