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【摘要】核磁共振测井是地层评价中一种有效的测井新方法，它能提供孔隙度、渗透率、流体含量和流体特性等信息。但是，一些客观因素影响着核磁共振测井资料质量和应用效果。本文系统分析了孔隙度、孔隙结构及流体性质对核磁共振测井资料质量和应用效果的影响，在核磁共振测井解释和应用过程中引起重视，提高储层评价精度。
【关键词】核磁共振 岩石孔隙 流体性质 效果影响
核磁共振测井是利用氢核在已知磁场中的核磁共振现象，探测地层孔隙及所含流体特征的一种方法。它的移谱、差谱法为测井资料直观识别油气水层提供了一种新的有效手段。但在生产实际中，却发现水层也会出现明显的差谱信号和移谱现象。为了解决这个问题，本文系统分析了岩石孔隙度、孔隙结构及流体性质对核磁共振测井资料质量和应用效果的影响，以便更有效地应用核磁共振测井技术，更准确地进行流体识别和储层评价。
1 孔隙度和孔隙结构
核磁共振测井测量的是岩石孔隙流体中的氢核信号。信号幅度反映的是地层的宏观磁化矢量强度，宏观磁化矢量强度在零时刻的数值大小正比于地层孔隙中的氢核数，因此，零时刻的核磁共振信号幅度与地层孔隙度有对应关系。孔隙度越大，核磁共振信号幅度也越大。岩石通常含有大小不一的多种孔隙系统，各种孔隙具有不同的比表面积，具有不同的核磁共振弛豫速率，表面弛豫率大小也不一样。因而，可以测量到不同形态的T2谱分布。理论推导和实验证明，弛豫时间T2谱分布与压汞实验获得的孔径分布有很好的相关性，孔隙结构和岩性为控制T2谱分布的主要因素。尤其当物性较差时，流体对T2谱分布的影响变弱。为我们研究地层孔隙结构提供了经济简便的方法。
移谱、差谱法为测井资料直观识别油气水层提供了一种新的有效手段。但生产实际表明，在水层也会出现明显的差谱信号和移谱现象。原因在于当大孔径高孔隙度（孔隙度大于15%）的岩石中饱含水时，T1、T2都很长，在2s以内的等待时间，氢核不能完全恢复，故测得的T2谱幅度小。图1中当等待时间达到10s时，大孔径高孔隙度中的氢核才能基本恢复，造成长短等待时间的T2谱有明显差异。从而在水层出现差谱信号。
MRIL-P型核磁共振仪其最大等待时间为2s，往往在大孔径高孔隙度水层中出现差谱信号。因此，出现大的差谱信号不一定都是油气层。实验表明移谱现象不仅受地层流体扩散性质影响，还受孔隙结构和孔隙度的影响。对于水层，当孔隙结构发育均匀且以大孔径孔隙为主时，移谱不明显，当小孔径的孔隙占主导地位时，不仅移谱明显，形状和峰值也发生变化。当储层物性较差时，储集空间较小，所含流体少，核磁共振测井T2谱幅度变小，油层的移谱现象也不明显。所以，根据移谱、差谱法判断油水层时，应考虑孔隙度和孔隙结构的影响。
2 流体性质
核磁共振信号幅度正比于孔隙流体的含氢指数。不同流体具有不同的含氢指数，水的含氢指数通常认为是1[1]。饱含水的岩心核磁孔隙度与标准岩心测量孔隙度非常接近也证明了这一点。特高矿化度地层水的含氢指数会明显减小。中等粘度油的含氢指数接近于1，而天然气通常以甲烷为主，其含氢指数明显小于1，并与温度和压力有关。稠油的含氢指数也小于1，且随原油粘度增大，含氢指数变小。所以，当地层孔隙中含有天然气或稠油（粘度大于200mPa.s）时，核磁总孔隙度小于地层真实孔隙度。
理论和实验的进一步研究表明，由观测回波串反演拟合得到的T2分布，只有当岩石孔隙中存在单相流体（例如饱和水）时，才与孔径分布对应，而当孔隙中同时存在油水两相、或油气水三相流体时，T2分布不仅反映孔径分布，而且包含有流体性质与流体含量的信息。首先，含油饱和度的大小对T2分布有影响。图2给出了用煤油驱替岩心孔隙中的水，测量得到不同含油饱和度下的T2谱。实验结果表明，随着含油饱和度的增加，水的体积减少，T2谱的左边（不可动）部分没有变化。右边（可动）部分由于油的影响，在油水同出前逐渐向右（T2增大方向）延伸，峰的幅度降低；在油水同出后，T2谱向右（T2增大方向）延伸不明显，而峰的幅度升高。因为当孔隙中注油后，油是非润湿相，处于被水包围的状态，弛豫保持油固有的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且向T2大的方向移动，水的信号幅度由于含量降低而下降。
其次，流体粘度对T2分布也有影响。从图3中可看出，T1、T2随原油粘度的增加而缩短，而且T1的变化要比T2明显。粘度对T1、T2的影响很大，随着原油粘度增大，长弛豫组分减少，扩散弛豫减弱，T2谱有规律地向左移动，且T2谱幅度降低（图4）。在测井资料解释中应考虑原油粘度对储层物性
在相同的储层条件下，由于原油成分复杂，包括长、短弛豫组分，T2谱分布范围宽，多数都具有超过1000ms的组分（稠油层例外）；而水层成分相对简单，T2谱分布范围窄，位于油的T2谱分布范围。而油层孔隙中同时含有油和水，测得的T2谱是油和水T2谱分布的叠加。因此，仅从标准T2谱的谱峰位置变化识别油气层，具有多解性。稠油的纵向驰豫时间较短，较短的等待时间就能恢复。稠油层无明显的差谱信号。在大孔径高孔隙的地层中，由于稠油层差谱上的剩余信号来自水相，所以差谱信号微弱，而水层有明显的差谱信号，可以识别水层和稠油层。此外，稠油以体积弛豫为主，扩散弛豫很弱，改变回波间隔TE，移谱不明显。只有轻质油随TE的增大，T2谱移谱明显。所以，移谱法仅适用于轻质油气。
3 结论及认识
（1）根据移谱、差谱法判断油水层时，应考虑孔隙度和孔隙结构的影响，水层也会出现明显的差谱信号和移谱现象。
（2）流体性质是影响核磁共振测井物性参数计算和流体识别的重要因素。只有当岩石孔隙中饱和单相流体时，T2分布才与孔径分布有对应性。
参考文献
[1] 肖立志.核磁共振成像测井与岩石核磁共振及其应用[M].北京：科学出版社，1998，63～64
【关键词】核磁共振 岩石孔隙 流体性质 效果影响
核磁共振测井是利用氢核在已知磁场中的核磁共振现象，探测地层孔隙及所含流体特征的一种方法。它的移谱、差谱法为测井资料直观识别油气水层提供了一种新的有效手段。但在生产实际中，却发现水层也会出现明显的差谱信号和移谱现象。为了解决这个问题，本文系统分析了岩石孔隙度、孔隙结构及流体性质对核磁共振测井资料质量和应用效果的影响，以便更有效地应用核磁共振测井技术，更准确地进行流体识别和储层评价。
1 孔隙度和孔隙结构
核磁共振测井测量的是岩石孔隙流体中的氢核信号。信号幅度反映的是地层的宏观磁化矢量强度，宏观磁化矢量强度在零时刻的数值大小正比于地层孔隙中的氢核数，因此，零时刻的核磁共振信号幅度与地层孔隙度有对应关系。孔隙度越大，核磁共振信号幅度也越大。岩石通常含有大小不一的多种孔隙系统，各种孔隙具有不同的比表面积，具有不同的核磁共振弛豫速率，表面弛豫率大小也不一样。因而，可以测量到不同形态的T2谱分布。理论推导和实验证明，弛豫时间T2谱分布与压汞实验获得的孔径分布有很好的相关性，孔隙结构和岩性为控制T2谱分布的主要因素。尤其当物性较差时，流体对T2谱分布的影响变弱。为我们研究地层孔隙结构提供了经济简便的方法。
移谱、差谱法为测井资料直观识别油气水层提供了一种新的有效手段。但生产实际表明，在水层也会出现明显的差谱信号和移谱现象。原因在于当大孔径高孔隙度（孔隙度大于15%）的岩石中饱含水时，T1、T2都很长，在2s以内的等待时间，氢核不能完全恢复，故测得的T2谱幅度小。图1中当等待时间达到10s时，大孔径高孔隙度中的氢核才能基本恢复，造成长短等待时间的T2谱有明显差异。从而在水层出现差谱信号。
MRIL-P型核磁共振仪其最大等待时间为2s，往往在大孔径高孔隙度水层中出现差谱信号。因此，出现大的差谱信号不一定都是油气层。实验表明移谱现象不仅受地层流体扩散性质影响，还受孔隙结构和孔隙度的影响。对于水层，当孔隙结构发育均匀且以大孔径孔隙为主时，移谱不明显，当小孔径的孔隙占主导地位时，不仅移谱明显，形状和峰值也发生变化。当储层物性较差时，储集空间较小，所含流体少，核磁共振测井T2谱幅度变小，油层的移谱现象也不明显。所以，根据移谱、差谱法判断油水层时，应考虑孔隙度和孔隙结构的影响。
2 流体性质
核磁共振信号幅度正比于孔隙流体的含氢指数。不同流体具有不同的含氢指数，水的含氢指数通常认为是1[1]。饱含水的岩心核磁孔隙度与标准岩心测量孔隙度非常接近也证明了这一点。特高矿化度地层水的含氢指数会明显减小。中等粘度油的含氢指数接近于1，而天然气通常以甲烷为主，其含氢指数明显小于1，并与温度和压力有关。稠油的含氢指数也小于1，且随原油粘度增大，含氢指数变小。所以，当地层孔隙中含有天然气或稠油（粘度大于200mPa.s）时，核磁总孔隙度小于地层真实孔隙度。
理论和实验的进一步研究表明，由观测回波串反演拟合得到的T2分布，只有当岩石孔隙中存在单相流体（例如饱和水）时，才与孔径分布对应，而当孔隙中同时存在油水两相、或油气水三相流体时，T2分布不仅反映孔径分布，而且包含有流体性质与流体含量的信息。首先，含油饱和度的大小对T2分布有影响。图2给出了用煤油驱替岩心孔隙中的水，测量得到不同含油饱和度下的T2谱。实验结果表明，随着含油饱和度的增加，水的体积减少，T2谱的左边（不可动）部分没有变化。右边（可动）部分由于油的影响，在油水同出前逐渐向右（T2增大方向）延伸，峰的幅度降低；在油水同出后，T2谱向右（T2增大方向）延伸不明显，而峰的幅度升高。因为当孔隙中注油后，油是非润湿相，处于被水包围的状态，弛豫保持油固有的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且向T2大的方向移动，水的信号幅度由于含量降低而下降。
其次，流体粘度对T2分布也有影响。从图3中可看出，T1、T2随原油粘度的增加而缩短，而且T1的变化要比T2明显。粘度对T1、T2的影响很大，随着原油粘度增大，长弛豫组分减少，扩散弛豫减弱，T2谱有规律地向左移动，且T2谱幅度降低（图4）。在测井资料解释中应考虑原油粘度对储层物性
在相同的储层条件下，由于原油成分复杂，包括长、短弛豫组分，T2谱分布范围宽，多数都具有超过1000ms的组分（稠油层例外）；而水层成分相对简单，T2谱分布范围窄，位于油的T2谱分布范围。而油层孔隙中同时含有油和水，测得的T2谱是油和水T2谱分布的叠加。因此，仅从标准T2谱的谱峰位置变化识别油气层，具有多解性。稠油的纵向驰豫时间较短，较短的等待时间就能恢复。稠油层无明显的差谱信号。在大孔径高孔隙的地层中，由于稠油层差谱上的剩余信号来自水相，所以差谱信号微弱，而水层有明显的差谱信号，可以识别水层和稠油层。此外，稠油以体积弛豫为主，扩散弛豫很弱，改变回波间隔TE，移谱不明显。只有轻质油随TE的增大，T2谱移谱明显。所以，移谱法仅适用于轻质油气。
3 结论及认识
（1）根据移谱、差谱法判断油水层时，应考虑孔隙度和孔隙结构的影响，水层也会出现明显的差谱信号和移谱现象。
（2）流体性质是影响核磁共振测井物性参数计算和流体识别的重要因素。只有当岩石孔隙中饱和单相流体时，T2分布才与孔径分布有对应性。
参考文献
[1] 肖立志.核磁共振成像测井与岩石核磁共振及其应用[M].北京：科学出版社，1998，63～64