辽中凹陷旅大地区古近系核磁共振录井解释评价方法研究

渤海油田的辽中凹陷随着勘探开发力度的加大,所揭示的储层流体分布状态日趋复杂,储层物性及流体识别难度大,从而对现场录井技术及解释评价方法也提出了更高的需求。为了解决现场作业需求,渤海油田引入核磁共振录井技术,通过对辽中凹陷旅大地区的核磁共振录井资料进行统计研究,建立起适用于本地区储层内不同流体类型的核磁共振录井谱图识别法与特征参数图版法,两种方法相互验证,有效地提高了通过综合解释快速、精细化评价储层流体性质的水平,为储层流体解释评价提供了有力技术支撑,为作业生产决策提供了坚实可靠的技术依据。

核磁共振录井优化实验及流体评价技术研究与应用

核磁共振录井技术在综合录井中发挥着重要作用,为储层物性评价和流体性质判别提供了有效的指导和评价依据。然而,对于挥发性较强的轻质油储层,取样方式和分析时间等因素会对核磁共振录井的评价结果造成很大影响,传统的取样分析流程限制了核磁共振录井技术的应用效果。通过开展核磁共振录井取样方式、分析时间窗口等实验,优化样品取样分析流程,确保了基础数据的精准,为研究核磁共振录井流体评价技术提供了数据保障。在核磁共振三扫分析的基础上,根据T_(2)谱图流体性质评价原理结合数学推导定义了含水性评价量化参数可动水信号比,基于多变量数据面积分布判别法建立了核磁共振雷达网络评价模型。该优化技术提高了分析参数的精准度及流体性质判别的准确率,解释评价符合率达到90%,具有较高的实用性,为核磁共振录井技术在准噶尔盆地的深入推广打下了坚实基础。

利用核磁共振录井技术定量评价储层的分选性

储层分选性是反应储层物性、均质程度及沉积环境好坏的重要标志.分选系数一般是通过实验室的粒度分析(粒度分选)或压汞试验(孔喉分选)来得到,利用核磁共振评价储层孔喉分选性多是通过建立T2g与常规分选系数之间的关系公式来得到.在深入研究常规分选系数计算原理的基础上,结合T2谱累积曲线对储层分选性的反应,提出了2种不依附于实验室分析、可由单个样品来定量评价储层分选性的新方法,并且取得了与其他方法较为一致的评价结果.该项研究打破了录井不能定量评价储层分选性的局面,对于快速指导油气勘探开发具有十分重要的意义.

核磁共振录井技术在油田勘探中的应用

核磁共振录井技术主要是应用CPMG脉冲序列测量岩样内氢核的横向弛豫时间T2的大小及其分布,在钻井过程中及时准确地获取储层物性参数的一项技术。该项技术的特点是岩屑样品分析独具特色,不受样品类型限制,分析快速,一次分析可提供多项参数,分析结果准确。在辽河油田勘探领域进行一年多的应用,在储层快速评价、油气水层综合解释等方面发挥了重要作用,对油田勘探工作具有一定的指导意义。

核磁共振录井技术在辽河油田N74区块的应用

辽河油田N74区块油气水层的分布复杂、油气富集程度不同,增加了油气水层解释的难度。为了进一步认识该区块油气水层特征,对该区块的10口井进行了核磁共振录井分析。通过核磁共振分析,总结出该区块的储集层物性表现为“一高四低”的特征,即高束缚流体、低孔隙度、低渗透率、低可动流体和低含油饱和度特征,从而解释了该区块虽然含油饱和度低而试采过程中出油的现象。根据该区块的特征建立了解释标准和解释图板,在实际应用中取得了较好的效果,为区该块以后的解释评价提供了依据。

运用核磁共振录井技术评价砂砾岩体储层

核磁共振录井技术是通过测量岩样内氢核的横向弛豫时间(T2)的大小及其分布,实现在现场及时准确地获取储层物性参数的一项技术。该技术的特点是对岩屑样品的分析独具特色,测量结果不受样品颗粒大小的影响,分析快速,一次分析可提供多项参数,且分析结果准确。研究证实,核磁T2分布与由毛管压力曲线得到的孔喉半径分布在反映岩石的孔隙结构方面具有一致性,弥补了岩心毛管压力曲线数据的不足,为核磁共振技术进行孔隙结构的定量评价提供了新的方法。通过寻找T2几何平均值与孔隙结构参数之间的关系,建立了适合东营北带储层岩石孔隙结构评价的定量关系式,从而实现了利用核磁共振录井资料对岩石孔隙结构进行定量和快速评价。在此研究的基础上,结合测试层核磁物性资料,建立了东营北带储层核磁录井评价标准,在实际应用中取得了较好的效果。该技术在储层快速评价、油气水层综合解释等方面发挥了重要作用,对油田勘探工作具有一定的指导意义。

t_2弛豫谱在核磁共振录井解释中的应用

核磁共振录井测量过程中，t2弛豫谱是重要的参数，其中包含着孔隙度、可动流体、含油饱和度等储集层物性信息。根据t2弛豫谱分析原理着重介绍了t2弛豫谱形态在不同性质储集层中的特征，列举了油气水层的典型谱图特征：油层的谱图特征为弛豫时间较长，右半部分谱图较发育，可动流体值高、含油饱和度高；水层的谱图特征为可动流体值较高，油信号谱峰低、孔隙中以可动水为主；油水同层的谱图特征为油信号谱峰与水层相比较高，但大部分孔隙空间被可动水充填，含油饱和度一般为10％～40％；干层的谱图特征为低孔隙度、低渗透率、低可动流体、低含油饱和度。进而通过实例分析，说明了t2弛豫谱在储集层评价和油气水层解释中的重要作用。

核磁共振录井t_2谱截止值确定方法及其适应性研究

核磁共振录井在区分地层中可动流体和束缚流体方面具有独特优势,然而核磁共振技术并不能直接测量这些参数,必须经过计算才能得到。在计算过程中,核磁共振t2谱截止值(t2cutoff)的作用非常重要,准确确定该值是核磁共振录井能否正确评价储集层的关键。针对此问题首先对t2cutoff的敏感性进行分析,并提出了一种利用t2谱几何均值(t2GM)把握t2cutoff的新方法,以求取束缚水饱和度为例对该方法进行检验,结果证明该方法具有可行性;进一步对该方法所确立的模型在含油岩样中的应用进行适用性分析发现,含油饱和度小于40%时,该模型具有较高的精度,但随着含油饱和度的增加,该模型误差加大。对t2谱截止值的研究实现了从经验值判断上升到量化确定阶段,虽然对于含油饱和度大于40%的岩样的适应性还有待深入研究,但其研究思路的进一步拓宽,对核磁共振录井技术的应用与发展具有促进作用。

核磁共振录井技术在胜利油田的应用

核磁共振录井作为一项新的录井技术,它能够提供地层有效孔隙度、可动流体含量、含油饱和度等与储集层物性和储集层流体性质相关的地质参数,为钻井过程中及时、有效评价储集层创造了条件。在简述核磁共振录井原理和主要地质参数意义的基础上,阐述了不同储集层的t2谱图特征;结合胜利油田的应用情况,提出了胜利油田核磁共振录井初步解释标准,并通过在济阳凹陷3口井的应用进行了验证。应用实践表明,在分析样品具有代表性的前提条件下,核磁共振录井技术可以提供及时、准确的储集层物性评价参数,从而实现现场及时解释评价。

核磁共振录井技术影响因素分析与实验研究

核磁共振录井技术在随钻储集层物性和流体评价中具有分析参数多、速度快等优点,但在应用过程中存在着一定的系统误差和偶然误差。在深入分析其影响因素的基础上,以实验分析数据为依据,针对应用过程中仪器参数、岩石性质、流体性质、取样与样品类型的影响以及测试过程中的影响因素,开展了分析与实验研究。结果表明:影响核磁共振录井的因素主要包括仪器的系统误差,取样、选样及处理过程中的偶然误差以及测试样品性质(岩石性质和流体性质)造成的误差;在仪器允许的范围内应加大样品用量,以提高地层代表性和测量值的准确性;t_2截止值有随着岩石骨架颗粒的增大而增大的趋势,并主要分布在10～20 ms之间;渗透率模型中的经验常数c值选择10较为合适;Mn^(2+)的质量分数、浸泡时间对含油饱和度测量结果影响较大,在Mn^(2+)质量分数为2.0%、浸泡时间在24～36 h的条件下,能够真实地分辨油水信号。

核磁共振录井发展现状与定性识别油水层方法

为了能够准确地评价储集层及油气资源,分析岩石物性参数和孔隙流体性质具有十分重要的意义。核磁共振录井技术可以在录井施工现场快速、准确、连续分析储层物性,三次测量后得到的T_2弛豫图谱可以反映储层孔隙流体信息,提供孔隙度、渗透率、含油饱和度以及可动流体饱和度等评价参数;将参数与T_2弛豫图谱相结合,参照测井以及试油情况等资料,在某油田定性识别5口井,核磁共振录井解释与试油结论基本相符。因此,利用核磁共振T_2弛豫图谱与分析参数可以有效地定性评价储集层,为油田的勘探开发提供基础资料和数据。

基于FPGA的核磁共振录井仪智能温控系统的研制

根据核磁共振录井仪磁体对温度场的要求,研制了一种基于FPGA的智能温控系统,给出了系统结构、工作原理和软件控制流程,并对应用效果进行了实验研究。温控系统采用PID算法控制,测量灵敏度为0.05℃,控制误差为±0.2℃,其良好的稳定性,很好地满足了均匀磁场对温度的要求。实际应用结果表明:温控及仪器系统运行稳定,测量结果可靠,仪器测量的稳定性,标定曲线的线性度都达到了要求,为核磁共振录井的准确测量提供了保证。

核磁共振录井技术在鄂尔多斯盆地上古生界岩性气藏解释评价中的应用

鄂尔多斯盆地天然气主要赋存于古生界地层内,其中作为主要产层的上古生界砂岩气藏具有低孔隙度、低渗透率、低丰度的特点,成藏演化类型为"先致密后成藏"。此类气藏由于非浮力成藏,流体通常没有经历长距离的二次运移,所以气水分布关系一般较为复杂,甚至不存在明显的气水分异,这给传统的、适用于构造气藏解释评价且效果较好的气测解释带来了较大的困难和挑战。针对该问题,中国石油渤海钻探第一录井公司联合长庆油田盆地东部天然气勘探项目组,利用核磁共振录井技术在评价储集层物性、流体性质方面的独特优势,通过定义新参数(有效含气系数),将该系数与反映储集层有效性的孔隙度交会建立图板,划定不同流体性质区间,实现对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏流体性质的精准解释,有效提高了录井解释评价符合率。

核磁共振录井技术在高显示水层评价中的应用

随着勘探目标逐步转向油藏地质条件相对复杂的地区,油水层解释评价难度不断加大。低孔隙度、低渗透率粉、细砂岩储集层形成的束缚油高显示水层,在勘探领域是最难评价的一类储集层,在吉林探区对高显示水层的认识评价不足严重影响了录井综合解释符合率的提高。在系统分析总结吉林探区高显示水层的类型及其评价方法基础上,结合近几年的录井科研成果,通过引入核磁共振录井评价技术,应用核磁录井谱图形态法,较好地解决了这一技术难题。

神木-米脂地区上古生界核磁共振录井三元图板建立及应用

神木-米脂地区致密砂岩气藏为烃类气体分子在分子膨胀力的作用下不断向周围拓展成藏,烃类气体未经大规模长距离运移,以垂向近距离运移为主。此类气藏不存在明显气、水分异的特点,常规录井评价在含水储层识别方面存在局限性,未能形成有效的含水储层识别解释图板和标准。中国石油长庆油田勘探开发研究院根据近几年该区34口井的核磁共振录井资料,基于核磁共振录井孔隙度、含水饱和度、可动水饱和度三个参数所占百分比,建立了识别含水储层的三元解释图板,并在该区推广应用,实现了储层流体性质的精确评价,提高了录井解释准确率。

核磁共振录井在辽河油田SH2区块的应用

辽河油田SH 2区块储集层具有中低孔隙度、低渗透率和低可动流体含量的特征,由于储集层油质和物性的原因.该区块部分井虽然录井过程中显示较好.但试采时效果并不理想。针对这种情况,应用核磁共振录井方法.在分析储集层物性特征基础上.指出了反映可动流体特征重要参数之一的储集层可动流体含量的意义.探讨了应用可动流体含量结合孔隙度、渗透率和含油饱和度解释油水层的每照标准和图板。在该区块11口井的应用表明.效果较好.解释符合率为87.3%。

核磁共振录井仪多信号发生器的设计

为改变核磁共振录井仪中信号发生器置频速率低、输出频率和波形单一和信号参数需要仪器测量等现状,研制了一种基于FPGA和DDS技术的多信号发生器。该仪器系统采用存储器数据压缩技术,并运用流水线结构和液晶实时显示技术,实现了多波形输出、波形及其相关参数实时动态显示的功能;同时具有体积小、功耗低的特点,为核磁共振录井仪的进一步改进创造了条件。

苏南地区天然气储集层含水性核磁共振录井解释评价方法

苏里格气田天然气层具有低孔隙度、低渗透率、低丰度的特点,储集层非均质性强、成藏类型多、气水关系复杂、低电阻率气层与高电阻率气层共存,储集层气水分布受构造、物性及成岩作用共同影响,虽然气测录井可识别气层的含气性,但是难以有效评价气层的含水性。针对该问题,在分析天然气储集层核磁共振录井谱图特征的基础上,利用核磁共振录井技术具有识别储集层含水性的优势,引入可动水指数,将该指数与孔隙度建立交会图板并据此形成解释评价标准,对天然气储集层含水性进行评价。应用分析结果表明,储集层含水性解释评价符合率较高,以气测录井解释的储集层含气性结果为基础,利用该标准对其含水性进行识别,可有效实现储集层的快速准确评价。

Fisher判别分析法在核磁共振录井油水层识别中的应用

Fisher判别分析法应用于核磁共振录井解释评价储集层是一种新尝试。应用该判别分析法,以鄂尔多斯盆地443组不同储集层核磁共振录井数据为分析样本,通过对不同储集层各样本孔隙度、含油饱和度、含水饱和度等10项参数的统计分析,筛选其中7项数据参与4个非标准化判别函数分析,对比各个判别函数方差贡献率,选用两个贡献率较大的函数Y1和Y2进行交会图板分析,在分别确定5类储集层"组质心"的基础上,计算各样品点到各类组质心的距离,遵循不同类样本类间离散度越大越好、同类样本内离散度越小越好的原则,应用SPSS 19.0软件对不同储集层的分类函数式(F1—F5)进行分析,建立判别函数模型,据此实现不同储集层解释评价。鄂尔多斯盆地443组不同储集层的回判分析证明,总体符合率为90.1%;2013年新钻预探井实际应用表明,总体判准率为80.3%。

核磁共振录井参数与孔隙结构关系及其在长庆油田的应用

实验室的孔隙结构特征主要通过压汞曲线及孔喉半径频率分布图体现,而核磁共振t_2谱是岩心样品中不同孔隙流体核磁共振衰减信号叠加并经数学反演而成,能够反映孔隙结构特征。从理论上分析两者之间存在着关联性,通过研究核磁共振资料与压汞曲线及孔喉半径之间的关系,建立长庆油田储集层核磁共振t_2谱转换孔喉半径及压汞曲线方法,转换后与压汞资料具有较好的吻合性;通过研究核磁共振资料与表征孔隙结构的孔喉半径中值、排驱压力和分选系数之间的关系,建立长庆油田储集层核磁共振录井参数与孔隙结构之间的对应关系,实现两者定量转换,进而应用核磁共振录井资料可以评价储集层的微观孔隙结构,为录井从储集层微观角度进行油气层解释评价提供了依据。