简介:我们给出由核磁共振(NMR)测井曲线得到T1/T2app比值与T2app图像的二维反演方法,这些NMR曲线是用多等待时间(TW)采集的,这项技术对探测天然气和反凝析油特别实用可靠,我们能够用反演出的资料评价含气饱和度和凝析油饱和度,尤其是在有大的扩散反差情况下,而大的T1/T2~反差存在使这项技术更适合识别出液体(水和油)中的天然气。不用分别地反演一维T1和T2app,或者进行二维T1和T2的联合反演,采用直接反演T1/T2app与T2app会有一定的好处。第一,气体T1/T2app与液体T1/T2app的反差大能够在T1/T2app与T2app图像上给出有助于解释的清晰信号;第二,我们通过选择频率(或磁场梯度)和回波间隔TE,能够将气体的T2app限制在很窄的时间范围内,如50—150毫秒。因此,在T1/Tapp和T2app图像上气信号的位置总是定义窄的,这样会使解释更简单;第三,物理限制,如T1/Thapp能易于应用,因此减少某些因噪音引起的不确定性。而且,由基于预定时间(即bin)的T1和T2分布构建T1/T2app比值常常是困难的,因为反演的人为因素和噪音影响使逐bin计算几乎不可能,因此,仅计算有明显气显示的气井的bin与bin的比值,而新的处理计算即使在含气饱和度相对低时或回波信号相对嘈杂(例如饱和盐水泥浆井)时也能很好地进行。由反演的T1/Tapp,我们能从相应的T2app谱重建T1谱。两口气井实例证实了这种方法要比气井评价的其他1D和2D反演技术好。在第1个实例中,与在纯砂岩气井中测量的NMR数据组的SIMET反演做了对比;在第2个实例中,为复杂岩性,中子一密度交叉不明显。除此之外,我们能够用T1/T2app方法识别天然气,而且,我们通过设定T1和T1/T2app的阈值能够评价冲洗带含气饱和度和经过含氢指数校正的孔隙度。
简介:在1999年春天,BurlingtonResources公司开始对圣胡安盆地Lewis页岩层段的压裂增产措施进行研究,目的是确定液态CO2加砂压裂(干压)作业在Lewis页岩中的可行性,并比较液态CO2加砂压裂与用水基系统压裂油井产量的变化。通过产量对比和试井资料定量评价干式压裂技术的压裂效果。Lewis页岩分布于整个圣胡安盆地,是深度大约为4000ft的Mesaverde组中的一部分。在1999年压裂处理的井中,有26口井采用了液态CO2加砂压裂技术,这是一种无水增产措施。其余的井(46口)则用氮气泡沫水基液体进行压裂。先前对Lewis页岩层段的研究工作认为当凝胶液进入低渗透且具有天然裂缝的地层中时,能引起渗透率的降低。通过采用干式压裂方法采用无水基液对Lewis页岩层段进行压裂和支摔可以消除或减少对天然或人工裂缝的渗透率的伤害。