提出問題

目前NMR測井都是基于一維核磁共振技術(shù)，只測量地層孔隙流體的橫向弛豫時間信息，并不能區(qū)分這些信號是來自油還是來自水。當(dāng)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(yīng)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(shù)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(lǐng)域。

　　關(guān)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(nèi)，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(shù)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(shù)據(jù)采集(如圖2所示)，此時測量的橫向弛豫時間內(nèi)就包括流體擴散系數(shù)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(guān)，水的擴散系數(shù)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(guān)，隨勃度增加擴散系數(shù)變小。通過特殊的反演處理技術(shù)即可將包含在橫向弛豫時間內(nèi)的擴散系數(shù)信號分離，從而實現(xiàn)在二維空間內(nèi)進行流體性質(zhì)識別。

圖3.孔隙中不同流體的二維核磁共振信號分布
　　

應(yīng)用實例

南堡凹陷發(fā)育多種沉積相，儲集層巖性、物性變化快，利用常規(guī)測井資料進行流體性質(zhì)識別難度很大。考慮到南堡油田原油粘度，利用數(shù)值模擬方法選擇采集模式組合：回波間隔設(shè)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(shù)組合條件下采集能實現(xiàn)孔隙介質(zhì)內(nèi)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(tài)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(qū)原油粘度較低，利用移譜法難以在T2域內(nèi)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(shù)據(jù)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(lián)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(yīng)深度進行含油飽和度計算，為62%，二維核磁共振測井識別結(jié)論為油層。針對本試驗層段進行試油驗證，結(jié)論為油層，初期日產(chǎn)油99噸，證明二維核磁共振測井流體識別結(jié)果是正確的。

圖5.A井不同深度二維核磁共振信息分布
　　

結(jié)論與展望

二維核磁共振測井是將2D NMR波譜學(xué)的概念應(yīng)用到石油測井而發(fā)展起來的一種新的核磁共振測井方法。根據(jù)油水?dāng)U散系數(shù)的不同，在二維譜圖上實現(xiàn)油水信號的區(qū)分。隨著國內(nèi)勘探和開發(fā)的重點逐步轉(zhuǎn)移到深部和復(fù)雜油氣藏，二維核磁共振測井將是快速早期地判斷復(fù)雜油氣藏含烴前景必不可少的高新技術(shù)。

參考文獻

胡法龍,周燦燦,李潮流,徐紅軍,周鳳鳴,司兆偉.基于弛豫-擴散的二維核磁共振流體識別方法[J].石油勘探與開發(fā),2012,39(05):552-558.

謝然紅,肖立志,鄧克俊,廖廣志,劉天定.二維核磁共振測井[J].測井技術(shù),2005(05):43-47+89. 作者：紐邁分析 https://www.bilibili.com/read/cv16364779/ 出處：bilibili