混油钻井液中地层油的T1-T2二维核磁共振识别与评价方法

混油钻井液影响地层含油性的实时发现与准确评价,色谱、质谱、光谱等扣除背景值的识别方法定量精度较低,一维核磁共振方法需要在添加弛豫试剂前、后进行2次分析,为此采用T1-T2二维核磁共振测量方法,通过对混油钻井液、不同矿化度盐水及3种成品油、5种原油的测试,建立了混油钻井液中的水、基础油、地层油的解释图版;通过对混油钻井液均匀混入不同含量原油后的测试,建立了混油钻井液中的地层油含量评价模型;通过不同质量白油的测试,确定了T1-T2的检测下限为200~750 mg/L。经实验模拟及实钻验证,所建立的解释图版和评价模型可靠。因此,T1-T2二维核磁共振能够直接、直观区分混油钻井液中的基础油和地层油,实现地层含油性的及时发现与直观识别。

T1-T2二维核磁共振页岩油储集层含油性检测方法

核磁共振直接探测孔隙流体信息,是评价页岩油含油性的重要测井系列,但由于有机孔隙中沥青、束缚油、可动油与无机孔隙中束缚水的横向弛豫时间T2基本重叠,难以利用一维T2谱有效区分这些信息。通过流体组分核磁特性分析,发现不同流体纵向弛豫时间T1差异较大,特别是通过T1/T2能够有效评价页岩油含油信息,在此基础上提出了一种4状态下T1-T2二维核磁共振页岩油含油性检测方法,即4状态法。实践结果表明,各种流体组分在T1-T2二维谱图上具有不同的分布范围,通过对T1-T2谱图进行数据分割,得到各种流体组分信息。利用该模型对歧口凹陷沙三段页岩油进行评价并进行水平井部署,实施后获得20 t/d以上的高产,验证了T1-T2二维核磁共振页岩油储集层含油性检测方法的准确性。

用核磁共振二维谱确定芫花素-6-C-β-D-吡喃葡萄糖基(2→1)-O-α-L-吡喃鼠李糖苷的双糖结构

[目的]确定一种黄酮双糖苷中双糖的结构。[方法]用1H-1HCOSY-45、HSQC和HMBC谱确定双糖的联接位置。[结果]鼠李糖联连在葡萄糖的2位上(1→2)。[结论]采用核磁共振二维谱能明确该双糖的1H,13C核的化学位移归属。

基于低场核磁共振T1-T2谱技术定性和定量分析罗非鱼各组织的方法探究

形体指标的检测是鱼类常规营养评定的重要组成部分。目前,分析鱼类组织体重比的方法会对鱼体造成损伤,且取样过程复杂,迫切需要无损快速检测技术分析鱼体组织占比。低场核磁共振技术具有快速无损检测的特点,已有研究利用低场核磁共振T1谱技术检测小鼠内脂肪组织体积,但尚未有研究应用低场核磁共振T1-T2谱技术对鱼类各组织器官进行定性和定量分析。基于此,利用低场核磁共振T1-T2谱技术,将分离后的罗非鱼的肌肉组织、腹腔脂肪组织、肝脏组织、肠道组织单独以及混合后进行扫描分析,结果发现利用低场核磁共振T1-T2谱技术可以分离罗非鱼肌肉组织和腹腔脂肪组织,但是无法区分肝脏组织和肠道组织。进一步对能够实现分离的肌肉组织和脂肪组织建立定量分析的模型,分析罗非鱼组织信号强度与组织重量相关性,结果显示,肌肉组织相关性R^2=0.974 3,腹腔脂肪组织相关性R^2=0.965 0。并利用罗非鱼活体验证了肌肉组织定量分析模型的可靠性,将活体扫描肌肉信号大小转换成肌肉组织重量并分析其与全鱼体重相关性,结果显示肌肉组织重量与体重相关性R^2=0.806 9。研究表明,在鱼类营养代谢研究中,可以利用低场核磁共振T1-T2谱技术快速无损地定量分析鱼体内肌肉组织含量。

气井岩石物理解释的核磁共振T1／T2APP与T2APP二维反演新方法

我们给出由核磁共振（NMR）测井曲线得到T1／T2app比值与T2app图像的二维反演方法，这些NMR曲线是用多等待时间（TW）采集的，这项技术对探测天然气和反凝析油特别实用可靠，我们能够用反演出的资料评价含气饱和度和凝析油饱和度，尤其是在有大的扩散反差情况下，而大的T1／T2～反差存在使这项技术更适合识别出液体（水和油）中的天然气。不用分别地反演一维T1和T2app，或者进行二维T1和T2的联合反演，采用直接反演T1／T2app与T2app会有一定的好处。第一，气体T1／T2app与液体T1／T2app的反差大能够在T1／T2app与T2app图像上给出有助于解释的清晰信号；第二，我们通过选择频率（或磁场梯度）和回波间隔TE，能够将气体的T2app限制在很窄的时间范围内，如50—150毫秒。因此，在T1／Tapp和T2app图像上气信号的位置总是定义窄的，这样会使解释更简单；第三，物理限制，如T1／Thapp能易于应用，因此减少某些因噪音引起的不确定性。而且，由基于预定时间（即bin）的T1和T2分布构建T1／T2app比值常常是困难的，因为反演的人为因素和噪音影响使逐bin计算几乎不可能，因此，仅计算有明显气显示的气井的bin与bin的比值，而新的处理计算即使在含气饱和度相对低时或回波信号相对嘈杂（例如饱和盐水泥浆井）时也能很好地进行。由反演的T1／Tapp，我们能从相应的T2app谱重建T1谱。 两口气井实例证实了这种方法要比气井评价的其他1D和2D反演技术好。在第1个实例中，与在纯砂岩气井中测量的NMR数据组的SIMET反演做了对比；在第2个实例中，为复杂岩性，中子一密度交叉不明显。除此之外，我们能够用T1／T2app方法识别天然气，而且，我们通过设定T1和T1／T2app的阈值能够评价冲洗带含气饱和度和经过含氢指数校正的孔隙度。

基于核磁共振二维谱技术识别储层流体类型

在梯度磁场的作用下,测量流体的CPMG脉冲回波时间间隔的平方与表观弛豫时间的倒数之间存在线性关系。通过一维反演方法得到了流体的表观弛豫时间T2,利用线性拟合的方法得到了流体的扩散系数和弛豫时间;通过二维反演方法得到核磁共振二维谱(D-T2),建立了多孔介质中饱和流体类型的识别方法。研究表明:在一定温度下,油的弛豫时间和扩散系数存在线性关系,气和水的扩散系数在一定条件下是常数。由于油、气、水弛豫时间和扩散系数的不同,在核磁共振二维谱上得到很好的表征,因此可以快速、直观地识别它们,为识别流体类型提供了一种新方法。

基于二维核磁共振孔隙流体分布的页岩导电模型

实验室岩心分析是研究页岩油气藏中流体性质与赋存空间的重要实验方法,松辽盆地古龙陆相页岩油储层的特点是黏土含量高、孔隙结构复杂、纹层页理发育、各向异性强,由于页岩岩心遇水膨胀而且易碎,常规砂岩实验方法不适用于页岩岩心分析;同时,国内外缺少陆相页岩油储层饱和度模型方面的研究,因此,急需研发页岩油储层实验室岩石物理分析方法,并建立页岩油储层饱和度模型。选取松辽盆地青山口组的10块岩心样品,从页岩储层的岩石物理性质分析入手,结合松辽盆地古龙陆相页岩储集特征,采用自吸-加压饱和的方法,开展二维核磁共振-岩电联测实验;通过二维核磁共振谱图中各分区信号量的变化,分析自吸与加压饱和阶段中主要饱和水的孔隙空间,研究页岩导电机理,确定页岩电性特征,建立并验证适合于研究区页岩储层实验室条件的饱和度模型。通过验证,构建的饱和度模型能够描述松辽盆地古龙页岩的导电机理,进行研究区饱和度的计算。

二维核磁共振相关方法介绍

本文主要介绍两种典型的二维核磁谱测量方法。

二维核磁共振测井在致密碳酸盐岩储层中的应用

鄂尔多斯盆地致密碳酸盐岩储层存在岩石组分复杂、孔隙非均质性强,储集空间类型多样的特点,基于常规测井资料计算的储层参数可靠性差,难以准确识别储层流体性质。为提高致密碳酸盐岩储层流体性质识别,研究黏土束缚水孔隙、微细-中孔、粗孔-孔洞3种孔隙组分的核磁共振横向弛豫时间特征,利用核磁共振测井T2分布计算3种孔隙组分的孔隙度,建立T1、T2几何平均值比值与粗孔-孔洞孔隙度流体性质识别图版,微细-中孔孔隙度与粗孔-孔洞孔隙度储层有效性评价图版。对致密碳酸盐岩储层流体性质判识结果表明,二维核磁共振测井对致密碳酸盐岩微细-中孔型及粗孔-孔洞型储层流体识别效果较好,针对孔隙不连通储层及裂缝性储层应用存在局限性。

岩石润湿性的核磁共振表征方法与初步实验结果

随着石油勘探开发领域的不断扩大,某些复杂油气藏尤其是致密油气的岩石物理响应,受岩石润湿性变化的影响越来越明显,影响油气藏的评价以及后续勘探开发,识别和评价岩石润湿性成为重要的研究课题.核磁共振弛豫可以有效表征多孔介质孔隙及其流体分布,特别是通过T1-T2弛豫图谱能够获得流体分子与孔隙表面相互作用的信息,进而为孔隙表面润湿性质的判断提供了可能性.本文首先讨论了T1-T2弛豫谱表征孔隙介质润湿强度的理论基础,然后,采用一阶近似方法对孔隙表面流体分子的核磁共振弛豫分布进行正演模拟,建立T1/T2比值法判别孔隙介质润湿性的基本方法.最后,选取玻璃珠和天然砂岩样品进行初步实验,验证方法的合理性.结果表明,当岩石饱和双相流体时,润湿相流体T1/T2值高于非润湿相流体,通过观察不同饱和度状态T1-T2二维图谱的变化,能够判断岩石的润湿性.本文的理论分析与初步实验结果为岩石润湿性研究提供了新的手段,对核磁共振测井探测储层润湿性也具有一定的应用价值.

四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩油赋存状态及可动性

通过系统分析钻井取心资料,将四川盆地侏罗系凉高山组页岩细分为纯页岩型组合、介壳型页岩组合和粉砂型页岩组合等3类5种岩性组合,在此基础上,总结不同岩性组合页岩储层宏观、微观特征差异,识别并评价不同岩性组合页岩油储层流体赋存状态特征及可动性,优选有利岩性组合类型。研究表明:①凉高山组页岩油分为游离油和吸附油,游离油具有易流动油和束缚油2种赋存状态,页岩孔隙中,小孔主要赋存吸附油和束缚油,中孔主要赋存束缚油和易流动油,大孔主要为易流动油;二维核磁共振T2≥0.2 ms,1≤T1/T2<10的区域为易流动油以及束缚油信号,T2<0.2 ms,10≤T1/T2<100的区域则为吸附油信号,并建立了凉高山组不同赋存状态流体二维核磁共振T1-T2识别图版;核磁共振孔径转换揭示了凉高山组页岩油游离油孔径下限为60 nm,建立了基于孔径大小和流体赋存状态的页岩油储层孔隙划分方案。②有机质含量、流体流动能力、矿物组成及孔隙结构是凉高山组页岩油赋存及可动性的直接影响因素。③粉砂型页岩组合大孔及微裂缝发育,易流动孔隙占比高,可动油更容易富集;粉砂纹层构造发育不仅能够提供丰富的储集空间,也会提高孔隙连通性,有利于页岩油聚集、赋存及流动,指示了粉砂型页岩组合为凉高山组有利岩性组合类型,其发育层段即为四川盆地凉高山组页岩油勘探开发有利层段。明确粉砂型页岩组合孔-缝配置关系是未来凉高山组页岩油勘探开发取得突破的主要攻关研究方向。

二维NMR方法帮助进行油气井分析

直到最近，大部分井眼核磁共振测量和解释技术将注意力集中于储层流体的横向弛豫时间T2。在测井领域广泛使用NMR T2谱，并且在现场测井和可提供的后处理结果中通常显示它。