页岩油储层T2-T1二维核磁共振测量参数敏感性分析

doi:10.11938/cjmr20223025

页岩油储层T₂-T₁二维核磁共振测量参数敏感性分析

张融¹, 王伟¹, 高怡², 刘财广¹, 王振林¹, 覃莹瑶³, 张宫^,³^,^*

1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000

2.中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依 834000

3.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北武汉 430100

Sensitivity Analysis of T₂-T₁ 2D NMR Measurement Parameters in Shale Oil Reservoirs

ZHANG Rong¹, WANG Wei¹, GAO Yi², LIU Caiguang¹, WANG Zhenlin¹, QIN Yingyao³, ZHANG Gong^,³^,^*

1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China

2. Oil Production Plant I of PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China

3. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources of Education Ministry of Yangtze University, Wuhan 430100, China

通讯作者: *Tel: 15652663116, E-mail:zhanggong@yangtzeu.edu.cn.

收稿日期: 2022-10-4 网络出版日期: 2022-11-10

基金资助:

中石油重大科技专项“陆相中高成熟度页岩油勘探开发关键技术研究与应用”(2019E-26)

Corresponding authors: * Tel: 15652663116, E-mail:zhanggong@yangtzeu.edu.cn.

Received: 2022-10-4 Online: 2022-11-10

摘要

为了提高二维核磁共振（NMR）在页岩油储层测量结果的可靠性，从NMR实验室岩心分析、井场移动式全直径岩心扫描、测井三类不同应用场景出发，分析了页岩油储层T₂-T₁二维NMR响应特征及影响因素．针对不同的应用场景，分别提出了页岩油储层的T₂-T₁二维NMR测量参数优化方法．实验室岩心NMR分析除了关注磁场强度、测量序列外，还需要注意回波间隔（T_E）和回波组数的选择．井场移动式全直径岩心NMR扫描时，需要重点关注T_E和最短等待时间（T_w）的设置，为保证快弛豫组分T₁维度的收敛，最短T_w应至少设置为1 ms．NMR测井受限于采集条件，需要重点关注数据处理中的布点范围和平滑因子，以对不同信噪比的数据进行解释和修饰；页岩油NMR孔隙度小于5%为差储层，其低信噪比导致NMR结果的准确性难以保证．T₂-T₁二维NMR测量参数的系统性分析为页岩油储层二维NMR探测方法优化提供了参考依据，有助于提高NMR测量结果的精度，进而得到更加可靠的储层参数信息．

关键词： 二维核磁共振; 参数优化; T₂-T₁; 页岩油

Abstract

In order to improve the reliability of two-dimensional nuclear magnetic resonance (2D NMR) measurement in shale oil reservoirs, the T₂-T₁ 2D NMR response characteristics and influencing factors of shale oil reservoirs were analyzed in three scenarios: laboratory core analysis, wellsite mobile full-diameter core scanning and logging. For different application scenarios, the optimization method of T₂-T₁ NMR measurement parameters for shale oil reservoirs were proposed. Laboratory core measurements require attention to the choice of echo interval time (T_E) and number of echo groups, in addition to the different magnetic field strengths and measurement sequences. When scanning full-diameter cores at the well site, it is necessary to focus on T_E and minimum waiting time (T_w). To ensure the convergence in T₁ dimension of quickly relaxed component, the minimum T_w should be set to at least 1 ms. NMR logging is limited by the acquisition conditions. It is necessary to focus on the distribution range and smoothing factor in data processing to interpret and modify data with different signal-to-noise ratios. A poor shale oil reservoir with NMR porosity less than 5% is difficult to ensure the accuracy of NMR results for its low signal-to-noise ratio. The systematic analysis of T₂-T₁2D NMR measurement parameters provides a reference for the optimization of 2D NMR detection methods for shale oil reservoirs, which helps to improve the accuracy of NMR measurements and obtain more reliable reservoir information.

Keywords： 2D NMR; parameter optimization; T₂-T₁; shale oil

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本文引用格式

张融, 王伟, 高怡, 刘财广, 王振林, 覃莹瑶, 张宫. 页岩油储层T₂-T₁二维核磁共振测量参数敏感性分析[J]. 波谱学杂志, 2023, 40(2): 122-135 doi:10.11938/cjmr20223025

ZHANG Rong. Sensitivity Analysis of T₂-T₁ 2D NMR Measurement Parameters in Shale Oil Reservoirs[J]. Chinese Journal of Magnetic Resonance, 2023, 40(2): 122-135 doi:10.11938/cjmr20223025

引言

多维核磁共振（NMR）探测技术除了能够获取常用的横向弛豫时间（T₂）外，还可以得到被测对象的扩散系数（D）及纵向弛豫时间（T₁）等信息^[1⇓-3].按探测信息差异，常用的二维NMR探测方法分为T₂-D和T₂-T₁两种^[4⇓-6].T₂-T₁二维NMR方法对短弛豫组分（本文中短弛豫、快弛豫都指T₂较短）相对敏感，且在一定条件下可以检测页岩中的类固体有机质等含氢化合物，在页岩油储层勘探开发中发挥着不可替代的作用，已经成为NMR测井和岩石物理实验的研究热点^[7,8].目前，在页岩油勘探开发领域，二维NMR技术有三个主要的应用场景：二维NMR测井^[9,10]、实验室岩心二维NMR分析^[11,12]、井场移动式全直径岩心NMR扫描^[13].其中，实验室岩心二维NMR分析最为成熟，由于实验条件及设备技术参数相对可控，甚至可以直接在常规的一维NMR岩心分析仪中添加T₂-T₁二维NMR采集序列，实现对岩样二维NMR谱图的获取.为了解决样品取出不能及时测量以反映井下储层实际情况的实效性问题^[8]，井场移动式全直径岩心NMR扫描技术将室内设备移至井场的同时，采用移动全直径岩心的方式进行连续测量^[14]，可以得到介于室内实验和NMR测井之间的测量效果.二维NMR测井技术的提出已有二十余年，在非常规油气引起广泛关注之前，重点发展的是以D为第二维度探测信息的T₂-D二维NMR方法^[15,16]，由于页岩油储层中主要弛豫组分集中在前端，流体T₂较短，该方法受到了极大的应用限制^[17]，而能够测量短弛豫组分信息的T₂-T₁二维NMR技术近年来得到了快速的发展.

实验室岩心NMR分析、井场移动式全直径岩心NMR扫描和NMR测井所使用的仪器结构、观测方式和测量参数均不相同，导致了在不同的应用场景下，测量序列、采集参数和数据处理参数对结果影响的敏感性差异较大.针对以上问题，本文系统分析了三种不同应用场景中页岩油储层NMR响应特征影响因素的敏感性，为不同场景中优化T₂-T₁二维NMR的测量参数和数据处理提供参考依据.

1 方法原理

T₂-T₁二维NMR同时探测被测对象的T₂和T₁.在NMR系统固定的情况下，对于单一流体，氢原子核的弛豫遵循BPP（Bloembergen Purcell Pound）公式^[18]，即偶极-偶极相互作用对弛豫速率的影响：

(1)$\left\{ \begin{matrix} & \frac{1}{{{T}_{1}}(\omega )}=\left( \frac{{{\mu }_{0}}}{4\pi } \right){{\gamma }^{4}}{{\hbar }^{2}}I(I+1)\,{{(5{{r}^{6}})}^{-1}}\left( \frac{2{{\tau }_{\text{c}}}}{1+{{\omega }^{2}}\tau _{\text{c}}^{2}}+\frac{8{{\tau }_{\text{c}}}}{1+4{{\omega }^{2}}\tau _{\text{c}}^{2}} \right) \\ & \frac{1}{{{T}_{2}}(\omega )}=\left( \frac{{{\mu }_{0}}}{4\pi } \right){{\gamma }^{4}}{{\hbar }^{2}}I(I+1)\,{{(5{{r}^{6}})}^{-1}}\left( 3{{\tau }_{\text{c}}}+\frac{5{{\tau }_{\text{c}}}}{1+{{\omega }^{2}}\tau _{\text{c}}^{2}}+\frac{2{{\tau }_{\text{c}}}}{1+4{{\omega }^{2}}\tau _{\text{c}}^{2}} \right) \\ \end{matrix} \right.$

其中，$\omega $为角频率，$\gamma $为旋磁比，${{\mu }_{0}}$为真空磁导率，$\hbar $为普朗克常量，I为自旋量子数（对于氢核，I = 1/2)，r为质子间的距离，${{\tau }_{c}}$是分子自旋相关时间.弛豫时间对磁场强度存在依赖性，随着场强的增强，弛豫速率变慢.横向弛豫${{T}_{2}}(\omega )$主要受分子自旋相关时间${{\tau }_{c}}$的影响，对分子运动更敏感.

在油气勘探领域中，观测对象为多组分复杂流体，可以通过采用不同的观测方式来进行T₂-T₁二维NMR谱的测量^[18,19].其中比较简单且容易实现的方式是采集多组不同等待时间（T_w）的CPMG（Carr-Purcell-Meiboom-Gill）回波串，回波信号的衰减受T_w和采集时间t两个因素的影响，回波串的幅度随两个因素衰减的规律如下^[11]：

(2)${{b}_{is}}=\sum\limits_{j=1}^{m}{\sum\limits_{r=1}^{p}{{{f}_{jr}}}\left[ 1-c\cdot \exp (-{{T}_{ws}}/{{T}_{1r}}) \right]\exp (-{{t}_{i}}/{{T}_{2j}})+{{\varepsilon }_{is}}}$

其中，${{b}_{is}}$第i个回波在等待时间为${{T}_{\text{w}s}}$时的回波幅度，m是横向弛豫时间${{T}_{2j}}$的个数，p是纵向弛豫时间${{T}_{1r}}$的个数，${{f}_{jr}}$是关于横向弛豫时间为${{T}_{2j}}$、纵向弛豫时间为${{T}_{1r}}$时的氢核二维分布函数，${{\varepsilon }_{is}}$为噪音.c为与 T₂-T₁采集模式有关的常系数，对于T₁维度的采集，使用饱和恢复法时，c = 1；使用反转恢复法时，c = 2. 两种脉冲序列如图1所示.将上式进行二维反演，求取${{f}_{jr}}$，即可得到T₂-T₁二维分布.

图1

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图1 二维核磁共振测量脉冲序列. (a)饱和恢复法；(b)反转恢复法

Fig. 1 2D NMR acquisition with pulse sequences of (a) saturation recovery and (b) inversion recovery

由(1)式、(2)式和图1所示的脉冲序列可知影响T₂-T₁二维NMR测量的影响因素包括：磁场强度、采集模式（测量序列）、回波间隔（T_E）、T_w分布、信噪比等.不同应用场景的磁场环境、采集参数均不相同，需要对实验室岩心NMR分析、井场移动式全直径岩心NMR扫描和NMR测井分别进行测量参数的分析.

2 实验室岩心NMR分析

实验室NMR岩心分析仪测量条件可控且采集精度较高，其实验结果的主要影响因素包括选择的采集序列、T_E设置、磁场强度（仪器）的选择、回波组数的设定.

2.1 采集序列的影响

如图1所示，实验室常用的T₂-T₁二维NMR测量序列有两种：一种是饱和恢复采集序列（Saturation Recovery-CPMG，SR-CPMG），另一种是反转恢复采集序列（Inversion Recovery-CMPG，IR-CPMG）.在 21 MHz的MesoMR23-060H-I NMR岩心分析仪上利用两种方法对风城组页岩油岩心原样采集的不同T_w的回波信号如图2所示，两种采集序列参数设置如表1所示.饱和恢复序列与传统的CPMG脉冲序列最为接近，利用不同T_w的CPMG脉冲序列的组合，即可得到包含T₂和T₁信息的回波信息，利用(2)式进行二维联合反演即可得到T₂-T₁二维NMR谱.与饱和恢复采集序列不同，反转恢复采集序列在信号采集前，将极化完全的磁化矢量反转180˚，然后采用不同的T_w使磁化矢量恢复，再进行回波采集.两种方法的差别在结果上体现在T₁维度，饱和恢复法的磁化矢量范围为（0, M₀），反转恢复法的磁化矢量范围为（-M₀, M₀）.理论上反转恢复法的信噪比更好，且测量的短弛豫组分信息的精度更高.

图2

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图2 实验室岩心NMR分析时，二维NMR采集的回波. (a)使用饱和恢复采集序列；(b)使用反转恢复采集序列

Fig. 2 Echoes acquired by 2D NMR with (a) saturation recovery and (b) inversion recovery sequences during laboratory core measurement

表1 图2中不同采集序列参数设置

Table 1 Parameter settings for different acquisition sequences shown in Fig. 2

采集序列	极化时间T_WL/ms	等待时间T_W/ms	回波间隔T_E/ms	回波个数	叠加次数	测量时间/s
SR-CPMG	0	0.06~4000，14组回波	0.08	10000	32	538.9
IR-CPMG	4000	0.06~4000，14组回波	0.08	10000	32	2330.9

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页岩油岩心原样采集回波反演得到的T₂-T₁二维谱如图3所示，结果显示采用两种不同采集序列获得的T₂-T₁二维谱较为相似，均能够辨识出该样品具有三种不同的弛豫组分流体，但图3(b)所示的反转恢复采集序列获得的T₂-T₁二维谱中不同弛豫组分信号分辨度更高，短弛豫信号的T₁维度更收敛.然而，如表1所示，反转恢复采集序列由于每组回波采集都需要极化完全后进行测量，实验所需时间较长.

图3

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图3 不同采集序列得到的页岩油岩心原样的T₂-T₁二维NMR谱. (a)饱和恢复采集序列；(b)反转恢复采集序列

Fig. 3 T₂-T₁ 2D NMR spectra of shale oil core sample obtained from (a) saturation recovery and (b) inversion recovery acquisition sequences

2.2 T_E的影响

与一维T₂谱类似，无论采用何种二维谱采集序列，T_E（尤其是第一个回波时间）都会影响T₂信息的测量^[20]，过大的T_E会导致在第一个回波采集前短弛豫组分信号就衰减完毕，从而无法被观测到.图4是在21 MHz的MesoMR23-060H-I NMR岩心分析仪上，对古龙页岩油岩心X-1饱油样，采用了0.1~4 000 ms范围内、15组不同T_W的反转恢复采集序列，设置不同的T_E得到的页岩油岩样的T₂-T₁二维谱.结果表明，T_E大小会对二维谱测量结果产生较大影响，随着T_E增大，较短弛豫组分逐渐不能被测量.如表2所示，设定T_E= 0.1 ms时测量到的信号为100%，与T_E= 0.1 ms时的信号相比，T_E= 0.2 ms测量的结果信号幅度只有56.08 %；且T_E越大，由于信号不能被完整测量，损失的信号量越多.页岩油岩样具有短弛豫组分信号，在实际实验中建议在保证仪器稳定的情况下，尽可能用较小的T_E对页岩油样品进行实验.

图4

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图4 在21 MHz的仪器上采用反转恢复采集序列，采用不同回波间隔（T_E）得到的页岩油岩心饱油样的T₂-T₁二维谱. (a) T_E=0.1 ms；(b) T_E=0.2 ms；(c) T_E=0.4 ms；(d) T_E=0.6 ms

Fig. 4 T₂-T₁ spectra of shale oil core sample with oil-saturation obtained with different echo interval (T_E) values using inversion recovery acquisition sequences on a 21 MHz instrument. (a) T_E=0.1 ms; (b) T_E=0.2 ms; (c) T_E=0.4 ms; (d) T_E=0.6 ms

表2 不同回波间隔采集的图4所示T₂-T₁谱信号幅度的对比

Table 2 Comparison of the signal intensity of T₂-T₁ spectra acquired at different echo intervals shown in Fig. 4

回波间隔T_E/ms	相对信号幅度/%	回波间隔T_E/ms	相对信号幅度/%
0.1	100	0.4	38.74
0.2	56.08	0.6	27.20

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2.3 磁场强度的影响

测量仪器的磁场强度决定了共振频率，由(1)式可知，纵向、横向弛豫速率对共振频率的敏感性并不一致，因此对于特定流体，在不同共振频率的NMR观测系统中的变化特征也有所差异^[21].

图5是风城组页岩油岩心原样在21 MHz的MesoMR23-060H-I和2 MHz的MicroMR02-025V共振频率系统中利用14组回波的饱和恢复采集序列得到的T₂-T₁二维NMR谱，测量时T_E为0.08 ms.结果表明，尽管两种频率都可以测量到样品中三种弛豫组分，但得益于测量数据较高的信噪比，使用21 MHz仪器获得的谱图中的弛豫组分边界更加清晰.但磁场强度的增大会导致内部磁场梯度的影响增大，使得T₂缩短. 2 MHz测量的优势在于被测样品受内部磁场梯度影响较小，对T_E的要求弱于21 MHz.开展页岩油岩心实验室测量时，根据2.2节所言会尽可能使用较小的T_E，而且具有纳米孔特征的页岩油孔隙尺寸很小，因此实验室测量时受到内部磁场梯度的影响将会非常小.所以综合考虑，对于页岩油储层建议使用信噪比高、耗时较少的高频NMR仪器测量.

图5

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图5 不同磁场强度下，回波间隔0.08 ms、14组回波的饱和恢复采集序列得到页岩油岩心原样的T₂-T₁二维谱. (a)共振频率为2 MHz；(b)共振频率为21 MHz

Fig. 5 T₂-T₁ spectra of shale oil core samples obtained from saturation recovery acquisition sequence with 14 sets of echo at 0.08 ms echo interval and different magnetic field strengths. (a) Resonance frequency of 2 MHz；(b) Resonance frequency of 21 MHz

2.4 回波组数的影响

由于无论哪种测量序列，都需要采用不同T_w的多组回波进行测量，从而加载T₁弛豫信息，理论上回波组数越多，T₁维度的测量就越精确，但同时也越耗费时间.针对古龙页岩油岩心X-4饱油样品，在21 MHz的MesoMR23-060H-I仪器上分别采用15组T_w（8 000、4 000、1 000、500、200、100、50、20、10、5、2、1、0.5、0.25、0.075 ms）、9组T_w（4 000、500、200、50、10、5、2、1、0.25 ms）、5组T_W（4 000、200、10、2、0.25 ms）和3组T_w（4 000、10、1 ms）回波在反转恢复测量序列进行了实验，T_E为0.08 ms.由图6可知，随着回波组数的减小，T₂维度信号分辨率受到影响较小，T₁维度信号的分辨率受到的影响严重. 回波组数变小时，T₁维度信号出现拖曳现象，信号不收敛.当回波组数小于5组时，已经无法确定流体信号准确的T₁位置.因此建议在岩心实际测量过程中，不同T_w的回波组数不少于9组.

图6

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图6 21 MHz仪器上使用0.08 ms回波间隔、反转恢复采集序列，采用不同等待时间回波组数采集的页岩油岩心饱油样的T₂-T₁二维谱. (a) 15组；(b) 9组；(c) 5组；(d) 3组

Fig. 6 T₂-T₁ spectra of shale oil core sample with oil-saturation obtained using 0.08 ms echo interval and inversion recovery acquisition sequence with different waiting time echo groups on 21 MHz instrument. (a) 15 groups; (b) 9 groups; (c) 5 groups; (d) 3 groups

3 井场移动式全直径岩心NMR扫描

井场移动式全直径岩心NMR扫描技术是建立NMR测井和实验室岩心NMR分析的桥梁，在纵向分辨率方面弥补了NMR测井的短板，在测量样品的时效性方面优于实验室岩心NMR分析，其重要的影响因素是测量所使用的T_E和最短T_w.

3.1 T_E的影响

目前在我国服务的移动式全直径NMR岩心扫描设备测量参数比较固定，例如俄罗斯移动式NMR岩心装置共振频率约为7 MHz，T_E设置范围为0.4~0.8 ms，最短T_w设置范围1~10 ms，回波组数为10组，回波个数为700.

对于页岩油储层，由于其弛豫时间较短，应尽量采用较小的T_E以增强前端短弛豫信号的探测范围和精度.图7是采用苏州纽迈研发的全直径岩心NMR测量分析仪，回波组数为8组，回波个数为800，在最短T_w为1 ms、T_E分别为0.4 ms和0.8 ms的情况下，测量深度点为2 455.35 m的古龙页岩油全直径岩心的T₂-T₁二维NMR谱，可以看出0.4 ms的探测精度和对前端信号的分辨率都相对较高.但需要注意的是若样品中存在较长弛豫时间组分（如超过100 ms），由于回波个数700的限制（最多可采集到弛豫时间为280 ms的回波信号），可能会导致回波采集不充分而造成二维谱后端信号不收敛.

图7

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图7 全直径岩心在最短T_w为1 ms，采用不同回波间隔（T_E）测量得到的T₂-T₁二维NMR谱. (a) T_E=0.4 ms；(b) T_E=0.8 ms

Fig. 7 T₂-T₁spectra obtained using different echo interval (T_E) values for full diameter cores. (a) T_E=0.4 ms；(b) T_E=0.8 ms

3.2 最短T_w的影响

T_w的分布决定了流体组分的T₁维度信息，定义所有不同回波中T_w最短回波对应的T_w为最短T_w.页岩油储层具备短弛豫组分特征，其T₁较小.为了提高T₁维度的分辨率，尽量测量完整T₁组分信息，需要在满足仪器稳定的情况下，尽可能设置较小的最短T_w.图8为采用苏州纽迈研发的全直径岩心NMR测量分析仪，对深度点为2 493.85 m的古龙页岩油全直径岩心，在T_E= 0.4 ms时采用最短T_w分别为1、2、5、10 ms时测量得到的T₂-T₁二维NMR谱.当最短T_w为1 ms时，可以明显观测到被测样品包含两种不同的组分，且位置及分界线十分清晰；随着最短T_w的增大，短弛豫组分信号在T₁维度上开始出现不收敛的现象；最短T_w增大到10 ms时，已经不能够分辨短弛豫组分信号.

图8

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图8 全直径岩心在回波间隔0.4 ms，采用不同最短等待时间（T_w）的T₂-T₁二维NMR谱. (a)最短T_w= 1 ms；(b)最短T_w= 2 ms；(c)最短T_w= 5 ms；(d)最短T_w= 10 ms

Fig. 8 T₂-T₁ spectra at an echo interval of 0.4 ms using different minimum waiting times (T_w) values for full diameter cores. (a) Minimum T_w= 1 ms; (b) Minimum T_w= 2 ms; (c) Minimum T_w= 5 ms; (d) Minimum T_w= 10 ms

4 二维NMR测井

对于页岩油储层，T₂-T₁二维NMR探测方法相比T₂-D二维NMR技术具有天然的优势，一个原因在于T₂-T₁二维NMR采集信号的原理决定了其对前端短弛豫信号的敏感度远高于T₂-D二维NMR技术；另一个原因在于T₂-T₁二维NMR探测时不需要梯度场，在均匀磁场中就可以直接采集，这也是斯伦贝谢能够率先推出专门用于非常规储层探测的CMR-MagniPHI测井仪器的原因之一^[22,23]，在原有的一维NMR测井仪基础上，改进数据采集序列即可完成T₂-T₁二维NMR谱图的测量.

图9是处理得到的某页岩油T₂-T₁二维NMR测井成果图：第一道是深度，第二道是一维T₂谱，第三道是二维NMR谱投影得到的T₁谱，第四道是二维NMR谱投影的T₂谱，第五道是NMR孔隙度，第六道是T₂-T₁二维谱（静态刻度），第七道是T₂-T₁二维谱（动态刻度）.NMR测井受限于采集条件，只有仪器制造商生产商能够改变采集参数，研究人员处理测井实际数据需要重点关注数据处理中的布点范围、平滑因子等处理参数.

图9

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图9 某页岩油核磁共振测井结果

Fig. 9 Shale oil NMR logging results

4.1 布点范围的影响

布点范围指的是在进行二维谱联合反演时给定的T₂、T₁两个维度的范围，与一维T₂谱反演类似，一般情况下会根据给定的范围进行对数均匀布点.例如斯伦贝谢的Techlog软件给定的默认值是T₂最小值为0.5 ms，最大值为3 000 ms；T₁最小值为1 ms，最大值为3 000 ms.软件在反演时会在用户给定范围内对数均分为16个网格，设置256个值；反演结束后，会将二维谱插值到64×64的网格.

一般实验室岩心分析的布点方式会从0.1 ms或0.01 ms开始，至1 000或10 000 ms结束，T₂和T₁两个维度采用相同的布点方式形成64×64个网格点（有时候也采用51×51个网格点）.图10是斯伦贝谢CMR-MagniPHI二维测井仪器测量的吉木萨尔页岩油X-24井，深度为3 420.6 m的T₂-T₁二维谱结果，图10(a)采用了0.1~10 000 ms范围对称布点的方式，图10(b)采用了斯伦贝谢Techlog软件默认布点方式，即T₂维度0.5~3 000 ms、T₁维度1~3 000 ms非对称布点方式，其中反演时的平滑因子为1.0.不同的布点方式反演得到的结果呈现的视觉效果有较大差别.当信号弛豫时间较短，处于算法布点的边界区域，可能会得到不合适的结果. 对于页岩油储层的T₂-T₁二维NMR井下测量，斯伦贝谢CMR-MagniPHI采集的T_E为0.2 ms，足以测量到短弛豫组分，建议数据处理时布点范围给定为0.1~10 000 ms，能够得到图10(a)所示的较为完整的流体信号响应.

图10

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图10 NMR测井数据采用平滑因子为1.0，不同布点范围处理得到的T₂-T₁二维NMR图. (a) 0.1~10 000 ms对称布点；(b) 0.5/1.0~3 000 ms非对称布点

Fig. 10 T₂-T₁ 2D NMR spectra obtained from NMR logging data with a smoothing factor of 1.0 and using different deployment ranges. (a) 0.1~10 000 ms symmetrical placement; (b) 0.5/1.0 ~3 000 ms asymmetric placement

4.2 平滑因子的影响

与一维T₂谱反演算法类似，T₂-T₁二维谱多回波联合反演算法的实质，仍旧是求解一个超定方程的非负最优解问题，噪音的存在使得各种求解算法中均需要设置一个“平滑因子”，用来平衡噪音对结果的扰动.不同的平滑因子在信噪比不同的数据中所起到的作用有所差异.对斯伦贝谢CMR-MagniPHI NMR测井数据中同一个深度点数据中采用不同的平滑因子进行反演，其中布点都采用斯伦贝谢Techlog软件默认布点方式，得到不同平滑程度的二维谱，如图11所示.

图11

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图11 不同平滑因子处理得到的NMR测井数据的T₂-T₁二维谱. (a)平滑因子为0.5；(b)平滑因子为1.0；(c)平滑因子为5.0；(d)平滑因子为10.0

Fig. 11 T₂-T₁ spectra of NMR logging data with smoothing factors of (a) 0.5, (b) 1.0, (c) 5.0, and (d) 10.0

由图11可以看出随着平滑因子的增加，谱图中弛豫组分的边界越来越模糊.页岩油储层孔隙度较小，测量的流体信号存在噪音，平滑因子较大时难以区分流体组分边界，而平滑因子较小时会出现噪音信号，本文认为页岩油储层二维NMR数据处理时平滑因子给定1.0较为合适.

4.3 信噪比的影响

由于测井时效的问题，NMR测井在进行数据采集时不能像实验室仪器那样，为了提高信噪比而增加扫描次数^[24].NMR测井在同一观测模式和测速情况下对观测对象的扫描次数是固定值（一般标准组为1），导致NMR测井资料各深度点采集得到的回波信噪比并不一致.一般情况下，NMR孔隙度越大，信噪比越强；NMR孔隙度越小，信噪比越低.为了研究信噪比对T₂-T₁二维NMR测量结果的影响，将NMR孔隙度分为优、良、中、差（划分标准以15%、10%、5%为界限）观察了不同NMR孔隙度情况下二维NMR谱的特征.

图12是优、良、中、差四种储层T₂-T₁二维谱的动态刻度及静态刻度图，其中布点为0.1~10 000 ms范围对称布点，平滑因子为1.0.从静态刻度图中可以看到随着储层NMR孔隙度减小，二维NMR谱中的信号也变弱，动态刻度图中信号变得杂乱且在理论中不应当出现信号的位置出现了信号，如左上角T₁/T₂> 10 000和T₁/T₂< 1区域的信号.整体来看，NMR孔隙度小于5%的差储层，NMR信号已经很难反应储层的真实信息；孔隙度在5%~10%的储层中主体信号可以辨析，但在T₁/T₂比值较大的地方出现较强的噪音信号；孔隙度在10%~15%的储层中，主体信号清晰可辨，会在局部边界出现较弱的噪音信号；当孔隙度大于15%时，NMR信号较强，可以得到与实验室质量相当的二维NMR图谱.

图12

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图12 不同信噪比储层数据的T₂-T₁二维谱

Fig. 12 T₂-T₁ spectra of reservoir data with different signal-to-noise ratios

5 结论

（1）实验室进行页岩油岩心样品T₂-T₁二维NMR实验时，测量序列对实验结果的影响较小，相同条件下，采用反转恢复法可以得到更加精确的结果；T_E对短弛豫组分影响较大，建议在保证仪器稳定前提下尽可能用较小的T_E；磁场强度对页岩油岩心样品弛豫组分的探测有一定影响，需要根据实际需求选择合适的设备进行测量；无论哪种测量序列建议回波组数不少于9组.

（2）在井场进行页岩油全直径岩心T₂-T₁二维NMR扫描时，若没有大于100 ms的弛豫组分，建议采用最小的T_E进行扫描；对于页岩油岩心，最短T_W应至少设置为1 ms，以保证快弛豫组分T₁维度的收敛.

（3）T₂-T₁二维NMR测井受限采集条件，在进行数据处理时需要注意布点范围的差异带来的影响；反演时候给定的平滑因子对二维谱的影响也需要考虑；不同孔隙度层段得到的信噪比差异较大，NMR孔隙度小于5%时，二维NMR结果将不可靠.

利益冲突

无

参考文献

原文顺序

文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

[1]

SONG

Y Q

Low field magnetic resonance: multi-dimensional experiments of relaxation and diffusion

[J]. Chinese J Magn Reson, 2015, 32(2): 141-149.