NMR解释评价及流体识别.ppt
,第一节 孔隙流体的NMR驰豫机制 第二节 NMR确定储层基本物性参数第三节 NMR流体性质识别第四节 NMR测井的测前设计技术,核磁共振测井解释评价及识别流体性质基础,第一节 孔隙流体的NMR驰豫机制,纵向（T1）和横向（T2）驰豫是由于质子间的磁作用而引起的。从原子观点来看，当一个进动的质子系统向其周围传送能量时，施主质子驰豫至低能态。在这个能态上质子的进动沿着B0的方向。相同的能量转换也发生在T2驰豫。另外，散相不需对外传递能量，它对T2驰豫有影响。因此，横向驰豫总是比纵向驰豫快，T2总是小于或等于T1。一般来说：对于固体中的质子，T2远小于T1对于储层流体中的质子当流体处于均质静态磁场中时，T2约等于T1当流体处于梯度磁场中且使用CPMG序列时，T2小于T1，其差别是由磁场梯度、回波间隔和流体扩散度控制的。当润湿流体充满孔隙介质（如岩石）时，T2和T1都明显地下降，驰豫机制与固体中和流体中的质子是不同的。,第一节 孔隙流体的NMR驰豫机制,对于岩石孔隙中的流体，有三种不同的驰豫机制：1、体积弛豫，是流体特有的驰豫特性，它是由流体的物理特性（如粘度）和化学成份控制的。它对T2和T1驰豫都有影响2、表面驰豫，发生在流体固体接触面上，即岩石的颗粒表面，对T1和T2驰豫也都有影响3、扩散弛豫，当一些流体（如气、轻质油、水和某些中粘度油）在一个梯度磁场中而且采用一个CPMG序列且使用较长的回波间隔时，这些流体将表现出明显的扩散驰豫。它只影响T2驰豫这三种作用是并行的，因此孔隙流体的T1 和T2时间可以表示为：在这里，T2由CPMG测量的孔隙流体的横向驰豫时间；T2体积在一个足够大的容器（大到容器影响可以忽略不计）中测到的孔隙流体的T2驰豫时间；T2表面由表面驰豫引起的孔隙流体的T2驰豫时间；T2扩散由磁场梯度的扩散引起的孔隙流体的驰豫时间；T1孔隙流体的纵向驰豫时间；T1体积在一个足够大的容器（大到容器影响可以忽略不计）中测到的孔隙流体的T1驰豫时间；T1表面由表面驰豫引起的孔隙流体的T1驰豫时间。,第一节 孔隙流体的NMR驰豫机制,油、气、水的弛豫特征,体积弛豫时间,水,气,脱气原油,表面弛豫时间,扩散弛豫时间,扩散系数,第一节 孔隙流体的NMR驰豫机制,对于盐水，T2主要由T2表面决定；对于重油，T2体积为主要影响因素；对于中等粘度和轻质油，T2主要由T2体积和T2扩散的组合决定，而且与粘度有关；对于天然气，T2主要由T2扩散决定。,MAP“Inversion”Processing,核磁共振信号的测量,第二节 NMR确定储层基本物性参数,第二节 NMR确定储层基本物性参数,第二节 NMR确定储层基本物性参数,核磁总孔隙度计算公式为:,核磁各个部分孔隙度通过解超定方程求得:,第二节 NMR确定储层基本物性参数,该两种方法各有其优缺点，T2截止值法假设大孔径中不存在表面束缚水，对于水润湿储层，计算束缚水体积偏小；薄片模型假设大孔径中存在表面束缚水对于油润湿储层，计算束缚水体积偏大。同时该两种方法的系数均需要实验室提供。,有效孔隙体积,一般认为4.0ms以后的T2谱所包络面积为有效孔隙度，因此对T2谱的4.0ms的谱求孔隙度即得其有效体积,毛管束缚流体体积,现场测井解释计算束缚水饱和度方法主要为两种：T2截止值法和薄片模型。,T2截止值法,薄片模型,第二节 NMR确定储层基本物性参数,表中为大港油田由实验室测量获得的束缚水计算的经验系数，在实际资料处理中，一般同时选用两种方法，再与其他测井资料综合比较，优选出最佳的计算结果。,毛管束缚水计算经验系数（大港）,第二节 NMR确定储层基本物性参数,粘土束缚流体体积,粘土中的氢弛豫时间为034ms可以识别的粘土类型：lllite 12ms;Kaolinite 816ms;Chlorite 5ms当储层中还有重油时，这个方法不合适,第二节 NMR确定储层基本物性参数,渗透率的计算,渗透率计算模型共有4种：,如同医学上的核磁共振成像有多种不同的方法对不同的病变进行诊断一样，核磁共振测井也可以利用不同的流体以及相同流体的不同赋存状态在核磁共振特性上的明显差异，对孔隙中的流体进行识别和定量评价。,第三节 NMR流体性质识别,第三节 NMR流体性质识别,根据轻烃（天然气和轻质油）与水的纵向弛豫时间T1的差异发展起来的。通常，轻烃有比较长的T1，而水则由于与岩石孔隙表面相接触，T1大大缩短，因而，轻烃与孔隙水完全极化所需要的时间很不相同。对于孔隙水而言，较短的极化时间就足以使其完全磁化；而轻质油与天然气则需要较长的极化时间，才能完全磁化。所以，如果有轻烃存在，长、短极化时间得到的T2分布就会有明显差异。理论上讲，两个T2分布相减，水的信号可以相互抵消，而油与气的信号则余留在差谱之中，由此识别油气。但是，实际上由于受到噪声的影响，这种差谱的定性方法是不可靠的。在应用中，往往需要通过复杂的时间域分析方法，实现对双TW测井资料的处理和解释，完成对轻烃的识别和定量评价。,T1加权法识别轻烃（差谱测井法或双TW法）,第三节 NMR流体性质识别,根据粘度较高的油与水的扩散系数D的差异发展起来的。通常，水的扩散系数比较大，而高粘度原油的扩散系数比水小。观测的横向弛豫时间T2是流体的扩散系数D、回波间隔TE、以及磁场梯度G的函数。对于固定的G，改变TE，高粘度油与自由水的T2将发生不同程度的变化，即自由水的T2将比高粘度油以更快的速度减小。通过合理地选择TE，甚至可以在T2分布上把自由水与高粘度油完全分开。比较长、短TE的T2分布，找出油、水的特征信号，从而识别流体。,D加权法（移谱测井法或双TE法）,第三节 NMR流体性质识别,核磁识别储层流体性质方法研究,DG Well Logging,不同性质流体在核磁共振测井上的响应特征,1、不同孔径水层在核磁共振测井资料上的响应特征 2、天然气、轻质油在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征3、中等粘度油层在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征 4、稠油层在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征 5、水淹层在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征中等粘度油层水淹后在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征 稠油层水淹后在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征,原油的T2峰值特征,原油的T2分布与粘度关系密切，T2分布随原油粘度增大而左移，当原油粘度大于30厘泊以后，T2峰值左移速度逐渐变缓，当原油粘度大于1000厘泊以后，T2峰值基本上保持不变，维持在10ms左右。,饱和不同流体岩样在变等待时间TW条件下响应特征,对于中高孔隙度的岩石，水完全极化需2-3S，稀油完全极化需要8-10s；应用差谱测井可有效区分水和轻质油。而对于饱和稠油岩石，由于稠油的快速弛豫，在很短的等待时间内信号已完全恢复，应用差谱测井已经难以区分油水信号。,对于饱和水及饱和稀油岩样，随着回波间隔增大，可动峰右边界左移；而对于饱和稠油岩样，其谱峰移动的方向与水和稀油相反，明显向T2数值增大的方向移动，且幅度明显降低，表明有部分稠油信号损失。此时通过选择合适的变回波间隔的移谱测井能够有效区分可动水和油的信息。,饱和不同流体岩样在变回波间隔TE条件下响应特征,二.主要研究内容,3、定性评价方法研究,不同粘度原油实验室核磁共振响应特征,不同粘度原油现场核磁共振测井响应特征,二.主要研究内容,3、定性评价方法研究,二.主要研究内容,3、定性评价方法研究,天然气、轻质油、水在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征,二.主要研究内容,3、定性评价方法研究,中等粘度油层在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征,二.主要研究内容,3、定性评价方法研究,稠油层在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征,稠油层是指在地层条件下原油粘度大于50cp的油层。在标准T2谱上，水层的T2谱分布明显比稠油层T2谱分布范围较广；在差谱信息上，稠油在1s内基本上已完全极化，无或弱的差谱信号显示；与此相反，对于水层，在1s的短等待时间内，大孔径中的水信号没有完全极化，有明显的差谱信号显示；从移谱测井看，无论水层还是稠油储层，其T2谱的右边界均表现为前移的趋势，但稠油层的T2峰值前移的程度要远低于水层。,二.主要研究内容,3、定性评价方法研究,中等粘度油层水淹后在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征,二.主要研究内容,3、定性评价方法研究,稠油层水淹后在标准T2谱、移谱、差谱上响应特征,第一节 孔隙流体的NMR驰豫机制 第二节 NMR确定储层基本物性参数第三节 NMR流体性质识别第四节 NMR测井的测前设计技术,核磁共振测井解释评价及识别流体性质基础,第一步，确定NMR测井的目的只有目标明确了，才能够根据不同的测井目的、不同的测量仪器，选择适当的观测模式。第二步，确定目标区块流体的核磁特性 其目的就是确定目标井目的层段油、气、水的纵向弛豫时间T1、横向弛豫时间T2和扩散系数Do等参数。我们知道，油、水的纵横向体弛豫时间、扩散系数都是温度和粘度的函数。对于气，T1、T2还受密度的影响。第三步，预测被测储层的核磁响应其目的就是分析在不同的TW、TE下T2谱的形态，为确定实际测井使用的参数值作准备。包括判断储层中流体的期望衰减谱和对预期的NMR视地层孔隙度估计。,测前设计方法研究,核磁共振测井测前设计方法及步骤,第四步，测量参数设置 估算合理的回波间隔TE改变回波间隔TE，便可计算出不同TE下的原油和可动水的T2谱。变化TE来控制油、水的T2时间域，保证它们在T2谱时间分布上有足够的对比和差别，以便于用移谱法识别流体性质，此时的TE值即为所预测井的最合适的TE值。估算合理的长、短等待时间TWL、TWS TW的确定不仅直接影响到核磁测井视孔隙度计算的准确性，同时还影响到应用差谱信号识别流体性质的效果。根据原油粘度及孔隙结构的不同，变化TW值，得到适合不同评价目的的长、短等待时间。,核磁共振测井测前设计方法及步骤,第五步，选择优化的测量方式和采集参数 假设通过以上步骤，对油藏及其流体的核磁特性已经有了准确的估算。那么，就可以根据测井目标确定优化的测量方式和采集参数（以MRIL-P为例）。当只做储层参数评价，如总孔隙度、有效孔隙度、束缚流体、可动流体、渗透率等估算时，选择标准T2测井（单TE单TW）模式，此时应保证TW3T1，NET2max/3TE，以确保储层参数的准确估算。当对储层做油气评价，且储层中只包含油气、气水、油水两相流体时，可选择双TW和/或双TE测量模式。其测量参数的选择原则如下：当储层中含有气或轻质油时，双TE可不选，双TW必选，回波间隔TE选最短，P型核磁一般选TE0.9ms，长的TW选则要确保气、轻质油和水的信号全部恢复，TWLS 3 T1max，短TW要保证水的信号全部恢复，气和轻质油的信号部分恢复，TWS3 T1水。当储层中含有中等粘度油和水时，双TW、双TE测量模式要都选。长、短TW的选择同步骤a。在双TE测量模式中，长TE的选择要长一些，一般选TEL（35）TES,以确保在长TE的T2谱上水的信号移到油的前面。当储层中含有稠油和水时，双TW、双TE测量模式要都选。但在长、短TW的选择与上面有所不同，短TW要尽量短一些，以确保稠油信号全恢复，而水的信号部分恢复；双TE模式中短TE要尽量短，而长TE要稍长一些，以达到稠油和水的峰值在T2谱上有明显的分离。当储层含有油、气、水三相流体时，最好选三TW、三TE模式，用于计算三相流体各自的饱和度，长、短TE、TW的选择原则同上。,计算流体的核磁特性,判断测量井段期望的NMR响应,估算合理的TE 变化TE来控制稠油、水的T2时间域，保证它们在T2谱时间分布上有足够的对比和差别，此时的TE值即为所预测井的最合适的TE值。估算合理的TWL、TWS 变化TW值，保证有足够的极化时间使稠油和水信号都能得到完全极化，此时TW即为TWL。使稠油完全极化，而水信号得到部分极化，此时的TW即为TWS。,测量参数设置,选择DTP测井时，应保证TW3T1max、NE T2max/3TE选择DTW测井时，应保证TWS3T1稠油、TWL3T1水、NE T2水/3TE选择DTE测井时，应确定TEL、TES、NE，使油、水两相的T2峰值在不同TE上的T2分布谱特征差异明显。,优化采集参数,确定NMR测井的目的,核磁共振测井测前设计流程,核磁共振测井测前设计软件实现,4）通过图7-3确定合适的回波间隔TE、等待时间TW，模拟不同测量参数情况下，储层中各种流体的T2谱分布位置和关系（见图7-4）；判别选择的参数是否合理，选择特征最明显的观测模式作为测量方式。,通过确定合适的回波间隔TE、等待时间TW，模拟不同测量参数情况下，储层中各种流体的T2谱分布位置和关系；判别选择的参数是否合理，选择特征最明显的观测模式作为测量方式。,不同性质流体核磁共振测井观测模式及测量参数,二.主要研究内容,5.测前设计方法研究,5.5 测前设计实例一,观测模式DTWE4、D9TE312,二.主要研究内容,5.测前设计方法研究,5.5 测前设计实例一,日产：油17.5吨、水7.5方；原油粘度:132.4厘泊/500C。,二.主要研究内容,5.测前设计方法研究,5.5 测前设计实例二,二.主要研究内容,5.测前设计方法研究,5.5 测前设计实例三,7号层日产油2.6t，水32.7m3，原油总含水92.6%；原油粘度为167.71mpa.s/50,稠油储层双Tw选择的重要性,二.主要研究内容,5.测前设计方法研究,5.5 测前设计实例四,
