NMR解释评价及流体识别4.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 Spin-echo data T2i are pre-selected: T2i = 4, 8, 16, 32, 64, 128, 256, 512, 1024... t S pori . e -t/T2i i = 1 n Amplitude (pu) f T2 [ms] Incremental Porosity [pu] T2 Spectrum Water-saturated rock: rT2 = V/S ? NUMAR Corp., 1995 BVI FFI Signal 1st Spin-Echo 2nd Spin-Echo T Decay 2 T * Decay 2 RF TE/2 TE TE 90° 180° 180° CMPG脉冲序列 第二节 NMR确定储层基本物性参数 64 128 256 512 1024 2048 标准T2谱 粘土束缚水体积 有效孔隙度 总孔隙度 .5 1.0 2.0 4.0 毛管束缚流体 free fluid mobile water hydrocarbon matrix dry clay clay- bound water capillary bound water MFFI MPHI @ feff Conductive Fluids MCBW MBVI MSIG @ ftotal 8.0 16 32 可动流体 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