核磁共振测井的应用

目前，核磁共振测井的解释还比较复杂，只能由专业人员进行。对于裂缝等复杂地层的储集空间的分布和预测还处于理论研究阶段。但是，对于孔隙度、流体性质的解释要大大超出其他测井解释。

（一）核磁共振技术对于储层裂缝的理论研究

1.核磁共振波谱描述裂缝特征

在核磁共振测量中，岩石局部变化能够导致磁场线形的变化。如果岩石组成比较均匀时，记录到的磁场线形可以用来描述孔隙或裂缝介质。由于裂缝和基岩具有不同的流体，核磁共振波谱很容易区分它们。

实际上，裂缝和基岩的共振频率具有不同程度的位移，当裂缝产生的位移大时，磁场线形宽度就大。通过对裂缝及基岩的弛豫测量，发现测到的T₂对识别裂缝特别有效。即利用裂缝和孔隙性骨架内流体的弛豫时间差异来识别裂缝和孔隙性骨架。在快速扩散情况下，弛豫时间与比表面积之间的关系为：

基岩潜山油气藏储集空间分布规律和评价方法

式中：i=1，2，分别表示纵向或横向弛豫，T_ib和T_is表示裂缝和孔隙流体的磁化衰减的弛豫回旋。裂缝中流体弛豫率正比于裂缝的宽度ω，即：

基岩潜山油气藏储集空间分布规律和评价方法

随着裂缝宽度增加，裂缝中流体的弛豫时间接近于体积流体的弛豫时间。因为孔隙性基岩的V/S值与裂缝的不同，所以探测裂缝的能力决定于裂缝的V/S值。

孔隙性基岩的弛豫衰减要比裂缝的快得多，不同的弛豫时间（Te）观测到的磁场线形就不一样。这样不同的Te值测量可用来探测裂缝介质性质（图4-13）。图4-13中Te从0.1ms变化到200ms，从底部到顶部是相应回波时间Te增加的实验谱线。

图4-13 石灰岩样品的线形和回波时间函数的关系

对于饱含水岩样，用Te最小值（0.1ms）测得的磁化衰减来估算T₂分布（图4-14），可以看出不同宽度的裂缝与无裂缝的基岩具有较大差别。裂缝越宽，相应的T₂值越大。饱含油的岩样也具有类似的表现。

2.用核磁共振成像法测量裂缝开度

目前只能在实验室里进行这项工作：①制备圆柱形的、具有顺轴向延伸裂缝的岩样，用流体润湿，将岩样与成像仪的静磁场方向平行放置，其裂缝呈水平产状；②利用SIS85/310成像仪（氢核共振频率为85.492MHz）测量岩样的核磁共振波谱，该仪器中有一5英寸直径的“鞍形”线圈作为激发和接收信号，进行二维核磁共振测量，测得的图像平面平行于裂缝面，可以得到俯视的裂缝储集空间分布图像；③对图像密度进行刻度，以便给出裂缝开度图像，需要反复测量10次；④在裂缝截面近似平滑的情况下，对岩样施加一定压力的流体，进行流量与压降测量。用压降与流量可以计算裂缝开度b′：

图4-14 饱含水石灰岩样品T₂的分布

基岩潜山油气藏储集空间分布规律和评价方法

式中：ω——裂缝宽度（假设等于岩心直径）；Δp——流量为Q时岩心两端的压降；μ——流体的粘度；L——具裂缝的岩心长度（裂缝与岩心长度相等）。

（二）核磁共振测井进行碳酸盐岩储层评价

核磁共振测井对于一般砂泥岩地层可以比较好地提供孔隙度、渗透率、粘土含量、油气水层识别等储层参数，对于天然气储层和水淹层的识别也非常有效。对于复杂岩性的地层、特别是裂缝型变质岩的储集空间解释，还存在许多不确定性。对于碳酸盐岩核磁共振测井可以提供如下信息：

1.碳酸盐岩有效孔隙度、可动流体和渗透率

这里给出两个实例（图4-15、4-16），解释了碳酸盐岩地层岩性变化及其孔隙度、可动油和可动水的分布情况。在图4-15的顶部（5900～5960ft）存在大量粉砂，在6140～6200ft范围内含有20%～40%的石膏，CMR可以解释出有效孔隙度（可动流体孔隙度）φ_F。从图4-15可以看出，粉砂岩段的有效孔隙度很小，为非渗透率层，其下部的碳酸盐岩段有效孔隙度较大，为渗透层。

图4-16中的岩性主要为白云岩，该图给出了3种孔隙度：核磁共振孔隙度φ_NMR、常规测井孔隙度φ_CON、岩心分析孔隙度φ_core，尽管岩性变化较大（白云岩、硬石膏、石灰岩），但是CMR孔隙度与岩心分析孔隙度对应很好。测量井段的油水界面在7250ft处，根据有效孔隙度计算出的可动水体积（MOVWAT）在此深度以下不断增加，而且计算出的可动油体积（MOVOIL）与电磁波测井（EPT）得到的残余油饱和度一致。

2.碳酸盐岩储层的残余油饱和度解释

确定储层残余油饱和度是三次采油的基础工作。这里残余油饱和度S_or定义为不可动含油饱和度，即储层中相对渗透率为零的含油饱和度。

用核磁共振测量注入的MnCl₂的技术，被认为是裸眼井确定残余油饱和度最好的方法。

图4-15 CMR测井与常规孔隙度测井的比较

图4-16 CMR测井与常规测井比较，说明可动油与可动水解释的差异性

因为核磁共振与常规测井不同，测量信息来自储层流体的氢元素，而不受岩性影响。在注入MnCl₂过程中，还添加了一种顺磁离子，以加快水的弛豫，使注入水信号与油信号分开，从而测得含油饱和度，当核磁共振测井探测半径足够大时，测出的含油饱和度即为水淹区的残余油饱和度。

图4-17给出了岩心分析、常规测井和CMR测井得到的孔隙度、含油饱和度的对比情况。其中第一道是总自然伽马（SGR）和“无铀”（CGR）测量结果，以反映泥质含量的情况。第二道为密度-中子交会孔隙度（PXND）和岩心分析孔隙度，岩心分析孔隙度是按照1.5ft的滚动平均值显示的。两者有较好的一致性，说明测井和岩心分析是匹配的。第三道显示了PXND孔隙度和CMR孔隙度（MPHI），它们之间具有相当好的一致性。因为PXND提供的

图4-17 CMR与岩心、常规测井得出的孔隙度、含油饱和度的比较

是总孔隙度，而MPHI是有效孔隙度，又由于图4-17例子中有几处泥质含量较高，所以造成有几段MPHI低于PXND的情况。第四道是未经平均处理的岩心渗透率。渗透率小于1mD（10^-3μm²）为非渗透率层，用阴影显示，非渗透率层以下的岩层地层压力明显增加（第七道）。第五道为岩心测量的残余油饱和度与CMR测井仪测得的残余油饱和度的比较。因为CMR计算含油饱和度时选用了90ms的T₂截止值，因此，必需对此求出的饱和度数据进行低于90ms弛豫时间的原油成分校正（图4-18）。根据实验室在42℃时对原油测得的T₂结

图4-18 埕北303井碳酸盐岩双井径曲线指示了井眼椭圆化方位

果，对CMR测井计算的含油饱和度做了增加18%的校正，这样得到的饱和度数值就与地层情况相一致了。当地层压力与静水压力差越大，岩心分析含油饱和度与CMR测井饱和度越相近（4960～5050ft）；当压力差小于17.5kg/cm²时，CMR计算的饱和度比岩心分析含油饱和度高出10～30个饱和度单位（图4-17中的5050～5100ft）。在5100～5120ft段，CMR和岩心分析含油饱和度基本一致，此时饱和度很低（约为10%）；5120ft深度以下，储层压力高于静水压力，CMR提供了可动水饱和度。