油基泥浆环境中应用核磁共振技术对重油进行识别与计算

在定量解释产层油气的过程中，识别重油层是一个非常重要的课题。尤其是在低孔隙度储集层中，由于油的低流动性，这个问题变得更为重要。核磁共振(NMR)测井提供了几种测井方法，即使在油基泥浆环境下，同样能够找到重油层。在石油领域中，自从NMR测井在测量与岩性无关的岩石孔隙度上获得成功以来，很多关于应用NMR测井技术识别油气类型的文章都陆续发表了。其中介绍的多数方法都是建立在一些相关测量的基础上，而这些测量又都是通过测量流体的横向弛豫时间(T2)信号和气体的含氢指数(HI)，从水中区分出轻烃，和／或从油／水中区分出气来。但是，当流体的T2s相似且(或)孔隙度表面信号引起的信号间对比较小时，这些测井方法的不确定性也就随之增大了。由于油气的T2数值是与粘度成反比例的，因此，重油具有一个较低的T2值，并且随着井温而发生变化，这是由流体粘度的改变所引起的。本文介绍的这种识别与计算重油的方法是依靠NMR测井的多个截止孔隙度读值、T2分布的分析、HI的结果来实现的。

应用NMR测井在油基泥浆环境下识别和定量确定重油

识别重油层是确定可采烃数量的一个重要问题。这类问题在低孔隙度层岩石中由于原油可动性差更显得重要。即使在复杂的油基泥浆环境中核磁共振（NMR）测井也提供确定这些层的方法。由于NMR测井在获得独立于岩性的孔隙度测量已得到油田的认可，其用于确定含烃类型方面已发表了几篇文章，大多数方法是基于依靠流体横向驰豫时间T2和天然气含氢指数HI区分水和轻烃和／或天然气与油／水的各种有关测量。在低对比度环境下，由于流体T2S和／或孔隙表面信号相类似，这些测量值的不确定性增加了。烃的T2值与粘度成反比。因此，重油具有低的T2值并由于流体粘度的变化随井温变化而变化。在NMR响应中可进行观测并分析这种影响。本文论述的是以NMR测井的多截止值孔隙度读数、T2分布分析和含氢指数效应为基础识别与定量确定重油的方法。