《測井儲層評價方法》核磁共振測井CMR課件

1、CMR組合式（核）磁共振測井儀CombinableMagneticResonance ToolMRIL-Magnetic Resonance Imaging Log Numar & Atlas（四）核磁共振測井第1頁，共40頁。1、原理（Fundamental principles） 氫核的磁性： 核自旋產生磁場，核磁矩矢量 = 旋磁比；自旋角動量無外加磁場時，核磁矩隨機取向，宏觀磁場強度為零第2頁，共40頁。 自旋在外加磁場中進動 單個自旋（核磁矩 ）處于外加靜磁場Bo中時，它將受到一個力矩的作用，并繞外加磁場方向進動，如右圖所示。 其行為如同（自旋）陀螺繞重力場進動一樣。 核磁矩進動頻率o

2、由拉莫爾方程確定：o=Bo第3頁，共40頁。 自旋在外加磁場中進動 根據量子力學原理，氫核核磁矩有兩種取向，即平行于Bo方向的低能態(tài)和反平行于Bo方向的高能態(tài)。其能量差為：E=h Bo 式中h為普朗克常數。 第4頁，共40頁。 宏觀磁化矢量 在外加磁場Bo中，整個自旋系統(tǒng)被磁化，宏觀上產生一個凈的磁化矢量和。單位體積內核磁矩的和稱為宏觀磁化矢量，用 Mo 表示 Mo = i第5頁，共40頁。 磁共振(Magnetic Resonance)與弛豫(Relaxation) 對于磁化后的自旋系統(tǒng)，若在垂直于靜磁場的方向上再加一個交變電磁場B1，并使其頻率1=o，根據量子力學原理，此時自旋系統(tǒng)將發(fā)生共

3、振吸收現象，即低能態(tài)的核磁矩通過吸收交變電磁場B1提供的能量，躍遷到高能態(tài)。 自旋系統(tǒng)發(fā)生共振吸收時，其宏觀磁化矢量M將偏離靜磁場Bo方向，偏離角取決于交變電磁場B1的大小及其作用時間tp長短 = tp B1BoMoxyB1BoMxyz第6頁，共40頁。 磁共振(Magnetic Resonance)與弛豫(Relaxation) B1電磁場撤掉,則宏觀磁化矢量M又將通過自由進動,朝Bo方向恢復,即核自旋從高能級的非平衡狀態(tài)恢復到低能級的平衡狀態(tài),這一過程就叫做弛豫。 relaxationBoMxyzBoMoxyz第7頁，共40頁。 兩種弛豫機制 橫向弛豫：M的橫向分量(x-y平面上)Mxy，

4、由最大向數值為零的初始方向恢復。橫向弛豫速率用1/T2來表示，T2 叫做橫向弛豫時間。 縱向弛豫：Z方向的縱向分量往初始宏觀磁化矢量Mo的數值恢復 ，稱為縱向弛豫過程。其速率用1/T1表示，T1 叫做縱向弛豫時間。 relaxationBoMxyzBoMxyzMzMxy第8頁，共40頁。 縱向弛豫時間T1（極化時間）t 質子處于靜磁場中的時間；Mz(t)B0的方向沿z軸方向時，在時間t時磁化矢量的強度；Mo在給定磁場中最終和最大的磁化矢量；T1磁化量達到最終值63所需的時間，三倍的T1是95極化所需要的時間。 第9頁，共40頁。 橫向弛豫信號E(t)的測量自旋回波的檢測CPMG序列第10頁，共

5、40頁。 橫向弛豫信號E(t)的測量自旋回波的檢測CPMG序列TE回波間隔；TW等待(極化)時間第11頁，共40頁。 2、核磁共振測井信號處理NMR測井信號 E(t) 是各種橫向弛豫分量（T2i）共同貢獻的總和，可以用一個多指數函數表示 E(t) = Pi*EXP(-t/T2i)E（t）tPiT2多指數函數反演T2 分布圖橫向弛豫感應信號第12頁，共40頁。3、核磁測井儀器結構與測井結果第13頁，共40頁。CMR Sonde Cross SectionPermanent magnetsSNSNBorehole wallAntennaSensedregionBlind zoneWear plat

6、ePermanent magnets4.625 in. 12 cm5.3 in.13.5 cm第14頁，共40頁。核磁共振測井(MRIL)MRIL ProbeBorehole9 SensitiveVolumeCylinders(each 1 mm thickat approximately 1 mm spacing)Only fluids in the Cylinders are visible16in1in24in760 kHz580 kHz第15頁，共40頁。CMR logs1:240 ft0.0(GAPI)200.0Gamma Ray200.0(GAPI)0.0Gamma Ray6.0(

7、in.)16.0Caliper CALI from LDT0.003(S)1T2 Log0.1(ohm-m)1000.0Micro SphericallyFocused Log0.1(ohm-m)1000.00.1(ohm-m)1000.0Laterolog Log DeepLaterolog Log Deep30.0(p.u.)-10.0CMR Porosity30.0(p.u.)-10.0CMR Free Fluid0.08(p.u.)-0.020CMR Oil Show0.0(Gas Units.)1000.0Mud Log Show1(msec)1500BFV 33msec lineW

8、IGT2 Distribution1(msec)1500210msec oil/water line7300第16頁，共40頁。 4、核磁共振測井的應用基礎 1/T2 = 1/T2B + 1/T2S + 1/T2D = 1/T2B + 2Si/Vi + D(GTE)2/12式中： D為擴散系數； G為磁場梯度； 為旋磁比； TE為回波間隔（2）； 2為橫向表面弛豫強度（常數，一般為1um/s=2=30um/s）第17頁，共40頁。 孔隙度測量Initial signal amplitude provides CMR porosity = E(0) = PiCMR porosity = 100%

9、Water in test tubeT2 = 3700 msecCMR porosityWater in pore space of rockT2 = 10 to 500 msecTime (T2)Signalamplitude4、核磁共振測井的應用第18頁，共40頁。PorePoreSignalamplitudeSignalamplitudeTime (T)Time (T) 巖石孔徑分布 孔徑不同，比表面積不同， 弛豫速率不同。第19頁，共40頁。Will the Well Produce?Increasing relaxation timeSignaldistributionT2 time

10、k = 7.5 mdIncreasing relaxation timeSignaldistributionT2 timek = 279 mdPorosity= 20%Permeability= 7.5 mdPorosity= 19.5%Permeability= 279 md第20頁，共40頁。 自由流體和束縛流體孔隙度Empirical cutoff of 33 msec has been determined for sandstones (ff)Clay-boundwaterCapillary-boundwaterProduciblefluidsCMR porosityFree flu

11、id porosityTime (T2 msec )T2 originalT2 spun sampleFree fluid cutoffPore diameter (microns)0.010.1110Signaldistribution1101001000第21頁，共40頁。 計算滲透率 SDR模型：k = C(CMR)4(T2,log)2Produciblefluids Timur 模型：k = (CMR/C)4(FFI / BVI)2第22頁，共40頁。NMR Free Fluid Porosityvs Centrifuge PorosityWell AWell B05101520201

12、51050ff(33)centrifuge第23頁，共40頁。NMR Permeabilityvs Core Brine PermeabilityWell A, C = 2.8Well B, C = 3.40.011001000.01kbrinekNMRkNMR = C(NMR)4(T2,log)2第24頁，共40頁。NMR Permeability and Crossplot Porosity vs Conventional Core Brine Permeability10-1 100 101 102 10310310210110010-1k(md)5 10 15 20 25kestima

13、te (md) (p.u.) 10310210110010-1第25頁，共40頁。CMR Wellsite PresentationSpectroscopy Gamma Ray(SGR)0(GAPI)150Permeability - CMR (KCMR)1(MD)1000T2 LOG Mean (T2 LM)1(MS)1000CMR Free Fluid (CMFF)0.3(V/V)0CMR Porosity (CMRP)0.3(V/V)0T2 Distribution (INWF)0(US)1000900第26頁，共40頁。CMR Log ExampleT2,logT2Permeabili

14、ty20(p.u.)0Porosityff(33)CMR11501200第27頁，共40頁。CMR vs Conventional CoreLDT Caliper125(mm)375Bit Size125(mm)375Gamma Ray0(GAPI)150BMNO-DBMIN050 (ohm-m)BMNO050 (ohm-m)1:120(m)Core Permeability0.01()100CMR Permeability0.01(md)100Logarithmic Mean T21(ms)10000Core Porosity0.2(m3/m3)0CMR Porosity0.2(m3/m3)

15、0CMR Free Fluid Porosity0.2(m3/m3)0XX40XX50第28頁，共40頁。Irreducible Water Saturation0.0150.0(GAPI)Gamma RayGeo-columnCali1:240 ft7 (in.) 17100.0(p.u.)0.0Sw30.0(p.u.)-10.0CMR Porosity30.0(p.u.)-10.0CMR Free FluidDPHI (Sand)30.0(p.u.)-10.0Effective Porosity25.0(p.u.)0.0CMR bfv25.0(p.u.)0.0HydrocarbonWate

16、rIrreducible Water1(msec)3000BFV 33msec lineT2_DISTXX250XX200第29頁，共40頁。Irreducible Water SaturationClaySandstoneSaltLimestoneDolomiteAnhydriteHydrocarbonHydrocarbonWaterEffective Porosity25.0(p.u.)0.0CMR bfv25.00.0Irreducible Water0.01(md)100.0CMR PermPerm100.00.0WaterSaturation(p.u.)1(msec)3000BFV

17、33msec lineWIGT2 Distribution1:240 ftXX250第30頁，共40頁。Irreducible Water Saturation第31頁，共40頁。CMRHighResolution0.0(GAPI)150.0GR30.0(p.u.)0.0CMRPFMI images2023.301498.411181.06971.60796.53634.51457.76220.42Conductivity classesHole AzPad 1 AzDEVI-2 18(DEG)1:20 ft282028152810第32頁，共40頁。Lithology-Independent

18、PorosityCombined ModelDolomiteQuartzBound WaterIlliteCalciteWater0100.000OilDensity Porosity (Lime)30.0(p.u.)-10.0Density Porosity (Dolomite)30.0(p.u.)-10.0CMR Porosity30.0(p.u.)-10.00.0-10.0Zero p.u. Line1:240 ftX000X900第33頁，共40頁。HydrocarbonIdentification第34頁，共40頁。HydrocarbonIdentification1:240 ft0

19、.0(GAPI)200.0Gamma Ray200.0(GAPI)0.0Gamma Ray6.0(in.)16.0Caliper CALI from LDT0.003(S)1T2 Log0.1(ohm-m)1000.0Micro SphericallyFocused Log0.1(ohm-m)1000.00.1(ohm-m)1000.0Laterolog Log DeepLaterolog Log Deep30.0(p.u.)-10.0CMR Porosity30.0(p.u.)-10.0CMR Free Fluid0.08(p.u.)-0.020CMR Oil Show0.0(Gas Units.)1000.0Mud Log Show1(msec)1500BFV 33msec lineWIGT2 Distribution1(msec)1500210msec oil/water line7300第35頁，共40頁。HydrocarbonIdentification第36頁，共40頁。HydrocarbonIdentification第37頁，共40頁。E