肖 欢
（中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 东营 257061）
摘 要：1946年核磁共振（NMR）原理提出后，很快受到世人的重视，并使NMR技术发展成为一种研究和测试工具，随之发展起来的还有核磁共振录井、测井技术.其中，核磁共振测井可以提供与岩性无关的准确孔隙度，直接测量地层自由流体体积、毛管束缚流体体积、粘土束缚流体体积，提供连续的渗透率曲线，反映储层孔隙结构，识别油水层：核磁共振录井技术可以快速检测岩石物性参数.针对核磁共振测井目的、响应特征和应用效果，我们总结了核磁测井解释中的五种应用模式；根据核磁共振录井项目技术特点和现场应用情况，结合试油试采结论，建立了初步的解释标准和解释方法.最后以高898井为例进行说明.
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关键词 ：核磁共振测井；核磁共振录井；储层评价；应用模式
中图分类号：TE122 文献标识码：A 文章编号：1673-260X（2015）05-0177-05
1 概况
1946年核磁共振（NMR）原理提出后，很快受到世人的重视，并使NMR技术发展成为一种研究和测试工具，已经成熟应用于物理学、化学、生物学和医学等领域中；在石油工业中，包括石油有机地球化学，岩石岩屑分析，地球物理测井，油层物理与渗流及采收率机制研究等方面也得以应用.随之发展起来的还有核磁共振录井、测井技术.
核磁共振测井在1996年初开始在胜利油田投入使用.与常规测井技术相比，核磁共振测井可以提供与岩性无关的准确孔隙度，是唯一能直接测量地层自由流体体积、毛管束缚流体体积、粘土束缚流体体积的测井方法，并能提供连续的渗透率曲线；其T2分布可反映储层岩石的孔隙结构，并计算孔隙大小和孔喉半径分布；专门设计的采集观测模式，可以帮助识别油水层[1，2].
核磁共振录井技术可以快速检测岩石物性参数，具有样品用量少、分析速度快、成本低、岩样无损、一样多参、准确性高、连续性强、可随钻分析等特点[3-5].随着胜利油田油气勘探步伐的深入，储层评价技术已向快速、定量、准确评价的方向发展.储层评价作为油气勘探开发工作中的重要课题，其主要评价内容包括储层物性及储集流体两大部分.但从全国录井行业看，核磁共振录井技术仍处于应用的探索阶段，如何将该项技术合理地运用于储层物性和流体性质评价中从而为油气勘探的随钻分析和现场决策更好地服务显得尤为重要.
2 核磁测井技术
2.1 核磁共振测井仪器[6-9]
目前，国际测井服务市场处于主导地位的核磁共振仪器有斯伦贝谢的CMR系列（包括CMR、CMR-200、CMR-Plus）和NUMAR公司的MRIL系列（包括阿特拉斯公司的MRIL-C型、和哈里伯顿公司的MRIL-Prime型等）仪器[3-6].MRIL-Prime型是1998年推出的新一代核磁共振测井仪，属于居中测量型仪器.目前服务于胜利油田的核磁共振测井仪以该仪器为主.MRIL-Prime型核磁共振测井仪突出优点是测井速度高、数据精度高、耐温高、多参数采集、能测量粘土束缚水体积含量.
通过技术指标分析及实践经验总结，认为MRIL-Prime、MRIL-C和CMR-Plus三种核磁共振测井仪的主要特点如下：
CMR的主要特点：（1）永久磁铁产生均匀磁场；（2）贴井壁测量，分层能力强；（3）测量体积范围较小；（4）探测深度浅，受井眼影响大.
MRIL-C的主要特点：（1）永久磁铁产生梯度磁场；（2）居中测量；（3）使用两频或三频操作，测量范围较大；（4）双TW和双TE测量；（5）探测体积较大，受井眼影响小；（5）耐温155℃.
MRIL-P的主要特点：（1）加长预极化磁体，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孔隙度和总孔隙度.
2.2 核磁共振测井技术的应用情况
据统计，核磁共振测井在胜利油田应用10年来，截止到2006年11月份累计测井150口.在核磁共振测井服务中，CMR测井40口，MRIL-C测井62口，MRIL-P测井48口.历年来核磁共振测井情况见下图.
按照储层岩性和仪器型号分类汇总，可以看出核磁共振测井已广泛应用于上第三系、中生界、古生界，乃至太古界各地质层位的储层参数计算和流体识别.涉及到的储层岩性有各类砂岩、砾岩、火成岩、灰岩、白云岩.其中既有古潜山油藏、低孔低渗油藏，又有薄层、裂缝、溶洞型油藏.
针对核磁共振测井目的、响应特征和应用效果，我们总结了核磁测井解释中的几种应用模式：
2.2.1 孔隙度、渗透率和饱和度计算
核磁共振测井测量的是地层孔隙中的氢核，提供了与岩性无关的地层总孔隙度和有效孔隙度.在T2截止值选取合理的情况下，核磁共振测井提供的束缚流体孔隙度和自由流体孔隙度可以直观地显示储层和非储层.在储层发育段，标准T2分布以双峰居多，大多分布在32～2048ms,而且束缚流体孔隙度MBVI小于有效孔隙度，自由流体孔隙度大于零；在非储层，标准T2分布基本上以单峰居多，并且多数只在0.5～32ms范围内，束缚流体孔隙度与核磁有效孔隙度基本相同，自由流体孔隙度基本为零.
这个模式主要是提供准确的核磁总孔隙度、有效孔隙度、可动流体孔隙度、粘土束缚流体孔隙度、毛管束缚流体孔隙度、渗透率、区间孔隙度等岩石物理参数，这些参数直观地显示了储层的物性特征，尤其是在低孔低渗、复杂岩性储层识别和评价中发挥了很大作用.此外，常规电阻率测井探测深度较深，是原状地层的视电阻率，而核磁共振测井提供的各种孔隙度可以看作是原状地层的准确信息，因此结合这两项信息根据双水模型或Waxman -Smits模型就可以计算出准确的含烃饱和度.
2.2.2 孔隙结构研究
当孔隙中饱含单相流体时，核磁共振T2分布与压汞毛管压力曲线Pc都能反映岩石的孔隙结构，二者之间存在着必然的相关性，而且可以相互转化[10].同时，根据实验室的刻度，可以由T2几何平均值计算平均孔喉半径（见下图）.核磁共振测井直接测量储层岩石的孔隙结构，通过刻度可以得到连续的孔喉半径分布，为揭示储集层本质特征.为测井研究孔隙结构，开创了一个新的应用天地，它解决了储层渗流能力与孔隙结构之间的关系问题.
2.2.3 轻质油模式
由于油、气、水具有不同的弛豫响应特征，特别是轻质油，根据T2分布长弛豫组分的位置和差谱信号的幅度和位置以及TDA定量分析的结果，能够识别轻质油气藏.
在轻质油储层，差谱的长弛豫组分的幅度较高，而水层几乎没有信号或信号较弱.同时，可以看到长短不同等待时间核磁共振T2分布的差异主要在可动流体部分.若将双TW测井资料中两可动流体体积相减，差值越大，则其含烃的可能性越大，含油饱和度越高.当储层物性好，核磁共振典型响应特征明显.
在实际生产中，经常会发现油层、水层、气层在长回波间隔下的T2谱与短回波间隔下的T2谱相比，都有移谱现象.这主要是由于地层流体不仅受扩散性质影响，还受孔隙结构和孔隙度的影响.对于水层，当孔隙结构发育均匀且以大孔径孔隙为主时，移谱不明显，当小孔径的孔隙占主导地位时，不仅移谱明显，形状和峰值也发生变化.
当储层物性较差时，储集空间较小，所含流体少，核磁共振测井T2谱幅度变小，对储层流体性质不如物性好的储层反映敏感.但仍有差谱信号和拖曳现象，移谱不明显.下图为一口物性较差含轻质油的典型实例.
2.2.4 稠油解释模式
原油是不同种类烃的混合物.随着原油粘度的增加，长弛豫组分减小，短驰豫组分增加，T2谱有规律地变小.下图列出了50℃温度条件下，4种粘度原油油样和矿化度为4000mg/L的盐水在测量参数为TW=12s，TE=0.9ms，NE=4096实验室测得的T2谱[5].可以看出，不同粘度的原油在T2谱上的位置不同，轻质油位于水的可动流体部分，中等粘度的油与水的T2谱重叠，稠油和重稠油位于水的束缚流体部分.虽然原油的分布范围有重叠的地方，但其峰值却有明显的差别，轻质油峰值在1000ms，中度粘度的油峰值在100ms左右，稠油峰值在30～50ms范围内，重稠油峰值在10ms.在同时含有油和水的孔隙地层中，测得的T2谱是水和油两个分布的叠加，仅靠T2谱的峰值的变化很难识油气.稠油粘度大，在TW=1s短等待时间内已基本完全极化，在双TW测井资料上无差谱信号.为此，针对油、气、水扩散特征的差异，设计了双TE测井观测方式，通过调整回波间隔TE，油与水的信号将往T2减小的方向发生不同程度的位移.水的扩散性好，位移显著，中等粘度的油扩散性差位移很小，这就是移谱分析.为了使水和中等粘度的油在长回波间隔T2谱上位置分离明显，采用加强扩散移谱法（EDM）.这种方法与一般移谱测井所不同的是：将长回波间隔（TEL）刻意加长，使水峰向T2减小的方向移动更明显以达到油、水峰在T2谱上位置的进一步分离从而建立相应的饱和度模型.
实际生产应用中，在大孔径高孔隙度的岩石中饱含水时，T1、T2都很长，在2s以内的等待时间,氢核不能完全恢复，故测得的T2谱幅度小.当等待时间从0.8s到10s时，大孔径高孔隙度中的氢核逐渐恢复，则T2谱幅度增大.从而在水层同样会产生差谱信号.
MRIL-P型核磁共振仪其最大等待时间为2s，往往在大孔径高孔隙度水层中出现差谱信号.因此，出现大的差谱信号不一定都是油气层.稠油的纵向驰豫时间较短，较短的等待时间就能恢复，在稠油层无明显的差谱信号.在大孔径高孔隙的地层中，由于稠油层无差谱信号，而水层则有，可以把水层和稠油层识别出来.
2.2.5 非碎屑岩储层解释模式
碳酸盐岩、火成岩等复杂岩性油气藏储集空间复杂、非均质性强，用常规测井技术难以进行准确描述.核磁共振测井测量的对象是储层空间中的流体，因而可以直接用来划分储集层，并提供几乎不受岩性影响的孔隙度等参数；同时，由于其T2分布表征了岩石的孔隙结构，所以可以根据T2分布形态判断有效裂缝和溶蚀孔洞[10].
由于碳酸盐岩、火成岩等非碎屑岩结构复杂，储集空间类型多样，核磁共振弛豫特征复杂化，给识别储层流体性质带来了困难.在评价这些储层的流体性质时，虽然有时能够起到辅助作用，但具体应用时要与第一性资料结合，慎重对待.
但是，由于核磁共振测井探测深度浅、采集模式、资料处理解释复杂等诸多因素的影响，在一些井中应用效果不甚理想，甚至出现与其它测井资料或试油结论不太相符的情况，找出原因和应用对策，指导以后的解释工作，进一步提高其评价精度.
3 核磁共振录井技术
核磁共振录井项目自2005年6月开展以来，先后对仪器的性能（重复性、线性度等）、仪器参数的准确性等方面作了大量的基础实验和对比实验，自2006年4月以来将该项技术大范围地应用于现场，取得了较好的应用效果.结合该项技术特点和现场应用情况，胜利油田制定了《核磁共振录井规范》企业标准；结合试油试采结论，建立了初步的解释标准和解释方法.
3.1 岩心样品的物性对比分析
对天然岩心和人造岩心分别进行核磁测量和常规物性分析，分析结果表明其相关性较高.从图中可以看出三者的趋势一致，核磁－称重孔隙度的相关性高于核磁－常规孔隙度的相关性，两者的相关性均在0.9以上，但核磁与常规孔隙度仍有一定的偏差.
分析造成偏差的原因主要有：
（1）与饱和设备有关，由于流体没有完全被饱和进入样品致使核磁测量的流体信号减少，从而出现核磁孔隙度偏低的现象.
（2）与仪器测量下限有关，对于在及其微小孔隙中的流体受到检测下限的约束致使该部分流体在T2谱中没有响应.
从渗透率的测量结果看，高渗样品的核磁分析结果与室内渗透率差别较大，尤其是人造岩心；低渗样品的核磁分析结果与室内渗透率差别较小；去处5号、8号样品的测量结果，整体的趋势大体一致.造成部分样品的渗透率测量结果差别较大的原因主要与人造岩心和天然岩心的差别以及经验常数C的确定有关.
3.2 在油气层评价方面的应用
对已有试油资料或有中途测试的探井进行统计，建立了初步解释标准.
4 应用实例
高898井低阻油气层中应用
高898井位于济阳坳陷东营凹陷樊家－金家鼻状构造带西翼，在沙四段2619.70～2627.40m处取心，岩性为棕黄色油浸细砂岩、灰色油斑细砂岩、灰色细砂岩、灰色灰质砂岩；气测全烃平均7.12％，甲烷2.77％；测井解释孔隙度18.067％，渗透率29.205％，含水饱和度86.147％，解释为油水同层.
核磁录井选取了岩性为棕黄色油浸细砂岩的样品进行了测量，孔隙度22.01～24.19％，渗透率39.10～80.28mD，可动流体73.73～78.17％，与送给地质院井深相近样品的常规物性分析结果相关性很好（下表），从分析结果可以看出该段属于中孔中低渗储集层，物性较好；核磁含油饱和度较低为9.24％，造成含油饱和度较低的原因主要由于样品蜡封不严密，油气逸散严重，但从谱图中可以看出储集层中的液相流体以油水两相共存、地层水偏多为特征，但地层水以束缚水居多，可动水较少，储集层应以产油为主，符合油层特征.但测井该层电阻率仅为1.2～1.8欧姆，解释为油水同层，通过对核磁录井的物性分析结果和对T2谱分析，认为造成该层低阻的原因可能是由于地层水较多，但地层水以束缚状态赋存为主，因此该储集层应不产水或产水少.经过对该段试油后日产油17.6t，不产水，结论为油层，从而证实了核磁录井所分析的解释结论.
5 结论及建议
（1）影响核磁共振测井的因素是多方面的，影响主次也各不相同.在分析核磁资料时，要全面分析流体性质，了解地层的温度和压力，储层的孔隙度和孔径大小等影响因素.
（2）核磁共振录井能够快速求取孔隙度、渗透率、可动流体指数等参数，及时准确划分储集层、非储集层.能准确判断低渗透储层是否为有效储集层.
（3）核磁共振录井技术具有快速、简捷、价格低廉等优点，在测取含油饱和度方面有其独特的优势.
（4）仅从标准T2谱识别油气，难度大，具有多解性，但在了解目的层的温度、压力和油的粘度、原油组分等带地区性的参数之后，T2谱对识别油气还是有很大帮助的.
（5）将压汞资料分析得到的孔径分布模式与相应的岩石T2分布谱进行对比,可以确定岩石T2与孔径大小的转换关系,从而实现利用驰豫时间定量研究孔隙结构,为进一步利用核磁共振资料定性、定量评价储层奠定基础.
通过对比岩心分析、试油结论，将核磁录井与核磁测井相互验证，综合解释，逐步完善解释模版，寻找解释规律，核磁共振技术必将在油田勘探中发挥更加重要的作用.
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