核磁共振测井全20051020.ppt

何宗斌 长江大学地物学院,核磁共振测井,一 核磁共振现象 二 核磁共振测井 三 物质的驰豫特征 四 核磁共振测井资料处理 五 核磁共振测井解释资料解释 六 核磁共振测井资料处理系统 七 核磁共振测井资料应用,核原子核 磁磁场 核磁共振（NMR）原子核在磁场中的响应 为什么原子核在磁场中会发生响应呢？ （核有磁性）,一 核磁共振现象,（一）核有磁性,核由质子和中子组成； 质子带正电，中子不带电； 所以，原子核带正电的。 另外，有些核具有内秉角动量（自旋）。 奇数核子 奇数原子序数，偶数核子 因而核有磁性。,磁矩 描述磁场强度与方向的矢量 自旋角动量； 旋磁比，每个核都有一特定的值。有正有负，核磁矩的方向与其有关。,（二）没有外磁场作用,单个磁矩随机取向； 系统宏观上没有磁性。,（三）静磁场作用单个自旋,要受力矩作用，表现： （1）原子核吸收能量，磁矩取向变化（极化）；,（2）磁矩绕静磁场0 静动(与陀螺在重力场中发生进动类似)。 进动频率（Larmor频率),（四）静磁场作用整个自旋系统,整个自旋系统被磁化 产生宏观磁化量M0 （M0的变化过程是核磁测井观测对象）,（五）垂直方向上施加交变磁场,在垂直0方向上加交变磁场，频率=0=B0 发生核磁共振吸收现象。也就是 M被扳倒。 脉冲，M扳倒90度 脉冲，M扳倒180度,（六）交变磁场作用后弛豫,磁化矢量朝0方向恢复，使核自旋系统从非平衡分布恢复到平衡分布。 纵向弛豫T1 横向弛豫T2,1 纵向弛豫/T1,非平衡态磁化矢量的纵向分量恢复到初始磁化矢量M0的过程 弛豫速率1/T1 弛豫时间T1 磁能级粒子数发生变化，自旋体系能量也要发生变化，自旋与晶格交换能量，又称自旋-晶格弛豫。,Mz是以1/T1的速率按指数恢复到Z方向的初值。,2 横向弛豫/T2,非平衡态磁化矢量的水平分量Mxy衰减至零的过程 弛豫速率1/T2 弛豫时间T2 磁化矢量进动相位从有序分布趋向无规则分布，自旋体系内部相互作用，自旋与晶格不交换能量，又称自旋-自旋弛豫。,横向弛豫按指数衰减,（一）核磁共振信号测量 （二）俄罗斯RK-923测井仪 （三）CMR测井仪 （四）MRIL测井仪 （五）核磁共振测井过程 （六）核磁共振测井特点,二 核磁共振测井,1.自由感应衰减法 2.自旋回波法 3.反转恢复法（测T1）,（一）核磁共振信号测量,自由感应衰减的核心是利用某种方法使与静磁场B0平行的核磁化强度M0扳转90度以激发自由进动信号。 （1）射频脉冲法 （2）预极化法,1.自由感应衰减法,（1）射频脉冲法,用一个90度射频脉冲使原来沿静磁场方向的磁化矢量扳转90度，然后进行观测，得到的信号即是自由感应衰减信号（或FID信号） （早期的斯仑贝谢核磁测井仪器采用此种方法）,（2）预极化法,在稳定磁场B0的垂直方向上加一较强的预极化磁场Bp，由于极化磁场很强，最初沿稳定磁场建立起来的平衡态磁化强度M0会发生偏转而沿总场的方向取向。(Mp) 如果极化时间足够长，BpB0，所以Mp近似与M0方向垂直。这时突然撤去Bp，因时间很短，Mp绕B0进动（w0),由于驰豫，在进动的同时，纵向分量恢复到平衡态的M0，而横向分量将按有效横向驰豫时间T2*确定的速率衰减。,这时在垂直于B0方向上探测，在接收线圈中可以观测到一个频率为W0变化的自由进动信号。（俄罗斯现代核磁测井仪器采用此种方法）,自由感应衰减法所使用的静磁场B0都是采用的大地地磁场，因而产生的信号很弱。,2 自旋回波法,现代核磁信号的测量采用（CMR与MRIL） CPMG脉冲 测量过程：极化-扳倒- 失相- 重聚- 测量 -再失相-再重聚-再测量 ,（二）俄罗斯RK-923测井仪,观测方式：预极化地球场自由进动法 测量：U=U0exp(-t/T2)中的产U1,U2,U3三个值。 经温度，环境校正与处理得到自由流体指数参数N与纵向驰豫时间T1。 缺点：1. 信号太弱，有时不能用。 2.极化时间长，测速太慢。 3.电流自感大，开关延迟，丢失前端有用信息。 4.井眼环境影响大。 5.磁场非均匀性，衰减常数为T2*。,（三）CMR测井仪,CMR：井内建场均匀，贴井壁测量 探测深度浅（2.5cm) 但回波间隔小， 纵向分辨率高 但对井眼要求高 目前是单频测量,CMR发展过程,（四）MRIL测井仪,井内建立梯度场，居中多频测量。 回波间隔大一些，但探测深度深。 油气识别应用好一些。,（五）核磁共振测井过程,（1）永久磁铁使氢核极化产生可观测的宏观磁化量；,（2）由天线向地层发射CPMG脉冲序列，接收微伏级的回波信号，观测整个回波串；,（3）一个回波采集完毕，需等待一段时间Tw，使氢核宏观磁化量逐渐恢复到平衡状态。,（六）核磁共振测井特点, 只对氢核的磁共振信号观测，其它核无影响； 只测量流体中的氢核响应，没有骨架影响； 只测量距井眼一定距离孔隙流体中的氢核响应，无井眼影响。,三 物质的驰豫特征,自然界元素的一半能产生核磁共振，核磁共振信号的强弱取决于核的数量，核角动量和磁矩以及所处的环境。由于地层中所含的元素中氢核的旋磁比最大，并且具有较高的丰度，所以检测氢核的核磁共振信号比较容易。 由于氢核一般包含在地层的流体中，所以研究岩石的核磁共振时就需要了解岩石的中流体的核磁性质。,引起岩石流体中 氢核弛豫的原因是什么呢？,（一） NMR驰豫机理 （二 ）水，油，气驰豫特征 （三） 固体的弛豫,（一）NMR驰豫机理,1. 颗粒表面驰豫 2. 扩散驰豫 3. 体积驰豫 驰豫过程小结,1. 颗粒表面驰豫,流体分子在孔隙空间内不停地运动与扩散，在NMR测量期间扩散使分子有充分的机会与颗粒表面碰撞。可能发生两种现象： （1）氢质子将核自旋能量传递给颗粒表面，使之与静磁场B0重新排列（T1驰豫）。 （2）质子可能不可逆地失相（T2驰豫）。 在表面驰豫中，孔隙大小起了重要的作用，驰豫速率与质子碰撞表面的频率有关，也就是说与面体比有关。,在大孔隙中，碰撞发生次数少，其S/V小，因此驰豫相对延长； 在小孔隙中，碰撞发生次数多，其S/V大，因此驰豫时间短； 对于单个孔隙来说，核自旋按指数衰减：,表面驰豫与温度，压力无关。 岩石中包含不同尺寸的孔隙，每个孔隙具有自己的S/V，因而会有多个驰豫组分，实测的T2不是一个单值，而是T2分布函数。 在驰豫自旋方面，不是所有面都具有相同的能力，顺磁离子，如铁，锰，镍和铬等为特别有效的驰豫物质，只要它们存在，就会形成顺磁中心，对表面驰豫起控制作用。 砂岩中含有1%左右的铁，使其孔隙流体驰豫效率大为提高，超过碳酸盐岩。,2. 扩散驰豫,在梯度场中，分子扩散造成的驰豫。当静磁场中存在梯度时，分子运动能造成失相，导致T2驰豫，T1驰豫不受影响。 地层岩石中，磁场的梯度有两个来源：测井仪器建立的，第二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,CPMG法是已知的减小梯度场扩散的最好脉冲序列，使CPMG回波间隔达到极小，可减小扩散对T2驰豫的影响。TE越小，扩散造成的影响越小 油气水都是能够扩散的流体，对它们的观测都要受到扩散驰豫的影响，尤其是气体，主要受扩散驰豫控制。 （位移谱识别油气的原因）,3. 体积驰豫（自由驰豫）,即使颗粒表面和内部磁场梯度不存在，在体积流体中也会发生驰豫，它反映流体本身的NMR性质。 在水存在大孔隙中，仅有少量的水可接触表面（如溶洞），体积驰豫明显。,4. 驰豫过程小结,上述的驰豫过程并行作用也就是说它们的速率相加。 横向驰豫： 纵向驰豫：,（二）水，油，气驰豫特征,1. 水的驰豫特征： T1 T2 水润湿碎屑岩 表面 表面 溶洞 自由 自由/扩散 油润湿 自由 自由/扩散 含有高浓度的顺磁离子，扩散驰豫为主，表现为快衰减特征,2. 油的驰豫特征： 水润湿碎屑岩中，油的NMR驰豫时间不受地层特性的影响，仅为油组分和地层温度的函数。 T1 T2 稠油 自由 自由 轻质油 自由 自由/扩散 原油T2不是单一的驰豫时间，而具有驰豫时间 分布，原油是不同类型的烃的混合物。 3. 气体的驰豫特征： T1 自由驰豫 T2 扩散驰豫为主,（三） 固体的驰豫特征,NMR测井是以氢核为观测对象，骨架中也含有氢，特别 是粘土水与含结晶水的矿物（如石膏中富含氢）。这些固体中的氢核影响中子测井，但对NMR测井无影响。原因： T1长 约几十秒或几百秒 不能被极化 T2短 仅数十微秒 回波信号被采集 前已经衰减 所以NMR仪对骨架影响极不敏感,四 核磁共振测井资料处理,（一） 核磁测井的测量信息 （二） 核磁信号的处理过程,（一）核磁测井的测量信息,核磁共振测井测的是氢核的共振信号大小及其衰减速率 1. 信号大小反映的是地层孔隙度：, 衰减速率反映了岩石的驰豫性质，不同孔隙大小的流体中的氢核有不同的驰豫速率, 核磁共振测井处理就是要把不同驰豫速率与其所对应的信号大小反映出来 2 分布,（二） 核磁信号的处理过程,1 、首先确定T2i 阿特拉斯：,斯仑贝谢： 采用选一T2时间段（即从T2最小值T2min到T2最大值T2max）作对数均分，划分为30或50组分的特征驰豫。,、结合实际回波数据求解Pi(0),、一系列Pi与所对应的T2i就构成了T2分布。,（一）孔隙度模型 （二）渗透率模型 （三）孔径分布 （四）差分谱 （五）位移谱 （六）时域分析识别轻烃,五 核磁共振测井资料解释,核磁测井与其它测井方法在孔隙度解释中的不同之处就是核磁测井能解释束缚流体和可动流体孔隙度。对于采用新一代的核磁共振测井仪测井，还能解释出粘土束缚流体孔隙度。,（一）孔隙度模型,孔隙度解释模型的原因,由于骨架、粘土的氢核驰豫时间极短，T2值约为10us。 粘土束缚水T2驰豫时间与粘土矿物和含水量有关，实验数据和现场测试资料同时说明在1ms范围内。 根据实验研究表明，对于饱和水的岩石，在T2分布上，短T2部分对应着岩石的小孔隙或微孔隙；而长T2部分是岩石较大孔隙的反映，这是因为小孔隙或微孔隙中自由流动的液体甚少，绝大部分是束缚水或滞水，孔隙壁对流体的强烈相互作用，使其流体的驰豫大为降低；而大孔隙中的流体（可动水和可动油气）却保持了与自由状态相近的性质，对应着长的T2谱。并且还发现，当空气取代孔隙中的流体时，T2分布曲线的变化情况与毛细管压力曲线的改变方式极其相似，随着大孔隙中的水被排出，T2分布中的长T2组分首先消失。,实验室如何确定T2截止值？,将100%饱含水岩心与去饱和岩心测量的两种T2孔隙度分布及累计孔隙度曲线作在一张图上； 以去饱和岩心测量的束缚水孔隙度（去饱和岩心测量T2累计孔隙度曲线最大值处）为起点作与纵轴垂直的平行线； 找到该平行线与100%饱含水岩心T2累计孔隙度曲线的交点； 依该交点作与横轴垂直的平行线； 该平行线与横轴的交点对应的T2值即是所得到的T2截止值。,标准的海相砂岩的T2截止值为33ms. 在没有岩心核磁实验的情况下用33ms这个值还是可行的。 新一代的核磁共振仪，由于能测到粘土束缚水信号，粘土束缚水与毛管束缚水之间的截止值通常用3ms.,（二） 渗透率模型,ASDR模型渗透率乘积因子，单位mD，缺省值A4mD，精确的C值由岩心实验数据确定； B- SDR模型T2对数平均指数，缺省值B2； CSDR模型孔隙度指数，缺省值C4。,1 SDR渗透率解释模型,2 Timur/ Coates渗透率解释模型,ATimur/Coates模型渗透率乘积因子，单位mD，缺省值A1mD，精确的C值由岩心实验数据确定； B-Timur/Coates模型模型孔隙度指数，缺省值B4； CTimur/Coates可动流体束缚流体比指数，缺省值C2。,（三）孔径分布,岩石样品通常含有大小不一的多种孔隙系统，各种孔隙具有不同的面体比，因而具有不同的核磁共振驰豫速率。 对于孔隙中只含有单相流体时，对于面体比为第i种孔隙系统，其横向驰豫时间可以写成：,在没有磁场梯度，或其值很小，扩散项对观测驰豫时间的贡献可以忽略。并且在一般情况下，体积驰豫（自由驰豫）会比表面驰豫慢得多，也可以忽略，此时，有：,V/S的值取决于孔隙的形状。对于典型的球形孔、管形孔、以及板状孔，V/S分别为d/6、d/4、d/2，其中，d为孔隙的直径（对球形孔、管形孔）或板状孔的宽度。横向表面驰豫强度为常数，所以，横向驰豫时间与孔隙直径有了对应关系。这一关系已经被实验证实。 在实际应用时，当储层含油时，由于油的T2分布受粘度以及分子特性的影响而变化（不同粘度的油，T2驰豫时间不同），有它自已的T2分布，因而储层含有油时，T2分布不能反映孔径分布。,由物理基础知识可知，只有当有足够的极化时间（等待时间）时，油、气才能被完全极化（极化T1信号），而水被完全极化所需时间较短，因此可以选择两种不同的极化时间测井来进行油气与水的识别。具体方法是对长短等待时间测井所反演的T2分布进行差分，在差分谱上只剩下油气信号，而水的信号被完全差分掉了,（四）差分谱,在应用差分谱进行油气水识别时，需满足如下条件：,(1)地层水和油气间必须有足够大的T1反差。这个条件要求地层是亲水的，而油为轻质油； (2)油气之间必须有足够大的T2反差； (3)地层水必须完全极化； (4)用两个不同等待时间测井，所观测的回波串幅度必须有足够大的差异。,对于在润湿岩中的水，常常以表面弛豫为主；孔洞中的水以体积速率弛豫为主，受扩散影响；同样水湿润岩石中的油以体积速率弛豫为主，受扩散影响；而气体的受控于扩散弛豫.,（五）位移谱,从上表中可以看出，区分气、轻油与水的关键就是要充分利用储层流体的扩散弛豫特性,对于地层流体为油水来说，其扩散系数分别为7.7×10-5cm2/s和7.9×10-5cm2/s，而天然气的扩散系数为100×10-5cm2/s，油水与气的扩散系数相差很大，因而油水由扩散产生的弛豫基本上可以忽略，这也就是为什么对一般碎屑岩来说，假若地层流体为油和水时，而不考虑其扩散弛豫的原因。但对于气与轻油来说，就要考虑扩散弛豫的影响。很显然，TE的增加，驰豫时间就要减小，意味着假若地层流体含有天然气时，对应的T2谱气信号峰就要左移（向T2小的方向移动）。所以，利用两次不同回波间隔的核磁共振测量就可以识别地层流体中是否含有天然气。,应用位移谱注意的问题,在上述识别天然气的方法中，最好与水层的相关曲线作对比，同时要求回波信号信噪比高，除天然气信号外，两个T2谱的形状要求一致。另外注意由于长TE的平均信号强度比短TE的小得多，造成两个谱信噪比不同，这样受噪音系统影响可能造成假的天然气影响。,（六） 时域分析识别轻烃,该实验结果来自北海油田白垩系样品，孔径单一，100%含水时，由观测回波串反演得到的T2分布放在图的最前面。然后向样品孔隙中注油，随着含油饱和度的增加，水的体积减小，T2分布的左边部分，即水的峰逐步降低，而右边部分，即油的峰，则不断增加。同时。由于水所占据的空间面体比发生变化（相同的表面积，但体积减小），使水的T2值相对减小，如同小孔中的快衰减。这一实验结果可以用图下方的模型予以说明。100%含水单一孔径在T2分布上只有一个单峰，数值大小由面体比确定。当孔隙中注入油后，油是非润湿相，在孔隙中处于被水包围状态，驰豫保持其固有的T2特征值，分布在T2增大的方向，随着油含量的增多，峰值幅度会不断增加。而水本身的信号不仅幅度下降，其位置也往T2低的方向移动。,水湿储层T2分布,（T2）,T2,轻质油,水,中等稠油,稠油,（T2）,T2,油湿储层T2分布,轻质油,中等稠油,稠油,水,(七) 估算粘度,1 利用公式： 关键是如何确定T2值 2 利用T2对数平均值 ，建立经验关系式：,原油T2驰豫时间与粘度关系图,在GeoFrame 平台开发的MRIL与CMR测井资料软件系统： 1处理5700所测的MRIL测井资料； 2处理EXCELL2000所测的MRIL测井资料； 3处理MAXIS500所测的CMR测井资料,六 核磁共振测井资料处理系统,CMR资料处理系统结构图,MRIL资料处理系统结构图,2019/7/8,（一）处理成果,1孔隙度（总孔隙度、有效孔隙度、可动流体孔隙度、毛管束缚流体孔隙度、粘土束缚流体孔隙度以及束缚流体饱和度）； 2估算渗透率（SDR与Timur模型）； 3多种方法识别气层； 4时域分析、增强扩散、差分谱识别油、水层。,2019/7/8,2019/7/8,（二）关键技术：处理方法,1吸收了CMR与阿特拉斯MRIL处理方法的优点； 2在谱分析时，回波信息全部被利用，谱反演时无须针对回波串特别滤波与抽样选点，因此在反演T2谱时无中间处理过程误差； 3低信噪比处理技术； 4多种T2截止值选择。,曲线选择面版,全局参数面版,常规参数面版,T2截止值面版,渗透率参数面版,（二）关键技术：数据格式转换,1.不仅MRIL，而且HDIL、MAC、CBIL以及常规测井XTF格式 = DLIS格式数据； 2.各公司各类LIS格式 = DLIS格式数据； 3.快速查看各类格式文件或野外带; 4.DLIS格式解编； 5.各种格式记录介质转储（各种野外带或tar格式带自动识别）。,XTF-DLIS 转换,转换的曲线加载到数据库中,处理成果曲线（部分）,LIS=DLIS转换,DLIS带转储文件,LIS带转储文件,（三）成果图显示输出快速直观,1. DISPLAY提供了七种标准模板可以直接显示输出不同类型的成果图。 2. 程序自动调用模板。 质量控制图 标准T2成果图 双TE成果图 双Tw成果图 时域成果图 孔隙大小分布灰度图 与井场处理对比图,质量控制图,标准成果图,双TE成果图,双TW成果图,处理对比图,七 核磁共振测井资料应用,1.低电阻、油水电阻低差别储层 该井储层电阻率在0.5-3ohmm之间，属低阻、油水电阻低差别层，从电阻率曲线上不能很好识别油水层。乙方测MRIL，从所处理成果上，双TW测井不能区分油水层。应用该软件进行了处理，得到时域分析烃检测成果图，很好地分开了油水层。利用时域分析方法在进行低阻油水层的识别在国内外还未见到相同的例子，所确定的油水界面为该井的油水层划分起了决定性的作用。,差分谱识别油气无效果,增强扩散识别油水层,2低孔低渗复杂岩性储层,差分谱信号大，油气指示明显,T2谱尾端信号大 油指示显示明显,推荐试油3352-3357米井段，压喷日产油7.46吨，气 0.11万方，水 5.05方,某井试油验证层段,3凝析油气储层,该井进行了CMR测井，目的层段为海相砂岩大厚层。上部含凝析油气，下部为水层，应用该软件进行了处理，虽然CMR探测深度浅，但在探测深度内仍含有残余油气，从时域分析烃检测成果图上可以很好地分开油水层，与电阻率确定的油水界面完全一致。该井进行了双TE测井，从所处理的位移谱上都可以检测出上部含有天然气。（时域分析也能用于CMR测井）,CMR标准成果图,与CMR处理对比图,CMR处理,与取心对比,Z井时域分析成果图,时域 曲线,阵列感应,差分谱有些效果,油信号峰弱,4.核磁测井建立储层划分标准,1、好储层：可动孔隙度6pu ，试油产液方 2、较好储层：可动孔隙度4-6pu，试油产液2方 3、差储层：可动孔隙度在3pu左右， 4、干层：可动孔隙度2pu，试油证实,差分谱信号大，油气指示明显,T2谱尾端信号大 油指示显示明显,推荐试油3352-3357米井段，压喷日产油7.46吨，气 0.11万方，水 5.05方,某井试油验证层段,试油层位3227.9-3245.5 油 82.2T/d 气1.57万方/d 累计油1162.2T,试油层段 3262.9-3266.8 自喷 油：8.76吨/d 气：2250方/d,某井一类储层段（孔隙度：8%）,自喷 油：8.76吨/日 气：2250方/日,核磁测井识别有效储层,5. 稠油层的一些实例,PL19-3-2,油,PL19-3-2,油,水,19-3-4,水,19-3-4,油,19-3-4,水,19-3-4,油,水,19-3-5,油,19-3-5,油,19-3-8ST,水,19-3-8ST,水,19-3-8ST,6 与取心孔隙度对比,19-3-8ST,未作校正,19-3-6ST,未作校正,19-3-8ST,校正后,19-3-8ST,校正后,19-3-6ST,校正后,某井二类储层段（孔隙度5%）,油：0 水：2.44t/d,核磁共振测井识别有效储层,小结： 核磁测井的优势和局限性,1.核磁测井的优势,1.能反映孔隙系统的几何参数分布特征,2.能区分粘土束缚水、毛管束缚水和,6.对岩性、泥质含量不敏感,4.在磁化、共振、弛豫、数据采集与处理中有多种参数可供选用。,压汞曲线、双重或三重孔隙体系、渗透率,产能、可采储量,方法多、信息量大、技术含量高,大孔隙空间中的流体,3.能在有利条件下区分油、气、水,5.能准确选定工作区，可实现径向成像,储层敏感性、地层损害评价,2. 核磁测井的局限性,1.核磁孔隙度:高端和低端都偏小,气层HI1导致核磁孔隙度小。,2.识别孔隙流体：油、气、水T2分布相互重叠。,3.探测深度：浅，采样体积小。,4.多解性：不同的孔隙和流体组合可得到同样的核磁特性。,谢谢大家!,长江大学地物学院 何 宗 斌 电话: 0716-8061103 (Home) -8060462(Office) 2005.10,