核磁共振技术摘要

核磁共振技术摘要核磁共振技术摘要第1页单自旋核在外磁场中表现核磁矩在外磁场（由永久磁铁产生）中，受到力矩作用，象倾倒陀螺绕重力场进动一样，绕外场方向进动。对氢核：γ=4258Hz/Gauss，在500Gauss外加磁场中，共振频率f=2.13MHz不一样核含有不一样γ值，在同一磁场中含有不一样进动频率，所以能够将不一样磁性核区分开Larmor频率

f=γBoxzBoy核磁共振技术摘要第2页在外磁场中，整个自旋系统被磁化，全部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表现：

Ⅰ宏观磁化矢量MBoyxzMBo平行100006反平行100000核磁共振技术摘要第3页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核磁共振技术摘要第4页

宏观磁化矢量

宏观磁化矢量M是测量区域内磁性氢核磁矩被静磁场Bo磁化所形成，其方向与静磁场Bo一致。M绕Bo以Larmor频率进动。核磁共振测井目标是：用相同频率射频脉冲场激发它，使之产生共振信号并用线圈加以接收，以取得相关地层信息。核磁共振技术摘要第5页NMR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高能态恢复到平衡时低能态。核自旋系统由非平衡时高能态恢复到平衡态过程，称为弛豫。弛豫快慢或速率用1/T1或1/T2表示。yxzMBo射频脉冲场B1频率=共振频率核磁共振技术摘要第6页T1和T2弛豫时间纵向弛豫：过程中自旋系统内部能量发生改变，自旋与晶格或环境间进行能量交换，把共振时吸收能量释放出来，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）M∥tM⊥tT1弛豫T2弛豫核磁共振技术摘要第7页T2弛豫时间测量：

CPMG脉冲法脉冲序列：(90o)X—τ—(180o)Y—τ—echo—τ—(180o)Y—τ—echo……τ2τ2τTE=2τ90O180O180ORF信号第一个自旋回波第二个自旋回波T2衰减T2*衰减★★★TE---回波串时间间隔核磁共振技术摘要第8页CPMG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FSFSFSFS产生自旋-回波核磁共振技术摘要第9页NMR测量原理NS仪器中永久磁铁极化地层孔隙中氢核施加CPMG脉冲串信号：90o脉冲，使磁化矢量反转；180o脉冲，统计恢复中自旋-回波信号等候氢核磁化矢量恢复原来状态最大信号幅度正比于充满流体孔隙度大小信号衰减时间孔隙大小，流体特征

孔隙结构和流体流动特征核磁共振技术摘要第10页MRIL-C磁共振成像仪结构频带宽BO（r）BO（r）BO=169GaussG=17Gauss/cm16〃6〃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1mm16〃24〃核磁共振技术摘要第11页五、测量结果及提供地质参数1、原始数据2、原始数据反演3、T2分布意义4、影响T2原因-孔隙半径、流体粘度核磁共振技术摘要第12页测井原始数据：自旋-回波串时间,微秒幅度核磁共振技术摘要第13页NMR回波串反演处理方法对现场采集回波串信号采取多指数拟合:式中：Ai是与第i个T2时间相对应组分信号幅度，已刻度成孔隙度单位；T2i选取可任意，但普通有规律地选取，按T2i=2i+1形式取值，即T2i=4ms，8ms，16ms，32ms，64ms，…经过反演，求出各个Ai值，以T2i为横坐标，以Ai为纵坐标，将各个T2i下Ai连成折线，即得到所谓T2分布谱。核磁共振技术摘要第14页NMR测井提供地质参数经过对自旋—回波串反演，得到以下参数：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渗透率剖面CMR:SDR模型:K=C×(ФCMR)4(T2,MEAN,LOG)2MRIL:Coates模型:

K=（MPHI/C）4×(MBVM/BVI)2

核磁共振技术摘要第15页经典T2分布核磁共振技术摘要第16页T2分布意义普通呈双峰分布，短T2对应峰是由毛细管微孔隙中束缚流体(不可动流体)形成，长T2对应峰是由渗流大孔隙中自由流体(可动流体)形成。区分自由流体和束缚流体界限称之为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，可得到与之相对应孔隙大小（孔径）分布。当孔隙中只有单相流体存在时，T2分布形态反应岩石孔隙大小（孔径）分布，从而能反应储集层岩石物理特征。当孔隙中有多相流体存在时，T2分布形态不但反应岩石孔隙大小（孔径）分布，而且反应流体类型和特征。当油、气、水弛豫性质差异较大时，依据T2分布形态和展布情况，可定性地识别油、气、水存在。核磁共振技术摘要第17页岩样饱含水岩样被离心甩干核磁共振技术摘要第18页岩样饱含水岩样被离心甩干核磁共振技术摘要第19页岩样饱含水岩样被离心甩干核磁共振技术摘要第20页岩样饱含水岩样被离心甩干核磁共振技术摘要第21页核磁共振技术摘要第22页核磁共振技术摘要第23页核磁共振技术摘要第24页影响Ｔ2主要原因WettabilityPoreSize&Geometry

PoreMineralogyPoreFluidDiffusivityMagneticsPoreFluidViscosity

核磁共振技术摘要第25页三种弛豫机制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：Ⅰ氢核把能力传给颗粒表面，对T1有贡献；Ⅱ影响散相过程恢复，对T2有贡献。大多数岩石颗粒表面对T1和T2含有主要影响。孔隙大小(S/V)和表面弛豫能力(ρ1、ρ2)在表面弛豫过程中起主要作用。核磁共振技术摘要第26页岩石颗粒表面弛豫核磁共振技术摘要第27页孔径大小与T2弛豫时间关系充水孔隙小孔径：衰减快大孔径：衰减慢T2-1≌ρ（S/V）幅度时间核磁共振技术摘要第28页T2分布形态与K关系核磁共振技术摘要第29页2、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。影响体积弛豫原因有：流体粘度，温度，是否含气。三种弛豫机制核磁共振技术摘要第30页T2与流体粘度关系粘度（CP）T2,log(msec)核磁共振技术摘要第31页3、梯度场中分子扩散引发弛豫

使CPMG回波间隔最小,并使磁场梯度较小,可把扩散对T2影响减小。三种弛豫机制核磁共振技术摘要第32页总弛豫过程对T2：

对T1：

三种弛豫机制核磁共振技术摘要第33页六、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核磁共振技术摘要第34页NMR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φtMBVIMBVMφCMRBVIFFIMPHI核磁共振技术摘要第35页MRIL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基础上,结合常规方法测得资料（Rt、DEN、CNL等）做深入油水定量分析。核磁共振技术摘要第36页NMR参数计算-MRILPOST孔隙度

即现场测量T2回波衰减信号t=0时幅度。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，普通采取岩心刻度给出；在没有岩心情况下，取缺省值C=10。核磁共振技术摘要第37页回波串处理核磁共振技术摘要第38页综合流体分析MRAX2计算束缚水饱和度

Swb=(ΦT－ΦMRIL)/ΦT

双水模型计算阳离子交换量Qv

Qv=Swb/α·VQ

VQ=0.3（320/(T(ok)+25)）α=(SAL/40)0.5

用Waxman－Smits模型计算SWT核磁共振技术摘要第39页七、NMR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

直接找轻质油和气，区分重油和水核磁共振技术摘要第40页T2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+NE×TE)TE---回波串时间间隔Tw---等候时间核磁共振技术摘要第41页TR方式：直接确定烃类型依据油、气、水含有不一样弛豫响应特征，采取不一样等候时间TW（两个脉冲序列之间时间)进行测量，可反应出流体性质在核磁共振响应上差异，方便加以识别和区分。短等候时间Tws：水信号可完全恢复，烃不能完全恢复。长等候时间TWL：水信号可完全恢复，烃也能完全恢复。将两种TW测得T2谱相减(差谱)，可基础消除水信号,突出烃信号，从而到达识别油、气、水层目标。核磁共振技术摘要第42页油、气、水弛豫时间墨西哥湾储层油、气、水弛豫时间测量条件：储层温度93.33℃,压力31MPa

原油粘度0.2mPa.s,盐水矿化度10mg/L

磁场梯度17Gauss/cm核磁共振技术摘要第43页油、气、水弛豫时间胜利油田储层油、气、水弛豫时间(测量条件:原油粘度10mPa.s,温度20℃,水矿化度3000mg/L)核磁共振技术摘要第44页TW选取标准TWL≥T1,gas3T1,water≤TWS≤T1,gas经典选取:TWS=1.5s,TWL=6.0s核磁共振技术摘要第45页差谱分析原理示意图气油110100100010000T2（ms）

水油气TWlongTWshortDiffSpectraPOROSITYPOROSITYPOROSITYTWlongTWshort水核磁共振技术摘要第46页核磁共振技术摘要第47页核磁共振技术摘要第48页TE测井方式：直接找油气油气水含有不一样扩散系数，在梯度磁场中对T2时间及其分布有不一样程度影响：增加回波间隔TE，将造成T2减小，T2分布将向减小方向移动：气有最大扩散系数D，T2减小最厉害；轻质油有较大D，T2减小显著；水D比气和轻质油都小，T2减小程度小；重油有最小扩散系数，T2减小最小。若采取长、短两种TE测井，对比其T2分布减小程度，即进行所谓移谱分析，将能够区分油气水。核磁共振技术摘要第49页移谱分析找气原理示意图110100100010000T2（ms）POROSITYPOROSITY

水油气TESTELTESTEL水气油水气油TE---回波串时间间隔核磁共振技术摘要第50页移谱分析区分重油和水

原理示意图1101001000T2（ms）POROSITYPOROSITY

水油气TESTELTESTEL水油水油TE---回波串时间间隔核磁共振技术摘要第51页TES→minTEL≥2ms经典选取:TES=1.2ms(min)TEL=2.4,3.6ms,4.8msTE选取标准核磁共振技术摘要第52页NMR测井资料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确实定核磁共振技术摘要第53页准确测量储层孔隙度岩心分析孔隙度测井孔隙度核磁共振技术摘要第54页准确估算渗透率岩心分析渗透率计算渗透率核磁共振技术摘要第55页复杂岩性储层饱和度评价——埕北302井核磁共振技术摘要第56页商745井火成岩孔隙度估算核磁共振技术摘要第57页稠油水淹油藏评价核磁共振技术摘要第58页低阻储层评价与下面一层合试，日产油19吨，不含水。核磁共振技术摘要第59页识别小差异电阻率储层核磁共振技术摘要第60页薄互层评价E、F、G三层合试，日产油8.4方，不含水。核磁共振技术摘要第61页砾岩油藏评价核磁共振技术摘要第62页低孔隙储层溶孔和裂缝识别核磁共振技术摘要第63页差谱识别油气层核磁共振技术摘要第64页差谱识别油水层核磁共振技术摘要第65页移谱识别油层1805~1820.4试油初产120吨/日核磁共振技术摘要第66页移谱识别水层1930.4～1932米测试:日产液55.6方,油5.6吨核磁共振技术摘要第67页完井方案确实定-单143井核磁共振技术摘要第68页钻井决议确实定-王平1井AB核磁共振技术摘要第69页结论为储层评价提供更准确地质参数，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，也能获取准确地层孔隙度，划分有效渗透层和定性确定孔隙结构及储层流体流动能力。有效识别砂泥岩剖面低电阻细砂岩储层及薄互层孔隙结构特征，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。核磁共振技术摘要第70页九、推广NMR测井应注意问题和提议实例表明核磁共振共振测井含有一些常规测井所不具备优点，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可靠性。但核磁共振测井毕竟是一个单项相方法，而且井眼条件、岩性、深度等测量环境对测量结果有一定影响，所以有它不足，再有它也要求依赖岩心试验室分析数据对它进行有效刻度。依据最近对十几口井资料分析，提议在今后推广使用中应注意以下几个问题：核磁共振技术摘要第71页问题和提议1、当前使用两种核磁共振仪器CMR、MRIL，因为仪器结构、测井方式和在地下所建立人工磁场差异，所以对测井井筒条件要求也不一样。CMR仪是贴井壁测量，受井眼、侵入影响非常敏感，在使用差谱、移谱观察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。但它探测半径受温度影响，通常温度增高，造成磁场强度（磁场梯度）减弱，对应使探测半径减小。提议在进行核磁共振测井时，保障正常井眼，最大井眼尺寸不超出10英寸。核磁共振技术摘要第72页问题和提议2、在计算束缚流体体积和渗透率模型中，影响其计算精度主要参数一个是T2截止值和校正系数C，在没有岩心数据时候，可选取经验数据值。这两个参数在有条件情况下最好由试验数据来加以刻度。核磁共振技术摘要第73页问题和提议3、核磁共振测井数据采集信噪比是一个关键步骤。正常要确保大于20。4、地层中一些顺磁物质（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，影响判断流体性质。核磁共振技术摘要第74页问题和提议5、差谱、移谱测井方式在深层、低孔、低渗储层应用效果不如在中、浅层、中孔、中渗砂岩效果好。鉴于上述一些客观原因，在应用过程中要加以注意，防止上述局限，同时注意发挥核磁共振优势，更加好为勘探和开发服务。核磁共振技术摘要第75页十、NMR测井技术发展趋势1994年SPWLA在美新墨西哥州召开“核磁共振在测井中应用”专