低场核磁共振在石油能源领域的应用

低场核磁共振在石油能源领域的应用调研
低磁场核磁共振分析是近几年新兴的快速测量岩石物性参数的一种新技术。

该技术利用地层流体（油、气、水）中富含的氢原子核（1H），通过分析检测岩石孔隙内的流体性质、流体量，以及流体与岩石多孔介质固体表面之间的相互作用，来获取孔隙度、渗透率、流体饱和度、流体性质以及可动流体、束缚流体等物性参数。

该项技术在室内储层评价、开发试验研究及现场核磁共振测井中已经应用多年，得到了广泛应用，在油田勘探开发的研究与生产中发挥了重要作用。

低场核磁共振测量具有无损检测、检测迅速、无污染、一机多参数（一台仪器上可以获得多项物性参数）、一样多参数（对一个岩样的分析可以获得多项物性参数）等特点，适合于油田现场应用，是岩石物性参数的新型分析方法之一，受到石油界的广泛重视，应用领域日趋扩展。

一．低场核磁共振录井技术的发展
核磁共振（NMR）这一物理现象是1946年由哈佛大学的Purcell和斯坦福大学的Bloch两人各自独立发现。

1956年，Brown和Fatt在Chevron研究室研究发现，当流体处于小空间里时，例如岩石孔隙中，其核磁共振弛豫时间与自由状态相比显著减小。

受限扩散对弛豫时间的影响这一基本现象的发现非常重要，在石油工业中，它成为后来核磁测井解释和应用及室内低场核磁共振岩心分析的基础。

为了寻找这一现象的原因，前人进行了大量实验和理论研究，发现流体的核磁共振弛豫时间与其所处环境的孔隙大小有关。

1961年，Brown对原油的核磁共振弛豫特征进行了研究。

1966年Seevers观测到核磁共振驰豫时间与岩石渗透率具有相关性。

1968~1969年，Timur提出自由流体指数概念以及用核磁共振技术测量砂岩孔隙度、渗透率和自由流体指数等参数的方法。

1979年Brownstein 提出了岩石多孔介质的核磁共振驰豫理论。

在石油工业方面，1990年，美国NUMAR 公司的MRIL-B型核磁共振成像测井仪器投入商业服务，该仪器首次采用岩石核磁共振多指数反演算法，获得了反映岩石核磁共振多驰豫特性的T2弛豫谱。

T2弛豫谱技术不仅成为测井的重要分析技术，而且它也成为低场核磁共振岩心分析的关键技术之一。

核磁共振石油工业应用获得巨大发展的标志是1990年美国NUMAR公司的
MRIL-B型核磁共振成像测井仪器投入商业服务。

大量现场应用要求室内基础实验研究工作与之相适应，因此，国外许多学者在室内研究与现场应用结合方面开展了大量的研究工作。

R.L.Kleinberg等对油藏流体的核磁共振弛豫特征包括含氢指数（HI）、弛豫时间(T1、T2)以及扩散系数（D）等进行了分析讨论。

D.Marschall 等对从核磁共振测井数据中获取地层孔径分布和毛管压力曲线问题进行了研究。

S.Chen等给出了从核磁共振测井数据中计算可动流体百分数的新方法。

Stefan Menger 和Manfred Prammer 将核磁共振测井获得的地层孔隙度与常规测井孔隙度及岩心分析孔隙度进行了比较，认为核磁共振测井不但可以获得地层有效孔隙度而且还可以获得地层总孔隙度。

M.B.Crowe和John P.Korkowitz等对核磁共振测井油、水分辨问题进行了研究，认为向地层内注入弛豫试剂可以有效的缩短水相的弛豫时间，从而可以实现地层油、水信号分辨。

R.Akkurt等给出了核磁
共振测井最佳参数选择方法，另外还对扩散弛豫作用进行了研究，认为在核磁共振测井中有效利用扩散作用可测定地层油相饱和度。

总而言之，国外将核磁共振技术应用于石油工业方面在九十年代后形成了一个高潮。

主要的石油技术测井服务公司均研制和使用商用核磁共振测井仪，并以发展到第四代产品。

如斯论贝谢（Schlumberger）公司推出的CMR测井仪、TCMR测井仪、CMR200测井仪以及98年推出的第四代核磁共振测井仪CMR-Plus；阿特拉斯（Atlas）公司则先后推出了第四代核磁共振测井仪MRIL-A/B、MRIL-C和
MRIL-C/TP测井仪；哈里波顿（Halliburton）公司也于98年推出了第四代核磁共振测井仪MRIL-Prime，并投入商业服务。

2001年，哈里波顿推出了NMR流体分析仪。

哈里波顿和斯伦贝谢公司分别于2000年和2002年推出各自的随钻测井仪器LWD,贝克-休斯公司在2005年推出了LWD的NMR仪器。

众多的新型产品使测速和精度得到大大的提高，获得的储层物性参数增加，更加适合于现场的测井和应用，使核磁共振技术在石油工业获得巨大发展。

上世纪八十年代初，我国石油行业就开始关注国外核磁共振在石油工业方面的应用发展。

中国科学院武汉物理所采用核磁共振成像技术开展了岩石结构分析工作，江汉石油学院廊坊分院渗流力学研究所与1991年成功地引进了国内第一台具有世界先进水平的超导核磁共振成像仪，开展了大量的石油岩心分析和石油渗流力学等应用研究和专门的仪器制造研究工作，开展了大量的石油岩心分析和石油渗流力学方面的研究工作。

于1996研制开发出一套具有国际先进水平的低磁场（2MHz和5MHz）核磁共振全直径岩心分析系统，开发出了多种适合岩心分析的脉冲序列和多弛豫反演技术，实现了孔隙度、渗透率等岩石物性参数的快速无损检测，该系统根据我国岩心岩性复杂，均匀性差等特点，在国际上率先实现了全直径岩心的低磁场核磁共振检测，创造了一种评价低渗透油田可采储量的新方法。

先后为大庆、胜利、新疆、青海等近十个国内大中型油气田提供技术服务，解决了一批油田生产中急需解决的疑难问题，获得了良好的经济效益和社会综合效益，受到油田的广泛好评。

同时，渗流所还开展了核磁共振测井的应用基础研究和定标工作，如确定可动流体截断值、渗透率解析模型等，并研制出国际上第一套基于微机的核磁共振测井精细解释软件，这些研究工作对我国开展核磁共振技术在石油工业上的应用起到了重要的指导作用。

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二．低场核磁共振技术录井的原理与特点
核磁共振录井在实际测量过程中, 获取的是T2衰减曲线, 这个衰减曲线是由许多不同孔隙流体衰减信号叠加而成。

主要由粘土、束缚流体、自由流体、裂缝、溶洞等孔隙信号组成。

衰减曲线通过数学方法处理得出T2 弛豫谱。

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。

核磁弛豫谱图一般规律为弛豫时间越长, 孔隙越大, 油质越轻；而弛豫时间越短,孔隙就越小, 油质就越稠。

特殊的是稠油的弛豫时间短, 但孔隙度及渗透率都很高。

纵坐标的大小反映核磁信号的幅度。

如果弛豫图的束缚部分及可动部分比较连续, 说明储层的孔隙比较均匀, 为碎屑岩储层；当束缚部分及可动部分不连续并且断开时, 说明储层孔隙不均匀, 有裂缝或溶洞存在。

核磁共振录井技术测量
主要获取以下几种参数: 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。

以往采用室内常规岩心分析来获得油田勘探与开发生产过程中所需的储层物性参数, 该方法分析周期长, 并且受取心数量限制, 无法全面反映储层特征。

而核磁共振录井技术分析时不受样品大小的限制, 可对任意形状的岩心、岩屑进行直接分析, 并快速获得孔渗饱及可动流体等物性参数, 不仅可以降低油气田勘探与开发成本, 而且还能够实现油层物理参数的实时、快速测量, 有效指导油田现场的生产实践。

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三．低场条件下NMR在石油勘探开发中的应用
1 低场核磁共振录井技术基本应用
1. 1有效评价碎屑岩储层物性
核磁弛豫谱是岩石内部的孔隙大小分布情况的直接反映, 所以可根据核磁图谱的形态定性判别储层好坏:好储层弛豫时间相对较长, 可动流体比较发育; 差储层的弛豫时间相对较短, 束缚流体相对发育。

并利用测量的数据进行定量准确评价。

通过不断总结并与常规物性资料对比, 建立各个应用区块碎屑岩物性评价标准。

并在录井过程中实现了快速、实时评价录井, 指导现场、解释录井。

1. 2识别储层流体性质, 准确解释油气水层
油、气、水等流体在核磁弛豫谱上响应位置不同,根据这一特性可以直观判断油层、气层、水层, 再利用可动流体饱和度及含油饱和度等参数建立不同地区、不同油品、不同储层的油、气、水层解释初步标准,并结合该区块物性特征及油气试采资料建立各区块解释评价标准。

为完井及试油层位决策提供全面、准确依据。

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2核磁共振录井技术特色应用
2.1 砂砾岩稠油油藏评价
在稠油层，核磁的孔隙度、渗透率与相同岩性的水层相比明显偏低。

水层的T2谱的双峰特征明显，反映储层分选较好、孔隙结构较好的特征，核磁孔隙度、渗透率与常规测井计算的接近。

而稠油的含氢指数低，粘度大，导致稠油层的T2谱普遍呈前高后低的单峰拖拽特征，前面的谱峰很高，后面的谱峰有明显的拖拽现象。

由于稠油中的沥青质等重组份的横向弛豫速度非常快，仪器无法测量到；而一些较轻质成份的弛豫较慢，呈现向后拖拽的特征。

高重组份、高粘度的稠油，其核磁共振特征与束缚水相近，即T1、T2时间很短。

因而，应用经验的T2截止值将高估毛管束缚水含量，低估可动流体体积，使核磁共振总孔隙度低于实际总孔隙度，进而影响渗透率及含油饱和度的计算。

所以，要进行稠油较正。

比如，宁海-王庄地区储层岩性复杂，特别是沙三段的储层，受母岩风化程度的影响，储层岩石的矿物成份复杂多变；受盐水泥浆的影响，在高放射性地层，
自然伽马不能有效地划分储层，自然电位测井也不能很好地反映地层的渗透性和侵入特性。

常规测井信息无法准确地划分储层和隔层，而核磁共振测井不受岩性和井眼泥浆的影响。

因此，在进行了稠油校正，并能准确计算储层参数的基础上，利用核磁共振测井资料可有效地划分储层，而且能区分可动流体和束缚流体，直观清晰地将有效的储层及隔层显示出来。

利用核磁共振测井还可直接对流体进行测量，能直观地反映储层渗流能力，有效划分干层和渗透层的优势，将核磁共振资料计算的有效孔隙度／束缚孔隙度、有效孔隙度／总孔隙度结合分布主峰值范围，可定量区分稠油、水层及干层。

2.2 水淹层解释评价
原油粘度的差异，会使不同的井、不同的层水淹后在核磁共振测井信息上的响应特征有差异，在T2谱上的位置也不同。

轻油位于水的可动流体部分，中等粘度的油与水的谱重叠，稠油和重稠油位于水的束缚流体部分。

所以要想从油水两相同时存在的水淹层中识别出油，必须根据油的粘度、水淹程度、孔隙度、渗透率等参数对储层进行分析和研究。

储层在水淹前，孔隙结构主要受沉积相带的分布和成岩后生作用等因素控制。

注水开发后，储层经长期的注入水冲刷，岩石孔壁上贴附的粘土被剥落，高孔隙、高渗透率的地层通常先被水淹，由于驱入水的冲刷力使得大孔隙中的粘土被冲掉，使喉道半径加大，此时水在大孔隙中具有较大的T1和T2，而剩余油在小孔隙中,T1和T2都比较小，所以水淹层在标准谱、移谱、差谱上表现出与其在物性、孔隙性等方面相似的油层、水层不相同的响应特征，根据这些特征便可定性划分水淹层。

当水淹层中所含油为中等粘度油时，自由弛豫和扩散弛豫仍然同时起作用，但由于T2 (油的T2值) 较长，在观测中，扩散弛豫项的贡献占优势，又由于中等粘度油的扩散性比水差，扩散系数比水要小得多。

所以，通过调整回波间隔T E，油与水的信号将往减小的方向发生不同程度的位移。

水的扩散性好，位移显著，中等粘度的油扩散性差，位移很小。

为了使水和中等粘度的油在长回波间隔谱上位置分离明显，可以用加强扩散移谱法，它与一般移谱测井所不同的是将长回波间隔T EL刻意加长，使水峰向减小的方向移动更明显，以达到油、水峰在T2谱上位置的进一步分离，从而建立相应的饱和度模型。

当水淹层中所含油为稠油时，由于稠油粘度很大，它几乎只有自由弛豫，且T2很短，很难从改变T E的谱位移中区分出稠油。

因此，可以用加强扩散差分谱法。

该方法是先增强扩散，再对长短不同回波间隔(注意：不是等待时间)下的谱进行差分。

该方法的原理与识别中质原油的增强扩散法是一致的，均是根据不同自扩散系数流体在改变回波间隔情况下弛豫速率变化程度的不同来识别流体性质；所不同的是，加强扩散移谱法最终确定的是含油体积，而加强扩散移谱差分谱法最终确定的是可动水体积。

2.3 低阻储层评价
在油田勘探开发中，低阻油气层一直是测井认别中的一大难题，其常规电阻率和孔隙度等测井响应特征与水层基本一致，很难将油气层和水层准确地区分开来，引起这种现象的原因主要有两个：①这种储层具有极高的束缚水饱和度，束缚水饱和度接近甚至等于含水饱和度，储层中就只含有可动油气和束缚水，不存在可动水，形成如此高的束缚水饱和度的原因主要是由于大量微孔隙的存在；②储层的计算含水饱和度高于原状地层的实际含水饱和度，这是因为在储层岩石中含有导电矿物引起的，如粘土矿物、金属硫化物、石墨和黄铁矿等。

核磁共振测
井是根据相同储层结构中不同流体所具有的核磁共振特性间的差异来识别油层，这就避开了依靠电性差异识别油层时所遇到的困难。

因此可以有效地识别低阻油层。

低阻油层在目前常用的核磁共振测井方法上的响应特征为：双T E法中，在长回波间隔的T2谱上低电阻率油层T2峰值将向左侧偏移；双T E法中，低电阻率油层在差谱中有幅度异常显示。

在应用核磁测井识别低阻油层时，首先应注意泥浆侵入及井眼影响。

当泥浆侵入严重或井眼垮塌严重时，核磁测井的探测区都落在目的层之外，资料将无法使用。

其次应注意选用合适的等待时问。

要使共振系统的横向磁化矢量衰减到5%以下，等待时间必须满足：T W≥3T2。

再次还应考虑原油粘度对截止值的影响。

斯伦贝谢公司的实验测量结果表明：流体粘度与T2的关系为：T2=1200/η×0.9
式中η为流体动力学粘度。

从式中可看到粘度的增加将使T2迅速变小。

2.4 天然气储层评价
核磁测井的响应与地层中流体的含氢指数有关，它与中子测井类似，可以用于指示含氢密度的高低。

气层的含氢指数很低，因而核磁测井测到的回波幅度会降低，得到孔隙度也会相应地减小。

天然气一般是非润湿相的，由于其T2太短，解释时往往将气的弛豫组分看成是微孔隙水造成的，使计算的束缚水含量增加。

由于总孔隙度和自由流体指数降低，导致错误的饱和度和渗透率估计。

但是，天然气的T2很小，扩散系数很大，利用扩散系数和T2相结合，可以分别得到地层中的含水及含气饱和度，为探测气层提供了一种有效的方法。

利用核磁测井探测气的前提是在仪器的灵敏区内含有残余的天然气。

通常所用的差分谱法和移谱法在泥质砂岩地层中探测气层较为实用，但当测井响应的信噪比降低或数字处理过程中的人为因素等原因导致T2分布发生畸变，油气水信号不能有效区分时，该方法会失效。

T2谱比值法(ERM)在一定程度上弥补了它们的缺陷。

该方法的目的是通过两组数据的对比得到孔隙中流体的视扩散系数D，为此需要测量两列回波间距分别为T EL和T ES的回波序列，用两个回波序列的幅度比值与视扩散系数D之间建立关系。

D可以作为含气层的有效指示。

这种方法要求，同气的T2相比，其它流体的T2必须足够小。

ERM方法用于亲水性的含水气层，特别是产不含水的气的储层效果最好，因为此时由于孔隙壁的表面弛豫作用，水的T2变得特别短。

另外，还可以用密度一核磁共振(DMR)法识别气层。

该方法综合利用了组合核磁共振仪器测量的总孔隙度ФNMR和密度测井孔隙度ФDEN。

如果井眼附近有气体存在，测量的地层体积密度将减小，因此密度测井会过高地估计地层的总孔隙。

气体的存在对ФNMR的影响相反，在气层中ФDEN大于ФNMR，据此可以识别气层。

2.5 碳酸盐岩储层评价
核磁共振测井不仅可以获得高质量的有效孔隙度参数，而且用它的T2分布谱，还可以直接反映岩石的有效孔隙半径和岩石的比面积。

T2数值越小其对应的孔隙半径越小，是岩石中小孔隙或微孔隙的反映；T2数值越大其对应的孔隙半径越大，是岩石中较大孔隙的反映。

碳酸盐岩储层中溶孔、溶洞、裂缝的孔径大小各不相同，所以T2谱在溶孔、洞及裂缝发育层段均有较明显的特征。

据此，将碳酸盐岩储层类型划分为六类：①孔隙型，其储集空间以基质孔、溶孔为主、溶洞、裂缝不发育。

其特征为：T2谱呈单峰分布于T2截止值线左右，峰值在l0～400ms之间，幅度较小。

说明孔隙型储层孔径小，以表面弛豫为主，孔隙不发育，
有效孔隙度为 2.5～3%；②孔洞型，其储集空间以溶洞为主，裂缝不发育，特征为：T2分布谱呈单峰分布，峰值在80～700ms之间，以体积弛豫为主，溶洞发育，孔径较大，有效孔隙度为3%～7.5%，如溶洞含有油气，气效应在T2谱上反映明显，T2谱明显前移，造成有效孔隙度降低；③裂缝型，其储集空间以裂缝为主，溶洞、溶孔不发育。

这类储层的孔隙度低、孔径小，以表面弛豫为主，弛豫快。

所以，它的T2谱呈单峰分布且大部分分布在T2截止值线的左边，说明裂缝型储层中可动流体甚少，绝大部分为束缚流体，它在储层中只起连通作用；④孔缝型其储集空间由溶孔、裂缝共同组成，溶洞不发育T2谱是溶孔和裂缝的组合，呈双峰分布，且分布于T2截止值线的左右，两峰呈平缓的连续变化峰的幅度较小，分布范围大，说明孔径大小变化范围大；⑤缝洞型，其储集空间由溶洞和裂缝共同组成，溶孔不发育，T2谱上呈明显的双峰分布于T2截止值线左右，两峰间不连续，截止值线左边的峰代表小孔径的裂缝孔隙，右边的峰代表大孔径的溶洞孔隙。

该类储层由于裂缝的存在连通性较好，容易受泥浆侵入的影响，气效应在T2谱上不明显；⑥孔、洞、缝型，其储集空间由溶孔、溶洞、裂缝组成。

在T2谱上呈双峰或三峰分布，峰值范围很大，从20～1000ms，说明孔径大小不等且分布不均，该类储层储集性、连通性都很好，但是，由于泥浆侵入严重，冲洗带只有残余油气存在，所以T2谱上气效应很不明显。

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