核磁共振双TW测井数据联合反演与流体识别

针对核磁共振测井双TW观测数据分析和流体识别的需要,研究了基于全局搜索的遗传算法和局部搜索的最小二乘法的联合反演算法,实现了核磁共振双TW观测数据处理.首先,研究了饱和油气水岩石物理模型的核磁共振双TW观测模式的测井响应机理;然后,利用全局搜索性能优良的遗传算法,对核磁共振回波差数据进行了反演,计算出了流体的核磁弛豫性质及其体积;最后,以遗传算法的反演结果为初值,利用阻尼最小二乘方法对双TW回波串进行更精细的反演,计算出了双TW的T2分布、孔隙度和流体饱和度.理想模型的合成数据和实际测井资料应用表明,遗传算法与最小二乘方法相结合是一种行之有效的联合反演方法,能较好地实现核磁共振测井双TW观测数据的处理和流体评价.

油润湿致密砂岩核磁共振双TW测井解释方法与流体识别

在油湿条件下致密砂岩储层的核磁共振测井流体识别面临挑战,迫切需要开展测井响应机理和分析方法研究。基于油湿条件下油水分布特征,研究了核磁共振响应机理和理论方法,推导出了核磁共振双TW测井响应方程。根据核磁共振双TW观测原理,研究了双TW测井的数据处理方法,推导宏观磁化矢量与流体体积和弛豫参数的公式。采用模拟退火算法解决非线性反演,实现了冲洗带流体弛豫参数、含油体积与含水体积等。设置理想模型,基于数值模拟对上述理论和算法进行了正确性检验。在鄂尔多斯环江油田进行了实例应用,核磁计算的冲洗带含油饱和度与Archie公式计的含油饱和度以及测试结果是一致的,表明新方法是适用的。而且,基于冲洗带饱和度构建流体识别图版,提高了流体识别的精度。

应用MRIL测井的多TE双等待时间观测方式估算原油的粘度

用传统的试井、钻井测试或井下流体采样器方式获取储层流体样品的费用很高，并且人们一直担心这些样品不能真正代表原状储层流体，从而引起人们对确定储层开发和经济评价关键参数的怀疑。理想的解决方法是原状流体做一全面的井下分析。本文利用实例来说明应用多TE双等待时间（TW）测井定量确定San Jorge盆地储层原油粘度的方法。这种基于核磁共振测井的测量结果已得到后面的PVT测试的验证，与生产数据吻合。我们证明：如果有效地分离油、水NMR信号，并且合理地估算本征弛豫时间，利用NMR测井即可获得令人满意的原状原油粘度信息。

复杂油水层核磁共振测井时间域分析改进方法

复杂油水层中流体对测井响应贡献小,常规测井流体识别难度大,核磁共振长短等待时间(双TW)测井及其时间域分析(TDA)方法在流体识别方面具有明显的优越性。但是,现有的TDA方法通常认为孔隙中的水完全极化且流体弛豫参数是已知的,这并不适用所有勘探区块,因此需要根据油水层情况对时间域分析方法加以改进。改进包括两个方面,一是针对水湿特征推导了核磁共振双TW观测模式下油水的弛豫机理,二是考虑到大孔隙中水的不完全极化问题,建立了回波串差与流体组分及其弛豫特性的关系。针对上述非线性问题,利用遗传算法实现了核磁共振双TW测井数据的非线性反演,计算得到冲洗带含油体积和含油饱和度。理论模型数值模拟结果表明,利用改进方法计算得到的油的横向、纵向弛豫时间以及含油体积与预设模型一致性好,比采用TDA分析方法得到的结果精度高。在鄂尔多斯盆地测井实例中,采用改进方法计算得到冲洗带含油体积和含油饱和度,计算结果与测试结果吻合,为有效识别储层含油性提供了准确信息。

MREx核磁共振测井流体性质评价技术的应用分析

MRExplorer核磁共振测井技术一次性可以采集双TW、多G·TE 的CPMG回波序列 ,通过结合孔隙介质中不同流体的纵向弛豫时间T1和扩散系数D的差异进行流体类型划分和流体特性评价。双TW、多G·TE(MGTE)评价方法是在深度域对不同的T2 谱进行综合分析 ,计算原油体积和原油粘度。多回波串同时反演 (SIMET)评价方法是在时间域应用矩阵变换对CPMG回波串数据进行数值处理 ,得到油、气、水的固有T2 谱分布和油、气、水体积。 2种方法在大港油田都得到了较好的应用。

核磁共振长短等待时间极化增强在低阻油层识别中的应用——以环庆地区西部长8油层为例

勘探开发表明,鄂尔多斯盆地环庆地区长8普遍发育低阻油层,为进一步探明研究区低阻油层的富集区并进行高效开发,须明确低阻油层的成因,并提出针对性的流体识别方法.文中充分结合地层水、束缚水及全岩矿物X衍射实验等资料,分析后认为:高地层水矿化度和高束缚水饱和度共同作用导致低阻油层的形成.在明确低阻成因的基础上,充分挖掘核磁测井中的信息,利用长短等待时间(双TW)对应的可动流体之差指示的FLAG参数及T_(2)几何均值重叠表征流体性质之间的微弱差异,构建研究区低阻油层定量化解释图版,并确定相关参数标准.应用效果表明,核磁双TW极化增强法有效提高了环庆地区长8低阻油层流体识别的准确性,可为研究区邻区低阻油层识别提供一定的借鉴意义.