摘要：在面对复杂岩性地层时，相对于传统的声波、中子、密度三孔隙度测井，核磁共振测井具有对流体和骨架敏感性高，不受放射性物质影响等特点。实际测量时，核磁共振会受到地层因素、井眼环境、仪器因素等影响。核磁共振测井技术经过不断的改进，不但能够提供渗透率参数，还可以提供与矿物成分无关的总孔隙度、油气水饱和度以及原油的黏度等，本文旨在简要介绍核磁共振测井技术的测量原理，并通过举例来简要介绍核磁共振测井在评价砂泥岩储层和复杂储层上的优越性。
　　关键词：复杂储层；核磁共振（NMR）；测井观测模式；储层评价
　　1 基本测量原理
　　核磁共振（NMR）指的是原子核對磁场的响应。即若在与稳定磁场垂直方向上加一射频磁场，当交变磁场的频率与氢核的核磁共振频率相同时，处于低能位的氢核将吸收能量，转变为高能态的核，这一现象即称之为核磁共振。
　　核磁共振测井原理的核心之一是对地层施加外加磁场，使氢原子核磁化（极化）。极化不是瞬间完成的，而是按照指数规律进行的。极化的时间常数用纵向弛豫时间（T1）来表示，它与孔隙度的大小、孔隙直径的大小、孔隙中流体的性质，以及地层的岩石物理性质等因素有关。实验分析的结果证明，完全极化所需要的时间Tw至少为3倍的T1。电磁波脉冲的能量决定切片内磁化矢量扳倒的程度，其时间间隔用TE表示。
　　2 核磁共振测井观测模式
　　单Tw/单TE模式（标准T2测量），用于测量泥质束缚水、毛管束缚水、视有效孔隙度和视总孔隙度。双Tw/单TE模式，除具有单Tw/单TE模式的应用之外，还可用于识别轻烃。单Tw/双TE模式，除具有单Tw/单TE模式的应用之外，还可用于识别黏度较高的油。双Tw/双TE模式，可以测量泥质束缚水、毛管束缚水、视有效孔隙度和视总孔隙度以及对轻烃、高黏度油的识别和定量分析。
　　3 核磁共振测井主要用途
　　核磁共振测井可以提供准确的岩石物理参数，包括总孔隙度、有效孔隙度、粘土束缚水含量、毛管束缚水含量、渗透率等；可进行孔隙结构的评价和有效储层的划分；可进行流体识别与定量评价；预测原油黏度等。
　　4 应用实例浅析
　　a井砂砾岩体储层（井段4344.5～4357m）的砾石以片麻岩为主，利用自然电位、自然伽马曲线计算泥质含量和划分储层存在困难。从核磁共振测井资料分析得出，核磁共振测井T2谱从3946m可动峰明显增加，处理结果显示可动流体孔隙度增大，可划分为有效储层，确定其孔隙度下限为6%。试油日产油0.838吨，水3.41方；压裂后，日产油15.2方，水5.31方。
　　图3 b井核磁共振综合测井图
　　图3中，常规曲线显示不明显，录井为油泥岩，邻井也未发现油藏，分析核磁共振测井资料，含烃信号明显，增加井壁取心后见油浸、油斑及油迹显示，解释油层5.5m。后经试油证实：压裂后，日产油14.5t，日产水0.35m3。
　　参考文献：
　　[1]肖立志等著.核磁共振测井原理与应用[M].北京：石油工业出版社，2015.8
　　[2]肖立志等著.成像测井学基础[M].北京：石油工业出版社，2016.10