再论测速对NMR测井数据的影响

连续ＮＭＲ测井没于实验室静态测量，由于仪器的运动，可能从多个方向造成测量信号幅度的衰减，同时也会使是的视Ｔ２时间偏小。如果忽略这一影响，就很可能给ＮＭＲ资料 的释为较大的误差。

用新型NMR测井评价刚果稠油储层

湖泊（lake）油田位于刚果盆地，含有多个从阿尔必纪到森诺曼纪的油层，岩性为碳酸盐岩和砂岩的混合岩性。本项课题研究的R1储层是在三角洲沉积和湖滨沉积过渡的滨海地区。在该油田实施开发之前，要尽可能采集所有的资料，以便认识R1储层的流体性质和油水界面，减少原油粘度不确定性。根据同一地层的其它几个储层的推定表明，R1储层的原油是粘度为几百毫帕·秒的稠油。在三口井的钻井期间，全部测量了压力和进行岩心采样，包括在第一口井进行取心和第二口井进行核磁共振测井。 本项研究中，我们使用核磁共振测井的连续流体评价测量资料，同步采集T2、T1和扩散D谱。为消除近井眼的影响和检测侵入效应，核磁共振仪器在深入地层1．5in、2．7in和4in处采集数据。对1#井的岩心进行标准岩石物理分析，对三口井的样品进行了热力学研究，用以对比和确认2#井的核磁共振测井资料。 初步研究结果表明，可以单独由核磁共振信息确定油水界面。用不同探测深度的NMR测井曲线可以识别具有不同渗透率的不同地层（对应于不同的地质单元），消除单一探测深度曲线解释造成的不确定性。运用常规粘度一弛豫变换关系，用弛豫谱初步估算了原油粘度。由于含焦油的稠油弛豫时间太快，核磁共振仪器不能探测到它。漏测的组分可以用一种新技术来复原，该技术要假定柬缚水体积可由核磁共振测井测得。 由于精确的短T2测量数据对于稠油粘度确定是非常重要的，需要一种新的核磁共振多脉冲（multibursts）反演技术。通常用浅探测核磁共振测井的柬缚流体数据补充深探测核磁共振曲线数据，难点在于如何转换有多探测深度的多个磁场梯度的综合核磁共振数据集。 这个研究有助于（1）通过避免无效采样，增加施工效率。（2）若有可能，为R1储层建立一个专门的弛豫一粘度转换关系。（3）更准确地划分流体界面。（4）降低油藏流体特性的不确定性。（5）为该复杂储层未来开发做决策。

随钻NMR测井仪与井下NMR流体分析仪

本文主要介绍了随钻核磁共振测井仪以及井下核磁共振流体分析仪的测量原理与主要功能,随着随钻核磁共振测井仪和井下核磁共振流体分析仪的应用,必将为油田勘探开发中的地质和油藏工程等难题的解决作出更大的贡献。通过本文对随钻核磁共振R测井仪和井下核磁共振流体分析仪的介绍,为从事核磁共振测井的科研人员了解新技术提供了参考。

北海混合润湿性砂岩储层NMR测井

去年在北海地区用ＮＭＲ测井仪（ＮＭＬ）测了一些井，并建立了庞大的数据来评价ＮＭＬ解释储层渗透率、孔隙度和流体饱和度及其分布方面的潜力。本文对在北海北部富饶的黑雁油田混合润湿性储层的三口井所测的ＮＭＬ资料进行了评价，并将之与常规测井资料进行了对比。为了进行刻度，还建立起了综合实验项目，从同一测量井段中挑选了一些岩心进行分析。尽管这些ＮＭＬ资料的信噪比颇低。

利用与时间相关的回波滤波技术改进NMR测井曲线

利用永久磁铁的ＮＭＲ测井技术，虽然仍处于初期，但正迅速成为众多测井系列的常规服务项目。用ＮＭＲ弛豫测量可估算有效孔隙度、束缚流体和可动流体百分数。在采集技术和解释方法上的最新进展已证实：当用不同的测井参数所获得的ＮＭＲ资料的弛豫分布进行比较时，油气的存在是能探测的，并且在某些情况下还能定量确定。精确地描述弛豫分布是准确识别和定量评价油气的关键。

新型多体积NMR测井系统的原理及操作

最近采用的一种核人振测井仪器可以提供高测速的单程施工作业。新仪器合理化的施工作业减少了工作计划中的杂项开支，使用于现场发送的自动快速直观解释模型变得更加容易。

总NMR孔隙度测量给NMR测井增添了新价值

先进的组合磁共振测井仪(CMR^+)能可靠地测量粘土束缚水和微孔隙度。由于信噪比(5／N)提高了50％，最小回波间隔时间从0．32ms降到0．2ms，并且改进的信号处理软件对快速衰减具有最大的灵敏性，因此，目前这种先进的测量方法是可行的。新的CMR硬件和信号处理软件把连续测井的横向弛豫时间(T2)灵敏度极限(可探测到的最小T2)从3ms降低到0．3ms。本文把总CMR孔隙度测量叫做TCMR，以便与以前的测井输出区别开。TCMR测量为地层评价增加了新的价值：1．计算的粘土束缚水体积可以用来更精确地根据电测井结果计算油气饱和度。2．在泥质砂岩中，密度测井孔隙度和TCMR测井之间的差异可用于探测氢指数较低的气和油。3．TCMR提供的复杂环境下与岩性无关的孔隙度测量值比以中子和密度孔隙度测井为基础的传统方法更精确。4．降低了T2灵敏度极限的TCMR测量把可探测的重油粘度范围从大约1000cp(厘泊)扩大到10000cp。根据对粘土束缚水饱和度变化范围为26％到49％的一组泥质砂岩储层岩样的实验室核磁共振(NMR)测量结果，计算了T2分布。T2分布证实了快的弛豫时间与泥质储集岩中粘土束缚水有关。结果说明了降低T2灵敏度极限对于泥质地层总NMR孔隙度测井的重要性。蒙特卡罗模拟是根据一组30种模拟T2分布产生的合成自旋回波数据进行的。某些n分布具有较大的信号幅度，而对应的弛豫时间小于0．3ms。应用新的信号处理软件和0．2ms回波间隔，处理了自旋回波数据。模拟结果表明，TCMR测量的T2灵敏度极限对于连续测井是0．3ms，对于点测是0．1ms。利用泥质砂岩地层的现场测井实例对TCMR和T2灵敏度极限约3ms的有效孔隙度(CMRP)与密度和中子孔隙度测井进行了比较。实例l对比了含水纯砂岩层及其上面的泥岩盖层的TCMR、CMRP、密度和中子测井响应。实例2说明在泥质砂岩中TCMR和密度测井孔隙度之间的差异是如何用于识别天然气的。此例也说明用12ms截止值计算的TCMR束缚流体孔隙度测井可用来区别砂岩和泥岩。实例3对比了细粒泥质砂岩层段的TCMR T2分布和岩样测量得到的T2分布。实例4来自白云岩地层的一口井，该地层具有弛豫时间小于3ms的相当大的微孔度。本实例表明TCMR测量可提供与岩性无关的不受矿物变化影响的碳酸盐岩的总孔隙度。实例5来自一个重质油油藏。在一个重质油层和相邻的下部含水层中，TCMR和CMRP的测井响应能够清楚地识别该油层。

仪器结构和测井速度对NMR测井数据T2的影响

先进的核磁共振(NMR)测井的应用主要取决于整个T2分布谱的俘获和解谱。当存在油气和孔隙较大时，许多主要的T2信息包含在长度超过256ms的T2分量里。遗憾的是，NMR测井仪俘获长T2数据的能力依据仪器结构和测井速度，还有岩石和流体性质。测井速度能够解决信噪比、深度分辨率、NMR实验时间和操作限制之间的矛盾。测井速度与垂直裂缝、垂直求平均值和探测体积之间的关系已众所周知。一般来讲，采用较低测井速度以提高垂直分辨率和改进信噪比。可是，低的测井速度又会明显地增加测井时间(和费用)，并且仪器遇阻风险会更大。人们通常忽略的是仪器结构和测井速度会使仪器在运动时获取的CMPG回波数据失真。Akkurt以前的模拟工作主要针对一种特定的仪器结构。为了能够分析各种仪器几何结构以及仪器几何结构和测井速度对T2数据的影响，我们对Akkurt的工作进行了推广。除了深度分辨率外，仪器运动和仪器结构也会影响数据质量，从而可能会限制解释的精度。对于运动的仪器来说，受CPMG序列起始脉冲和最后脉冲所激励地层的体积并不相同。数据采集中的这种歪扭在模拟中可以用一个附加的不希望有的弛豫项来实现。因为仪器的长度是有限的，如果地层中存在低粘油和气，那么必须进行不完全极化校正。最后，将仪器的运动与静磁场的垂直剖面柏结合可以在回波数据产生速度相关的相角。

用脉冲式NMR测井仪测量碳酸盐岩储层的残余油饱和度

用脉冲核磁共振(NMR)测井确定残余油饱和度的一种新技术已经开发出来。该技术既具有Mn-EDTA技术的精度，又减少了Mn-EDTA测注测技术的成本和操作问题。该方法被认为是确定裸眼井残余油饱和度的最精确方法。NMR测井不同于其它测井。其独特之处是仪器的测量信号只从孔隙流体里获得。在注入测井技术中，盐水里加顺磁离子添加剂，以“衰减”水信号，即缩短水信号的弛豫时间使之小于仪器的延迟时间，这样才能探测到油。新一代脉冲式NMR测井仪大大减化了这种方法，既省去了在钻井泥浆中掺兑磁铁矿的需要，又把仪器的延迟时间从30毫秒约减至1毫秒。用新的MNR注添加剂的方法，在德萨斯州西部碳酸盐岩储层中，我们发现淀粉基钻井泥浆可以成功地添加MnCl2，这在价格上比加螯合物Mn～EDTA便宜多。对水质子来说，Mn++离子比Mn-EDT八有更长的弛豫时间，这样又减少了添加剂的需要量。在钻开目的层之前，向钻井泥浆中加添加剂，目的在使初始滤失主要是因Mn++侵入测量区带所产生，故不需要象NMR注入测井技术那样将目的层段封隔后再注添加剂。MNR探测的环状空间足够深，以致所测出的含油饱和度能反映水淹区残余油饱和度。选择Mn++离子浓度以便充分分离油和盐水的T2信号，但又不致于使盐水信号减弱至探测不到。NMR仪器一次下井可以测得孔隙度和含油饱和度，无须进行测注测工序，通过弛豫或扩散测量还可确定油的粘度。Mn++还有岩心冲洗示踪剂的作用，测量结果是精确可信的残余油饱和度。

综合利用NMR和常规测井资料提高泥质砂岩的岩石物理评价水平

将ＮＭＲ资料和常规测井结合能大大提高泥质砂岩的岩石物理评价水平。ＮＭＲ资料可以确定一些重要的储层性质，而在以前如果没有岩心测量资料是极难办到的。用ＮＭＲ确定的储层特性包括：与矿物成分无关的总孔隙度和有效孔隙度。束缚水饱和度、渗透率、粘土束缚水体积、泥质体积、泥质分布和Ｑｖ、结合ＮＭＲ和电阻率资料，能够更好地确定地层电阻率因子和饱和度指数，可以得到更准确的含水饱和度。

模糊模型的智能识别方法及其应用于NMR测井资料的反演

我们在本文中叙述一种模糊模型识别新方法，它能给出NMR资料渗透率预测的反演问题解。模糊逻辑方法使用模糊IF-THEN控制来建立渗透率(输出变量)和NMR T2分布平均值ΦNMR、ΦFF、ΦBF(输入变量)的相互关系。我们介绍一种智能驱动数据方法，它能以两步学习算法产生模糊控制。第1步，对一组输入—输出岩心测量值进行模糊聚类以获得快速样本方法中模糊控制的一个初始近似值。这组观察值是有关模型所假设的唯一信息；第2步，模糊识别控制的前因输入参数和后果输出参数是用梯度下降法微调谐的。模糊识别方法随后用于评价同一油田中未取心井的渗透率。用马拉开波盆地(委内瑞拉西部)的复杂硅碎屑岩层序资料计算机模拟表明：模糊模型方法要优于常规经验关系式和统计反演方法。

利用NMR和密度测井改进致密气层孔隙度评价

核磁共振测井（NMR）不同于常规的中子、密度、声波和电阻率测井方法，因为核磁共振测井测量的是储层流体的信息，而对岩石骨架不敏感。储层评价的主要工作就是准确地计算孔隙度、渗透率以及识别流体（水、油、气）饱和度。本文提出了一种将密度和NMR孔隙度结合起来并且经过岩心校正的方法。新孔隙度称为DMR（密度-核磁共振）孔隙度。以前，常常利用中子／密度测井值来求取储层孔隙度，然而这种方法只在纯砂岩中效果较好。岩性的影响，充填的烃（气）以及砂泥岩储层的非均质性都增加了孔隙度计算的不确定性。本文中叙述了NMR弛豫时间与体积密度测井技术极大地降低了利用中子测井评价储层参数的不确定性，满足了描述和校正冲洗带流体密度的目的。叙述了DMR技术在埃及沙漠西部Obaiyed油田取心井中的应用并且讨论了得到的结果、局限性及优点，满足了数据获取的要求。油田实例显示了在致密气层中，DMR技术取代单一的NMR测井或者常规测井方法在确定储层孔隙度及含气饱和度方面的重要性。

核磁共振（NMR）测井的进展

1前言 本文总结了核磁共振（NMR）测井技术，对象是那些想了解NMR测井地层评价能力的非专业人士。本文的目的是阐明NMR的基本测量原理和解释方法（解释时必须理解NMR地层评价技术），并讨论这些方法的几个实例。

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。

快速核磁共振（NMR）测井在油侵泥质砂岩气层中的应用

最近的一些文章介绍了采用长等待时间的慢速ＮＭＲ测量增强对油侵泥质砂岩气层评价的准确性。迄今为止，受测量物理条件的约束，以短等待时间的快速测井，使用ＮＭＲ数据得到束缚流体体积受到限制，结合其他测井资料（如密度和中子测井）也很难求准束缚水饱和度。可是近为在东南亚取得的资料表明，即使在含油和含气很差的条件下，快速ＮＭＲ测井也可能得到可靠的孔隙度。

根据NMR,超热中子和电磁测井确定碎屑岩新的岩石物理解释模型

为了选取生产天然气的最佳完井方案，在北亚得里来海一口探井中采用高技术电缆测井仪进行组合测井，并验证了新型岩石物理解释模型。在一多级盆地上沿两个运移方向的浊流沉积物（横向亚平宁型和纵向阿尔卑斯型沉积物）形成一个复杂的含有粉砂质页岩夹层的砂岩储层。当在矿物成分复杂，且颗粒大小分布不均的特殊地层中测量时，用传统的测井仪器组合而进行的岩石物理解释不能给出满意的结果。

NMR测井发展历程

早在20世纪50年代人们就认识到了NMR测井的潜在价值，并于60年代早期开发了NMR测井仪器。但仪器受到很多限制，最终于80年代后期结束了测井服务。尽管受到这些限制，但实验室研究工作仍在继续，实验结果支持了NMR测井的多种预期用途——评估渗透率、孔隙大小分布、自由流体体积、原油粘度。