核磁共振双等待时间测井储层流体识别仿真实验设计

针对核磁共振(NMR)测井教学理论性强、原理抽象复杂等特点,设计了基于MATLABGUI的NMR双等待时间(TW)测井储层流体识别仿真实验,设计的MATLAB GUI交互界面包含地层T2谱模型构建、流体极化及双TW回波数据正演和回波数据处理等模块。通过在仿真实验中输入不同参数,模拟得到的地层T2谱模型、长短TW回波数据和处理结果将实时显示在图形界面,并对实际NMR测井资料进行了处理。该仿真实验操作简单,能将NMR双TW测井储层流体识别过程及结果直观地展示给学生,增强学生对该流体识别方法的理解,提高NMR测井教学效果。

核磁共振测井双等待时间观测方式及分析方法

由于储层中油、气和水具有不同的核磁共振弛豫响应特征,为此,核磁共振测井设计了双等待时间观测方式以检测储层中的烃,并能够实现储层流体的定性和定量评价。讨论了核磁共振测井双等待时间观测方式的流体的弛豫机理和资料采集过程,给出了参数设计的基本方法。详细讨论了核磁共振双等待时间测井数据的定性分析方法,即T2域差谱分析方法、指数参数法和时间域分析法,构造了一个指示参数,建立了相应的评价标准;推导了时间域分析定量计算的公式,并给出了一些关键参数的选择方法。实际应用证实,对双等待时间观测数据的定性和定量计算方法对于油气识别与评价是有效的。

核磁共振测井双TW观测方式及其分析方法

储层中油、气、水具有不同的核磁共振(NMR)弛豫响应特征。在短等待时间里，只有水完全极化，在足够长的等待时间里，水和烃都完全极化。采用不同的等待时间TW进行测量，可反映出流体性质在核磁共振测井响应上的差异。对核磁共振双TW测井资料正确解析后可以得到谱差或差谱：水信号被消除．剩下油气信号，由此，对油、气、水进行识别和解释。在胜利油田应用结果表明，核磁共振双TW观测方式及其分析方法是行之有效的，可作为直接发现油气层的一种有效方法。在同一等待时间里水和烃的极化率不同；在不同的等待时间里，油的极化率是不同的。

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。

一种改进的核磁共振测井测量脉冲序列(英文)

提出了一种可以提高核磁共振测井测量速度的新型测量脉冲序列 ,它基于对原有CPMG测量脉冲序列的改进 .在原有的测量序列中 ,在一个CPMG脉冲序列结束之后 ,直接进行等待 (T1延时 ) ,以使磁化强度矢量能够完全恢复到平衡位置 ,然后再进行下一个CPMG脉冲序列的测量 .由于测井仪器的连续运动 ,在测量含有长T1成分的地层时 ,等待时间需要取得较长 ,使得测井速度很低 .但在实际地层中 ,恰恰又是油气的T1较长 ,这无疑给核磁共振测井带来了麻烦 .作者发现 ,如果在一个CPMG脉冲序列结束之后在 -x方向先施加一个 90°脉冲 (或在x方向施加一个 2 70°脉冲 ) ,再进行等待 ,就能更好地使长T1成分得到极化 ,从而缩短等待时间、提高测量速度 .文中对这种改进后的脉冲序列进行了计算和分析 ,证明它确实具有一定的优越性 .

DDTW—一种利用核磁双等待时间和密度测井资料评价气藏的方法

准确计算孔隙度、流体饱和度和地层条件下气的特性是气藏评价的关键。用双等待时间(DTW)核磁测井与密度测井相结合的方法确定这些特性，比单独使用其中任一种方法更为可靠。本文介绍的DDTW技术(Density and核磁 Dual Wait—Time)适合在孔隙中含有一种气相和一种液相的储层中应用。气相质子密度低引起核磁信号强度降低，从而导致视孔隙度估计过低。每一流体的纵向弛豫时间不同，造成不同等待时间的极化率不同，也能引起核磁孔隙度估计过低。另一方面，密度测井，由于气的存在而使孔隙度估计过高。这些资料与已有的关系结合，就形成了一个求取气层孔隙度Φ和冲洗带含气饱和度Sgxo的有效方法。DDTW技术还可用来确定气的特性包括井眼环境下气的密度ρg，以及两个与核磁相关的参数，含氢指数I H，g和自旋晶格弛豫时间T1g.两个油田实例说明了这个技术的实用性。

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。

根据双TE测井确定含烃饱和度

根据双TE测井可以获得地层固有弛豫时间T2int和地层烃与水的T2int差异,可用来定性判别地层的流体性质,也可用来定量评价含烃饱和度,即利用烃与水的T2int差异分配可动流体进而得到可动烃与可动水体积,利用截止值法确定毛管束缚水体积。可动烃体积、可动水体积与毛管束缚水体积经含氢指数校正,就可以得到地层的含烃饱和度。该方法被编制到了核磁共振测井油气识别与评价模块FLAN中,应用该模块处理并解释了多个地区多口井的实际资料,获得了较好的油气识别与评价效果。