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1、第23卷第4期大庆石油地质与开发PGODD2004年8月!73!文章编号:10003754(2004)04007303CMR测井资料的解释方法及应用1112范翔宇,夏宏泉,钟敬敏,齐宝权(1西南石油学院,四川成都610500;2四川测井公司,四川成都610500)摘要:组合式核磁共振(CMR)测井可以直观、准确地提供储集层的地质评价参数,能方便地区分可动流体和束缚流体并反映出储集层的孔隙结构。在探讨如何利用CMR资料识别油、气、水层和确定储层主要物性参数方法的基础上,利用对JS1井的CMR资料进行实际处理
2、得到的有效孔隙度、渗透率、束缚水饱和度和T2时间分布等来划分低阻油气层和区分气、水层,其结果均与现场提供的试油、录井等资料吻合较好,表明CMR资料在储层地质应用方面有独到之处。关键词:组合式核磁共振测井;地质应用;油、气、水层识别;储层参数中图分类号:P6318文献标识码:A组合式核磁共振(CombinableMagneticResonance)测井即内外(InsideOut)核磁共振测井,它间)及TRS(大于5T1W,T1W为水的纵向弛豫时在井眼中应用直流和射频脉冲磁场,避开泥浆和侵入间),分别观测两个不同的回波串,通
3、过两回波串相[1]对于T带,主要测量的是自由流体指数(FFI)。它与储2分布的差异来识别油、气、水层。层的有效孔隙度有关,比常规测井方法(如密度中表2不同流体的CMR弛豫特性子测井)得到的总孔隙度偏小。因为CMR对束缚在流体类型弛豫特性泥质和骨架中的流体是不敏感的[2],二者之差将指碎屑岩表面弛豫地层水明束缚水的体积分数,到目前为止,CMR是唯一能孔洞体积/扩散弛豫很好地把自由水和束缚水区分开来的测井方法。中质油、重油、稠油体积弛豫油轻油体积/扩散弛豫1方法原理气扩散弛豫11油气水层的识别表1中T1、T2分别是纵向和横向弛
4、豫时间,油、气、水3种不同的流体具有不同的核磁共振[36]D0为扩散系数,HI为地层的含氢指数。测量条件性质(表1)和不同的弛豫特性(表2)。CMR测为:温度为200∀F,压力为31035kPa,储层条件下量方式有标准TR测井、双TE测井和双TW测井3的原油粘度为02mPa!s,地层水矿化度(水型为种。由于水与烃(油气)的纵向弛豫时间(T1)相-3-4NaCl)为120#10g/L,磁场梯度为17#10T/差很大,意味着它们的纵向恢复速率很不相同,水的cm。纵向恢复远比烃快。如果选择不同的等待时间,观测TE测井设置足够长
5、的等待时间,使每次测量时到的回波串中将包含不同的信号分布。TR测井利用纵向弛豫完全恢复,利用两个不同的回波间隔TEL和标准回波间隔(TE=12ms)和长、短两个不同的TES测量两个回波串。由于油气的扩散系数不一样,等待时间TRL(大于3T1h,T1h为轻烃的纵向弛豫时使得各自的T2分布位置发生变化,由此可对油、表1不同流体的核磁共振性质气、水进行定性识别。从表2可以看出,区分气、轻液体T1T2D0D0!T1HI油与油水的关键就是充分利用储层流体的扩散弛豫特类型/ms/ms/(cm2!s-1)/cm2性。在CMR中扩散产生的T
6、2表示为地层水1~500067~20100000007700077~402油50004600890000079401(GTE)D=(1)气4400400380001440T2D12基金项目:该研究受油气藏地质和开发工程国家重点实验室基金项目PLN0133和部411项目资助。收稿日期:20031217作者简介:范翔宇(1975-),男,四川南部人,在读博士,从事测井新技术在石油地质和石油工程中的应用研究。!74!大庆石油地质与开发PGODD第23卷第4期其中D为分子扩散系数;为质子旋磁比;
7、GCMR测井的优势就是能求出粘土和微毛细管的为梯度磁场强度;TE为回波时间。从式中可以看束缚流体孔隙度和可动流体孔隙度。由于骨架、粘土出,扩散弛豫的大小取决于G、D和TE。在梯度磁的氢核弛豫时间极短,T2值大约为10s,而核磁共场测量条件下,由于G的大小已知,若地层流体为振测井仪接收信号的终极时间约为几百毫秒,这使得-52油和水,其扩散系数D0、DW分别为77#10cm/CMR测井不受岩性的影响。研究表明,对于饱和水-52s和79#10cm/s,而天然气的扩散系数Dg为的岩石,短T2部分对应着岩石的小孔隙或微孔隙;100#
8、10-5cm2/s,油水与气的扩散系数相差很大。相而长T2部分是岩石的较大孔隙的反映,这是因为小对而言,油水由扩散产生的弛豫基本可以忽略,这样孔隙或者微孔隙中自由流体极少,绝大部分为束缚流对一般碎屑岩来说,假若地层流体为油或水时可以不体,孔隙壁对流体的强烈相互作用使其流体的弛
