综合NMR和WFT资料进一步评价地层及确定烃类特性

以确定油藏位嚣和储量为目的的储层特性，涵盖了地层孔隙度、含油饱和度、渗透率，流体界面和产层厚度等参数。一旦探明油区具有工业开采前景，并设计开采施工方案，就必须确定储层流体特性（如粘度）。通常，电缆地层测试仪（WFT）用来测量地层压力，其目的是识别流体界面、并获得实验室分析储层流体性质的样品。虽然WFT测井提供了有效评价储层信息，但提供的仅是沿井轴不连续的点测数据。 由于核磁共振（NMR）测井仪在测量不受矿物影响的孔隙度、计算渗透率和判断储层流体类型方面具有独特的优势，可为地层测试优化提供了必要资料。只有在孔隙性、渗透性好、且具有一定含油饱和度的储层，才进行地层测试和流体取样。另外，NMR资料可分析储层流体的性质（例如现场的原始粘度），而且是整个目的层段的连续测井数据。 文中实例说明了NMR资料如何优化WFT测井程序。此外，本文还讨论了两种彼此相互完善的测井仪器比单独一种仪器提供更可靠的渗透率、流体性质、产能资料。

一种根据NMR岩心和测井数据获取原始退汞毛管压力曲线的实用方法

本文研究的目的是根据NMR横向弛豫时间T2分布来准确地构造原始退汞毛管压力(Pc)曲线，以满足多方面的实际应用。最初研究的应用仅限于用NMR测井资料来预测原始油藏饱和度。然而，快速经济、并对岩样无损害地估算岩样的毛管压力曲线被证明是一个与之同等重要的应用。本文提出的与NMR分布有关的原始退汞毛管压力曲线的方法可以看作为一个新进展．它能够快速准确地把岩心毛管压力数据和测井解释结合起来。也就是，一旦对部分岩样建立了T2-PC转化关系，在整个储层段用NMR仪器直接测井就可容易地荻取毛管压力信息。与其它方法相比．该法的优点在于：由于NMR的T2分布与孔隙结构有直接关系，因而能够获得毛管压力信息。其它转化方法的一个严重不足在于：仅在饱含水的岩石中才能应用NMR测量值。油气的存在严重影响着T2分布的形状，并使得所预测的毛管压力曲线是不可靠的。在本文中我们提出了一种能够明显地克服这一不足的新方法。可以将这一新技术应用到任意含水饱和度的砂岩中的NMR T2分布中。

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。

D-T2图NMR扩散信息编辑：识别润湿性变化的应用

扩散信息和弛豫信息结合有对NMR测井资料解释作出贡献的潜力。NMR实验结果能显示成一幅两维图或固有的扩散系数（D）与横向弛豫时间（B）关系分布图，称为D-T2图。已经证明这些图作为流体特征描述工具是有效的，同时应用D-B图对于解释有其它益处。测量的扩散系数偏离流体的体扩散值能给出该系统正在发生扩散的信息。例如，高于体流体扩散系数的扩散系数值表示内部场梯度存在，而低于体扩散系数值的扩散状况表明存在的是受限扩散。用扩散信息获得的流体描述也可以观察润湿性变化。当以体油形式发生油相弛豫和扩散时，其响应将出现在相当于烃的扩散系数与弛豫时间关系线上。油相相对于这条线向较短弛豫时间偏离通常是由于油相表面弛豫引起。指示由于水湿状态的润湿性变化。以水相弛豫时间向体弛豫值移动的现象也能指示润湿性变化，当含油饱和度低时是一种更容易监测的现象。西得克萨斯白云岩天然亲油特征以及贝蕾砂岩由于油基钻井泥浆添加剂造成的润湿性变化，都是用NMR扩散信息编辑序列解释的两个例子。在这些样品中，解释工作必须受考虑内部场梯度也会造成油响应偏离烃线这种条件的限制。这些例子将说明D-T2图产生和解释过程，来观察内部场梯度，多种流体饱和度及润湿性变化现象。