【油气专栏】基于弛豫一扩散的二维核磁共振流体识别方法

问题提出

目前NMR测井都是基于一维核磁共振技术，只测量地层孔隙流体的横向弛豫时间信息，并不能区分这些信号是来自油还是来自水。当油气和水同时存在时它们的T2信号是重叠在一起的。早期提出的差谱法(DSM)、移谱法(SSM)、时域法(TDA)、扩散法(DIFAN)及扩散增强法(EDM)等流体识别方法在实际应用中都存在一定局限性。

二维核磁共振测井将孔隙流体中氢核数分布从一维的单个T2弛豫变量拓展到二维的2个变量，充分利用NMR观测的信息，开拓核磁共振测井岩石物理研究的新领域。

方法原理

流体的核磁共振横向弛豫时间主要受自由弛豫、表面弛豫和扩散弛豫的影响，可表示为：

在均匀场范围内，由于磁场梯度（G）为零，扩散弛豫对横向弛豫时间没有贡献，此时流体的弛豫时间主要受自由弛豫和表面弛豫的影响，称为本征弛豫时间，可表示为：

对于梯度场，则有：

如图所示，对于油、气、水3种流体，虽然其横向弛豫时间有一定重合，但是流体扩散系数存在一定差异，因而利用基于弛豫一扩散的二维核磁共振信息便可以清楚分辨不同流体。

在梯度场下，如果采用相同TW和不同TE进行数据采集(如图2所示)，此时测量的横向弛豫时间内就包括流体扩散系数信息。

图3所示的T2—D谱图中，水线位置与温度、矿化度有关，水的扩散系数随温度增加而变大，随矿化度增加而减小；油线位置与油的勃度有关，随勃度增加扩散系数变小。通过特殊的反演处理技术即可将包含在横向弛豫时间内的扩散系数信号分离，从而实现在二维空间内进行流体性质识别。

图3.孔隙中不同流体的二维核磁共振信号分布

应用实例

南堡凹陷发育多种沉积相，储集层岩性、物性变化快，利用常规测井资料进行流体性质识别难度很大。考虑到南堡油田原油粘度，利用数值模拟方法选择采集模式组合：回波间隔设计为0.9，1.2，3.6和6.0 ms四组，等待时间选择12.998 s，在该参数组合条件下采集能实现孔隙介质内油、气、水信号的分离。

图4.A井采集的四组回波间隔T2分布

在2955~2970m井段，T2谱的形态以单峰分布为主，流体成分主要为自由流体，随着回波间隔TE增加，T2谱向弛豫快的方向移动，移动后的T2谱仍然以单峰分布为主。由于本地区原油粘度较低，利用移谱法难以在T2域内将油水信号分离，因而考虑用二维核磁来识别。将4种不同回波间隔条件下采集到的原始核磁信号进行数据累加、正交分解、相位角平滑以及滤波等处理后，获得相同深度不同回波间隔的4组回波串。将上述4组回波串进行联合反演，就可以获得弛豫一扩散二维核磁共振测井信息（图5）。

对相应深度进行含油饱和度计算，为62%，二维核磁共振测井识别结论为油层。针对本试验层段进行试油验证，结论为油层，初期日产油99吨，证明二维核磁共振测井流体识别结果是正确的。

图5.A井不同深度二维核磁共振信息分布

局限性分析

由于实验室难以模拟原始地层条件，因此水线位置会受到温度和矿化度的影响。由于井下原油的组分和测量条件也与实验室不同，油峰可能会偏离依据实验室数据计算的油线，因此需要进行大量的二维核磁共振测井试验后才能准确确定出油线位置。

结论与展望

二维核磁共振测井是将2D NMR波谱学的概念应用到石油测井而发展起来的一种新的核磁共振测井方法。根据油水扩散系数的不同，在二维谱图上实现油水信号的区分。随着国内勘探和开发的重点逐步转移到深部和复杂油气藏，二维核磁共振测井将是快速早期地判断复杂油气藏含烃前景必不可少的高新技术。

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