高精度核磁共振仪器为页岩油评价提供依据
导读：斯伦贝谢公司推出高精度核磁共振仪器CMR-MagniPHI，主要针对有机页岩和非常规页岩，上限温度177℃，共振频率2MHz，可以从非常小的孔隙中获取高清核磁共振数据，提高对不同流体类型的识别。
斯伦贝谢公司推出高精度核磁共振仪器CMR-MagniPHI，主要针对有机页岩和非常规页岩，上限温度177℃，共振频率2MHz，可以从非常小的孔隙中获取高清核磁共振数据，提高对不同流体类型的识别。
该仪器在回波间隔只有200μs的情况下,进行连续的T1纵向弛豫时间测量,确定出页岩孔隙度和储层流体类型和体积，用于求解可动油和不可动油、高黏度碳氢化合物、游离水、毛细管束缚水和黏土束缚水。除了在储量计算方面有更大的确定性外,还为页岩气储层侧向钻井钻遇点的选择、设计工程完井和压裂作业提供了新技术。
测量原理
与CMR(PLUS)一维核磁共振测井仪器不同，CMR-MagniPHI高分辨核磁共振测井仪在测量得到更加精确的孔隙度信息的同时，能够对T1和T2谱进行测量，从而提供T2-T1二维谱信息。通过T1差异，可以识别出可动油、不可动油、高粘度烃、自由水、毛管束缚水和粘土水。在页岩油气储层勘探开发中，将T2、T1弛豫谱结合，可以从有机质页岩最小孔隙度中获取高分辨核磁共振数据，以提高对不同流体类型的识别能力。
CMR-MagniPHI 服务采用质子计数来利用 NMR 对氢原子的敏感性与服务的短回波间隔相关。这种评估 GIP 的方法提供了对整个页岩的直接和连续测量，独立于压力、温度或其他常用模型参数，而不管气体是游离的还是被吸附的，也不需要岩心。
测量技术指标
输出参数
纵向弛豫时间(T1)和横向弛豫时间(T2)分布的连续测量；
总孔隙度；
高清测绘图和连续测井曲线；
可动和不可动油；
高黏度烃；
游离水、毛细管束缚和黏土束缚水；
多种渗透率相关性；
MRF核磁共振流体识别油、气、水体积测井曲线及油黏度；
水和油T2分布；
校正后的含烃渗透率；
油水测井均值T2分布。
测井速度/(m·h-1)
束缚流体模式:549；
长T1 环境:244；
T1 T2 模式:137；
测量范围
孔隙度:0~100p.u.
最小回波间隔:200μm
T2 分布:0.3ms~8.0s
标称的原始信噪比:32dB
垂直分辨率/cm
静态:测量孔径15.24
动态(高精度模式):三级平均垂直分辨率22.86
动态(标准模式):三级平均垂直分辨率45.72
动态(快速模式):三级平均垂直分辨率76.20
精度/p.u.
总NMR孔隙度标准偏差:温度为24℃时，三级平均为±1.0
NMR游离流体孔隙度标准差:24℃时，三级平均为±0.5
探测深度/cm
盲区(2.5%):1.27；
中值(50%):2.84；
最大值(95%):3.81
机械技术指标
实践应用
2021年第二季度，斯伦贝谢的新技术在全球各国得到越来越多的采用。以中国为例，斯伦贝谢首次部署了CMR-MagniPHI 高清核磁共振服务，完成了中国石油最大的页岩油勘探项目在大庆油田的测井作业。CMR-MagniPHI服务孔隙度和流体测绘数据，结合FMI-HD高清地层显微成像仪和Litho Scanner高清光谱服务数据，使中国石油能够确定可动油的存在，这成为页岩油评价的关键。
核磁共振(NMR)来源于：石油圈
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