核磁共振测井理论与应用.docx
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核磁共振测井理论与应用
核磁共振测井理论与应用
核磁共振测井技术应用研究的发展
一、快速发展的核磁共振测井技术
1945年，Bloch和Purcell发现了核磁共振（NMR）现象。
从那时起，NMR作为一种有活力的谱分析技术被广泛应用于分析化学、物理化学、生物化学，进而扩展到生命科学、诊断医学及实验油层物理等领域。
如今，NMR已成为这些领域的重要分析和测试手段。
40年代末，Varian公司证实了地磁场中的核自由运动，50年代，VarianSchlumberger-Doll，Chevron三个公司开展了核磁共振测井可行性研究。
60年代初开发出实验仪器样机，它基于Chevron研究中心提出的概念，仪器使用一些大线圈和强电流，在志层中产生一个静磁场，极化水和油气中的氢核。
迅速断开静磁场后，被极化的氢核将在弱而均匀的地磁场中进动。
这种核进动在用于产生静磁场的相同线圈中产生一种按指数衰减的信号。
使用该信号可计算自由流体指数FFI，它代表包含各种可动流体的孔隙度。
这些早期仪器有一些严重的技术缺陷首先，共振信号的灵敏区包括了所有的井眼流体，这迫使作业人员使用专门的加顺磁物质的泥浆和作业程序，以消除大井眼背景信号，这是一促成本昂贵且耗时冗长的处理，作业复杂而麻烦，测井速度慢石油公司难以接受。
其次，用强的极化电流持续20ms的长时间，减小了仪器对快衰减孔隙度成分的灵敏度，而只能检测具有长弛豫衰减时间的自由流体，由于固液界面效应对弛豫影响及岩石孔隙中油与水的弛豫时间差异不大，使得孔隙度和饱和度都很难求准。
此外，这些仪器为翻转被极化的自旋氢核需消耗大量功率，不能和其它测井仪器组合。
但这些难题没有使核磁共振测井研究中止。
70年代末至80年代初，美国LosAlamos国家实验室JasperJackson博士提出“INSDE－OUT”磁场技术。
在相同时期，磁共振成象（MRI）概念也得到很大发展。
1983年，MelvinMiller博士在美国创办了NU－MAR公司，他们综合了“INSIDE－OUT”概念和MAR技术同时，斯伦贝谢公司几十年来，一直在努力发展核磁共振测井技术。
总体来看，十几年来核磁共振测井技术的快速发展表现在以下几个方面：
第一，根据“INSIDE－OUT”思想，不用地磁场，而是在井中人工放置一个高强度磁体，所推出的核磁共振率统核心部分是由稳恒磁体发射射频（RF）脉冲并采集自旋回波信号的RF线圈组成。
该技术使稳恒场B0与RF场B1相互垂直，磁体的轴沿井筒主向，其磁场方向垂直地地层。
B0场与B1场的特点是：
在空间任意处它们均相互正交；它们的等场强线为同心圆柱面；场强在径向上均与距离的平方成反比。
B0与B1的正交性是获取最大信号的关鍵。
核磁共振空间是由RF脉冲频率确定的，可以通过选频选定探测空间。
因此使用各种新型核磁共振测井仪不象过去那样要进行繁重的泥浆处理作业。
第二，选用了由Carr，Purcell，Meiboon和Gill改进的脉冲回波序列技术，即CPMG序列脉冲回波技术，它的思想是对可逆转散相效应引起的快衰减进行补偿。
设计RF线圈和稳恒磁场的独特组合可以实现自旋回波序列。
选用这种技术的优点是：
（1）利用自旋转回波方法可以获得较高的信噪比，这对任何测量都是一个基本指标，对井下连续测量更重要。
（2）自旋回波技术可放松对磁场极高均匀性的需求。
这对MIR（核磁共振成象）和MRL（磁共振测井）都非常重要。
MIR使用梯度场来定位信号怪生区域。
MRL特别要求其测量对象置在探头之外，因此均匀度很高的磁场是不可能的。
（3）自旋回波序列可视具体情况需要进行修改，有灵活可变化的特点，适于多种多样的井眼和地质情况。
近二、三十年已发展出几百种回波序列。
由于计算机和电子技术的不断发展，使僺作者控制RF脉冲的强度、相位、宽度和发射时间的能力不断增强，也使核磁共振测井可选用的自旋回波序列更丰富多样。
第三、开展了大量实验研究，为NMR测井应用提供了科学基础。
实验研究是进场应用的基础，多年来国内外石油公司、研究单位、测井公司、大学对多孔岩石NMR测井应用的主要原理如孔隙度表面弛豫特性、体积流体弛豫特性、流体扩散弛豫、岩石中顺磁物质对弛豫影响，岩石孔隙度、渗透率、孔隙结构、润湿性与弛豫特性的关系，束缚流体、可动流体弛豫特性，油、水、气弛豫特性差别，粘度、矿化度对弛豫时间影响等等方面开展了大量实验研究，同时对实验资料分析处理研究所作的假设与近似作了充分阐述，为应用核磁共振测井资料求岩石物理参数，识别油、气、水，预测产能，选择测井参数等建立了应用基础，大大推进发该技在油气勘探、开发中的应用。
第四、对测量参数的选择做了很多分析研究工作。
每次测井中有三个参数能够控制，它们是回波间隔、等待时间和采集的回波总数。
因而NMR测量是一种动态结果，取决于如何测量它。
改变等待时间能影响总的极化效应。
改变回波间隔能影响观测流体扩散效应的能力增加回波总数能获得更精确的有关长弛豫时间分量的信息。
改变测井参数能影响NMR测井解释主要原理的运用，例如缩短回波间隔将获得更多的与粘土相关的快弛豫信号成分的信息；加长回波间隔会增大流体梯度扩散效应，用以区分油、气；而缩短等待时间，通过不完全极化成分的长弛豫分量，利于区分油、气等。
第五、对测量信号的处理技术不断进行改进。
如：
对T2回波信号用多指数模型拟合成弛豫时间分布谱，通过截止值区分束缚流体和可动流体体积；用谱差分法和谱位移法识别孔隙中流体类型，及充分采集早期回波求粘土束缚水体积等软件。
现在，NMR测井在应用方面已有重要进展。
首先它能告诉地层中含有多少流体，是自曲流体还是束缚流体，在有利情况下，能过考虑各种影响因素后能决定流体类型，即区分油、气、水。
其次，它能提供不同的孔隙度成分，依据横向弛豫时间T2的分布，以截止值方法区分自由流体、毛管束缚水、粘土束缚水分别占据的孔隙空间。
90年代初期的仪器能测量的最短T2下限值是3－5ms，最新仪器可能测量的T2衰减成分下限达0.1－0.5ms。
因此可以求自由流体孔隙度、有效孔隙度，正向求总孔隙度TCMR方面迈进。
第三，它能提供常规孔隙度仪器不能获得的关于地层孔隙度尺寸分布和孔隙结构的信息。
更好地描述流体的可动性。
第四，新的、测速较快、成本较低的NCMR仪和常规仪器结合，可改善关鍵地层特性如束缚水包和度和渗透率的确定，从而提高储层产能预测能力。
同时，可提供更准确的定量化的泥质砂岩气层和稠油层评价。
目前，能提供NMR测井商业服务的主要有两种仪器。
一种是NUMAR公司的MRIL仪，另一种是斯伦贝谢公司的CMR。
MRIL仪为获得强信号使用条形磁铁和纵向接收线圈的组合，以产生与井眼同轴、离井几英寸的长（2ft）薄圆柱环状探测灵敏区。
近年来该型仪器增加一种多路定时方式，提高快衰减测量的信噪比，即将回波间隔为1.2ms由400个回波组成的标准脉冲回波组成的标准脉冲回波序列和标准半回波间隔有8－16个回波的短回波予序列快速脉冲结合，这一脉序列重复50次噪音减至1/7。
目前该仪器测量的T2能短至0.5ms。
另一种是斯伦贝谢公司的CMR仪器。
该仪器使用一对条形磁铁，在其中间夹定向天线、聚焦，该仪器的垂向分辨率为6in。
探测灵敏区为进入地层0.5－1.25in的体积域。
它对薄泥质砂岩快速孔隙度变化比较敏感。
近年CMR硬件已得到改进，信号处理软件已升级，每个回泚的信噪比已改进50%，回波采样率增加40%，回波间隔从0.32ms缩短为0.2ms，优化了信号处理软件使其对短T2衰减有最大灵敏度。
因此，新的脉冲回波CMR－200仪器测量的最短地层T2衰减时间，用连续测井方式时达到0.3ms，点测方式达0.1ms。
两个公司虽然都采用低场射频脉冲方式，但所用频率不同。
二、核磁共振测井技术应用研究的发展
1.求束缚水饱和度，改进地层渗透率评价
测量束缚流体孔隙度成分是NMR孔隙度测井的一种专门应用，它基于NMR技术具有区分束缚流体孔隙度和可动流体孔隙度的能力。
用常规测井方法测量束缚流体孔隙度是很困难的。
一种全NMR信息测量需要一个长的等待时间以极化地层流体所有组分，还要一个长的采集时间以测量最长的弛豫时间。
经验表明，砂岩地层束缚流体的T2弛豫时间通常小于33ms，碳酸盐岩地层则小于100ms。
束缚流体与可动流体的截止值，应以不同地区和层段岩样实验测量来提供。
在专门的快速束缚流体NMR测井中，可通过让长T2成分测量准确度较低而使用短等待时间。
此外，选用短回波间隔和适当的回波数也可减小采集时间而保证测量体积没有显著变化。
由于束缚流体弛豫时间短，这种NMR测井仪的测速可达3600ft/h。
值得注意的是，许多高粘度油的T2测量值含有低于33ms（砂岩）或100ms（碳酸盐岩）而高于0.3ms的组分，它包含在束缚流体测井中。
孔隙度表面顺磁物质存在，流体含氢指数减小也会出现类似情况。
在世界各地，专门针对束缚流体已在25口井中进行了NMR测井。
在北海、墨西哥湾一些实例研究表明，由于使用CMR测井求得较准的束缚水饱和度，同时CMR与其它测井结合获得准确度较好的孔隙度值，从而使渗透率参数评价得到明显改进。
同时由于NMR测井技术能区分束缚流体与可动流体孔隙度，因而为低电阻率油层识别，油水过渡带油层品质评价，提供了更好的技术前提。
2.由核磁共振测井确定地层孔隙度
不论是斯伦贝谢公司的CMR测井仪，还是NUMAR－C测井仪，均能提供储层的束缚流体孔隙体积，自由流体孔隙体积和有效孔隙度。
在实验室，前两种孔隙体积一般根据岩心测试数据经拟合得到的T2分布曲线通过确定截止值而求得的。
现场测井解释时所用截止值，一般以实验室工作为基础。
由核磁共振测井求得的有效孔隙度一般由毛细管束缚流体孔隙体积及自由流体孔隙体积组成。
不含粉砂、粘土束缚水体积及微孔隙部分，这是因为以往的NMR测量T2灵敏度下限是3ms，不能记录到T2的快衰减成分。
改进的NMR测井T2测量灵敏度下限的关键参是提高信噪比和缩短回波间隔。
止前，CMR、MRIL－C两种仪器在 面均有了显著。
以CMR－200仪为例，信噪比提高50%，回波间隔从0.32ms减小到0.2ms，信号处理软件改进使其对T2快衰减成分有最大灵敏度，这样CMR－200连续测井T2灵敏下限由3ms减小到0.3ms。
MRIL系列的T2灵敏下限也达到0.5ms。
图1示出了CMR仪在南美一口井用新处理软件的测井应用结果。
用此比较TCMR（CMR总孔隙度）、CMRP（CMR有效孔隙度）、DPHI（密度测井孔隙度）NPHI（中子孔隙度）。
地层是一个薄的泥质砂岩层。
度测井结果示于图1第2道。
密度测井孔隙度是用2.65g/cm3岩石骨架密度计算得出的。
整个井段由含水砂岩及上覆泥岩组成。
第一道给出自然伽马和井径测井曲线及T2截止值为12ms计算的束缚流体孔隙度曲线。
第三道示出T2分布（TCMR）曲线。
为了提供10in的高垂向分辨率TCMR测井来描述这个薄层，以2in的采样间隔采集CMR测井数据。
密度孔隙度测井用组从事电缆测井仪的“快车平台”系列中的三探头密度仪测井，它有高达8in的地层分辨率。
在X520－X540ft的泥岩段，TCMR与密度测井孔隙度符合好，而CMRP读数约低10pu，读数低的原因是泥岩T2分布中含有比CMRP探测门限值3ms更短的成分被截掉了。
在X540－X570ft的中纯含水砂岩段，几乎不含弛豫时间低于几毫秒的孔隙度，故TCMR，CMRP，DPHI，NPHI之间均符合得比较好。
从第一道可看出自然伽马曲线与12ms为截止值的束缚孔隙度曲线间有相关性，这说明了TCMR测量的另一种应用。
束缚流体测量能提供一种与地层天然放射性无关的泥岩指示器。
这点对包含放射性矿物（如钾长石）的一些纯砂岩测井环境是重要在这种地质环境中不能用自然伽马测井区分砂岩和泥岩。
已经发现，在其它泥质砂岩层用近似范围为8－12ms的T2截止值计算出束缚流孔隙度，是一种有用泥岩指示器。
在有利条件下TCMR测量的实现，使泥质砂岩气层识别得以简化；能探测的重油粘度范围从1000Mpa.s扩展到10000mpa.s；在复杂环境中近似求得地层总孔隙度，，为计算粘士束缚水体积筛供了技术基础，从而为用电测曲线更准确计算油气饱和度创造了条件。
3.用NMR测量残余油气饱和度
通常测量的NMR弛豫信号由油和水混合物中两种弛豫成分组成（如图2），根据弛豫特性，使用能深解于水的顺磁离子（例如锰），使水的衰减时间变得足够短短到NMR测井仪测量下限值以外，这样来自信号就消失了，只探测油的信号（如图3）。
经过多年研究，已研究一种NMR测一注一注测（NMRL IL）方法，测量油层的残余油饱和度。
其基本方法是：
在给泥浆加含可溶顺磁离子物质前作一次NMR测井，然后缎带泥浆添加含可溶顺磁离子物质并对套管以下的井段扩眼，刮掉泥饼，在含顺磁离子的浆滤液充分侵入汉透性地层后（一般冲洗侵入深度能达到几英寸），再进行NMR测井。
如果冲洗带混合液含足够浓度的顺磁离子，使其水信号更快衰减，则由第二次NMR测井测到的是油信号，比较两次测井结果，可得到剩余油或残余油饱和度剖面。
为了解释残余油饱和度，往往需要了解注水驱油水淹波及情况，故要对被研究井取心，通过岩样测试了求出区分油、水的T2截止值及渗透率。
由于NMR测量信号只来自于孔隙流体，因而认为NMR测一注一测技术是裸眼井确定残余油饱和度的最准确方法。
研究早期，泥浆顺磁离子添加剂使用Mn-EDTA（乙二胺四乙酸）近几年研究认为，改用Mncl2作添加剂成本降低一个数量级，二是它对水弛豫率更大，需要的添加剂数量少。
这种方法在西得克萨斯碳酸盐岩油田两口井的白云岩地层中取得了较好效果。
以第二口井为例（图4），这口井用饱和盐水钻井液以7.875in钻头钻到4350ft，在4100－4280ft井段取了岩心。
测井是在从盐段底部3500ft处到井低间配置了淡水段后进行的。
这样做的目的是使NMR测井的井眼钠信号极小化。
首先进行的是斯伦贝谢公司的快车平台系列测井，包括中子、密度、微电阻率、阵列感应、高分辨方位侧向、微电阻率扫描。
第一次测井是用MRIL常规仪器（750kHz），泥浆未加添加剂，淡水段配置为10000mg/1NaCl浓度。
第二次测井在泥浆中加入Mncl2添加济，并对套管以下井段扩眼（扩眼后井径接近8.5in），用相同的MRIL（750kHz）仪测井。
此时淡水段也加了添加剂，浓度为17000mg/1NaCl等效浓度。
比较两次测井可看出，由于泥浆滤液中有顺磁离子作泥浆添加剂可成功减小近井眼地层水弛豫信号，达到识别和计筧残余油饱和度的目的。
4.利用NMR测井识别油、气、水层
利用储层流体的不同弛豫特性和扩散特性，有可能区分油、气、水层。
在储层孔隙空间内，天然气总是非润湿的，这样天然气的T1总是反映天然气的体积弛豫T1B，而表面弛豫影响很小。
同样，在T2测量中表面弛豫T2S也可忽略，主要反映体积弛豫和扩散弛豫。
在一般储层条件下，甲烷的扩散至少要比水快一个数量级，室温下天然D0约为100×10cm/s，水的D0为2.3×10cm/s。
对墨西哥湾地区某一砂岩储层的盐水、轻质油和天然气的NMR特性作了测量，条件是：
储层温度为93.33C，储层压力为31MPa，石油粘度为0.2MPa.s，盐水矿化度为120×10mg/l，磁场梯度为17×10T/cm。
由表1可看出，气的T2、D0、D0T1差别都达一个数量级，而其T1可能重叠；盐水和油、气的T1和D0T1有一个数量级差别，而其T2可能重叠。
利用这些观测结果可以确定能反映储层各种流体NMR特性的相似性和差异性的脉冲序列，去研究用NMR测井区分油、气、水层潜力。
谱差分法（DSM），谱位移法就是进行这种研究的实例。
这里只以谱差分法为例。
如图5所示是包含盐水，轻油和气的砂岩储层。
用DSM法要进行等待时间为TL和TS的两次测井，TL≥T1g，T1g≥TS≥3T1w，max，例如和TL取8S而TS取1.5s。
由于烃和盐水之间的T1有很大差异，当将两次测量谱相减时，水的信号抵消了谱差分后只含烃信号。
在图5中气信号集聚于40ms附近。
为求得某相所占的孔隙隙体积，对每个相的总信号必须进行含烃指数HI和T1校正。
一旦确定出油相和气相的孔隙体积，用经过校正的φnmr或φT去除油相或气相孔隙度可得到相应相的含烃饱和度。
注意两次测谱相减时也消去了粘土束缚水信号，使得DSM法在泥质砂岩有好的效果。
图6是DSM法在气储层应用的实例，其中T2谱是深度显示的灰度刻度直方图。
第4道的谱是TL为6s而第五道是TS为3s的谱，由于储层是在束缚状态（T2W,MAX≤32ms）且气的T2是在40ms附近，在第4道第五道中大多数信号集聚在短弛豫时间的积分单元内。
刚好低于气的盐水信号缺失。
这口井使用的泥浆基泥浆，但在谱差分中没有出现512ms左右的油信号，表明没有显著油滤液侵入发生（泥浆滤液的NMR特性是实验室测定的）选择合适的等待时间，使两次测量时泥浆滤液被率分极化，谱差分中滤液信号将被消去）。
DSM法应用成功必须满足如下条件：
油、气和盐水间的T1有足够差别，这要求地层是亲水的，油气相对是轻质的；气和油的T2必须有足够差别，磁场梯度（NUMAR公司的MRIL仪磁场梯度在18×10-4T/cm左右，而斯伦贝谢公司的CMR仪比这个值小得多）可导致气快速散相从而使气和油的T2产生差别；盐水必须完全极化；油气的相弛豫是单指数的。
同时应指出，温度、压力、含氢指数、油的粘度、泥浆类型、井眼特性侵入深度都会影响从测井得到的有用信息。
等待时间选择不当常破坏DSM应用的基本条件。
由以上实例与分析可看出，用NMR测井方法区分油、气、水层目前还处于研究中，在某些有利情况下才得好效果。
5.NMR测井和其它测井资料的综合应用
核磁共振测井虽有独特之处，但它测量的弛豫特性仍受多种因素影响，因而用NMR测井求岩石物理参数，进行地层评价时常需综合其它资料。
（1）束缚流体测井。
在现场，模块式动态地层测试器MDT测量，可在设计的测点求得渗透率并确定有无可产烃。
用这些结果可补充用CMR测井求得的连续渗透率测量剖面，并帮助证实CMR测量识别的可动流体。
反之，用CMR结果指导MDT取样深度，井场作业效率可大大提高。
（2）CMR测量与电磁波传播测井EPT、超热中子孔隙度测井APT结合可确定地层粉砂含量。
粉砂含量增加使电导率增加，因而EPT传播和衰减时间增大，粉砂含量增加使CMR测量的束缚水孔隙度增加。
APT提供一种与地层中粉砂和泥质有关的热中子吸收影响小的孔隙度，它们结合可适当地确定复杂岩性的粉砂含量。
而地层的粉砂含是量能决定一个桩层的品位，细粉砂将使储层渗透率和产油能力急剧减小。
（3）在墨西哥湾将NMR测井和传统的密度、中子、感应测井结合在高束缚水低阻油层和油基泥浆深侵入地层评价方面取得了好的效果。
这里提到的是在美国南路易斯安那一个断层背斜西翼钻的一口加密开发井，目的是采出水驱油储层上倾部位的储量。
该桩层是河流三角洲区沉积的砂岩储层，电阻率相当低。
所用测井系列如图7。
有的密度、中子、感应测井加上CMR孔隙度和T2分布图，记录CMR用的参数是WT＝1.3s，TE＝0.32MS，600个回波。
显然有一些砂层，其较长的T2对应较大的孔隙度，例如，XX140ft附近的低阻砂岩，CMR孔隙小于密度孔隙度，长的T2S可能对应于烃或大孔隙或两者的综合。
也有高阻砂岩如XX110ft和XX90ft附近。
由原始资料显示解释这些层是困难的，因而要作综合岩石物性分析。
图8是图7显示井段的ELAN分析结果。
CMR资料与快车平台系列综合，分析岩性和流体。
同时也显示了井壁取心分析结果，证实油显示是在低阻层段。
结论是，CMR总孔隙度低是由于采用1.3s等待时间烃的极化不完全。
在该层，因侵入深使电阻率测井过低，以可疑层完井。
向上井段自由水很少，以日产油100桶，含水量10%完井。
因此，CMR和常规测井综合解释有助于准确诊断储层产能。
6.我所在核磁共振测井研究中所做的初步工作
总公司中油测井公司、华北油田测井公司，辽河油田测井公司等已引进NUMAR公司MRIL测井仪，同时胜利油田等单位引进了CMR测井服务，目前已在五个油区测井20多口。
一些研究单位、大学和油田结合，对该技术的应用作了初步研究。
我所在NM基础实验方面也做了一些工作，以推动国内核磁共振测井技术的应用。
（1）岩心核振共振实验分析与常规物性测量的对比研究。
利用38块江汉油田的砂岩和泥质砂岩岩心，首先进岩心常规物性参数测量，然后分别在不同场强条件下测量岩心的M－t衰减曲线，每条T1曲线不少于20个实给点。
用专用软件将测量数据转换为T1和T2分布曲线。
由标准岩样的核磁化信号幅度M（0）标准对各测量岩样的M（0）i进行归一化后可由φi＝M（0）i/M（0）标准×φ标准求得φnmk。
根据Timur和Coates公式，由岩样的φnmr，FFI，BVI及选定的反数可得相应岩样的渗透率Knmr。
将φnmr与Knmr和常规物性方法测量的孔隙度φ、渗透率K进行对比研究，得出如下结果：
①用不同场强（85,2和1MHz）和不同脉冲间隔τ（0.25，0.08，0.25ms）测看出，在高场强下（τ相同时）测量的孔隙度φmnr明显比浮力法测量结果低，在低场下测量的φmnr则符合较好（图9）。
出现这种结果的原因可能是在高强下，顺磁性性杂质（铁、锰）及大的磁场内部梯度同时作用使T衰减明快造成的。
②用不同的经验公式估算渗透率，除了要确定准φ，φMRI，FFIMRI，BVIMRI外，重要一点是要楰据各地区岩样测量选择合适的系数C。
③根据NMR测井求缚流体孔隙度和自由流体孔隙度，关键是要用实验室岩样测量等方法选用合适的截止值。
由江汉油田岩样测得的束缚水T2上限截止值是15ms左右。
（2）对井下仪器探测系作了调研、分析对比，进行了设计。
三、几点认识
（1）核磁共振测井技术是一种正在迅速发展的技术。
十几年来这种技硬件、信号处理软件、测量参数选取、低场核磁共振岩心分析研究，用低场核磁共振测井资料获取储层岩石物理参数及评价储层等方面都得到很大进步，已成为主流测井技术之一，它和成象测井，随钻井一起，使测井技术发展进入新阶段。
近几年NMR测井已成为全球测井界关注的热点。
核磁共振测井所提供的独特信息，砐大的增加了测井地层评价的能力。
这种技硬、软件新近的改进，已拓宽了在井下能测量的多孔介质流体弛豫时间范围，根据测量得到的信息可区分束缚流体和自由流体体积，求得受岩性影响小的有效孔隙度，近似求得总孔隙度。
这种技术也为了解储层产能，确定残余油饱和度打开了新途径。
已经见到利用它改进复杂砂泥岩评价的许多实例。
（2）NMR测量技术应用于井下储层环境研究中也遇到某些局限性。
例如，孔隙中流体弛豫和扩特性的测量结果受到井下储层温度、压力、 氢指数、孔隙壁顺磁物质、地层水矿化度、原油粘度、侵入深度、润湿性及测量参数、测井速度、井眼条件（泥浆电阻率过低，井眼过大及不规则时）等因素不同情况的影响。
因此将它用于地怪评价时，单一方法不可能是万能的。
应该和其有效测井方法一起，取长补短，综合应用。
特别在碳酸盐岩储层应用、套管井产液性质测量，随钻NMR测井等方面，还有大量工作要作。
（3）在我国核磁共振岩心测试实验研究已有一定技术储备，而经引入核磁共振测井仪器在现场试用是近二三十年的事。
因此在我国油气储层实际开发应用中，这项技术尚处于起步阶段。
在这一时期，一方面要继续引进国外NMR技术成果，同时应针对我国东、西部油气田不同储层开展NMR技术应用基础和应用方法的研究工作，并加强指导协调，发挥好已引进的核磁共振井仪器的作用，使这项新技术在我国油气勘探、开发中发挥好的效益，以推动我国核磁共振测井技术的发展。
（4）国外核磁共振测井技术的发展楞程缎带我们一种启示：
作为石油工业重要技术之一的测井技术，必须根据勘探、开发和工程需求，把近代物理、数学、计算机技术、微电子技术等最新理论和技术成果及时用到测井学科的基础实验和前沿技术研究之中。
由此才能不断开发新理论，提出新方法，发展新技术，学科才会充满生机和活
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