核磁共振技术摘要

1、原子核的磁性NMR技术的基础是利用原子核自身的磁性及其与外加磁场的相互作用原子核=质子+中子=核子 原子序数=质子数所有含奇数个核子或含偶数个核子但原子序数为奇数的原子核，具有自旋磁矩即具有磁性，如11H、 21H、 31H、 136C、 178O、 199F 、2312Na等。这样的核，不停旋转，象一根磁棒。11H具有最大的自旋角动量和测量灵敏性，是测量对象。没有外场时，单个核自旋或核磁矩随机取向，系统宏观上没有磁性。NS核磁矩1单自旋核在外磁场中的表现核磁矩在外磁场（由永久磁铁产生）中，受到力矩的作用，象倾倒的陀螺绕重力场进动一样，绕外场方向进动。对氢核：=4258Hz/Gauss，在50

2、0Gauss的外加磁场中，共振频率f=2.13 MHz不同的核具有不同的值，在同一磁场中具有不同的进动频率，因此能够将不同的磁性核区分开Larmor 频率 f= BoxzBoy2在外磁场中，整个自旋系统被磁化，所有核磁矩沿静磁场方向取向，在宏观上将产生一个磁矩和，称为宏观磁化矢量M，方向与Bo平行。自旋系统在外磁场中的表现： 宏观磁化矢量MBoyxzMBo平行100006反平行1000003没有外磁场时施加外磁场时大量核磁矩由无序变有序排列4 宏观磁化矢量 宏观磁化矢量M是测量区域内的磁性氢核磁矩被静磁场Bo磁化所形成的，其方向与静磁场Bo一致。M绕Bo以Larmor频率进动。核磁共振测井的目

3、的是：用相同频率的射频脉冲场激发它，使之产生共振信号并用线圈加以接收，以获得有关的地层信息。5NMR弛豫B1射频脉冲施加前：自旋系统处于平衡状态，M与 Bo方向相同；射频脉冲施加期间：M与Bo垂直,产生磁共振：核自旋系统吸收外界能量，由低能态跃升至高能态；射频脉冲施加后：M朝Bo方向恢复，核自旋系统由非平衡时的高能态恢复到平衡时的低能态。核自旋系统由非平衡时的高能态恢复到平衡态的过程，称为弛豫。弛豫的快慢或速率用1/T1或1/T2表示。yxzMBo射频脉冲场B1频率=共振频率6T1和T2弛豫时间纵向弛豫：过程中自旋系统内部能量发生变化，自旋与晶格或环境间进行能量交换，把共振时吸收的能量释放出来

4、，又称自旋-晶格弛豫。横向弛豫：过程中自旋系统内部发生能量偶合，总能量不变，磁化矢量进动由有规律变为无规律，又称自旋-自旋弛豫。磁共振弛豫过程：纵向弛豫（T1）和横向弛豫（T2）MtMtT1弛豫T2弛豫7T2弛豫时间测量： CPMG脉冲法脉冲序列：(90o)X (180o)Y echo (180o)Y echo 22TE=290O180O180ORF信号第一个自旋回波第二个自旋回波T2衰减T2*衰减TE -回波串时间间隔8CPMG脉冲序列信号第一个自旋回波第二个自旋回波T2衰减T2*衰减90oRF脉冲90oRF脉冲180oRF脉冲F SFSFSFS产生自旋-回波9NMR测量原理NS仪器中的永久

5、磁铁极化地层孔隙中的氢核施加CPMG脉冲串信号：90o脉冲，使磁化矢量反转； 180o脉冲，记录恢复中的自旋-回波信号等待氢核磁化矢量恢复原来的状态最大信号幅度正比于充满流体的孔隙度大小信号衰减时间 孔隙大小，流体特性 孔隙结构和流体流动特性10MRIL-C磁共振成像仪结构频带宽BO（r）BO（r）BO=169GaussG=17Gauss/cm166地层磁铁天线泥浆井壁敏感区井筒MRIL探头敏感区柱壳厚1mm，彼此相隔1mm162411五、测量结果及提供的地质参数1、原始数据2、原始数据的反演3、T2分布的意义4、影响T2的因素-孔隙半径、 流体粘度12测井原始数据：自旋-回波串时间,微秒幅度

6、13NMR回波串的反演处理方法对现场采集的回波串信号采用多指数拟合:式中：Ai是与第i个T2时间相对应的组分信号幅度，已刻度成孔隙度单位；T2i的选取可任意，但一般有规律地选取，按T2i=2i+1的形式取值，即 T2i=4 ms，8 ms，16 ms，32 ms，64 ms，通过反演，求出各个Ai的值，以T2i为横坐标，以Ai为纵坐标，将各个T2i下的Ai连成折线，即得到所谓的T2分布谱。14NMR测井提供的地质参数通过对自旋回波串反演，得到下列参数：横向弛豫时间T2分布地层有效孔隙度自由流体体积束缚流体体积连续的渗透率剖面CMR:SDR 模型: K=C (CMR)4(T2,MEAN,LOG)

7、2MRIL:Coates 模型: K=（MPHI/C）4(MBVM / BVI)2 15典型T2分布16T2分布的意义一般呈双峰分布，短T2对应的峰是由毛细管微孔隙中的束缚流体(不可动流体)形成的， 长T2对应的峰是由渗流大孔隙中的自由流体(可动流体)形成的。区分自由流体和束缚流体的界限称之为T2截止值。砂岩T2截止值为33ms，灰岩为92ms。T2分布与压汞资料对比，可得到与之相对应的孔隙大小（孔径）分布。当孔隙中只有单相流体存在时， T2分布的形态反映岩石的孔隙大小（孔径）分布，从而能反映储集层的岩石物理特性。当孔隙中有多相流体存在时， T2分布的形态不仅反映岩石的孔隙大小（孔径）分布，而

8、且反映流体的类型和特性。当油、气、水的弛豫性质差别较大时，根据T2分布的形态和展布情况，可定性地识别油、气、水的存在。17岩样饱含水岩样被离心甩干18岩样饱含水岩样被离心甩干19岩样饱含水岩样被离心甩干20岩样饱含水岩样被离心甩干21影响2的主要因素WettabilityPore Size & GeometryPore Mineralogy Pore Fluid Diffusivity MagneticsPore Fluid Viscosity22三种弛豫机制1、岩石颗粒表面弛豫流体分子在孔隙内不停地运动和扩散，在每一个测量周期内，与岩石颗粒表面发生碰撞： 氢核把能力传给颗粒表面，对T1有贡献

9、； 影响散相过程的恢复，对 T2有贡献。大多数岩石颗粒表面对T1和T2具有重要影响。孔隙大小(S/V)和表面弛豫能力(1、2)在表面弛豫过程中起重要作用。23岩石颗粒表面弛豫24孔径大小与T2弛豫时间关系充水的孔隙小孔径：衰减快大孔径：衰减慢T2-1（S/V）幅度时 间25T2分布形态与K的关系262、体积流体弛豫即使不存在于岩石孔隙内，在体积流体内也会发生弛豫。影响体积弛豫的因素有：流体粘度，温度，是否含气。三种弛豫机制27T2与流体粘度的关系粘度（CP）T2,log(msec)283、梯度场中分子扩散引起的弛豫 使CPMG回波间隔最小,并使磁场梯度较小,可把扩散对T2的影响减小。三种弛豫机

10、制29总弛豫过程 对T2： 对T1： 三种弛豫机制30六、测井解释模型1、NMR孔隙度解释模型2、NMR资料处理方法3、综合流体评价和饱和度计算模型31NMR孔隙度解释模型骨 架干粘土粘土束缚水毛管束缚水自由流体tMBVIMBVMCMRBVIFFIMPHI32MRIL测井资料处理方法 第一步：NMR测井分析 MRILPOST此程序将现场采集的回波串进行反演得到T2分布，然后求出核磁共振孔隙度MPHI、束缚流体孔隙度MBVI、可动流体孔隙度MBVM及核磁共振渗透率MPERM。 第二步：综合流体分析 MRAX2该程序是在第一步处理的基础上,结合常规方法测得的资料（Rt、DEN、CNL等）做进一步的

11、油水定量分析。33NMR参数计算-MRILPOST孔隙度 即现场测量的T2回波衰减信号t=0时的幅度。束缚流体孔隙度可动流体孔隙度计算渗透率 C为岩心刻度系数，一般采用岩心刻度给出；在没有岩心的情况下，取缺省值C=10。34回波串处理35综合流体分析MRAX2计算束缚水饱和度 Swb=(TMRIL)/T 双水模型计算阳离子交换量Qv Qv=Swb/VQ VQ=0.3（320/(T(ok)+25)） =(SAL/40)0.5 用WaxmanSmits模型计算SWT36七、NMR的三种测量方式标准T2测井 提供储层岩石物理学参数TR测井方式：差谱分析 直接找油和气TE或T2D测井方式：移谱分析 直

12、接找轻质油和气，区分重油和水37T2弛豫时间测量原理时间射频B1场回波 MO纵向分量NE个回波TWTETRT1恢复周期(s)=2(TW+NETE)TE -回波串时间间隔Tw-等待时间38TR方式：直接确定烃类型根据油、气、水具有不同的弛豫响应特征，采用不同的等待时间TW（两个脉冲序列之间的时间)进行测量，可反映出流体性质在核磁共振响应上的差异，以便加以识别和区分。短等待时间Tws：水信号可完全恢复，烃不能完全恢复。长等待时间TWL：水信号可完全恢复，烃也能完全恢复。将两种TW测得的T2谱相减(差谱)，可基本消除水的信号,突出烃信号，从而达到识别油、气、水层的目的。39油、气、水的弛豫时间墨西哥

13、湾储层油、气、水的弛豫时间测量条件：储层温度93.33, 压力31MPa 原油粘度0.2mPa.s, 盐水矿化度120000mg/L 磁场梯度17Gauss/cm40油、气、水的弛豫时间胜利油田储层油、气、水的弛豫时间(测量条件:原油粘度10mPa.s,温度20,水矿化度3000mg/L)41TW的选取原则TWLT1,gas3T1,waterTWS T1,gas典型选取:TWS=1.5s, TWL=6.0s42差谱分析原理示意图气油1 10 100 1000 10000 T2 （ms） 水 油 气 TWlongTWshortDiff SpectraPOROSITYPOROSITYPOROSIT

14、YTWlongTWshort水434445TE测井方式：直接找油气油气水具有不同的扩散系数，在梯度磁场中对T2时间及其分布有不同程度的影响：增加回波间隔TE，将导致T2减小，T2分布将向减小的方向移动：气有最大的扩散系数D， T2减小最厉害；轻质油有较大的D， T2减小明显；水的D比气和轻质油都小， T2减小程度小；重油有最小的扩散系数， T2减小最小。若采用长、短两种TE测井，对比其T2分布减小的程度，即进行所谓的移谱分析，将能够区分油气水。46移谱分析找气原理示意图1 10 100 1000 10000 T2 （ms）POROSITYPOROSITY 水 油 气 TESTELTESTEL水

15、气油水气油TE -回波串时间间隔47移谱分析区分重油和水原理示意图1 10 100 1000 T2 （ms）POROSITYPOROSITY 水 油 气 TESTELTESTEL水油水油TE -回波串时间间隔48TESminTEL2ms典型选取:TES=1.2ms(min)TEL=2.4,3.6ms,4.8msTE的选取原则49NMR测井资料的应用储层参数计算复杂岩性油藏评价流体性质识别完井及钻井方案的确定50准确测量储层孔隙度岩心分析孔隙度测井孔隙度51准确估算渗透率岩心分析渗透率计算渗透率52复杂岩性储层饱和度评价埕北302井53商745井火成岩孔隙度估算54稠油水淹油藏评价55低阻储层评

16、价与下面的一层合试，日产油19吨，不含水。56识别小差异电阻率储层57薄互层评价E、F、G三层合试，日产油8.4方，不含水。58砾岩油藏评价59低孔隙储层溶孔和裂缝识别60差谱识别油气层61差谱识别油水层62移谱识别油层18051820.4试油初产120吨/日63移谱识别水层1930.4 1932米测试:日产液55.6方,油5.6吨64完井方案的确定-单143井65钻井决策的确定-王平1井AB66结论为储层评价提供更精确的地质参数，如孔隙度、渗透率、饱和度等。针对火成岩复杂岩性非均质储层，也能获取准确的地层孔隙度，划分有效的渗透层和定性确定孔隙结构及储层流体的流动能力。有效识别砂泥岩剖面的低电

17、阻细砂岩储层及薄互层的孔隙结构特征，束缚流体体积，区分水层和低阻油层。识别小差异电阻率储层。67九、推广NMR测井应注意的问题和建议实例表明核磁共振共振测井具有一些常规测井所不具备的优点，信息量丰富，资料解释方便直观，应用潜力大。与常规测井结合进行综合解释，可改进对地层流体性质评价的可靠性。但核磁共振测井毕竟是一种单项相方法，并且井眼条件、岩性、深度等测量环境对测量结果有一定的影响，因此有它的局限性，再有它也要求依赖岩心实验室分析数据对它进行有效的刻度。根据近来对十几口井资料的分析，建议在今后的推广使用中应注意以下几个问题：68问题和建议1、目前使用的两种核磁共振仪器CMR、MRIL，由于仪器

18、的结构、测井的方式和在地下所建立的人工磁场的差异，所以对测井的井筒条件要求也不同。CMR仪是贴井壁测量，受井眼、侵入的影响非常敏感，在使用差谱、移谱观测方式测量效果方面不如MRIL仪好。MRIL是居中测量，探测深度是CMR十几倍。但它的探测半径受温度的影响，通常温度增高，造成磁场强度（磁场梯度）减弱，相应的使探测半径减小。建议在进行核磁共振测井时，保障正常的井眼，最大井眼尺寸不超过10英寸。69问题和建议2、在计算束缚流体体积和渗透率的模型中，影响其计算精度的主要参数一个是T2截止值和校正系数C，在没有岩心数据的时候，可选用经验数据值。这两个参数在有条件的情况下最好由实验数据来加以刻度。70问题和建议3、核磁共振测井数据采集的信噪比是一个关键环节。正常要保证大于20。4、地层中的一些顺磁物质（磁铁矿、含铁物质）会对核磁共振信号造成影响。另外砂泥薄互层、非均质性储层也会对T2分布谱造成影响，影响判断流体的性质。71问题和建议5、差谱、移谱测井方式在深层、低孔、低渗的储层应用效果不如在中、浅层、中孔、中渗的砂岩效果好。鉴于上述一些客观因素，在应用过程中要加以注意，避免上述的局限，同时注意发挥核磁共振的优势，更好的为勘探和开发服务。72十、NMR测井 技术的发展趋势1994年SPWLA在美新墨西哥州召开“核磁共振在测井中的