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核磁测井原理与解释
核磁共振测井技术的进展
关键词：
核磁共振测井,测量原理,测井解释,储层评价
1历史回顾
人们第一次认识核磁共振（NMR）的潜在价值是在20世纪50年代，在60年代早期研制出核磁测井（NML）仪。
NML仪因其许多局限性最终在80年代末停止了服务。
尽管它有诸多局限性，但为支持NML测井而进行的实验研究，预见了今天仍在进行的多种地层评价，其中包括估算渗透率、孔隙大小分布、自由流体体积、原油黏度和润湿性。
现代NMR测井的发展可以追溯到1978年在LosAlamos国家实验室开展的NMR井眼测井研究项目。
该项目的部分目标是制造和测试一种在井眼中使用的NMR测井仪，它能克服NML仪的局限性。
LosAlamos试验仪器使用的是强永久磁铁，正如那些在现代实验室的NMR仪器一样，进行了脉冲NMR自旋回波测量。
这些测量结果极其灵活，可适用于许多不同的地层评价。
LosAlamos实验室仪器证明了NMR测井的可行性，但由于其信噪比（S／N）太低，而且磁铁和射频（RF）线圈的设计产生很大的井眼信号而无法满足商用需求。
可行性论证后不久，1983年成立的Numar公司和斯伦贝谢公司开始了独立的研究，试图设计NMR磁铁和RF天线，从而满足商用NMR测井需求。
20世纪90年代初，研究有了收获，有两家公司开始对电缆式仪器样机进行现场测试。
仪器性能远远超过NML仪，在地层评价方面很快有了效果。
自从第一支商用仪器投入使用以来，这两家公司都推出了先进的电缆式NMR测井仪和随钻测井（LWD）NMR仪器。
1997年，Numar公司被哈里伯顿收购，现已完全成为其子公司。
2001年，哈里伯顿公司推出了NMR流体分析仪，它是电缆式流体采样仪的一部分。
2000和2002年，哈里伯顿公司和斯伦贝谢公司分别推出了LWD仪器。
贝克·休斯公司在2004年推出了电缆式NMR仪，2005年推出了LwDNMR仪。
2现代NMR测井
2．1脉冲NMR测井仪
传感器（如磁铁和天线）是脉冲NMR测井仪的核心部分。
它对仪器的S／N、最小回波间距、探测深度（DOI）、测井速度和垂直分辨率有重要影响。
在用的所有仪器在传感器的设计上都不尽相同，主要差别是电子线路、固件、脉冲序列、数据处理和解释算法。
NMR仪器的详细技术指标都能在各家服务公司的网站上找到。
斯伦贝谢电缆式NMR测井仪器有三个天线和一个完全可编程的脉冲序列发生器，能进行多种不同方式的测量。
两个152mm天线用于高分辨率测量，提供总孔隙度、束缚流体孔隙度和自由流体孔隙度。
高分辨率天线还可用来探测天然气和轻烃，计算渗透率和孔隙大小分布。
主天线长457mm，有多个频率，用于不同地层评价，提供多种NMR测量。
每个频率都对应不同DOI（从井壁算起为38～102mm）。
主天线所提供的地层评价包括两个高分辨率天线所提供的所有地层评价，还用于评价流体径向剖面、流体体积和石油黏度。
所有的商用NMR仪都有一些共同的特征，譬如：
所有的仪器都采用强度很大的钐钴合金永久磁体，磁铁对温度变化相对不敏感。
磁体用于极化（磁化）烃和水分子中的氢核（质子）。
另一个共同的特征是它们都采用脉冲NMR测量。
2．2测量原理
NMR测量有两步。
第一步是建立储层流体的净磁场，当仪器沿井简移动时，磁铁的磁场矢量B。
磁化储层流体中的氢核，产生净磁场，磁场沿着B。
方向，即纵向。
在井壁附近区域（距井壁几英寸），B。
的大小一般为几百高斯。
B。
的大小随着离磁铁径向距离的增加而减小，从而在测量区域内形成磁场梯度或梯度分布。
正如下面讨论的，磁场梯度用于识别储层流体并描述流体特征。
在施加B。
之前，氢核磁矩的方向是无序的，因此流体净磁场为0。
在极化时间Tp内，磁化强度以指数形式增大到其平衡值Mo。
描述磁场指数方式的时间常数为纵向弛豫时间，称之为T1。
在储层岩石中，用T1分布描述磁化过程。
T1分布反映的是沉积岩中油气的复杂成分和孔隙大小分布。
极化所需时间至少是最长T1时间的3倍以确保充分磁化。
如果极化时间太短，得到的NMR孔隙度就会小于真实的地层孔隙度。
极化时间一到，立即将RF脉冲串用于地层。
第一个RF脉冲称为9O°脉冲，这是因为它能把最初与B。
平行的磁化矢量旋转到垂直于B0的横向平面上。
一旦磁化在横向平面内进行，它就会绕着B。
旋转，就在原来产生脉冲的同一天线上产生一个随时问变化的信号。
紧跟着9O。
脉冲，首先产生一个NMR自由感应衰减（FID）信号，但由于其衰减太快而无法探测到。
900脉冲之后是一系列间隔均匀的180。
脉冲，用来使氢核的磁矩重新聚焦，形成连贯的自旋回波信号。
在每对180。
脉冲信号之间记录自旋回波信号。
之所以把信号称之为回波，是因为它们在每一对180。
脉冲的中间点能够达到最大幅度，然后在下一个脉冲到来之前快速衰减为零，下一脉冲重聚磁矩以产生下一个回波。
RF脉冲及相关的自旋回波就是所谓的Carr-Purcell-Meiboom（CPMG）序列，这是应用最广泛的NMR测井序列。
自旋回波信号的包络线随特征时问常数（7"2）以指数规律衰减，称为横向弛豫时间或自旋一自旋弛豫（衰减）时间。
外推到零时间（紧跟9O。
脉冲）的自旋回波衰减曲线的幅度就等于推导的NMR总孔隙度（假设流体含氢指数等于1）。
NMR测井仪的一个重要技术指标是它的最小回波间隔。
在确定T2敏感性极限--仪器能测量出的最小值方面，最小回波间隔和信噪比S／N起了重要作用。
短的最小回波间隔对于准确而重复地测量包含黏土束缚水和微小孔隙（如测量小于3ms的T2值）在内的地层NMR总孔隙度是必需的。
对于目前所用的仪器而言，其最小回波问隔大约在0．2～1．2ms之问。
在CPMG序列中，回波个数和回波间隔TE是可编程的采集参数。
这两个参数都根据测井目标和预测的地层和流体性质进行选取。
典型的NMR测井中，在大约1S的时间内要采集几千个回波。
回波的个数取决于预计的地层弛豫时间。
在具有长时间的地层（如含轻质油和大孔隙或孔洞岩石的地层）中，需要更多的回波以准确测量分布中的大值。
实际上，在仪器磁场梯度中，分子的扩散会造成额外的T扩散衰减，可以测到最长T2的上限。
纵向弛豫时间T1不受扩散影响。
2．3测前设计的重要性测前设计是进行一次成功的NMR测井的重要部分。
测前设计包括服务公司和用户之间的紧密联系。
服务公司已开发了施工设计软件，包括仪器配置，软件可以根据用户的目标来选择最优的NMR信号采集模式、测量参数和测井速度。
电缆式NMR测井仪的测速取决于所采用的测井模式。
决定测速最重要的因素之一是需要多长的极化时问，这取决于T的大小。
含气和低黏度油的地层（值为几秒）需要很长的极化时间，结果会使测速降低（一般测速是76～274m／h）。
在许多地层（如油的黏度大于10mPa·S的泥质砂层），测速可达548m／h或更快些。
NMR测量的S／N决定测量结果的重复性。
如上面提到的，NMR测井仪测量的S／N取决于传感器的设计（如B。
的大小、RF磁场的大小和仪器探测的地层体积）。
特定的脉冲序列可用于提高NMR测量的准确性和重复性。
与标准CPMG序列相比，这些序列可提高S／N近2倍。
高电导钻井液、低孔隙度地层和高温会大大降低S／N。
服务公司能提供有关导电井眼对特定仪器测量结果影响的信息。
为了提高S／N、改进测量结果的重复性，对NMR测井的数据进行了平均。
对数据进行充分平均，可使NMR总孔隙度精度至少达到士1个孔隙度单位。
根据钻井液、地层电导率和仪器技术指标，通常要求对3～9个深度点数据进行平均。
求平均值的点数、天线长度和采样间隔决定测量的垂直分辨率。
作为测前设计的一部分，服务公司能提供仪器在不同测井模式和不同环境下的垂直分辨率。
3NMR测井解释
3．1T2分布
T2分布提供了有关储层岩石和流体性质非常有用的信息，这也是NMR测井图上的基本输出。
NMR测井的其他输出大部分可根据T2分布计算出来。
根据NMR回波数据计算出的T2分布可用来计算NMR总孔隙度、束缚流体孔隙度和自由流体孔隙度，也能用来计算渗透率、评价储层质量。
通过将自旋回波信号拟合成大约3O个单指数方程来计算T2分布。
每个指数方程都具有幅度A（T2）和相应的衰减时间T2。
拟合过程由数学反演技术来实现。
反演结果是幅度A（T2），单位为孔隙度单位，对应于每个T2值。
A（T2）对T2的半对数图称为分布。
T2分布以下的面积等于NMR总孔隙度。
在饱和水的岩石中，T2分布定性地与孔隙大小分布有关。
值一般从小于lms到几秒不等，相差几个数量级。
在沉积岩中看到的T2值分布很宽，是由孔隙大小分布很宽引起的，T2分布中的每个T2的一阶近似值与孔隙直径大小成正比。
因此，T2分布中的小T2值与小孔隙中水的信号有关，反之，大T2值与来自大孔隙中的水的信号相对应。
T2分布用来预测总孔隙度、束缚流体孔隙度、自由流体孔隙度、渗透率和孔隙大小分布。
两块砂岩电镜扫描（SEM）图像表明，这两块砂岩虽有几乎相同的孔隙度，但所测的盐水渗透率相差近37倍。
T2分布明显地展现出砂岩的质量，低渗砂岩T2值较短、黏土填充孔隙更多，这表明比高渗透性岩石有更高的束缚水体积。
通常把T2分布中所包含的孔隙大小信息与压汞毛细管压力曲线进行比较。
重要的是发现毛细管压力曲线提供的是孔喉大小信息，而T2分布与孔隙本身大小有关。
人们发现，在许多孔隙大小与孔喉大小关系密切的砂岩中，T2分布提供的信息是对压汞毛细管压力曲线的补充。
3．2与岩性无关的NMR总孔隙度
地层评价方面最有意义的新进展之一就是与岩性无关的NMR总孔隙度。
由于根据密度、中子、声波测井求取孔隙度要知道岩石骨架性质，所以NMR测井仪是唯一能够提供与岩性无关的总孔隙度的方法。
在混合岩性和未知岩性的非均质地层中，为了准确测量孔隙度，强烈推荐使用NMR测井。
在大部分含有烃和湿润的岩石（包括页岩）中，NMR总孔隙度都等于实际地层孔隙度。
可是，在油的黏度达10000mPa·s以上的稠油层会出现例外情况。
这种稠油的T2分布幅度大大低于NMR仪器所能承受的T2极限，在这些稠油层，由NMR测得的孔隙度低于地层真实孔隙度。
可用NMR得到的孔隙度与密度测井孔隙度的这种反差推断稠油的存在，或者通过一些假设，把边界加到原油黏度和含油饱和度上。
3．3估算束缚水和自由水
通过使用经验确定的T2截止值，水饱和岩石的T2分布分为束缚水和自由水。
T2不同，总孔隙度可分为束缚水孔隙度和自由水孔隙度。
泥质砂岩束缚水包括黏土束缚水和毛细管束缚水。
对于砂岩，通常把33ms的缺省值作为T2的截止值，用于区分束缚水和自由水。
该值在许多情况下都适用，不过不能适用于所有砂岩。
离心前后水饱和岩样的NMR实验测量结果常用于获得特定地层更加准确的T2截止值。
水饱和的碳酸岩，T2截止值明显大于砂岩的截止值（如几百毫秒）。
因为在许多碳酸岩中，有来自孤立孔洞中长T2衰减时间的束缚水信号，所以在碳酸岩中，根据T2分布计算束缚水和自由水比砂岩中的要复杂。
另一种复杂情况是在碳酸岩中经常发现孔隙大小系统不同（如具有微孔隙度和大孔隙度的双孔隙系统）。
NMR测量期间，分子能从微孔隙系统扩散到大孔隙系统，以致于分不清真正的孔隙大小分布。
对于上述讨论的水饱和岩石来说，把T2分布分成束缚水和自由水时，假设短T2弛豫时间与黏土束缚水、毛细管束缚水和小孔隙水有关，该假设在含烃岩石中无效。
譬如，在这种岩石中，有黏性的可动油，其T2值小于截止值。
显然，如果人们用一个截止值分析总的或合成的T2分布，则这个可动油将被误认为是束缚水。
解决这个问题的一个途径就是使用以扩散为基础的流体特性描述方法把两个T2分布分开。
3．4估算砂岩的NMR渗透率
两个经验渗透率公式--SDR公式（斯伦贝谢Doll研究中心）和Timur-Coates公式被广泛用于石油工业。
NMR渗透率公式可估算水饱和砂岩中的盐水渗透率对于许多砂岩来说，孔隙本身和孔喉大小之间具有很好的相关性，这是计算NMR渗透率的重要基础。
两个渗透率测量值都含有模型参数（如指数和比例常数）。
服务公司所采用的缺省值通常能提供定性准确的NMR渗透率曲线（可用来比较两个层的渗透率）。
尽管这些信息有价值，但估算的渗透率会明显地偏离地层的真实渗透率。
要定量估算特殊岩石的准确渗透率，建议对岩样的测量结果进行分析，从而确定最优的渗透率方程参数。
SDR和Timur-Coates渗透率的计算都受烃影响，需要更多的研究来提出预测烃和水相对渗透率的公式。
SDR和Timur-Coates渗透率公式都基于一定的假设，这对碳酸岩来说是不适用的，这是因为在碳酸岩中，NMR测量的孔隙本身大小与孔喉大小没有很好的相关性。
碳酸岩中的孤立孔洞流体也能产生NMR信号，这些信号对NMR孔隙度有贡献，但对渗透率则没有贡献。
碳酸岩中渗透率计算是NMR测井研究中最活跃和最具有挑战性的工作。
4含烃储层的评价方法
4．1含气层的密度／磁共振（DMR）方法
DMR方法综合密度测井孔隙度和NMR测井孔隙度预测气体校正后的地层总孔隙度和冲洗带含水饱和度。
DMR方法利用的是这样一个事实：
在含气层，密度测井孔隙度值过高而NMR总孔隙度值过低。
密度孔隙度过高是因为气体的密度减小，NMR总孔隙度过低是因为气体的含氢指数（即流体相对于水的中子密度）降低。
这种影响使得气层中密度孔隙度测井曲线和NMR孔隙度测井曲线出现交叉，这与表现在中子／密度测井曲线上的交叉情形相类似。
DMR法在探测和评价气层方面比传统的热中子／密度法有优势。
在泥质砂岩，由于存在热中子吸收，泥质砂岩层的热中子气层响应被抑制，从而引起中子孔隙度的读值过高，其结果是在泥质砂岩中中子／密度测井可能漏掉含气层。
NMR总孔隙度不受泥岩或岩石矿物的影响，因此DMR法能更可靠地指示气层。
在DMR法的一个实例测井井段中，泥岩覆盖在泥质含气砂岩之上。
注意到在含气砂岩地层的中子／密度曲线交叉效应被抑制。
NMR仪在气层中的响应不受泥质影响，出现NMR／密度测井曲线交叉效应。
DMR法为评价含气储层提供了一个简单有效的技术，可是，要区分水和黏油需用其他方法。
这些方法在下面分两部分讨论。
4．2以扩散为基础的NMR流体特性描述方法
Akkurt等首先认识到磁场梯度中的扩散可作为描述流体特性的机理，并提出一个可独立应用的基于NMR扩散的区分气和水的方法。
先前以扩散为基础的方法的使用范围受到限制，已被更精确、更通用的模型反演方法所取代。
今天，以扩散为基础的方法提供了一种探测和评价地层的方法，用传统测井分析方法难以或者不可能解释这些地层。
应用包括（用常规电阻率方法可能被漏掉的）低阻产层、具有低矿化度原生水或水的矿化度未知或矿化度有变化的地层，以及复杂岩性地层，这些地层中阿尔奇公式的参数是未知的或可变的。
最新的流体描述法采用扩散编码脉冲序列组成的数据系列。
为了提供连续的流体（水、油和气）饱和度和油黏度曲线，要对脉冲序列进行同时反演。
这些数据系列对扩散系数（D）和流体弛豫时间都敏感。
分子扩散是流体中随机的分子热运动。
扩散编码序列是CPMG序列的改进，其中一个或两个回波之间间隔增大。
在磁场梯度中，分子扩散缩短了T2弛豫时间，这种效应在扩散码序列的回波间隔增大期间被放大。
通过采集具有不同长回波间隔的扩散编码数据便可直接测量分子扩散率。
4．3多维NMR流体特征描述
NMR数据采集和处理方面的新进展是采用编码扩散数据系列计算二维或三维图像，根据流体弛豫时间的差异或流体扩散系数分布的差异，对储层中的流体进行可视化识别。
NMR信号幅度是流体参数T1、T2、T1/T2和D中两个或三个参数的函数，多维术语是指NMR信号幅度的测量和显示。
已经证实，多维图像对油基钻井泥浆滤液（OBMF）侵入的储层进行准确的流体分析是必不可少的。
用来构图的多维反演不依赖于经验模型，在试图识别和描述多种混合流体时，它具有优势。
如果地层中有OBMF，那么它与残余原生烃和不根据温度变化，可以计算出各层段的气体流量。
通过在气藏整个生命周期内连续不断地监测井筒内温度，可以进一步开发和校正气田的三维模型。
操作者目前开发气田的井距是0．04～0．08km2，0．02km2的井距正在评价中。
借助多次生产测井，壳牌公司对井筒合采进行了生产数据分析。
用这些数据，他们能够评价和鉴别储层的渗透率和裂缝特征，也能建立用于表征泄油面积的模型。
这些数据能够更好地校正静态和动态模型，所提供的信息可用于测算一口井3O年寿命期内产量及气藏储量。
5后续开发
壳牌公司期望钻数千口井来开发这个气田。
该公司利用一个单井井场钻成多个独立井，其目的在于尽量减少钻井和生产占地。
至2006年年底，壳牌公司已参与钻井260多口。
该公司表示，他们的优化作业使得公司在获得效益可观的新增储量的同时节约了大笔资金。
壳牌公司的工作组在此后的2年间致力于技术革新，着重开发人工排液泵技术，提高采出性能，确保从这个气田获得最大采收率。
壳牌公司在潘戴尔气田运用各类技术已取得了以下成效：
◇2005年年底总产量达850×104m3，2006年和2007年总产量会继续增长；
◇以前完井需6个多月，现在一般用7～10天；
◇每口井的钻井时间平均为39天，比最接近的竞争对手少得多；
◇潘戴尔气田的探明可采天然气储量显著增加。
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