该区带以前把8%作为油层孔隙度下限值，对于孔隙度小于8%的层认为不 具备产能，一般解释为干层。
39、41号层：2878.2-2895.2米， 10.8m/2层，常规试油，测试仪： 日产油0.37方。压裂后，螺杆
泵：日产油14.7方。
坨174井
2006年1月完钻的坨174井钻遇百米以上的砂砾岩，平均孔隙度在6%左右，按 传统的经验，储层物性差为干层，裸眼完井。但核磁资料反映较好的孔喉结构， 可动流体占总孔隙度50%以上，具有较好的渗流能力，且岩屑录井油斑显示，完井 讨论建议对该套砂砾体进行下套管完井，试油以确定物性下限。
核磁共振测井资料应用
核磁 T2谱分布以单峰居多，可动 流体信号较弱，核磁有效孔隙度平 均低于2pu，部分层段接近零，指 示为无效储层
成像测井清晰显示出砾石砾径差异 大，颗粒支撑，分选差，裂缝及溶 蚀孔洞不发育。
中途测试回收少量原油，结论为低产油层，与测井评价、录井显示三者一致， 最终完井不下油层套管，说明沙四段储层不具备有效储层的条件。
目录
1. 核磁共振测井基本原理 2. 核磁共振测井仪器介绍 3. 核磁共振测井资料处理 4. 核磁共振测井资料应用
核磁共振测井仪器介绍
MRIL-Prime的主要特点： （1）加长预激化磁体，提高测速和数据精度；（2）采用9频5个频带测量 ；（3）4种测量方式，77测井模式，可一次完成双TW和双TE的测量；（ 4）耐温高达177℃；（5）能够测量粘土束缚水和总孔隙度。
核磁共振测井资料处理
• 岩石物理参数计算
一般呈三峰分布，短T2对
应的峰是由粘土和毛细 管微孔隙中的束缚流体( 不可动流体)形成的， 长 T2对应的峰是由渗流大 孔隙中的自由流体(可动 流体)形成的。
区分自由流体和束缚流体 的界限称之为T2截止值 。砂岩T2截止值为33ms ，灰岩为92ms。
孔隙度 (pu)
核磁共振测井技术及应用
胜利测井公司资料解释研究中心 2011.05
目录
1. 核磁共振测井基本原理 2. 核磁共振测井仪器介绍 3. 核磁共振测井资料处理 4. 核磁共振测井资料应用
核磁共振测井基本原理
1、核磁共振测量的物理基础
核磁共振（NMR）指的是原子核对磁场的响应。即若在与稳定磁场垂直方 向上加一射频磁场，当交变磁场的频率与氢核的核磁共振频率相同时，处于低 能位的氢核将吸收能量，转变为高能态的核，这一现象即称之为核磁共振。
4
∫ MCBW = T2min S(T2 )dT2
毛管束缚水含量：大于4ms小于T2截止值的T2分布 的积分面积。
∫ MBVI =
S (T )dT T2cutoff
4
22
T2谱分布，可直观显示储层的孔隙结构。 提供几乎与岩性无关的、准确的总孔隙度、有 效孔隙度、毛管束缚水体积、渗透率等。
注意！ 要获得更为准确的可动流体体积和渗透率
孔隙结构对核磁共振测井的影响 T2 衰减和孔喉大小的关系(100%亲水)
T2分布反映岩石的孔隙结构
Radius (HgI) T2 (NMR)
φ = 17.1 % Kair = 1.87 md Swir = 80.8 %
Radius, microns
φ = 24.4 % Kair = 45.1md Swir = 58.3 %
T2 截止值
4.00
4.00
T2 谱
3.00
3.00
2.00
CBW BVI BVM
1.00
0.00
0.1
1
10
100
1000
T2 (ms)
2.00
1.00
0.00 10000
M骨a架trix
干D粘ry土
粘土水
毛管 束缚水
可动水
烃
核磁共振测井资料处理
核磁渗透率
毛管束缚流体孔隙度
自由流体 孔隙度
粘土束缚流体孔隙度
时间域分析原理示意图
短等待时间：水 信号可完全恢复，轻 烃(气)不能完全恢复；
长等待时间：水 信号可完全恢复，轻 烃(气)也能完全恢复；
将两种等待时间测 得的T2谱相减（差谱 ）可基本消除水的信 号，突出轻烃的信号 ，从而达到识别油、 气、水层的目的。
核磁共振测井解释成果图
时间域分析（TDA）成果图 第一道：自然伽马GR，单位
核磁共振测井资料应用
突破东营北带中段砂砾岩物性下限出油关
1999年完钻的坨147井2680.2-2685m储层，平均孔隙度8%左右，油斑细 砾岩，受传统认识影响，储层物性差，只进行了一般测试，日产油0.01m3， 累计产油0.03方，试油结论干层。由于测试不理想而将该井放弃，使砂砾岩的 勘探受到挫折而放慢进程。
岩石颗粒
孔隙流体
骨架
干 粘土
粘土 束缚 水
毛管 束缚水
可动水
烃
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核磁共振测井资料处理
• 回波拟合
NMR 孔隙度
25
n
∑ S(t) = Ai exp(−t / T2i ) i =1
20 回波串
地层压力(Mpa)：42.6 饱和压力(Mpa)：7.5
油气比（m3/t）：39.9
孔隙度(%)：18
渗透率(10-3um2)：1.5 原油粘度(mPa.s)：1.85
储层敏感性：无速敏（无临界速度）、无盐敏、弱水敏、无酸敏、无碱敏。
测井项目
仪器型号
采集参数 测量井段（m） 观测模式
TE(ms) TW(s)
B0
M0 M
核磁共振测井基本原理
3、核磁共振测井测量的基本信息
孔隙尺寸 & 孔隙结构
1 = ρ S + c η + D (G γ T E )2
T2
V
T
12
润湿相和矿物成分
流体粘度 和温度
扩散系数D、磁场梯度G、回波间隔 TE
核磁共振测井基本原理
4、核磁共振信号测量方法
极化
施加射频磁场
自旋回波测量
核磁共振测井影响因素及适用性
核磁共振测井对井眼和泥浆有较高的要求，因为高矿化度泥浆和大井眼 都会造成信噪比降低，同时由于核磁探测深度较浅（20cm），泥浆侵入 较深会对核磁共振判别流体性质造成影响。
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核磁共振测井资料应用
1、核磁共振测井提供准确的岩石物理参数
核磁共振总孔隙度：全部T2分布的积分面积
∫ MSIG =
S (T )dT T2 max
T2 min
22
核磁共振有效孔隙度：大于4ms的T2分布的积分面积
∫ MPHI =
T2 max T4
S (T2
)dT2
粘土束缚水含量：小于4ms的T2分布的积分面积。
扩散分析识别油气原理示意图
核磁共振测井解释成果图
扩散分析（DIFAN）成果图 第一道：自然伽马GR，单位
API； 自然电位SP，单位mV；
井径CAL，单位in； 核磁区间孔隙度T2Porosity； 第二道：核磁渗透率MPERM， 单位mD； 电阻率曲线HRID、HRIM和RDFL， 单位ohm·m。 第三道：TE=3.6ms的标准T2分 布，单位ms； 第四道：TE=0.9ms的标准T2分 布，单位ms。
15
T2 衰减
4.00
T2 分布谱
4.00
3.00
3.00
回波幅度
孔隙度 (pu)
10
反演
2.00
2.00
5
1.00
1.00
0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150
时间 (ms)
0.00
0.00
0.1
1
10
100
1000
10000
T2 (ms)
核磁共振测井的原始数据是回波串。孔隙度、束缚水、可动水 、流体类型等信息全部包含在回波串中。从回波串到岩石物理 及流体特性的获取，需要经过一个基本的处理，即由回波串的 多指数拟合得到T2分布。
核磁共振测井资料应用
2、利用核磁共振测井划分有效储层
常用料在规常前 是 岩储测规车体在景层井测6含车评有，曲井60油6价效车线资6井气井沙性反料6沙6情在评三映0难三井况价沙段储以段是。识三的层准发在别段同发确现车和砂时育计油6岩砾，，算6层砂石岩兼但地1砾物勘探由层5体层理探沙于孔高3参获四砾隙5部数得段石度.9位发成，岩、m部挥功以性划，署了后向复分沙的很，西杂出四一大展扩，储段的口示大岩层钻作评该车石的遇用价区6骨有地6。井良井架效层，好区测性厚其的沙井。度钻河油值核43探街气难磁8目组勘以测.5的砾探确井m定，资，
核磁共振测井资料应用
3、利用核磁共振测井进行流体识别 在复杂储层条件下，由于孔隙结构、流体性质的双重影响，使得核
磁T2谱分布也变得复杂多样，识别流体有困难。 对于岩性单一、物性较好的基质孔隙，根据谱峰位置、差谱分布特
征和移谱形态变化可以较直观的帮助判断流体性质。
高孔隙度轻质油层和水层
粘度20.5
需要岩心核磁共振实验的支持。 计算可动流体体积及渗透率时，需要T2截
止值及刻度系数，不同岩性、不同地区的数值 不同。
核磁共振测井资料应用
2、利用核磁共振测井划分有效储层
商646
商646
63号层（3513.7 ～3519.2 m），常规曲线显示不明显，录井为油泥岩，邻井也未发现油藏，分 析核磁共振测井资料，含烃信号明显，增加井壁取心后见油浸、油斑及油迹显示，解释油层 5.5m。后经试油证实：压裂后，日产油14.5t，日产水0.35m3。