核磁共振测井技术的研究现状

摘要核磁共振测井在我国的应用已经有十余年的历史，对我国复杂油气藏测井评价以及石油测井技术本身的发展都做出了有目共睹的积极贡献。例如，它提供的地层信息的丰富性，远多于其他任何单项测井方法；在复杂岩性，特殊岩性，如砂砾岩、火山岩等储层，常常是少数几种有效的重要方法之一；在束缚水引起的低阻油气藏，它是必不可少的方法；它是迄今为止唯一能够提供比较合理的地层渗透率的测井方法；对于深部气层，当天然气孔隙体积比较大时，它的显示十分明显；在稠油以及水淹层，有一定的经验关系存在；对原油粘度以及毛管压力曲线等信息也有较好的反映，等等。但是，由于或是使用条件的不适应，或是使用方法的不恰当，或是技术本身的不完善，也存在或出现过不少问题。例如，它求出的孔隙度时常偏低，有时也偏高；它求出的束缚水对地区或地层的依赖性比较强；它求出的渗透率还没有得到油藏专家的广泛应用；而在流体识别方面，它还有比较大的随意性和不确定性，等等。深入研究这些问题，对提高应用效果，挖掘应用潜力，发展核磁共振测井技术等，都有重要意义。本文从实际效果和技术适应性等几个方面，介绍和讨论我国核磁共振测井应用中存在的一些常见问题，以促进该项技术的正确应用。

我国的核磁共振测井是1996年开始的[1]。中油测井有限公司（CNLC）和华北油田测井公司（现中国石油集团测井有限公司即CPL的华北事业部）最先引进了NUMAR公司的C型磁共振成像测井仪（MRIL-C）。随后，这项技术在我国迅速推广。如今，10余套老的MRIL-C或升级后的MRIL-C/TP，30余套新的代MRIL-Prime（哈里伯顿商标），6套MREx（贝克阿特拉斯商标），3套CMR（斯仑贝谢商标）以及1套MR-Scanner在我国境内服务。均估算，年测井工作量在1000口左右，既有探井，也有生产井。油田公司对核磁共振测井的认可程度正逐年增加，特别是在复杂岩性，特殊岩性（碳酸盐岩，火山岩，砂砾岩等），低孔低渗，束缚水引起的低饱和度等复杂油气藏，核磁共振测井时常成为最后的、甚至是少数几个真正有效的测井手段。

但是，在我国核磁共振测井应用实践中，也发现许多问题，不仅影响了应用效果，还曾经在某种程度上影响过人们对这项技术的信心。这些问题主要集中在孔隙度和流体识别上。在孔隙度方面，从理论上来讲，核磁共振测井是最好的测量方法，应该能够提供准确的地层孔隙度测量结果，而实际上在气层，稠油层，或高矿化度钻井液等条件下，往往出现测量孔隙度偏低或偏高的情况，甚至表现出与地层岩性的某种相关性。在流体识别方面，从理论上讲，有这些可能性，并且也发展了相应的数据采集和处理方法，但是，却都有非常强的使用条件！如果不满足这些使用条件，当然不会有好的使用效果。至于核磁共振测井得到的束缚水，渗透率，孔径分布，毛管压力曲线，原油粘度等信息，都是由回波串反演出T2分布，然后再导出的二级参数，也都有非常强的使用条件。对应用实践中出现的种种问题进行归纳，总结和分析，将有益于改进提高核磁共振测井的应用效果。

核磁共振测井孔隙度

核磁共振测井孔隙度是被观测区域孔隙流体含氢指数与孔隙度的综合反映[2][3]，而且，受到多个因素的影响。这些因素包括：CPMG回波串采集参数；刻度；孔隙流体含氢指数；回波串的信噪比；钻井液矿化度；以及采集模式与处理方法。

一般来说，回波串采集参数如TW（等待时间），TE（回波间隔），NE（回波个数）以及90º脉冲和刻度等将影响对地层孔隙度的观测比较好理解。在测井作业中，也容易控制。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一样的，理论上容易分析，而实际情况则往往是：要么含氢指数无法已知，要么流体实际孔隙体积不能确定，所以，校正起来常常相当困难。这几个因素通常是使核磁共振观测的孔隙度比地层实际孔隙度偏低。而下

面的几个影响因素则可能使观测孔隙度偏高。

对于孔隙度较低的油气储层，观测的回波串信噪比会很低，从而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。

钻井液矿化度如果太高并且富含钠离子的话，对于使用梯度磁场的MRIL-Prime来说，一方面会降低回波串的信噪比，另一方面钠离子的信号可能被观测到，叠加在回波串里，使估算的孔隙度增大。此时，作业过程中应该采用泥浆排除器，或者在资料处理时扣除钠离子的影响。

同一种仪器或者不同的仪器会有多种不同的孔隙度采集模式与处理方法。这些采集模式和处理方法在某些地层条件下可能得到不一样的结果，从而发生孔隙度偏大或偏小的情况。所以，在核磁共振应用的新地区，有必要开展采集模式和处理方法的适应性分析。

总的来说，1），在含气储层，核磁共振孔隙度肯定偏小，归结于含氢指数和回波间隔甚至等待时间等的多重影响；2），在轻质油和含水储层，核磁共振孔隙度应该能够准确反映地层孔隙度；3），在稠油储层，核磁共振孔隙度也肯定偏小，归结于含氢指数和回波间隔等多重因素；4），在显著扩径井段，由于井眼泥浆的影响，核磁共振孔隙度肯定会偏高；5），用浓度很高的盐水泥浆钻井时，钠离子可能使核磁共振孔隙度偏高；6），在特别低的信噪比时，核磁共振孔隙度可能偏高；7），在泥质含量较高，或泥质成分比较复杂时，采集模式和处理方法可能使核磁共振测井孔隙度偏低或偏高。大部分情况下，这些影响是可以进行校正或消除的。

核磁共振测井流体识别

流体识别是核磁共振测井最早的意图之一，但真正成为可能还是得益于1995年的两篇文献[4][5]。基于双TW和双TE两种数据采集方式，相应地发展了两种直观的油气识别方法，即DSM（Differential Spectrum Method, 俗称差谱法）和SSM(Shifted Spectrum Method，俗称移谱法)。稍后，又出现了所谓的时间域方法（TDA）和扩散分析（DIFAN）及扩散增强方法（EDM）。这些方法，原理直观，操作简单，但是，都有很强的假设条件！例如，DSM和TDA都要求：1），不同流体（即气与水或油与水）之间T1的显著差异；2），不同TW条件下水信号都被充分极化；3），不同TW观测到的回波串之差有足够的信号强度。这些条件在气与轻质油并且亲水大孔隙度砂岩储层得到比较好的满足，而其他情况下这些条件则不一定能够满足，不会有好的应用效果！比较而言，DSM和TDA有比较好的理论支撑，而SSM，DIFAN或EDM 等，主要是经验方法，理论上仍然相当牵强！

这些方法还有其他一些不能忽视的影响因素，如：1），信噪比；2），油气所占据的实际孔隙体积；3），地层岩石的润湿性；4），油气水T2的重叠问题。一般情况下，信噪比太低时，受到检测灵敏度的影响，油气信号是检测不到的。油气所占据的实际孔隙体积太小，它们对观测信号以及回波串信号之差的贡献就非常小，受到算法灵敏度的影响，就会反演不准。地层岩石的润湿性将彻底改变油与水实际的核磁共振特性，使观测方法和处理思路发生根本性的变化。而油气水在T2分布上的重叠则是一种常态，为一维核磁共振测井区分和评价油气带来了不可逾越的困难，使二维核磁共振测井成为流体识别和评价的必然选择。

天然气的识别与评价比较确定。如果已知温度压力以及磁场梯度和回波间隔，天然气（甲环）的核磁共振特性（T1，T2，HI）可以方便地估算出来。在气－水体系，水总是润湿相，双TW模式采集数据，DSM或TDA的应用条件一般比较容易满足。但是，也要注意三个具体的使用条件和环境，即：

1），要求地层压力比较大，从而有比较大的含氢指数HI。所以，太浅的气层通常无法识别和评价。