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核磁共振测井中的若干问题
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摘要 核磁共振测井在我国的应用已经有十余年的历史，对我国复杂油气藏测井评价以及石油测井技术本身的发展都做出了有目共睹的积极贡献。例如，它提供的地层信息的丰富性，远多于其他任何单项测井方法；在复杂岩性，特殊岩性，如砂砾岩、火山岩等储层，常常是少数几种有效的重要方法之一；在束缚水引起的低阻油气藏，它是必不可少的方法；它是迄今为止唯一能够提供比较合理的地层渗透率的测井方法；对于深部气层，当天然气孔隙体积比较大时，它的显示十分明显；在稠油以及水淹层，有一定的经验关系存在；对原油粘度以及毛管压力曲线等信息也有较好的反映，等等。但是，由于或是使用条件的不适应，或是使用方法的不恰当，或是技术本身的不完善，也存在或出现过不少问题。例如，它求出的孔隙度时常偏低，有时也偏高；它求出的束缚水对地区或地层的依赖性比较强；它求出的渗透率还没有得到油藏专家的广泛应用；而在流体识别方面，它还有比较大的随意性和不确定性，等等。深入研究这些问题，对提高应用效果，挖掘应用潜力，发展核磁共振测井技术等，都有重要意义。本文从实际效果和技术适应性等几个方面，介绍和讨论我国核磁共振测井应用中存在的一些常见问题，以促进该项技术的正确应用。
我国的核磁共振测井是1996年开始的[1]。中油测井有限公司（CNLC）和华北油田测井公司（现中国石油集团测井有限公司即CPL的华北事业部）最先引进了NUMAR公司的C型磁共振成像测井仪（MRIL-C）。随后，这项技术在我国迅速推广。如今，10余套老的MRIL-C或升级后的MRIL-C/TP，30余套新的代MRIL-Prime（哈里伯顿商标），6套MREx（贝克阿特拉斯商标），3套CMR（斯仑贝谢商标）以及1套MR-Scanner在我国境内服务。均估算，年测井工作量在1000口左右，既有探井，也有生产井。油田公司对核磁共振测井的认可程度正逐年增加，特别是在复杂岩性，特殊岩性（碳酸盐岩，火山岩，砂砾岩等），低孔低渗，束缚水引起的低饱和度等复杂油气藏，核磁共振测井时常成为最后的、甚至是少数几个真正有效的测井手段。
但是，在我国核磁共振测井应用实践中，也发现许多问题，不仅影响了应用效果，还曾经在某种程度上影响过人们对这项技术的信心。这些问题主要集中在孔隙度和流体识别上。在孔隙度方面，从理论上来讲，核磁共振测井是最好的测量方法，应该能够提供准确的地层孔隙度测量结果，而实际上在气层，稠油层，或高矿化度钻井液等条件下，往往出现测量孔隙度偏低或偏高的情况，甚至表现出与地层岩性的某种相关性。在流体识别方面，从理论上讲，有这些可能性，并且也发展了相应的数据采集和处理方法，但是，却都有非常强的使用条件！如果不满足这些使用条件，当然不会有好的使用效果。至于核磁共振测井得到的束缚水，渗透率，孔径分布，毛管压力曲线，原油粘度等信息，都是由回波串反演出T2分布，然后再导出的二级参数，也都有非常强的使用条件。对应用实践中出现的种种问题进行归纳，总结和分析，将有益于改进提高核磁共振测井的应用效果。
核磁共振测井孔隙度
核磁共振测井孔隙度是被观测区域孔隙流体含氢指数与孔隙度的综合反映[2][3]，而且，受到多个因素的影响。这些因素包括：CPMG回波串采集参数；刻度；孔隙流体含氢指数；回波串的信噪比；钻井液矿化度；以及采集模式与处理方法。
一般来说，回波串采集参数如TW（等待时间），TE（回波间隔），NE（回波个数）以及90º脉冲和刻度等将影响对地层孔隙度的观测比较好理解。在测井作业中，也容易控制。孔隙流体含氢指数对核磁共振孔隙度的影响与对中子测井的影响是一样的，理论上容易分析，而实际情况则往往是：要么含氢指数无法已知，要么流体实际孔隙体积不能确定，所以，校正起来常常相当困难。这几个因素通常是使核磁共振观测的孔隙度比地层实际孔隙度偏低。而下面的几个影响因素则可能使观测孔隙度偏高。
对于孔隙度较低的油气储层，观测的回波串信噪比会很低，从而对估算孔隙度产生明显影响，出现高于地层实际孔隙度的情况。
钻井液矿化度如果太高并且富含钠离子的话，对于使用梯度磁场的MRIL-Prime来说，一方面会降低回波串的信噪比，另一方面钠离子的信号可能被观测到，叠加在回波串里，使估算的孔隙度增大。此时，作业过程中应该采用泥浆排除器，或者在资料处理时扣除钠离子的影响。
同一种仪器或者不同的仪器会有多种不同的孔隙度采集模式与处理方法。这些采集模式和处理方法在某些地层条件下可能得到不一样的结果，从而发生孔隙度偏大或偏小的情况。所以，在核磁共振应用的新地区，有必要开展采集模式和处理方法的适应性分析。
总的来说，1），在含气储层，核磁共振孔隙度肯定偏小，归结于含氢指数和回波间隔甚至等待时间等的多重影响；2），在轻质油和含水储层，核磁共振孔隙度应该能够准确反映地层孔隙度；3），在稠油储层，核磁共振孔隙度也肯定偏小，归结于含氢指数和回波间隔等多重因素；4），在显著扩径井段，由于井眼泥浆的影响，核磁共振孔隙度肯定会偏高；5），用浓度很高的盐水泥浆钻井时，钠离子可能使核磁共振孔隙度偏高；6），在特别低的信噪比时，核磁共振孔隙度可能偏高；7），在泥质含量较高，或泥质成分比较复杂时，采集模式和处理方法可能使核磁共振测井孔隙度偏低或偏高。大部分情况下，这些影响是可以进行校正或消除的。
核磁共振测井流体识别
流体识别是核磁共振测井最早的意图之一，但真正成为可能还是得益于1995年的两篇文献[4][5]。基于双TW和双TE两种数据采集方式，相应地发展了两种直观的油气识别方法，即DSM（Differential Spectrum Method, 俗称差谱法）和SSM(Shifted Spectrum Method，俗称移谱法)。稍后，又出现了所谓的时间域方法（TDA）和扩散分析（DIFAN）及扩散增强方法（EDM）。这些方法，原理直观，操作简单，但是，都有很强的假设条件！例如，DSM和TDA都要求：1），不同流体（即气与水或油与水）之间T1的显著差异；2），不同TW条件下水信号都被充分极化；3），不同TW观测到的回波串之差有足够的信号强度。这些条件在气与轻质油并且亲水大孔隙度砂岩储层得到比较好的满足，而其他情况下这些条件则不一定能够满足，不会有好的应用效果！比较而言，DSM和TDA有比较好的理论支撑，而SSM，DIFAN或EDM等，主要是经验方法，理论上仍然相当牵强！
这些方法还有其他一些不能忽视的影响因素，如：1），信噪比； 2），油气所占据的实际孔隙体积；3），地层岩石的润湿性；4），油气水T2的重叠问题。一般情况下，信噪比太低时，受到检测灵敏度的影响，油气信号是检测不到的。油气所占据的实际孔隙体积太小，它们对观测信号以及回波串信号之差的贡献就非常小，受到算法灵敏度的影响，就会反演不准。地层岩石的润湿性将彻底改变油与水实际的核磁共振特性，使观测方法和处理思路发生根本性的变化。而油气水在T2分布上的重叠则是一种常态，为一维核磁共振测井区分和评价油气带来了不可逾越的困难，使二维核磁共振测井成为流体识别和评价的必然选择。
天然气的识别与评价比较确定。如果已知温度压力以及磁场梯度和回波间隔，天然气（甲环）的核磁共振特性（T1，T2，HI）可以方便地估算出来。在气－水体系，水总是润湿相，双TW模式采集数据，DSM或TDA的应用条件一般比较容易满足。但是，也要注意三个具体的使用条件和环境，即：
1），要求地层压力比较大，从而有比较大的含氢指数HI。所以，太浅的气层通常无法识别和评价。
2），要求含气孔隙体积比较大，从而有比较大的可观测信号。所以，低孔致密气层和冲洗带含气饱和度太低的气层一般不容易识别和评价。
3），要求观测到的天然气的T2与束缚水能够分开，这在采集模式中减小回波间隔或选择小的磁场梯度可以实现。
轻质油的识别与评价具有可能性。但是，它受到地层润湿性和原油粘度的严重影响，所以一般来说比天然气的识别和评价更困难。只有处于亲水储层孔隙中且粘度特别小的油才满足DSM或TDA的应用条件。砂岩和碳酸盐岩会有一个显著差别，即碳酸盐岩孔隙中的水比砂岩孔隙中的水具有更长的T1，其完全极化需要更长的TW，这在观测模式和处理方法中都必须充分考虑。
中等粘度油的识别与评价相当困难。由于T1和T2与原油粘度有很强的相关性，往往使DSM或TDA的应用条件迅速失效，只能靠建立于经验之上的SSM或DIFAN或EDM方法。而DIFAN或EDM严格意义说在理论上并不成立，其应用效果就只能是艺术而不是科学了。
稠油的识别与评价有一定的可能性，但是比轻质油要困难。稠油层的好处是它的流动性差，冲洗带的含油饱和度仍然高。困难之处在于，它的T1和T2都很短，而且都是范围较大的分布，与束缚水严重重合。
在现有的技术框架下，核磁共振对水淹层和残余油并没有理论上完全成立的解决方法！因为注入水和残余油的核磁共振特性与地层水及可动油的特性并没有显著的差异。在T2分布的形态上可能存在水淹层和残余油的蛛丝马迹，但并不具有普遍意义，所以推广起来会相当困难。
二维核磁共振测井已经显示较好的应用前景[6][7] [8][9]。在已经见到的（T2，D）和（T1，T2）两种二维方法中，前者对油－水体系有更好的分辨能力。但是，在实际应用中，二维核磁共振测井也可能出现许多新的问题，例如，信噪比低造成的对流体分辨能力低；探测深度浅，观测到冲洗带，流体饱和度低，造成信号强度低。此外，孔隙介质中的水其扩散系数究竟是一个什么样的分布？这在理论上和实验中都尚未完全清楚。
当然，在低孔隙度储层，裂缝性溶洞性等非均质性严重的储层，以及混合润湿和亲油储层，核磁共振测井仍然有许多困难。不管什么条件下，流体识别和评价的最好方法还是核磁共振与其他有效测井信息的综合解释！
核磁共振测井束缚水和渗透率
束缚水和渗透率是核磁共振测井另一个最具特色的优势。因为在此之前，还没有一种测井方法可以提供类似的信息。核磁共振束缚水和渗透率在理论上有结实基础，在效果上有广泛应用。但是，客观地说，束缚水和渗透率都是由T2分布得到的导出量，不是直接观测量，所以模型及其刻度或标定就显得特别重要。
目前，常用的束缚水模型有两种，即截止值模型（CBVI）和谱系数模型（SBVI）。前者简单实用，物理概念清晰，但与实际情况有差距；后者与实际情况更接近，物理概念也清晰，但模型使用起来并不方便。实践证明，在测井地层评价中，往往是模型越简单越好。
在截止值模型中，有两个问题容易被忽视：一是这样估算的束缚水是什么含义？二是截止值受到哪些因素的影响？
估算的束缚水其含义与T2分布怎么得到的有直接关系。如果由采集回波串得到的T2分布代表地层岩石总孔隙中的流体，那么，截止值模型估算的束缚水应该是总束缚水；如果T2分布仅仅代表地层岩石有效孔隙中的流体，那么，截止值模型得到的束缚水只是毛管束缚水。无论哪种情况，估算的束缚水都可能受到天然气和稠油的影响。
截止值本身受到两方面的影响，一是求取方法；二是样品特性。常规方法需要两个基本步骤，即岩石孔隙完全含水测量一个回波串得到T2分布；离心脱水至束缚水状态再测量一个回波串得到T2分布。在这里，最容易出问题的是如何达到“束缚水状态”？由于各人对“束缚水状态”的理解不一样，同一批岩样确定的截止值也不一样。截止值与岩石样品的特性直接有关，特别是孔隙表面特性，所以砂泥岩与碳酸盐岩截止值有很大的差异。截止值是一个地区经验参数。不同的地区，不同的地层，不同的层系，不同的岩性，截止值都不一样。建立统一截止值或采用可变截止值，都存在困难。也就是说，想获得一个完全反映实际情况的束缚水基本上是不可能的，很多时候，获得的只是具有相对意义的束缚水指数。这也符合测井地层评价的一般原则！用简单的模型和有限的测井信息，不可能完全准确地去表达一个变化无穷，复杂无比的地质目标！
渗透率的模型主要有两个，即Coates和SDR，两者有相同的基础，只是用不同的方式来表达T2分布。Coates模型用自由流体指数和束缚水的比值来表达，而SDR模型用几何平均来表达。在一般意义上，Coates模型不受孔隙中油气的影响，而SDR模型会受到油气的影响。但是，两种模型也有许多相同的问题：首先，都必须进行严格的刻度或标定！尽管有坚实的物理和油藏物理基础，核磁共振渗透率仍然是一个基于统计关系的导出量，受到岩性等因素的影响。其次，核磁共振估算的渗透率究竟是什么渗透率？渗透率是个比较复杂的参数，而且，有强烈的各向异性。核磁共振不反映渗透率的各向异性。得到的渗透率的含义取决于标定模型的时候所用渗透率的含义和来源。再次，在一些极端情况，核磁共振无法得到合理的渗透率的估算。例如，在裂缝性储层，实际渗透率可能很高，而核磁共振估算的渗透率则可能很低。而在一些溶洞性储层，由于大量死孔的存在，实际渗透率可能很低，而核磁共振估算的渗透率则可能很高。
至于由T2分布得到孔径分布信息，估算原油粘度以及构建毛管压力曲线等应用[10][11]，同样有相应的假设条件。实际储层当然不能完全满足这些假设条件，但是，至少也要大致地满足，否则，得到的结论必定是不正确的。
核磁共振测井仪器的适应性问题
目前，商业化的核磁共振测井仪器有：MRIL-Prime，MREx，CMR-Plus，MR-Scanner等。这些仪器虽然各有特色，但是在孔隙度，渗透率，流体识别与评价等基本应用上并无大的区别，测量原理和处理方法大都可以互用。
对于核磁共振仪器来说，信噪比总是最突出的问题！应用上总是希望信噪比越高越好。核磁共振测井的信噪比受到三个基本因素的控制，即：地层孔隙度，磁场强度，样品体积。孔隙度的大小并不是可以控制的；磁场强度也无法更高，因为高了以后对地层岩石样品会引起很强的背景梯度磁场，使得测量结果很难分析；能够改进的只有加大观测样品的体积。核磁共振测井采用定位切片观测，样品体积取决于切片的直径，高度和厚度。比较而言，MRIL-Prime有最大的观测样品体积，信噪比也相对较大。
信噪比与纵向分辨率，探测深度以及测井速度又互相影响，互相制约，必须综合考虑，作出折中和权衡。原则上说，在目前的技术框架下，核磁共振并不是一种高纵向分辨率的测井方法，它的探测深度相当浅，测井速度也相当慢。
另一个问题是井眼的影响。理论上讲，基于人工磁场的核磁共振测井不受井眼影响，因为其观测对象在井眼外的地层中。井眼对核磁共振测井的影响主要表现在对射频脉冲的消耗上。泥浆作为射频脉冲和回波信号的必经通道，它会损耗电信号，降低信噪比。泥浆电阻率越低，损耗就越大！这对于居中型的仪器有时会变得十分明显，甚至到无法正常工作的地步（例如泥浆电阻率小于0.02欧姆米）。贴井壁型的仪器可能就不存在这个问题，因为天线与井壁接触，脉冲和回波几乎不通过泥浆，损耗很少。
在适应性问题上，还要强调测前设计和质量控制的重要性。这同医学上的磁共振成像实在有许多相似的地方。由于成像的脉冲序列很多，每一种脉冲序列采集到的信息内容也不完全相同，根据应用目标还选取脉冲序列就显得非常重要。而且，选定脉冲序列以后，还要进一步优化采集参数，并对观测结果进行预测。这项工作在新探区尤其重要。
在质量控制方面，每种仪器都建立了各自的质量控制指标和体系，在作业和资料处理以及应用的过程中，遵守这些指标是重要的。问题在于，采集到的资料如果有质量缺陷该怎么办？很少有井可以返工重新测量的，所以，分析资料质量的真正问题所在，剔除有质量问题的井段，对一些能够校正的问题数据进行合理的分析和校正，从而挽回损失，是质量控制的重要目的。最近我们对伊拉克一些核磁共振测井资料的质量控制表明，这种努力是有成效的。
结 论
核磁共振测井在我国已经得到广泛应用，并且取得了明显效果，同时，也还有很大的发展空间并存在许多理论上和应用上的实际问题。梳理应用基础，核实理论假设，发展区域模型，是进一步提高应用效果的有效途径。在孔隙度方面，应该加强刻度和校正方法研究；在流体识别与评价方面，二维核磁共振测井可能是必由之路；在束缚水，渗透率，原油粘度，毛管压力曲线等方面，合理标定是唯一选择。
本文的讨论同样适用于随钻核磁共振测井[12]。
本文没有详细讨论电缆核磁共振测井仪器设计相关的问题。但是，可以相信，某些应用方面的难题在新仪器出现后会得到解决。
参考文献
[1]，肖立志，核磁共振成像测井与岩石核磁共振及其应用，北京，科学出版社，1998
[2]，王筱文，肖立志 等，中国陆相地层核磁共振孔隙度研究，中国科学（G），2006，36（4）：366－374
[3]，谢然红，肖立志 等，核磁共振测井孔隙度影响因素研究，中国科学（D）
[4]，Akkurt, R., Guillory, A.J., et cl, NMR Logging of Natural Gas Reservoirs, Paper N, SPWLA. 1995
[5]，Prammer, M.G., Mardon, D., et cl, Lithology-Independent Gas Detection by Gradient NMR Logging, SPE 30562, 1995
[6]，Sun, B., Dunn, K.J., Core Analysis with 2-D NMR, SCA-38, 2002
[7]，Sun, B., Dunn, K.J., et cl, 2-D NMR Logging and Field Test Results, Paper KK, SPWLA, 2004
[8]，谢然红，肖立志 等，二维核磁共振测井，测井技术，2005，29（5），430－434
[9]，廖广志，肖立志 等，二维核磁共振测井方法与实验研究，中国科学（G）
[10]，肖立志 等，核磁共振测井资料解释与应用导论，北京，石油工业出版社，2001
[11]，George Coates，肖立志，Manfred Prammer, NMR Logging Principles and Applications, Gulf Publishing Company, 2000 (中译本：孟繁莹 译，李德芬 校，北京，石油工业出版社，2007)
[12]，肖立志 等，成像测井学应用基础，北京，石油工业出版社，2007
https://blog.sciencenet.cn/blog-2401-4937.html
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