基于弛豫一擴散的二維核磁共振流體識別方法

發布時間：2019-07-29 17:20

提出問題

目前NMR測井都是基于一維核磁共振技術，只測量地層孔隙流體的橫向弛豫時間信息，并不能區分這些信號是來自油還是來自水。當油氣和水同時存在時它們的T2信號是重疊在一起的。早期提出的差譜法(DSM)、移譜法(SSM)、時域法(TDA)、擴散法(DIFAN)及擴散增強法(EDM)等流體識別方法在實際應用中都存在一定局限性。

二維核磁共振測井將孔隙流體中氫核數分布從一維的單個T2弛豫變量拓展到二維的2個變量，充分利用NMR觀測的信息，開拓核磁共振測井巖石物理研究的新領域。

　　關鍵詞：多回波串反演、擴散—弛豫、測井

方法原理

流體的核磁共振橫向弛豫時間主要受自由弛豫、表面弛豫和擴散弛豫的影響，可表示為：

在均勻場范圍內，由于磁場梯度（G）為零，擴散弛豫對橫向弛豫時間沒有貢獻，此時流體的弛豫時間主要受自由弛豫和表面弛豫的影響，稱為本征弛豫時間，可表示為：

對于梯度場，則有

如圖所示，對于油、氣、水3種流體，雖然其橫向弛豫時間有一定重合，但是流體擴散系數存在一定差異，因而利用基于弛豫一擴散的二維核磁共振信息便可以清楚分辨不同流體。

圖1 不同孔隙流體T1、T2與D的特征

在梯度場下，如果采用相同TW和不同TE進行數據采集(如圖2所示)，此時測量的橫向弛豫時間內就包括流體擴散系數信息。

圖2.不同回波間隔采集模式

圖3所示的T2—D譜圖中，水線位置與溫度、礦化度有關，水的擴散系數隨溫度增加而變大，隨礦化度增加而減小；油線位置與油的勃度有關，隨勃度增加擴散系數變小。通過特殊的反演處理技術即可將包含在橫向弛豫時間內的擴散系數信號分離，從而實現在二維空間內進行流體性質識別。

圖3.孔隙中不同流體的二維核磁共振信號分布
　　

應用實例

南堡凹陷發育多種沉積相，儲集層巖性、物性變化快，利用常規測井資料進行流體性質識別難度很大。考慮到南堡油田原油粘度，利用數值模擬方法選擇采集模式組合：回波間隔設計為0.9，1.2，3.6和6.0 ms四組，等待時間選擇12.998 s，在該參數組合條件下采集能實現孔隙介質內油、氣、水信號的分離。

圖4.A井采集的四組回波間隔T2分布　　

在2955~2970m井段，T2譜的形態以單峰分布為主，流體成分主要為自由流體，隨著回波間隔TE增加，T2譜向弛豫快的方向移動，移動后的T2譜仍然以單峰分布為主。由于本地區原油粘度較低，利用移譜法難以在T2域內將油水信號分離，因而考慮用二維核磁來識別。將4種不同回波間隔條件下采集到的原始核磁信號進行數據累加、正交分解、相位角平滑以及濾波等處理后，獲得相同深度不同回波間隔的4組回波串。將上述4組回波串進行聯合反演，就可以獲得弛豫一擴散二維核磁共振測井信息（圖5）。

對相應深度進行含油飽和度計算，為62%，二維核磁共振測井識別結論為油層。針對本試驗層段進行試油驗證，結論為油層，初期日產油99噸，證明二維核磁共振測井流體識別結果是正確的。